套管悬挂器及其连接短节（为双公短节）位于套管串的最上部，用于连接套管悬挂器和套管串，是保证油气井完整性的重要组成部分^[1–2]。施工过程中，海上浮式钻井平台（如半潜式钻井平台、钻井船等）通过隔水管与位于海底的水下井口连接在一起^[3]。浮式钻井平台的位置由定位系统控制，在洋流等因素影响下，转盘的中心与水下井口的中心会发生轻微的偏移，安装在隔水管系统中的挠性接头将允许钻井平台在施工中发生一定量的偏移^[4–5]。API RP 16Q推荐钻井状态下挠性接头的平均弯曲角度不大于2.0°，最大弯曲角度不大于4.0°。通常情况下，控制隔水管挠性接头弯曲角度位于API推荐范围内，并安装套管悬挂器耐磨补心预防因钻井平台偏移造成的套管悬挂器偏磨^[6]。目前，对于套管防磨技术的研究较为系统^[7–10]，而有关水下井口套管悬挂器防磨技术的研究相对较少，如果套管悬挂器发生严重偏磨，只能侧钻或者增加套管层次，以满足油井完整性的要求。

海上高温高压探井M井的套管悬挂器偏磨后不能满足油井完整性要求，只能通过侧钻的方式完成钻探目标。为了防止再次发生类似的偏磨事故，分析了该井偏磨事故的发生过程，找出了造成偏磨事故的主因，制定了预防偏磨的技术措施，精确监测钻井平台偏移井口的程度。偏磨预防技术在M井侧钻井眼及后续的半潜式钻井平台钻井、修井和弃井中进行了应用，验证了偏磨预防技术的可行性。

1.   M井基本情况及偏磨发生过程

M井作业水深95.00 m，使用8锚链半潜式钻井平台实施钻探，采用五级井身结构，井口采用ϕ762.0 mm低压导管头和ϕ476.2 mm高压（105 MPa）水下井口头的组合，目的层用ϕ215.9 mm钻头钻进，并悬挂ϕ177.8 mm尾管（见图1）。

图  1  M井实钻井身结构

Figure  1.  Casing program of the actually drilled well M

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该井下入ϕ273.1 mm+ϕ250.8 mm复合生产套管，固井后，下入ϕ215.9 mm旋转导向钻具组合钻穿水泥塞及套管附件，将钻井液替换为密度2.10 kg/L的油基钻井液，然后开始下一开次的钻进施工。钻至设计完钻井深4 800.00 m，起出全部钻具和隔水管挠性接头内的耐磨补心，发现耐磨补心一侧（船艏向）已经磨穿。完成防喷器组试压，起出ϕ273.1 mm套管悬挂器的耐磨补心（内径252.4 mm），发现耐磨补心的艏向左侧也有轻微偏磨。鉴于2个耐磨补心均发生偏磨，裸眼段电缆测井作业结束后下入60臂井径仪测量套管内壁磨损情况，解释结果表明，ϕ273.1 mm套管悬挂器及其连接短节同样存在一侧严重偏磨现象，其偏磨程度达到了41.2%。更换耐磨补心后，通井，再次下入60臂井径仪测量套管内壁偏磨情况，测井解释结果表明，经过电测及通井作业后，套管悬挂器及连接短节在相同位置的偏磨程度达到了47.5%，套管悬挂器及连接短节极有可能已经磨损到中间连接的丝扣接触面。在MDT测得油层压力当量密度为2.06 kg/L的情况下，结合套管悬挂器的磨损程度，使用专业软件重新校核套管强度，发现偏磨后套管悬挂器及连接短节已无法满足测试安全要求。注水泥封固裸眼段后，切割ϕ250.8 mm套管、侧钻，重新下入复合生产套管固井，保证了井筒的完整性。侧钻施工共用时79 d，花费5 400万美元。

2.   偏磨事故原因分析

为防止侧钻及后续半潜式钻井平台施工过程中再次发生类似的偏磨事故，参考造成隔水管、水下井口及套管偏磨的可能原因^[11–12]，从以下方面分析发生偏磨事故的原因。

2.1   钻井平台偏离井口的程度

2.1.1   钻进期间防喷器及隔水管偏离井口程度

井口基盘、水下防喷器、下部隔水管总成（LMRP）和隔水管底部均安装了牛眼水平仪，以便作业期间使用人工机器人（remote operated vehicle，ROV）判断井口、防喷器和隔水管的偏移程度。ϕ215.9 mm井段钻进过程中每隔2～3 d下入ROV观察一次牛眼水平仪的水平度，观测结果显示倾斜程度均不超过1.75°（见表1）。

表  1  ϕ215.9 mm井段钻进期间各牛眼水平仪的倾斜角度及倾向

Table  1.  Dip angle and trend of bull’s eye level-meter at different positions during ϕ215.9 mm borehole drilling

观察次序	井口基盘船尾	井口基盘右方	BOP	LMRP	隔水管底部
1	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	1.00°左舷	1.25°船尾
2	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	1.00°左舷	1.25°船尾
3	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°左舷	1.25°船尾
4	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°左舷	1.50°船尾
5	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°左舷	1.50°船尾
6	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°左舷	1.50°船尾
7	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°左舷	1.50°船尾
8	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°右舷船尾	1.75°右舷船尾
9	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°右舷船尾	1.75°右舷船尾
10	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°右舷船尾	1.75°右舷船尾
11	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°右舷船尾	1.75°右舷船尾
12	0.75°右舷船尾	1.00°右舷船尾	0.50°右舷船尾	0.75°右舷船尾	1.00° 右舷船尾

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2.1.2   隔水管段倾斜程度

如果钻井平台大幅度偏移井口中心，隔水管会大幅度倾斜，可能导致钻具对套管悬挂器造成严重偏磨。考虑ϕ215.9 mm井段开钻、裸眼电缆测井和弃井注水泥塞过程中均未对钻井平台位置进行任何调整，注完裸眼水泥塞后下入陀螺测斜仪，检测隔水管倾斜程度。测斜结果显示，井口附近的井斜角小于0.7°，方位角约为200.0°；整个隔水管段平均斜度在1.0°以内，最大斜度不超过1.5°，表明隔水管不存在严重倾斜。

2.1.3   锚链张力

该半潜式钻井平台定位艏向为317°。海事报表表明，ϕ215.9 mm井段钻进期间至第一次电测发现套管悬挂器及连接短节偏磨时未调整锚链长度，钻井平台的锚链对称分布（见图2），其锚链张力曲线如图3所示。从图3可以看出，2#、1#、8#和7#锚链的张力要明显大于与其配对锚链的张力。

图  2  钻机锚链的布局

Figure  2.  Layout of drilling rig anchor chain

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图  3  钻井平台锚链张力曲线

Figure  3.  Tension curve of rig anchor chain

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从牛眼水平仪测量数据及隔水管段陀螺测斜数据推测，ϕ215.9 mm井段钻进过程中钻井平台偏离井口后挠性接头偏转角度应不大于2.0°，钻井平台的位置控制在其操作手册及API推荐范围内。锚链张力曲线表明，钻井平台左舷侧锚链的张力均大于右舷侧锚链的张力，表明钻井平台在施工期间其位置可能稍偏向井口左侧。耐磨补心和套管悬挂器偏磨的方向为平台船艏左侧方向，印证了ϕ215.9 mm井段钻进过程中钻井平台相对于井口发生了偏移。通常情况下，这种小角度的偏移因符合钻井平台常规作业规程要求，在没有特殊要求的情况下，不需要根据偏移调整钻井平台位置。但该井在施工过程中钻井平台一直向同一个方位偏移，导致钻具对于井口的磨损也固定在此方位，随着时间增长可能会造成耐磨补心及套管悬挂器的严重偏磨。

2.2   挠性接头是否扭卡

如果下部隔水管总成及隔水管安装时操作不当及后续作业过程中隔水管张力器的张力不够，可能会导致挠性接头扭卡或过度弯曲，钻具转动时挠性接头成为一个支点磨损套管悬挂器及连接短节。通过分析安装隔水管时的大钩高度、大钩载荷、坐放下部隔水管总成于防喷器上的悬重释放量及连接器锁紧后超拉上提验证等数据曲线^[13]，作业时严格按照操作规程安装隔水管，坐放下部隔水管总成时悬重释放245 kN，锁紧连接器后超拉上提225 kN确认隔水管和下部隔水管总成安装就位，后续作业一直保持隔水管张力器的张力在作业规范要求范围内，说明隔水管挠性接头不存在扭卡现象。

2.3   套管悬挂器耐磨补心尺寸的选择

检查发生偏磨的ϕ273.1 mm套管悬挂器耐磨补心发现，偏磨仅发生在上部约四分之三的位置，且磨损深度从上至下逐渐变浅。耐磨补心的内径为252.4 mm，ϕ273.1 mm套管内径为232.6 mm，磨损现象表明，由于耐磨补心和套管悬挂器内径发生突变，使套管悬挂器内壁成为钻具转动及短程起下钻的支点，在钻机小幅偏离井口的情况下，导致钻具转动对套管悬挂器及连接短节造成严重偏磨。

使用FEA有限元分析软件分析耐磨补心及套管悬挂器的偏磨情况，结果表明偏磨主要是由于钻具的旋转造成的。如果应用内径与套管内径相同或者内径更小的耐磨补心，可降低钻井平台偏离井口时套管悬挂器及连接短节的偏磨程度。

2.4   作业海况

一般情况下，半潜式钻井平台作业时对海况条件比较敏感，海流流速及流向的变化使得半潜式钻井平台容易偏离海底井口位置。M井所处海域海况比较恶劣，冬季浪高可达30.00 m。因为M井为高温高压探井，从安全角度考虑，钻井窗口期选在一年中海况最好的夏季，ϕ215.9 mm井段钻进过程中海况较好，平均风速小于4.0 m/s，平均浪高小于1.00 m，风向和海流方向主要为330°～90°方位。结合以往作业经验，该作业海况有利于半潜式钻井平台的施工，不是导致套管悬挂器偏磨的主要诱因。

2.5   事故原因分析

由上述分析可知，M井ϕ215.9 mm井段钻进过程中，由于钻井平台长期朝船艏左舷方向偏离井口，且不合规格的耐磨补心在钻具旋转和起下钻过程中无法有效保护套管，造成了套管悬挂器及连接短节在一个方向上的持续偏磨。该井在钻进过程中为了便于及时发现油气侵入井筒造成的井涌，未使用吊机作业以保持钻机稳定，这也可能是在海况较好的情况下进一步导致钻井平台长时间朝一个方向偏移的原因。由于钻井平台偏移井口的幅度在常规作业许可范围内，未引起足够重视，没有及时校正并缩小偏移量，从而导致套管悬挂器及连接短节在一个方向上严重偏磨。

3.   偏磨预防技术措施

基于造成套管悬挂器和连接短节严重偏磨的原因分析，为了避免类似事故的再次发生，制定了精确监测钻井平台偏离井口的程度、预防套管悬挂器偏磨的技术措施：

1）结合施工区域历史海况资料优选钻井施工季节，尽量避免在冬季恶劣海况下使用半潜式钻井平台施工；施工过程中密切监测风浪等情况，若风浪级别可能超出作业许可范围，立刻暂停作业施工。

2）抛锚作业时，进行锚抓力试验，以防止作业过程中出现走锚现象。如果锚抓力试验结果达不到规定要求，要重新抛锚，或增抛串联锚等。

3）使用内径与套管内径相同或更小的套管悬挂器耐磨补心，降低套管悬挂器成为磨损支点的概率。

4）增加检查隔水管挠性接头和套管悬挂器的耐磨补心的频率，以便及时发现偏磨问题，并及时纠正。

5）钻井平台上安装差分全球定位系统，并利用Nautronix 定位系统持续精确监测钻井平台的位置。对钻井平台许可偏移程度提出比API更严格的要求，如果发现钻井平台偏移程度超出许可范围，及时调整锚链出链长度和张力，以降低偏离井口的程度，防止钻机持续朝向某一方位偏移，从而减小钻具转动和起下钻对套管的磨损。

4.   现场应用效果

M井填井侧钻和项目后续11口开发井的钻井、完井、修井、弃井作业等施工中，共使用4台不同的半潜式钻井平台进行施工，均严格执行制定的防偏磨技术措施，持续监测钻井平台偏离水下井口的程度，发现偏离井口可能超过作业要求或持续朝向一个方位偏移的情况时，及时调整锚链出链长度和张力，尽量缩小偏移量；定期起出隔水管挠性接头和套管悬挂器的耐磨补心，检查磨损情况，以便根据耐磨补心的磨损情况判断钻井平台是否发生了偏移，并检查相应的纠偏效果。

在侧钻和后续的不同作业施工中，由于采取了精细化措施监测钻井平台偏离水下井口的程度，检查隔水管挠性接头和套管悬挂器的耐磨补心磨损情况时均未发现异常偏磨，保证了各井的施工安全。多井次的成功应用表明，水下井口套管悬挂器防偏磨技术具有较好的现场实用性和可靠性。

5.   结论与建议

1）在分析M井水下井口套管悬挂器发生偏磨问题原因的基础上，通过研究形成了以精确监测钻井平台偏离井口程度并及时纠偏、选用与套管内径一致的套管悬挂器耐磨补心为主的偏磨预防技术。

2）施工过程中需加强对钻井平台偏离井口程度的精确监测，尽可能保证钻井平台相对于水下井口居中，及时调整规避钻井平台持续朝某一个方位偏离，以防止套挂悬挂器偏磨。

3）内径发生变化处的磨损风险要高于其他部分，因此，套管悬挂器耐磨补心的内径要与套管悬挂器及套管的内径相匹配，以防止形成磨损支点，降低套管悬挂器发生偏磨的概率。