套管綜合磨損效率模型研究

譚雷川， 鐘廣榮， 高德利(中國科學院院士)

1中國石油集團川慶鉆探工程有限公司川西鉆探公司 2中國石油集團川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司 3石油工程教育部重點實驗室·中國石油大學(北京)

0 引言

套管磨損是鉆井工程領域的一個非常普遍的問題，前人進行了大量的研究。Russel等[1]人利用室內小型磨損試驗機，最先初步揭示了套管磨損的原因，認為影響套管磨損的主要因素有狗腿嚴重度、鉆桿接頭耐磨帶以及套管材料研磨情況。Bradley和Fontenot[2]用外徑114 mm、鋼級X- 95和P- 110的鉆柱與外徑12 mm的鋼絲繩進行了往復磨損測試。通過觀察從試驗現場回收的磨損套管試樣，發現鉆柱接頭的周向運動是影響套管磨損的一個重要的因素，而鉆柱在井筒中的往復運動所造成的磨損行為可以忽略不計。基于大量的理論和實驗，Williamson[3]發現套管磨損的機理主要是磨粒磨損，而磨損速率主要取決于接觸力和轉盤轉速。Schoenmakers[4]通過模擬套管磨損操作，認為足夠光滑的耐磨帶能有效地減輕套管磨損程度。Gao和Sun[5]在基于Williamson[3]的研究基礎上，將影響套管磨損影響因素之一的接觸力替換為接觸應力，建立了非線性套管磨損模型。Sun等[6]基于上述研究進行了室內試驗驗證，研究結果表明模型考慮到了磨合磨損階段會使得套管磨損預測更加精確。Tan和Gao[7]考慮到了大位移井和超深井中固井質量以及地應力對井筒完整性的影響，建立了基于套管橢圓度的套管磨損預測模型。考慮到套管制造工藝所造成的偏心誤差，Tan等[8]將此類情況引入到套管磨損預測模型中，提高了套管磨損預測精度。Tan等[9- 10]基于前人對鉆井過程中的復雜井況的研究[11- 14]，考慮到了鉆柱渦動、屈曲等井況，建立了相應的模型，有效地提高磨損預測的準確性。

而上述所有研究的核心理論中都離不開磨損效率的核心理論，油氣田現場最常用的磨損效率模型是由White和Dawson于1987年提出的，該方法有效地將鉆進過程中各個影響套管磨損的工程施工參數與套管磨損幾何形狀結合在一起[15]。但是，White和Dawson的磨損效率模型只是對套管磨損問題中磨損摩擦副之一的套管內壁磨損情況進行了研究，而構成此摩擦副另一半——鉆柱接頭磨損情況的研究還尚未有見報道。對于油氣田現場鉆井操作人員來說，同時了解鉆柱接頭磨損情況和套管內壁磨損情況有助于我們更加有效地預測并防范井下事故，從而保障鉆井過程的安全性和可靠性。因此，有必要對White和Dawson的磨損效率模型進行修正補充，從而使得磨損效率模型的意義更加完整。

1 套管綜合磨損效率模型建立

White和Dawson[15]基于Rabinowicz[16]和Archard[17]提出的磨損系數的概念以及對套管磨損機理的研究，用摩擦力替代了側向力，構建了套管磨損預測中最常用的磨損效率模型。在該模型的基礎上，將鉆柱接頭磨損情況引入，對原磨損效率模型進行改進，可以得到鉆柱接頭與套管內壁所組成的摩擦副的整體磨損效率情況，稱之為綜合磨損效率。因此，所建立的套管綜合磨損效率模型的表達式如下所示：

(1)

Uc=VcHc

(2)

Utj=VtjHtj

(3)

Ut=μFL

(4)

將式(2)～式(4)代入式(1)可得：

(5)

式中：Ea—綜合磨損效率系數，無量綱；Uc—套管內壁磨損吸收的能量，J；Utj—鉆柱接頭磨損吸收的能量，J；Ut—總輸入機械能量，J；Vtj—鉆柱接頭金屬磨損體積，cm3；Htj—鉆柱接頭鋼材布氏硬度，kPa；Vc—套管金屬磨損體積，cm3；Hc—套管鋼材布氏硬度，kPa；μ—滑動摩擦系數，無量綱；F—接觸力，N；L—滑移距離，cm。

為了更好地闡釋磨損機理，在這里提出套管磨損體積比和套管磨損效率比的概念。

套管磨損體積比是指套管與鉆柱接頭所組成的摩擦副，在經過一定時間、一定壓力的接觸性磨損后，套管所消耗的磨損體積與套管、鉆柱接頭所磨損的總體積之比。它反應了套管在磨損中所占的體積比重。

套管磨損效率比是指套管與鉆柱接頭所組成的摩擦副，在經過一定時間、一定壓力的接觸性磨損后，套管受到磨損的效率與套管、鉆柱接頭所磨損的總效率之比。它反應了套管磨損在總摩擦副磨損中的難易程度。

(6)

(7)

式中:ηc—套管磨損體積比，無量綱；Vfp—摩擦副磨損體積，m3；κc—套管磨損效率比，無量綱；Ec—套管磨損效率系數，無量綱；Etj—鉆柱接頭磨損效率系數，無量綱。

2 磨損測試試驗

2.1 試驗程序與參數

本試驗采用了摩爾石油工程實驗室的全尺寸套管磨損測試裝置。

基于所建立的模型，三種常用鋼級(N80，C90和P110)套管與S135鉆柱接頭組成的摩擦副在兩種現場常用鉆井液(水基和油基)中進行了全尺寸套管磨損測試試驗。試驗套管材料的物化特性檢測結果如表1和表2所示，鉆井液性能參數如表3所示，試驗參數均符合API標準。其中三種鋼級套管外徑規格均為244.5 mm，鉆柱接頭外徑為172 mm且未敷焊任何耐磨帶材料，鉆柱接頭表面粗糙度范圍約為6×10-5～1.3×10-4μm。

表1 套管物理特性

表2 化學成分分析結果 單位：wt%

表3 鉆井液性能參數

三種常見套管磨損摩擦副組合N80/S135，C90/S135和P110/S135在2103.76N、5264.35N、7894.31N三種不同接觸力、三種不同石灰石加重劑下進行了共22組磨損測試試驗，其中水基鉆井液11組，油基鉆井液11組。根據Sun[6]的實驗研究表明，磨損測試過程中斷與否不會對磨損預測最終結果造成影響。基于此理論，9、10、19號試驗每間隔60 min中斷測量一次。

測量了套管磨損體積和鉆柱接頭磨損體積，帶入所建立的模型式(5)，進而計算得到一系列綜合磨損效率系數(見表4)。

表4 部分磨損測試結果

2.2 試驗結果分析

基于上述試驗，得到接觸力、鋼級、鉆井液類型、加重劑對磨損效率的影響情況，下面就試驗結果進行詳細分析說明。

(1)不同鋼級摩擦副的綜合磨損效率系數與單一磨損效率系數在不同鉆井液中隨接觸力的變化情況如圖1所示。

圖1 不同鋼級摩擦副的綜合磨損效率系數與單一磨損效率系數在不同鉆井液中隨接觸力的變化情況

由圖1可以看出，考慮了鉆柱接頭的綜合磨損效率系數要明顯大于White和Dawson模型中只考慮套管內壁磨損的單一磨損效率系數；對于同一鋼級摩擦副，水基鉆井液會加劇摩擦副的磨損，其中比油基鉆井液高34.29%～81.06%，且構成摩擦副的兩種材料鋼級越接近，磨損效率系數越大，這是由于物化性質越相似的兩種材料，摩擦中相互奪取對方物體表面原子的能力越強。

隨著接觸力的增大，對于同一種摩擦副來說，綜合磨損效率系數和單一磨損效率系數都降低，造成這個的原因可能是在式(1)和式(5)中，由于鉆柱接頭和套管內壁所造成的磨損能量損失增量小于試驗所設置的接觸力增大所消耗的總功增量所致。

(2)N80/S135摩擦副在不同密度石灰石加重劑下的套管磨損體積比隨套管磨損體積的變化關系情況如圖2所示。

圖2 N80/S135摩擦副在不同密度石灰石加重劑下的套管磨損體積比隨套管磨損體積的變化關系

對于同一鋼級摩擦副，隨著石灰石加重劑密度的增加，套管磨損體積會隨之增加，但套管磨損體積比會減小，表明較高密度的石灰石加重劑會導致鉆桿接頭磨損速率大于套管磨損速率。摩擦副在石灰石加重劑條件下摩擦，加重劑的磨粒會在試件表面上犁削出許多溝槽和裂紋，金屬材料表面呈現脆性脫落，加劇試件磨損情況，磨粒磨損對鉆桿接頭金屬原子的掠奪能力大于套管，是因為形成的磨粒強度與試驗鉆桿接頭強度接近所致。

(3)套管磨損效率比在不同類型鉆井液中隨套管磨損體積比的變化關系情況如圖3所示。

圖3 套管磨損效率比在不同類型鉆井液中隨套管磨損體積比的變化關系

從圖3可以看出，套管磨損效率比與套管磨損體積比呈明顯的正相關性，且對于相同套管磨損體積比在水基鉆井液中的套管磨損效率比要大于油基鉆井液中的套管磨損效率比，且相同套管磨損體積比增量所導致的在水基鉆井液中的套管磨損效率比的增幅要略微大于在油基鉆井液中的情況。因為油基鉆井液是以油為分散介質，有機土為分散相的鉆井液，其潤滑性較好，能減小磨損。

(4)材料磨損體積與測試轉數的關系變化及擬合情況如圖4所示。

圖4 材料磨損體積與測試轉數的關系變化

圖4所示，對不同石灰石加重劑密度，不同接觸力，不同摩擦副類型進行了三組試驗，經過數據擬合后可以看出，材料磨損體積與測試轉數呈明顯的正相關性；對轉數超過120 000轉的測試穩定點進行計算，結果表明套管磨損體積約占綜合磨損體積的97%(即套管磨損體積比)，該數值可為油氣田現場評價套管磨損體積或總摩擦副磨損體積提供參考。

3 現場應用

流花系列井位于中國南海海域，中國香港東南方向240 km處，是中海油湛江分公司開發的大位移井，同時也預測了另一口該海域的計劃井，能有效地為該井后期鉆井過程中的保護措施提供一定的指導。

同區域的其他井由于井下條件復雜，采取了大量的套管保護措施，成本高，經常發生卡鉆事故。為了有效地避免上述情況的發生，H1井在注完?177.8 mm尾管水泥后，在?339.7 mm井段下鉆進，對上?339.7 mm P110套管進行井徑測井時，未采取套管保護措施。基于本文提出的套管綜合磨損效率模型的基礎上，將反演計算的方法應用于H1井來獲得套管磨損因子，然后用于預測在沒有減阻器和保護器的H2計劃井的套管磨損情況。根據鉆完相應井段后的套管磨損深度，用迭代計算的方法求得套管磨損系數，直到與井徑測試的結果相同為止。H1反演計算得到的套管磨損系數如圖5所示。結果可用于與其具有相似井身結構的計劃井。

圖5 H1井套管磨損效率系數反演

H1和H2井井身結構的關鍵點如表5所示,H2井的井身結構和H1的類似(見圖6)。基于H1井反演計算得到的套管磨損系數，其設計的井眼軌跡數據和平均鉆井參數被用來對H2井套管磨損的預測(圖7)。

圖6 H1井和H2井的井眼軌跡水平投影圖

圖7 套管磨損預測圖

表5 H1和H2井的井身結構關鍵點

H2井套管磨損預測結果表明，若通過H1井實鉆數據反演套管磨損效率系數，然后對類似工況下具有相同井身結構的待鉆井H2井進行套管磨損預測，本文建立的套管綜合磨損效率模型的計算結果略小于前人建立的套管磨損效率模型。

4 結論

(1)對于同一鋼級摩擦副，水基鉆井液會加劇摩擦副的磨損，其中比油基鉆井液高34.29%～81.06%。

(2)對于同一鋼級摩擦副，隨著石灰石加重劑密度的增加，套管磨損體積會隨之增加，但套管磨損體積比會減小，表明較高密度的石灰石加重劑會導致鉆桿接頭磨損速率大于套管磨損速率。

(3)在相同的套管磨損體積比增量條件下，水基鉆井液中套管磨損效率比增幅要稍大于油基鉆井液中的效率比增幅。

(4)對已鉆井H1井實鉆參數反演套管磨損效率系數，對類似工況下具有相同井身結構的待鉆井H2井進行套管磨損預測，本文建立的套管綜合磨損效率模型的計算結果略小于前人建立的套管磨損效率模型。