水力压裂回接管柱失效原因分析及改进建议

王 斌

（中国石化华北油气分公司概预算中心，河南郑州 450006）

东胜气田构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部隆起，主要目标区什股壕区块以上古生界致密砂岩气藏为主，储层物性差异较大，但总体表现为低孔、低渗、非均质性较强的储层。气田主要含气层包括盒1、盒2、盒3 以及山1 等层段，埋深为2 800～3 100 m。储层岩性以长石岩屑砂岩，岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，孔隙度为0.4%～18.7%，平均 9.3%；渗透率为0.01×10-3～9.80×10-3μm2，平均0.85×10-3μm2。单井自然产能较低或无自然产能，建产率低，开发难度大，需要经过水平井压裂改造才能达到经济开发效果[1]。

水力压裂利用地面高压泵组，将高黏液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，在井底附近地层产生裂缝，从而改善渗流通道，达到增产增效的目的。压裂回接管柱在压裂施工时受力比较复杂，受压裂液内压、压裂液静液柱压力、悬挂器或水力锚的反作用力以及弯矩等，当载荷过大超过回接管柱的屈服强度时，回接管柱会发生屈服变形，导致压裂施工及后续作业无法正常进行[2-3]。

1 水平井典型压裂回接管柱结构

典型的水平井压裂回接管柱的悬挂器以下是水平段压裂管柱，上部管柱由回接插头插入回接筒后上接裸眼封隔器和锁定水力锚固定在套管上，水力锚上方接密封插管总成和套管串，套管串坐挂在井口。该回接管柱结构的优点是：回接插头和上部的

裸眼封隔器在压裂施工时提供双重密封，当回接插头和回接筒之间的密封件失效时，上部的裸眼封隔器起到第二重密封的作用，保证压裂液可由套管串顺利进入水平段压裂管柱，不会导致压裂液进入套管串外部的环空，使环空压力上升，无法进行压裂施工，水力锚能克服压裂施工时压裂液传递给回接插头的上顶力，避免套管串向上发生窜动。缺点是回接插头和回接筒之间的密封件能够有效密封时，回接插头与上部裸眼封隔器之间的管柱无法受到环空平衡压的保护，存在受力薄弱点，受力较大时，管柱容易发生屈服破坏[4-5]。

2 实例分析

东胜气田A 井尾管悬挂器位置深3 019 m，悬挂器以下悬挂P110 钢级11 cm 套管固井完井，悬挂器以上管柱由回接插头插入回接筒后上接两根11 cm长套管（N80）、裸眼封隔器和锁定水力锚固定在套管上，水力锚上方接密封插管总成和11 cm 套管串，套管串坐挂在井口，P110 钢级和N80 钢级套管强度数据见表1。该井采用连续油管带底封喷砂射孔分段压裂工艺压裂施工，第1 段和第2 段施工后，第3 段施工时连续油管工具底部封隔器无法验封，上提连续油管工具检查，上提过程中连续油管工具在悬挂器以下多处遇卡，丢手压裂工具后，解封、上提压裂回接管柱，发现回接管柱中回接插头与裸眼封隔器之间2 根长套管（N80）变形严重，发生屈服破坏。

表1 11 cm 套管强度数据

2.1 A 井事故原因分析

对A 井压裂回接管柱建立受力模型，如图1 所示。压裂施工时井口至封隔器之间的管柱主要承受压裂液的内压、环空的平衡压、管柱自重以及井口和水力锚提供的反作用力。裸眼封隔器和回接插头之间的两根长套管由于环空无法施加平衡压，压裂施工时承受压裂液的内压、回接插头传递的上顶力和水力锚的反作用力。

第1、2 段压裂施工时的最大地面施工压力为59 MPa，回接插头与裸眼封隔器之间两根长套管下入深度为3 010 m，垂深2 990 m，静液柱压力30 MPa，压裂液摩阻24 MPa。考虑伴注液氮时摩阻增加5 MPa左右，静液柱压力与摩阻基本相互抵消，因此，长套管所受内压为59 MPa。回接插头密封面外径133 mm，内径102 mm，回接插头传递到套管上承受的上顶力经计算为35 t，回接插头与裸眼封隔器之间11 cm 套管受力模型如图2 所示[6]。

图1 回接管柱受力模型

图2 封隔器与回接插头之间管柱受力模型

回接插头与裸眼封隔器之间两根11 cm 长套管井段井斜角为6.6°/30 m，按两根套管的曲率与井斜一致，为6.69°/30 m。根据套管的曲率来计算施加在套管上的弯曲载荷，由材料力学可知，施加在套管端面上的弯曲载荷计算公式为：

套管截面惯性矩的计算公式为：

经计算，套管长度为11 m，曲率为6.6°/30 m时，需施加在端面上的弯曲载荷为461 N。本文通过ANSYS R17.0 对套管建立有限元分析模型[7]，模型外径114 mm，内径102 mm，长度11 m，杨氏模量206 GPa，泊松比0.3，对套管受力进行分析，所建立的套管有限元模型如图3 所示，整个模型共划分网格17 280个。

施加边界条件：套管上端面施加X、Y、Z 三个方向的约束，下端面施加弯曲载荷461 N，套管内表面施加59 MPa 的压力，经计算，施加在下端面的上顶力为159 MPa，分析结果图4 和图5 所示，套管在以上受力条件下最大Mises 等效应力为712 MPa，最大变形量为0.300 m[7-9]。

经过分析，套管在以上受力条件下，其最大Mises 等效应力为712 MPa，大于N80 钢级的屈服强度551 MPa，小于P110 钢级套管的屈服强度758 MPa，但是安全系数很小。

图3 套管有限元分析模型

图4 套管Mises 等效应力

图5 套管变形

综上，造成套管变形的直接原因是N80 套管强度低，压裂施工中附加在回接插头上造成的上顶力使套管的最大Mises 等效应力超过其屈服强度，发生屈服变形所致。由于裸眼封隔器的存在，两根长套管外部不能施加环空平衡压平衡内部压力，以保护套管。

2.2 解决方案

由上述分析可知：造成管柱变形的原因是施工时施加在套管上的载荷超过其屈服极限所致，认为可以从以下两个方面来提出解决方案：一是提高管柱自身强度满足受力要求；二是改变管柱结构，降低管柱受力。

（1）将2 根N80 长套管改为2 m×P110 加厚短套。根据第一种解决方案，将A 井回接管柱中两根N80 长套管优化为2 m×P110 加厚短套管，增加套管强度。首先对2 m 未加厚短套管建立有限元模型，在相同的受力条件下进行分析，即套管曲率为6.6°/30 m 时，内压59 MPa，套管所承受上顶力为35 t 时。

2 m×P110 未加厚短套管在相同受力条件下，套管最大Mises 等效应力708 MPa，最大变形量为0.011 m，小于P110 套管的屈服强度758 MPa，安全系数仍较小。表2 中列出了不同长度套管在上述受力条件下的最大Mises 等效应力和最大变形量，从表中可以看出，如果只单纯减小套管的长度不能有效降低相同受力条件下套管所承受的应力的。

表2 不同长度套管在相同受力条件的最大Mises 等效应力

对2 m×P110 加厚短套管（外径120 mm）进行有限元分析。2 m×P110 钢级加厚短套在相同受力条件下最大Mises 等效应力为522 MPa，小于P110套管屈服强度758 MPa，通过提高套管自身强度的方式满足了受力要求。

（2）取消回接管柱结构中的裸眼封隔器，使套管受平衡压保护。将回接管柱优化为回接插头插入回接筒后上接两根长套管和锁定水力锚固定在套管上，水力锚上方接密封插管总成和套管串，套管串坐挂在井口。该管柱结构的优点为：套管下入安全，套管可全部受平衡压保护，增加管柱承压等级。

套管在20 MPa 和30 MPa 的平衡压力下，套管的最大Mises 等效应力分别为518 MPa 和423 MPa，低于N80 和P110 套管的屈服强度，且对于P110 套管安全系数较大。因此，该种管柱结构采用套管外打平衡压的方式可有效降低套管相同受力条件下的套管所承受的应力。但该管柱结构具有回接插头密封失效时造成油套连通的风险，因此，对回接插头和回接筒之间的密封可靠性要求较高。

3 结论

（1）回接管柱结构中带有裸眼封隔器时，压裂施工压力较高时回接插头与裸眼封隔器之间的2 根套管受内压及上顶力作用，易达到屈服强度极限，造成屈服变形。

（2）在相同的受力情况下，即套管承受弯曲载荷、内压、上顶力相同时，减小回接插头与裸眼封隔器之间套管的长度不能有效降低套管所受应力。

（3）回接管柱在受弯曲载荷、内压及上顶力的共同作用时，通过对回接管柱施加外部平衡压的方式可有效降低管柱所受应力，提升管柱受力强度。

（4）回接管柱结构采用“尾管悬挂器+回接插头+水力锚+密封插管总成+套管串”组合，使回接管柱在压裂施工时可以全部受到环空平衡压的保护，可有效提升管柱受力强度。