高强度套管在不同钻井液中磨损性能分析*

申维佳，张建兵，娄尔标，张 震，刘应应

（1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.塔里木油田油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000；3.西安摩尔石油工程实验室，陕西 西安 710065）

随着国家对油气资源需求的与日俱增以及常规油气田开采难度的加大，为了保证国家油气资源安全，我国开始对深部地层进行勘探开发，深井、超深井的钻井技术开始备受关注并且快速发展，但随之而来的套管磨损问题也异常严重。

对此国内外的学者们对套管的磨损问题进行了大量研究［1-9］。Bol在全尺寸评价试验中，得出非加重钻井液可造成严重的黏着磨损，无机盐类、常用润滑剂都可部分地降低黏着磨损［10］。韩勇研究发现，含重晶石的钻井液对套管有很好的减磨效果，当重晶石与铁矿粉的比例为2∶1和1∶1时，磨损较小［11］。董蓬勃通过试验研究发现，清水中套管的磨损最大，水基钻井液中套管的磨损比清水中的轻，非加重的油基钻井液中套管的磨损更轻［12］。肖国章则发现，重晶石和铁矿粉混合以一定比例加入钻井液作为加重剂时比单纯地使用铁矿粉或重晶石作为钻井液加重剂效果好［13］。

虽然关于钻井液对套管磨损影响的文章很多，但是针对高强度套管磨损研究的文章则较少；因此，本文以国内某油田超深井磨损套管为研究对象，使用全尺寸套管磨损试验机，对不同钻井液下高强度套管的磨损情况进行模拟试验，获取大量原始磨损数据，得到磨损系数，并从中分析出这几种钻井液对套管磨损的影响规律。

1 试验原理及方案

1.1 试验原理

此次试验采用从美国摩尔技术公司引进的全尺寸套管磨损试验机［14］。先从套管上截取一定长度的套管试样。试验开始时，套管试样被固定在夹座中，作轴向往复运动；钻杆接头安装于试验机转轴上，以158 r/min的转速作旋转运动；空气弹簧紧挨着夹持套管的支座，并对其提供侧向力；钻井液通过固定在钻杆接头上方的软管进入钻杆与套管磨损的空间中，对其进行润滑。经过上述步骤，从而实现对钻杆接头与套管内壁磨损情况的真实模拟。整个试验操作所采用的套管规格、钻井液类型、钻杆接头耐磨带型号等均依据油田真实作业情况而定［15-17］。

1.2 试验方案

钻井液性能见表1。

表1 钻井液性能

此次试验，采用全尺寸套管磨损试验机，对规格为Φ244.5 mm×11.99 mm的TP140V非API标准高钢级套管进行磨损试验。此次试验中采用的套管抗拉强度为1 096.08 MPa，洛氏硬度在35 HRC左右，同时增加Mn、Cr、Mo等元素保证了套管的高强度、高韧性、淬透性、热稳定性以及较高的硬度。试验中，采用Φ127 mm钻杆，钻杆接头与套管内壁之间的接触侧向力取43.8 N/mm，分别在油基、高性能水基、高密度饱和盐水、高密度有机盐4种钻井液中进行磨损试验，比较4种钻井液对套管磨损深度、体积、磨损系数、摩擦因数等的影响，对不同钻井液下的套管磨损情况进行分析，从中给出对解决当前油田套管磨损问题有效的建议。

2 测量参数

通过对磨损后的套管内径、磨损沟槽宽度以及钻杆接头外径等尺寸的测量，得到套管磨损的原始数据，并得到了以下几个磨损参数。

（1）磨损沟槽宽度。

套管磨损后，其内壁会形成月牙形沟槽，每隔一定时间测量沟槽前、中、后的宽度，计算其平均值，即为套管这一时间段的磨损沟槽宽度。

（2）磨损沟槽深度。

每隔一定时间，对磨损后沟槽处的套管内径进行测量，并通过公式计算，即可得到套管的磨损沟槽深度。套管磨损沟槽深度的多少，也直接反应了套管的磨损剧烈程度。

（3）磨损系数。

磨损系数WF为摩擦因数与比能的比值（公式1）。其中比能表示在摩擦过程中移除掉单位体积的套管材料所需要的能量。磨损系数影响着磨损效率，即磨损的快慢程度。按照一般规律，磨损系数WF的值会随着磨损沟槽深度的增加而减小。

式中f——摩擦因数；

e——比能，W·h/L。

（4）摩擦因数。

钻杆接头和套管的摩擦力与接触力的比值，用来反映钻杆与套管之间的摩擦副的工作情况，同时也反映套管的磨损机理。

3 试验结果与分析

此次试验，通过对密度为2.3 g/cm3的油基、高性能水基、高密度饱和盐水、高密度有机盐4种钻井液进行磨损对比试验，得到套管磨损数据并进行计算分析，发现不同钻井液下的套管磨损沟槽深度、磨损体积、磨损系数、摩擦因数随磨损时间变化的规律。

3.1 磨损沟槽深度对比分析

介质对套管磨损沟槽深度的影响如图1所示。

图1 介质对套管磨损沟槽深度的影响

从图1可以看出，磨损开始后的前240 min里，高密度饱和盐水钻井液与高性能水基钻井液条件下的套管磨损沟槽深度相较于油基和高密度有机盐钻井液下的沟槽深度大；240 min以后，高密度有机盐钻井液下的沟槽深度相较于其他3种情况增加较快。结合表1可以看到，虽然4种钻井液密度一样，但是钻井液中添加的高密度重晶石粉质量不同。高密度有机盐钻井液中高密度重晶石粉的含量是油基和高性能水基钻井液的3倍多。在磨损初期，重晶石颗粒在钻杆和套管摩擦副中起到很好的“支承”作用，有效地减少了磨损，因此初期高密度有机盐的磨损沟槽深度与油基差别不大。当磨损进入后期，大量的重晶石颗粒被磨碎，影响了钻井液的流变性，磨损增大，后期高密度有机盐钻井液的磨损沟槽深度显著增加。

3.2 磨损体积对比分析

介质对套管磨损体积的影响如图2所示。

图2 介质对套管磨损体积的影响

从图2可以看出，在4种相同密度、不同类型钻井液条件下，高密度有机盐钻井液的套管磨损体积最大，高性能水基次之，油基第三，高密度饱和盐水磨损体积最小。

3.3 磨损系数对比分析

介质对套管磨损系数的影响如图3所示。

图3 介质对套管磨损系数的影响

从图3可以看出，磨损间隔时间为15 min时，高密度饱和盐水钻井液条件下的套管磨损系数最大，高性能水基钻井液次之，油基钻井液和高密度有机盐钻井液的磨损系数均较小，说明试验初期高密度饱和盐水和高性能水基钻井液的磨损非常剧烈。15 min之后，高密度饱和盐水和高性能水基钻井液的磨损系数都急剧下降，其中高密度饱和盐水下降最为剧烈，最终趋于平稳。这是由于钻杆和套管摩擦副之间的摩擦达到了一个比较稳定的状态，磨损系数趋于平稳。而油基和高密度有机盐则有所上升，之后渐渐趋于平稳，但磨损系数一直较小，磨损比较平缓。最终，4种钻井液下的套管磨损系数趋于一致，此时磨损进入稳定期。

3.4 摩擦因数对比分析

介质对套管摩擦因数的影响如图4所示。

图4 介质对套管摩擦因数的影响

从图4可以看出，在4种钻井液中，除了高密度有机盐钻井液条件下的套管摩擦因数在试验后期波动比较剧烈外，其他3种钻井液下的摩擦因数波动均不大。但是，4种钻井液中，油基钻井液的摩擦因数相较于其他3种钻井液小，这是由于油基钻井液良好的润滑减磨性能。而高密度有机盐钻井液在240 min后摩擦因数呈明显的上升趋势，这是由于随着磨损的进行，高密度有机盐钻井液中的重晶石颗粒被逐渐磨损、压碎。大量的重晶石碎屑存在于钻杆和套管之间，不仅降低了钻井液的流变性，而且还会在接触力的作用下，划伤套管壁，从而导致套管壁表面粗糙度增加，摩擦因数增大。

4 结 语

140 V套管与敷焊安科100耐磨带的钻杆接头进行摩擦磨损试验，采用13 350 N的侧向力，磨损8 h后，通过对数据的对比分析发现如下：

（1）相同密度的油基、高性能水基、高密度饱和盐水、高密度有机盐4种钻井液下，套管的磨损沟槽深度和磨损体积都差别不大；

（2）磨损系数方面，高密度饱和盐水和高性能水基钻井液的磨损系数相比油基、高密度有机盐钻井液高很多，但是随磨损时间急剧下降，直至240 min后，4种钻井液的磨损系数趋于平稳且一致。而高密度有机盐和油基钻井液的磨损系数则一直偏低。

（3）摩擦因数方面，油基钻井液条件下的摩擦因数偏低，且一直较稳定，高性能水基、高密度饱和盐水、高密度有机盐钻井液下的摩擦因数比油基大，随磨损时间平稳波动。但是高密度有机盐钻井液下的摩擦因数在磨损后期有明显的增大，这是由于重晶石颗粒被压溃，导致大量的重晶石碎屑存在于钻杆和套管之间，不仅降低了钻井液的流变性，而且还会在接触力的作用下，划伤套管壁，从而导致套管壁粗糙度增加，摩擦因数增大。

（4）重晶石粉含量过多，不仅不会降低磨损，反而会加剧磨损。

由此可见，4种钻井液中，油基钻井液的磨损系数和摩擦因数都是最低的，因此可以降低套管的磨损。所以在选择上，也可以优先选用油基钻井液。同时，在对钻井液加重时，重晶石的含量不宜过多，否则就会出现摩擦因数陡增的现象，从而加重磨损。但是对于重晶石粉导致套管磨损加剧的具体含量或比例，仍有待进一步研究。

以上所得磨损规律不仅适用于TP140高强度套管，同样适用于普通强度套管。