页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策

刘祖林杨保军曾雨辰

（1.中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳 457164；2.深圳市百勤石油技术有限公司，广东深圳 518054）

页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策

刘祖林1杨保军1曾雨辰2

（1.中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳 457164；2.深圳市百勤石油技术有限公司，广东深圳 518054）

泵送桥塞+射孔联作分段压裂近年来在国内外页岩气藏及致密气藏开发中广泛应用。在页岩气水平井泵送桥塞射孔联作分段压裂实践中遇到了泵送桥塞因压力高而不能泵送、桥塞坐封不丢手、桥塞坐封时电缆不点火、电缆点火后桥塞不坐封、射孔枪不响或2簇射孔只射1簇、连续油管射孔意外丢手等各种问题。针对所出现的问题进行原因分析，制定了防范措施和解决方案，现场实施后各页岩气井水平井段的压裂改造施工得以完成，所取得的经验和教训可供今后同类井施工借鉴和参考。

页岩气；水平井；泵送桥塞射孔联作；事故处理；预防措施

页岩储层具有典型的低孔低渗物性特征，国外页岩气开发的成功经验表明，水平井及分段大型压裂改造是页岩气开发的主体技术［1-3］。泵送桥塞+电缆射孔联作分段压裂技术作为一种水平井分段改造的主要技术，近年来在国内页岩气水平井多级分段压裂施工中广泛应用并取得了巨大成功［4-7］,但施工中也出现了一些问题，对施工造成了影响。因而如何防范问题的出现并在出现问题后迅速解决显得尤为重要。

1 工艺过程及工具性能

1.1 工艺过程

泵送桥塞+电缆射孔联作分段压裂技术工艺过程为：（1）通井、刮管，确保井筒内干净、通畅；（2）连续油管传输，进行第1段射孔；（3）光套管压裂第1段；（4）通过电缆下入射孔枪+桥塞联作管串，过造斜段后泵入液体将工具串推送到位，电点火坐封桥塞，上提电缆至射孔位置射孔，起出电缆和射孔枪，光套管压裂第2段（投球式桥塞在压裂前先投球隔离下层）；（5）重复上述桥塞坐封、射孔、压裂过程，依次完成后续各段压裂；（6）各段压裂完成后，用连续油管钻掉桥塞进行排液、试气。对于带通道的桥塞，可以根据需要先排液再钻桥塞。该工艺适用于套管固井完井的水平井分段压裂，涉及到快钻式复合桥塞、桥塞泵送及坐封技术、桥塞与射孔枪分离技术。

1.2 桥塞坐封工具及桥塞性能参数

1.2.1 桥塞坐封工具 目前已施工的页岩气水平井多采取每段2簇或3簇射孔，2簇的工具管串结构见图1。其中，坐封工具、桥塞多为国外产品。

图1 2簇射孔管串组合

中原石油工程有限公司井下特种作业公司完成的6口压裂井分别使用了贝克休斯公司Baker-20和斯伦贝谢公司CPST桥塞坐封工具。桥塞坐封工具参数见表1。

1.2.2 桥塞 现场使用了Magnum和Obsidian桥塞。Magnum桥塞由复合材料制成，Obsidian桥塞主要为铝质材料。桥塞材质轻、易钻，耐压35～105 MPa可选，耐温93～232 ℃可选，完成压裂的6口井均选用了耐压70 MPa的桥塞，有全堵塞式桥塞、投球式桥塞及单流阀式桥塞3种。桥塞技术性能参数见表2。

表1 国外公司桥塞坐封工具技术参数

表2 桥塞技术参数

已施工井中，涪页HF-1井使用了1只全堵塞式桥塞，延页平1井使用单流阀式桥塞，其余各井各段均使用投球式桥塞；焦页1HF井、彭页3HF井均因施工出现问题，各多使用1只桥塞。

2 存在问题及对策

2.1 现场应用情况

从2012年2月至2013年1月完成了6口页岩气水平井泵送桥塞+电缆射孔联作分段压裂施工，主要施工参数见表3。每段正常压裂施工时间2～3 h，各段工具组装、起下电缆、泵送桥塞、坐封、射孔、拆卸防喷盒时间为4～8 h。但施工中出现的各种问题，使得施工周期延长，因此需要防范意外情况的出现并在出现问题后及时加以解决。

表3 6口页岩气水平井压裂施工参数

2.2 存在问题

6口井施工共用时95 d完成76段压裂施工，正常施工时间50 d，处理桥塞坐封及射孔故障问题38 d，处理井口闸门问题7 d。6口井施工共进行74次电缆起下桥塞射孔，连续油管补射孔9次，一次性坐封、射孔成功63次。出现的主要问题为：连续油管射孔意外丢手1次，高压异常桥塞不能泵送3次，桥塞不坐封1次，桥塞坐封不丢手2次，射孔枪落井4次，射孔枪2簇射孔实际只完成1簇射孔3次等。

2.2.1 连续油管射孔意外丢手

（1）事故描述。连续油管传输射孔中，射孔正常，但连续油管起出井口后，发现射孔管串落井。

（2）原因分析。连续油管连接2只射孔枪，分别进行环空加压射孔和油管加压射孔，但油管加压射孔时，未考虑连续油管内外压差较大，导致连续油管下端连接射孔枪的液压丢手销钉剪断，造成射孔枪意外丢手落井。

（3） 处理实例。焦页1HF井分15段进行压裂改造。2012年11月6日第1段压裂施工结束，因泵送桥塞压力高达65～69 MPa，受电缆防喷管、防喷器70 MPa工作压力的限制，泵送排量小，不能正常完成泵送桥塞作业，采用连续油管传输射孔方式对第2段进行射孔。11月8日，连续油管下至第1簇射孔段3 545 m，连续油管打压至21 MPa，环空打压至39.9 MPa，环空压力降至25.4 MPa，井口有震感，连续油管悬重由65 kN下降至60 kN，第1簇射孔成功；上提连续油管至第2簇射孔位置打压，压力由21.4 MPa升至54.8 MPa后突然降至23 MPa，悬重在55～70 kN波动，井口有震感，第2簇射孔完成；随后起出连续油管，发现液压丢手、接头及射孔枪全部落井，起管过程井筒内保持压力15～20 MPa。

连续油管射孔管串为Roll-on接头+单流阀+液压丢手（球座式）+变扣接头+压力点火头+接头+第1簇射孔枪+接头+第2簇射孔枪+接头+压力点火头+堵头，总长5.71 m。井内落鱼工具管串为液压丢手下半部分、接头及2级射孔枪。球座实体瞬间承压为24.9 MPa，连续油管射第2枪时，油管内打压至54.8 MPa，射孔枪发射后，油管内压力瞬间降至23 MPa，瞬间压降为31.8 MPa，大于液压丢手剪切压力24.9 MPa，导致意外丢手发生。11月9日，连续油管下打捞工具，多次打捞未成功，但鱼头位置3 580.4 m，已经位于第2段2簇射孔位置的底部，已不影响第2段的压裂施工。

2.2.2 压力高导致泵送桥塞困难

（1）问题描述。除第1段外，其余每段的隔离及射孔都用桥塞+射孔联作工艺。当桥塞及射孔管串进入水平井造斜段时开始小排量泵送，电缆下放速度20～30 m/min，进入水平段后，泵送排量增加至1.2～1.8 m3/min，电缆下放速度20～60 m/min，距桥塞坐封位置100 m时，降低泵送排量和电缆下放速度，至桥塞坐封位置10 m时，停止泵送，桥塞及射孔枪依靠运动惯性达到预定桥塞位置远端，校深后上提桥塞至预定位置。工具下放全程控制电缆张力在允许范围内，防止电缆因张力过大而剪断。但泵送时有时会出现泵压较高，造成泵送排量降低、工具串下入速度较慢或停止，无法到达预定位置的现象。

（2）原因分析。一是页岩气压裂多使用滑溜水+线性胶压裂液体系，该体系黏度低，携砂性能差，水平段井筒内存在的少量沉砂在桥塞运动过程中形成堆积，造成泵送压力高，电缆下放速度慢，严重时泵送压力达到限压而停泵，工具停止运动；二是页岩气地层均属于泥页岩，压裂时大量液体进入地层，引起地层黏土膨胀，造成地层堵塞不进液，导致泵送桥塞压力较高；三是前一段压裂施工停泵压力高，无法进行桥塞泵送。

（3）处理实例。涪页HF-1井泵送第1个桥塞时，泵压55.7～65 MPa，排量0.4～1.4 m3/min，泵送速度3～14 m/min，耗时5 h，泵送液体272.6 m3才将桥塞送至预定位置。焦页1HF井第11段施工顺利结束，停泵压力27.1 MPa，桥塞+射孔管串下放至造斜段开始泵送，泵压由35.2 MPa上升至64.9 MPa，电缆下放速度由8 m/min降至1～2 m/min，停泵上提电缆100 m，重新泵送桥塞，排量0.9 m3/min，泵压65 MPa，电缆下放速度5 m/min，压力持续升高接近70 MPa限压，导致停泵。反复多次泵送，均因泵送压力高导致工具串无法到位。元页HF-1井第4段停泵压力70.1 MPa，60 min后试挤，排量0.5 m3/min，压力70 MPa；6 h后试挤，排量0.5 m3/min，压力仍达到70 MPa，不具备泵送桥塞条件。

涪页HF-1井泵送桥塞困难，但桥塞仍泵送到位，完成桥塞坐封及射孔，随后该段正常压裂施工。焦页1HF井第11段压裂后泵送桥塞有遇阻显示，后采用连续油管补射1簇31个工程孔，起出连续油管后，重新进行桥塞+射孔管串泵送，泵送压力32～65 MPa，排量0.5～0.8 m3/min，电缆下放速度6～12 m/ min，完成桥塞坐封和3簇射孔。元页HF-1井第4段停泵压力高，采用连续油管补射工程孔，重新泵送桥塞+射孔管串，泵送压力50.9～63.4 MPa，排量0.5～1.2 m3/min，电缆下放速度18～20 m/min，完成桥塞坐封及2簇射孔。

2.2.3 桥塞坐封不丢手

（1）问题描述。桥塞正常点火，有坐封显示，上提电缆，张力较高，桥塞未能丢手。

（2）原因分析。Baker-20坐封工具活塞两端因面积不一致导致上下压力不平衡，如果地层压力高会导致活塞克服内外压差后推力不足，导致桥塞坐封后不能顺利丢手。

（3） 处理实例。涪页HF-1井第1段压裂完成后，电缆下入第1级桥塞及射孔枪泵送到位，点火后电缆张力有变化，手触电缆有震感，桥塞坐封。但上提电缆时，电缆张力上升较大，反复多次上提电缆显示桥塞丢手未丢开，最终加大电缆上提拉力，造成电缆马龙头断开解卡。射孔方根据地层压力计算了坐封工具对桥塞点火坐封、丢手推力的大小，更换了点火火药类型，重新确认点火方式，在后续各段施工中，桥塞坐封、丢手正常。

2.2.4 桥塞及射孔枪落井

（1）问题描述。桥塞+射孔管串在泵送过程中，张力突然增加后迅速降低，表明工具管串落井。

（2）原因分析。泵送桥塞所需要的泵送排量取决于套管内径、工具外径以及电缆的下井速度。泵入液体作用于工具串上的推力需要克服工具串和电缆与套管之间的摩擦力才能使管串在斜井段和水平段向前移动。管串移动时，电缆保持一定张力，泵速过大和电缆移动速度过快易导致电缆张力突然加大，使得电缆弱点断开，造成桥塞+射孔管串落井。泵送排量与电缆张力控制是泵送桥塞成功的关键技术。桥塞+射孔管串在井筒内不同井段的电缆正常起下速度见表4。

表4 泵送电缆速度

（3）处理实例。元页HF-1井第3段桥塞+射孔管串：电缆头+加重杆+磁定位+射孔枪+桥塞坐封工具+桥塞推筒+桥塞，工具串总长13.01 m，泵送时桥塞移动速度30 m/min，射孔方要求将泵送排量从1.0 m3/min提高至1.8 m3/min，泵压由54 MPa上升至56 MPa，电缆张力显示从4.6 kN上升至6.6 kN，1 min后张力降为0，磁定位信号丢失，停泵。电缆上提下放多次，无磁信号，判断桥塞+射孔管串落井。

该井所用电缆分16股钢丝，外径8.1 mm，马龙头连接电缆9股钢丝，弱点设置拉力17.0 kN。因为所用电缆为旧电缆，钢丝拉力减弱；泵送排量1.0 m3/min时，电缆张力正常，排量突然提高，导致电缆下放速度未及时跟上，电缆张力突然增加导致马龙头弱点处断开，桥塞+射孔管串落井。后用连续油管带卡瓦打捞筒进行多次打捞才得以成功，影响工期8 d。

2.2.5 其他问题 6口井的施工过程中还出现了诸如电缆不点火、射孔枪2簇只射了1簇、电缆点火桥塞不坐封等问题。电缆不点火、射孔枪2簇只射了1簇的原因为：工作人员现场布置射孔枪线路技术不熟练或者操作失误，造成线路短路。电缆点火桥塞不坐封的原因为：桥塞坐封丢手火药为三级火药，只有一、二级火药燃烧，导致桥塞坐封推筒推力不够，桥塞未坐封。通过查找原因，进行整改，问题得到解决。

3 认识及建议

（1）泵送桥塞射孔联作分段压裂技术在页岩气水平井压裂改造中广为应用，如果施工中一些技术环节或操作过程出现问题，将严重影响施工周期和施工质量，削弱了该项技术的优势。

（2）针对地层压力高导致无法泵送桥塞的问题，在压裂的顶替阶段用滑溜水加高黏液体进行过量顶替，减少水平井段内的沉砂；选用合适的防膨剂类型及用量，减少地层黏土膨胀；采用连续油管补射工程孔，建立地层进液通道，可以有效降低桥塞的泵送压力。

（3）针对地层压力高导致桥塞坐封不丢手的问题，正确选取火药类型，优化高压地层点火方式，能使问题得以解决。

⑷针对相关人员技术不熟练或操作失误造成的问题，要强化现场施工的质量控制，严格操作流程，防范人为问题的出现或在工具串入井前将问题解决。

［1］KETTER A,DANIELS J,HEINZE J,et al.A field study optimizing completion strategies for fracture initiation in Barnett shale horizontal wells［R］.SPE 103232,2006.

［2］LEHMAN L V,SHAH K.The case for and against using ball-drop multistage fracturing systems in unconventional horizontal wells［R］.SPE 145634,2011.

［3］薛承瑾.页岩气压裂技术现状及发展建议［J］.石油钻探技术，2011，39（3）：24-29.

［4］曾雨辰，杨保军，王凌冰.涪页HF-1井泵送易钻桥塞分段大型压裂技术［J］.石油钻采工艺，2012，34（5）：75-79.

［5］吴奇，胥云，刘玉章，等.美国页岩气体积改造技术现状及对我国的启示［J］.石油钻采工艺，2011，33（2）：1-7.

［6］朱秀星，薛世峰，仝兴华.水平井射孔与桥塞联作管串泵送参数控制方法［J］.石油勘探与开发，2013，40（3）：371-376.

［7］邹刚，李一村，潘南林，等.基于复合材料桥塞的水平井套管分段压裂技术［J］.石油机械，2013，41（3）：44-47.

（修改稿收到日期 2014-04-06）

〔编辑 朱 伟〕

Common problems of pumping bridge plug and clustering perforation for horizontal shale gas well and countermeasures

LIU Zulin1,YANG Baojun1,ZENG Yuchen2
（1.Downhole Service Company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Puyang,Henan 457164,China;2.Petro-king Oilfield Technology Ltd.,Shenzhen,Guangdong 518054,China）

In recent years,the pumping bridge plug and clustering perforation technique has been widely used in staged fracturing of shale gas and tight gas reservoirs at home and abroad.In practical operations in horizontal shale gas wells,various problems have been found,such as failed pumping or release of pumping bridge plug due to high pressure,plug setting without cable igniting,plug not set after cable igniting,dumb shooting of the perforating gun or only 1 of 2 clusters shot,and accidental release in coiled tubing perforating.Based on cause analysis for these problems,appropriate preventive measures and solutions are proposed.They have been applied practically to facilitate the fracturing treatment of horizontal shale gas wells.The experiences and lessons thereof will be meaningful references for staged fracturing operations in similar wells.

shale gas;horizontal well;pumping bridge plug perforation;accident treatment;preventive measures

刘祖林，杨保军，曾雨辰.页岩气水平井泵送桥塞射孔联作常见问题及对策［J］.石油钻采工艺，2014，36（3）：75-78.

TE357.1

：B

1000 - 7393（2014） 03 - 0075 - 04

10.13639/j.odpt.2014.03.019

中原石油工程有限公司科研项目“非常规储层压裂施工技术研究”（编号：201222）。

刘祖林，1963年生。1984年毕业于江汉石油学院采油工程专业，2002年获江汉石油学院油气田开发工程专业硕士学位，现从事油气增产技术的研究与管理工作，高级工程师。E-mail：lzl-lzl @263.net。