页岩气开发采用水平井多段体积压裂工艺，具有水力压裂压力高(80~100MPa )、生产采气压力低(40~60MPa )等特点。页岩气开发产量递减快，开采6个月后，产量递减60%，气藏压力降至15~20MPa 。调研显示，中国四川页岩气开发用生产套管均采用高性能接箍式连接气密封螺纹 (如天钢TPG2-HC 和宝钢BGT2)，密封结构采用独立的金属/金属密封，该形式螺纹连接密封效率高(包络线载荷管体VME95%)，满足ISO 13679—2002《石油天然气工业—— —油套管螺纹连接评价程序》中最高级别四级评价试验要求[1]，即
可满足高温高压复杂苛刻井开发。针对页岩气开发特定工况，如何选用经济有效的密封螺纹形式和评价方法是降低生产套管柱成本的有效措施之一。
1生产套管工况载荷分析
生产套管螺纹连接需要满足井下3个阶段使
用要求:①钻井下套管阶段;②完井压裂阶段;③生产采气阶段。以页岩气某典型井为例，计算分析不同生产阶段的工况载荷。井身结构及施工参数见表1，井身轨迹如图1所示。
表1
某页岩气井身结构及施工参数
注院*SG 指页岩气专用套管钢级遥
1.1
钻井下套管工况
页岩气开发通常采用大弯曲狗腿度和长水平
井方式。本研究采用的管柱为Φ139.7mm ×12.7mm 125SG 套管，理论质量39.88kg/m ，套管下入深度
5310m 。通过套管下入过程中的受力状态分析，为套管螺纹选用评价提供载荷依据。井下工程条件见表2，利用管柱微元平衡方程，考虑套管下放速度和钻井液粘滞力以及套管压缩屈曲后与井壁接
立式导热油加热器触[2]，套管下入大钩载荷计算结果如图2所示。该
井水平裸眼段当量摩阻系数为0.4,tek-081
生产套管下至测深5280m 位置时，大钩载荷下降至0，致使后续套管难以下入，需要上提下冲或旋转下入到达预定位置。上提下冲沿套管轴向载荷分布如图3所示，上提时井口承受最大拉伸载荷1376kN ，下冲时在井深3525m 位置承受最大压缩载荷
201kN 。旋转下入井口转盘扭矩如图4所示，随着井下当量摩阻系数变化，当下至井深5310m
位置时，井口最大扭矩为19200~25500N ·m 。焊管2019年第42卷
图1典型页岩气井井身轨迹示意图
optimizing threaded connection of shale gas production casing are reasonable,the economical thread of abutment to top seal can meet the development demand of shale gas production casing,an
d can effectively reduce the cost of pipe string.Key words:shale gas;casing;seal integrity;suitability test procedure;economical seal thread
压裂过程最大有效内压在井口和井底水平段位置，生产采气过程最大有效内压在井口位置，为保证螺纹选用安全可靠，计算采气有效内压时
增加10MPa ，确保试验载荷能覆盖井下最大压力。压裂和生产过程最大轴向拉伸载荷在井口位置，压裂过程套管承受最大拉伸载荷。
表3
井下多段压裂工程条件
图5压裂和生产采气过程中有效内压和轴向载荷随井测深变化情况
表2井下工程条件
图4套管旋转下入井口转盘扭矩随井测深变化曲线
李玉飞等：页岩气井用生产套管螺纹连接选用分析及评价
第10期图2套管下入过程大钩载荷随井测深变化曲线
低通滤波器设计1.2
完井压裂及生产采气工况
井下压裂工程条件见表3。参考SY/T 5724
《套管柱结构与强度设计》以及文献[3-4]中套管
柱优化设计方法，有效内压考虑压裂过程流动摩阻压降和自由段环空钻井泥浆以及地层水密度产生的
外压，套管轴向载荷考虑温度效应、弯曲效应折算轴向载荷以及套管浮重和自由段的鼓胀效应，计算得出生产套管在压裂和生产采气过程中有效内压typec转usb
和轴向载荷随井测深变化情况，结果如图5所示。
图3
套管上提下冲轴向载荷随井测深变化曲线
2螺纹选用评价及分析
依据井下工况分析，需要满足下套管的上提
下冲和旋转下入扭矩要求，以及高内压压裂和生
产采气密封完整性需求[5-6]，制定了拟用经济型螺纹连接试验评价程序(见表4)。经济型及高性能气密封螺纹连接如图6所示，从图6可以看出，经济型螺纹连接采用API 偏梯型螺纹和直角台肩对顶形式，满足抗过扭矩和压缩以及密封高内压压裂和中低压气密封。与传统高性能螺纹(带独立密封面)对比，该螺纹连接无独立密封面,
自动旋转喷雾喷头降低了加工难度，而传统高性能气密封螺纹密封面加工则需要严格控制密封面粗糙度、公差和椭圆度，因此经济型螺纹有效降低了管柱成本。
图7生产套管上、卸扣抗扭矩试验结果
表5上、卸扣试验结果
图6经济型及高性
能气密封螺纹连接示意图
表4
经济型螺纹接头试验评价程序
焊管2019年第42卷
2.1
上尧卸扣抗扭矩试验
生产套管下井上、卸扣抗扭矩试验采用最大扭
矩19200~25500N ·m 进行评价，试验结果见表5。
经最大扭矩2次上、卸扣后的试验结果如图7所示，从图7可以看出，内外螺纹未发生粘扣现象，最后采用最小扭矩上扣检验密封完整性。
异形玻璃
第10期表6
拉伸/压缩+弯曲+压裂压力密封试验
图8压裂密封完整性试验结果
表7
载荷包络线气密封试验
表8
高温热循环密封完整性试验
李玉飞等：页岩气井用生产套管螺纹连接选用分析及评价
2.2
压裂密封完整性试验
上提井口承受最大拉伸载荷1376kN ，下冲
时在井深3525m 位置即弯曲段承受最大压缩载荷201kN ；压裂过程中最大拉伸载荷1183kN ；井口压力最大100MPa 。密封试验按生产套管
125钢级材料名义屈服强度和壁厚的VME95%
拉伸和VME80%压缩，对螺纹进行多段体积压
裂循环密封评价，试验结果见表6。模拟多段体积压裂20次循环试验未发生泄漏，试验过程载荷记录如图8所示。
2.3
生产采气密封完整性评价
生产采气储层最大压力60MPa ，生产套管
井口具有最大拉伸载荷，水泥返高位置是压缩载荷。按生产套管125钢级材料名义屈服强度和壁
厚的VME95%拉伸和VME80%压缩，对螺纹进行拉伸/压缩+弯曲(20°/30m )+内压(气体)载荷包络线密封评价试验，结果见表7，热循环试验结果见表8，螺纹均未发生泄漏。
