海上压裂—测试联作管柱分析

张俊斌，魏裕森，贺占国，王 伟

（1.中海石油〈中国〉有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中国石油大学〈北京〉，北京102249）

海上压裂—测试联作管柱分析

张俊斌*1，魏裕森1，贺占国1，王 伟2

（1.中海石油〈中国〉有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中国石油大学〈北京〉，北京102249）

联作工艺涉及的井下工具多、操作复杂，因此工艺管柱的优选十分重要。针对海上某区块压裂—测试联作作业，从工艺管柱结构和管柱尺寸2方面进行了对比计算分析。对3种结构管柱综合对比后认为，带伸缩节的管柱更适合该海上油田的压裂—测试联作；为降低海上作业费用，采用单一或复合结构的钻杆作为主管柱能够满足作业要求。管柱受力分析表明，压裂工况是管柱强度安全最关键环节，应给予全面强度校核。管柱轴向变形分析表明，根据压裂、测试2个工况下的最大变形量就可以确定伸缩节选择方案。

联作；测试；压裂；轴向力；变形

1 背景介绍

油气资源紧张导致不得不开采劣质油气藏。技术进步和成本压力两方面因素促成了目前联作工艺施工日益增多[1-3]。在联作工艺中，一趟管柱完成多项井下作业，相应地需要井下工具和操作手段。因此管柱和井下工具的设计、流程安排、操作参数设定等，需要综合考虑。在进行管柱安全分析时，必须考虑施工整个过程，找到施工关键节点和关键工程参数，不能有任何遗漏，否则就可能出现问题。

作为较复杂的联作方式，“射孔—测试—压裂”联作是目前需要深入研究的内容之一[4]。这种联作方式对管柱和工艺设计要求较严格，主要体现在如下方面：

（1）设计阶段，地层温度、压力、产物性质、破裂压力等都不准确。

（2）下井工具多，管串结构复杂。

（3）油管内肩负射孔、诱喷、注压裂液等工作；油管外担负开关井、加背压、循环压井等工作。

（4）压裂过程中，油管温度降低、内压增大，轴向要缩短；测试放喷时，油管温度升高，轴向要伸长。

在中国陆上及海上压裂施工中，由于区块地层岩石性质差异，压裂施工参数的初始设定存在极大随意性。尤其是泵压与排量的预估值，往往超出施工中可能范围，二者与井深、管径的匹配性出现较大偏差，给施工安全分析造成混乱。吐哈油田3000m深地层，压裂时泵压达到100MPa而没有排量。对于给定结构的管柱，在设定最大泵压时，应考虑对应的排量，才能算准沿程压力分布和摩擦阻力，从而达到安全分析目的。

压裂泵压、排量等的不确定性给管柱的选择带来很大麻烦，级别选高了造成浪费，级别选低了风险增加，因此对每种影响因素进行综合对比分析，具有非常重要的实用价值。尤其对海上油气田，运输、供给都不方便，合理的前期设计尤为重要[5]。以海上测试—压裂联作管柱设计为例，寻求联作管柱结构的选择依据，并重点研究了伸缩节管柱的受力变形特点。

2 联作管柱受力变形计算模型

2.1 联作管柱结构特征

联作管柱可能由主管柱及十几件井下工具组成，但是从管柱安全校核角度，可以简化为主管柱（包括钻杆、钻铤和油管等）、封隔器（必用）、伸缩节（选用）。其它工具可先简化为管柱段或集中载荷（如井下测试阀），待管柱整体受力变形计算完成后，再对具体每一件工具进行单独分析。

不失一般性，目前常用的联作管柱可以简化为3种基本结构，如图1所示。

针对以上3种结构，结构1（伸缩节管柱）将管柱上、下端设定为固定边界，伸缩节处管柱断开；结构2（插入密封管柱）将管柱上端设定为固定边界，下端为轴向位移自由边界；结构3（硬连接管柱）将管柱上、下端设定为固定边界。

图1 3种基本管柱结构

2.2 基本计算模型

2.2.1 流动摩阻

混合流体流动在改变压力的同时，还对管柱施加轴向摩擦力。基本计算内容是流体的流动压降。下面以注入压裂液的流动压降为例，确定流动影响。

压裂施工的压力预测准确与否将直接影响到压裂工艺的设计（压裂施工中对井底压力的准确计算对现场施工判断起着重要的作用），压裂施工过程中管柱摩阻的大小，是确定井底压力以及井口施工压力非常重要的数据，也是关系到压裂施工成功与否的一个主要因素。以往预测管柱摩阻，大多数均采用经验法进行估算，其预测结果往往很难与实际情况相符合，更不能对携砂液阶段不同砂比情况下的管柱摩阻进行分析预测。为解决针对管柱摩阻预测的问题，许多专业文献研究了压裂液流动阻力计算方法，下面采用经过改进的经验公式法[6-7]。

清水摩阻损失ΔPW回归公式：

式中：D——压裂油管内径，mm；

Q——施工过程泵注排量，m3/min；

L——油管长度，m。

结合Lord的回归公式和中国四川的实测数据，得到压裂液计算压裂液降阻比δ的经验公式如下：

式中：CP——支撑剂的浓度，kg/m3；

CH——稠化剂的浓度，kg/m3。

利用上2式得到压裂液的摩阻损失：

认为流动阻力在管壁上均匀分布，则可以得到相应的流体对管柱轴向的作用力。

2.2.2 温度效应

设油管某一井深位置温度升高ΔT，其引起的油管局部轴向应变为：

式中：α——油管线热涨系数，℃-1；

ΔT——温差，℃。

2.2.3 膨胀效应

膨胀效应，就是对于插管封隔器，必须算准在各操作工况下插管的插入深度，严防插管拔出。因此在插管下入阶段就必须计算出内外压影响，并根据操作过程和流动情况时计算。

由于内外液体压力，管柱膨胀效应将引起轴向应变

式中：ν——泊松比；

R——油管外径与内径之比。

2.2.4 活塞效应

活塞效应，在油管变截面及测试阀等处，液压会引起轴向力突变，尤其在测试过程中，油管内外压力的变化比较大，因此活塞效应非常明显。

Fv的计算公式为：

式中：Ao1,AO2,Ai1,Ai2——两段管柱的外横截面面积和内横截面面积，m2。

3 联作管柱受力变形计算

3.1 基础参数

以海上某平台井联作为例进行分析。

分析井例的井身结构如表1所示。

表1 分析井例的井身结构

根据模拟计算，施工过程中关键施工节点管柱温度分布如图2所示。

图2 关键节点管柱温度分布

联作管柱参数如表2所示。

表2 管柱规格

作业控制参数：

完井液密度1.03g/cm3；液垫密度1.03g/cm3，液垫面深度1500m。

压裂液密度1.4g/cm3；注液排量3m3/min；泵压60MPa；环空压力20MPa。

产液密度1.2g/cm3；产液排量0.5m3/min；井口流压6MPa；环空压力0MPa。

3.2 3种作业管串对比分析

首先对如下3种管柱结构进行计算分析：

结构1：5″钻杆×2900m+3-1/2″钻杆×540m+伸缩节+4-3/4″钻铤×241m+RTTS封隔器+厚壁油管+射孔枪。

结构2：5″钻杆×2900m+3-1/2″钻杆×795m+2-7/8″密封插管×2m+永久性封隔器+厚壁油管+射孔枪。

结构3：5″钻杆×2900m+3-1/2″钻杆×797m+ RTTS封隔器+厚壁油管+射孔枪。

针对以上结果和给定的参数，计算得到关键数据如表3所示。

表3 压裂时管柱受力变形

管柱安放结束后：

表中井口轴向力来源为：结构1的是伸缩节上部管柱有效重量；结构2是整个管柱有效重量；结构3是满足下放重量的要求后剩余的管柱重量。

3种结构中，管柱对封隔器压力与结构特点和操作方法相关。

结构1的优点是，可以通过伸缩节来平衡管柱轴向伸缩，使配重管柱（钻铤）的重量压在封隔器上，实现对封隔器的坐封和状态维持。坐封后上部管柱的变形不影响射孔枪位置。缺点是伸缩节本身具有一定缺陷。

结构2的优点是，可以通过密封插管来平衡管柱轴向伸缩，且密封插管长度选取可以是任意的。缺点是在某些情况下管柱变形会影响射孔精度。

结构3的优点是，结构简单，可以通过地面仪表直接判断下放管柱重量，可控性高。缺点是只能通过管柱轴向力的变化来调节管柱的伸缩效应。

压裂时管柱受力变形：

由于压裂液的流动摩阻，井口轴向力大幅度上升。

结构1，管柱依然对封隔器有较大压力，管柱总变形量比结构2小。

结构2，管柱下端轴向缩短超过2m，变形量最大。

结构3，管柱轴向力升幅最大，其中包含了由于温度下降导致的管柱缩短效应。

测试流动时管柱受力变形：

由于环空压力撤除，对管柱受力变形影响较大。

结构1，维持对封隔器的压力，管柱伸长。

结构2，变化不大。

结构3，管柱对封隔器压力大幅度上升，下部管柱会发生严重螺旋屈曲变形。

3.3 3种管柱的优缺点分析

根据联作管柱结构特点和工艺流程，3种管柱结构各有优缺点。由于流程中步骤多，这里仅给出关键几点。

综合比较分析：

（1）结构3两端固定管柱在压裂、测试2种工况下的轴向力相差最大，下部管柱易发生严重螺旋屈曲，管柱最容易出现安全问题。

（2）结构2具有自身优势，但总体操作相对繁琐。

（3）结构1具有操作简单的优势，与使用密封插管相比，安全性差别不大。

结合海上作业，最终选择结构1作为工作管柱。

4 伸缩节管柱计算分析

在下面的计算中，使用的基础参数与前面相同。

4.1 作业管串结构

为对比，选择如下3个不同尺寸的管柱组合进行分析：

①5″钻杆×2900m+3-1/2″钻杆×540m+伸缩节+ 4-3/4″钻铤×241m+RTTS封隔器+厚壁油管+射孔枪。

②5″钻杆×3440m+伸缩节+4-3/4″钻铤×241m+ RTTS封隔器+厚壁油管+射孔枪。

③3-1/2″钻杆×3440m+伸缩节+4-3/4″钻铤× 241m+RTTS封隔器+厚壁油管+射孔枪。

这3个组合中，只有伸缩节以上主管柱尺寸发生变化，下面没变。

4.2 坐封坐挂完成后管柱管柱受力

管柱安放完成后，关键部位受力如表4所示。

表4 关键工况管柱受力变形对比

受力变形结果分析：

坐封坐挂后：井口轴向力是伸缩节上部管柱有效重量；管柱对封隔器压力是伸缩节到封隔器管柱有效重量；封隔器上下压差实际为0；把此刻设为初始参考状态，所以管柱总伸长量设定为0。

压裂过程中：井口轴向力大幅度升高，这与管柱结构、施工参数密切相关；管柱对封隔器作用力与参考状态相比变化不大；封隔器承受压差变化明显，这是由泵压、排量、压裂液密度、管柱尺寸等因素综合作用的结果，至于地层因素，应单独分析；管柱总伸长量相差不大，与计算模型的建立有很大关系，其中伸缩节自身特点不容小视。

测试过程中：井口轴向力介于前2种工况之间，所以单从主管柱抗拉强度看，压裂过程最危险；管柱对封隔器作用力与参考状态相比变化不大；封隔器承受压差变化明显，且总体小于压裂工况；管柱总伸长量相差较明显，都使管柱伸长，而压裂工况下管柱都缩短。

从上面的分析可知，从管柱强度角度看，压裂阶段是最关键工况，如果管柱满足压裂阶段强度要求，那么就满足所有工况的强度要求。从管柱变形角度来看，压裂阶段管柱缩短，测试阶段管柱伸长，二者之差决定了使用伸缩节的数量。从本例数据看，使用2个伸缩节完全够用。因此可以说，压裂工况控制管柱强度选取，压裂工况与测试工况控制伸缩节选取。

5 结论

（1）“管柱+伸缩短节+固定封隔器”在作业安全性与操作方便性方面具有独特优势，具体表现在封隔器坐封—解封方便、压裂时配重管柱可以有效保护封隔器、伸缩节开启状态容易控制。因此建议该海上区块压裂测试使用这种管柱结构。

（2）压裂时，管柱关键位置在井口附近，关键因素是轴向拉力大、内压大，对这个位置应进行单轴、双轴、三轴强度校核。

（3）“管柱+伸缩短节+固定封隔器”结构多数选择机械坐封方式，所使用的伸缩节初始伸缩状态控制比较关键，建议采取先坐封后坐挂工序，以便在地面通过观测管柱悬重和提放距离来控制伸缩节初始状态。

（4）测试阶段，管柱温度有所上升，一般情况下管柱要伸长。结合压裂阶段管柱缩短特点，共同确定伸缩节数量。

（5）对关注区块的压裂测试管柱综合分析表明，压裂阶段安全隐患最大。

[1]李雪彬，许江文，等.射孔压裂联作工艺在克拉玛依油田低渗试油层的应用[J].油气井测试，2010，19（3）：52-53.

[2] 聂暘，甘宝安，等.射孔测试压裂与水力泵快速返排求产一体化联作工艺技术研究与应用[J].石油矿场机械，2012，41（5）：77-79.

[3] T.Jiang，Y.Ding，Y.Xu，B.Cai，X.Yan，Y.Duan，Case Study:A Unified Technique with Perforation,Well Test Before and After Stimulation,Ground Cross linked Acid Fracturing,Foreign Fluid Recovery in One Downhole Pipe String.Petroleum Society，2009：1-5.

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[6] 黄禹忠，何红梅.川西地区压裂施工过程中管柱摩阻计算[J].特种油气藏，2005，12（6）：71-73.

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TE934

A

1004-5716(2015)04-0062-05

2014-04-08

2014-04-08

张俊斌（1972-），男（汉族），浙江金华人，高级工程师，现从事钻完井方向的研究工作。