AT40-2井口完井期間套管懸掛器偏磨原因分析

樊凌云，鐘曉，劉練，謝進，李如強，何長江

1.中國石化西北油田分公司完井測試管理中心(新疆輪臺841600)

2.中國石化西北油田分公司塔河采油一廠(新疆輪臺841600)

AT40-2井口完井期間套管懸掛器偏磨原因分析

樊凌云1，鐘曉1，劉練1，謝進1，李如強1，何長江2

1.中國石化西北油田分公司完井測試管理中心(新疆輪臺841600)

2.中國石化西北油田分公司塔河采油一廠(新疆輪臺841600)

AT40-2井在完井期間拆井口過程時發現17.78cm(7＂)芯軸式套管懸掛器預留部分存在嚴重偏磨現象，裂縫長8.5cm，上部邊緣最薄處4mm(實測原壁厚10mm)。為了搞清該井井口設備偏磨原因，防止此類問題再次發生，對該井井口設備和防磨套情況進行了研究，并從井口偏心、防磨套、鉆桿接頭與井口設備尺寸匹配、下鉆、鉆柱轉速等方面對井口設備偏磨影響因素進行了分析。認為芯軸式套管懸掛器預留部分偏磨主要與井口偏心和防磨套結構有關，根據偏磨原理推導出井架偏心與防磨套尺寸及鉆具偏磨的測算公式。提出了防止井口設備偏磨的建議，并在工區得到良好的應用推廣效果。

防磨套;芯軸式套管懸掛器;偏磨

隨著中國石化集團在塔河油田勘探開發力度的加大，深井、大斜度井、水平井部署數量日益增多。近年來，套管磨損問題日益突出，尤其是近井口的磨損。AT40-2井芯軸式套管懸掛器預留部分的嚴重偏磨引起了注意。

AT40-2井是塔河油田的一口滾動勘探井。2014年6月6日定向鉆具下鉆到底，2014年7月30日起鉆完。2014年8月5日該井在完井拆換井口試壓期間，檢查發現17.78cm(7＂)芯軸式套管懸掛器預留部分存在嚴重偏磨，裂縫長8.5cm，邊緣最薄處4mm(實測原壁厚10mm)，并且有貫穿損傷孔，造成上部BT密封圈無法安裝。為搞清井口偏磨原因，對該井井口芯軸式套管懸掛器預留部分偏磨原因進行了失效分析。

1 井口設備

1.1 井口裝置及鉆具參數

井口裝置自上而下為：萬能防噴器、剪切閘板、10.16cm(4＂)半封閘板、8.89cm(3.5＂)半封閘板、全封閘板、鉆井四通、BX158mm×BX159mm可試壓變徑法蘭。防磨套安置于BX158mm×BX159mm可試壓變徑法蘭位置。井口設備內徑參數如表1所示。

除穩斜段(進尺37m)井口為10.16cm(4＂)鉆桿外，鉆進期間井口鉆桿均為8.89cm(3.5＂)規格。鉆桿接箍參數如表2所示。

1.2 井口設備裝置磨損情況

圖1為BX158mm×BX159mm可試壓變徑法蘭原內徑158mm，偏磨之后最大內徑164mm。預留套管偏磨位置邊緣壁厚4mm(圖中左上)，其余位置壁厚10mm。預留套管偏磨長度12.5cm，其中裂縫長度8.5cm。

2 井口設備偏磨原因分析

2.1 井口偏心的影響

文獻[1-5]通過對KXS203井口設備偏磨原因分析認為，如果井口設備偏心，套管頭和防磨套軸線與鉆柱軸線不重合，兩者就會發生摩擦。鉆柱與井口設備摩擦的主要是鉆桿，鉆桿接頭是鉆桿中外徑最大的部分，實際在鉆井過程中與井口設備摩擦的主要是鉆桿接頭[1]。

組下完井管柱期間，從管柱進入防噴器位置情況看，鉆柱軸線與井口設備軸線不重合。現場對芯軸式懸掛器預留部分進行觀察，發現損傷的位置與鉆具及油管偏移的方向一致。BX158mm×BX159mm法蘭內部偏磨6mm及芯軸式懸掛器預留部分損耗6mm壁厚，結合鉆桿接箍127mm測算，偏心距為21.5mm。

2.2 防磨套規格對偏磨的影響

防磨套是用來保護套管頭和井口套管的防磨工具。如果防磨套完好，井口設備和井口套管能得到保障。但是防磨套內壁未發生磨損，而芯軸式懸掛器上部分偏磨，防磨套未起到保護芯軸式懸掛器預留位置作用。

1)防磨套尺寸與井口及鉆具參數匹配。根據防磨套和懸掛器預留部位的尺寸關系(圖2)，當B-A＜D-C時，即有條件發生接箍偏磨(E值為鉆桿垂心與井口設備垂心軸線差值)。

當E＜(B-D)/2時，鉆桿接箍會與預留部位不發生接觸;

當E+D/2≥B/2且E+C/2≤A時，即：(B-D)/2≤ E≤(A-C)/2時鉆桿接箍會與預留部位接觸，產生偏磨;

當E＞(A-C)/2時，本體與防磨套、接箍與預留部位同時接觸，產生偏磨(由于鋼鐵的不可壓縮性，該模式成立可能性較小)。

使用防磨套內徑144mm，懸掛器預留部位內徑158mm，使用的8.89cm(3.5＂)鉆桿本體外徑88.9mm，接箍外徑127mm(耐磨帶131mm)。根據公式的假設，當鉆具偏移中垂線13.5mm≤E≤27.55mm時，接箍在預留套管位置接觸，容易產生偏磨。當使用接箍為127mm的鉆具，偏心距小于13.5mm時，偏磨可能性較小。

降低A值，即縮小防磨套內徑，起到扶正鉆具，避免接箍接觸下部套管，可以一定程度上起到防止偏磨的作用;增大B值，即增大套管預留部分尺寸，鉆桿接箍和套管預留部分不接觸時，可以起到防止偏磨的作用。這也是使用同樣鉆具組合，而井口使用24.45cm(9-5/8＂)套管時，井口極少出現偏磨的原因。

偏心距為21.5mm落在公式范圍內，因此接箍會與下部芯軸式懸掛器上部分接觸，會產生偏磨。

2)防磨套對鉆具橫向震動的影響。由于鉆具偏心，鉆桿接箍與井口及井筒縮徑位置接觸會產生偏心作用力。

在沒有安裝防磨套的狀態下，鉆進或者下鉆期間，鉆桿接箍會從BX158mm×BX159mm可試壓變徑法蘭的凸臺位置緊密摩擦，滑行入井;而當安裝防磨套后，鉆桿接箍在從防磨套(144mm內徑)進入芯軸式懸掛器時(158mm內徑)，由于防磨套對127mm的鉆具接箍支撐力的突然消失，鉆具偏心及防磨套內徑縮小所增加的彈性變形形成的合力會導致鉆桿接箍與芯軸式懸掛器上部分的橫向沖擊。

現就安裝防磨套和取下防磨套的不同受力情況進行如下分析:

將鉆柱簡化成一條線，從上至下看轉臺面，如圖3所示：C點為天車所在位置，O點為正常情況下鉆柱所在位置，A點為防磨套所在位置，B點為磨損前變徑法蘭所在位置，O’點為磨損后變徑法蘭所在位置。由之前的分析可知：OA=6mm，AB=7mm，BO’= 6mm。根據AT40-2現場資料可知，CO’=55m，鉆柱的自重120t。

假設發生磨損之后，鉆桿處于垂直狀態，即CO’段，那么當鉆住偏靠在井口的一側時，由于鉆柱的自重，使得口井一側受到很大的橫向側向力。

以A點防磨套所在位置為例，如圖3所示，ACO’構成一個直角三角形。這樣造成的偏心角為，

同時，對A點進行受力分析可知，

結合公式(1)和公式(2)可知，

將上面數據代入公式(3)可得，A點防磨套受到的側向力為277.93N。同樣方法得出，在B點變徑法蘭處受到的側向力為128.28N。A點與B點橫向受力的差值149.65N，即是鉆具接頭由防磨套進入芯軸式懸掛器時產生的橫向受力。在井口發生偏心時，防磨套的內徑越小，防磨套對鉆具接箍的支撐力越大，由于井口設備內徑的突變造成的橫向力也就越大。

由于鉆具橫向擺動的周期不同而對預留部分有大小不一的沖擊力，套管與鉆柱間的側向力是造成芯軸式懸掛器預留部位磨損的重要因素[4]。

在引起井口設備磨損的同時，下鉆及鉆進期間過接箍時的橫向力對法蘭的主密封也會造成威脅。

2.3 其他因素

2.3.1 鉆柱旋轉和起下鉆會導致套管磨損

2014年6月6日18:00定向鉆具下鉆到底，至2014年7月30日02:00起鉆完，在177.8mm套管內純鉆時間224h，鉆頭起下鉆4趟，在鉆柱與套管柱不同軸位置，當鉆柱旋轉或起下鉆時兩者必然會發生摩擦[1]，加劇井口芯軸式懸掛器預留部位磨損。

由于出現偏磨的部位在預留部分占據約60。左右的弧面，并且觀察內部，未發現有從上到下的縱向上的連續磨損，因此認為鉆具旋轉(鉆具自轉以及鉆具以井筒某一軸線擺動轉動)是接箍與預留部分接觸后磨損的主要方式。

2.3.2 鉆柱轉速快會加劇套管磨損

轉速越快，鉆柱的轉動慣量越大，鉆柱轉動半徑越大，越易磨損套管[3]。當鉆柱轉動軸線與防磨套軸線偏差超過一定值時，兩者就會發生摩擦。該井鉆進過程中，轉速多半時間為30r/min[1]。

2.3.3 可試壓變徑法蘭BT密封保留壓力對磨損的影響

可試壓變徑法蘭內部有兩道依靠注脂壓力激發的BT密封，井口試壓結束后為了保證BT密封有效，一般會保留套管或者芯軸式懸掛器預留部位抗外擠強度的80%的注脂壓力，本井試壓后保留有40MPa注脂壓力。因此，圖3中預留部分偏磨情況表現為內凹的外觀。

2.3.4鉆具接箍硬度對偏磨的影響

經檢查，防磨套未發生磨損擴徑，鉆桿接箍也基本完好。鉆桿接箍耐磨對應位置在芯軸式懸掛器上端口之下37cm位置，現場檢查未發現對應預留部位有任何異常。以此判斷，硬度在本次偏磨問題中不是主要因素(表3)。

3 預防措施

井口套管偏磨一般工況下首要原因在于偏心距過大，為了避免井口偏磨，建議采取如下措施：

1)鉆進期間盡可能保證井口、轉盤、天車中心在同一軸線，偏心距控制在10mm以內。

2)在井口偏心狀態下，為避免橫向力對井口套管沖擊造成損傷，防磨套下部內徑應與需要保護的井口套管內徑接近一致。

4 現場應用

AT40-2井出現井口裝置及芯軸式懸掛器磨損后，現場加強了對于偏心距的控制，要求防噴器組安裝完畢后校正，井口、轉盤、天車中心，其偏差不大于10mm。同時，現場變更了內徑144mm防磨套的規格，對17.78cm(7＂)套管回接井推廣使用內徑為154mm防磨套，工區累計使用7井次，未再發生上述類型偏磨。

5 結論及建議

井口偏心通常是導致芯軸式懸掛器預留部分及變徑法蘭嚴重磨損的直接原因，不合理的防磨套規格是AT40-2井井口磨損的重要原因。當井口出現偏心時，為防止井口設備偏磨，建議根據井口附近鉆具接箍外徑尺寸與井口裝置內徑，選擇合理的防磨套規格。

[1]呂拴錄，滕學清，李曉春，等.KXS203井口設備偏磨原因分析[J].石油鉆采工藝，2013，35(1)：118-121.

[2]許峰，呂拴錄，康延軍，等.井口套管磨損失效原因分析及預防措施研究[J].石油鉆采工藝，2011，33(2)：140-142.

[3]安文華，駱發前，呂拴錄，等.塔里木油田油套管國產化研究[J].石油礦場機械，2010，39(6)：20-24.

[4]吳建中.套管防磨技術在西南深井中的應用研究[J].石油礦場機械，2014，43(1):84-87.

[5]于會媛，張來斌，樊建春.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.

In removing well-head equipment after well completion of well AT40-2，it is found that there serious eccentric wear of 7＂casing hanger.There is a fracture of length 8.5 cm in the casing hanger，and its upper edge has the least thickness of 4 mm(origin thickness is 10 mm).In order to understand the eccentric wear causes of the well-head equipment and prevent the phenomenon appearing again，the well-head equipment and its eccentric wear situation are studied，the factors influencing the eccentric wear are analyzed from the eccentricity of well，wearing bush，the size matching of tool joint with wellhead equipment，trip-in and drilling pipe rotate speed，etc.and it is held that the eccentric wear of the casing hanger is mainly related to the eccentricity of well and the structure of wearing bush.The formula for predicting the eccentric wear according to the eccentricity of well and the size of wearing bush is derived，and the suggestions for preventing the eccentric wear of the casing hanger are proposed.The popularization of the suggestions in the study area achieves a good result.

wearing bush;core shaft casing hanger;eccentric wear

尉立崗

2015-03-02

樊凌云(1981-)，男，現主要從事完井試油工作。