套管封隔器分段壓裂管柱遇卡原因分析及解決方案

劉紅磊，陳 作，周林波，秦紅祥，楊同玉，薛占峰

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，北京102206；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京102206；3.中國石化華北油氣分公司，河南鄭州450006）

裸眼封隔器多級滑套分段壓裂工藝逐漸被可鉆橋塞、連續(xù)油管帶底部封隔器全通徑、固井投球滑套[1–3]等套管機械分段壓裂工藝所替代。套管封隔器分段壓裂具有不壓井、不動管柱、對目的層改造徹底和現(xiàn)場施工方便等優(yōu)點，但也存在壓裂管柱復雜、封隔器失效[4]、壓裂后管柱難以安全起出和易造成大修等缺點，使其應用范圍受到限制。套管封隔器分段壓裂工藝為：水平段內(nèi)第1段壓裂結(jié)束后，投球加壓，使滑套下移，將下面一段關(guān)閉，露出第2段噴砂循環(huán)孔，開始壓裂第2段，實現(xiàn)不動管柱壓裂多段[5–7]，一般一趟管柱可壓2～3段。其優(yōu)點是，套管頭不用承壓，對于直井段套管和套管頭抗壓強度不高的水平井也具有較好的適應性；缺點是，水平井筒底部易沉砂、壓裂后上提壓裂管柱會壓實沉砂或封隔器無法解封，造成上提遇卡，施工風險較大。某氣田水平井X 01井采用套管封隔器分段壓裂工藝進行分段壓裂，前3段壓裂后壓裂管柱上提遇卡，筆者以該井為例分析管柱遇卡原因[8]，制定了解卡措施；為防止后續(xù)6段壓裂再出現(xiàn)壓裂管柱上提遇卡的問題，優(yōu)化了套管封隔器分段壓裂管柱，采用優(yōu)化后的壓裂管柱順利完成后續(xù)6段的壓裂，且壓裂結(jié)束后壓裂管柱全部安全提出。該井處理壓裂管柱上提遇卡的方法和解卡措施對今后類似問題的處理具有借鑒作用。

1 管柱遇卡情況

X 01井是部署在某致密氣田的一口水平開發(fā)井，完鉆井深4 218.00m，目的層位于盒1段，水平段長度1 000.00m。該井采用二開井身結(jié)構(gòu)，二開下入?139.7mm P110套管（壁厚7.72mm）固井，采用?244.5mm×?139.7mm套管頭，由于套管頭的承壓能力只有35MPa，無法采用橋塞射孔連作或連續(xù)油管帶底封等分段壓裂工藝，只能采用套管封隔器分段壓裂工藝進行壓裂。為了最大限度動用X01井的控制儲量，根據(jù)該水平井段長度和儲層的特征，設(shè)計分9段15簇進行壓裂改造。根據(jù)套管封隔器分段壓裂工藝特點，考慮水平井封隔器分段壓裂技術(shù)水平和施工風險，該井下入3趟壓裂管柱進行壓裂，每趟壓裂管柱壓裂3段。第1趟壓裂管柱（壓裂前3段）如圖1所示。

圖1 X01井第1趟壓裂管柱（壓裂前3段）Fig.1 The first-trip fracturing string (the first three sections)in W ell X01

完成第1—3段壓裂，放噴后上提壓裂管柱遇卡，反洗井后逐級上提壓裂管柱，成功解卡。壓裂管柱提至地面后，發(fā)現(xiàn)第2段的噴砂滑套1未打開，為確保增產(chǎn)效果，下入圖2所示的壓裂管柱補壓第2段。

圖2 X01井補壓第2段的壓裂管柱Fig.2 The fracturing string in the second section of pressure compensation inW ell X01

補壓第2段時，加砂58m3，用液量560m3。放噴排液7 d，累計排出液量超過130m3，反循環(huán)洗井至水質(zhì)合格后，上提壓裂管柱再次遇卡，上提力達到630 kN，無法解卡。

2 遇卡原因分析及解卡措施

2.1 壓裂管柱遇卡情況分析

水平井套管封隔器分段壓裂管柱遇卡原因，大致有砂埋管柱、砂卡管柱、封隔器無法解封、水力錨爪無法收回和套管變形等情況。處理壓裂管柱遇卡時，首先要分析遇卡原因。X 01井在上提壓裂管柱時先后2次遇卡，但2次遇卡過程中大鉤載荷、上下活動距離和返排液性質(zhì)均具有明顯差異，說明2次遇卡原因不盡相同。

上提壓裂管柱首次遇卡后，先采用大力上提法進行解卡，壓裂管柱上提到一定行程后遇阻；后采用憋壓反循環(huán)法解卡，大排量反洗井筒，地層返出液中有1.1m3支撐劑，待返出液與注入液性質(zhì)一致時，上提活動管柱，每次上提壓裂管柱都有一定的行程，判斷為砂卡，反復幾次將上提力增至550 kN，順利解卡。

第2次遇卡時，利用大力上提法進行解卡，每次上提力達到設(shè)計的上提力，壓裂管柱的上行距離有限且位置相同，與第1次砂卡壓裂管柱時的上行距離相差較大，初步判斷該次壓裂管柱遇卡與第1次遇卡的原因不同。采用大力上提法無法解卡，因此用憋壓反循環(huán)法解卡，分別以清水、壓裂基液（黏度39mPa·s）為洗井介質(zhì)大排量（850 L/min）反洗井，返出液量為4倍井筒體積，返出液中未發(fā)現(xiàn)支撐劑或其他固相雜質(zhì)，表明井筒較為干凈，無砂橋等堵塞物，可以確認該次管柱遇卡不是砂卡。將上提力增至630 kN，無法解卡，判斷可能是管柱結(jié)構(gòu)異變造成的卡管柱。

結(jié)合該井壓裂管柱（見圖2）可知，由于第1段的壓力低于第2段的壓力，封隔器3和水力錨2無法解封，噴砂滑套1與封隔器1之間的支撐劑無法清洗出來。綜合上述分析可知，可能是機械原因（封隔器膠筒損壞、水力錨爪未回收和油管本體變形等當中的一種或多種）導致遇卡。

2.2 壓裂管柱存在滑套調(diào)質(zhì)空間不大等不足

分析前3段的壓裂管柱（見圖1）可以看出，其存在以下不足：

1）設(shè)計加砂量大，噴砂滑套沖蝕嚴重。噴砂滑套的噴砂口面積與?60.0mm滑套相當，無節(jié)流；壓裂施工時一旦加砂量超過噴砂滑套的設(shè)計過砂能力，上部滑套沖蝕較嚴重，導致球過滑套、安全接頭打不開等問題；目前噴砂滑套的硬度與硬質(zhì)合金材料接近，調(diào)質(zhì)空間有限，無法滿足多段、大規(guī)模壓裂施工要求。

2）封隔器解封不徹底。由于壓縮式封隔器的密封膠筒未采用整體設(shè)計，封隔器坐封后，密封膠筒長時間處于高溫環(huán)境中失去彈性，不能回縮，形成一個一個的橡膠段塞，即使設(shè)計了反洗、上提解封機構(gòu)，膠筒回收仍不徹底，起出壓裂管柱時上提力大，膠筒多數(shù)被強行上提拉壞掉入井筒，給逐級打撈帶來困難。特別是遇到砂堵或其他壓裂事故，滑套一旦打不開，封隔器無法解封，只有通過反向加壓解封，反向加壓解封壓力高達20～30MPa，對于已射開的地層，需要的排量較大（約2～3m3/m in），現(xiàn)場實施困難。

3）逐級打撈工作效率低。從壓裂正常油井打撈壓裂用封隔器的過程中看，每趟起出壓裂管柱最多只能撈起2套封隔器，其原因主要是由于上一級封隔器解封后滑套關(guān)閉，而下一級封隔器由于密封膠筒回收不徹底，與井筒摩擦力大，封隔器無法解封，只能通過上提剪斷封隔器的解封銷釘，利用機械解封方式起出封隔器；即使能解封多套封隔器，上提過程中依然會脫開。打撈時需要多次沖砂、起下打撈管柱，工作量比較大。

2.3 遇卡封隔器受力分析

采用有限元方法分析封隔器密封膠筒高承壓后與套管之間的接觸應力，計算密封膠筒與套管的摩擦力。根據(jù)封隔器密封膠筒的工作原理，建立有限元模型（見圖3（a）），對其作邊界處理。封隔器坐封后，密封膠筒承受軸向載荷，封隔器的本體及套管采用35CrM o材質(zhì)。有限元分析表明，膠筒兩側(cè)施加約束，封隔器承壓70MPa時，密封膠筒與套管之間的最大接觸應力為47.517MPa（見圖3（b））。

圖3 封隔器膠筒有限元分析Fig.3 Finite elem ent analysisof packer rubber cylinder

從圖3可以看出，在承壓70 MPa條件下，密封膠筒與套管之間的接觸應力最大為47.517MPa，接觸面積為39.0 cm2，密封膠筒與套管之間的摩擦系數(shù)取0.5，不考慮其他因素，只考慮因封隔器未解封而導致壓裂管柱遇卡，則上提力達到92.7 kN就能提出封隔器。

2.4 解卡措施

根據(jù)上述分析結(jié)果，判斷該井第2趟壓裂管柱遇卡類型為機械卡管柱，結(jié)合解卡全過程情況，確定采取以下解卡措施：

1）先小排量（500 L/m in）沖洗干凈壓裂管柱，之后采用快速坐封、解封的方式解封水力錨，嘗試起出壓裂管柱。

2）如果無法起出壓裂管柱，根據(jù)壓裂管柱上部的油管確定最大上提力，建議更換承載力高的修井機進行強提。該井井內(nèi)壓裂管柱上部為N 80鋼級?88.9mm外加厚油管，其屈服極限為551.5MPa，由此計算得到油管最薄弱環(huán)節(jié)螺紋的抗拉強度為921.4 kN。管柱安全系數(shù)取1.2，則最大允許上提力為767.8 kN；并且考慮解卡過程中反復多次進行起下作業(yè)，為了避免引起疲勞破壞，向下取整，確定最大上提力為700.0 kN。

3）若強力上提仍無法起出該趟壓裂管柱，建議將這部分管柱丟手。

4）如果丟手無法順利實施，利用連續(xù)油管下入射孔槍進行爆破切割或轉(zhuǎn)入大修作業(yè)。

2.5 管柱實際解卡過程

先多次反洗及活動管柱，均未解卡，最大上提力為630.0 kN，反洗排量為200～850 L/m in；后采用懸吊方式解卡，反復活動后上提至上提力達520 kN，12 h后下放管柱至上提力為270 kN，再次上提至上提力420 kN，上提力不再增大，成功解卡，隨即起出壓裂管柱。

觀察起出的壓裂管柱發(fā)現(xiàn)，壓裂管柱中的2套噴砂滑套均已完全打開，且有順利過砂的痕跡。中部K344封隔器2（封隔第2段）的膠筒保持完好，下部K 344封隔器1（封隔第1段）的膠筒上部出現(xiàn)了鼓包現(xiàn)象，但未撕裂和缺失，上部K344封隔器3（封隔第3段）的膠筒上部損傷最為嚴重，有明顯撕裂和缺失情況，原因是在3段壓裂施工過程中，上部封隔器3始終處于承壓狀態(tài)，經(jīng)過反復坐封、解封及承壓，造成膠筒損傷。頂部水力錨錨爪出現(xiàn)部分損傷；底部水力錨完好，錨爪損傷較小。主要原因是施工過程中上部水力錨反復承壓，導致錨爪逐步受損；下部水力錨在第2段滑套打開后即不再承壓，因此損傷較小。封隔器3與噴砂滑套2之間的油管出現(xiàn)23和30mm的2個凹槽，分別距離油管下端6.72和6.45 m。分析認為，油管出現(xiàn)凹陷的原因主要是：1）油管本身存在缺陷，局部金相組織不均勻，注入酸液與井下套管形成電化學腐蝕，導致產(chǎn)生凹陷；2）壓裂過程中支撐劑堆積在環(huán)空，擠壓油管使其變形；3）油管內(nèi)壓力釋放過快，地層壓力擠壓導致其變形。

綜合分析表明，造成壓裂管柱遇卡的原因是封隔器密封膠筒和油管本體變形。

3 壓裂管柱優(yōu)化與應用

X 01井前3段采用的分段壓裂管柱在壓裂后，起出過程中2次遇卡。為防止后續(xù)6段壓裂結(jié)束后起出壓裂管柱時再次遇卡，在分析2次遇卡原因的基礎(chǔ)上，對壓裂管柱進行了優(yōu)化：1）去掉下部的水力錨，每個層段上下均有封隔器封隔，防止壓裂管柱在壓裂過程中因上頂力過大導致其彎曲變形，降低上提管柱遇卡風險；2）下部引鞋采用帶孔引鞋，以平衡內(nèi)外壓差，降低封隔器解封難度。壓裂管柱優(yōu)化后可以一趟管柱完成6段壓裂施工，壓裂施工結(jié)束后還可以作為試氣管柱直接試氣，待后期需要時再起出壓裂管柱。

優(yōu)化后的壓裂管柱（見圖4）具備以下4方面的技術(shù)優(yōu)勢：

圖4 優(yōu)化后的壓裂管柱Fig.4 Optim ized fracturing string

1）改變了常規(guī)的進液方式，保證了中心管的完整性，提高了中心管的強度，保證了地面至井底扭矩的傳遞。

2）壓裂滑套封隔器K341在有無節(jié)流壓差的情況下都能夠?qū)崿F(xiàn)坐封[9–10]，內(nèi)部設(shè)有保壓裝置，油管泄壓后封隔器仍然處于坐封狀態(tài)；可以采用上提或反洗方式解封，確保了封隔器在壓裂施工結(jié)束能完全解封；封隔器本體采用高強度合金結(jié)構(gòu)鋼，膠筒承壓能力達到70 MPa，承受溫度可達到150℃；內(nèi)部滑套、防砂管均采用激光割縫工藝加工，確保了內(nèi)部零件的正常動作。

3）可多次重復坐封、解封。施工時，液體通過進液口推動閥體前端的滑塊上行，剪斷防坐封剪釘，同時液體通過單向閥進入封隔器膠筒內(nèi)腔，使膠筒擴張，達到坐封的目的。施工結(jié)束后需要解封封隔器時，可通過一定排量反循環(huán)洗井，液體通過防坐封剪釘（進液口）推動閥體前端的滑塊下行，觸碰閥體內(nèi)頂針，釋放膠筒內(nèi)腔液體，達到解封封隔器的目的。上提壓裂管柱時，膠筒和中心管會產(chǎn)生相對運動，單向閥上行頂針觸碰滑塊后，封隔器解封?？砂蚊撌絿娚捌魇菍踩宇^、噴砂器集成一體的新型工具，壓裂結(jié)束后上提壓裂管柱，可將噴砂器噴口關(guān)閉，以確保下層的反洗效果；可以逐級設(shè)定脫開壓力，噴口微節(jié)流，以降低噴口流速，減輕套管損傷，降低施工壓力。

4）配備專用安全接頭。安全接頭連接于壓裂管柱最上方，當上提壓裂管柱遇卡、采取反洗井等措施無法解卡時，可將壓裂管柱從安全接頭處倒開（或剪斷銷釘斷開）再進行打撈、鉆銑等后續(xù)作業(yè)。安全接頭采用錨爪限位設(shè)計，本體采用螺旋導向槽，更利于反循環(huán)沖砂。

X 01井下入優(yōu)化后的壓裂管柱進行后續(xù)6段的壓裂施工，壓裂累計加砂538 m3，用液量4 658 m3，用時28 h全部一次性壓開；壓裂施工結(jié)束后，壓裂管柱順利起出，未發(fā)生遇卡。

4 結(jié)論與建議

1）剖析套管封隔器分段壓裂管柱及其關(guān)鍵工具的結(jié)構(gòu)、原理及參數(shù)，是制定水平井套管封隔器分段壓裂管柱解卡措施的關(guān)鍵。

2）套管封隔器分段壓裂管柱采用K 341壓裂滑套封隔器，可降低壓裂管柱上提過程中遇卡的概率，提高壓裂施工的成功率和效率。

3）可拔脫式噴砂器是將安全接頭、噴砂器集成一體的新型壓裂工具，選用新型壓裂配套工具并采取恰當?shù)募夹g(shù)措施，可以提高水平井套管封隔器分段壓裂的成功率。