高温高压气井全井筒套管磨损及剩余强度研究
张智,2，2，2
(1油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学2西南石油大学石油天然气工程学院)
：气井过程中，性有必要针对高温高压气井磨损研究。从不同井下工况下几何形状分析、磨损系数获取、磨损后强度计算方面入手，磨损后套管评价磨损预测理论分析和相结合的方法，高温高压气井全井筒磨损系数E-10/psi时，不同造斜井眼曲率/30m-6°/30m）套管磨损深度与套管磨损百分比，以及在外荷载作用条件下内壁后的剩余抗强度百分比和剩余抗强度百分比对不同下的套管磨损进行了大量的对比分析。将的理论计算与实验室实验数据进行了对比，较为吻合。研究高温高压气井全井筒套管磨损分析计算具有指导意义。
：高温高压气井套管磨损；剩余强度
Theresearchofhightemperatureandhighpressuregaswellthewellborecasingwearandresidualstrength
ZHANGhi1ZHENGYushan2LIHaiyang2
（1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirsGeologyandExploitation?SouthwestPetroleumUniversity
2.SchoolofPetroleumandNaturalGasEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China）
Abstract:Intheprocessofhightemperatureandhighpressuregaswelldrilling,casingwearproblemseriouslyaffectsthedownholesafetyandreliability,soitisnecessaryforhightemperatureandhighpressuregaswellcasingwearproblemtocarryoutsystematicresearch.Thispaperfromthreeaspectsincluding:differentdownholeconditionswearinggeometryanalysis,wearcoefficientobtaining,residualstrengthofwearingcalculation,finallyonthesafetyassessmentofcasingwear.Basedonthetheoreticalanalysisandcombiningwithcasingwearpredictionmodelisestablishedinthispaper,thehightemperatureandhighpressuregaswellisobtainedwhenwearcoefficient=2×10E-10/psidifferentdeflectingthewellboresectionofboreholecurvature(3°/30m-6°/30m)casingweardepthandpercentageofcasingwear,andundertheconditionofouterloadstheinnerwallofthecasingwearthepercentageofresidualburststrengthandthepercentageofresidualcollapsestrength,onconditionofdifferentcasingwearhavealotofcomparisonanalysis.Andestablishthetheoreticalmodelcalculationresultsandlaboratoryexperimentdataarecompared,botharemoreconsistent.Thisresearchhasguidingsignificanceforhightemperatureandhighpressuregaswellsaroundthewellborecasingwearanalysisandcalculation.
Keywords:HPHTgaswell;casingwear;geometry;wearcoefficient;remeaningstrength
套管磨损问题一直以来都是困扰国内外钻井研究人员的问题，尤其是在深井、超深井的钻探过程中，由于地质情况复杂、大、钻井时间长等套管磨损严重，井下事故发生，造成了严重的经济损失1]。，有必要深入研究深井超深井套管的磨损问题本文因素对套管磨损的影响利用自主研制的滑台式套管磨损试验机，不同工况下的套管磨损系数了套管磨损及剩余强度计算模型，套管磨损深度与套管磨损百分比，以及后的剩余抗内压强度百分比和剩余抗强度百分比2-3]。
1.Thecalculationofwearcasingresidualstrength
1.1套管体积磨损率计算模型
1.1Amodelforcalculatingthecasingvolumewearrate承受横向载荷旋转把套管磨出形状）的4-5]。此计算模型计算套管磨损材料磨损掉的体积，并能计算出磨损的深度。
单位时间内钻杆使套管磨损体积
（1-1）
为单位长度上的能量；能量；
-1套管磨损示意图
Fig1-1Schematicdiagramofcasingwear
套管上产生的能量6]：
（1-2）
为摩擦系数，无因次；长度横向荷载；为滑动距离，。
公式（-1）-2）得到磨损体积：
（1-3）
接头和套管之间产生的滑动距离
（1-4）
为转盘转速；内径；时间。
时间
(1-5)
式中，为钻孔距离，；长度；；为钻杆接头长度。
长度钻杆接头的横向荷载：
-6）
，平均横向荷载。
系数
（1-7）
过程的磨损体积：
-8）
，钻井增加的增量。
磨损套管剩余抗挤强度计算
1.2casingwearresidualcollapsingstrengthcalculation
Klever[7-8]ISO10400最终极限状态公式是由Klever推导的，它的形式是：
（1-9）
式中：
（1-10）
（1-11）
（1-12）。
式中，、、分别为套管的平均外径，mm、最大外径，mm、最小外径，mm；、、分别为套管的平均壁厚，mm、最大壁厚，mm、最小壁厚，mm；为不均度，无因次；为不圆度，无因次；为应力—应变曲线形状因子，无因。少量的产品有圆弧拐角的应力应变曲线，会减少抗挤强度，这种情况下；
为消耗因子，无因次为最终弹性挤毁的校准因子，为1.089；为最终屈服挤毁的校准因子，为0.9911。
在确定某种钢级套管磨损后的抗挤强度时，应优先选用ISO标准式（1-9）。
磨损套管剩余抗内压强度计算
1.3casingwearresidualburstingstrengthcalculation
根据ISO10400[9-10]抗内压屈服公式，即：
（1-13）
式中：
为计算套管壁厚的规定允许误差因子。若最小允许误差为12.5%，则为0.875。
从上式可以看出套管的抗内压强度与壁厚的允许误差因子有关，对套管抗内压强度的分析同分析磨损对套管挤毁强度的影响一样，必须考虑到套管受制造缺陷的影响，则可将允许误差因子与包含套管内壁不圆度、壁厚不均度和残余应力的综合影响系数等效，故含缺陷套管的抗内压强度会降低，则有：
（1-14）
式中，为套管磨损厚度，mm。
将（1-14）带入（1-13）便得到磨损套管的抗内压强度公式。
2.套管磨损实验
2.Casingwearexperiment
相关研究人员经过理论和对现场分析认为，钻杆的旋转是引起井下套管磨损的最主要原因[11-13]，套管磨损主要取决于钻杆与套管的接触力、钻杆转速、套管材质、钻井液性能及加重剂等因素，但对具体规律的认识还存在着一定的分歧。所以本文通过对小尺寸钻杆和套管的旋转摩擦磨损试验的研究来进一步探讨套管磨损的规律，为预防和减少套管磨损提供一些指导。本文主要围绕接触力、钻井液体系、钻杆旋转速度、套管材料、钻杆耐磨带等展开实验分析[14]。
图2-1自主研制的套管磨损试验机
Fig2-1Independentdevelopmentofcasingweartestingmachine
-2磨损套管试样
Casingweartextsample
图2-3磨损小尺寸钻杆试样
ig2-3Thewearofsmallsizedrillpipetextsample
根据现场实际工况优选了型号的1、A2、A3）开展了套管磨损实验实验分析耐磨带的性能，得到了实验：
转速120r/min，套管与钻杆间正压力为15KN时，耐磨带实验套管磨损情况与磨损系数分别2-4、2-所示：
-4A系列敷焊耐磨带
Fig2-4hardbandingcasingwearvolumegraph
图2-5A系列敷焊耐磨带
Fig2-5Coefficientofwearvariationdiagram
从以上两图可以看出套管磨损系数的变化和套管磨损情况的变化一致，磨损系数大时套管磨损严重相同实验条件下，钻杆没有焊接耐磨带时其磨损系数明显比焊敷有耐磨带时高敷焊耐磨带的效果也不相同系数>A3。但实验时套管的磨损系数一般在2（×10E-10/psi）之间变化所以磨损系数最大值×10E-10/psi进行实例计算。
3.
3.Examplesofcalculation
A井套管磨损实例计算
图3-1A井井身结构图
Fig3-1AWellcasingprogram
A井在505m处开始造斜，进入二开在Φ444.5mm井眼内下入Φ339.7mm套管，套管钢级选用N80，内径为Φ315.35mm，选用S-135Φ127mm钻杆钻Φ444.5mm井眼，钻杆接头外径为Φ161.9mm。在mm井眼内下入Φmm套管，套管选用常规内径为Φ216.8mm。当造斜段井眼曲率分别选用3°/30m、4°/30m、5°/30m和6°/30m，磨损系数2×10E-10/psi套管的磨损情况（磨损百分比、剩余壁厚、剩余抗内压强度、剩余抗强度）。
Φ339.73mm套管磨损分析
3.1Φ339.73mmAnalysisofcasingwearΦ339.73mm套管井段，当磨损系数2时，沿井深方向上，套管剩余壁厚、套管磨损百分比、套管剩余抗内压强度百分比、套管剩余抗挤毁强度百分比分别如下图3-2~图3-5所示。通过对图分析知磨损系数时，随着井眼曲率的增大，磨损增加。6°/30m的造斜点处，磨损最严重，磨损壁厚约为1.26mm，磨损百分比约为%，剩余抗内压约为90%，剩余抗挤毁强度约0%。
图3-339.73mm套管剩余壁厚图
ig3-2339.73mmcasingresidualwallthickness
图3-3339.73mm套管磨损百分比图
ig3-3339.73mmcasingwearpercentagefigure
图3-4339.73mm套管剩余抗内压强度图
Fig3-4339.73mmasingresidualburststrength
图3-5339.73mm套管剩余抗挤毁强度图
ig3-5339.73mmcasingresidualcollapsestrength
3.2Φ244.48mm套管磨损分析
3.2Φ244mmAnalysisofcasingwear
Φ244.48mm套管井段，当磨损系数2时，沿井深方向上，套管剩余壁厚、套管磨损百分比、套管剩余抗内压强度百分比、套管剩余抗挤毁强度百分比分别如下图3-~图3-9所示。通过对图分析知磨损系数时，随着井眼曲率的增大，磨损增加。6°/30m的造斜点处，磨损最严重，磨损壁厚约为2.57mm，磨损百分比约为18.6%，剩余抗内压约为82%，剩余抗挤毁强度约82%。
图3-套管剩余壁厚图
ig3-6244.48mmcasingresidualwallthickness
图3-7套管磨损百分比图
ig3-7244.48mmcasingwearpercentagefigure
图3-8套管剩余抗内压强度图
Fig3-8244.48mmcasingresidualburststrength
图3-9套管剩余抗挤毁强度图
ig3-9244.48mmcasingresidualcollapsestrength
综上，分析在磨损系数2时套管的磨损情况可知
（1）造斜段井眼曲率6°/30m时剩余壁厚最小，在造斜处磨损量最大6°/30m时，在造斜处最大6°/30m时，在造斜处最6°/30m时，在造斜处最
（2）磨损系数越大，套管磨损越严重，随着磨损剩余壁厚的减小，套管剩余抗内压和抗强度也随之。
.结论
4.conclusion
（）磨损实验得到了的取值，气井
（）实例，套管磨损越严重眼曲率的增大×10E-10/psi，造斜率为3°/30m时Φ339.73mm套管最大磨损程度为8.9%，Φ244.48mm套管最大磨损磨损为13.8%。由于套管磨损主要集中在造斜井段，而造斜井段的外载荷较小，对全井段的套管安全系数分布影响较小，套管磨损不严重，可以正常生产。
（3）,存在套管内壁不均匀磨损,磨损后套管径厚比、壁厚不均度、内壁不圆度增加,使得套管抗内压强度和,且随磨损深度增加套管强度降低。
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基金项目国家科技支撑计划（2011BAE25B04）
作者简介：导师，天然气
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