CN108104795B - 一种套管磨损风险的实时预警方法 - Google Patents

一种套管磨损风险的实时预警方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108104795B
CN108104795B CN201711348194.4A CN201711348194A CN108104795B CN 108104795 B CN108104795 B CN 108104795B CN 201711348194 A CN201711348194 A CN 201711348194A CN 108104795 B CN108104795 B CN 108104795B
Authority
CN
China
Prior art keywords
sleeve
casing
internal pressure
formula
extrusion
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201711348194.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN108104795A (zh
Inventor
曾德智
张海鑫
李皓
董宝军
喻智明
刘冰
张恩搏
施太和
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN201711348194.4A priority Critical patent/CN108104795B/zh
Publication of CN108104795A publication Critical patent/CN108104795A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108104795B publication Critical patent/CN108104795B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B12/00—Accessories for drilling tools
    • E21B12/02—Wear indicators

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

本发明属于油气井建井安全领域，具体涉及一种套管磨损风险的实时预警方法。其特征在于：首先通过计算选取钻杆接头与套管间的最大侧向力，利用钻速方程，确定磨损时间，求取套管的磨损面积与深度；然后求出套管剩余抗内压强度和剩余抗挤强度，计算套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数，根据得到的套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数划分风险等级；最后根据风险等级来确定套管磨损情况并进行实时预警。该发明的优点在于：可根据井眼轨迹，计算出套管在磨损风险最大位置处的磨损深度；可对当前已钻和待钻井眼中套管的磨损量进行预评估，便于后期采取套管防护措施。

Description

一种套管磨损风险的实时预警方法
技术领域
本发明属于油气井建井安全领域，具体涉及一种套管磨损风险的实时预警方法。
背景技术
在深井、超深井、大斜度井、水平井等钻探过程中，日益暴露出套管磨损问题。磨损可使套管壁厚减薄，一定条件下可造成套管变形、甚至破坏，从而降低套管抗挤强度和抗内压强度，降低了套管抗挤抗压的安全系数，以致不能保证后续作业生产安全。
目前，发明专利“一种石油套管磨损自动检测***”(申请公布号：CN 101603418A)通过实时监测设备，收集和分析循环钻井液中磁性磨屑量来检测套管磨损状况。而钻井过程中，套管与钻杆接触应力最大处的磨损程度最严重，该处是发生磨损失效的危险点，但该***无法确定钻杆与套管接触应力最大的部位，同样只能根据磨屑量来评估进尺井段套管的磨损总量，不能识别出磨损的危险点，未能对钻井作业安全进行准确指导。另有发明专利“估计套管磨损”(申请公布号：CN 105473807 A)通过用摄像机捕获钻井中泥浆振动筛上的钻屑和套管磨粒的影像，并用计算机识别，进而估算出进尺井段套管磨损的总体积。但CN105473807 A的技术方案统计分析的是返回铁屑的总和，得出套管磨损的总体积，仅能反映进尺井段套管磨损的平均程度，故无法得出危险点处的磨损深度，难于合理指导套管磨损风险井的安全钻井作业。
为确保复杂井况下油气井套管的安全服役，套管磨损风险预警就显得尤为关键，因此发明一种套管磨损风险的实时预警方法是很有必要的。
发明内容
本发明的目的在于，提供一种套管磨损风险的实时预警方法，解决套管磨损后由于强度降低所面临的风险预警问题；
本发明采用以下技术方案，一种套管磨损风险的实时预警方法，其特征在于，首先通过计算选取钻杆接头与套管间的最大侧向力，利用钻速方程，确定磨损时间，求取套管的磨损面积与深度；然后求出套管剩余抗内压强度和剩余抗挤强度，计算套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数，根据得到的套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数划分风险等级；最后根据风险等级来确定套管磨损情况并进行实时预警；具体步骤如下：
步骤1：根据井身轨迹和钻柱结构，分段求取钻杆接头与套管间侧向力，记为F＝F1，F2，…Fi，…Fn，并取最大的侧向力，记为Fmax，其中，Fi算式为(1)；
Figure GDA0002809538880000021
其中：
Figure GDA0002809538880000022
其中：
Kb＝1-γn/γt (3)
式中：Fi为套管与钻杆间的侧向力(N)，ρ为井眼曲率半径(m)，de为钻杆接头外径(mm)，di为套管内径(mm)，Z为计算系数，e为常数(取2.718)，μ为套管与钻杆接头的摩擦系数，L为井深(m)，βi为井斜角(弧度)，q为钻柱线重(N/m)，β0为最大井斜角(弧度)，Kb为浮力系数，Lt为井斜开始点至井口的高度(m)，γn为钻井液密度(kg/m3)，γt为套管密度(kg/m3)；
步骤2：确定钻杆接头与套管的磨损时间T，其算式为(4)；
T＝T1+T2 (4)
其中：
Figure GDA0002809538880000023
ri＝f(X1i,X2i,X3i,X4i,X5i) (6)
式中：T为钻杆接头与套管的磨损时间(h)，T1为已发生磨损的时间(h)，通过井史数据资料获取，T2为预计磨损时间(h)，n为即将钻遇地层的分段数，Li为第i段地层中的钻头进尺(m)，ri为第i段地层中的机械钻速(m/h)，与多种因素有关，f为第i段地层中机械钻速与钻井工艺参数之间的关系，X1i为第i段地层中岩层特性对机械钻速的影响，X2i为第i段地层中井深对机械钻速的影响，X3i为第i段地层中井底压差对机械钻速的影响，X4i为第i段地层中机械参数对机械钻速的影响，X5i为第i段地层中水力参数对机械钻速的影响；
步骤3：求取套管磨损面积S，其算式为(7)；
Figure GDA0002809538880000024
其中：
Lw＝0.001ntde (8)
nt＝60NT (9)
式中：S为套管磨损面积(mm2)，E为磨损效率，μ为套管与钻杆接头的摩擦系数，Fmax为钻杆接头与套管间的最大侧向力(N)，Lw为钻柱与套管间的相对运动累计路程(m)，H为布氏硬度(N/m2)，nt为钻柱转动次数，de为钻杆接头外径(mm)，N为钻柱转速(r/h)，T为钻杆接头与套管的磨损时间(h)；
步骤4：利用公式(10)求取套管偏磨深度c1；
c1＝k-(di-de) (10)
其中：
Figure GDA0002809538880000031
式中：c1为套管偏磨深度(mm)，k为钻杆接头的轴线与套管轴线的距离(mm)，di为套管内径(mm)，de为钻杆接头外径(mm)，S为套管磨损面积(mm2)，x1和x2为套管磨损截面上的两圆交点的横坐标；
步骤5：利用公式(12)求取磨损套管的剩余抗挤强度Pcw；
Figure GDA0002809538880000032
其中：
Figure GDA0002809538880000033
Figure GDA0002809538880000034
λ＝0.127δ+0.0039η-0.440(Prs/Pfy) (15)
Figure GDA0002809538880000035
Figure GDA0002809538880000041
式中：Pcw为磨损套管的剩余抗挤强度(MPa)，P1为套管的弹性挤毁压力(MPa)，P2为套管的弹塑性屈服挤毁压力(MPa)，λ为套管的制造缺陷影响因子(普通级套管λ取0.21～0.23，高抗挤套管λ取0.17～0.175，高抗挤抗硫套管λ取0.125～0.130)，c为套管壁厚(mm)，c1为套管偏磨深度(mm)，Ke为套管弹性常数折减系数(J55、K55和所有抗硫钢，Ke取0.9；N80、P110和Q125，Ke取1.0)，E为杨氏模量(2.0×105～2.1×105MPa)，ν为泊松比(0.2～0.3)，d为套管外径(mm)，Ky为套管屈服强度折减系数(对J55、K55、N80和所有抗硫钢，Ky＝0.85)，Pmin为套管最小屈服强度(MPa)，δ为套管内壁不圆度，η为套管壁厚不均度，Prs为套管残余应力(MPa)，Pfy为套管的实际屈服强度(MPa)；
步骤6：将步骤5中磨损套管的剩余抗挤强度Pcw代入公式(18)中计算出套管的抗挤安全系数kcw，其算式为(19)；
kcw＝Pcw/P设外 (18)
Figure GDA0002809538880000042
式中：kcw为套管的抗挤安全系数，Pcw为磨损套管的剩余抗挤强度(MPa)，P设外为套管的设计外压载荷(MPa)，P1为套管的弹性挤毁压力(MPa)，P2为套管的弹塑性屈服挤毁压力(MPa)，λ为套管的制造缺陷影响因子(普通级套管λ取0.21～0.23，高抗挤套管λ取0.17～0.175，高抗挤抗硫套管λ取0.125～0.130)；
步骤7：将步骤4中求取的套管偏磨深度c1代入到公式(20)中，得到磨损套管的剩余抗内压强度Piw；
Figure GDA0002809538880000043
其中：
b＝0.1693-1.1774×10-4Pmin (21)
式中：Piw为磨损套管的剩余抗内压强度(MPa)，Pmin为套管最小屈服强度(MPa)，c为套管壁厚(mm)，c1为套管偏磨深度(mm)，d为套管外径(mm)，a为内压强度系数(调质和13Cr材料套管取1.0，其他情况取2.0)，b为套管材料应力-应变强度硬化因子；
步骤8：将步骤7中磨损套管的剩余抗内压强度Piw代入公式(22)计算套管抗内压安全系数Kiw，其算式为(23)；
kiw＝Piw/P设内 (22)
Figure GDA0002809538880000051
其中：
b＝0.1693-1.1774×10-4Pmin (24)
式中：kiw为套管的抗内压安全系数，Pmin为套管最小屈服强度(MPa)，d为套管外径(mm)，P设内为设计内压载荷(MPa)，Pμ为套管拉伸屈服强度(MPa)，c为套管壁厚(mm)，a为套管内压强度系数(调质和13Cr材料套管取1.0，其他情况取2.0)，c1为套管偏磨深度(mm)，b为套管材料应力-应变强度硬化因子，d为套管外径(mm)；
步骤9：以抗内压安全系数为套管风险等级图版的横坐标轴，抗外挤安全系数为套管风险等级图版的纵坐标轴；将套管抗内压安全系数大于1.15，抗挤安全系数大于1.05范围的套管风险等级划分为1级；将套管抗内压安全系数介于1.1～1.15，抗挤安全系数介于1.0～1.05范围的套管风险等级划分为2级；将套管抗内压安全系数小于1.1，抗挤安全系数小于1.0范围的套管风险等级划分为3级；从而绘制出磨损套管风险等级图版；
步骤10：将步骤6中所得的抗外挤安全系数和步骤8中所得的抗内压安全系数分别代入到步骤9绘制的图版中，确定磨损套管的风险等级；
步骤11：依据划分的套管风险等级进行预警，根据风险等级确定套管防磨措施；若套管的风险等级为1级，则套管处于安全的服役状态；若套管的风险等级为2级，则套管有发生失效的风险，此时需要采取套管防磨措施；若套管的风险等级为3级，则套管发生磨损失效，需重新下入一层套管；
进一步的，根据权利要求1所述的一种套管磨损风险的实时预警方法，其特征在于：所述的磨损套管风险等级图版横坐标为磨损套管的抗内压安全系数，纵坐标为磨损套管的抗挤安全系数。
本发明优点在于：
(1)本发明根据实钻和待钻井眼轨迹，计算得出已钻或待钻条件下套管和钻柱的接触力(侧向力)最大工况点，从而找到套管磨损风险最大的位置，并计算出套管在危险点的磨损深度，克服了现有铁屑监测法只能评估出进尺井段套管磨损总量的缺点。
(2)本发明可对当前已钻和待钻井眼中套管的磨损量进行预评估，为后期钻井施工留有足够余地，根据预警情况及时采取针对性的套管防护措施。
(3)本发明通过计算磨损量进一步评估出套管的剩余抗挤强度和抗内压强度，并确定安全系数，根据对应的安全图版，可对套管的服役可靠性进行预警，直接为井筒的安全管控提供依据。
附图说明
图1是本发明的方法流程示意图。
图2是本发明划分套管的风险等级示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行详细的描述。
由图1和图2所示：一种套管磨损风险的实时预警方法，其特征在于，首先通过计算选取钻杆接头与套管间的最大侧向力，利用钻速方程，确定磨损时间，求取套管的磨损面积与深度；然后求出套管剩余抗内压强度和剩余抗挤强度，计算套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数，根据得到的套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数划分风险等级；最后根据风险等级来确定套管磨损情况并进行实时预警；具体步骤如下：
步骤1：根据井身轨迹和钻柱结构，分段求取钻杆接头与套管间侧向力，记为F＝F1，F2，…Fi，…Fn，并取最大的侧向力，记为Fmax，其中，Fi算式为(1)；
Figure GDA0002809538880000061
其中：
Figure GDA0002809538880000062
其中：
Kb＝1-γn/γt (3)
式中：Fi为套管与钻杆间的侧向力(N)，ρ为井眼曲率半径(m)，de为钻杆接头外径(mm)，di为套管内径(mm)，Z为计算系数，e为常数(取2.718)，μ为套管与钻杆接头的摩擦系数，L为井深(m)，βi为井斜角(弧度)，q为钻柱线重(N/m)，β0为最大井斜角(弧度)，Kb为浮力系数，Lt为井斜开始点至井口的高度(m)，γn为钻井液密度(kg/m3)，γt为套管密度(kg/m3)；
步骤2：确定钻杆接头与套管的磨损时间T，其算式为(4)；
T＝T1+T2 (4)
其中：
Figure GDA0002809538880000071
ri＝f(X1i,X2i,X3i,X4i,X5i) (6)
式中：T为钻杆接头与套管的磨损时间(h)，T1为已发生磨损的时间(h)，通过井史数据资料获取，T2为预计磨损时间(h)，n为即将钻遇地层的分段数，Li为第i段地层中的钻头进尺(m)，ri为第i段地层中的机械钻速(m/h)，与多种因素有关，f为第i段地层中机械钻速与钻井工艺参数之间的关系，X1i为第i段地层中岩层特性对机械钻速的影响，X2i为第i段地层中井深对机械钻速的影响，X3i为第i段地层中井底压差对机械钻速的影响，X4i为第i段地层中机械参数对机械钻速的影响，X5i为第i段地层中水力参数对机械钻速的影响；
步骤3：求取套管磨损面积S，其算式为(7)；
Figure GDA0002809538880000072
其中：
Lw＝0.001ntde (8)
nt＝60NT (9)
式中：S为套管磨损面积(mm2)，E为磨损效率，μ为套管与钻杆接头的摩擦系数，Fmax为钻杆接头与套管间的最大侧向力(N)，Lw为钻柱与套管间的相对运动累计路程(m)，H为布氏硬度(N/m2)，nt为钻柱转动次数，de为钻杆接头外径(mm)，N为钻柱转速(r/h)，T为钻杆接头与套管的磨损时间(h)；
步骤4：利用公式(10)求取套管偏磨深度c1；
c1＝k-(di-de) (10)
其中：
Figure GDA0002809538880000081
式中：c1为套管偏磨深度(mm)，k为钻杆接头的轴线与套管轴线的距离(mm)，di为套管内径(mm)，de为钻杆接头外径(mm)，S为套管磨损面积(mm2)，x1和x2为套管磨损截面上的两圆交点的横坐标；
步骤5：利用公式(12)求取磨损套管的剩余抗挤强度Pcw；
Figure GDA0002809538880000082
其中：
Figure GDA0002809538880000083
Figure GDA0002809538880000084
λ＝0.127δ+0.0039η-0.440(Prs/Pfy) (15)
Figure GDA0002809538880000085
Figure GDA0002809538880000086
式中：Pcw为磨损套管的剩余抗挤强度(MPa)，P1为套管的弹性挤毁压力(MPa)，P2为套管的弹塑性屈服挤毁压力(MPa)，λ为套管的制造缺陷影响因子(普通级套管λ取0.21～0.23，高抗挤套管λ取0.17～0.175，高抗挤抗硫套管λ取0.125～0.130)，c为套管壁厚(mm)，c1为套管偏磨深度(mm)，Ke为套管弹性常数折减系数(J55、K55和所有抗硫钢，Ke取0.9；N80、P110和Q125，Ke取1.0)，E为杨氏模量(2.0×105～2.1×105MPa)，ν为泊松比(0.2～0.3)，d为套管外径(mm)，Ky为套管屈服强度折减系数(对J55、K55、N80和所有抗硫钢，Ky＝0.85)，Pmin为套管最小屈服强度(MPa)，δ为套管内壁不圆度，η为套管壁厚不均度，Prs为套管残余应力(MPa)，Pfy为套管的实际屈服强度(MPa)；
步骤6：将步骤5中磨损套管的剩余抗挤强度Pcw代入公式(18)中计算出套管的抗挤安全系数kcw，其算式为(19)；
kcw＝Pcw/P设外 (18)
Figure GDA0002809538880000091
式中：kcw为套管的抗挤安全系数，Pcw为磨损套管的剩余抗挤强度(MPa)，P设外为套管的设计外压载荷(MPa)，P1为套管的弹性挤毁压力(MPa)，P2为套管的弹塑性屈服挤毁压力(MPa)，λ为套管的制造缺陷影响因子(普通级套管λ取0.21～0.23，高抗挤套管λ取0.17～0.175，高抗挤抗硫套管λ取0.125～0.130)；
步骤7：将步骤4中求取的套管偏磨深度c1代入到公式(20)中，得到磨损套管的剩余抗内压强度Piw；
Figure GDA0002809538880000092
其中：
b＝0.1693-1.1774×10-4Pmin (21)
式中：Piw为磨损套管的剩余抗内压强度(MPa)，Pmin为套管最小屈服强度(MPa)，c为套管壁厚(mm)，c1为套管偏磨深度(mm)，d为套管外径(mm)，a为内压强度系数(调质和13Cr材料套管取1.0，其他情况取2.0)，b为套管材料应力-应变强度硬化因子；
步骤8：将步骤7中磨损套管的剩余抗内压强度Piw代入公式(22)计算套管抗内压安全系数Kiw，其算式为(23)；
kiw＝Piw/P设内 (22)
Figure GDA0002809538880000093
其中：
b＝0.1693-1.1774×10-4Pmin (24)
式中：kiw为套管的抗内压安全系数，Pmin为套管最小屈服强度(MPa)，d为套管外径(mm)，P设内为设计内压载荷(MPa)，Pμ为套管拉伸屈服强度(MPa)，c为套管壁厚(mm)，a为套管内压强度系数(调质和13Cr材料套管取1.0，其他情况取2.0)，c1为套管偏磨深度(mm)，b为套管材料应力-应变强度硬化因子，d为套管外径(mm)；
步骤9：以抗内压安全系数为套管风险等级图版的横坐标轴，抗外挤安全系数为套管风险等级图版的纵坐标轴；将套管抗内压安全系数大于1.15，抗挤安全系数大于1.05范围的套管风险等级划分为1级；将套管抗内压安全系数介于1.1～1.15，抗挤安全系数介于1.0～1.05范围的套管风险等级划分为2级；将套管抗内压安全系数小于1.1，抗挤安全系数小于1.0范围的套管风险等级划分为3级；从而绘制出磨损套管风险等级图版；
步骤10：将步骤6中所得的抗外挤安全系数和步骤8中所得的抗内压安全系数分别代入到步骤9绘制的图版中，确定磨损套管的风险等级；
步骤11：依据划分的套管风险等级进行预警，根据风险等级确定套管防磨措施；若套管的风险等级为1级，则套管处于安全的服役状态；若套管的风险等级为2级，则套管有发生失效的风险，此时需要采取套管防磨措施；若套管的风险等级为3级，则套管发生磨损失效，需重新下入一层套管；
进一步的，根据权利要求1所述的一种套管磨损风险的实时预警方法，其特征在于：所述的磨损套管风险等级图版横坐标为磨损套管的抗内压安全系数，纵坐标为磨损套管的抗挤安全系数。

Claims (1)

1.一种套管磨损风险的实时预警方法，其特征在于：首先通过计算选取钻杆接头与套管间的最大侧向力，利用钻速方程，确定磨损时间，求取套管的磨损面积与深度；然后求出套管剩余抗内压强度和剩余抗挤强度，计算套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数，根据得到的套管剩余抗内压安全系数和剩余抗挤安全系数划分风险等级；最后根据风险等级来确定套管磨损情况并进行实时预警；具体步骤如下：
步骤1：根据井身轨迹和钻柱结构，分段求取钻杆接头与套管间侧向力，记为F＝F1，F2，…Fi，…Fn，并取最大的侧向力，记为Fmax，其中，Fi算式为(1)；
Figure FDA0002825464200000011
其中：
Figure FDA0002825464200000012
其中：
Kb＝1-γn/γt (3)
式中：Fi为套管与钻杆间的侧向力，N；ρ为井眼曲率半径，m；de为钻杆接头外径，mm；di为套管内径，mm；Z为计算系数；e为常数，取2.718；μ为套管与钻杆接头的摩擦系数；L为井深，m；βi为井斜角，弧度；q为钻柱线重，N/m；β0为最大井斜角，弧度；Kb为浮力系数；Lt为井斜开始点至井口的高度，m；γn为钻井液密度，kg/m3；γt为套管密度，kg/m3；
步骤2：确定钻杆接头与套管的磨损时间T，其算式为(4)；
T＝T1+T2 (4)
其中：
Figure FDA0002825464200000013
ri＝f(X1i,X2i,X3i,X4i,X5i) (6)
式中：T为钻杆接头与套管的磨损时间，h；T1为已发生磨损的时间，h，通过井史数据资料获取；T2为预计磨损时间，h；n为即将钻遇地层的分段数；Li为第i段地层中的钻头进尺，m；ri为第i段地层中的机械钻速，m/h，与多种因素有关；f为第i段地层中机械钻速与钻井工艺参数之间的关系；X1i为第i段地层中岩层特性对机械钻速的影响；X2i为第i段地层中井深对机械钻速的影响；X3i为第i段地层中井底压差对机械钻速的影响；X4i为第i段地层中机械参数对机械钻速的影响；X5i为第i段地层中水力参数对机械钻速的影响；
步骤3：求取套管磨损面积S，其算式为(7)；
Figure FDA0002825464200000021
其中：
Lw＝0.001ntde (8)
nt＝60NT (9)
式中：S为套管磨损面积，mm2；E为磨损效率；μ为套管与钻杆接头的摩擦系数；Fmax为钻杆接头与套管间的最大侧向力，N；Lw为钻柱与套管间的相对运动累计路程，m；H为布氏硬度，N/m2；nt为钻柱转动次数；de为钻杆接头外径，mm；N为钻柱转速，r/h；T为钻杆接头与套管的磨损时间，h；
步骤4：利用公式(10)求取套管偏磨深度c1；
c1＝k-(di-de) (10)
其中：
Figure FDA0002825464200000022
式中：c1为套管偏磨深度，mm；k为钻杆接头的轴线与套管轴线的距离，mm；di为套管内径，mm；de为钻杆接头外径，mm；S为套管磨损面积，mm2；x1和x2为套管磨损截面上的两圆交点的横坐标；
步骤5：利用公式(12)求取磨损套管的剩余抗挤强度Pcw；
Figure FDA0002825464200000023
其中：
Figure FDA0002825464200000031
Figure FDA0002825464200000032
λ＝0.127δ+0.0039η-0.440(Prs/Pfy) (15)
Figure FDA0002825464200000033
Figure FDA0002825464200000034
式中：Pcw为磨损套管的剩余抗挤强度，MPa；P1为套管的弹性挤毁压力，MPa；P2为套管的弹塑性屈服挤毁压力，MPa；λ为套管的制造缺陷影响因子，其中普通级套管λ取0.21～0.23，高抗挤套管λ取0.17～0.175，高抗挤抗硫套管λ取0.125～0.130；c为套管壁厚，mm；c1为套管偏磨深度，mm；Ke为套管弹性常数折减系数，其中J55、K55和所有抗硫钢，Ke取0.9；N80、P110和Q125，Ke取1.0；E为杨氏模量，取值为2.0×105～2.1×105MPa；ν为泊松比，取值为0.2～0.3；d为套管外径，mm；Ky为套管屈服强度折减系数，对J55、K55、N80和所有抗硫钢，Ky＝0.85；Pmin为套管最小屈服强度，MPa；δ为套管内壁不圆度；η为套管壁厚不均度；Prs为套管残余应力，MPa；Pfy为套管的实际屈服强度，MPa；
步骤6：将步骤5中磨损套管的剩余抗挤强度Pcw代入公式(18)中计算出套管的抗挤安全系数kcw，其算式为(19)；
kcw＝Pcw/P设外 (18)
Figure FDA0002825464200000035
式中：kcw为套管的抗挤安全系数，Pcw为磨损套管的剩余抗挤强度，MPa；P设外为套管的设计外压载荷，MPa；P1为套管的弹性挤毁压力，MPa；P2为套管的弹塑性屈服挤毁压力，MPa；λ为套管的制造缺陷影响因子，其中普通级套管λ取0.21～0.23，高抗挤套管λ取0.17～0.175，高抗挤抗硫套管λ取0.125～0.130；
步骤7：将步骤4中求取的套管偏磨深度c1代入到公式(20)中，得到磨损套管的剩余抗内压强度Piw；
Figure FDA0002825464200000041
其中：
b＝0.1693-1.1774×10-4Pmin (21)
式中：Piw为磨损套管的剩余抗内压强度，MPa；Pmin为套管最小屈服强度，MPa；c为套管壁厚，mm；c1为套管偏磨深度，mm；d为套管外径，mm；a为内压强度系数，调质和13Cr材料套管取1.0，其他情况取2.0；b为套管材料应力-应变强度硬化因子；
步骤8：将步骤7中磨损套管的剩余抗内压强度Piw代入公式(22)计算套管抗内压安全系数Kiw，其算式为(23)；
kiw＝Piw/P设内 (22)
Figure FDA0002825464200000042
其中：
b＝0.1693-1.1774×10-4Pmin (24)
式中：kiw为套管的抗内压安全系数；Pmin为套管最小屈服强度，MPa；d为套管外径，mm；P设内为设计内压载荷，MPa；Pμ为套管拉伸屈服强度，MPa；c为套管壁厚，mm；a为套管内压强度系数，调质和13Cr材料套管取1.0，其他情况取2.0；c1为套管偏磨深度，mm；b为套管材料应力-应变强度硬化因子；d为套管外径，mm；
步骤9：以抗内压安全系数为套管风险等级图版的横坐标轴，抗外挤安全系数为套管风险等级图版的纵坐标轴；将套管抗内压安全系数大于1.15，抗挤安全系数大于1.05范围的套管风险等级划分为1级；将套管抗内压安全系数介于1.1～1.15，抗挤安全系数介于1.0～1.05范围的套管风险等级划分为2级；将套管抗内压安全系数小于1.1，抗挤安全系数小于1.0范围的套管风险等级划分为3级；从而绘制出磨损套管风险等级图版；
步骤10：将步骤6中所得的抗外挤安全系数和步骤8中所得的抗内压安全系数分别代入到步骤9绘制的图版中，确定磨损套管的风险等级；
步骤11：依据划分的套管风险等级进行预警，根据风险等级确定套管防磨措施；
若套管的风险等级为1级，则套管处于安全的服役状态；若套管的风险等级为2级，则套管有发生失效的风险，此时需要采取套管防磨措施；若套管的风险等级为3级，则套管发生磨损失效，需重新下入一层套管。
CN201711348194.4A 2017-12-15 2017-12-15 一种套管磨损风险的实时预警方法 Active CN108104795B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201711348194.4A CN108104795B (zh) 2017-12-15 2017-12-15 一种套管磨损风险的实时预警方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201711348194.4A CN108104795B (zh) 2017-12-15 2017-12-15 一种套管磨损风险的实时预警方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108104795A CN108104795A (zh) 2018-06-01
CN108104795B true CN108104795B (zh) 2021-02-12

Family

ID=62217130

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201711348194.4A Active CN108104795B (zh) 2017-12-15 2017-12-15 一种套管磨损风险的实时预警方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN108104795B (zh)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112196515A (zh) * 2020-11-11 2021-01-08 西南石油大学 一种复杂井眼轨迹气井套管磨损评价方法
CN113107458B (zh) * 2021-03-15 2022-08-02 西南石油大学 一种高温高压高产油管柱套管摩擦磨损预测方法
CN114331752B (zh) * 2022-01-06 2024-04-09 西南石油大学 一种井眼轨迹优化与风险防范方法
CN117420150B (zh) * 2023-12-18 2024-03-08 西安石油大学 一种基于钻井参数的分析预测***及其预测方法

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102465671A (zh) * 2010-11-18 2012-05-23 常萍 一种直井套管柱的三轴应力强度设计方法
CA2910247C (en) * 2013-06-25 2018-09-11 Landmark Graphics Corporation Casing wear estimation
US9912918B2 (en) * 2013-07-03 2018-03-06 Landmark Graphics Corporation Estimating casing wear
AU2014374464B2 (en) * 2014-01-02 2016-11-10 Landmark Graphics Corporation Method and apparatus for casing thickness estimation
WO2016060684A1 (en) * 2014-10-17 2016-04-21 Landmark Graphics Corporation Casing wear prediction using integrated physics-driven and data-driven models
GB2555265B (en) * 2015-06-12 2020-12-23 Landmark Graphics Corp Estimating casing wear due to drill string reciprocation
US9745844B2 (en) * 2015-06-12 2017-08-29 Landmark Graphics Corporation Estimating casing wear during drilling using multiple wear factors along the drill string
AU2015408204A1 (en) * 2015-09-01 2018-02-08 Landmark Graphics Corporation Tubular wear volume determination using adjustable wear factors
CN107451325B (zh) * 2017-06-14 2019-12-20 中国石油大学(北京) 深井超深井压裂套管失效风险实时定量评估方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN108104795A (zh) 2018-06-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108104795B (zh) 一种套管磨损风险的实时预警方法
Mohammed et al. Casing structural integrity and failure modes in a range of well types-a review
EP2917127B1 (en) Well integrity management using coupled engineering analysis
Rahman et al. Casing design-theory and practice
US10612320B2 (en) Advance failure warning apparatus and system for downhole gear
US10738600B2 (en) One run reservoir evaluation and stimulation while drilling
CN110107224B (zh) 一种水平井钻磨管柱下入摩阻计算方法
Adams et al. A causation investigation for observed casing failures occurring during fracturing operations
CN105745394A (zh) 使用石墨烯的井下管件的摩擦和磨损减少
Marbun et al. Casing setting depth and design of production well in water-dominated geothermal system with 330 C reservoir temperature
Prassl Drilling Engineering
CN115982832A (zh) 一种rtts封隔器井筒内坐封位置分析方法
CN107288622A (zh) 储气库注采井环空许可压力预测方法
CN110847883A (zh) 一种井口装置抬升高度预测方法
CN113550727B (zh) 一种裂缝发育区体积压裂套管强度计算方法
US9284781B2 (en) Oil and gas enhancement system—radial drilling method
CN115577648A (zh) 一种用于恒压径向水力钻孔的管柱摩阻计算方法及***
Yaqoob Empirical analysis of localized casing wear with variations in contact pressure and drilling conditions
CN111241684B (zh) 一种电缆泵送分簇射孔管串井筒通过能力分析方法
CN112818609B (zh) 一种长水平段水平井冲砂作业组合管柱的下入能力评价方法
CN110965990A (zh) 套管损坏因素确定方法及装置
Khusnutdinov Drill Stem Failure Analysis During Fishbone Wells Construction in the East Messoyakha Field
CN115081068A (zh) 一种钻孔应力分布参数识别方法
Stelzer Drillpipe Failure and its Prediction
Wang et al. PetroChina Dagang Oilfield Company, Petroleum Engineering Research Institute, Tianjin, China wanggna@ petrochina. com. cn

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant