套管防磨技術(shù)在西南深井中的應(yīng)用研究

吳建忠

（中國(guó)石化西南油氣分公司，成都 610041）

套管防磨技術(shù)在西南深井中的應(yīng)用研究

吳建忠

（中國(guó)石化西南油氣分公司，成都 610041）

通過(guò)開(kāi)展影響套管磨損主要因素的研究，制定了適合套管防磨方案與施工措施，提出旨在減少套管磨損的一系列主動(dòng)防磨、被動(dòng)防磨等技術(shù)，形成了一套有效減少深井套管磨損配套技術(shù)方案?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明：大幅度降低深井套管磨損程度，為今后深井套管防磨、減磨方案制定與具體施工提供技術(shù)借鑒。

深井；套管；磨損；側(cè)向力；防磨接頭

隨著中石化在西南地區(qū)勘探開(kāi)發(fā)力度的加大，深井、定向井、大斜度井、水平井部署數(shù)量日益增多。近兩年，套管損壞問(wèn)題日漸突出，例如X101井套管變形、X11井固井回接短路、DY7井油層套管磨損等。分析原因，主要是由于鉆井過(guò)程中鉆桿與套管之間的磨損所致［1-5］。套管磨損給油氣生產(chǎn)帶來(lái)了重大損失，嚴(yán)重影響了油氣勘探開(kāi)發(fā)的步伐，形成一套切實(shí)可行的深井套管防磨、減磨配套工藝技術(shù)方案有利于擺脫當(dāng)前套損較為嚴(yán)重的局面。在該區(qū)域分別試驗(yàn)一系列防磨措施后，最終提出了以?xún)?yōu)化井身結(jié)構(gòu)為核心的主動(dòng)防磨措施，配合防磨工具合理安放為輔助手段的被動(dòng)防磨措施，可極大減緩套管磨損程度，保障鉆完井及后期增產(chǎn)施工順利，取得了較好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果，為解決深井套管磨損難題做出了有益的嘗試。

1 深井套管防磨技術(shù)難點(diǎn)

1） 根據(jù)西南地區(qū)地層三壓力特點(diǎn)，深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化空間較小，川西區(qū)域各類(lèi)井型平均井深約5 500 m，普通采用四開(kāi)制；川東北區(qū)域平均井深約6 500 m，普通采用五開(kāi)制，最后一開(kāi)采用?139．7 mm或?127 mm尾管射孔完井，鉆井過(guò)程中對(duì)上一層?193．7 mm油層套管本身存在極大磨損風(fēng)險(xiǎn)。

2） 深井段儲(chǔ)層普遍厚度大、石英含量大、巖石硬度高、可鉆性差、井眼小、機(jī)械鉆速低，純鉆率僅為40%左右，頻繁起下鉆和較長(zhǎng)鉆井周期造成鉆具對(duì)套管頻繁的旋轉(zhuǎn)磨損和拉壓磨損，對(duì)套管磨損加劇。

3） 深井段地層自然造斜率大，方位漂移變化沒(méi)有規(guī)律，局部井段井斜角變化率和狗腿變化率大也是造成深井套管磨損的重要原因。

4） 由于井口“三點(diǎn)一線(xiàn)”不正或井眼存在全角變化率較大井段，造成鉆進(jìn)中鉆具磨損井口段和全角變化率較大井段的油層套管，致使磨損后的油層套管剩余強(qiáng)度不滿(mǎn)足完井試壓、測(cè)試、儲(chǔ)層改造及開(kāi)采等施工要求。

5） 西部油田在深井鉆井過(guò)程中也采取了一定的防磨措施，但是套管事故仍時(shí)有發(fā)生，其主要原因?yàn)榉滥ゴ胧┎缓侠韺?dǎo)致了套管磨損事故。具體表現(xiàn)在：①防磨接頭材質(zhì)未經(jīng)優(yōu)選；②鉆具對(duì)套管的側(cè)向力預(yù)測(cè)不準(zhǔn)確；③防磨接頭安放位置未經(jīng)精細(xì)設(shè)計(jì)；④鉆進(jìn)中未及時(shí)更換受損防磨接頭。

2 套管防磨措施的制定

在鉆井過(guò)程中，套管鉆桿磨損是不可避免的，對(duì)如何防止、減小磨損，把磨損造成的損害經(jīng)濟(jì)合理地降到最低，目前還是一個(gè)難題。針對(duì)深井套管磨損所面臨的問(wèn)題，西南油氣分公司先后采用了一系列優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、找正井口等技術(shù)作為主動(dòng)防磨措施，實(shí)際施工中采用控制井眼軌跡、提高固井質(zhì)量和減小起下鉆等措施作為被動(dòng)防磨措施，采用鉆前磨損預(yù)測(cè)、防磨工具為保護(hù)手段的套管防磨配套技術(shù)。

2．1 主動(dòng)防磨技術(shù)措施

主動(dòng)防磨技術(shù)是指以?xún)?yōu)化井身結(jié)構(gòu)為目標(biāo)的防磨技術(shù)，結(jié)合地區(qū)工程地質(zhì)特征和實(shí)鉆情況，通過(guò)簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)，油層套管采用先懸掛后回接和全管柱油層套管接至井口的方式，從根本上達(dá)到套管防磨的目的。

由于研究區(qū)域內(nèi)深井天然氣井井控要求高，套管材質(zhì)和鋼級(jí)的選擇不僅要考慮安全要求，同時(shí)還要考慮地層和流體腐蝕因素，因此深井天然氣井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化空間較小。國(guó)內(nèi)外氣田深井大多考慮增加最后一開(kāi)次井眼尺寸的非標(biāo)套管程序，而國(guó)內(nèi)通常采用常規(guī)套管程序，且在少數(shù)勘探井中應(yīng)用。

1） 通過(guò)工程地質(zhì)三大壓力剖面與實(shí)鉆資料結(jié)合優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，從井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化上達(dá)到油層套管主動(dòng)防磨的目的。川西區(qū)域?qū)⒂蛯犹坠茏鳛樽詈?次套管完井，不在油層套管內(nèi)進(jìn)行小井眼鉆進(jìn)，從源頭上杜絕套管的磨損，同時(shí)還為非均質(zhì)性較強(qiáng)的深部?jī)?chǔ)層改造提供了更有利條件。川東北區(qū)域設(shè)計(jì)之初為五開(kāi)制井身結(jié)構(gòu)，尾管完井，后期經(jīng)反復(fù)驗(yàn)證簡(jiǎn)化了井身結(jié)構(gòu)程序，減少1層套管，增大了井眼尺寸，有效地避免了油層套管的磨損。

2） 在工程地質(zhì)條件和井控安全不滿(mǎn)足的情況下，如果井身結(jié)構(gòu)達(dá)不到簡(jiǎn)化的目的，可以考慮從下入套管程序上進(jìn)行優(yōu)化。為了保證高壓氣藏的井控安全，全井筒全部下入高強(qiáng)度套管，在油層套管下入過(guò)程中進(jìn)行優(yōu)化，采用先懸掛后回接的方式，防磨措施重點(diǎn)放在下部尾管懸掛井段，不僅提高了井筒質(zhì)量，也降低了鉆井成本。

2．2 被動(dòng)防磨技術(shù)措施

被動(dòng)防磨技術(shù)是指通過(guò)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后，最后一開(kāi)鉆井過(guò)程中仍然存在油層套管磨損風(fēng)險(xiǎn)，必須進(jìn)行套管磨損預(yù)測(cè)，通過(guò)優(yōu)選防磨工具與減磨劑、計(jì)算鉆桿與套管間的側(cè)向力以及設(shè)計(jì)防磨接頭安放位置等措施對(duì)套管進(jìn)行保護(hù)，稱(chēng)之為被動(dòng)防磨技術(shù)。

2．2．1 優(yōu)選防磨工具

目前，許多石油工具公司研制了多種套管防磨工具。通過(guò)研究區(qū)域現(xiàn)場(chǎng)的多次試驗(yàn)與綜合分析，國(guó)外WWT系列非旋轉(zhuǎn)保護(hù)套、國(guó)內(nèi)勝利油田FM系列防磨接頭以及國(guó)內(nèi)某公司代理的TF系列防磨接頭在深井鉆井過(guò)程中對(duì)油層套管的保護(hù)效果較為理想。西南區(qū)域優(yōu)選出了TF系列防磨接頭。

TF系列套管防磨接頭是根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)存在的技術(shù)問(wèn)題開(kāi)發(fā)的新型套管防磨工具，如圖1～2所示。由于采用了新型的表面材料和非金屬材料，整體式接頭采用40鉻鎳錳鋼或42鉻鉬鋼，強(qiáng)度符合要求。防磨套摩擦因數(shù)極低，具有較強(qiáng)的自潤(rùn)滑性能，自身具有較高的耐磨性，結(jié)構(gòu)合理，無(wú)鑲嵌件，使用安全可靠。

圖1 TFF系列非金屬防磨接頭

圖2 TFJ系列金屬防磨接頭

2．2．2 優(yōu)選減磨劑并提高鉆井液潤(rùn)滑性

提高鉆井液潤(rùn)滑性是減少套管磨損的重要方法之一。鉆井液中使用的減磨劑是由多種抗磨材料在高溫下合成的有機(jī)產(chǎn)品，其中含有多種活性基團(tuán)，能夠迅速吸附在鉆具和套管表面，形成高強(qiáng)度保護(hù)膜，從而降低鉆進(jìn)和起下鉆過(guò)程中鉆具對(duì)套管的磨損，起到保護(hù)套管的目的。

通過(guò)對(duì)多個(gè)公司提供的減磨劑試驗(yàn)分析對(duì)比，在鉆井液中加入適量（2%～3%）的AFC7101減磨劑，能夠有效預(yù)防鉆進(jìn)過(guò)程中鉆桿對(duì)套管的磨損，對(duì)鉆井液的性能基本無(wú)影響，有利于失水量的降低，還能降低鉆井泵的修理次數(shù)。

2．2．3 優(yōu)化設(shè)計(jì)防磨工具安放位置

套管與鉆桿間側(cè)向力大小對(duì)套管磨損的預(yù)測(cè)起著重要的作用。在大多數(shù)情況下，側(cè)向力大的位置套管磨損一般較為嚴(yán)重。因此，根據(jù)設(shè)計(jì)或?qū)嶃@井眼軌跡，結(jié)合入井鉆具組合計(jì)算側(cè)向力可以為鉆前防磨措施提供一定的依據(jù)。計(jì)算側(cè)向力的鉆柱摩阻轉(zhuǎn)矩模型有軟桿模型和剛桿模型2類(lèi)，都是以1983年Johansick首先提出的軟桿模型為理論基礎(chǔ)，所有套管受力磨損預(yù)測(cè)軟件都是以此為求解依據(jù)。Landmark鉆井軟件中Wellplan模塊能夠提供各種工況下側(cè)向力分布情況，對(duì)防磨方案制定與實(shí)施具有一定指導(dǎo)作用。

根據(jù)側(cè)向力的模擬計(jì)算以及多次現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，在側(cè)向力突出井段應(yīng)當(dāng)加密安裝防磨接頭，井口段應(yīng)根據(jù)側(cè)向力的大小適當(dāng)加以保護(hù)。通常在井口500 m以上井段每100 m安裝1個(gè)防磨接頭，而在側(cè)向力大于100 N／m處，都要考慮防磨接頭的使用。參考原則是對(duì)于大斜度井和側(cè)向力異常突出井段每20～30 m安裝1個(gè)，次之每50～60 m安裝1個(gè)，其次是每100 m安裝1個(gè)?？傮w原則以井眼軌跡為基礎(chǔ)，井口是否三點(diǎn)一線(xiàn)來(lái)綜合考慮防磨工具的安裝。

3 應(yīng)用實(shí)例

HB1-1D井為中石化西南油氣分公司部署在川東北河壩場(chǎng)構(gòu)造上的一口大斜度開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)井。該井完鉆井深5 810 m，下部井斜較大，在井深5 167．03 m處最大井斜角67．98°，最大全角變化率8．63°／30 m（井深4 082．38 m）。加上四開(kāi)回接固井質(zhì)量較差，有3 268 m未固井段，為該井油層套管保護(hù)帶來(lái)了極大困難。如果五開(kāi)鉆井不對(duì)油層套管采取套管防磨措施，將對(duì)后期鉆井完井增產(chǎn)措施帶來(lái)重大安全隱患。

3．1 鉆前防磨技術(shù)措施設(shè)計(jì)

為了避免該井五開(kāi)鉆進(jìn)時(shí)油層套管出現(xiàn)磨損事故，鉆前分別利用專(zhuān)業(yè)鉆井軟件按五開(kāi)鉆具組合計(jì)算側(cè)向力（如圖3所示），然后根據(jù)側(cè)向力計(jì)算結(jié)果異常段以及井口三點(diǎn)一線(xiàn)的偏斜情況，確定防磨接頭安放位置。由計(jì)算結(jié)果可以看出：該井在以下井段側(cè)向力呈不正常變化：0～500 m、680～740 m、1 150～1 215 m、1 550～1 715 m、2 080～2 120 m、4 010～4 120 m、4 120～5 413 m、5 410～5 413 m。因此，在鉆井施工時(shí)在這些井段應(yīng)采取防磨措施，對(duì)側(cè)向力異常突出井段套管進(jìn)行重點(diǎn)保護(hù)。

圖3 五開(kāi)滑動(dòng)、旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)套管內(nèi)鉆柱側(cè)向分布

通過(guò)多方論證與試驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)施工中采取了TFF系列非金屬防磨接頭與AFC7101減磨劑配合使用的雙效防磨方案。根據(jù)側(cè)向力計(jì)算模擬結(jié)果確定防磨接頭安放位置和數(shù)量（如表1所示），根據(jù)實(shí)際入井鉆井液類(lèi)型和性能，篩選出適合該井的減磨劑及其加量：加入AFC7101減磨劑，體積為入井鉆井液體積的2%。

表1 防磨接頭安放位置及數(shù)量

3．2 鉆后防磨效果

1） 現(xiàn)場(chǎng)加入5個(gè)防磨接頭后，鉆井液排量與鉆進(jìn)時(shí)一致，泵壓只上升0．5 MPa，單只接頭流阻增加值為0．1 MPa。試驗(yàn)證明：該井井內(nèi)鉆柱上加上43只減磨接頭，不會(huì)影響正常鉆井作業(yè)。

2） 選取的減磨劑與HB1-1D井的鉆井液進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)配伍性試驗(yàn)，具有良好的配伍性。加入2% AFC7101型減磨劑后鉆井液性能無(wú)明顯變化，鉆井液摩阻稍有下降，鉆井液中氣泡減少，對(duì)鉆井液流變性基本無(wú)影響，對(duì)鉆井液API和HTHP濾失量起一定的降低作用；有效降低極壓潤(rùn)滑系數(shù)，一旦鉆井液中停止使用潤(rùn)滑劑，潤(rùn)滑劑的功能被減磨劑替代。

3） 該井四開(kāi)起下鉆附加阻力均低于100～150 k N，鄰井井深約3 000 m、井斜約23°時(shí)起下鉆阻力超過(guò)300 k N，說(shuō)明該井采取的防磨措施在很大程度上起到保護(hù)套管作用。

4） 鉆進(jìn)時(shí)采用磁鐵每隔2 h收集1次磁鐵吸附物，吸附物應(yīng)為鉆進(jìn)時(shí)產(chǎn)生并遺留在鉆井液中的鐵屑，清洗烘干稱(chēng)重。磁鐵吸附物從最初的2 200～2 300 g逐漸減少到500 g左右，磁鐵吸附物明顯減少。防磨措施起到了明顯效果。圖4為實(shí)際吸附鐵屑變化情況。

圖4 實(shí)際吸附鐵屑變化示意

5） 從磨損情況看，下部防磨接頭的防磨套磨損較上部大一些，很大程度上是由于上部鉆具轉(zhuǎn)動(dòng)主要為自轉(zhuǎn)，下部鉆具轉(zhuǎn)動(dòng)表現(xiàn)為公轉(zhuǎn)與自轉(zhuǎn)相結(jié)合，導(dǎo)致磨損較大。出井的接頭上防磨套主要磨損在其內(nèi)壁，表現(xiàn)為防磨套和接頭本體之間的磨損，證明防磨接頭起到了很好的套管保護(hù)作用。圖5為防磨接頭入井前后尺寸變化情況，反應(yīng)出井下側(cè)向力大小及防磨效果。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)記錄，磨損最為嚴(yán)重的7只減磨套外徑磨損到144～145 mm。本井五開(kāi)無(wú)修泵記錄，防磨接頭使用552 h后，防磨套均活動(dòng)正常，未出現(xiàn)防磨套卡死現(xiàn)象。

圖5 TF系列防磨接頭入井前后尺寸

6） 該井油層套管試壓60 MPa，試壓合格，滿(mǎn)足了后期完井增產(chǎn)施工的需要。從實(shí)際施工情況分析，該井油層套管防磨措施制定是切合實(shí)際，有效地防止或減少了套管的磨損。

4 結(jié)論

1） 套管與鉆柱間的側(cè)向力是造成套管磨損的重要因素。在側(cè)向力異常的井段安放防磨工具能在很大程度上減少套管磨損，起到了良好的防磨效果，有力地保障了井下鉆井工作的安全。

2） 以井身結(jié)構(gòu)、套管程序與鉆井工藝的優(yōu)化為核心主動(dòng)防磨措施，配合鉆前預(yù)測(cè)、防磨工具合理安放為輔助手段的被動(dòng)防磨措施可減緩套管磨損程度，有效地保障鉆井后期井下作業(yè)施工順利進(jìn)行。

3） TF系列防磨接頭與減磨劑配合使用優(yōu)于單一防磨方案，對(duì)套管磨損平均降低率達(dá)70%以上，相同條件下對(duì)比鐵屑吸附量下降達(dá)38%，防磨效果十分明顯，減少了深井鉆井過(guò)程中的套管磨損。

［1］于會(huì)媛．深井、超深井中套管磨損機(jī)理及試驗(yàn)研究發(fā)展綜述［J］．石油礦場(chǎng)機(jī)械2006，35（4）：4-7．

［2］侯勇?。坠苣p研究進(jìn)展［J］．鉆采工藝，2001，24（5）：72-74．

［3］楊進(jìn)，朱虎軍，于海永，等．套管磨損防護(hù)技術(shù)應(yīng)用研究［J］．石油鉆采工藝，2006，28（3）：10-12．

［4］王衛(wèi)，馬清明，徐俊良，等．套管減摩接頭的研制與應(yīng)用［J］．石油鉆探技術(shù)，2003，31（3）：38-39．

［5］林元華，付建紅，施太和，等．套管磨損機(jī)理及其防磨措施研究［J］．天然氣工業(yè)，2004（7）：58-67．

Study of Casing Wear Prevention Technology Application in Deep Well in Southwest China

WU Jian-zhong
（Southwest Petroleum Branch，Sinopec，Chengdu 610041，China）

Through the study of main factors of the influence of casing wear，the formulation of suitable casing wear prevention scheme and construction measures，proposed to reduce casing wear a series of active wear，passive wear technology，has formed a set of effective reduction of deep well casing wear matching plan．Through the construction practice，greatly reduce the deep well casing wear degree，for the future of casing wear away wear prevention plan and concrete construction to provide certain reference to the corresponding technology．

deep well；casing；wear；lateral force；blast joint

TE931．2

A

1001-3482（2014）01-0084-04

2013-08-06

吳建忠（1978-），男，重慶忠縣人，工程師，碩士研究生，主要從事油氣開(kāi)發(fā)工程設(shè)計(jì)與科研工作，E-mail：wjz78313＠163．com。