王 斌

（中國石化華北油氣分公司概預算中心，河南鄭州 450006）

東勝氣田構造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部隆起，主要目標區(qū)什股壕區(qū)塊以上古生界致密砂巖氣藏為主，儲層物性差異較大，但總體表現(xiàn)為低孔、低滲、非均質性較強的儲層。氣田主要含氣層包括盒1、盒2、盒3 以及山1 等層段，埋深為2 800～3 100 m。儲層巖性以長石巖屑砂巖，巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，孔隙度為0.4%～18.7%，平均 9.3%；滲透率為0.01×10-3～9.80×10-3μm2，平均0.85×10-3μm2。單井自然產(chǎn)能較低或無自然產(chǎn)能，建產(chǎn)率低，開發(fā)難度大，需要經(jīng)過水平井壓裂改造才能達到經(jīng)濟開發(fā)效果[1]。

水力壓裂利用地面高壓泵組，將高黏液體以大大超過地層吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高壓，當此壓力大于井壁附近的地應力和地層巖石抗張強度時，在井底附近地層產(chǎn)生裂縫，從而改善滲流通道，達到增產(chǎn)增效的目的。壓裂回接管柱在壓裂施工時受力比較復雜，受壓裂液內壓、壓裂液靜液柱壓力、懸掛器或水力錨的反作用力以及彎矩等，當載荷過大超過回接管柱的屈服強度時，回接管柱會發(fā)生屈服變形，導致壓裂施工及后續(xù)作業(yè)無法正常進行[2-3]。

1 水平井典型壓裂回接管柱結構

典型的水平井壓裂回接管柱的懸掛器以下是水平段壓裂管柱，上部管柱由回接插頭插入回接筒后上接裸眼封隔器和鎖定水力錨固定在套管上，水力錨上方接密封插管總成和套管串，套管串坐掛在井口。該回接管柱結構的優(yōu)點是：回接插頭和上部的

裸眼封隔器在壓裂施工時提供雙重密封，當回接插頭和回接筒之間的密封件失效時，上部的裸眼封隔器起到第二重密封的作用，保證壓裂液可由套管串順利進入水平段壓裂管柱，不會導致壓裂液進入套管串外部的環(huán)空，使環(huán)空壓力上升，無法進行壓裂施工，水力錨能克服壓裂施工時壓裂液傳遞給回接插頭的上頂力，避免套管串向上發(fā)生竄動。缺點是回接插頭和回接筒之間的密封件能夠有效密封時，回接插頭與上部裸眼封隔器之間的管柱無法受到環(huán)空平衡壓的保護，存在受力薄弱點，受力較大時，管柱容易發(fā)生屈服破壞[4-5]。

2 實例分析

東勝氣田A 井尾管懸掛器位置深3 019 m，懸掛器以下懸掛P110 鋼級11 cm 套管固井完井，懸掛器以上管柱由回接插頭插入回接筒后上接兩根11 cm長套管（N80）、裸眼封隔器和鎖定水力錨固定在套管上，水力錨上方接密封插管總成和11 cm 套管串，套管串坐掛在井口，P110 鋼級和N80 鋼級套管強度數(shù)據(jù)見表1。該井采用連續(xù)油管帶底封噴砂射孔分段壓裂工藝壓裂施工，第1 段和第2 段施工后，第3 段施工時連續(xù)油管工具底部封隔器無法驗封，上提連續(xù)油管工具檢查，上提過程中連續(xù)油管工具在懸掛器以下多處遇卡，丟手壓裂工具后，解封、上提壓裂回接管柱，發(fā)現(xiàn)回接管柱中回接插頭與裸眼封隔器之間2 根長套管（N80）變形嚴重，發(fā)生屈服破壞。

表1 11 cm 套管強度數(shù)據(jù)

2.1 A 井事故原因分析

對A 井壓裂回接管柱建立受力模型，如圖1 所示。壓裂施工時井口至封隔器之間的管柱主要承受壓裂液的內壓、環(huán)空的平衡壓、管柱自重以及井口和水力錨提供的反作用力。裸眼封隔器和回接插頭之間的兩根長套管由于環(huán)空無法施加平衡壓，壓裂施工時承受壓裂液的內壓、回接插頭傳遞的上頂力和水力錨的反作用力。

第1、2 段壓裂施工時的最大地面施工壓力為59 MPa，回接插頭與裸眼封隔器之間兩根長套管下入深度為3 010 m，垂深2 990 m，靜液柱壓力30 MPa，壓裂液摩阻24 MPa?？紤]伴注液氮時摩阻增加5 MPa左右，靜液柱壓力與摩阻基本相互抵消，因此，長套管所受內壓為59 MPa?；亟硬孱^密封面外徑133 mm，內徑102 mm，回接插頭傳遞到套管上承受的上頂力經(jīng)計算為35 t，回接插頭與裸眼封隔器之間11 cm 套管受力模型如圖2 所示[6]。

圖1 回接管柱受力模型

圖2 封隔器與回接插頭之間管柱受力模型

回接插頭與裸眼封隔器之間兩根11 cm 長套管井段井斜角為6.6°/30 m，按兩根套管的曲率與井斜一致，為6.69°/30 m。根據(jù)套管的曲率來計算施加在套管上的彎曲載荷，由材料力學可知，施加在套管端面上的彎曲載荷計算公式為：

套管截面慣性矩的計算公式為：

經(jīng)計算，套管長度為11 m，曲率為6.6°/30 m時，需施加在端面上的彎曲載荷為461 N。本文通過ANSYS R17.0 對套管建立有限元分析模型[7]，模型外徑114 mm，內徑102 mm，長度11 m，楊氏模量206 GPa，泊松比0.3，對套管受力進行分析，所建立的套管有限元模型如圖3 所示，整個模型共劃分網(wǎng)格17 280個。

施加邊界條件：套管上端面施加X、Y、Z 三個方向的約束，下端面施加彎曲載荷461 N，套管內表面施加59 MPa 的壓力，經(jīng)計算，施加在下端面的上頂力為159 MPa，分析結果圖4 和圖5 所示，套管在以上受力條件下最大Mises 等效應力為712 MPa，最大變形量為0.300 m[7-9]。

經(jīng)過分析，套管在以上受力條件下，其最大Mises 等效應力為712 MPa，大于N80 鋼級的屈服強度551 MPa，小于P110 鋼級套管的屈服強度758 MPa，但是安全系數(shù)很小。

圖3 套管有限元分析模型

圖4 套管Mises 等效應力

圖5 套管變形

綜上，造成套管變形的直接原因是N80 套管強度低，壓裂施工中附加在回接插頭上造成的上頂力使套管的最大Mises 等效應力超過其屈服強度，發(fā)生屈服變形所致。由于裸眼封隔器的存在，兩根長套管外部不能施加環(huán)空平衡壓平衡內部壓力，以保護套管。

2.2 解決方案

由上述分析可知：造成管柱變形的原因是施工時施加在套管上的載荷超過其屈服極限所致，認為可以從以下兩個方面來提出解決方案：一是提高管柱自身強度滿足受力要求；二是改變管柱結構，降低管柱受力。

（1）將2 根N80 長套管改為2 m×P110 加厚短套。根據(jù)第一種解決方案，將A 井回接管柱中兩根N80 長套管優(yōu)化為2 m×P110 加厚短套管，增加套管強度。首先對2 m 未加厚短套管建立有限元模型，在相同的受力條件下進行分析，即套管曲率為6.6°/30 m 時，內壓59 MPa，套管所承受上頂力為35 t 時。

2 m×P110 未加厚短套管在相同受力條件下，套管最大Mises 等效應力708 MPa，最大變形量為0.011 m，小于P110 套管的屈服強度758 MPa，安全系數(shù)仍較小。表2 中列出了不同長度套管在上述受力條件下的最大Mises 等效應力和最大變形量，從表中可以看出，如果只單純減小套管的長度不能有效降低相同受力條件下套管所承受的應力的。

表2 不同長度套管在相同受力條件的最大Mises 等效應力

對2 m×P110 加厚短套管（外徑120 mm）進行有限元分析。2 m×P110 鋼級加厚短套在相同受力條件下最大Mises 等效應力為522 MPa，小于P110套管屈服強度758 MPa，通過提高套管自身強度的方式滿足了受力要求。

（2）取消回接管柱結構中的裸眼封隔器，使套管受平衡壓保護。將回接管柱優(yōu)化為回接插頭插入回接筒后上接兩根長套管和鎖定水力錨固定在套管上，水力錨上方接密封插管總成和套管串，套管串坐掛在井口。該管柱結構的優(yōu)點為：套管下入安全，套管可全部受平衡壓保護，增加管柱承壓等級。

套管在20 MPa 和30 MPa 的平衡壓力下，套管的最大Mises 等效應力分別為518 MPa 和423 MPa，低于N80 和P110 套管的屈服強度，且對于P110 套管安全系數(shù)較大。因此，該種管柱結構采用套管外打平衡壓的方式可有效降低套管相同受力條件下的套管所承受的應力。但該管柱結構具有回接插頭密封失效時造成油套連通的風險，因此，對回接插頭和回接筒之間的密封可靠性要求較高。

3 結論

（1）回接管柱結構中帶有裸眼封隔器時，壓裂施工壓力較高時回接插頭與裸眼封隔器之間的2 根套管受內壓及上頂力作用，易達到屈服強度極限，造成屈服變形。

（2）在相同的受力情況下，即套管承受彎曲載荷、內壓、上頂力相同時，減小回接插頭與裸眼封隔器之間套管的長度不能有效降低套管所受應力。

（3）回接管柱在受彎曲載荷、內壓及上頂力的共同作用時，通過對回接管柱施加外部平衡壓的方式可有效降低管柱所受應力，提升管柱受力強度。

（4）回接管柱結構采用“尾管懸掛器+回接插頭+水力錨+密封插管總成+套管串”組合，使回接管柱在壓裂施工時可以全部受到環(huán)空平衡壓的保護，可有效提升管柱受力強度。