AT40-2井口完井期间套管悬挂器偏磨原因分析

樊凌云，钟晓，刘练，谢进，李如强，何长江

1.中国石化西北油田分公司完井测试管理中心(新疆轮台841600)

2.中国石化西北油田分公司塔河采油一厂(新疆轮台841600)

AT40-2井口完井期间套管悬挂器偏磨原因分析

樊凌云1，钟晓1，刘练1，谢进1，李如强1，何长江2

1.中国石化西北油田分公司完井测试管理中心(新疆轮台841600)

2.中国石化西北油田分公司塔河采油一厂(新疆轮台841600)

AT40-2井在完井期间拆井口过程时发现17.78cm(7＂)芯轴式套管悬挂器预留部分存在严重偏磨现象，裂缝长8.5cm，上部边缘最薄处4mm(实测原壁厚10mm)。为了搞清该井井口设备偏磨原因，防止此类问题再次发生，对该井井口设备和防磨套情况进行了研究，并从井口偏心、防磨套、钻杆接头与井口设备尺寸匹配、下钻、钻柱转速等方面对井口设备偏磨影响因素进行了分析。认为芯轴式套管悬挂器预留部分偏磨主要与井口偏心和防磨套结构有关，根据偏磨原理推导出井架偏心与防磨套尺寸及钻具偏磨的测算公式。提出了防止井口设备偏磨的建议，并在工区得到良好的应用推广效果。

防磨套;芯轴式套管悬挂器;偏磨

随着中国石化集团在塔河油田勘探开发力度的加大，深井、大斜度井、水平井部署数量日益增多。近年来，套管磨损问题日益突出，尤其是近井口的磨损。AT40-2井芯轴式套管悬挂器预留部分的严重偏磨引起了注意。

AT40-2井是塔河油田的一口滚动勘探井。2014年6月6日定向钻具下钻到底，2014年7月30日起钻完。2014年8月5日该井在完井拆换井口试压期间，检查发现17.78cm(7＂)芯轴式套管悬挂器预留部分存在严重偏磨，裂缝长8.5cm，边缘最薄处4mm(实测原壁厚10mm)，并且有贯穿损伤孔，造成上部BT密封圈无法安装。为搞清井口偏磨原因，对该井井口芯轴式套管悬挂器预留部分偏磨原因进行了失效分析。

1 井口设备

1.1 井口装置及钻具参数

井口装置自上而下为：万能防喷器、剪切闸板、10.16cm(4＂)半封闸板、8.89cm(3.5＂)半封闸板、全封闸板、钻井四通、BX158mm×BX159mm可试压变径法兰。防磨套安置于BX158mm×BX159mm可试压变径法兰位置。井口设备内径参数如表1所示。

除稳斜段(进尺37m)井口为10.16cm(4＂)钻杆外，钻进期间井口钻杆均为8.89cm(3.5＂)规格。钻杆接箍参数如表2所示。

1.2 井口设备装置磨损情况

图1为BX158mm×BX159mm可试压变径法兰原内径158mm，偏磨之后最大内径164mm。预留套管偏磨位置边缘壁厚4mm(图中左上)，其余位置壁厚10mm。预留套管偏磨长度12.5cm，其中裂缝长度8.5cm。

2 井口设备偏磨原因分析

2.1 井口偏心的影响

文献[1-5]通过对KXS203井口设备偏磨原因分析认为，如果井口设备偏心，套管头和防磨套轴线与钻柱轴线不重合，两者就会发生摩擦。钻柱与井口设备摩擦的主要是钻杆，钻杆接头是钻杆中外径最大的部分，实际在钻井过程中与井口设备摩擦的主要是钻杆接头[1]。

组下完井管柱期间，从管柱进入防喷器位置情况看，钻柱轴线与井口设备轴线不重合。现场对芯轴式悬挂器预留部分进行观察，发现损伤的位置与钻具及油管偏移的方向一致。BX158mm×BX159mm法兰内部偏磨6mm及芯轴式悬挂器预留部分损耗6mm壁厚，结合钻杆接箍127mm测算，偏心距为21.5mm。

2.2 防磨套规格对偏磨的影响

防磨套是用来保护套管头和井口套管的防磨工具。如果防磨套完好，井口设备和井口套管能得到保障。但是防磨套内壁未发生磨损，而芯轴式悬挂器上部分偏磨，防磨套未起到保护芯轴式悬挂器预留位置作用。

1)防磨套尺寸与井口及钻具参数匹配。根据防磨套和悬挂器预留部位的尺寸关系(图2)，当B-A＜D-C时，即有条件发生接箍偏磨(E值为钻杆垂心与井口设备垂心轴线差值)。

当E＜(B-D)/2时，钻杆接箍会与预留部位不发生接触;

当E+D/2≥B/2且E+C/2≤A时，即：(B-D)/2≤ E≤(A-C)/2时钻杆接箍会与预留部位接触，产生偏磨;

当E＞(A-C)/2时，本体与防磨套、接箍与预留部位同时接触，产生偏磨(由于钢铁的不可压缩性，该模式成立可能性较小)。

使用防磨套内径144mm，悬挂器预留部位内径158mm，使用的8.89cm(3.5＂)钻杆本体外径88.9mm，接箍外径127mm(耐磨带131mm)。根据公式的假设，当钻具偏移中垂线13.5mm≤E≤27.55mm时，接箍在预留套管位置接触，容易产生偏磨。当使用接箍为127mm的钻具，偏心距小于13.5mm时，偏磨可能性较小。

降低A值，即缩小防磨套内径，起到扶正钻具，避免接箍接触下部套管，可以一定程度上起到防止偏磨的作用;增大B值，即增大套管预留部分尺寸，钻杆接箍和套管预留部分不接触时，可以起到防止偏磨的作用。这也是使用同样钻具组合，而井口使用24.45cm(9-5/8＂)套管时，井口极少出现偏磨的原因。

偏心距为21.5mm落在公式范围内，因此接箍会与下部芯轴式悬挂器上部分接触，会产生偏磨。

2)防磨套对钻具横向震动的影响。由于钻具偏心，钻杆接箍与井口及井筒缩径位置接触会产生偏心作用力。

在没有安装防磨套的状态下，钻进或者下钻期间，钻杆接箍会从BX158mm×BX159mm可试压变径法兰的凸台位置紧密摩擦，滑行入井;而当安装防磨套后，钻杆接箍在从防磨套(144mm内径)进入芯轴式悬挂器时(158mm内径)，由于防磨套对127mm的钻具接箍支撑力的突然消失，钻具偏心及防磨套内径缩小所增加的弹性变形形成的合力会导致钻杆接箍与芯轴式悬挂器上部分的横向冲击。

现就安装防磨套和取下防磨套的不同受力情况进行如下分析:

将钻柱简化成一条线，从上至下看转台面，如图3所示：C点为天车所在位置，O点为正常情况下钻柱所在位置，A点为防磨套所在位置，B点为磨损前变径法兰所在位置，O’点为磨损后变径法兰所在位置。由之前的分析可知：OA=6mm，AB=7mm，BO’= 6mm。根据AT40-2现场资料可知，CO’=55m，钻柱的自重120t。

假设发生磨损之后，钻杆处于垂直状态，即CO’段，那么当钻住偏靠在井口的一侧时，由于钻柱的自重，使得口井一侧受到很大的横向侧向力。

以A点防磨套所在位置为例，如图3所示，ACO’构成一个直角三角形。这样造成的偏心角为，

同时，对A点进行受力分析可知，

结合公式(1)和公式(2)可知，

将上面数据代入公式(3)可得，A点防磨套受到的侧向力为277.93N。同样方法得出，在B点变径法兰处受到的侧向力为128.28N。A点与B点横向受力的差值149.65N，即是钻具接头由防磨套进入芯轴式悬挂器时产生的横向受力。在井口发生偏心时，防磨套的内径越小，防磨套对钻具接箍的支撑力越大，由于井口设备内径的突变造成的横向力也就越大。

由于钻具横向摆动的周期不同而对预留部分有大小不一的冲击力，套管与钻柱间的侧向力是造成芯轴式悬挂器预留部位磨损的重要因素[4]。

在引起井口设备磨损的同时，下钻及钻进期间过接箍时的横向力对法兰的主密封也会造成威胁。

2.3 其他因素

2.3.1 钻柱旋转和起下钻会导致套管磨损

2014年6月6日18:00定向钻具下钻到底，至2014年7月30日02:00起钻完，在177.8mm套管内纯钻时间224h，钻头起下钻4趟，在钻柱与套管柱不同轴位置，当钻柱旋转或起下钻时两者必然会发生摩擦[1]，加剧井口芯轴式悬挂器预留部位磨损。

由于出现偏磨的部位在预留部分占据约60。左右的弧面，并且观察内部，未发现有从上到下的纵向上的连续磨损，因此认为钻具旋转(钻具自转以及钻具以井筒某一轴线摆动转动)是接箍与预留部分接触后磨损的主要方式。

2.3.2 钻柱转速快会加剧套管磨损

转速越快，钻柱的转动惯量越大，钻柱转动半径越大，越易磨损套管[3]。当钻柱转动轴线与防磨套轴线偏差超过一定值时，两者就会发生摩擦。该井钻进过程中，转速多半时间为30r/min[1]。

2.3.3 可试压变径法兰BT密封保留压力对磨损的影响

可试压变径法兰内部有两道依靠注脂压力激发的BT密封，井口试压结束后为了保证BT密封有效，一般会保留套管或者芯轴式悬挂器预留部位抗外挤强度的80%的注脂压力，本井试压后保留有40MPa注脂压力。因此，图3中预留部分偏磨情况表现为内凹的外观。

2.3.4钻具接箍硬度对偏磨的影响

经检查，防磨套未发生磨损扩径，钻杆接箍也基本完好。钻杆接箍耐磨对应位置在芯轴式悬挂器上端口之下37cm位置，现场检查未发现对应预留部位有任何异常。以此判断，硬度在本次偏磨问题中不是主要因素(表3)。

3 预防措施

井口套管偏磨一般工况下首要原因在于偏心距过大，为了避免井口偏磨，建议采取如下措施：

1)钻进期间尽可能保证井口、转盘、天车中心在同一轴线，偏心距控制在10mm以内。

2)在井口偏心状态下，为避免横向力对井口套管冲击造成损伤，防磨套下部内径应与需要保护的井口套管内径接近一致。

4 现场应用

AT40-2井出现井口装置及芯轴式悬挂器磨损后，现场加强了对于偏心距的控制，要求防喷器组安装完毕后校正，井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。同时，现场变更了内径144mm防磨套的规格，对17.78cm(7＂)套管回接井推广使用内径为154mm防磨套，工区累计使用7井次，未再发生上述类型偏磨。

5 结论及建议

井口偏心通常是导致芯轴式悬挂器预留部分及变径法兰严重磨损的直接原因，不合理的防磨套规格是AT40-2井井口磨损的重要原因。当井口出现偏心时，为防止井口设备偏磨，建议根据井口附近钻具接箍外径尺寸与井口装置内径，选择合理的防磨套规格。

[1]吕拴录，滕学清，李晓春，等.KXS203井口设备偏磨原因分析[J].石油钻采工艺，2013，35(1)：118-121.

[2]许峰，吕拴录，康延军，等.井口套管磨损失效原因分析及预防措施研究[J].石油钻采工艺，2011，33(2)：140-142.

[3]安文华，骆发前，吕拴录，等.塔里木油田油套管国产化研究[J].石油矿场机械，2010，39(6)：20-24.

[4]吴建中.套管防磨技术在西南深井中的应用研究[J].石油矿场机械，2014，43(1):84-87.

[5]于会媛，张来斌，樊建春.深井超深井中套管磨损机理及试验研究发展综述[J].石油矿场机械，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

尉立岗

2015-03-02

樊凌云(1981-)，男，现主要从事完井试油工作。