套管防磨技術在西南深井中的應用研究

吳建忠

（中國石化西南油氣分公司，成都 610041）

套管防磨技術在西南深井中的應用研究

吳建忠

（中國石化西南油氣分公司，成都 610041）

通過開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防磨、被動防磨等技術，形成了一套有效減少深井套管磨損配套技術方案。現場應用表明：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借鑒。

深井；套管；磨損；側向力；防磨接頭

隨著中石化在西南地區勘探開發力度的加大，深井、定向井、大斜度井、水平井部署數量日益增多。近兩年，套管損壞問題日漸突出，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帶來了重大損失，嚴重影響了油氣勘探開發的步伐，形成一套切實可行的深井套管防磨、減磨配套工藝技術方案有利于擺脫當前套損較為嚴重的局面。在該區域分別試驗一系列防磨措施后，最終提出了以優化井身結構為核心的主動防磨措施，配合防磨工具合理安放為輔助手段的被動防磨措施，可極大減緩套管磨損程度，保障鉆完井及后期增產施工順利，取得了較好的現場應用效果，為解決深井套管磨損難題做出了有益的嘗試。

1 深井套管防磨技術難點

1） 根據西南地區地層三壓力特點，深井井身結構優化空間較小，川西區域各類井型平均井深約5 500 m，普通采用四開制；川東北區域平均井深約6 500 m，普通采用五開制，最后一開采用?139．7 mm或?127 mm尾管射孔完井，鉆井過程中對上一層?193．7 mm油層套管本身存在極大磨損風險。

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

3） 深井段地層自然造斜率大，方位漂移變化沒有規律，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“三點一線”不正或井眼存在全角變化率較大井段，造成鉆進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度不滿足完井試壓、測試、儲層改造及開采等施工要求。

5） 西部油田在深井鉆井過程中也采取了一定的防磨措施，但是套管事故仍時有發生，其主要原因為防磨措施不合理導致了套管磨損事故。具體表現在：①防磨接頭材質未經優選；②鉆具對套管的側向力預測不準確；③防磨接頭安放位置未經精細設計；④鉆進中未及時更換受損防磨接頭。

2 套管防磨措施的制定

在鉆井過程中，套管鉆桿磨損是不可避免的，對如何防止、減小磨損，把磨損造成的損害經濟合理地降到最低，目前還是一個難題。針對深井套管磨損所面臨的問題，西南油氣分公司先后采用了一系列優化井身結構、找正井口等技術作為主動防磨措施，實際施工中采用控制井眼軌跡、提高固井質量和減小起下鉆等措施作為被動防磨措施，采用鉆前磨損預測、防磨工具為保護手段的套管防磨配套技術。

2．1 主動防磨技術措施

主動防磨技術是指以優化井身結構為目標的防磨技術，結合地區工程地質特征和實鉆情況，通過簡化井身結構，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，從根本上達到套管防磨的目的。

由于研究區域內深井天然氣井井控要求高，套管材質和鋼級的選擇不僅要考慮安全要求，同時還要考慮地層和流體腐蝕因素，因此深井天然氣井身結構的優化空間較小。國內外氣田深井大多考慮增加最后一開次井眼尺寸的非標套管程序，而國內通常采用常規套管程序，且在少數勘探井中應用。

1） 通過工程地質三大壓力剖面與實鉆資料結合優化井身結構，從井身結構優化上達到油層套管主動防磨的目的。川西區域將油層套管作為最后1次套管完井，不在油層套管內進行小井眼鉆進，從源頭上杜絕套管的磨損，同時還為非均質性較強的深部儲層改造提供了更有利條件。川東北區域設計之初為五開制井身結構，尾管完井，后期經反復驗證簡化了井身結構程序，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） 在工程地質條件和井控安全不滿足的情況下，如果井身結構達不到簡化的目的，可以考慮從下入套管程序上進行優化。為了保證高壓氣藏的井控安全，全井筒全部下入高強度套管，在油層套管下入過程中進行優化，采用先懸掛后回接的方式，防磨措施重點放在下部尾管懸掛井段，不僅提高了井筒質量，也降低了鉆井成本。

2．2 被動防磨技術措施

被動防磨技術是指通過井身結構優化后，最后一開鉆井過程中仍然存在油層套管磨損風險，必須進行套管磨損預測，通過優選防磨工具與減磨劑、計算鉆桿與套管間的側向力以及設計防磨接頭安放位置等措施對套管進行保護，稱之為被動防磨技術。

2．2．1 優選防磨工具

目前，許多石油工具公司研制了多種套管防磨工具。通過研究區域現場的多次試驗與綜合分析，國外WWT系列非旋轉保護套、國內勝利油田FM系列防磨接頭以及國內某公司代理的TF系列防磨接頭在深井鉆井過程中對油層套管的保護效果較為理想。西南區域優選出了TF系列防磨接頭。

TF系列套管防磨接頭是根據現場存在的技術問題開發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，強度符合要求。防磨套摩擦因數極低，具有較強的自潤滑性能，自身具有較高的耐磨性，結構合理，無鑲嵌件，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 優選減磨劑并提高鉆井液潤滑性

提高鉆井液潤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產品，其中含有多種活性基團，能夠迅速吸附在鉆具和套管表面，形成高強度保護膜，從而降低鉆進和起下鉆過程中鉆具對套管的磨損，起到保護套管的目的。

通過對多個公司提供的減磨劑試驗分析對比，在鉆井液中加入適量（2%～3%）的AFC7101減磨劑，能夠有效預防鉆進過程中鉆桿對套管的磨損，對鉆井液的性能基本無影響，有利于失水量的降低，還能降低鉆井泵的修理次數。

2．2．3 優化設計防磨工具安放位置

套管與鉆桿間側向力大小對套管磨損的預測起著重要的作用。在大多數情況下，側向力大的位置套管磨損一般較為嚴重。因此，根據設計或實鉆井眼軌跡，結合入井鉆具組合計算側向力可以為鉆前防磨措施提供一定的依據。計算側向力的鉆柱摩阻轉矩模型有軟桿模型和剛桿模型2類，都是以1983年Johansick首先提出的軟桿模型為理論基礎，所有套管受力磨損預測軟件都是以此為求解依據。Landmark鉆井軟件中Wellplan模塊能夠提供各種工況下側向力分布情況，對防磨方案制定與實施具有一定指導作用。

根據側向力的模擬計算以及多次現場試驗，在側向力突出井段應當加密安裝防磨接頭，井口段應根據側向力的大小適當加以保護。通常在井口500 m以上井段每100 m安裝1個防磨接頭，而在側向力大于100 N／m處，都要考慮防磨接頭的使用。參考原則是對于大斜度井和側向力異常突出井段每20～30 m安裝1個，次之每50～60 m安裝1個，其次是每100 m安裝1個。總體原則以井眼軌跡為基礎，井口是否三點一線來綜合考慮防磨工具的安裝。

3 應用實例

HB1-1D井為中石化西南油氣分公司部署在川東北河壩場構造上的一口大斜度開發評價井。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）。加上四開回接固井質量較差，有3 268 m未固井段，為該井油層套管保護帶來了極大困難。如果五開鉆井不對油層套管采取套管防磨措施，將對后期鉆井完井增產措施帶來重大安全隱患。

3．1 鉆前防磨技術措施設計

為了避免該井五開鉆進時油層套管出現磨損事故，鉆前分別利用專業鉆井軟件按五開鉆具組合計算側向力（如圖3所示），然后根據側向力計算結果異常段以及井口三點一線的偏斜情況，確定防磨接頭安放位置。由計算結果可以看出：該井在以下井段側向力呈不正常變化：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，在鉆井施工時在這些井段應采取防磨措施，對側向力異常突出井段套管進行重點保護。

圖3 五開滑動、旋轉鉆進時套管內鉆柱側向分布

通過多方論證與試驗，現場施工中采取了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。根據側向力計算模擬結果確定防磨接頭安放位置和數量（如表1所示），根據實際入井鉆井液類型和性能，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量

3．2 鉆后防磨效果

1） 現場加入5個防磨接頭后，鉆井液排量與鉆進時一致，泵壓只上升0．5 MPa，單只接頭流阻增加值為0．1 MPa。試驗證明：該井井內鉆柱上加上43只減磨接頭，不會影響正常鉆井作業。

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

3） 該井四開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°時起下鉆阻力超過300 k N，說明該井采取的防磨措施在很大程度上起到保護套管作用。

4） 鉆進時采用磁鐵每隔2 h收集1次磁鐵吸附物，吸附物應為鉆進時產生并遺留在鉆井液中的鐵屑，清洗烘干稱重。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為實際吸附鐵屑變化情況。

圖4 實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動主要為自轉，下部鉆具轉動表現為公轉與自轉相結合，導致磨損較大。出井的接頭上防磨套主要磨損在其內壁，表現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作用。圖5為防磨接頭入井前后尺寸變化情況，反應出井下側向力大小及防磨效果。根據現場記錄，磨損最為嚴重的7只減磨套外徑磨損到144～145 mm。本井五開無修泵記錄，防磨接頭使用552 h后，防磨套均活動正常，未出現防磨套卡死現象。

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，滿足了后期完井增產施工的需要。從實際施工情況分析，該井油層套管防磨措施制定是切合實際，有效地防止或減少了套管的磨損。

4 結論

1） 套管與鉆柱間的側向力是造成套管磨損的重要因素。在側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） 以井身結構、套管程序與鉆井工藝的優化為核心主動防磨措施，配合鉆前預測、防磨工具合理安放為輔助手段的被動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施工順利進行。

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

［1］于會媛．深井、超深井中套管磨損機理及試驗研究發展綜述［J］．石油礦場機械2006，35（4）：4-7．

［2］侯勇俊．套管磨損研究進展［J］．鉆采工藝，2001，24（5）：72-74．

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

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

［5］林元華，付建紅，施太和，等．套管磨損機理及其防磨措施研究［J］．天然氣工業，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，主要從事油氣開發工程設計與科研工作，E-mail：wjz78313＠163．com。