套管磨损评价与下套管摩阻分析研究

报告编号：OGA-A-045 所属专题集群：套管与管柱完整性 出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026年7月 保密级别：内部参考 版本：V1.0

一、研究背景与范围界定

1.1 选题背景与问题意识

套管是油气井井筒结构中承担隔离地层、封固井壁、支撑后续完井及生产管柱等多重功能的核心工程构件，其力学完整性贯穿钻井、固井、完井直至弃井的全生命周期。在这一漫长周期中，套管面临两类既相互独立又彼此耦合的力学损伤风险：其一是下套管摩阻问题——套管柱在下入井筒的过程中，因自重、井眼轨迹弯曲、井壁不规则及扶正器配置等因素，与井壁或前一层套管之间产生轴向与周向摩擦阻力，摩阻过大将导致套管无法下到设计井深，甚至引发屈曲变形、遇阻卡钻等复杂情况；其二是套管磨损问题——套管固井并转入下一开次钻进后，旋转钻具（尤其是钻杆接头）与套管内壁长期接触摩擦，导致套管壁厚局部减薄，形成新月形磨损沟槽，严重时将显著削弱套管的抗内压、抗挤毁及抗拉承载能力，成为井筒完整性失效的重要诱因之一。

随着全球及中国油气勘探开发持续向深层、超深层、大位移井、长水平段水平井等复杂结构井方向延伸，井眼轨迹的复杂度、井深与水平位移的增加，使得下套管摩阻与套管磨损问题的严重程度呈同步上升趋势：一方面，长水平段水平井下套管作业需要配置数量众多的扶正器以保证固井质量，而扶正器本身又会显著提升摩阻系数，形成"固井质量"与"下入能力"之间的工程矛盾；另一方面，大位移井与深层高温高压井的长时间、高转速钻进作业，使得套管磨损问题从局部个案演变为影响井筒设计安全裕度的系统性课题。国内外油气公司近年来在多个区块（如中国南海西部高温高压气井、四川涪陵及长宁页岩气水平井、北美二叠盆地超长水平段井）均报告了因摩阻/磨损问题导致的非生产时间（NPT）增加、套管强度设计冗余度被迫加大、甚至侧钻返工等工程与经济损失，使该课题成为钻完井工程界持续关注的焦点方向。

1.2 研究对象与范围界定

本报告将"套管磨损评价"与"下套管摩阻分析"作为两条紧密关联的技术主线并行展开：

• 主线一：套管磨损评价，聚焦于套管在后续钻进阶段被钻具（钻杆本体及接头）旋转摩擦所导致的壁厚减薄问题，涵盖磨损机理、磨损因子（Wear Factor）理论、磨损量预测模型、磨损检测与监测技术、磨损防护措施等内容；
• 主线二：下套管摩阻分析，聚焦于套管柱下入井筒过程中的轴向阻力与扭矩问题，涵盖摩阻扭矩（Torque & Drag, T&D）力学建模、摩阻系数现场反演方法、扶正器配置优化、降摩阻工具与工艺等内容。

两条主线的耦合关系体现在：其一，下套管过程本身也会因套管与前层套管或井壁的滑动接触产生轻微磨损，但量级远小于后续钻具旋转磨损，因此本报告将下套管摩阻定位为"力学阻力"问题、套管磨损定位为"材料损伤"问题分别处理，同时在防护措施（如扶正器选型、润滑体系）层面统一论述其协同优化路径；其二，摩阻系数与磨损因子在物理本质上均源于套管—钻具/井壁接触面的摩擦学特性，二者的现场测试方法、软件建模平台存在高度共享性。

1.3 研究方法说明

本报告采取全时间轴（历史演进—当前现状—未来趋势）研究视角，综合运用文献研究法（覆盖SPE/IADC/OTC论文、API/ISO/GB/SY技术标准、专利文献、厂商技术资料及中文核心期刊）与案例研究法（选取南海西部、四川涪陵及长宁页岩气区块、渤海湾、北美二叠盆地等典型区块的公开工程案例），在宏观（全球市场格局与标准体系）、中观（技术路线与厂商竞争格局）、微观（具体模型、工具、工艺参数）三个层次展开分析，并遵循"现状—对标—瓶颈—趋势"的四段式论证逻辑，结论置于报告末章，以支撑决策层、技术人员及投资方在立项、选型、技术攻关方向判断等方面的决策需要。

二、现状篇：机理认识与工程实践现状

2.1 套管磨损机理与磨损因子理论现状

套管磨损的本质是钻具（主要为钻杆接头，Tool Joint）在旋转、下放、上提及振动（涡动、纵向冲击）等多种运动模式下与套管内壁反复接触摩擦，导致套管局部材料被去除，形成沿套管周向分布的新月形（crescent-shaped）磨损沟槽。国际上关于套管磨损的系统性研究可追溯至上世纪对钻具旋转磨损速率的实验室测量与现场磨损因子标定工作，早期研究即明确了磨损量与"接触侧向力（Side Force）×磨损因子（Wear Factor）×钻具旋转总转数（Revolutions）"这三大核心输入变量之间的经验关系，该模型至今仍是工业界磨损预测的基础范式。

在此基础上，学术界持续深化对磨损机理的认识：其一，实验研究表明磨损存在磨粒磨损（Abrasive Wear）与粘着磨损（Adhesive Wear）两种并存机制，其相对贡献程度受钻井液类型影响显著——油基钻井液润滑条件下磨粒磨损占主导，水基钻井液条件下磨粒与粘着磨损并存；侧向力增大将同时提升磨损体积与磨损因子，而转速提升在侧向力恒定条件下反而因局部软化效应及流体动力润滑机制转变而降低磨损因子，这一非线性关系对现场磨损控制策略具有重要指导意义。其二，针对大位移井与定向井中钻具涡动（Whirling Motion）现象，近年提出的"周向套管磨损模型（CCWD）"基于能量原理与几何特性，量化了钻具涡动角速度、转盘转速、摩擦系数、钻具外径及钻具重量等参数对磨损深度的敏感性影响，弥补了传统磨损沟槽模型（CWGD）在忽略涡动效应时的预测误差。其三，针对特定转速下的共振冲击磨损（Impact Wear）现象，学界提出了椭圆模型、余弦模型等多种冲击力分布模型，用以描述钻具接头对套管内壁的周期性冲击损伤机制。

在磨损预测方法论层面，行业实践中并行存在两条技术路径：一是基于磨损理论模型的正向预测方法，依赖侧向力（由井眼轨迹、狗腿度、钩载及钻具组合分布计算）与磨损因子的准确取值；二是基于前期磨损监测数据或邻井经验数据的反演校正方法。由于现场缺乏系统性、连续性的套管磨损实时监测手段，当前工业实践中更多依赖基于理论模型的正向预测，并结合邻井实钻磨损因子反演结果进行修正——中国南海西部高温高压气井的相关研究即采用了自主研制的小尺寸滑台式套管磨损试验机，通过模拟钻杆接头在不同类型、密度钻井液及含岩屑条件下与套管的相对运动，标定磨损系数以支撑磨损体积预测。

2.2 套管磨损检测与监测技术现状

套管磨损的检测技术目前以井下测井作业为主，尚不具备钻进过程中的实时在线监测能力，主要技术手段包括：

• 多臂井径测井（Multi-Finger Caliper, MFC）：通过24至60根高精度机械测量臂径向接触套管内壁，直接测量内径变化，可识别腐蚀、磨损、弯曲、屈曲、变形、结垢等多种缺陷类型，是当前应用最广泛的套管内壁几何状态检测手段，测量管径覆盖范围约为1.75至20英寸；
• 电磁探伤技术（Electromagnetic Thickness Detection, EMT/EMIT）：基于脉冲涡流衰减或远场涡流原理，测量套管剩余壁厚，可与多臂井径测井组合运行，实现内径与壁厚的双重评价，尤其适用于外部腐蚀等多臂井径无法直接测量的损伤类型；
• 瞬变电磁探伤技术（Transient Electromagnetic, TEM）：采用均匀线性多线圈阵列的井下瞬变电磁系统，可对多层套管组合进行无损检测，是应对深井多层套管完整性评价难题的前沿技术方向；
• 国产40臂多臂成像测井技术：中国部分测井服务商已实现40臂多臂成像测井仪器的自主研制，可提供最大、最小、平均井径值及独立测井曲线、磁井径、井壁成像图等多维数据，为已服役十年以上老井的套管质量普查提供技术支撑。

需要指出的是，上述检测技术均属于阶段性、非连续性测井作业，通常在完钻后或大修作业窗口期实施，无法覆盖钻进全过程的动态磨损累积情况，这构成当前套管磨损管理的重要技术空白（详见"瓶颈篇"）。

下表对主要套管磨损检测技术进行横向对比：

2.6 案例参考：复杂结构井摩阻/磨损管理实践

为进一步说明理论方法在工程实践中的应用效果，本节列举若干国内外典型案例：中国渤海某大位移水平井（A1井区块）在原始井眼作业中曾出现下244.5毫米套管至井深2,190米遇阻、起套管至1,694米遇卡、无法建立循环等严重复杂情况，最终采取倒扣填井侧钻的处理方式，该案例凸显了大位移水平井摩阻预测不足可能引发的连锁工程风险；相比之下，中国江汉油田中江气田通过双漂浮下套管关键技术的系统化应用，在9口水平井中实现套管全部安全下至设计井深的良好效果，体现了扶正器优选、漂浮接箍定位方法与摩阻系数预测相结合的系统化工程管理路径对复杂井摩阻风险的有效控制作用。此外，中国煤层气企业于2024年在吉深4-4平03井创新应用"免通井下套管技术"，通过水平段轨迹控制、井壁稳定与井眼清洁润滑等关键技术攻关，将完井周期缩短50%以上，展示了摩阻控制技术与钻井工艺协同优化对提升复杂结构井作业效率的显著价值。

2.3 下套管摩阻扭矩的力学机理与建模方法现状

下套管摩阻扭矩问题的理论基础是摩阻扭矩（Torque & Drag, T&D）力学模型，其发展经历了从"软绳模型（Soft String Model）"到"刚性绳模型（Stiff String Model）"的演进：软绳模型假设管柱为无弯曲刚度的柔性绳索，计算简便但在高狗腿度、小井眼曲率半径工况下预测精度不足；刚性绳模型进一步考虑管柱的弯曲刚度、井眼轨迹不连续性（曲率突变、刚度突变）对接触力的附加影响，能够更准确地刻画套管柱在造斜段、增方位段的附加接触力及其对摩阻扭矩的放大效应。国际权威研究表明，T&D模型在钻井全周期的井眼轨迹优化、钻井过程监测（识别井眼清洁问题、判断压差卡钻风险、评估复杂狗腿度）及事后复盘分析中均具有不可替代的工程价值。

在摩阻系数现场标定方面，中国学者基于近钻头多参数测量仪实测数据与钻柱动力学摩阻扭矩计算模型相结合的方法，对大斜度井套管段与裸眼段摩阻系数进行了反演研究，现场应用表明：实钻套管内摩阻系数约为0.27～0.29，裸眼段摩阻系数约为0.39～0.41，均高于行业经验取值（套管内0.25、裸眼段0.30），揭示了理论经验值与现场实际工况之间存在系统性偏差，其成因可能与裸眼井径不规则、井底沉砂等因素相关，该结论对现场摩阻扭矩预测图版的实时校正及钻机设备选型具有直接指导意义。

针对水平井下套管作业，国内学者进一步提出了套管与井壁"自由状态、点接触、线接触"三种接触方式的判别模型：研究表明，扶正器类型对摩阻系数的影响程度依次为"弹性扶正器>刚性扶正器>滚珠型扶正器"，且弹性扶正器的摩阻系数可达滚珠型扶正器的3倍以上，这一发现为水平井扶正器选型提供了量化依据。

*图2-1 套管磨损与下套管摩阻力学耦合关系示意图*

2.4 全球下套管降摩阻工具与技术现状

围绕降低下套管摩阻与保护套管免受磨损两大目标，全球油田服务行业已形成较为成熟的工具谱系：

• 非旋转护环/护箍（Non-Rotating Protector, NRP）：安装于钻具本体，通过内部弹性体或低摩擦聚合物套筒与钢制内衬骨架构成的铰链式结构，在钻具与套管/井壁之间建立流体动力润滑膜，可将旋转摩擦力降低达90%（厂商声明，来源：WWT International技术资料），同时具备隔离钻具接头与套管的直接金属接触、防止磨损与热损伤等多重功能，单只安装耗时约1分钟，兼容控压钻井（MPD）与旋转导向系统；
• 滚轮式套管扶正器（Roller Casing Centralizer）：通过双向滚轮机构将套管与井壁之间的滑动摩擦转变为滚动摩擦，大幅降低摩阻系数。以某国际厂商滚轮扶正器产品为例，在新西兰某超长水平段（19,521英尺）套管下入作业中的应用效果显示：套管段摩阻系数下降超过60%，裸眼段摩阻系数由估计的0.35降至0.10以下，井底扭矩仅为14,000英尺磅，对应裸眼摩阻系数低至0.05（厂商声明，来源：Weatherford LoTORQ产品技术资料，具体数值受井况、钻井液体系等因素影响，实际应用效果需现场验证）；
• 漂浮接箍与双漂浮下套管技术：通过在套管柱中部设置漂浮接箍，利用套管内气柱或液柱压力差降低套管有效重量与井壁接触力，是解决中深层水平井生产套管下入困难的关键技术路径。中国江汉油田在中江气田9口水平井中应用双漂浮下套管关键技术，配合整体无焊缝弹性扶正器与弹浮式浮箍，实现套管均安全下至设计井深，漂浮下套管工具承受液柱压力最高达62.5兆帕，漂浮长度最长达1,811米；
• 超低摩阻钻井液体系：针对页岩气水平井井壁失稳与摩阻控制的双重需求，中国石化在四川涪陵页岩气田焦石坝区块研发的超低摩阻水基钻井液体系，兼具与油基钻井液相当的润滑性能，现场应用表明机械钻速较同区块油基钻井液体系提高24.7%，每米钻时降低6.2%，水平段起下钻次数由2～3次降至1～2次；其中涪陵X4井水平段长度达2,235米，创造了国内页岩气水平井水基钻井液作业的完钻记录。

2.5 中国标准体系与国产化现状

中国在套管磨损与下套管摩阻相关领域已形成较为完整的国家标准与行业标准体系。在套管扶正器领域，全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会（TC96）归口制定了《石油天然气工业 弓形弹簧式套管扶正器》系列国家标准及《石油天然气工业 套管扶正器 第3部分：刚性和半刚性扶正器》，主要起草单位涵盖渤海钻探工程有限公司、塔里木油田分公司等中国石油下属企业，以及部分专业化装备制造企业，同时配套有《套管扶正器安装间距计算方法》（SY/T 5334）等施工规范。在套管与油管产品本体标准层面，中国已实现从早期完全依赖API标准，到自主制定SY/T系列行业标准，再到升级为等同采用ISO 11960/API Spec 5CT的国家标准GB/T 19830的技术演进路径，现行GB/T 19830—2017基于API 5CT第9版翻译制定，标志着中国套管油管标准体系与国际标准的接轨。在井筒完整性全生命周期管理层面，中国已于2025年发布GB/T 45966.1—2025《石油天然气工业 井完整性 第1部分：生命周期管理》，等同采用ISO 16530-1:2017，为将套管磨损评价与下套管摩阻控制纳入统一的井筒全生命周期完整性管理框架提供了国家标准依据。

在国产化装备层面，中国石油下属渤海钻探工程有限公司、川庆钻探工程有限公司等企业及一批专业化装备制造企业已具备刚性扶正器、弹性扶正器、旋流扶正器等常规产品的自主研制与批量供应能力，但在高端滚轮式扶正器、智能化摩阻监测工具及大型摩阻扭矩仿真软件平台方面，与国际领先厂商相比仍存在一定技术差距（详见"对标篇"及"瓶颈篇"）。

三、对标篇：国内外技术水平对标与竞争格局

3.1 国际厂商技术路线对标

全球下套管摩阻控制与套管磨损防护领域的技术供给主要由综合性油田服务巨头与专业化细分厂商共同构成。综合性厂商（Schlumberger/SLB、Halliburton、Baker Hughes、Weatherford、NOV）凭借其覆盖钻井、固井、完井全链条的技术平台优势，将摩阻扭矩仿真软件、扶正器产品与现场工程服务打包提供；专业化厂商（如WWT International专注于非旋转护环、Frank's International专注于套管下入与浮动设备服务、Centek专注于扶正器细分产品）则在各自技术方向上形成差异化竞争优势。下表对主要国际厂商的技术路线与核心能力进行对标：

需特别说明：上表中涉及具体摩阻降低百分比、扭矩数值等指标均为厂商声明数据，来源于产品技术资料或特定案例井的应用效果报告，其数值受具体井况、钻井液体系、井眼轨迹等因素影响较大，不构成对所有工况的普适性承诺，实际选型评估应以现场试验或第三方验证数据为准。

3.2 国内技术水平对标

中国石油、中国石化两大国家石油公司及其下属工程技术服务企业（渤海钻探、川庆钻探、江汉油田等）在套管磨损评价与下套管摩阻分析领域已建立较为系统的现场工程技术能力，具体体现为：磨损因子现场标定试验装置的自主研制（如南海西部油田磨损试验机）、大斜度井与水平井摩阻系数现场反演方法的工程化应用、双漂浮下套管等国产化下套管工艺的规模化推广、超低摩阻水基钻井液体系对进口油基钻井液的部分替代等。在标准制定层面，中国已通过TC96技术委员会主导了套管扶正器系列国家标准的制定工作，起草单位以国内企业为主，体现了国内技术力量在细分领域标准话语权方面的提升。

但对标国际先进水平，国内在以下方面仍存在差距：其一，高端滚轮式扶正器及集成化摩阻/磨损降低系统（如LoTORQ类产品）的自主研制与批量应用案例相对有限，现场高难度井（超长水平段、深水大位移井）仍存在采购国际厂商产品的情况；其二，大型商业化摩阻扭矩仿真软件平台（对标Landmark WellPlan、Halliburton DrillNet等）的国产化率有待提升，工程设计仍较多依赖国际软件工具；其三，套管磨损与下套管摩阻的实时/随钻监测技术在国内外均处于探索阶段，尚未形成成熟商业化产品，国内在该前沿方向的研发投入与国际一线厂商相比仍有追赶空间。

3.3 市场规模与竞争格局

从全球油田服务市场整体规模看，据Mordor Intelligence统计，全球油田服务（OFS）市场规模预计将从2024年约1,189.6亿美元增长至2025年1,263.2亿美元，并以5.83%的复合年增长率于2030年达到1,676.9亿美元；主要参与者包括Weatherford International、SLB（Schlumberger）、Halliburton、Baker Hughes及中海油田服务（COSL）等。就细分至套管下入服务与套管钻井设备市场而言，据Straits Research统计，全球套管钻井市场中套管设备与服务细分板块2019年市场规模约4.185亿美元，预计以6.1%复合年增长率增长，其中北美区域占据主导地位，欧洲区域增速最快；据Hengce Research 2025年发布的全球套管下入服务市场研究报告，市场按套管类型（表层套管、技术套管、生产套管等）及应用场景进行细分统计与区域预测，覆盖2020至2031年时间跨度（具体数值因不同调研机构统计口径与样本范围存在差异，本报告不对单一机构数据作绝对化引用，建议决策参考时结合多家机构数据交叉验证）。

下表汇总了主要国际厂商在套管附件与下套管服务细分市场的竞争定位：

3.4 技术差距量化对比

综合前述现状与对标分析，国内外在套管磨损评价与下套管摩阻分析领域的量化技术差距可概括为：国际领先厂商滚轮式扶正器产品在超长水平段（近2万英尺级）案例中实现裸眼段摩阻系数降至0.05～0.10量级（厂商声明数据），而国内现场反演的常规大斜度井套管内摩阻系数普遍处于0.27～0.29量级、裸眼段0.39～0.41量级，两者虽因井况、井型（超长水平段固井作业 vs 常规大斜度井钻井作业）不完全可比，但仍从侧面反映出国内在高端降摩阻工具产业化应用广度上与国际一线厂商存在阶段性差距；在检测监测技术方面，国内外均以阶段性测井检测为主，尚未出现实质性代差，国产40臂多臂成像测井等技术已具备国产替代能力。