The Research and Field Testing of Dual Temporary Plugging Fracturing Technology for Shale Gas Wells
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摘要:
针对页岩气井暂堵压裂过程中存在暂堵压力升高不明显、施工压力未传递到裂缝内部、簇间暂堵与缝内暂堵无法有机结合等问题，通过选用压差聚合胶结型暂堵剂GTF-SM，并优化其用量及暂堵压裂工艺，形成了页岩气井双暂堵压裂技术。该技术在南川页岩气田LQ-1HF井分段压裂中试验了10段，与常规压裂井段相比，簇间暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了4.3 MPa，缝内暂堵试验井段的暂堵压力平均提高了0.82 MPa，而且试验井段的裂缝长度平均增加了5.8%，裂缝面积平均增加了12.5%。该井采用ϕ10.0 mm油嘴放喷测试，平均产气量23.37×104 m3/d，平均套压20.17 MPa，产液量277.44 m3/d，优于同区块采用常规压裂技术的页岩气井。试验结果表明，页岩气井双暂堵压裂技术能够形成较好的复杂缝网，可以满足页岩气田高效开发及压裂作业降本增效的需求，具有良好的推广应用价值。
Abstract:Temporary plugging fracturing of shale gas wells has been challenged by the problems of insignificant temporary plugging pressure increases, the fact that the temporary plugging pressure sometimes does not transmit to the fracture, and sometimes unsuccessful combinations of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging. Hence, a dual temporary plugging fracturing technology for shale gas wells was developed by adopting a GTF-SM differential pressure polymer-cemented temporary plugging agent and optimizing its dosage. It was also necessary to optimize inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging fracturing processes. This technology was tested for 10 stages in the staged fracturing of Well Jiaoye LQ-1HF in the Nanchuan Shale Gas Field. Compared with the stages treated with the conventional fracturing technologies, the temporary plugging pressure of the inter-cluster temporary plugging test section was increased by 4.3 MPa, and the temporary plugging pressure of the intra-fracture temporary plugging test section was increased by 0.82 MPa. The fracture length of the test section was increased by 5.8%, and the fracture area was increased by 12.5% on average. The well was tested with a ϕ10.0 mm choke, and the average gas production was 23.37×104 m3/d, the average casing pressure was 20.17 MPa and the fluid production was 277.44 m3/d, which were advantageous over those of the conventional fracturing technologies. The test results showed that the dual temporary plugging fracturing technology for shale gas wells could form a better complex fracture network and enable the high-efficiency development and cost-effective fracturing of shale gas fields, hence showing a good value for wide adoption and application.
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在石油钻井中，疲劳失效是钻杆失效的重要形式。统计表明：钻杆疲劳失效大多为接头失效；钻杆接头存在严重的应力集中，对钻杆疲劳失效有很大的影响。因此，评价钻杆在应力集中条件下的疲劳性能、对缺口的敏感性，以及研究应力集中、加载程度对疲劳性能的影响，对评估缺口对钻杆使用寿命的影响程度具有重要的意义。
Huang Bensheng等人[1]研究了H2S预腐蚀对S135钻杆旋转弯曲疲劳性能的影响，以及S135钻杆被H2S损伤后的疲劳破坏机制。Zeng Dezhi等人[2]研究了H2S预腐蚀对S135钻杆疲劳性能和疲劳裂纹萌生的影响。C. Ojanomare等人[3]通过多参数的权函数研究了钻井过程中钻杆疲劳裂纹增长的过程。Liu Yonggang等人[4]基于服务条件、材料质量、应力和腐蚀等因素，进行了硫化物应力腐蚀开裂试验，研究了钻杆的轴向开裂，并提出了预防钻杆轴向开裂的措施。S. M. Zamani等人[5]研究认为钻井过程中钻杆疲劳失效主要由复合载荷、综合应力、振动和钻井液腐蚀等造成，并提出了预防钻杆失效的有效措施。Lin Yuanhua等人[6–9]采用多次重复冲击疲劳试验测试了G105和S135钻杆的冲击疲劳性能，并采用数值模拟和试验的方法研究了双台肩钻杆接头应力场的分布。Han Yan等人[10]统计分析了新疆油田S135钻杆失效情况，结果表明，钻杆失效原因为硫化物应力腐蚀开裂。根据上述研究可知：国内外学者对钻杆失效的研究成果大多集中于腐蚀/预腐蚀、腐蚀疲劳和应力腐蚀开裂等方面，对于钻杆接头缺口疲劳性能和对缺口敏感性的研究却鲜见报道。
因此，笔者以S135钻杆材料为研究对象，在钻杆接头上沿轴向取样，根据接头螺纹牙型和应力集中系数设计了光滑和缺口2种试样，使用PQ–6型旋转弯曲疲劳试验机进行了疲劳试验，并采用扫描电镜（SEM）观察S135钻杆断口的形貌，分析了S135钻杆接头缺口的疲劳行为。
1. S135钻杆接头疲劳试验
1.1 试验材料
以S135钻杆为研究对象，在钻杆接头上沿轴向取样，作为试验试样。S135钻杆接头中C，Si，Mn，P，S，Cr，Mo和Ni等元素的含量分别为0.370%、0.240%、0.960%、0.011%、0.007%、1.140%、0.320%和0.080%，符合API标准对S135钻杆使用规范的要求。S135钻杆材料的屈服强度为1 034 MPa，抗拉强度为1 137 MPa，延伸率为17.29%，冲击功为103 J，洛氏硬度为331。
1.2 试验方案
钻杆接头螺纹断裂和刺漏是钻杆失效的主要形式之一[11–12]。钻杆接头存在严重的应力集中，可使钻杆在循环载荷下迅速断裂[6]。当前使用的钻杆大多存在螺纹应力集中过大产生的缺口疲劳问题（见图1）。
为研究螺纹应力集中对钻杆接头疲劳性能的影响，设计了光滑试样和缺口试样。光滑试样如图2所示。基于钻杆接头螺纹牙形，设计了V形缺口试样。缺口几何参数定义（缺口深度H、缺口张角α、缺口根部半径R）如图3所示，缺口试样如图4所示。
采用SolidWorks软件对光滑试样和缺口试样进行有限元分析。当施加弯曲载荷时，光滑试样漏斗部位的等效应力场如图5所示。由图5可以看出，光滑试样试验部位应力场线平行分布，不存在应力集中现象。当施加弯曲载荷时，缺口试样缺口部位的等效应力场分布如图6所示。由图6可以看出，缺口根部的应力最大，缺口改变了应力场的分布，缺口根部存在应力集中现象。
笔者通过试验研究缺口应力集中对S135钻杆接头疲劳性能的影响，具体试验方案见表1。
表 1 缺口应力集中对S135钻杆疲劳性能影响的试验方案Table 1. Test Scheme for the Influence of Notch Stress Concentration on Fatigue Behavior of S135 Drill Pipe组号 试样类型 H/mm α/（°） R/mm Kt 环境 1 光滑 1.00 空气 2 缺口 1.0 90 0.1 4.11 空气
（常温）3 0.2 3.01 4 0.4 2.23 5 0.6 1.93 注：Kt为理论应力集中系数，${K_{\rm{t}}} = {{{\sigma _{\max }}} / \sigma }$；${\sigma _{\max }}$为缺口截面上的最大应力，MPa；$\sigma $为缺口截面上的平均应力，MPa[13]。 1.3 试验方法
参照标准GB/T 4337—2008《金属材料疲劳试验旋转弯曲方法》，使用PQ–6型旋转弯曲疲劳试验机进行S135钻杆接头缺口疲劳试验，根据S135钻杆的抗拉强度和应力集中系数设计多级应力水平，从低到高逐级进行试验。采用升降配对法计算S135钻杆的疲劳极限，采用成组法测定S135钻杆的有限疲劳寿命，具体试验方法见文献[14–15]。
1.4 试验数据处理方法
采用三参数幂函数S–N模型（见式（1））拟合S135钻杆材料的S–N曲线。
三参数幂函数S–N模型为：
$${(S - {S_{\rm{0}}})^m}N = C$$ (1) 将式（1）线性化可得：
$$\ln N = \ln C - m\ln (S - {S_{\rm{0}}})$$ (2) 式中：
$m$ 和$C$ 为与材料性质有关的常数；$S$ 为某一应力水平下最大循环载荷，MPa；${S_0}$ 为理论应力疲劳极限，MPa；N为一定应力水平$S$ 下所对应的疲劳寿命。三参数幂函数S–N曲线模型有
${S_0}$ ，m和C共3个参数，先用线性相关系数优化法求得${S_0}$ ，然后再用最小二乘法拟合求出m和C [16]。2. 试验结果与分析
2.1 疲劳强度对缺口的敏感性
图7为5种试样的应力水平升降形式及疲劳强度S–1。根据图7中的测试结果，绘制应力集中系数Kt与S–1的关系曲线，并进行回归，结果如图8所示。由图8可知，随Kt增大，S–1逐渐降低，对S–1的影响逐渐增大，S–1与Kt的关系符合幂函数关系（S–1=634.85Kt–0.907）。
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图 7 不同应力集中系数Kt下应力升降示意图Figure 7. Schematic diagram of stress fluctuation under different Kt![]()
图 8 应力集中系数与疲劳强度的关系Figure 8. Relationship between stress concentration factor and fatigue strength将光滑试样的疲劳极限强度
$S_{ - 1}^{\rm{e}}$ 与缺口试样的疲劳极限强度$S_{ - 1}^N$ 的比称为疲劳缺口系数[17]，用${K_{\rm{f}}}$ 来表示，其表达式为：$${K_{\rm{f}}} = \frac{{S_{ - 1}^{\rm{e}}}}{{S_{ - 1}^N}}$$ (3) 对于
${K_{\rm{t}}}$ 和${K_{\rm{f}}}$ 之间的关系，常引用缺口敏感系数$q$ 进行描述，其表达式为[18]：$$q = \frac{{{K_{\rm{f}}} - 1}}{{{K_{\rm{t}}} - 1}}$$ (4) 当应力集中对疲劳强度的影响微小时，
${K_{\rm{f}}}$ 接近于1，则$q$ 为0，说明试样对应力集中不敏感；当应力集中对疲劳强度的影响明显时，${K_{\rm{f}}}$ 接近于${K_{\rm{t}}}$ ，则$q$ 接近于1，表示试样对应力集中非常敏感。${K_{\rm{f}}}$ 与$q$ 的计算结果如表2所示，由表2可以看出：缺口根部的半径R越小，${K_{\rm{t}}}$ 越大，${K_{\rm{f}}}$ 也越大，缺口对S135钻杆疲劳性能的影响越大；当R为0.1～0.6 mm时，$q$ 为0.79～0.94，应力集中对缺口具有很强的敏感性。缺口根部的半径R越小，缺口越尖锐，$q$ 越低，这是因为${K_{\rm{t}}}$ 和${K_{\rm{f}}}$ 都随缺口的尖锐程度增强而增大，但是${K_{\rm{t}}}$ 增大的速度比${K_{\rm{f}}}$ 快；当R较大时，缺口的尖锐程度对$q$ 的影响明显降低，$q$ 与缺口形状的关系不大。表 2 缺口疲劳系数及缺口敏感性计算结果Table 2. Calculation results of notch fatigue coefficient and notch sensitivity试样类型 $\scriptstyle R$/mm $\scriptstyle K_{\rm{t}}$ $\scriptstyle S_{{\rm{ - 1}}}^{\rm{e}}/ {\rm{MPa}}$ $\scriptstyle K_{\rm{f}}$ $\scriptstyle q$ 光滑 ∞ 1.00 637.85 1.00 0 缺口 0.6 1.93 341.12 1.87 0.94 0.4 2.23 303.01 2.10 0.90 0.2 3.01 237.01 2.69 0.84 0.1 4.11 184.51 3.46 0.79 2.2 应力–寿命曲线的绘制及分析
笔者测试了5种试样在7级应力水平下的疲劳寿命，基于5种试样在7级应力水平线的中值寿命N50，利用式（1）拟合了5种试样的S–N曲线及方程，结果如图9所示。
由图9可知：Kt为1.00时的疲劳寿命最长，Kt为4.10时疲劳寿命最短；随Kt增大，S–N曲线逐渐向左下角移动，Kt对疲劳寿命的影响逐渐增大。因此，对钻杆接头螺纹牙型进行优化设计，可以降低螺纹的应力集中程度，提高钻杆的疲劳寿命，从而降低钻杆失效的风险。
2.3 疲劳断口分析
图10为通过扫描电镜（SEM）观察到的光滑试样的断口形貌，其中（a）为高应力下断口的整体形貌，（b）为高应力下疲劳源区的形貌，（c）为低应力下断口的整体形貌，（d）为低应力下疲劳源区的形貌。由图10可以看出：高低应力条件下疲劳裂纹都从试样边缘局部开始萌生，随着循环应力的作用向内部扩展，超过亚稳定临界状态后快速失稳断裂；断口存在光滑的裂纹源区A、稳定的裂纹扩展区B和粗糙的瞬间断裂区C；高应力下，B区的面积较小，C区的面积较大，裂纹粗而稀；低应力下，B区的面积较大，C区的面积较小，裂纹细而密。
图11和图12 分别为通过扫描电镜（SEM）观察到的Kt为2.23和4.11时缺口试样的断口形貌，其中（a）为高应力下断口的整体形貌，（b）为高应力下疲劳源区的形貌，（c）为低应力下断口的整体形貌，（d）为低应力下疲劳源区的形貌。由图11和图12可知：疲劳裂纹从缺口根部开始萌生（存在多个裂纹源A1、A2，A3，…），呈环形向内部扩展，C区位于试样中心；高应力下裂纹萌生区存在明显的撕裂痕迹（见图12（b）），断口比较粗糙，疲劳裂纹在表面质点处萌生（见图11（b）），疲劳条带较粗、较明显（见图11（b）、图12（b））；低应力下断口比较光滑、平整（见图11（d）和图12（d））。
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图 11 缺口试样在空气中的疲劳断口（Kt=2.23）Figure 11. Fatigue fracture of notch specimen in air (Kt=2.23)![]()
图 12 缺口试样在空气中的疲劳断口（Kt=4.11）Figure 12. Fatigue fracture of notch specimen in air (Kt=4.11)图13为通过扫描电镜（SEM）观察到的Kt为3.01时低应力（267 MPa）作用下缺口试样断口的形貌，其中（a）为断口的整体形貌，（b）为疲劳源区的形貌。通过比较图11、图12和图13中Kt分别为2.23、3.01和4.11时，低应力（267 MPa）作用下断口的形貌可知：裂纹从缺口根部表面开始萌生（见图11（d）、图12（d）和图13（b）），在相同应力下，随Kt增大缺口根部的撕裂程度逐渐减弱，断口表面的B区逐渐变得平整、光滑，C区的粗糙程度降低、面积减小（见图11（c）、图12（c）和图13（a））。
3. 结 论
1）S135钻杆接头的疲劳行为具有选择性。光滑试样（Kt=1）的疲劳裂纹通常从表面或亚表面最敏感、最脆弱的部位开始萌生（呈单源开裂），裂纹呈扇形向内扩展，瞬断区位于断口边缘、呈月牙状；缺口试样（Kt >1）的裂纹从缺口根部开始萌生，存在多源性（呈环形排列），裂纹呈环形向内部扩展，瞬断区位于断口中心区域附近、呈圆饼状。因此，缺口决定了疲劳裂纹萌生的部位和裂纹扩展的方式。
2）S135钻杆接头的疲劳行为对缺口具有一定的敏感性。在相同应力下，随缺口根部半径R减小（Kt增加），缺口根部的撕裂现象减弱，断口变得光滑、平整，疲劳裂纹变得细而密。因此，建议减小钻杆接头螺纹牙根部半径，以降低接头螺牙齿根的应力集中程度，增强钻杆接头抵抗裂纹萌生和扩展的能力，提高钻杆疲劳寿命。
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图 1 簇间暂堵和缝内暂堵工艺原理示意
Figure 1. Schematic of the basic principles of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging
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图 2 裂缝宽度与滤饼厚度的关系曲线
Figure 2. The relation curve between crack width and filter cake thickness
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图 3 第14段簇间暂堵压裂施工曲线
Figure 3. Fracturing curves of the inter-cluster temporary plugging fracturing in the 14th stage
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图 4 第20段缝内暂堵压裂施工曲线
Figure 4. Fracturing curves of intra-fracture temporary plugging fracturing in the 20th stage
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图 5 部分压裂井段微地震监测的裂缝分布总效应图
Figure 5. The total effect diagram for the distribution of fractures detected by microseismic monitoring in some fracturing sections
表 1 暂堵剂GTF-SM的降解试验结果
Table 1 Results of degradation performance test for GTF-SM temporary plugging agent
温度/℃ 时间/h 滤纸质量/g 降解率，% 反应前 反应后 90 24 1.371 3.809 2.48 48 1.377 1.992 75.40 72 1.389 1.651 89.50 96 1.390 1.645 89.80 110 8 1.389 3.975 –3.44 12 1.385 1.671 88.60 24 1.375 1.504 94.80 36 1.359 1.491 94.70 120 6 1.348 4.138 –11.60 16 1.378 1.534 93.80 注：降解液黏度为1～2 mPa·s，pH值为4～5。 
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表 2 簇间暂堵与缝内暂堵压裂井段的暂堵剂用量
Table 2 Temporary plugging agent dosages of inter-cluster temporary plugging and intra-fracture temporary plugging
暂堵类型 裂缝宽度/mm 裂缝高度/mm 暂堵剂用量/kg 簇间暂堵 6～8 45 184～210 缝内暂堵 6～8 30 65～138
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表 3 簇间暂堵与缝内暂堵压裂井段的排量及暂堵剂用量
Table 3 Pumping rates and temporary plugging agent dosages of inter-cluster temporary plugging and intra-fracturetemporary plugging
暂堵类型 压裂井段 排量/（m3·min–1） 暂堵剂用量/kg 簇间暂堵 第10段 3.0 184 第11段 3.0 184 第14段 4.0 230 第15段 4.0 210 第18段 4.0 207 缝内暂堵 第5段 8.0 92 第7段 6.0 92 第8段 6.0 138 第16段 6.0 138 第20段 17.5 65
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表 4 LQ-1HF井双暂堵压裂井段暂堵压力统计结果
Table 4 Statistical results of temporary plugging pressure in the dual temporary plugging fracturing section of Well LQ-1HF
暂堵类型 压裂井段 暂堵压力/MPa 暂堵前 暂堵后 提高幅度 簇间暂堵 第10段 31.7 32.2 0.5 第11段 32.4 32.8 0.4 第14段 40.5 46.5 6.0 第15段 42.5 46.2 3.7 第18段 33.1 36.3 3.2 缝内暂堵 第5段 39.0 39.8 0.8 第7段 32.2 32.8 0.6 第8段 32.1 32.5 0.4 第16段 38.4 38.6 0.2 第20段 57.7 59.8 2.1
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