侧钻井尾管固井技术研究与应用.docx

1、侧钻井尾管固井技术研究与应用 侧钻井尾管固井技术研究与应用到了90年代辽河油田原油生产进入中后期，由于原井套管长期超负荷生产，长期受到由于注气注水井下工具质量差等问题，使套管受到附加额外载荷，产生变形或损坏，井下大修作业常造成的井下落物事故复杂且不易处理，地震产生附加地质应力使辽河油田部分区出现套管断错，高注采比长期生产使部分产层枯竭，底水锥进等多种原因的影响，使部分油井不能正常生产，造成原油和天然气产量出现下滑，严重威胁到油田的正常生产；为了充分利用老井的井场道路及输油设备，降低吨油综合成本，在众多二次采油方案中，辽河油田选准了侧钻井开窗这项新技术，侧钻开窗-就是利用老井原有一定长度的完好套

2、管，在其一定深度，方位范围内，下入导斜器重新开窗侧钻，采用悬挂尾管方式完井，达到恢复老井产能，延长老井使用寿命，完善井网，提高油井产量及采收率的目的。 侧钻开窗技术，目前有96%应用在177.8mm和139.7mm两种井型上，分别采用悬挂127mm和101.6mm尾管固井或筛管或裸眼完井；有4%应用于244.5mm井型，采用139.7mm尾管固井完井。 侧钻开窗技术，在辽河油田实施10年来，共完成侧钻井1565口，累计增产原油687*144t使一批“死井”复活，为辽河油田原油稳产做出了应有的贡献。 一、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展阶段及存在问题剖析 1 、简易倒扣接头、普通阻流板配合

3、定量顶替探索固井阶段 该方法在9294年间使用，当时开窗侧钻及完井技术在辽河油田处于起步阶段，侧钻及完井工具工艺技术很不完善，侧钻井数量少，且只能在177.8mm套管内进行开窗侧钻，完井下入139.7mm尾管，采用定量顶替的固井方法，受当时的固井设备的限制，顶替量难以准确掌握，常出现尾管内留水泥塞或尾管底部水泥浆被替空及尾管口留水泥塞等现象，不得不采用起下钻两次，分别采用152mm尖刮刀+88.9mm钻杆钻掉尾管口处水泥塞，然后采用105mm尖刮刀+60.3mm小钻杆钻掉尾管内的多余水泥塞，使侧钻井周期平均口井增加23天，增加口井侧钻成本22.5万元，且安全系数降低，常出现钻塞卡钻、断钻具等完

4、井事故，而且钻塞钻具尺寸小、钢性弱、旋转钻塞产生较大的离心力反复敲击尾管，破坏尾管与环空水泥胶结质量，使测声放幅值增高，影响固井质量。 2、倒扣接头与插入管柱普通阻流板配合的插管法固井阶段 该方法在9496年间试用8口井，当时为了解决尾管内留水泥塞的问题，我们技术人员经过认真分析，决定改用插管法固井技术，用60.3mm油管作为插入管柱，与前一种方法相比较，具有替量准确，尾管内留水泥塞少等优点，但是该方法要求插入管柱的调长受到严格的限制，插入管柱与尾管伸长率不同步，循环孔易堵塞，插入管柱与密封环间密封性能差，对于井斜较大，裸眼进尺较长的侧钻井，插入管柱插入困难，对于裸眼进尺较短的侧钻井，由于通过

5、插入管柱循环孔在尾管内外的循环压力无明显差别，增加了施工判断的难度。 3、机械尾管悬挂器、内管柱与双向阻流板配合的固井阶段 该方法在962000年间使用158口井，当时由于139.7mm侧钻井的出现，无法实现在101.6mm尾管内钻水泥塞，工程技术人员对尾管固井整个工艺过程进行了研究，决定在阻流板上做文章，改进普通阻流板为双向阻流板，它既能起到普通阻流板的单流阀作用，又能起到防止替空及污染环空水泥浆的作用，在当时为尾管固井开辟了新的出路，使侧钻井口井节余周期23天，口井节余侧钻成本22.5万元，缺点是：对于一些易漏区块，由于内管柱长度增加，使得管路沿程循环压耗增加，特别是深井，长裸眼段井更是如

6、此，造成对重复段环空水泥浆产生附加压力，易出现重复段水泥返高低或无水泥，试不住压，须挤水泥补救。对于泥浆泵，附加压力使其超负荷无法正常运转，只能采用一个凡尔循环排除多余水泥浆，循环时间长，易串槽，如不及时活动钻具，易发生固钻杆事故，2000年由于60.3mm油管质量问题出现两口井固内管柱事故，马153c全井报废，茨27-34c经过打捞处理12天交井。造成了巨大的经济损失和不良的社会影响。 4、碰压式机械尾管悬挂器固井阶段 该技术从2000年开始研究推广应用，它从试验到推广应用共计对五个部分进行了改进，使碰压式机械尾管悬挂器结构更加合理，坐挂成功率87%，固井一次合格率97%，固井优质率78%，

7、2003年于2002年同期相比，少挤水泥4口井次，节约侧钻成本45万元，取得了良好的经济效益和社会效益。为促进该项固井技术在公司范围内全面应用，我们又编写了碰压式尾管固井技术操作规程，用于指导侧钻井固井施工。它的缺点是；对于大斜度井，坐挂成功率低。 5、液压-机械双作用尾管悬挂器、配合特殊完井工具的特殊完井阶段 随着大斜度大位移，侧钻水平井，侧钻他分水平井的出现常规碰压式机械尾管悬挂器，坐挂成功率不能得到有效保证、为此我们借鉴了其他单位的液压-机械双作用尾管悬挂器坐挂原理，结合本公司实际改进成具有本公司特点的液压-机械双作用尾管悬挂器，并在齐2-14-10c井（最大井斜47水平位移345m），

8、文51-c36井（最大井斜59水平位移576m）试验取得成功，为公司侧钻井后续市场做了必要的技术储备。该工具的缺点是：液缸剪断销钉压力难以控制，当井下不正常有沉砂，开泵循环时发生蹩堵，循环压力增加，易剪断销钉产生坐挂。 该工具的优点是：坐挂成功率高，卡瓦内凹中途不易发生坐挂磨损而先期损坏，过流面积不大易蹩堵，循环压力低。 对于古潜山油藏，根据甲方潜山井段裸眼完井，或下割缝入筛管不固井完井，其他井段正常下入完井管柱固井的要求。我们研究与应用上固下不固特殊尾管完井技术，及相应的管柱配件，在欢612c、欢2-14-8c等开发潜山油藏井取得成功。 二、侧钻井尾管固井技术难点 1、采油中后期，地层严重亏

9、空易发生固井施工中井漏。 2、井眼与套管环空间隙小，水泥环薄固井质量差，油井寿命短。 3、井眼不规则套管不居中，顶替效率差。 4、完井工具结构不合理，有待于改进。 5、侧钻井尾管固井测声放尾管口遇阻次数多。 6、替量及附加量难以掌握。 三、二公司碰压式尾管悬挂器固井原理示意图 四、固井工艺技术研究改进措施 对于采油中后期，地层严重亏空易发生固井施工中井漏。辽河油田易漏区块主要在千12、欢127、冷东6区、洼38、海外河等，凡进入该区块施工的修井队首要任务是防漏、防卡把井漏隐患消除在策钻过程中，为固井营造一个良好的氛围。 钻井措施 （1）泥浆性能达到设计要求，（2）用好净化设备（3）严控密度，（

10、4）做到平 衡钻井。 （5）充分循环、认真划眼，（6）保证井眼畅通与井身平滑。 （7）对于侧钻施工中，（8）渗漏的井采用复（9）合堵漏技术（3#+2#+CaCO3） （4）对于井漏较严重的井，采用胶质水泥或水泥封堵，形成假井壁。 2、固井措施 （1）采用低密度CMC完井液降低液柱压力，减少井漏机会。 （2）采用低密度水泥固井，降低施工压力与液柱压力。 （3）采用“两凝”水泥固井，减少水泥漏失机会。 （4）在保证环空返速的条件下，采用低排量固井。 （5）合理确定固井水泥浆附加量，降低液柱压力防漏。 井眼与套管环空间隙小，水泥环薄固井质量差，油井寿命短。 有资料显示辽河油田锦45块侧钻井平均寿命为

11、2.5年，仅为钻井油井寿命的1/4，表面原因是侧钻井固井质量问题造成，根本原因是受原井套管尺寸限制，使得裸眼与尾管环空间隙过小，水泥环过薄，强度低，加之射孔震动，起下管柱的撞击，注气高温高压的影响，使侧钻静水泥环早期脱落，油井寿命降低。为此我们采取措施如下： （1）对于177.8mm套管侧钻井，我们在2001年立项与牡丹江石油工具厂合作，加工KYQ152-180型扩孔工具两套，并随时提供刀具零部件；经过近两年的扩孔实践，取得良好的效果，平均井径均在175mm左右，高于未扩孔侧钻井平均井径57mm （2）对于139.7mm套管侧钻井，我们与工程院联合扩孔，效果也较好，平均井径可达135mm左右。

12、 （3）为了防止扩眼过程中出现新眼（曙1-14-23c扩孔出新眼）我们在扩孔器前面增加了导向部分。 （4）扩孔操作平稳，送钻均匀，防止扩成“糖葫芦”井眼。 对套管不居中，顶替效率低，采取措施如下 （1）调整好完井液性能在保证完井液携砂要求的条件下，尽量降低完井液的屈服值，改善井眼与套管窄边完井液流型，提高顶替效率。 （2）优选前置液体系与数量，在已知裸眼环空容积条件下，根据设计达到紊流状态排量下，应保证前置液接触时间大于7min，来确定前置液的数量，并尽量选择与完井液，水泥浆具有良好配伍性的前置液体系。 （3）与地质人员密切配合，认真分析井径图，合理选择扶正器的安放位置及数量，确保套管居中，提

13、高顶替效率。 （4）采用套管漂浮固井技术保持套管居中，提高固井质量。即在套管内替入低密度压塞液+完井液，使其密度低于环空水泥浆密度，保证套管处于漂浮状态，不易贴边。 (5)及时活动套管，防止粘卡形成窄边，且有助于清除井壁浮泥饼，提高水泥胶结效果。 (6)采用变排量顶替技术，即在水泥浆“U”型管效应发生时，以 600800mlm/min排量迅速追击水泥面，然后，采用正常排量顶替，直到理论替入量，转入小排量顶替附加量到碰压为止。 （四）完井井工具结构不合理的改进措施。 （四）井工具结构不合理的改进措施。 （1）改进碰压式尾管悬挂器中心管活塞密封结构，防止出现固井短路，达到良好的密封效果。 （2）改

14、进钻杆胶塞的结构与皮碗质量，保证刮削效果与密封性能。 （3）扩大尾管口流道面积36%，减少循环及固井蹩堵现象。 （4）采用双阻流板增强密封效果。 （5）对于井斜大于28的侧钻井，为解决单流阀密封不及时密封效果差，水泥浆易倒返，我们采用弹簧阻流板增加密封的可靠性。 （五）对于侧钻井尾管固井测声放尾管口遇阻次数多等问题，我们在以下几个方面进行了研究： （1）改进碰压式尾管悬挂器中心管结构，加长中心管活塞以下段长度。 （2）完善尾管口冲洗技术措施。 （六）对于替量及附加量难以掌握问题采取的措施如下： （1）认真计算地面管汇附加量。 （2）认真观察钻杆胶塞与中空胶塞复合时的替入量，并与计算钻杆内容积相

15、比较，其差值定为实际附加量。 （3）采用电脑计量与人工卡水位计量相结合，避免电脑中途发生停电故障，或泵上水不好，实际替入量小于电脑计量数据的情况。 五、洼45c固井实例 （一）洼45c井简介 洼45c是洼19区块的一口177.8mm套管侧钻井历属金马油田由我公司钻修4队施工；2003年8月21日搬安，9月11日完钻，完钻井深2265m，窗口深度1715m，裸眼进尺550m，9月12日采 用KYQ152-180型扩孔工具扩孔完毕，扩孔井段17202265m，9月13日完井电测，连斜实测靶心距1.32m，最大井斜49.14，水平位移287m井身质量合格，9月14日下套管、固井，9月15日测声放检查

16、固井质量评定为优质。 （二）固井计算过程 1、入井管柱组合：引鞋0.3m+旋流短节3m（安装弹簧阻流板）+127mm短套管0.92m（安装自锁阻流板）+127mm套管串590.2m+中空胶塞短节0.38m+悬挂器总成3.2m。 2、套管数据： 127mm-7.52-N80天津产套管下 深2263m 阻 位2258.88m 悬挂器顶深1665m 重复井段长50m 3、电测井径及裸眼注灰量计算数据表 井深m 1765 1815 1865 1915 1965 2015 2065 井径cm 18.1 17.8 17.2 17.4 17.6 18.1 17.5 注灰量m3 0.653 0.611 0.5

17、28 0.555 0.583 0.653 0.569 4、累计注灰量：（附加系数65%） 累计注灰=40152+4.152*65%+（0.162-0.127）*0.785*50=7m3 5、替量计算： 88.9mm钻杆内容积=3.87*1665/1000=6.44m3 127mm套管内容积=9.85*593.78/1000=5.85m3 累计替量=6.44+5.85+.25=12.52m3（附加0.25） 6、负荷计算： 88.9mm钻杆浮重=19.8*1665*.84/1000=27.7吨 127mm套管浮重=22.32*598*.84/1000=11.2吨 7、方入调整为1.25m 8、前

18、置液选CMC胶液，注入量4m3密度1.05g/cm3 （三）固井施工过程如下 1、坐挂与倒扣：控制悬重在27.7吨使倒扣接头处于中和点，倒扣分两次进行，停转盘无倒扣，上提无阻卡，证明扣完全倒开。 2、注前置液CMC胶液4m3、排量550ml/min 3、注灰：采用“双凝水泥”排量550ml/min 普通水泥浆注2.45m3、速凝水泥注4.55m3 4、上提方钻杆，投钻杆胶塞，冲洗方钻杆，接方钻杆下压5吨。 5、替压塞液3.5m3，排量600700ml/min2.7m3迅速追赶水泥面然后采用550ml/min的排量继续顶替。 6、替泥浆：采用550ml/min排量继续顶替泥浆，当替至3.19m泥

19、浆时，泵压突升到10.5Mpa胶塞复合，继续替至5.85m。 7、碰压：采用270ml/min排量继续替入0.25m碰压15Mpa，放回水检查阻流板密封情况良好。 8、冲洗尾管口：采用270ml/min排量将泵压生至12Mpa、司钻上提方钻杆的同时，固井车采用小排量保持泵压不降，当中心管活塞提出悬挂器口，泵压突降，司钻停止上提，固井车改用大排量冲洗尾管口。 9、循环排除多余水泥浆，起钻候凝。 六、建议与结论 1、采用碰压式尾管悬挂器，能够缩短侧钻井周期，节余侧钻成本，提高固井质量，减少声放遇阻次数。 2、采用扩孔技术能够提高固井质量，延长侧钻井寿命。 3、为了使井身结构更加合理，尾管应采用无接箍套管，相对增加裸眼与套管环空间隙，提高固井质量。 4、尾管悬挂器顶部应改成具有回接能力结构。