申維佳，張建兵，婁爾標，張 震，劉應應

（1.西安石油大學，陜西 西安 710065；2.塔里木油田油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000；3.西安摩爾石油工程實驗室，陜西 西安 710065）

隨著國家對油氣資源需求的與日俱增以及常規(guī)油氣田開采難度的加大，為了保證國家油氣資源安全，我國開始對深部地層進行勘探開發(fā)，深井、超深井的鉆井技術開始備受關注并且快速發(fā)展，但隨之而來的套管磨損問題也異常嚴重。

對此國內外的學者們對套管的磨損問題進行了大量研究［1-9］。Bol在全尺寸評價試驗中，得出非加重鉆井液可造成嚴重的黏著磨損，無機鹽類、常用潤滑劑都可部分地降低黏著磨損［10］。韓勇研究發(fā)現(xiàn)，含重晶石的鉆井液對套管有很好的減磨效果，當重晶石與鐵礦粉的比例為2∶1和1∶1時，磨損較?。?1］。董蓬勃通過試驗研究發(fā)現(xiàn)，清水中套管的磨損最大，水基鉆井液中套管的磨損比清水中的輕，非加重的油基鉆井液中套管的磨損更輕［12］。肖國章則發(fā)現(xiàn)，重晶石和鐵礦粉混合以一定比例加入鉆井液作為加重劑時比單純地使用鐵礦粉或重晶石作為鉆井液加重劑效果好［13］。

雖然關于鉆井液對套管磨損影響的文章很多，但是針對高強度套管磨損研究的文章則較少；因此，本文以國內某油田超深井磨損套管為研究對象，使用全尺寸套管磨損試驗機，對不同鉆井液下高強度套管的磨損情況進行模擬試驗，獲取大量原始磨損數(shù)據(jù)，得到磨損系數(shù)，并從中分析出這幾種鉆井液對套管磨損的影響規(guī)律。

1 試驗原理及方案

1.1 試驗原理

此次試驗采用從美國摩爾技術公司引進的全尺寸套管磨損試驗機［14］。先從套管上截取一定長度的套管試樣。試驗開始時，套管試樣被固定在夾座中，作軸向往復運動；鉆桿接頭安裝于試驗機轉軸上，以158 r/min的轉速作旋轉運動；空氣彈簧緊挨著夾持套管的支座，并對其提供側向力；鉆井液通過固定在鉆桿接頭上方的軟管進入鉆桿與套管磨損的空間中，對其進行潤滑。經(jīng)過上述步驟，從而實現(xiàn)對鉆桿接頭與套管內壁磨損情況的真實模擬。整個試驗操作所采用的套管規(guī)格、鉆井液類型、鉆桿接頭耐磨帶型號等均依據(jù)油田真實作業(yè)情況而定［15-17］。

1.2 試驗方案

鉆井液性能見表1。

表1 鉆井液性能

此次試驗，采用全尺寸套管磨損試驗機，對規(guī)格為Φ244.5 mm×11.99 mm的TP140V非API標準高鋼級套管進行磨損試驗。此次試驗中采用的套管抗拉強度為1 096.08 MPa，洛氏硬度在35 HRC左右，同時增加Mn、Cr、Mo等元素保證了套管的高強度、高韌性、淬透性、熱穩(wěn)定性以及較高的硬度。試驗中，采用Φ127 mm鉆桿，鉆桿接頭與套管內壁之間的接觸側向力取43.8 N/mm，分別在油基、高性能水基、高密度飽和鹽水、高密度有機鹽4種鉆井液中進行磨損試驗，比較4種鉆井液對套管磨損深度、體積、磨損系數(shù)、摩擦因數(shù)等的影響，對不同鉆井液下的套管磨損情況進行分析，從中給出對解決當前油田套管磨損問題有效的建議。

2 測量參數(shù)

通過對磨損后的套管內徑、磨損溝槽寬度以及鉆桿接頭外徑等尺寸的測量，得到套管磨損的原始數(shù)據(jù)，并得到了以下幾個磨損參數(shù)。

（1）磨損溝槽寬度。

套管磨損后，其內壁會形成月牙形溝槽，每隔一定時間測量溝槽前、中、后的寬度，計算其平均值，即為套管這一時間段的磨損溝槽寬度。

（2）磨損溝槽深度。

每隔一定時間，對磨損后溝槽處的套管內徑進行測量，并通過公式計算，即可得到套管的磨損溝槽深度。套管磨損溝槽深度的多少，也直接反應了套管的磨損劇烈程度。

（3）磨損系數(shù)。

磨損系數(shù)WF為摩擦因數(shù)與比能的比值（公式1）。其中比能表示在摩擦過程中移除掉單位體積的套管材料所需要的能量。磨損系數(shù)影響著磨損效率，即磨損的快慢程度。按照一般規(guī)律，磨損系數(shù)WF的值會隨著磨損溝槽深度的增加而減小。

式中f——摩擦因數(shù)；

e——比能，W·h/L。

（4）摩擦因數(shù)。

鉆桿接頭和套管的摩擦力與接觸力的比值，用來反映鉆桿與套管之間的摩擦副的工作情況，同時也反映套管的磨損機理。

3 試驗結果與分析

此次試驗，通過對密度為2.3 g/cm3的油基、高性能水基、高密度飽和鹽水、高密度有機鹽4種鉆井液進行磨損對比試驗，得到套管磨損數(shù)據(jù)并進行計算分析，發(fā)現(xiàn)不同鉆井液下的套管磨損溝槽深度、磨損體積、磨損系數(shù)、摩擦因數(shù)隨磨損時間變化的規(guī)律。

3.1 磨損溝槽深度對比分析

介質對套管磨損溝槽深度的影響如圖1所示。

圖1 介質對套管磨損溝槽深度的影響

從圖1可以看出，磨損開始后的前240 min里，高密度飽和鹽水鉆井液與高性能水基鉆井液條件下的套管磨損溝槽深度相較于油基和高密度有機鹽鉆井液下的溝槽深度大；240 min以后，高密度有機鹽鉆井液下的溝槽深度相較于其他3種情況增加較快。結合表1可以看到，雖然4種鉆井液密度一樣，但是鉆井液中添加的高密度重晶石粉質量不同。高密度有機鹽鉆井液中高密度重晶石粉的含量是油基和高性能水基鉆井液的3倍多。在磨損初期，重晶石顆粒在鉆桿和套管摩擦副中起到很好的“支承”作用，有效地減少了磨損，因此初期高密度有機鹽的磨損溝槽深度與油基差別不大。當磨損進入后期，大量的重晶石顆粒被磨碎，影響了鉆井液的流變性，磨損增大，后期高密度有機鹽鉆井液的磨損溝槽深度顯著增加。

3.2 磨損體積對比分析

介質對套管磨損體積的影響如圖2所示。

圖2 介質對套管磨損體積的影響

從圖2可以看出，在4種相同密度、不同類型鉆井液條件下，高密度有機鹽鉆井液的套管磨損體積最大，高性能水基次之，油基第三，高密度飽和鹽水磨損體積最小。

3.3 磨損系數(shù)對比分析

介質對套管磨損系數(shù)的影響如圖3所示。

圖3 介質對套管磨損系數(shù)的影響

從圖3可以看出，磨損間隔時間為15 min時，高密度飽和鹽水鉆井液條件下的套管磨損系數(shù)最大，高性能水基鉆井液次之，油基鉆井液和高密度有機鹽鉆井液的磨損系數(shù)均較小，說明試驗初期高密度飽和鹽水和高性能水基鉆井液的磨損非常劇烈。15 min之后，高密度飽和鹽水和高性能水基鉆井液的磨損系數(shù)都急劇下降，其中高密度飽和鹽水下降最為劇烈，最終趨于平穩(wěn)。這是由于鉆桿和套管摩擦副之間的摩擦達到了一個比較穩(wěn)定的狀態(tài)，磨損系數(shù)趨于平穩(wěn)。而油基和高密度有機鹽則有所上升，之后漸漸趨于平穩(wěn)，但磨損系數(shù)一直較小，磨損比較平緩。最終，4種鉆井液下的套管磨損系數(shù)趨于一致，此時磨損進入穩(wěn)定期。

3.4 摩擦因數(shù)對比分析

介質對套管摩擦因數(shù)的影響如圖4所示。

圖4 介質對套管摩擦因數(shù)的影響

從圖4可以看出，在4種鉆井液中，除了高密度有機鹽鉆井液條件下的套管摩擦因數(shù)在試驗后期波動比較劇烈外，其他3種鉆井液下的摩擦因數(shù)波動均不大。但是，4種鉆井液中，油基鉆井液的摩擦因數(shù)相較于其他3種鉆井液小，這是由于油基鉆井液良好的潤滑減磨性能。而高密度有機鹽鉆井液在240 min后摩擦因數(shù)呈明顯的上升趨勢，這是由于隨著磨損的進行，高密度有機鹽鉆井液中的重晶石顆粒被逐漸磨損、壓碎。大量的重晶石碎屑存在于鉆桿和套管之間，不僅降低了鉆井液的流變性，而且還會在接觸力的作用下，劃傷套管壁，從而導致套管壁表面粗糙度增加，摩擦因數(shù)增大。

4 結 語

140 V套管與敷焊安科100耐磨帶的鉆桿接頭進行摩擦磨損試驗，采用13 350 N的側向力，磨損8 h后，通過對數(shù)據(jù)的對比分析發(fā)現(xiàn)如下：

（1）相同密度的油基、高性能水基、高密度飽和鹽水、高密度有機鹽4種鉆井液下，套管的磨損溝槽深度和磨損體積都差別不大；

（2）磨損系數(shù)方面，高密度飽和鹽水和高性能水基鉆井液的磨損系數(shù)相比油基、高密度有機鹽鉆井液高很多，但是隨磨損時間急劇下降，直至240 min后，4種鉆井液的磨損系數(shù)趨于平穩(wěn)且一致。而高密度有機鹽和油基鉆井液的磨損系數(shù)則一直偏低。

（3）摩擦因數(shù)方面，油基鉆井液條件下的摩擦因數(shù)偏低，且一直較穩(wěn)定，高性能水基、高密度飽和鹽水、高密度有機鹽鉆井液下的摩擦因數(shù)比油基大，隨磨損時間平穩(wěn)波動。但是高密度有機鹽鉆井液下的摩擦因數(shù)在磨損后期有明顯的增大，這是由于重晶石顆粒被壓潰，導致大量的重晶石碎屑存在于鉆桿和套管之間，不僅降低了鉆井液的流變性，而且還會在接觸力的作用下，劃傷套管壁，從而導致套管壁粗糙度增加，摩擦因數(shù)增大。

（4）重晶石粉含量過多，不僅不會降低磨損，反而會加劇磨損。

由此可見，4種鉆井液中，油基鉆井液的磨損系數(shù)和摩擦因數(shù)都是最低的，因此可以降低套管的磨損。所以在選擇上，也可以優(yōu)先選用油基鉆井液。同時，在對鉆井液加重時，重晶石的含量不宜過多，否則就會出現(xiàn)摩擦因數(shù)陡增的現(xiàn)象，從而加重磨損。但是對于重晶石粉導致套管磨損加劇的具體含量或比例，仍有待進一步研究。

以上所得磨損規(guī)律不僅適用于TP140高強度套管，同樣適用于普通強度套管。