煤层气u形井水力喷砂压裂工艺研究

煤层气u形井水力喷砂压裂工艺研究

u井作为煤矿储存开发的有效方法之一，可以充分利用煤层碎片系统，沟通煤矿裂缝，扩大振幅范围，降低煤层水的传染率，显著提高单井产量和采收率，最大限度地提高产量和经济效益。绝大多数煤层气井要想达到工业开发价值,均需进行压裂改造,但筛管完井的U形煤层气井因机械封隔器无法坐封,传统压裂方式无法实施,成为制约煤层气高效开发的主要因素。水力喷砂压裂技术集喷砂射孔、加砂压裂、自动隔离于一体,其压裂过程中产生的射流增压和水力封隔作用能够保证不需要机械封隔器即可实现定点压裂,特别适用于无法坐封封隔器的筛管井和裸眼井。为此,借鉴水平井水力喷砂压裂技术,通过改进工具、工艺和优化工艺参数,首次成功实施了煤层气U形井4段压裂改造。1u形井的概念U形井一般由一口定向水平井A和一口洞穴直井B组成,由于水平井在水平段的靶点末端与洞穴直井相连通,两口井形成一个“U”字形的井筒结构,因此形象地称之为U形井(见图1)。水平井A一般部署在煤层构造的高部位,洞穴直井B部署在煤层构造的低部位。水平井A一般采用筛管完井,以保证井壁的稳定性和良好的泄流通道,有利于排水降压采气和排除煤粉。理论研究表明,煤层气U形井适合开发煤储层类型为中高煤阶、割理较发育、含水量较高、具有一定倾角的厚煤层。2技术的困难和技术和工具的改进2.1水力喷砂压裂技术钻井过程中,为避免煤层垮塌,煤层气U形井一般采用尺寸较小的钻头,因此必须采用小直径筛管完井。这会造成筛管与井壁之间的环空间隙大,压裂管柱直径小。压裂时以对煤层伤害小的活性水为压裂液,但其携砂能力弱。因此,在煤层气U形井应用水力喷砂压裂技术时存在以下技术难点:1)喷砂射孔后射孔砂不易由水平井段顶替返至地面;2)射孔液滤失量大,且射孔砂易滞留在井筒造成管柱砂卡;3)筛管管径小,造成压裂管柱直径小,导致摩阻增大,限制了施工排量;4)筛管外径和井壁内径之间的间隙大,容易存砂。2.2水力喷砂压裂工艺技术对策针对煤层气U形井水力喷砂压裂时存在的技术难点和其井身结构特点,采取以下技术对策:1)改进水力喷砂压裂工艺,在喷砂射孔、顶替和放喷阶段让射孔砂和压裂液由直井返至地面,而不经过水平井,以避免管柱砂卡;2)优化施工工艺参数,保证施工顺利进行。2.3复合喷嘴结构的改进水力喷砂压裂工具组合是水力喷砂压裂的关键部分,主要由引鞋、多孔管、单向阀、扶正器和喷枪本体组成(见图2)。针对煤层气井Ф101.6mm筛管完井工具加工难度大的情况,改变喷嘴的材料和结构:将组合式陶瓷喷嘴改为整体式合金喷嘴(如图3所示),这样能增强喷嘴的耐磨性且降低返排时喷嘴脱落的风险;同时改进了扶正器的流道结构,将直流流道改为螺旋形流道(见图4),这样更容易将射孔砂返出地面。通过改进施工工艺和地面试验,确定了工具本体外径为88.0mm,扶正器外径为91.0mm,喷嘴为Ф6.0mm×6个、双层均匀布孔、相位角为60°。3射开套管和水泥环喷砂射孔阶段要保证足够的喷嘴压降和射流速度,以射开套管和水泥环。压裂阶段要严格控制井口套压,确保射流增压值,因此优化油管排量和套管排量、预测井口油管压力和套管压力至关重要。3.1喷嘴尺寸尺寸的影响通过实验和理论研究,喷嘴压降计算公式为:射流速度计算公式为:式中:pb为喷嘴压降,MPa;v为射流速度,m/s;Q为油管排量,m3/min;ρ为流体密度,g/cm3;n为喷嘴数量;d为喷嘴直径,mm;C为喷嘴流量系数,一般取0.90~0.95。喷嘴数量一定的情况下,优化油管排量,使射流速度达到198m/s以上,才能射穿套管和水泥环。图5和图6是不同尺寸喷嘴的射流速度、喷嘴压降与油管排量的关系。从图5和图6可看出,Ф6.0mm喷嘴射流速度要达到198m/s,油管排量应达到2.0m3/min,此时喷嘴压降为22MPa。3.2井震压裂阶段喷砂射孔阶段,油套环空打开,井口泵压可用下式计算:式中:pt为井口泵压,MPa;ptf为油管压裂液摩阻,MPa。喷砂压裂阶段,油套环空关闭,套管补液,井口套压可用下式计算:该阶段的井口泵压可用下式计算:以水平井A为例,其垂深964.90m,井深1732.00m,地层破裂压力梯度为2.2MPa/100m,施工工具采用Ф6.0mm×6个喷嘴,压裂管柱采用Ф88.9和Ф73.0mm油管组合管柱,施工排量1.8m3/min,压裂液密度为1.02kg/L。喷砂射孔阶段,由式(1)计算得到喷嘴压降pb为19.00MPa,采用文献[1516]中的油管摩阻计算公式,计算得到压裂管柱内摩阻ptf为35.00MPa,将其带入式(3)得井口泵压pt为54.00MPa。喷砂压裂阶段,地层破裂压力pf为21.20MPa;采用文献[1516]中的环空摩阻计算公式,计算得到环空压裂液摩阻paf为21.60MPa,环空静液柱压力pah为9.84MPa,Δpb取4.00MPa,则井口套压pa为28.96MPa,井口泵压pt为62.80MPa。4全射工具长丝井长井井2号煤层井水平井A位于鄂尔多斯盆地东缘延川南区块,垂深964.90m,井深1732.00m,水平位移918.50m,水平段长588.00m。该井采用Ф101.6mm筛管完井,水平井段长,埋深浅,油套环空间隙小,与排采直井B连通,构成U形井。直井B钻至山西组2号煤层下70.00m完钻,采用Ф177.8套管完井。根据前面的优化结果可知,该井喷射工具的喷嘴为6个Ф6.0mm喷嘴,本体外径88.0mm,扶正器外径Ф91.0mm。管柱组合为Ф88.9和Ф73.0mm油管组合,油管排量1.8m3/min。4.1现场施工4.1.1压裂车组的准备首先通井和洗井,然后连接好井口设备、地面设备、压裂车组。准备好施工所用材料及液体。在检查无误后进行压前试压,试压合格后进行压裂施工。4.1.2活性砂射孔控制1)关闭水平井A的套管闸门,打开直井B的油管闸门,从水平井A的油管以0.8~1.0m3/min的排量注入活性水,确保喷嘴畅通后继续注入活性水;2)将水平井A的油管排量提高至2.0m3/min左右进行喷砂射孔,射孔采用砂比6%~8%的20~40目石英砂,射孔过程中油管压力55.00MPa左右;3)射孔结束后,从水平井A的油管和套管同时注液进行顶替,将射孔砂由直井B顶替至地面,油管排量为1.0m3/min左右,套管排量为0.6m3/min左右。4.1.3活性水前置液及管压剂段塞1)关闭直井B的油管闸门,将水平井A的油管排量提高至2.0m3/min,套管排量提高至0.8m3/min,加入活性水作为前置液,并在中间加入一个低砂比的支撑剂段塞降低孔眼摩阻和近井摩阻,并降低滤失,施工过程中油管压力为63.00~65.00MPa。2)泵注前置液结束后,按照泵注程序加入携砂液,砂比按照设计依次提高。施工过程中油管压力为60.00~63.00MPa。4.1.4管道压裂施工加砂结束后,油管以原有排量顶替活性水,待顶替1倍井筒容积后停泵,关井扩散压力,待井口油管压力降至3.00MPa以下时投球,进行下一段压裂施工。水平井A共压裂4段,实际入井液量1932.0m3,加入20~40目石英砂85.0m3,粉砂5.0m3,平均砂比12%。施工过程中,油管排量为1.8m3/min时,油管压力达到64.00MPa;套管排量为0.8m3/min时,套管压力达到63.00MPa,说明油管摩阻和环空摩阻较大。施工完前一段后,进行下一段施工时油管和套管压力都有所降低,说明油管摩阻和环空摩阻对施工压力影响较大。4.2排水产气、后产气量水平井A压裂后初期日产液4.5m3,经过近3个月的排水降压后开始产气,初期产气12m3/d,后产气量逐渐增大。截至目前,日产气量达500m3,累计产气量达75000m3,取得了良好的增产效果。5低摩阻砂压裂施工技术1)改进后的水力喷砂压裂工艺首次成功应用于小直径筛管完井的煤层气U形井中,取得了良好的增产效果,为该类型井的增产改造提供了一种有效的技术手段。2)改变传统的水力喷砂压裂施工工序和进、出液通道,改进工具,优化工艺参数,能够有效降低砂卡风险,保证压裂施工顺利进行。3)以活性水为压