中原油田139.7mm开窗侧钻井固井技术

文明寨油田拔套侧钻工艺技术
张召平;郭宝玉;乔山义;裴绪建
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2000(022)003
【摘要】中原油田钻井四公司在文明寨油田钻成了3口拔套侧钻井,与
φ139.7mm套管开窗侧钻井相比,很好地解决了小尺寸钻头机械钻速低和小井眼固井质量差两大难题,开辟了油气井大修新途径.文中详细叙述了拔套侧钻工艺技术,对今后进一步开展拔套侧钻施工具有一定的指导意义.
【总页数】3页(P30-32)
【作者】张召平;郭宝玉;乔山义;裴绪建
【作者单位】中原石油勘探局钻井四公司,河南清丰,457321;中原石油勘探局钻井四公司,河南清丰,457321;中原石油勘探局钻井四公司,河南清丰,457321;中原石油勘探局钻井四公司,河南清丰,457321
【正文语种】中文
【中图分类】TE24
【相关文献】
1.文明寨油田分注工艺技术研究与应用 [J], 张俊成;
2.四寸套分注工艺在文明寨油田的应用 [J], 孙巍芝;陈新帅;宋素艳;孙继英;靖素华
3.侧钻工艺技术在马寨油田的应用 [J], 李胜利;陈兴;刘芳宁;聂雨欣;焦连华
4.φ140mm套管拔套侧钻工艺技术在濮城油田的应用 [J], 杨振宇
5.文明寨油田明一块防砂工艺技术 [J], 于洋;张学锋;王恒飞
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中原油田文101区块开窗侧钻钻井液技术中原油田文101区块开窗侧钻钻井液技术的论文摘要：中原油田文101区块是中国油田中心的重要区块，该区块的钻井液技术一直都是该油田的重点研究方向。

本文主要介绍中原油田文101区块开窗侧钻钻井液技术，该技术能够帮助开采效率更高，对于节约成本具有重要的作用。

关键词：中原油田，区块，开窗侧钻，钻井液技术引言随着经济的发展和人民生活水平的提高，对于油气资源的需求也越来越大。

然而，油气资源的储量有限，如何提高油气资源的采集效率就成为石油公司研究的重要课题。

中原油田文101区块的提出，在油田开采领域引起了广泛的关注。

文101区块具有地质条件优良，但是难度也相对较大。

针对该问题，中原油田推出了一种开窗侧钻钻井液技术，本文主要对该技术进行研究、探讨和分析。

开窗侧钻开窗侧钻，是一种在油井内开窗的技术，在较小的工作面内完成石油的采集。

由于该技术具有卓越的优势，使得钻井液技术得以有效提高，并且降低了开采成本，提高了经济效益。

开窗钻井技术旨在消除采油设备的缺乏，使开采更加高效和完善。

钻井液技术钻井液技术是钻井过程中不可缺少的一个环节，它对钻井效率的提升、油田开发的安全性和环境保护起到了重要的作用。

国内外钻井液技术在不断的创新发展，不仅仅是为了提高采集油气效率和保护环境，同时也在不断的降低油田开采成本，提高经济效益。

具体到开窗侧钻钻井液技术中，首要的是钻井液的性质和其能够适应工作环境的能力。

因此，为了提高钻井液技术能力，对其性质和配方成分应该进行充分的研究。

中原油田文101区块使用的钻井液技术分析中原油田文101区块的钻井液技术方案是：硼酸盐钻井液、淀粉钻井液、聚合物钻井液以及钻井泥水基钻井液等。

其中，硼酸盐钻井液的特点是韧性好、粘液度大和优异的稳定性，能够保证在开窗钻井过程中从泥浆入孔到井底管道的畅通。

淀粉钻井液用于解决开窗孔壁质量劣的问题，增加孔高，钻井液添加了有效的淀粉类黏合剂，能够对钻井面井壁进行高效的填充和修饰，满足钻井的需求。

套管开窗侧钻技术及应用从20世纪90年代初期,我国各油田开始研究、应用侧钻井技术,采用侧钻井技术能够减少调整井施工,节省征地、道路建设、采油及地面工程等费用,具有广阔的应用前景;侧钻井技术主要应用在以下几种井况：井下技术状况差套管变形或损坏、井下落物；采油井不出油或低产井；老井油层互窜或油层高含水；调整井网挖掘剩余油,增加可采储量；老井加深,开发或勘探深层系油藏;一、油田开发的现实需求——套管开窗侧钻技术国内各老区油田经过较长时间的开发生产,由于套管变形或损坏、井下落物事故不易处理,以及井下水锥或气锥等多种原因的影响,陆续有部分油水井已不能维持正常生产,造成原油及天然气产量逐年下降,严重威胁到油田的正常生产;为了降低钻井综合成本,特别是有效的利用现有井眼,发挥老井潜力,国内油田加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用;经过几年来的不断发展,这一技术已日趋成熟和完善;开窗侧钻技术就是利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜,并充分利用老井原有的一些采输设备,使原井的生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺,从而延长老井使用寿命,提高原油产量,同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本,缩短施工周期,提高综合经济效益;因而开窗侧钻二次开发老井的油气资源,在今后数年仍具有广阔的应用前景;二、侧钻井设计、施工的相关原则由于各油田油藏埋深、储层物性、地质特点、套管程序有着诸多不同,如何有效利用套管开窗侧钻技术,提高油藏开发效果,需要做大量的研究工作,这主要包括钻井设备优选配套,井眼轨迹设计、监测和控制,钻井液、完井液选型及现场处理维护,完井固井施工及测井射孔等,以形成一套适合各油田的侧钻井技术;1、窗口位置的优化设计侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关;侧钻位置的优选应以尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全、延长油井有效寿命、提高油井产量为总原则;具体可以归纳为以下几点：1侧钻位置要尽可能深；侧钻位置以上套管完好,无变形、破裂和漏失,窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段,并避开套管接箍2—3m;2若采用锻铣方式开窗,侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性要好,以便于造台肩和钻出新井眼,并且不易回到老井眼;3侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层,最好能避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；侧钻位置应尽可能避开射孔井段,保证开窗和钻进施工安全;4对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井,在开窗窗口的位置选定时,要综合考虑侧钻效果;一般开窗位置选在距射孔井段30m以上;5对比井史与测井资料,窗口位置应满足方位、水平位移、造斜点、井眼曲率等综合参数的要求;2、钻井设备配套套管开窗侧钻的钻井设备配套有两种：一是修井机配套,另一种是钻机配套;选用修井机配套进行套管开窗侧钻,具有转速易控制、钻井消耗低等优点,但也存在动力连接单一、处理复杂事故能力低等缺点；而使用钻机配套具有动力强劲、处理复杂事故能力强的特点,但同时钻井消耗高,设备搬按都十分不方便;一般情况下,套管开窗侧钻小井眼采用修井机配套,大井眼采用钻机配套;3、工程优化设计套管开窗技术有两种：一种是采用锻铣器的锻铣开窗技术,另一种是采用铣锥的磨铣开窗技术;磨铣开窗相对于锻铣开窗具有周期短,对钻井液性能和水泥环质量要求低,且事故少等优点,因此目前主要采用磨铣开窗的方式;井眼轨迹优化设计,根据原井眼轨迹,靶点坐标、完钻垂深、最大水平位移、靶前距、入窗要求、水平段钻进的要求,原井允许的窗口位置和定向造斜工具的造斜能力等 ,合理选择造斜点、剖面类型和井眼曲率,并利用计算机软件优化设计出能满足钻井、完井、测井、井下作业和采油需要的井眼轨迹;实践证明：侧钻定向井采用“增一稳”剖面,有利于钻压和扭矩的传递及井眼轨迹控制;侧钻水平井采用“增一稳一增一稳水平”剖面,这种剖面在施工中井眼轨迹控制有充分的调整井段,可以适时弥补工具实际造斜率的误差;在确定造斜率时,第二个造斜率取得比第一个造斜率低,这样在后期油藏位置发生变化时有利于调整;三、钻井施工1、井眼的准备1使用陀螺测量仪进行原井轨迹复查;2下钻通径,检查套管有无变形和破损,注水泥封住原井欲开窗口的以下井眼,并按要求进行试压15Mpa稳压10min;3根据原井眼的陀螺数据和新井眼的设计方位确定斜向器的方向,并用钻柱送入预定位置,用陀螺仪测量、确定斜向器的方向;2、开窗作业磨铣开窗作业采用的铣锥,主要由镶有硬质合金的铣锥体、排水槽、水眼、接头等部分组成;磨铣过程可分为四段：一段起引导作用、二段是磨铣套管的主要段、三段起稳定铣锥扩大窗口作用、四段起修整窗口作用;铣锥下到预定位置后,钻具在转盘驱动下带动铣锥旋转,在斜向器的作用下,铣锥沿着斜向器斜面方向对套管进行定点磨铣,将斜面所对应的套管部分磨铣掉,形成窗口;现场施工时,一般采用复式铣锥开窗,先开泵循环洗井,开始要轻压慢转,然后中压中速磨铣,待铣锥磨铣出一个均匀接触面后,使铣锥沿套管内壁均匀磨铣,至铣出套管后,轻压高速定点快速铣进,长度等于一个铣锥的长度;完成开窗后,如果发现窗口有挂卡现象,可高速轻压修窗,直至无挂阻现象起钻;整个过程中钻井液上返速度均应大于s,否则磨铣套管过程中铁屑不易携带出来∮的油层套管;完成开窗后,一般要起钻换钻头通井检查窗口质量,并沿窗口钻出20—30米新井眼试钻,一切正常方可起钻进行定向施工;3、井眼轨迹监控井眼轨迹监控采用的主要仪器有：有线随钻测量系统、无线随钻测量系统MWD、EMS电子测量系统、陀螺测量系统;井眼轨迹控制因井段不同而采取不同的钻具、钻进方式等,各井段的钻井参数为：钻压10一50KN,泵压10—16Mpa,排量8一10L／s;(1)造斜、增斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十单弯动力钻具十定向接头十无磁钻铤十钻杆;钻进方式：滑动钻进;监测方式：为了避免磁干扰,一般采用陀螺测量系统进行定向施工,条件不具备时,也可以采用有线随钻测量系统或MWD进行定向作业和稳斜段的监测;(2)稳斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十无磁钻铤十加重钻杆+钻杆;钻进方式：转盘旋转钻进;采用上述组合,稳斜段钻进时往往达不到稳斜的效果,若裸眼段长需要多次调整井斜、方位;辽河油田钻井一公司设计、加工的近钻头扶正器稳斜效果很好;国内其他油田如胜利、江苏、中原则多采用上述组合表1、江苏油田套管开窗侧钻井主要技术指标四、钻井液及完井液1、钻井液与完井液的特点由于小井眼钻井环空间隙小,钻井液在环空呈紊流状态,环空阻力大,环空压耗增加,使泵压升高,排量受到限制,因此对钻井液性能要求比较高,一般要求钻井液要具有如下性能：能够在较低的排量下清洗井底,悬浮和携带岩屑；具有较低的滤失量；良好的造壁性、较强的防塌能力；具有良好的润滑性能,较低的摩擦系数,并能防止井漏,很好地保护油气层;因此优化环空流型,调整流变参数,搞好现场维护处理是钻井液与完井液技术的关键,也是开窗侧钻井施工成败的关键;2、主要的应用体系目前,国内油田套管开窗侧钻井主要应用了三种钻井液体系：一是正电胶钻井液体系,在开窗井段采用正电胶聚合物体系提高钻井液动切比和携岩性能,进入储层后采用正电胶乳化原油聚磺体系提高钻井液润滑性能；二是低密度油基钻井液体系,主要应用于小井眼套管开窗侧钻大斜度井欠平衡钻井中；三是最新推出的小井眼聚合醇钻井液体系,在小井眼侧钻水平井中应用,以进一步提高了钻井液的润滑性能;在油层保护方面,坚持使用较为成熟的屏蔽暂堵技术,根据侧钻井的特点,优选暂堵剂类型;五、完井技术套管开窗侧钻井完井方式主要有两种：侧钻定向井采用尾管悬挂完井；侧钻水平井采用尾管悬挂筛管顶部固井完井;1、完井技术发展现状目前常规尾管固井技术已经比较成熟,使尾管固井作业向着安全、技术易掌握、施工方便、可靠性强、固井质量好、成本更加低廉的方向发展;随着开窗侧钻技术的发展,侧钻井也大多采用尾管或尾管内管并注水泥浆完井,但是由于该技术发展时间短、侧钻尾管固井技术的特殊性,还存在许多技术难题,造成开窗侧钻尾管固井质量不高;2、主要技术难题1小井眼开窗侧钻尾管固井工具不配套;2尾管悬挂器在上层套管内座挂难度大;由于上层套管内壁磨损腐蚀严重,都有不同程度的直径变化、挤扁、椭园、或腐蚀有孔洞,给尾挂悬挂器座挂成功带来困难;3下尾管施工和固井注水泥作业困难；环空间隙小,循环阻力大,如果水泥浆量多,环空水泥浆液柱高,易因井漏造成水泥低返;4 环空间隙小,不利于套管扶正器的使用;5 不碰压尾管固井,井下留水泥塞;在小套管内钻水泥塞不仅费时费力,而且还容易出现难以处理的复杂情况,甚至还要破坏原本就很薄弱的水泥环,影响固井质量;6尾管重量轻,地面判断井下困难,尾管串不宜“丢手”;内管柱双向阻流尾管固井技术和碰压式尾管固井技术,实现了在侧钻井固井时尾管内不留水泥塞,提高了侧钻井完井技术水平;3、尾管固井技术的改进1、碰压式尾管完井技术该工艺主要特点有：在下套管过程中,允许中途循环钻井液,采取胶塞碰压座封及脱挂,不使用转盘倒扣,适合深井及大斜度井的完井施工;悬挂器采用储能弹簧,坐封位置可任意选定;2倒扣工艺技术倒扣工艺过程采用先例扣后注水泥的方式,防止注水泥完成后悬挂器脱不开的严重后果;3循环冲洗工艺技术实现全通径不钻水泥塞尾管固井,解决了尾管固井后悬挂器喇叭口留水泥塞的问题;该工艺技术的实施以可靠的碰压作为前提条件,在碰压完成后,对管内实施憋压并高于悬挂位置循环压力3一5Mpa,缓慢上提送入管柱,当上提到管内压力下降时停止上提并立即开泵循环冲洗,此时悬挂器密封装置刚刚脱离,对回接筒以上混浆和水泥浆进行循环冲洗两周以上,从而实现了悬挂器喇叭口的全通径要求;4使用非离子表面活性剂进行清洗,消除在井壁和管壁上形成的油膜,形成水湿性,保证了水泥的胶结质量；5配备应急接头由于尾管较短等原因,施工中有时难以判断尾管是否脱开,而反复拔插中心管易导致中心管堵塞器损坏,不能保证密封;这时可将中心管起出,用应急接头替换堵塞器重新下入,确保施工成功;6中心管冲洗式尾管固井工艺技术中心管冲洗式固井工艺技术的特点是：1采用内管循环冲洗法清除多余水泥浆,避免了风险；2能够达到不留水泥塞的目的；3固井施工不用精确计量替量,降低了固井施工的难度；4降低了固井施工的替浆压力,保证了施工的安全;江苏油田马侧22井、马侧13—1井及扬侧12—2井实施了尾管冲洗式尾管固井工艺技术, 马侧22井是该固井工艺技术在江苏油田应用的第l口井,井深1706m,最大井斜46°,套管下深1698m,水泥浆返高1066m;∮88．9mm管串结构为：引鞋＋套管×1根＋浮箍＋短套十浮箍＋套管×l根＋球座短节十套管＋定位短节十套管串＋∮139．7mm×∮88．9mm中心管冲洗式全通径液压式尾管悬挂器＋∮73mm钻杆;整个固井施工过程顺利,达到了预期的设计要求,实现了全通径不留水泥塞的固井目的;六、套管开窗侧钻技术未来展望侧钻井技术的发展初期,仅限于套管损坏和井下落物等停产井的恢复工作,侧钻位移只有几米；随着技术的发展,大井斜、大位移侧钻技术在现场得到应用,侧钻工具、仪器也得到研制、开发和应用；现在,大部分油田配套和完善了侧钻井技术,实现了利用侧钻井技术整体开发低产、难动用的区块油田;侧钻井技术已由单纯的使关停井复产,发展为挖掘剩余油潜力的重要手段;目前,我局已将这一技术列为今后重点攻关课题,我们相信,随着我们的科研攻关的成功,随着国际、国内的技术交流的进一步的加强,随着中短半径侧钻水平井等技术应用和实践,多底井分支井技术、短半径、超短半径径向水平井技术的不断成熟和发展,套管开窗侧钻技术一定会有良好的应用前景;致谢：在本文的编写的过程中,江汉石油学院程教授、华北石油学校李老师多次给笔者辅导指正;在此深表感谢;同时,笔者也得到函授班同学、单位同事的大力帮助,这里一并表示谢意主要参考数目：1、钻井工艺原理编着：刘希圣石油工业出版社2、钻井手册甲方石油工业出版社3、石油钻采 20002年第2期。

（工艺技术）深井小井眼套管开窗套管锻铣侧钻工艺操作规程开窗侧钻技术中原石油勘探局钻井工程技术研究院目录1前言2中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术3深井开窗侧钻施工工序4深井侧钻设计技术5深井开窗和锻铣技术6裸眼钻进技术7小井眼钻井液技术8固井完技术技术9事故处理与预防技术1前言套管开窗侧钻技术是一种在已下套管的枯竭和事故井中，应用特殊的工具、工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，重新开采地下原油，从而使老井复活、老井更新，大幅度提高原油产量和采收率的技术。

1.1老井开窗侧钻技术发展概况据文献报道，国外从六十年代就开始进行侧钻研究，经过三十多年的应用和发展，在侧钻方法、工艺技术、井下工具、测量工具及完井方法等方面已日臻完善，并已形成专业化的施工队伍。

不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个井筒中侧钻出多分支井。

国内不少油田在20世纪90年代都开展了套管开窗侧钻工作，并取得了较好的经济效益。

中原油田独立开展套管开窗侧钻工作始于1993年，最初几年由于受侧钻井较深、地质条件复杂、工具设备不配套等因素的影响，侧钻工作进展缓慢。

近年来，随着研究和实践的深入，尤其是随着中原油田“十五”后三年科技攻关会战的实施,先后完成了套管内定向开窗侧钻定向井、多靶小井眼侧钻定向井、小井眼侧钻水平井等300余口，取得了较好的经济效益。

目前，中原油田的套管开窗侧钻技术已经成熟。

1.2老井开窗侧钻应用范围老井开窗侧钻主要应用于：⑴油层套管腐蚀、错位或变形，无法大修的井；⑵油层套管内有落物（如油管断卡等），无法打捞的井；⑶油层正好被断层断掉，无法达到地质目的的井；⑷老井更新、为提高采收率而更换井底的井。

1.3中原油田开展套管开窗侧钻工作的背景及依据1.3.1中原油田井况的需要由于受盐层“塑性流动”和地应力、矿化度等诸多因素的影响,从“八五”开始，油田井况严重恶化，目前年损坏油水井150-200口，2001年底累计发现事故井3018口，除修复和更新外，目前仍有各类事故井1438口(油井806口，气井16口，水井616口)。

油田小井眼定向套管开窗侧钻技术【摘要】要提高原油产能，套管开窗的侧钻技术是一项有效的措施，能有效提高原油的产能，同时也能节约钻井投资以及地面建设的投资，降低了开采的成本，也实现了对原井上部套管和地面管网的充分利用，通过对开窗侧钻技术的探讨，明确了开窗所采用的各种技术措施，明确了小井眼双靶点的定向轨迹的控制方式，明确了扩孔技术以及完井技术的使用。

【关键词】油田小井眼定向套管开窗侧钻技术油田经过长期的发展，由于套管损坏的剥削，井底积累了更多的枯枝落叶等杂物，使其无法达到地质目的，造成许多井无法使用常规修井，以实现生产的恢复，以最大限度地利用了开采现场的地面设施，建立完善的注采油井的网络，挖掘出地下的产能，通过二次和三次采油提高原油的采收效率。

通过小井眼定向套管的开窗侧钻技术的使用，达到良好的石油增产的效果。

当前，小井眼定向开窗侧钻技术已经成为提高原油的采收效率，保证油井稳定和高产的重要途径和手段。

1 套管开窗技术1.1 窗口的优选定向套管小井眼钻井悬浮窗口一侧，一般位于窗口的位置约50米以上。

套管窗口的位置应尽量向下移动，同时还应选择地层较为稳定且固井质量较好的井段。

偏转点套管窗口的位置应选择固井质量和地层可钻性更好的，具有更为稳定的性能以及条件。

应尽量避免岩石的破碎地带，同时也应避免容易塌陷、泄露以及地层较大的地层，避免套管接触角度较大以及方向的自然漂移。

还应该确定的偏转点的深度，垂直深度和水平位移井设计的基础上，采取有效的基础上充分利用老井数量，降低了钻井长度，在一定程度上满足石油生产过程当中的实际需求。

套管开窗的长度应满足侧钻，保证测井和套管钻井通过的窗口无阻碍，一般窗口的长度为2-3m。

1.2 选择合适的开窗工具一般可用侧钻导斜的开窗技术，通过使用铣锥进行了窗口的开设。

利用侧钻的导斜打开了窗口，打开窗口具有平坦光滑的窗口的边缘，不容易形成模具的死台肩。

此外，还可以一次性开窗、修窗和扩展窗口开窗。

ø139.7mm套管开窗侧钻井复杂情况与事故的成因和预防王国军ø139.7mm套管开窗侧钻井复杂情况与事故的成因和预防摘要：在ø139.7mm套管内开窗侧钻目前己成为老油田低成本稳定油气产量的重要手段。

受地层破坏严重、井眼尺寸限制、工具研发滞后等影响，在ø139.7mm套管内开窗侧钻施工容易出现复杂情况和事故，并且出现后解决难度很大。

因此，根据生产实践按施工阶段分析总结复杂情况和事故的成因，制定有效预防措施，对减少事故发生，实现降本增效有着积极的意义。

关键词：开窗侧钻复杂情况事故成因预防油田进入开发中后期，套管损坏非常严重，许多井采用常规的方法无法修复，致使周围的剩余油气资源无法开采，这已成为制约油田发展的一大难题。

在ø139.7mm套管内开窗侧钻能有效地将油田老区块上仍具有开发价值的加深井、套管变形井和事故井恢复产能，目前己成为老油田低成本稳定油气产量的重要手段。

油田开发后期地下情况愈加复杂，ø139.7 mm开窗侧钻井（下文简称开窗侧钻井）的井眼直径较小，各种管具工具也是在生产实践中逐步改进，因此不可避免地出现了诸多复杂情况和事故。

为吸取前车之鉴，特从开窗侧钻施工的技术调研、通井和套管试压、定向和坐封斜向器、开窗和修窗、钻进、电测、下套管固井、测固井质量、试压等八个阶段，简要地谈谈常见复杂情况与事故（下文简称问题）的成因、预防和处理。

一、技术调研阶段技术要点：技术人员对准备施工的井位必须提前搞好风险预测，特别是对周边长期注水形成难以释放的异常地层高压的井，对可能有恶性井漏的井，对老井出现过工程事故的井要充分重视。

通过技术调研和风险分析，确认该井存在极大的施工风险的要及时汇报，做到科学决策。

施工前需要调查的资料：地质分层、地层孔隙压力、地层倾向及倾角。

周围注水井状况（距离、注水压力、注水量）。

老井井斜数据，固井质量，套管数据。

历次作业修井情况，套管损坏部位、有无换套施工，井内落鱼及管柱情况，目前井口情况。

青海油田Φ139.7mm套管开窗侧钻井工艺与技术【摘要】Φ139.7mm套管开窗侧钻作业属于典型的小井眼高泵压小排量钻井类型，其具有钻头与环空间隙小、施工压力高、井眼轨迹难控制、对钻井液性能要求高、套管难以居中、固井质量差等难题。

本文通过对青海油田井下作业公司施工的第一口Φ139.7mm套管内开窗侧钻井——跃934（斜）井在施工过程中存在的问题和收获的经验进行分析和总结，希望对今后Φ139.7mm套管内开窗侧钻施工提供一定的参考作用。

【关键词】青海油田套管开窗侧钻跃934（斜）井1 工程概况1.1 工程简介跃934（斜）井是由青海油田井下作业公司于2012年5月承钻的一口定向开窗侧钻采油井。

跃934（斜）井隶属青海省柴达木盆地尕斯油田N1-N21油藏，构造位于青海省柴达木盆地茫崖坳陷尕斯断陷亚区跃进一号构造尕斯N1-N21油藏下盘南区。

该井是井下作业公司承钻的第一口Φ139.7mm套管内开窗侧钻井，由于原井套管尺寸较小本井在钻进过程中使用了Φ118mm钻头，钻头与环空间隙较小，属于典型的小井眼高泵压小排量钻井类型。

1.2 施工情况跃934（斜）井于2012年5月26日下入Φ114mm开窗铣锥至井深1402米进行开窗作业，钻至井深1407米完成开窗作业。

27日下入Φ118mm单牙轮钻头+Φ95mm*1°单弯螺杆钻具组合，自1407米钻至井深1674.21米起钻换钻头，钻头使用时间67.42小时，螺杆使用时间78小时。

平均机械钻速4.07米/小时，起出钻头后发现磨损严重。

后下入Φ118mmPDC钻头继续钻进。

于2012年6月10日钻至井深2180.00米，累计钻进505.79米，钻头累计使用158.67小时。

平均机械钻速3.19米/小时。

2012年6月11日下入KY118-140扩孔器至井深1407米，进行扩孔作业，至6月17日扩孔至井深2180米，完成扩孔作业，6月19日加深钻进至井深2200米后完钻。

胜科1井139.7mm尾管回接固井技术
徐军浩
【期刊名称】《今日科苑》
【年(卷),期】2009(000)002
【摘要】胜科1井位于山东省东营市胜利石油管理局汽修厂东距离约1900米,属于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷中央隆起带现河庄构造。

设计井深7000米,完钻井深7026米。

胜科1井是中石化的一口重点探井,胜利油田第一口科学探井,第一口超深井。

四开完井尾管回接固井作业,封固段3903米,注水泥320吨,成功解决了长封固段大吨位水泥量的施工问题。

保证了水泥返至井口,为后续的试油和科学探索打下了良好的基础。

【总页数】1页(P98)
【作者】徐军浩
【作者单位】胜利石油管理局黄河钻井总公司固井公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE256
【相关文献】
1.顺南401井(O)177.8mm尾管回接分级固井异常与分析 [J], 王建全;孙文俊;秦德威;李鹏飞;张红卫;邹书强
2.胜科1井Φ244.5mmΦ250.8mm复合尾管固井技术 [J], 张宏军;田善泽;荆延亮;张伟;刘传仁;刘天科
3.胜科1井Φ139.7mm尾管及回接固井工艺技术 [J], 李延伟;李智勃;邓子波;徐孝
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侧钻工艺技术及应用编写：包丰波审核: 白俊成目录一、概述二、井眼准备三、侧钻点的选择四、拔套技术五、段铣技术六、填井注水泥七、侧钻工艺和井眼轨迹控制八、定向钻进九、侧钻井事故预防十、钻井液技术十一、现场应用十二、几点认识与建议一、概述老井侧钻是在原井眼打捞出井内的油管或一部分套管，进行裸眼定向侧钻、套管开窗侧钻或套管段铣侧钻，达到开发油气层的目的。

它可以应用在以下几种情况。

第一种情况是在油田开发到中晚期，由于受井网条件的限制，不可能部暑更多的调整井，可利用此种工艺，完善注采井网。

其次是应用在套管严重腐蚀或变形，造成油井报废或停产，但油层的利用价值较高，修复套管难度较大。

第三种情况是当油井开采到一定程度，油层枯竭，利用上部套管进行侧钻，达到换井底的目的。

侧钻井是较复杂的定向井，可以使油层比直井暴露更大，泄油量相应增加。

此外，应熟悉老井的地质情况，避免新钻井的盲目性。

不仅能降低钻井成本，还可以大大提高单井的采收率。

因此老井侧钻是油田后期开发的一种行之有效的钻井工艺。

进行拔套侧钻、套管开窗侧钻或套管段铣侧钻具有一定的难度。

首先是封堵油层套管内产层的炮孔；其次是套铣割套管，套管开窗或套管段铣；三是井眼轨迹复杂，施工中注意绕障及防碰。

因此要求施工井队不仅具有钻复杂井的能力，还要具有一定的修井经验。

钻井二公司自1999年至今已完成侧钻井27口，其中拔套侧钻井22口，开窗侧钻井2口，段铣侧钻井3口，平均井深2618.25米，平均修井周期46.12天。

二、井眼准备原井大部分是油井或注水井，情况也不相同。

井内可能有抽油杆、油管、套管变形、腐蚀穿孔、落物等，为了以后采油的需要，封堵原井眼的射孔井段，便于酸化压裂等增产措施。

因此，在未割油层套管前应首先做下列工作：1.起出井内的抽油杆、油管。

2.在预计割断油管位置以上，若有套管变形、落物等，进行相应处理。

3.下钻头或通径规通井，消除井内异物。

4.下Φ73mm的光钻杆到射孔井段注水泥，起出钻具候凝48小时，并试压15MPa，检查封堵情况。

竭诚为您提供优质文档/双击可除j55,7.72,139.7套管规范篇一：油套管主要技术标准、检测项目与尺寸公差范围油套管主要检测项目与公差范围油套管螺纹尺寸公差表apispec5b20xx.6.25sl不加厚油管螺纹尺寸公差表单位：mm长圆螺纹套管螺纹尺寸公差表单位：mm篇二：Φ139.7套管开窗侧钻操作规程Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程二○一六年二月二十日Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程套管开窗侧钻技术是指利用原井套损段（点）以上的套管井眼,重新钻开距套损段一定距离的油层，以达到恢复产能和注采关系之目的的一项钻井工艺技术。

1、资料调研必须对原井和其邻井进行调研，需要调研的资料有：完钻日期、地质简介、井身结构、钻井液、钻时、井径、井斜、套管数据、固井质量、复杂情况、井下事故、原井大修情况、原井井口和井筒现况及周围注水井情况。

2、工具、仪器和钻具配套标准2.1钻具2.1.1井斜小的侧钻井使用一级钻杆，大斜度井应配新钻杆。

2.1.2井斜35°以内的侧钻井配3-1/2加重钻杆100~150m；井斜35°以上的侧钻井配加重钻杆150~200m。

2.1.3每口井应配尺寸合适的三只稳定器2.1.4钻杆内径必须一致，防止仪器和工具阻卡。

2.1.5钻铤、无磁钻铤、稳定器及配合接头须经探伤检查合格方可使用。

2.2侧钻井特殊钻具、工具配套标准(适用内径大于121mm以上的套管)Φ118mm×2m通径规Φ118mm刮刀钻头Φ118mmpdc钻头Φ114mm导斜器Φ118mm钻铰式铣锥Φ95mm0.75°、1°、1.25°、1.5°单弯螺杆Φ104.8mm无磁钻铤或Φ89mm无磁承压钻杆Φ117mm、Φ115mm稳定器kkq-114水力式扩孔器备注:对于10.54mm的套管,通径规和铣锥Φ115mm,斜向器Φ110-112mm,钻头Φ114-114.3mm。

套管开窗侧钻水平井技术小井眼开窗侧钻水平井技术是在定向井，水平井，侧钻井，小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，利用该钻井技术可以使停产井，报废井，低产井，套损井等复活。

近年来，我公司技术人员围绕套管开窗侧钻水平井的技术难点，开展了专项技术攻关和现场实践，成功地在国内油田实施了几口套管开窗侧钻水平井，形成了一套相对成熟的小井眼开窗侧钻水平井钻井技术。

本文主要论述了我们的侧钻水平井钻井工艺、侧钻水平井完井工艺及施工技术要点。

标签：斜向器；套管开窗；侧钻；钻井液；筛管完井1、应用背景1.1 地质特点经过三十多年的勘探开发，国内老油田已整体进入高含水开发后期，井网控制区主力层已严重水淹，剩余油主要分布在物性相对较差的二三类储层、近断层滞留区、断块复杂带、大厚层韵律变化段和平面注采不完善区。

由于老油田井网密度大，依靠打直井来增加控制、动用储量、提高采收率的经济效益越来越差。

1.2 开窗侧钻水平井的技术优势实施开窗侧钻水平井挖潜具有以下四个方面的优点：与普通侧钻定向井、新钻直井相比，开窗侧钻水平井单井控制可采储量大、产量高、投资效益高；与直井及水平井比较，侧钻水平井布井灵活，有利于充分控制、动用油藏剩余油，提高采收率；与水平井比较，在同等增储增产效果下，侧钻水平井具有钻井投资较少、风险降低、回收短的优势。

2、侧钻水平井钻井工艺2.1 井筒准备。

用φ118mm铣锥通径、修套；钻水泥塞至预计侧钻点深度以上30-50m，加压150kN作水泥承压试验；套管试压15MPa。

2.2 放置斜向器斜向器组合：φ118mm斜向器+送斜器+定向直接头+φ73mm钻杆，置斜向器斜尖位置于侧钻点处；采用陀螺测斜仪进行斜向器定向，开泵打压座封。

下入下压循环式斜向器时应可能的减少循环时间和开泵时间避免下部组件失效而提前坐挂。

为了保证斜向器在施工过程中不发生转动或下移，下入斜向器要控制下钻速度小于20m/min，下钻操作必须平稳，严禁下钻过程中猛提、猛顿、猛刹，在坐挂斜向器时一定要找有丰富经验的刹把操作人員和井口操作人员操作以保证安全。