页岩气井带压作业关键技术与应用评价

胡旭光 徐勇军 罗卫华 刘贵义

（1.中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院，四川 广汉 618300；2.国家能源高含硫气藏开采研发中心，四川 成都 610051；3.中国石油川庆钻探工程有限公司，四川 成都 610051）

0 引言

中国页岩气的可采资源量介于20 × 1012～30 ×1012m3。与中国常规天然气资源总量大致相当。页岩气井改造工序之一是采用套管直接加砂压裂，加砂后单纯利用套管排液困难，因此需要下入生产管柱辅助排液，恢复产能，若采用常规压井起下管柱势必造成储层污染，降低页岩气井产量。气井带压作业是利用专用设备及配套技术完成带压起下管柱、井筒修理等作业，能避免储层伤害、保护地面环境、缩短作业周期，能够为页岩气井长期开发和稳定生产提供良好基础［1-4］。环空动密封与管柱内密封是气井带压作业技术的关键，环空动密封压力控制是通过动密封装置实现管柱起下过程中井内压力的隔绝；管柱内密封是通过在管柱尾部下入堵塞器实现管柱内外压力的隔绝。因气井带压作业风险高，需要根据井内压力配置合适的动密封胶芯、装置及内密封工具，否则将导致密封不严甚至井喷等难以控制的局面。压弯管柱是气井带压作业中容易出现且难以处理的工程复杂。带压下管柱过程中，下压力与上顶力相互作用，管柱承受轴向压力，当举升系统行程过大时，管柱将发生屈曲破坏，当气井井口压力较高时，管柱发生弯曲的可能性更大。针对以上情况，有必要对带压作业环空动密封、管柱内密封及防管柱压弯技术进行分析，形成气井带压作业关键技术，以保证气井带压作业安全、高效进行。

1 关键技术

1.1 装备配备要求

由于天然气具有易燃、易爆、可压缩等特点，气井带压作业时管柱与密封胶芯是干摩擦，对密封件的损坏比油水井更严重，壳体内腔与闸板体之间的摩擦磨损也比油水井严重。因此，气井的带压作业工况比油水井更恶劣，风险更大，对装置的安全性和可靠性要求更高［5-6］。与国内现有油水井带压作业装置相比，气井带压作业装置配备主要有以下特性：①安全防喷器配置更高；②工作防喷器组密封胶芯耐磨性能良好；③需要配备的可燃气体监测仪器多；④气井带压作业应该配备两套独立的液压控制装置，一套液压控制装置用于控制安全防喷器组并实现远程控制，另配一套液压控制装置用于控制带压作业机工作防喷器组、举升液缸和卡瓦。施工时两套液压控制装置必须能够全部正常运转。

1.2 环空动密封压力控制技术

气井带压作业是在井内有压力的情况下进行带压起下管串、钻磨铣等作业，作业时除配置常规的防喷器之外，还必须配置环空动密封装置，实现对井内压力的动态控制。环空动密封装置形式有闸板式环空动密封装置和环形环空动密封装置，带压作业时需要根据压力大小配置不同环空动密封装置组合［7-8］。

目前页岩气井带压作业中应用最为广泛的是带压起、下完井管柱，能够有效改善排液效果，恢复地层能量，保障页岩气井合理开采。根据井口压力的大小，本着安全、高效作业的原则，选取最合适的环空动密封装置和作业方式，主要包括：①在井口压力小于13.8 MPa 时，可直接利用环形动密封装置实现起下管串时环空压力控制，同时至少配备一个闸板式动密封装置。在下入油管悬挂器及其他大尺寸工具时，通过倒换环形动密封装置和闸板式密封装置，实现大尺寸工具入井，其井口组合见图1。②当井口压力大于13.8 MPa时，环形动密封装置在油压和井口压力的共同作用下，胶芯与管串摩擦力增加，胶芯磨损程度随之增大。为安全起见，页岩气井带压作业时需要配备一个环形动密封装置及两个闸板式动密封装置。作业时通过环形动密封装置、闸板式动密封装置及平衡泄压装置共同实现环空动密封，井口组合见图2。

图1 井口压力小于13.8 MPa时井口组合图

图2 井口压力大于13.8 MPa时井口组合图

1.3 管柱内密封压力控制技术

目前气井带压作业管柱内密封工具主要包括堵塞器、桥塞、单流阀、破裂盘等。在带压下生产管柱作业时，常用钢丝输送堵塞器和尾管堵塞器控制管内压力。使用钢丝输送堵塞器时，作业结束后需要对堵塞器进行打捞，增加了一道作业工序，延长了作业周期。使用尾管堵塞器时，作业结束后直接利用泵车打通油管内道，恢复生产［9-13］。这两种堵塞方式相比，采用尾管堵塞器恢复生产的作业工序简便，风险较小。因此，页岩气带压作业下完井管柱时，常采用尾管堵塞器进行管内压力控制。

尾管堵塞器常见的有定压接头和陶瓷堵塞器两种。定压接头通过密封圈密封本体与堵头之间的间隙，来自堵头下部的压力使堵头与本体紧密接触，井内流体不能从油管内喷出，从而密封油管。当管柱下入指定深度后，选择清水、氮气打压等方式剪断定压接头销钉将其打开，形成油气通道，见图3。陶瓷堵塞器密封元件是陶瓷盘，根据脆性材料压缩强度远远大于拉伸强度的特性，实现下端承压能力高，上端承压能力低，以保证作业期间安全可靠，带压作业完成后，选择清水、氮气打压等方式打碎破裂盘，实现油套连通，见图4。两种堵塞器反向承压能力均为70 MPa，正向承压能力均为7 MPa。

图3 定压接头示意图

图4 陶瓷堵塞器示意图

页岩气井带压下完井管柱常用的堵塞方案有3种，分别是：导锥+陶瓷堵塞器+陶瓷堵塞器、导锥+定压接头+陶瓷堵塞器、导锥+筛管+定压接头+陶瓷堵塞器，3种堵塞方案优缺点对比见表1。

2 管柱极限抗弯长度计算

带压下管柱的过程中下压力与上顶力相互作用，管柱承受轴向压力。当举升系统行程过大时，管柱将发生屈曲破坏。理论上，举升系统行程越小，施工越安全，但行程太小不仅影响施工效率，成本费用也随之增大。如何科学地计算带压下管柱时的极限抗弯长度，确定举升系统最大行程是实现带压作业安全、高效作业的关键技术之一［14-16］。

表1 堵塞方案对比表

2.1 管柱受力分析

带压下管柱过程中管柱的受力情况如图5 所示，主要包括：①井筒压力的上顶力；②设备施加的下压力；③环封的摩擦力；④管柱在井筒内的摩擦力；⑤管柱重力。

图5 带压下管柱时管柱受力分析图

2.2 极限抗弯长度计算

计算模型建立。管柱轴向受压时，有两种形式的弯曲变形：非弹性变形（左）和弹性变形（右），见图6。带压作业时压弯管柱属于非弹性变形，计算非弹性变形时管柱极限抗弯长度的公式有两种：Johnson方程及Euler方程。

采用Johnson 方程计算发生非弹性变形时管柱极限抗弯长度，即：

采用Euler 方程计算发生非弹性变形时管柱极限抗弯长度，即：

式中，Feb为极限轴向力，N；As横截面积，m2；L为极限抗弯长度，m；i为惯性半径，m；λp为极限细长比；E为杨氏模量，GPa；SY为屈服应力，MPa；I为截面惯性矩，m4。

计算方法为：①首先计算在某一井压下带压下入管柱的最大下压力，即极限轴向力；②利用Johnson 方程计算管柱极限抗弯长度；③判断计算结果是否满足其适用条件；④如果不满足，返回步骤2，采用Euler方程计算。

图6 非弹性变形与弹性变形图

3 应用效果与评价

以川渝某页岩气区块4口井为例，根据形成的关键技术选择合适的环空动密封装置、管柱内密封工具，计算管柱极限抗弯长度，高效安全完成4口井带压作业，施工中采用的关键装置、工具、参数见表2。

表2 带压作业关键装置、工具及参数表

以X1 井为例，作业压力为15.4 MPa，大于13.8 MPa，则需要配备1 个环形动密封装置+2 个闸板式动密封装置，管柱内密封工具组合为：导锥+筛管+定压接头+陶瓷堵塞器。需带压下入的管柱为N80 Φ73.02 mm油管，由此可获取方程（1）、（2）中的基础数据，同时计算出此井压下计算出最大下压力为5.2 × 107N，代入方程（1）中，得出管柱极限抗弯长度为3.64 m，符合实际情况，即可不用方程（2）进行计算。为安全起见，作业时最大液缸行程不应超过极限抗弯长度的70%。

表3 带压作业前后生产数据表

同时对该区块4 口页岩气井带压作业前的产气量、井口压力以及排液量数据进行了分析。4口井在带压作业前利用套管生产，带压施工结束一年后，对生产数据进行跟踪，如表3及图7所示。

图7 套压对比图

从表2及图7可以看出，页岩气井带压下入完井管柱后，由于排水量增加，套压明显上涨。利用油须生产一年后，配产量增加，产能稳定，四口井实现年增产5 400 × 104m3。若气井带压作业实施大规模推广后，经济效益将更加显著。

4 结论

1） 环空动密封装置应根据井口压力的大小进行配备。当井口压力小于13.8 MPa 时，环形动密封装置可良好密封管柱，配备一个环形动密封装置及一个闸板式动密封装置即可；当井口压力大于13.8 MPa时，需依靠闸板式动密封装置密封管柱，此时应至少配备一个环形动密封装置及两个闸板式动密封装置。

2） 定压接头及陶瓷堵塞器是目前页岩气井带压作业中最常用的管柱内密封工具，额定密封压力均达到70 MPa。定压接头安全可靠，陶瓷堵塞器密封效果好，可根据情况单独使用或配合使用。

3） 带压作业前应根据井口压力、管柱规格等参数计算管柱极限抗弯长度，下管柱初期应确保液缸行程不超过极限抗弯长度，防止压弯管柱。

4） 现场应用表明，采用气井带压作业技术下入完井管柱后，携液效果良好，页岩气井产量明显增加，带来了显著的经济效益，值得进一步推广应用。