摘要：页岩气水平井压裂多采用泵送桥塞分段压裂工艺,如遇套管变形则桥塞不能泵送至设计位置,将导致变形段以下未改造井段不能按照设计方案进行改造。四川盆地长宁、威远区块页岩气水平井压裂约有30%的井都发生了不同程度的套管变形。早期对于发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工,造成页岩气井控资源量不能有效动用,对压裂效果也产生了较大的影响。页岩气水平井压裂套管变形机理复杂、影响因素多、变形时机难以预测,探寻套管变形影响段的分段改造工艺尤为重要。为此,针对套管变形井试验了缝内砂塞分段压裂和暂堵球分段压裂工艺:(1)缝内砂塞分段压裂采用单段射孔、单段压裂方式施工;(2)暂堵球分段压裂采用一次射孔,连续压裂投球分段方式施工。并在此基础上对比了上述两种工艺的优缺点,开展了现场试验。现场施工过程中的压力响应、邻井压力监测、微地震监测等数据均表明:上述两种工艺均成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用,确保了压裂效果。

摘要：对四川盆地长宁区块页岩气水平井固井质量的分析结果认为:压裂过程的温度应力及由套管内压周期性变化导致的局部载荷是页岩气井套管变形的主要因素。为此建立了套管在局部载荷作用下应力计算模型,借助有限元数值方法分析了该区块目前使用的套管在局部载荷作用下的受力与变形情况,并讨论了在局部载荷线性增加时,局部载荷范围、套管壁厚、套管外径对现场使用的P110套管受力与变形的影响。结果表明:①载荷范围为45°时的套管变形最大,增加套管壁厚及减小套管外径有利于减小套管变形;②局部等效载荷为40 MPa时的套管径向变形量为4.8 mm,且套管壁厚应大于13 mm才能保证套管不发生屈服变形。通过对现场页岩气井数据的分析,考虑局部载荷作用,认为该区块目前使用的套管壁厚不能满足要求,需要增加壁厚。结论认为,为防止局部载荷的产生、减小套管变形,需要优化井眼轨道设计以合理钻遇天然裂缝发育的岩层,提高固井质量。该研究成果对于页岩气水平井套管设计具有参考价值。

摘要：四川盆地北部三叠系海相地层已发现20余口井套管存在不同程度的变形损坏,变形井段主要集中在雷口坡组和嘉陵江组,该井段含有大量膏盐,其中嘉四段膏盐含量高达58%。为此,针对该区域的X区块A1井海相地层套管变形检测结果及膏盐层的蠕变特性,采用有限元方法建立了非均匀外挤载荷反演模型,反演得到了海相地层套管所受的非均匀外挤载荷最大、最小值分别为98.93 MPa、92.85 MPa;通过建立海相地层套管受力分析模型,模拟得到了非均匀外挤载荷状态下φφ177.8 mm套管等效应力分布,计算出作用在套管上的等效外挤载荷为119.68 MPa,而被检测的变形套管抗挤强度仅有89.8 MPa,不能满足抗挤要求,定量揭示出了引发该区套管变形损坏的原因是膏盐层蠕变产生的非均匀外挤载荷。结合该区非常规井身结构应用情况,进一步计算了对应φ190.5 mm和2φ215.9 mm井眼尺寸的2φ168.28 mm、φ193.68 mm和2φ177.8 mm套管的等效外挤载荷,推荐了这3种尺寸的套管选型,其抗挤强度分别大于119.24 MPa、124.29 MPa和119.68 MPa,为该区域海相地层套管柱设计提供了参考数据。

摘要：针对四川盆地周缘昭通国家级页岩气示范区黄金坝区块2口页岩气水平井套管严重变形的情况,基于24臂井径套管变形测量、裸眼井径、电阻率电测、钻时及气测录井、固井CBL/VDL及CBL成像等资料,分析引起套管变形位置附近地层的地质与工程特征,利用三维成像分析软件分析24臂井径测量数据并进行三维成像,得到了变形套管的形态特征。研究结果表明:(1)极严重套管变形井段发生在构造裂缝发育区;(2)套管变形形态为上下方向为主的"S"形弯曲;(3)极严重套管变形呈现明显的遭受岩石高角度滑移挤压而横向剪切变形特征。据此提出建议:(1)该区应重点防范由岩石沿裂缝面滑移引起的剪切套管变形,利用产层段构造等值线图,设计井眼轨迹避开地下局部高陡构造的"脊部"或"谷底"位置;(2)利用产层段蚂蚁体分布图预测的裂缝带分布信息,使井眼轨迹沿裂缝带走向钻进;(3)推荐采用免钻磨大通径桥塞或全通径无限级完井工艺技术,避开压裂后常规桥塞钻磨工序,以确保压裂后的各级压裂层都能投产。

摘要：建立了岩石粘弹塑性蠕变应变率的数学模型及套管内壁变形位移总体数学模型，应用初应变法求解粘弹塑性岩石与套管相互作用的力学关系，再结合套管变形的计算机仿真软件，用加厚套管、加强筋套管及双层组合套管仿真模拟了预防粘弹塑性流动地层引起套管变形的３种措施。仿真模拟出抵抗华北油田荆丘地区盐岩塑性流动地层套管变形的最终方案，即采用双层组合套管，对这类油田新并套管设计和老井套管修复，具有重要的理论指导意义。

摘要：通过调研国内外大量页岩气井套管变形方面的文献,总结了页岩气井套管变形的类型,探讨了深、浅层页岩气套管变形影响因素差异及面临的问题,并提出了针对性的防治措施及下一步主要研究方向。研究结果表明:(1)页岩气井套管变形类型主要包括挤压缩径变形和剪切变形,深层页岩气井出现套管变形的概率较中浅层更大,主要为剪切变形。(2)造成套管变形的工程因素包括井筒降温、固井质量、套管疲劳、套管质量以及井眼狗腿度等,地质因素包括岩石力学特性、非均匀地应力以及天然裂缝/断层滑移等;深层页岩气井套管变形主要受天然裂缝/断层滑移的影响。(3)页岩气井套管变形风险防治措施包括控制井筒温度及注入强度,采用水泥环力学性能参数较低的水泥进行固井作业,适当减小套管外径、增大壁厚、提升钢级等提高套管质量,以及尽量让井轨迹平滑等;对深层页岩气井可通过将井眼水平段延伸方向与岩层层理方向设计为一致,掌握裂缝分布情况、尽量避开高风险剪切滑移层段,对不同级别滑移风险层段合理降低压裂规模、调整井筒方位等措施来降低套管剪切变形的风险。(4)页岩气井套管变形防治研究方向主要包括优选岩石力学特性好的压裂层段、最优井轨迹与地应力的关系分析、裂缝识别与评价、断层滑移量与套变量计算等方面。

摘要：针对页岩气水平井多级压裂过程中出现的套管变形问题,运用力学实验手段以及数值分析方法,计算了多级压裂过程中套管强度以及应力变化,研究了环空束缚流体、岩性界面、温压交变、地层滑移对套管应力以及应变的影响。研究表明:页岩气井压裂过程中套管变形以剪切变形和挤压变形为主,变形点具有从趾端到跟端不断增多的分布特点,且部分位置变形情况随时间推移不断加剧;环空束缚流体、岩性界面显著提升了套管应力,但不是导致套管应力超过屈服强度的充分原因;套管应力超过屈服强度后,温压交变将会加剧挤压变形程度;断层沿天然裂缝或层理弱面滑移导致套管发生剪切变形,增加套管厚度或者采用分段固井方式有利于降低套管剪切变形风险。研究成果可为压裂过程中套管完整性设计及控制提供参考,具有重要理论和工程意义。

摘要：莫里青油田具有典型的低孔、低渗特征,储层物性差、埋藏深,压裂改造破裂压力及施工压力较高。引起油层套管变形的原因包括:破裂及施工压力过高,套管的质量缺陷,井身及固井质量因素,井下作业因素,腐蚀疲劳因素。防治措施包括:加强套损井的检测工作,增加套管设计强度,提高其抗挤毁能力,选择合理压裂设计方案,合理设计井身结构,杜绝违章操作,加强套管质量监督。

摘要：为优化水力锚爪结构参数,减小水力锚爪结构对套管的损伤,针对普通螺纹齿形锚爪和镶硬质合金锚爪结构,利用材料力学理论建立了镶硬质合金锚爪接触处套管所受的挤压应力公式,采用有限元法分析了普通螺纹齿形锚爪接触处套管的变形及挤压应力。分析表明,普通螺纹齿形锚爪和镶硬质合金锚爪均会对套管产生不同程度的损伤;在相同油管内外压差作用下,与镶硬质合金锚爪相比,普通螺纹齿形锚爪接触处套管所受挤压应力和径向变形较小,对套管损伤最小。研究结果表明,试油压裂用水力锚结构应采用螺纹齿形设计;在相同油管内外压差作用下,镶硬质合金锚爪接触处套管所受挤压应力随牙齿楔角增大呈幂律指数降低,随牙柱直径增大呈幂律指数下降,随锚爪直径增大呈多项式增大,随牙齿后角呈指数增大,但增大幅度较为平缓,随轴向载荷增大呈多项式增大,但增大幅度较小;建议牙齿楔角取10°,锚爪牙柱直径取10~12mm,锚爪直径取40~50mm。研究结果为水力锚锚爪结构设计提供了理论依据。

摘要：注水泥过程中的套管变形问题给固井作业带来了巨大挑战。基于U型管效应产生的机理,给出了真空段长度和返出排量的描述方程。考虑温度场对套管变形的影响,推导了传热学方程,用于预测井筒温度场。通过分析注水泥时套管受力情况,建立了相应的套管变形程度计算模型。以新疆油田Z井为例,进行了泵压、真空段长度、注入返出排量等参数的计算。结果表明,当井筒内出现U型管效应时,返出排量不等于注入排量;最佳的注入排量为12~14 L/s,此时套管变形量较小,且不会发生疲劳破坏。当在井口观测到泵压为0时,井筒内就会产生真空段,此时应重视U型管效应可能引发井下复杂。根据敏感性分析,注入排量对套管变形程度的影响最大。在设计注入排量时,可考虑变排量注水泥的设计方法,以便更好地解决该类问题。