YXK6井套管磨损原因分析

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(1.中国石油大学材料科学与工程系 北京 102249；2.中国石油塔里木油田公司 新疆 库尔勒 841000)

YXK6井套管磨损原因分析

滕学清1，杨向同1，朱金智1，吕拴录1，2，艾勇1，彭晓刚1

(1.中国石油大学材料科学与工程系 北京 102249；2.中国石油塔里木油田公司 新疆 库尔勒 841000)

对YXK6井在钻塞过程中发生的套管磨损事故进行了调查研究，对钻水泥塞过程中返出的铁屑和钻头损坏形貌进行了分析，认为钻头与套管内壁异常摩擦干涉导致下钻遇阻事故。对影响下钻遇阻的各种因素逐一进行了排查和分析，认为下钻遇阻原因与钻头与套管发生摩擦干涉有关，套管磨损与现场采用的通径规不符合标准有关,也与钻塞钻头尺寸偏大和钻头选型不合理等有关。建议在套管下井之前应严格按照标准进行套管通径检查，改进套管柱设计和钻柱设计。

套管；钻头；下钻遇阻；磨损；铁屑

1 井 况

YXK6井241.30 mm井眼深度为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°、全角变化率0.18°/30 m，在5 170～5 177.5 m井段井斜1.33°、全角变化率1.168°/30 m。部分井段岩性见表1。

1.1 177.80 mm套管下井情况

该批177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺纹接头套管下井之前逐根进行了通径检查，通径规外径149.42 mm,通径规结构尺寸如图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特殊螺纹接头套管下井记录见表2。

表1 YXK6井部分井段岩性

图1 通径规结构尺寸/mm

表2 部分井段177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺纹接头套管下井记录

1.2 固井情况

1)正注水泥

2015年3月23日10:00-18:00进行正注水泥固井施工作业，碰压压力从9 MPa上升至13.6 MPa，正注水泥设计返高3 000 m，塞面井深为6 247.65 m。正注水泥体积及密度见表3。

表3 正注水泥体积及密度

2)套管座挂及反挤水泥

2015年3月24日16:00～17:00套管坐挂(坐挂载荷120 t),18:00～19:00环空反挤水泥浆。

1.3 钻塞情况

2015年3月27日8:00下新度90%的149.23 mm M1365D双排齿PDC钻头钻塞。14:38下钻至井深5 134.54 m，遇阻12 t。19:00下钻至井深5 138 m处遇阻5 t，下钻至井深5 170 m处遇阻5 t，18:30发现振动筛面返出铁屑，铁屑形貌如图2所示。19:00～21:00下探在5 170～5 181 m井段时最大遇阻12 t，最大挂卡16 t。

图2 在5 170～5 181 m井段返出铁屑

3月31日18:00起出钻塞钻头检查，钻头保径齿全部崩掉，外径148 mm，如图3所示。

图3 M1365D PDC钻头损坏形貌

钻塞结果表明：在5 134.54～5 142 m和5 170～5 181 m井段下钻遇阻，井下返出铁屑形貌和钻头损坏形貌具有钻头外壁与套管内壁严重摩擦干涉的特征。

1.4 60臂井径测井

2015年3月31日，对YXK6井200.03 mm套管和177.80 mm套管进行了60臂井径测井，测量井段4 877.5～5 177.5 m。测井结果如下：

1)在5 134～5 139 m井段，套管上出现对称分布的带状扩径，但扩径范围不大，怀疑对称带状扩径位置是钻具遇阻挂卡井段，带状扩径磨损形貌如图4所示；

(2)在5 170～5 177.5 m处，套管有明显扩径，怀疑对称带状扩径位置是遇阻挂卡磨损井段，其磨损形貌如图5所示；

3)下钻遇阻井段套管扩径及接箍位置如图6所示。

测井结果表明，钻头在5 134.65～5 136.65 m和5 170.00～5 177.75 m井段与177.80 mm套管内壁摩擦,并在套管内壁形成了对称分布的带状扩径。

4)测井结果反映了钻塞之后套管形貌，并非套管失效后的原始形貌。

1.5 铅印检查

2015年4月2日15:00，下147 mm铅印至井深5 188 m，无遇阻。4月3日12:30起钻检查，铅印外壁有部分刮痕，附带部分铁屑，铅印外径尺寸为147 mm；铅印端面边缘损伤，端面外径明显缩小，最小外径144 mm，其外观形貌如图7所示。

铅印检查结果表明：套管内径大于147 mm，但套管内壁磨损之后不规则。

图4 在5 131.53 m井深位置套管内壁开始出现对称分布的带状扩径磨损

图5 5 170.00～5 177.75 m套管内壁对称分布的带状扩径磨损

图6 下钻遇阻井段套管磨损扩径位置及接箍位置

图7 铅印端面损伤形貌

2 结果分析

2.1 套管损坏位置

钻塞结果表明：在5 134.54～5142 m和5 170～5 181 m井段钻塞遇阻，遇阻原因是钻头外壁与套管内壁发生严重摩擦干涉[1-2]。

测井结果表明：在测井井深5 131.53～5 139.00 m和5 166.99～5 177.50 m井段钻塞钻头与套管内壁摩擦干涉，导致钻塞钻头在下钻过程中遇阻。

钻塞井深和下套管井深与测井井深存在差异，但测井深度可以确定套管失效位置与接箍相对位置。因此，在确定套管失效位置时应当以测井深度为准。该井钻塞井深、测井深度及部分套管下井深度见表4。依据表4中的测井结果，入井序号为115号的套管开始磨损位置井深5 131.53 m，距该套管接箍0.19 m。入井序号为112号的套管开始磨损位置井深5 166.99 m，距该套管接箍1.997 m。

2.2 套管磨损原因

套管通径尺寸不合格、套管变形、钻头尺寸偏大、钻具组合不合理、井眼轨迹超差和套管在井下承受外压变形等均会导致套管内壁磨损。下面分别予以分析：

2.2.1 套管出厂之前通径不合格的可能性

如果套管出厂之前通径不合格，可能会导致下钻遇阻。该批套管在出厂之前按照API Spec 5CT《套管和油管规范》标准规定逐根进行了通径检查。可以排除套管出厂之前通径不合格的可能性。

2.2.2 现场通径规尺寸对套管磨损的影响

该批套管入井前在井场逐根进行了通径检查，通径检查结果合格，但通径规不符合要求，通径规工作外径段长度11.6 mm，只有标准规定值的7.6%，这就无法正确检验套管通径尺寸，无法判定套管入井前是否存在变形。现场采用的通径规工作外径段长度只有PDC钻头工作外径段长度(78 mm)的14.9%，如果入井前套管变形，采用此通径规检验可能合格，但PDC钻头外径仅比套管通径小0.09 mm，这就容易导致钻塞钻头在套管变形位置下钻遇阻。

2.2.3 钻头尺寸对套管磨损的影响

钻头尺寸偏大容易磨损套管。该井钻水泥塞采用149.23 mmPDC钻头,177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺纹接头套管内径为152.50 mm，通径为149.32 mm。钻头外径比套管通径仅小0.09 mm，这就容易导致套管磨损。

表4 钻塞井深、测井深度及第111-115号套管下井深度

该井钻塞钻具组合采用149.23 mmPDC钻头，在钻头外径与177.80 mm×12.65 mm 140特殊螺纹接头套管通径接近的情况下，一旦钻头外径一侧与套管一侧摩擦干涉，钻头干涉位置与套管内壁接触外径会增大(如图8和图9所示)，PDC钻头硬质合金齿很容易与套管内壁在该方向对称咬死，导致下钻遇阻干涉。

图8 149.23 mm PDC钻头

图9 149.23 mmPDC钻头倾斜前后尺寸变化示意图

测井结果表明：该井在5 131.53～5 139.00 m和5 166.99～5 177.50 m井段套管均为对称磨损。钻塞结果表明:钻塞PDC钻头1号刀翼后排齿外侧断裂，2号刀翼后排齿外侧断裂；与1号和2号刀翼对称的4号刀翼后排齿外侧断裂，5号刀翼前排2个保径齿断裂。以上形貌特征表明：PDC钻头倾斜钻磨导致套管对称磨损。

2.2.4 钻头种类对套管磨损的影响

牙轮钻头破岩主要靠冲击和压碎作用。牙轮钻头工作时牙轮转动，单齿与双齿交替接触井底，使钻头产生纵向振动，产生的冲击载荷和钻压通过牙齿作用在岩石上，对岩石产生冲击压碎作用，形成体积破碎坑穴。同时，牙轮在井底滚动还会对岩石产生滑动剪切作用。PDC钻头主要以切削方式破碎岩石[3]。与牙轮钻头相比，PDC钻头对套管内壁磨损更严重。

2.2.5 套管在井下变形导致套管磨损可能性

1)假设外压导致套管变形

套管所受外压超过内压，且内外压差超过套管抗挤强度，才会导致套管发生变形，或者挤毁[4-7]。一旦套管在外压作用下发生变形，或者挤毁，套管内径变小，钻头通过套管变形位置时会与套管内壁发生摩擦干涉，导致钻塞遇阻。

该井在测井井深5 134.54～5 139.00 m和5 170～5 177.50 m井段钻塞钻头与套管内壁摩擦干涉，该位置处在正注水泥固井井段，在正注水泥过程中套管内压始终高于外压，不可能发生套管挤压变形，或挤毁。这说明外压导致套管变形的假设不成立。

2)假设地层蠕变导致套管变形

一般地层蠕变会使套管变形，或者错断。那么，是否由于地层蠕变导致套管变形后在井深5 134.54～5 139.00 m和5 170～5 177.50 m井段钻塞钻头与套管内壁摩擦干涉呢？这是我们必须弄清楚的问题。

该井在5 134.54～5 139.00 m和5 170～5 177.50 m套管磨损井段地层为蠕变速率极小的白色盐岩(表2)，不可能将抗挤强度为106.9 MPa的177.80 mm×12.65 mm 140套管挤压变形。这说明地层蠕变导致第115号和112号套管变形的假设不成立。

2.2.6 井眼轨迹对套管磨损的影响

井眼轨迹不符合设计要求，在井斜和全角变化率严重井段容易导致套管磨损[8]。该井5 134.54～5 139.00 m和在5 170～5 177.50 m(钻井井深)套管磨损井段井斜和全角变化率远小于设计规定的上限[井斜≤4°，全角变化率≤3.00 (°/25m)]，可以排除井眼轨迹超差导致钻塞将套管磨损的可能性。

2.3 套管开始异常磨损时间

2015年3月27日14:38下149.23 mm M1365D双排齿PDC钻头至井深5 134.54 m，遇阻12 t。该时间应当是PDC钻头异常对称磨损套管的开始时间。

3 结论及建议

1) 2015年3月27日14:38下149.23 mm M1365D双排齿PDC钻头至井深5 134.54 m，PDC钻头开始异常磨损套管。

2)钻塞钻头与套管异常摩擦干涉导致下钻遇阻。

3)套管磨损与现场采用的通径规不符合标准有关，也与钻塞钻头尺寸偏大和钻头选型不合理有关，但与地层蠕变无关。

4)建议油田采用API Spec 5CT规定的标准通径规。

5)建议采用牙轮钻头钻水泥塞。

6)建议采用200.03 mm×14.20 mm C110套管替代177.80 mm×12.65 mm 140套管。

[1] 吕拴录，康延军，刘 胜，等.井口套管裂纹原因分析[J].石油钻探技术，2009，37(5)：85-88.

[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，Vol.33(2)：140-142.

[3] 《钻井手册(甲方)》编写组编. 钻井手册(甲方)[S].石油工业出版社，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] 吕拴录，何 君，李元斌,等.某稠油井88.9mm油管挤毁原因分析及试验研究[J].理化检验,2013 VOL49(12)：838-842.

[6] 高 林,吕拴录,李鹤林,等.油、套管脱扣、挤毁和破裂失效分析综述[J].理化检验-分册,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] 吕拴录，滕学清，李晓春，等.(KS203井)某井口设备偏磨原因分析[J].石油钻采工艺 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

滕学清，男，1965生，高级工程师，1989年毕业于中国石油大学(华东)钻井专业。主要从事石油钻井和完井工程技术工作。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编辑葛明君)