，，，，2， ，

(1.中國石油大學材料科學與工程系 北京 102249；2.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000)

YXK6井套管磨損原因分析

滕學清1，楊向同1，朱金智1，呂拴錄1，2，艾勇1，彭曉剛1

(1.中國石油大學材料科學與工程系 北京 102249；2.中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000)

對YXK6井在鉆塞過程中發(fā)生的套管磨損事故進行了調查研究，對鉆水泥塞過程中返出的鐵屑和鉆頭損壞形貌進行了分析，認為鉆頭與套管內壁異常摩擦干涉導致下鉆遇阻事故。對影響下鉆遇阻的各種因素逐一進行了排查和分析，認為下鉆遇阻原因與鉆頭與套管發(fā)生摩擦干涉有關，套管磨損與現(xiàn)場采用的通徑規(guī)不符合標準有關,也與鉆塞鉆頭尺寸偏大和鉆頭選型不合理等有關。建議在套管下井之前應嚴格按照標準進行套管通徑檢查，改進套管柱設計和鉆柱設計。

套管；鉆頭；下鉆遇阻；磨損；鐵屑

1 井 況

YXK6井241.30 mm井眼深度為6 367 m，200.03 mm套管下深0～4 999.59 m，177.8 mm套管下深4 999.59～6 365 m；在5 134.54～5 139 m井段井斜0.46°、全角變化率0.18°/30 m，在5 170～5 177.5 m井段井斜1.33°、全角變化率1.168°/30 m。部分井段巖性見表1。

1.1 177.80 mm套管下井情況

該批177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺紋接頭套管下井之前逐根進行了通徑檢查，通徑規(guī)外徑149.42 mm,通徑規(guī)結構尺寸如圖1所示。

2015年3月23日10:00，YXK6井下套管下井深度6 365 m。部分井段177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺紋接頭套管下井記錄見表2。

表1 YXK6井部分井段巖性

圖1 通徑規(guī)結構尺寸/mm

表2 部分井段177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺紋接頭套管下井記錄

1.2 固井情況

1)正注水泥

2015年3月23日10:00-18:00進行正注水泥固井施工作業(yè)，碰壓壓力從9 MPa上升至13.6 MPa，正注水泥設計返高3 000 m，塞面井深為6 247.65 m。正注水泥體積及密度見表3。

表3 正注水泥體積及密度

2)套管座掛及反擠水泥

2015年3月24日16:00～17:00套管坐掛(坐掛載荷120 t),18:00～19:00環(huán)空反擠水泥漿。

1.3 鉆塞情況

2015年3月27日8:00下新度90%的149.23 mm M1365D雙排齒PDC鉆頭鉆塞。14:38下鉆至井深5 134.54 m，遇阻12 t。19:00下鉆至井深5 138 m處遇阻5 t，下鉆至井深5 170 m處遇阻5 t，18:30發(fā)現(xiàn)振動篩面返出鐵屑，鐵屑形貌如圖2所示。19:00～21:00下探在5 170～5 181 m井段時最大遇阻12 t，最大掛卡16 t。

圖2 在5 170～5 181 m井段返出鐵屑

3月31日18:00起出鉆塞鉆頭檢查，鉆頭保徑齒全部崩掉，外徑148 mm，如圖3所示。

圖3 M1365D PDC鉆頭損壞形貌

鉆塞結果表明：在5 134.54～5 142 m和5 170～5 181 m井段下鉆遇阻，井下返出鐵屑形貌和鉆頭損壞形貌具有鉆頭外壁與套管內壁嚴重摩擦干涉的特征。

1.4 60臂井徑測井

2015年3月31日，對YXK6井200.03 mm套管和177.80 mm套管進行了60臂井徑測井，測量井段4 877.5～5 177.5 m。測井結果如下：

1)在5 134～5 139 m井段，套管上出現(xiàn)對稱分布的帶狀擴徑，但擴徑范圍不大，懷疑對稱帶狀擴徑位置是鉆具遇阻掛卡井段，帶狀擴徑磨損形貌如圖4所示；

(2)在5 170～5 177.5 m處，套管有明顯擴徑，懷疑對稱帶狀擴徑位置是遇阻掛卡磨損井段，其磨損形貌如圖5所示；

3)下鉆遇阻井段套管擴徑及接箍位置如圖6所示。

測井結果表明，鉆頭在5 134.65～5 136.65 m和5 170.00～5 177.75 m井段與177.80 mm套管內壁摩擦,并在套管內壁形成了對稱分布的帶狀擴徑。

4)測井結果反映了鉆塞之后套管形貌，并非套管失效后的原始形貌。

1.5 鉛印檢查

2015年4月2日15:00，下147 mm鉛印至井深5 188 m，無遇阻。4月3日12:30起鉆檢查，鉛印外壁有部分刮痕，附帶部分鐵屑，鉛印外徑尺寸為147 mm；鉛印端面邊緣損傷，端面外徑明顯縮小，最小外徑144 mm，其外觀形貌如圖7所示。

鉛印檢查結果表明：套管內徑大于147 mm，但套管內壁磨損之后不規(guī)則。

圖4 在5 131.53 m井深位置套管內壁開始出現(xiàn)對稱分布的帶狀擴徑磨損

圖5 5 170.00～5 177.75 m套管內壁對稱分布的帶狀擴徑磨損

圖6 下鉆遇阻井段套管磨損擴徑位置及接箍位置

圖7 鉛印端面損傷形貌

2 結果分析

2.1 套管損壞位置

鉆塞結果表明：在5 134.54～5142 m和5 170～5 181 m井段鉆塞遇阻，遇阻原因是鉆頭外壁與套管內壁發(fā)生嚴重摩擦干涉[1-2]。

測井結果表明：在測井井深5 131.53～5 139.00 m和5 166.99～5 177.50 m井段鉆塞鉆頭與套管內壁摩擦干涉，導致鉆塞鉆頭在下鉆過程中遇阻。

鉆塞井深和下套管井深與測井井深存在差異，但測井深度可以確定套管失效位置與接箍相對位置。因此，在確定套管失效位置時應當以測井深度為準。該井鉆塞井深、測井深度及部分套管下井深度見表4。依據表4中的測井結果，入井序號為115號的套管開始磨損位置井深5 131.53 m，距該套管接箍0.19 m。入井序號為112號的套管開始磨損位置井深5 166.99 m，距該套管接箍1.997 m。

2.2 套管磨損原因

套管通徑尺寸不合格、套管變形、鉆頭尺寸偏大、鉆具組合不合理、井眼軌跡超差和套管在井下承受外壓變形等均會導致套管內壁磨損。下面分別予以分析：

2.2.1 套管出廠之前通徑不合格的可能性

如果套管出廠之前通徑不合格，可能會導致下鉆遇阻。該批套管在出廠之前按照API Spec 5CT《套管和油管規(guī)范》標準規(guī)定逐根進行了通徑檢查。可以排除套管出廠之前通徑不合格的可能性。

2.2.2 現(xiàn)場通徑規(guī)尺寸對套管磨損的影響

該批套管入井前在井場逐根進行了通徑檢查，通徑檢查結果合格，但通徑規(guī)不符合要求，通徑規(guī)工作外徑段長度11.6 mm，只有標準規(guī)定值的7.6%，這就無法正確檢驗套管通徑尺寸，無法判定套管入井前是否存在變形。現(xiàn)場采用的通徑規(guī)工作外徑段長度只有PDC鉆頭工作外徑段長度(78 mm)的14.9%，如果入井前套管變形，采用此通徑規(guī)檢驗可能合格，但PDC鉆頭外徑僅比套管通徑小0.09 mm，這就容易導致鉆塞鉆頭在套管變形位置下鉆遇阻。

2.2.3 鉆頭尺寸對套管磨損的影響

鉆頭尺寸偏大容易磨損套管。該井鉆水泥塞采用149.23 mmPDC鉆頭,177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺紋接頭套管內徑為152.50 mm，通徑為149.32 mm。鉆頭外徑比套管通徑僅小0.09 mm，這就容易導致套管磨損。

表4 鉆塞井深、測井深度及第111-115號套管下井深度

該井鉆塞鉆具組合采用149.23 mmPDC鉆頭，在鉆頭外徑與177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺紋接頭套管通徑接近的情況下，一旦鉆頭外徑一側與套管一側摩擦干涉，鉆頭干涉位置與套管內壁接觸外徑會增大(如圖8和圖9所示)，PDC鉆頭硬質合金齒很容易與套管內壁在該方向對稱咬死，導致下鉆遇阻干涉。

圖8 149.23 mm PDC鉆頭

圖9 149.23 mmPDC鉆頭傾斜前后尺寸變化示意圖

測井結果表明：該井在5 131.53～5 139.00 m和5 166.99～5 177.50 m井段套管均為對稱磨損。鉆塞結果表明:鉆塞PDC鉆頭1號刀翼后排齒外側斷裂，2號刀翼后排齒外側斷裂；與1號和2號刀翼對稱的4號刀翼后排齒外側斷裂，5號刀翼前排2個保徑齒斷裂。以上形貌特征表明：PDC鉆頭傾斜鉆磨導致套管對稱磨損。

2.2.4 鉆頭種類對套管磨損的影響

牙輪鉆頭破巖主要靠沖擊和壓碎作用。牙輪鉆頭工作時牙輪轉動，單齒與雙齒交替接觸井底，使鉆頭產生縱向振動，產生的沖擊載荷和鉆壓通過牙齒作用在巖石上，對巖石產生沖擊壓碎作用，形成體積破碎坑穴。同時，牙輪在井底滾動還會對巖石產生滑動剪切作用。PDC鉆頭主要以切削方式破碎巖石[3]。與牙輪鉆頭相比，PDC鉆頭對套管內壁磨損更嚴重。

2.2.5 套管在井下變形導致套管磨損可能性

1)假設外壓導致套管變形

套管所受外壓超過內壓，且內外壓差超過套管抗擠強度，才會導致套管發(fā)生變形，或者擠毀[4-7]。一旦套管在外壓作用下發(fā)生變形，或者擠毀，套管內徑變小，鉆頭通過套管變形位置時會與套管內壁發(fā)生摩擦干涉，導致鉆塞遇阻。

該井在測井井深5 134.54～5 139.00 m和5 170～5 177.50 m井段鉆塞鉆頭與套管內壁摩擦干涉，該位置處在正注水泥固井井段，在正注水泥過程中套管內壓始終高于外壓，不可能發(fā)生套管擠壓變形，或擠毀。這說明外壓導致套管變形的假設不成立。

2)假設地層蠕變導致套管變形

一般地層蠕變會使套管變形，或者錯斷。那么，是否由于地層蠕變導致套管變形后在井深5 134.54～5 139.00 m和5 170～5 177.50 m井段鉆塞鉆頭與套管內壁摩擦干涉呢？這是我們必須弄清楚的問題。

該井在5 134.54～5 139.00 m和5 170～5 177.50 m套管磨損井段地層為蠕變速率極小的白色鹽巖(表2)，不可能將抗擠強度為106.9 MPa的177.80 mm×12.65 mm 140套管擠壓變形。這說明地層蠕變導致第115號和112號套管變形的假設不成立。

2.2.6 井眼軌跡對套管磨損的影響

井眼軌跡不符合設計要求，在井斜和全角變化率嚴重井段容易導致套管磨損[8]。該井5 134.54～5 139.00 m和在5 170～5 177.50 m(鉆井井深)套管磨損井段井斜和全角變化率遠小于設計規(guī)定的上限[井斜≤4°，全角變化率≤3.00 (°/25m)]，可以排除井眼軌跡超差導致鉆塞將套管磨損的可能性。

2.3 套管開始異常磨損時間

2015年3月27日14:38下149.23 mm M1365D雙排齒PDC鉆頭至井深5 134.54 m，遇阻12 t。該時間應當是PDC鉆頭異常對稱磨損套管的開始時間。

3 結論及建議

1) 2015年3月27日14:38下149.23 mm M1365D雙排齒PDC鉆頭至井深5 134.54 m，PDC鉆頭開始異常磨損套管。

2)鉆塞鉆頭與套管異常摩擦干涉導致下鉆遇阻。

3)套管磨損與現(xiàn)場采用的通徑規(guī)不符合標準有關，也與鉆塞鉆頭尺寸偏大和鉆頭選型不合理有關，但與地層蠕變無關。

4)建議油田采用API Spec 5CT規(guī)定的標準通徑規(guī)。

5)建議采用牙輪鉆頭鉆水泥塞。

6)建議采用200.03 mm×14.20 mm C110套管替代177.80 mm×12.65 mm 140套管。

[1] 呂拴錄，康延軍，劉 勝，等.井口套管裂紋原因分析[J].石油鉆探技術，2009，37(5)：85-88.

[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，Vol.33(2)：140-142.

[3] 《鉆井手冊(甲方)》編寫組編. 鉆井手冊(甲方)[S].石油工業(yè)出版社，1990年6月北京第1版.

[4] LU Shuanlu，LI Zhihou，HAN Yong, and etc. High dogleg severity，wear ruptures casing string[J]. OIL & GAS，2004，98(49)：74-80.

[5] 呂拴錄，何 君，李元斌,等.某稠油井88.9mm油管擠毀原因分析及試驗研究[J].理化檢驗,2013 VOL49(12)：838-842.

[6] 高 林,呂拴錄,李鶴林,等.油、套管脫扣、擠毀和破裂失效分析綜述[J].理化檢驗-分冊,2013 VOL49(4):177-182.

[7] Jonathan Bellarby. WELL COMPLETION DESIGN. Elsevier,Radarweg 29, PO Box 211, 1000 AE A msterdam, The Netherlands Linacre House, Jordan Hill, Oxford OX2 8DP, UK.

[8] 呂拴錄，滕學清，李曉春，等.(KS203井)某井口設備偏磨原因分析[J].石油鉆采工藝 2013,35(1)：118-121.

CauseAnalysisonAccidentofCasingWearandTearinWellYXK6

TENGXueqing1,YANGXiangtong1,ZHUJinzhi1,LYUShuanlu1,2,AIYong1,PENGXiaogang1

(1.MaterialScienceandEngineeringDepartmentofChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China；2.PetroChinaTarimOilField,Korla,Xinjiang841000,China)

This paper gives an investigation on accident of casing wear and tear during drilling cement plug in Well YXK6. It was considered that abnormal friction between bit and casing resulted in accident of drilling resistance per analyzing on iron scurf morphology and failure bit morphology. It was found that there was mismatching between bit and casing, but it was no related to creep formations pass through analysis on accident of drilling resistance. It was suggested that casing string design and drilling string design should be improved, and casing drift inspection should be done in accordance with the standard.

casing; bit; drilling resistance; wear and tear; iron scurf

滕學清，男，1965生，高級工程師，1989年畢業(yè)于中國石油大學(華東)鉆井專業(yè)。主要從事石油鉆井和完井工程技術工作。E-mail: lvshuanlu@163.com

TE931+.2

A

2096-0077(2017)05-0058-05

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.05.015

2017-02-23編輯葛明君)