套管防磨保护措施.pdfVIP

第29卷第6期 石 油 钻 栗 工 艺 Vo1．29 No．6 2007年l2月 OIL DRILUNGPRODUCTION TECHNOLOGY Dec．2007 文章编号：1000—7393(2007)06—0116—03 套管防磨保护措施 张红生 郭永宾 (中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057) 摘要：在深井，特别在高温高压深探井中，套管的磨损是一个比较突出的问题，且保护套管和保护钻杆往往是 矛盾的。崖城4井采取控制平台漂移、钻直表层井段、采用合适的钻具来控制井斜和减小井斜变化率、选用合适的 钻杆等作业保护措施非常成功地达到了既保护了套管，钻杆也没有出现过度磨损的目的。介绍了该井凭借有关资 料制定的相应保护措施，通过与其他井的情况对比，分析总结了该井成功经验，可为以后钻探同类型的井提供一些 启示。 关键词：南海西部地区；高温；高压；套管磨损；防磨保护；实例分析 中图分类号：TE931、2 文献标识码：B 深井因为其作业时间长、作业风险大等特点，使 用数学表达式可以表示为 得套管防磨方面的要求较为突出。国外有些公司已 AIh=af,(A。 (A (T。)f4(T2 (M) (C) 经开始进行套管补贴等方面的研究，并取得一定成 式中，△，h为h深度的位置套管磨损的厚度； ．为井 果，可弥补因为长时间磨损使得套管不满足继续作 斜的大小； 为井斜变化率的大小；T。为钻具的旋 业需求时的应急之需。然而，如何在作业期间防患 转时间；T2为起下钻次数；M为泥浆的性能；C为套 于未然，采取合理的措施达到既保护套管又保护钻 管的性能；口为计算系数，与钻头、钻具组合、平台类 杆的目的，一直是钻井行业需要解决的问题。 型、海洋天气、海流速度、套管结构、钻杆接头的材 崖城4井完钻井深5249．87 m，最高地层孔隙 料、光洁度等有关。 压力为110．694 MPa，地层孔隙压力当量钻井液密 (1)井斜的大小和变化率(井斜和方位)。套管 度达2．204 g／cm 。循环后静止18 h，电测最高井底 被磨损速度最快的位置，处于钻柱压在套管内壁上 温度为197 oC，属于高温高压井的范畴。该井钻进 的侧向力最大的位置。在直井中，井斜和井斜变化 时间821 h，其他旋转时间600 h，累计钻柱旋转时间 率越大，套管磨损越严重。 达1421 h。如此长的旋转时间，在有效地保护套管 (2)钻柱旋转时间和起下钻次数。无任采取什 的前提下，钻杆也未过度磨损，其防磨保护措施有效 么措施，都存在套管的磨损，钻柱的旋转时间越长， 地解决了保护套管与保护钻杆的矛盾。 起下钻次数越多，套管的磨损越严重。 (3)钻井液类型和性能。钻井液类型及其性能 1 影响套管被磨损速度及磨损量的因素 不同，磨损系数不同。在水基钻井液中的磨损系数 通过分析认为，套管的被磨损速度及磨损量与 比在油基钻井液中大；钻井液的润滑性越好，磨损系 井斜的大小、井斜变化率(井斜和方位)、钻杆接头 数越低；钻井液密度越高，固相含量越多，磨损系数 铠装焊材料及光洁度、钻柱旋转时间、起下钻次数、 越大。 钻头使用情况、钻具组合、平台类型(固定式或漂浮 (4)钻头使用情况和钻具组合。精心选择钻 式)、海洋天气、海流速度、钻杆性能、套管性能、套