140V套管在高性能水基泥浆中的磨损行为研究

娄尔标 王子逾 周波 郭梦龙 刘川福

摘 要：分别针对套管磨损试验后套管磨损体积、磨损系数、摩擦系数及微观磨损机理进行了分析讨论。结果表明：高性能水基泥浆的密度越大，磨损越严重。在磨损进行一段时间后，磨损体积、摩擦系数和磨损系数均呈现减小的趋势并趋于稳定。在低泥浆密度条件下，主要为磨粒磨损，随着泥浆密度增加，发生磨粒磨损的同时会伴有部分黏着磨损。

关键词：高性能水基泥浆;140V套管;钻杆接头;套管磨损;磨损机理

1 引言

钻井过程中套管磨损问题一直是石油天然气行业急需解决的技术难题。西部某油公司自勘探开发以来出现了许多井套管磨穿情况。这些井发生的套管磨损失效事故造成了重大的经济损失，引起了不必要的监控与测量、补救、回接等施工作业。对于该油公司而言，针对套管磨损问题进行研究能够在很大程度上降低施工成本。

2 国内外现状

目前国内外油田技术人员与科研工作者对套管磨损问题的研究方向大多集中在摩擦接触力、钻杆接头耐磨带和套管材质来展开的[1-4]，Bradley和Fontenot[5]早在1975年便考察了钻杆等部件的主要运动型式及其对套管磨损的影响。认为套管磨损主要产生于钻杆/工具接头对套管壁的相对转动过程中。J.P. White和Dawson[6]通过分析认为磨损量与正压力成正比关系，并提出“套损效率模型”。黄伟和[7]认为套损原因主要有井身质量、钻井液密度、钻柱拉力与侧向力及钻井时间等。有学者分析了P110套管在低密度油基泥浆中的磨损机理，认为侧向力是影响套管磨损机理的主要原因，且侧向力越高套管磨损越剧烈[8]。有的学者研究了N80、P110、VM140和TP140套管在聚磺体系钻井液中，套管硬度、钻井液密度对套管磨损的影响。认为在聚磺钻井液中，套管硬度越高，其耐磨性能越好，泥浆密度越高，套管的耐磨性能越差，然而有的学者在KCL盐水泥浆中，却得到了不同的结论：认为随着泥浆密度的升高，套管磨损率先迅速减小再缓慢增大。

综上所述，国内外学者在套管磨损方向已经做出了很多努力，不仅对现场工况进行了深入的讨论，也通过各种分析手段对磨损机理进行了研究。但是在此前的工作中，罕有学者针对泥浆密度对套损的影响进行研究讨论，出于对套损情况研究的进一步完善和深入了解，本次研究主要针对高性能水基泥浆密度对140V套管的磨损进行分析。

3 套管磨损试验设备和试验材料

3.1 套管磨损试验设备

本次套管磨损试验所用设备为从美国Maurer公司引进的套管实物磨损试验机，试验开始前，先要将套管试样和钻杆接头试样安装在磨损试验机上，安装顺序如下：

（1）将套管试样装夹于试验机套管夹持装置内;

（2）将钻杆接头试样安装在试验机旋转心轴上，驱动电机带动钻杆接头旋转，接头与套管内壁发生接触摩擦，构成摩擦副;

（3）控制泥浆循环系统将泥浆由管嘴喷射到摩擦副。

套管夹持装置压在空气弹簧上，通过改变气压泵的压力可以控制空气弹簧顶起、落下，从而控制其对套管加载压力的大小。

3.2 试验材料

本次试验所用高性能水基泥浆由该油公司提供。

本次试验所用钻杆接头试样表面敷焊有Arnco100XT耐磨带，其宽度为82.09 mm，外径为174.72 mm。套管试样规格为Φ244.5×11.99 mm。对套管试样分别进行拉伸、硬度及化学成分检测。经试验测定，其屈服强度为1020MPa;套管试样横截面四个象限外、中、内硬度的平均值分别为35.5 HRC、35.7 HRC、35.6 HRC。化学成分测试结果见表1。根据理化性能测试结果可以看出，本次试验所用140V套管满足该钢级材料性能要求。

3.3 试验方案

本次套管磨损试验方案见表2。

4 试验结果分析

在3组不同密度的高性能水基泥浆条件下，140V套管试样磨损后的形貌一致为月牙形磨损沟槽。三组试验套管试样磨损后形貌如图1所示。

4.1 不同密度高性能水基泥浆对140V套管磨损体积的影响

在三种不同密度高性能水基泥浆条件下，经8h试验后，套管磨损体积变化量见表3，磨损体积-时间曲线如图2所示。

根据图2可以看出，在三种不同密度的高性能水基泥浆条件下，随着试验时间的增加，套管磨损体积均随之增大。在磨损初始阶段磨损体积增大较快，当持续试验360min后，磨损体积增大速率呈逐渐降低趋势。这是因为随着试验时间的增加，套管磨损面逐渐趋于光滑，磨损变缓慢。从图中还可以看出，当泥浆密度为1.73 g/cm3时，套管磨损体积最小，当基泥浆密度为2.43 g/cm3时，套管磨损体积最大。这说明高性能水基泥浆密度的变化对140V套管磨损体积影响较大，磨损程度会随着高性能水基泥浆密度的增大而变得严重。

4.2 不同密度高性能水基泥浆对140V套管摩擦系数的影响

在三种不同密度高性能水基泥浆条件下，经8h试验后，套管摩擦系数变化量见表4，摩擦系数-时间曲线如图3所示。

根据图3可以看出，在磨损初始阶段，泥浆密度为2.43g/cm3时，摩擦系数最大，泥浆密度为1.73g/cm3时，摩擦系数最小，当持续试验360min后，三组试验的摩擦系数趋于一致。这说明在磨损初始阶段高性能水基泥浆密度对140V套管摩擦系数变化影响较大，泥浆密度越大，摩擦系数越大，磨损越严重，当试验进行一段时间后，套管磨损面变光滑，磨损量减小，这时候泥浆密度对摩擦系数影响变小，逐渐趋于一个穩定值。

4.3 不同密度高性能水基泥浆对140V套管磨损系数的影响

在三种不同密度高性能水基泥浆条件下，经8h试验后，套管磨损系数变化量见表5，磨损系数-时间曲线如图4所示。

根据图4可以看出，在磨损初始阶段，相同时间内，泥浆密度越大磨损系数越大，这是因为在磨损初始阶段，由于钻杆接头与套管表面并不是绝对圆整，而是存在部分微凸体及其他表面缺陷，导致钻杆接头与套管内表面接触不均匀，泥浆密度越大，磨损越严重。当持续试验360min后，泥浆密度变化对套管磨损系数影响逐渐减小，磨损系数逐渐趋于某一定值。这是因为在磨损进行一段时间后，摩擦副间接触不均匀的部分被磨去，套管磨损面趋于光滑，泥浆的润滑作用逐渐提高，磨损程度降低并趋于稳定。这也与不同高性能水基泥浆密度对磨损体积的影响结果相一致。

4.4 不同密度高性能水基泥浆对140V套管磨损机理的影响

通过扫描电子显微镜分别对三种不同密度高性能水基泥浆中140V套管的磨损表面微观形貌进行观察。140V套管磨损表面微观形貌照片见图5。

图5-a为密度1.73g/cm3的高性能水基泥浆条件下140V套管磨损表面的微观形貌照片。从图中可以看出，套管磨损表面沿钻杆接头旋转方向存在着大量的长而浅的磨损沟槽。图5-b为密度2.26g/cm3的高性能水基泥浆条件下140V套管磨损表面的微观形貌照片。从图中可以看出，套管磨损表面沿钻杆接头旋转方向不仅存在大量的长而浅的磨损沟槽且附着着少量磨屑。图5-c为密度2.43g/cm3的高性能水基泥浆条件下140V套管磨损表面的微观形貌照片。从图中可以看出，套管磨损表面沿钻杆接头旋转方向既存在大量的磨损沟槽，而且出现了部分黏着形貌。

在分析泥浆密度对磨损机理的影响前，首先应明确配置泥浆时的加重方法。本次研究所用泥浆加重剂成分主要为重晶石和铁矿粉。重晶石粉主要成分為BaSO4（密度4.35 g/cm3），莫氏硬度在2.5～3.5之间，其颗粒形状呈片状;铁矿粉主要成分为Fe3O4（密度为4.7g/cm3），莫氏硬度在5.0～6.0之间，其颗粒形状呈块状。在密度为1.73g/cm3泥浆条件下，从图5-a中可以看出，磨损机理主要为磨粒磨损。这是因为泥浆中的加重剂颗粒伴随钻杆接头的转动，在套管磨损表面发生相对滑动，形成长而浅的磨损沟槽。当泥浆密度增加至2.26g/cm3时，从图5-b中可以看出，磨损机理依然主要为磨粒磨损，但此时在发生磨粒磨损的同时，磨损表面伴有少量的磨屑堆积，这是因为随着泥浆密度的增加，泥浆中加重剂颗粒的量增加，导致摩擦副间能量交换变大，磨损程度也随之提高。当泥浆密度增加至2.43g/cm3时，从图5-c中可以看出，磨损机理为磨粒磨损与黏着磨损共存，此时在发生磨粒磨损的同时，磨损表面出现了部分黏着形貌，这是因为随着泥浆密度的进一步增加，导致摩擦副间能量交换进一步变大，磨损表面因为摩擦热导致材料软化，在摩擦副间接触力的作用下，加重剂中的磨粒被挤压进磨损表面，形成黏着结点。当钻杆接头旋转时，在套管磨损表面形成了较大的剪切作用力，剪切力会将磨损表面的黏着结点撕裂，形成黏着形貌。综上所述，高密度泥浆对套管磨损面的磨损程度影响较大，实际应用中应选择合适的泥浆密度及加重方法，以此控制长时间钻井作业导致的套管磨损。

5 结论

（1）高性能水基泥浆密度对140V套管磨损初始阶段的磨损体积、摩擦系数及磨损系数影响较大。泥浆密度越大，磨损越严重，在磨损进行一段时间后，磨损体积、摩擦系数和磨损系数均呈现减小的趋势并趋于稳定。

（2）高性能水基泥浆密度对140V套管磨损机理影响较明显，在低泥浆密度条件下，主要为磨粒磨损，随着泥浆密度增加，发生磨粒磨损的同时会伴有部分黏着磨损。

参考文献：

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[6]Hall W R Jr，Garkasi Ali，et al.Recent Advances in Casing Tech-nology [C].The 1994 IADC/SPE Drilling Conference，Dallas，Texas，1994：15-18.

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[8]李国亮，米红学，王小增，窦益华.油基泥浆中P110套管磨损机理和耐磨性能[J].科学技术与工程，2015，15（02）：83-87.