川南页岩气套管变形井分簇射孔管串泵送工艺分析

肖勇军,宋 毅,陆应辉,蒋佳玉,唐 勇,马自强,许嘉乐,聂华富

(1.四川长宁天然气开发有限责任公司，成都 610051；2.中国石油集团西南油气田公司页岩气研究院,成都 610051；3.中国石油集团测井有限公司 西南分公司，重庆400021)

在非常规油气水平井中进行加砂压裂改造时，由于很多水平井的套管发生了变形(以下简称套变)，降低了分簇射孔管串的泵送作业时效，增加了泵送作业安全隐患。针对套变问题，中国石油天然气集团有限公司组织国内外相关单位进行了数年的研究，采取了多项措施，包括增加套管壁厚、钢材强度，改善固井质量，完善套管程序等，但一直没有取得预期的效果。据中国石油集团川庆钻探工程有限公司的资料，截至2018年底，长宁-威远、昭通等区块共压裂377口井，其中套变/遇阻井133口井，占比35.3%[1]。近2a来，随着研究的深入，套变机理逐渐得到清晰地认识，防治措施得到不断完善，使得川南地区的页岩气水平井的套变发生率得到一定控制，但是套变仍然无法消除[2-5]。泵送分簇射孔工艺作为水平井加砂压裂改造的重要工序，其利用电缆传输分簇射孔管串，并通过水力泵送方式将管串输送至目的层位，从而完成桥塞分段与多簇射孔[6-7]。然而，由于套变的存在，增加了分簇射孔管串泵送遇阻、遇卡的风险，严重影响分簇射孔管串的泵送时效和安全，成为制约川南地区页岩气高效开发的“卡脖子”因素。

1 川南地区页岩气井套变损伤分析

图1为典型的分簇射孔管串结构。川南地区的页岩气井普遍采用139.7 mm(5英寸)套管完井(内径为ø114.3 mm)，在泵送分簇射孔管串(以下简称管串)时，为了尽可能降低遇阻、遇卡风险，同时又要充分利用水力泵送推力，通常选择外径为ø99～103 mm的桥塞进行作业(桥塞是整个管串外径最大的部件)，桥塞外径与套管内径差仅为10～15 mm。在现场施工中，因难以提前判断和预知套变，经常出现管串遇阻或遇卡情况。

1-电缆；2-打捞头；3-CCL；4-射孔枪及加重串；5-坐封工具；6-桥塞及坐封筒。图1 典型的分簇射孔管串结构示意

表1为套变损伤级别划分指标。图2为2019年川南地区页岩气井套变数量及损伤级别统计。

表1 套变损伤级别划分指标

图2 2019年川南地区主要页岩气区块的套变数量及损伤级别

分析2019年川南地区页岩气井的多臂井径仪测量结果发现，75%的套变属于一级、二级损伤/结垢，其最小内径为ø91.4～113.2 mm。套变形态以剪切变形与径向挤压变形为主[8]。典型井例：

1) X井。井深4 921～4 924 m处为剪切变形，套变点最小内径ø102.58 mm、最大内径ø125.21 mm，最大变形量11.72 mm，最大变形程度10.25%，属于二级变形。如图3所示。

a 测井曲线界面

2) Y井。井深2 723.5～2 726.5 m处为径向挤压变形，套变点最小内径ø99.15 mm、最大内径ø123.46 mm，最大变形量15 mm，最大变形程度13.13%，属于二级变形。如图4所示。

a 测井曲线界面

通过多臂井径仪测量，可以准确获取套变点的井径数据，为确定套变井的射孔工艺及管串结构提供依据。然而，采用多臂井径仪测井，需要重新拆装泵送分簇射孔井口、动迁连续油管设备，耗费时间长、作业成本高，难以满足页岩气规模效益开发需求。因此，经常采用泵送管串方式进行套变情况判别及处置。

2 管串遇阻判别与处置

1) 遇阻显示。在平稳泵送管串过程中，如果出现管串的磁性定位器(CCL)信号曲线突然消失、井口电缆张力突降的现象，即为泵送遇阻显示(如图5所示)。

图5 泵送管串遇阻时的CCL信号曲线界面

2) 遇阻判别。为了确定是井下异物导致的遇阻，还是套变导致的遇阻，通常采取上起管串，尝试再次泵送管串的方式进行判别。再次泵送管串时，如果在原遇阻点再次出现遇阻显示，则可认定为套变导致的管串遇阻；如果管串通过了原遇阻点并下行3 m以上，则可排除套变原因导致的遇阻。

3) 遇阻处置。再次泵送判别时，为了避免因套变导致的遇卡复杂，需尽可能降低管串的泵送速度；判别为套变导致的遇阻后，则直接起出管串，更换外径更小的管串入井，尝试泵送作业。

3 管串遇卡判别与处置

1) 遇卡显示。在平稳泵送管串过程中，管串的磁性定位器(CCL)信号曲线突然消失、井口电缆张力突降，且上起管串时井口电缆张力持续增加(超过正常上起井口电缆张力值)，即为泵送遇卡显示(如图6所示)。

图6 泵送管串遇卡时的CCL与井口电缆张力信号曲线界面

2) 遇卡判别。为了确定是桥塞异常(例如泵送中桥塞卡瓦散架或脱落)导致的遇卡，还是套变导致的遇卡，通常采取点火坐封桥塞的方式进行判别。当桥塞点火后管串能正常上起，则可认定为套变导致的管串遇卡；反之，管串仍然无法上起，则是因桥塞异常导致的泵送遇卡(桥塞异常无法正常坐封丢手)。

3) 遇卡处置。判断为套变导致的遇卡后，直接起出管串，更换外径更小的管串入井，尝试泵送作业。

4 套变井小外径管串泵送参数分析

通过泵送管串遇阻或遇卡显示确定井下套变后，则需首先解决139.7 mm(5英寸)套变井内小外径管串泵送参数的匹配性设计难题。

4.1 管串受力分析

当泵送管串时，管串受力如图7所示。其中，D为套管内径；α为水平井段井斜角；v为管串泵送速度；Q为泵送排量；p1、p2、p3、p4、p5分别为管串顶部、管串各变径台肩、桥塞底部的流体压力；A1、A2、A3、A4、A5分别为管串顶部、管串各变径台肩、桥塞底部的压力作用面积。

图7 泵送管串时的管串受力示意

分析可知，管串受电缆头拉力Fwg满足如下力学关系式：

(1)

式中：Fwg为电缆头对管串的拉力(其大小与电缆头受力相等)，N；Fpump为泵注液体对管串的推力，N；Gg为管串浮重力(假设泵送过程中管串作匀速运动，且电缆处于绷直状态)，N；fg为套管内壁对管串的动摩擦力，N；Fr为井液对管串的阻力，N；μ为管串与套管内壁的动摩擦因数，μ=1；α为水平井段井斜角，rad；ξ为管串所受井液阻力系数，与A有关，ξ=1；ρ为井液(即泵注液体)密度，kg/m3；v为管串泵送速度，m/s；A为管串最大横截面积，m2。

因为泵送过程中管串紧贴套管内壁，泵注液体在套管与管串间隙中的流动为偏心圆环间隙流，所以泵注液体对管串的推力Fpump满足下式[9-12]：

Fpump=p1A1+p2A2+p3A3+p4A4-p5A5

(2)

(3)

(4)

式中：p1、p2、p3、p4、p5分别为管串顶部、管串各变径台肩、桥塞底部的流体压力，Pa；A1、A2、A3、A4、A5分别为管串顶部、管串各变径台肩、桥塞底部的压力作用面积，m2；Δpi为各偏心间隙流压降，Pa；η为泵送流体动力黏度，Pa·s；Li、hi分别为各间隙的长度(即管串各组成部分长度)、高度，m；εi为偏心率，εi=1；qi为间隙压差排量，m3/s；di为管串各组成部分直径，m；Q为泵送排量，m3/s；D为套管内径，m；π为圆周率。

4.2 小外径管串泵送参数分析

表1为原有常规“7+1”管串与现有小外径“7+1”管串结构参数。表2为案例分析井WeiX井工程参数。将表1～2参数带入电缆头受力关系式(1)，即可绘制出原有常规管串与现有小外径管串在不同井斜角水平井段泵送时，泵送排量Q与泵送速度v的匹配关系曲线(为了确保泵送作业安全，设置电缆头受力Fwg为10%的电缆头拉断力，即1.5 kN)，如图8所示。

表1 常规与小外径“7+1”管串结构参数

表2 案例分析井WeiX井工程参数

分析图8发现：

图8 常规与小外径管串的泵送排量-速度匹配曲线

1) 当管串电缆头受力恒定时，泵送速度随泵送排量增加呈对数关系递增。

2) 对于水平井泵送作业而言，±10°井斜角的变化对管串泵送排量及速度的影响较小；±10 mm桥塞外径的变化则对管串泵送排量及速度的影响较大。

3) 将139.7 mm(5英寸)套管变形井中常规管串换成小外径管串泵送时，若需保持电缆头受力与泵送速度基本不变，则应翻倍增加泵送排量。

现场泵送实践表明，泵送排量过大，易导致井口泵送压力突增，从而会加大井口电缆动密封失效风险；同时，泵送排量过大，易引起造斜点附件电缆扭曲变形，造成电缆上起遇卡工程复杂。此外，泵送速度过快，易导致管串在套变点“卡死”，造成管串遇卡工程复杂。为此，需要进一步分析并设计套变井中小外径管串的泵送参数。

考虑到套变后的最小内径主要为ø91.4～113.2 mm，小外径管串的桥塞外径应≤ø90 mm。图9为携带不同外径桥塞的小外径管串在既定泵送速度或泵送排量下的泵送参数匹配曲线(水平井段井斜角α=90°，电缆头受力Fwg=1.5 kN)。利用该泵送参数匹配曲线，并结合套变井泵送实践可知：当所选桥塞外径为ø85～88 mm，泵送设计排量为3.0～3.2 m3/min，泵送设计速度2 500～3 000 m/h时，既能确保小外径管串在套变井中具有较好的通过性和时效性，又能较好地防止管串在套变点“卡死”或出现井口电缆动密封失效风险。

图9 不同小外径管串的泵送排量-速度匹配曲线

5 现场应用

N209HX-6井第15段的管串组成为：ø60 mm打捞头+ø73 mmCCL+ø89 mm 7簇射孔枪+ø95 mm坐封工具+ø103 mm桥塞及推筒，当管串被泵送至井深3 980 m(井斜角88.7°)时出现遇阻，且遇阻点距离桥塞坐封位置仅有23 m。上起管串100 m，再次尝试泵送管串，仍在原位置遇阻，因此判定为套变导致的遇阻。决定更换小外径管串入井，其组成为：ø60 mm打捞头+ø73 mm CCL+ø73 mm 7簇射孔枪+ø70 mm坐封工具+ø88 mm桥塞及推筒，并按照上述分析设计了泵送参数，顺利通过了套变遇阻点，成功完成该套变井段桥塞坐封与分簇射孔作业。

表3 N209HX-6井第15段套变井段泵送参数

6 结论

1) 分析了川南地区页岩气套管变形井的多臂井径仪测量结果，75%套变点属于一级、二级损伤/结垢，其最小内径为ø91.4～113.2 mm，套管变形的形态以剪切变形与径向挤压变形为主。

2) 介绍了利用CCL信号曲线与井口电缆张力变化快速判别套管变形井泵送遇阻、遇卡，以及处置的方法。

3) 研究了在不同井斜角水平井段内泵送常规分簇射孔管串与小外径分簇射孔管串时，泵送排量与速度的匹配关系。推荐了在139.7 mm(5英寸)套管变形井中泵送小外径分簇射孔管串的最佳泵送参数，确保泵送作业的安全和高效，支撑川南地区页岩气的规模效益开发需求。

4) 下一步需要分析小外径管串通过套管剪切变形或径向挤压变形点的泵送参数变化，以及泵送排量增加对井口压力的直接影响，完善套管变形井中泵送分族射技术。