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中深层水平井套管磨损预测与分析技术
刘业文1, 胥豪2, 程丙方1, 牛洪波2, 韦文翔3     
1. 中石化胜利石油工程有限公司渤海钻井总公司;
2. 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院;
3. 中石化胜利石油工程有限公司技术发展处
摘要: 在钻井过程中,对一些复杂井的套管磨损进行预测以及对套管采取防磨措施尤为重要。鉴于此,以2口中深层复杂井为例,对套管的磨损情况进行了预测,通过仪器对套管实际磨损情况进行测量,将预测套管磨损情况和实际套管磨损情况进行了对比,并分析了原因。分析结果表明:利用套管磨损预测模型对复杂结构井实行磨损预测,能够真实直观地预测套管磨损情况;钻井周期、起下钻次数及纯钻时间等施工因素对套管磨损起着决定性作用,缩短施工周期、减少起下钻次数、提高机械钻速及缩短纯钻时间能够有效降低套管磨损量;套管防磨接头对于降低套管磨损具有重要作用。所得结论可为后续的复杂井施工套管磨损预测和防磨提供参考。
关键词: 复杂井     套管磨损     磨损预测     套后成像     侧向力     钻井周期     防磨接头    
Prediction and Analysis of Casing Wear in Medium-deep Horizontal Wells
Liu Yewen1, Xu Hao2, Cheng Bingfang1, Niu Hongbo2, Wei Wenxiang3     
1. Bohai Drilling Company, Sinopec Shengli Petroleum Engineering Co., Ltd.;
2. Drilling Technology Research Institute, Sinopec Shengli Petroleum Engineering Co., Ltd.;
3. Technology Development Office, Sinopec Shengli Petroleum Engineering Co., Ltd.
Abstract: During drilling operation, it is especially important to predict the casing wear in some complex wells and take corresponding anti-wear measures. By taking two complex wells targeting middle-deep formation for case study, the wear condition of the casing is predicted. The actual wear condition of the casing is measured using the instrument. The difference between the actual casing wear and the predicted results are analyzed. The research results show that the casing wear prediction model can be used to predict the wear of complex structure wells, which can realistically and intuitively predict the casing wear situation. Operation factors such as drilling cycle, number of tripping and pure drilling time play a decisive role in casing wear. Shortening the operation time, reducing the number of tripping, increasing the drilling speed and reducing the pure drilling time can effectively reduce the casing wear. The casing anti-wear joint plays an important role in reducing casing wear. The study can provide references for the subsequent casing wear prediction and wear prevention in complex wells.
Keywords: complex well    casing wear    wear prediction    cased hole imaging    lateral force    drilling cycle    anti-wear joint    

0 引言

随着油田勘探开发的深入,定向井、水平井、大位移井及深井等越来越多,部分井由于机械钻速低或者出现复杂情况,施工周期较长,套管出现了严重磨损,导致套管抗挤和抗内压强度不满足后期作业要求,缩短了油井寿命,严重时可能导致井筒修补或者报废。因此,对于一些复杂井,对套管磨损进行预测以及对套管采取防磨措施尤为重要。多年来,国内外形成了较多的套管磨损计算方法,可通过数值计算或者有限元模拟等方式来预测套管磨损情况,并且形成了较多的套管磨损预测软件。但是通常情况下仅对套管磨损进行预测,且后续的实际磨损情况并不清楚,难以对模型进行分析和评价。笔者以两口中深层复杂水平井为例,对套管磨损情况进行了预测,通过仪器对套管实际磨损情况进行测量,将预测套管磨损情况和实际套管磨损情况进行了对比,并分析了原因,所得结果可为后续复杂井施工套管磨损预测和防磨提供参考。

1 基本理论与计算模型 1.1 套管磨损面积计算

目前,分析井下套管磨损的主要模型为“磨损-效率”模型[1],其中应用较为成熟的套管磨损预测模型是由DAWSON和J.P.WHITE提出的磨损效率模型[2]。该模型通过能量传递的观点提出套管磨损计算方法,认为旋转钻柱及井下工具接头在拉力的作用下紧靠在套管弯曲处摩擦并形成“月牙形”沟槽,钻柱传递到套管的摩擦能量越多,套管磨损体积越大,两者成正比关系。将套管磨损量和钻柱所传递的能量联系起来,钻柱对套管所做的功即为摩擦力与滑移距离的乘积,即:

(1)

式中:Fn为钻杆及井下工具接头作用在套管内壁的侧向力,N;μ为摩擦因数,无量纲;Ln为钻杆及井下工具在套管内壁的滑移距离,m。

套管磨损所消耗的能量U为布氏硬度与磨损金属体积的乘积,即:

(2)

式中:V为套管被磨损掉的体积,m3Hb为布氏硬度,Pa。

套管磨损所消耗的能量除以钻杆对套管所做的功即为磨损效率,于是有:

(3)

结合式(1)、式(2)和式(3),单位长度内套管磨损面积S为:

(4)

式中:η/Hb为磨损因子,m2/N。

由于套管磨损效率影响因素众多,主要包括套管钢级、钻井液类型及钻井液性能等。目前,套管磨损效率主要通过室内试验的方式来获取。表 1是专家学者通过大量室内试验并结合现场测试所得到的套管磨损效率数据[3-4]

表 1 不同钻井液类型和钢级下的套管磨损效率 Table 1 Casing wear efficiency under different drilling fluid types and casing steel grades
钻井液类型 套管钢级 磨损效率 磨损因子/
(10-13 m2·N-1)
J55 0.000 10 0.522
水基钻井液 N80 0.000 25 1.174
P110 0.000 63 2.031
J55 0.000 60 3.191
油基钻井液 N80 0.001 20 5.656
P110 0.001 70 6.092

1.1.1 钻柱侧向力计算

磨损效率模型中钻柱拉力和横向载荷的计算采用C.A.JOHANCSIK等[5]提出的管柱模型。该模型将钻柱细分为多个微小单元,每个单元均受到重力、张力以及弯曲井眼的影响。因此,每一个微小单元也贡献了轴向拉力和重力增量,这些力的总和即为钻柱内的总载荷:

(5)
(6)

式中:Ft为轴向拉力,N;ΔFt为轴向拉力增量,N;Fn为法向力,N;G为单元管柱重力,N;Δθ为两测点间的井斜角增量,(°);Δα为两测点方位角增量,(°);θ为两测点间的平均井斜角,(°)。

1.1.2 滑移距离计算

对于滑移距离的计算,简单模型通常只考虑了钻杆接头在套管内壁旋转时所产生的滑移距离,忽略了起、下钻过程中钻柱在套管内产生的滑移距离,根据以往的经验,对于起、下钻次数较少的井,起、下钻过程中所产生的滑移对套管磨损产生的影响较小。然而对于复杂井而言,起、下钻次数较多,起、下钻所产生的滑移距离会对套管磨损产生重要影响。因此,滑移距离应包括轴向滑移距离和径向滑移距离。滑移距离Lh计算式为:

(7)

式中:Dit为钻杆接头外径,m;n为转盘转速,r/min;Tiz为钻井时间,h;Nqx为起下钻次数,无量纲;Lzg为磨损点以下钻杆长度,m。

1.2 磨损深度计算

由于套管磨损形状为“月牙形”沟槽(见图 1),所以当截取一个微小的套管截面为研究对象时,套管磨损截面就是两个圆相交所形成的公共部分,直径较大的圆为套管内壁,直径较小的圆为钻杆接头的外圆。那么套管内壁和钻杆接头外圆相交的部分即为套管磨损面积A,于是有:

(8)

式中:θ1为两圆交点与套管圆心的圆心角,rad;R为套管的内半径,m;γ为钻杆接头半径,m。

图 1 套管磨损面积与深度示意图 Fig.1 Schematic diagram of casing wear area and depth

则最大磨损深度e为:

(9)

利用套管磨损深度除以套管壁厚,则可得到单位截面上套管磨损百分比。

2 套管磨损预测实例

以某油田两口中深层水平井为例,两口井均处于同一区块,且为同台井。由于该区块地质条件复杂,前期钻井过程中多数井出现了复杂情况,导致机械钻速低、起下钻频繁、施工周期长,并且该区块尚未成功实现水平井钻井,所以该区块水平井钻井风险较大,长时间的施工可能导致套管严重磨损,有必要对两口井进行套管磨损预测和分析。

2.1 设计基本情况

根据油藏部署,准备在该区块新钻两口中深层水平井。平1井、平2井设计井深分别为4 659.88和4 743.37 m。井身结构和井眼轨道设计数据分别见表 2表 3

表 2 井身结构设计数据 Table 2 Casing program design data
开次 程序 井身结构/(mm×m)
平1井 平2井
一开 钻头程序 ø660.4×211 ø444.5×271
套管程序 ø508.0×210 ø406.4×270
二开 钻头程序 ø444.5×1 502 ø374.7×1 502
套管程序 ø339.7×1 500 ø339.7×1 500
三开 钻头程序 ø311.1×3 552 ø311.1×3 475
套管程序 ø244.5×3 550 ø244.5×3 473
四开 钻头程序 ø215.9×4 637 ø215.9×4 706
套管程序 ø139.7×4 636 ø139.7×4 705

表 3 井眼轨道设计数据 Table 3 Well path design data
平1井 平2井 靶点
井深/m 井斜/(°) 方位/(°) 垂深/m 井深/m 井斜/(°) 方位/(°) 垂深/m
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
231.00 0.00 0.00 231.00 211.00 0.00 360.00 211.00
301.00 6.00 135.00 300.87 251.00 3.00 50.00 250.98
461.00 6.00 135.00 460.00 281.00 3.00 50.00 280.94
611.00 0.00 0.00 609.72 321.00 0.00 0.00 320.92
1 611.00 0.00 0.00 1 609.72 1 011.00 0.00 360.00 1 010.92
1 868.68 25.77 282.52 1 858.80 1 261.00 24.50 263.00 1 253.37
3 571.83 25.77 282.52 3 392.60 3 506.00 24.50 263.00 3 296.24
4 152.99 82.29 301.50 3 722.00 4 411.61 87.84 301.92 3 791.00 A
4 153.29 82.29 301.47 3 722.04 4 413.80 87.64 301.92 3 791.09
4 246.92 82.29 301.47 3 734.60 4 544.30 87.64 301.92 3 796.46
4 357.06 90.00 301.55 3 742.00 4 570.73 90.00 301.61 3 797.00 K
4 639.88 89.19 301.55 3 744.00 4 723.37 90.00 301.61 3 797.00 B
4 659.88 89.19 301.55 3 744.28 4 743.37 90.00 301.61 3 797.00

由于区块复杂情况主要发生在四开,所以套管磨损严重井段主要是技术套管段。笔者也以ø244.5 mm技术套管为研究对象,两口井技术套管均采用不同钢级的套管组合,平1井:0~500 m井段为P100套管,500~1 200 m井段为L80套管,1 200~3 150 m井段为N80套管;平2井:0~500 m井段为P110套管,500~1 200 m井段为L80套管,1 200~3 073 m井段为N80套管,3 073~3 473 m井段为L80套管。2口井技术套管壁厚均为11.99 mm。

2.2 套管磨损预测

根据钻井设计,四开钻具组合为: ø215.9 mm钻头+ø172.0 mm旋转导向+地质导向+ø127.0 mm无磁承压钻杆+ø127.0 mm加重钻杆+ø127.0 mm钻杆+ø139.7 mm钻杆,转速100~120 r/min,预计机械钻速5~7 m/h,四开采用水基钻井液钻进。结合前文所述的计算方法和钻井设计给出的组合及参数,对平1井和平2井ø244.5 mm技术套管磨损情况进行预测。平1井技术套管磨损预测结果如图 2所示。平2井技术套管磨损预测结果如图 3所示。

图 2 平1井技术套管磨损预测曲线 Fig.2 Prediction curve of intermediate casing wear in Well Ping 1

图 3 平2井技术套管磨损预测曲线 Fig.3 Prediction curve of intermediate casing wear in Well Ping 2

3 套管磨损测量 3.1 测量原理

IBC(Isolation Scanner)套后成像测井仪是斯伦贝谢新一代用于套管及固井质量评价的仪器,它通过结合两种声波技术:经典的脉冲回波技术和挠曲波成像技术,可以评价固井质量,包括从传统水泥浆和重水泥浆到最新的轻质水泥浆和泡沫水泥体系[6-9]。该仪器可以获得套管内壁光滑度、套管内径、套管厚度、套管与水泥的胶结情况及水泥与地层的胶结情况,其测量范围覆盖整个套管圆周。

IBC测井仪器旋转探头包含4个换能器,换能器垂直放置于仪器的一侧,用于生成和检测脉冲回波。另外,3个换能器(1个发射器,2个接收器)按照一定角度斜向排列在仪器的另一侧,用于测量挠曲波衰减信号。仪器工作时,旋转探头以450 r/min的速度旋转,超声波换能器向套管发射一个稍微发散的波束,使套管转入厚度共振模式,提供一个5°或10°的方位分辨率,从而在每个深度产生36个或72个独立波形,这些独立波形经过处理后可以从初始回波中获得套管厚度、内径和内壁表面粗糙度数据,从而用于评价套管磨损和变形情况,并能从信号共振衰减中产生有关水泥声阻抗的方位图像,如图 4所示。

图 4 超声波换能器工作原理 Fig.4 Working principle of the ultrasonic transducer

40臂井径测量仪器也是专门用于检测套管磨损和变形情况的精密测井仪器。40臂井径测量仪器测量时同时向四周伸开40个探测臂,仪器的测量臂由弹簧支撑,每一个探测臂均紧贴套管内壁面,当仪器沿套管内壁运动时,测量臂会随着套管内径的变化而伸缩,并将这些伸缩变化编码后回传至地面接收设备,从而完成对套管内径的测量。仪器外观示意图如图 5所示。

图 5 40臂井径测量仪器外观示意图 Fig.5 Schematic diagram of the 40-arm caliper instrument

3.2 测量结果

根据仪器测量结果,并结合套管磨损预测结果,将实际磨损数据与预计磨损数据进行对比,并做出对比图。由于采用了不同原理的测量方式(平1井采用IBC套后成像测井技术,平2井采用40臂井径测量仪器),所提供的数据总量有一定区别,但能够反映出实际套管磨损情况。

根据平1井套管磨损情况解释结果,全井磨损量不大于1.016 mm的井段占比79.18%,磨损量在1.016~2.032 mm的井段占比17.92%,磨损量在2.032~3.048 mm的井段占比2.19%,磨损量大于3.048 mm的井段占比0.71%。总体来看,井深在500~1 200 m井段套管磨损情况较其他井段严重,部分井段实际磨损超过预计。平1井套管磨损预测数据与实际磨损数据对比图如图 6所示。

图 6 平1井技术套管磨损预测数据与实测数据对比图 Fig.6 Comparison of prediction data and measured data of intermediate casing in Well Ping 1

根据平2井套管磨损情况解释结果,全井磨损量不大于1.016 mm的井段占比90.06%,磨损量在1.016~2.032 mm的井段占比9.94%,未有磨损量超过2.032 mm的井段,套管磨损总体在设计范围内。平2井套管磨损预测数据与实测磨损数据对比图如图 7所示。

图 7 平2井技术套管磨损预测数据与实测数据对比图 Fig.7 Comparison of prediction data and measured data of intermediate casing in Well Ping 2

除套管磨损百分比数据以外,IBC测量技术还提供了详实直观的解释图,如井深在680~1 200 m井段套管磨损评价图,如图 8所示。

图 8 套管磨损评价图 Fig.8 Casing wear evaluation diagram

依据评价图,井深在680~1 200 m井段内发现多条连续钻具造成的磨痕,表现为厚度变薄,半径变大。740~885 m井段磨损较为严重,最大磨损量在井深750.44 m处,达到2.74 mm。963.9~1 186.3 m井段也出现了一定的磨损,最大磨损量发生在井深1 048.07 m处,达到1.98 mm。

4 数据对比解读

从两口井套管磨损评价结果可知,预测数据和实际数据出现了一定偏差,同时两口井的磨损情况也有所不同,具体表现为:①平1井总体磨损情况较平2井严重。②平1井在井深500~1 200 m套管比预计磨损严重,在井深500~650 m井段套管磨损情况最为严重。为了解释这种现象,对两口井进行了深入分析。首先,从施工周期来看,平1井无论是起下钻时间、循环时间还是纯钻时间都比平2井长,因此整体套管磨损情况较平2井严重,具体施工周期统计数据如图 9所示。其次,从两口井的侧向力计算结果来看,套管磨损曲线和侧向力曲线呈现出较大的相关性,平1井在井深300~600 m、1 600~1 800 m这两个造斜井段狗腿度均高于平2井,侧向力也大于平2井(见图 10)。因此,500 m井段附近出现了较为严重的磨损,1 600~1 800 m井段却没有出现严重磨损,且平2井套管磨损情况与设计情况更加吻合。

图 9 平1井与平2井各工况下施工时间对比图 Fig.9 Comparison of construction time of Well Ping 1 and Well Ping 2 under various working conditions

图 10 平1井与平2井侧向力对比图 Fig.10 Comparison of lateral forces between Well Ping 1 and Well Ping 2

为了分析平1井500~1 200 m井段磨损严重的原因以及1 600~1 800 m井段未出现严重磨损的原因,对该井的钻具组合进行了分析。两口井四开期间先施工平1井,由于井下发生了复杂情况,填井并进行了方案讨论,转而施工平2井四开井段。平2井四开期间,为了防止套管磨损,在钻具上加装了滑套式套管防磨接头。防磨接头结构如图 11所示,主要由心轴、上下挡环和套管防磨滑套等组成。心轴和滑套之间、滑套和上下挡环之间设计有轴承摩擦副[10-11]。套管防磨接头的基本工作原理是:在钻井过程中根据井下工况,将适当数量的工具连接到钻柱之中,钻柱旋转时钻柱和滑套之间为相对转动,滑套和套管之间理论上不存在相对转动,即滑套相对于套管处于静止状态,从而减轻钻柱旋转对套管的磨损。曾在室内对套管防磨接头进行过磨损试验,采用滑套式套管防磨工具和普通钻杆接头分别与TP110钢级套管进行冲击-滑动复合磨损试验,在相同的试验条件下,普通钻杆接头对应的套管磨损率为15.20%,滑套式套管防磨接头对应的套管磨损率仅为0.83%,套管防磨接头显示出良好的防磨效果。

图 11 套管防磨接头结构示意图 Fig.11 Structural schematic diagram of casing anti-wear joint 1—上挡环;2—滑套;3—心轴;4—下挡环;5—本体。

平2井四开期间,在井口至3 200 m井段加装了15个滑套式套管防磨接头,其中井口至1 500 m井段5个,1 500~3 200 m井段10个。平2井钻进至井深4 557 m(距完钻井深178 m)时发生断钻具事故,落鱼打捞成功后,现场担心防磨接头强度不足,将井口至1 500 m井段的防磨接头全部卸掉,共剩下10个防磨接头,全部安装至1 500~3 200 m井段。平2井四开施工完成后,转而施工平1井四开,施工期间沿用了平2井的防磨接头安放方法,即在1 500~3 200 m井段安装10个防磨接头,最终导致平1井技术套管磨损情况严重,特别是500~1 200 m井段,而井深1 600~1 800 m井段侧向力较大的位置,由于防磨接头的良好保护作用,未出现严重磨损,其磨损情况甚至低于预期。

5 结论

(1) 利用套管磨损预测模型对复杂结构井实行套管磨损预测,能够真实直观地预测套管磨损情况,这对指导现场施工具有重要意义。

(2) 钻井周期、起下钻次数及纯钻时间等施工因素对套管磨损起着决定性作用,缩短施工周期、减少起下钻次数、提高机械钻速及缩短纯钻时间能够有效降低套管磨损量。

(3) 套管防磨接头对于降低套管磨损具有重要作用,在复杂结构井、施工周期较长井及井下复杂情况较多井中值得进一步推广应用,有利于降低套管磨损;另一方面,提高防磨接头的强度、增强生产现场使用信心也非常重要。

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文章信息

刘业文, 胥豪, 程丙方, 牛洪波, 韦文翔
Liu Yewen, Xu Hao, Cheng Bingfang, Niu Hongbo, Wei Wenxiang
中深层水平井套管磨损预测与分析技术
Prediction and Analysis of Casing Wear in Medium-deep Horizontal Wells
石油机械, 2019, 47(1): 130-136
China Petroleum Machinery, 2019, 47(1): 130-136.
http://dx.doi.org/10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2019.01.021

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收稿日期: 2018-09-20

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