下载文档原格式
侧钻井提速提效的几种方法发布时间：2022-04-27T13:31:45.811Z 来源：《中国科技信息》2022年33卷第1期作者：孙献兵[导读] 侧钻井是老油田挖潜剩余油孙献兵江汉油田分公司清河采油厂山东省潍坊市寿光市 262714摘要：侧钻井是老油田挖潜剩余油，提高采收率的重要手段，相比钻新井，具有成本低、周期短、见效快等优点。
但在实际侧钻过程中还存在施工周期长等问题。
本文通过对近几年套管开窗侧钻施工周期和应用情况进行分析，查找影响侧钻井施工周期的主要因素，从优化侧钻井设计、加强钻井监督指导以及引入竞争机制等方面，提出侧钻井提速提效的有效方法，经过2021年实施验证，取得了较好的效果。
关键词：开窗侧钻；施工周期；优化；提速；提效一、概况侧钻井技术是指按照油藏工程、地质及开发的需要，采用特殊工具和工艺，对原废弃井套管进行开窗，并按照设计轨迹侧钻出一定距离，实现重新开采地下油气，挖潜剩余油，提高采收率的技术。
该技术可以充分利用老井套管和井场，相比钻新井，具有钻井成本低、见效快等优点。
老井开窗侧钻工作，主要是对Φ177.8mm和Φ139.7mm套管进行开窗侧钻，平均单井侧钻费用不到不到正常钻新井费用的一半。
虽然相比钻新井，侧钻井具有明显的成本优势，但却因为存在侧钻井周期长、部分轨迹复杂井多井下复杂情况、侧钻前准备时间长等问题，侧钻井技术却没有得到大规模的推广应用。
本文对以往侧钻井资料进行分析，总结影响钻井周期、侧钻前准备时间以及井下复杂情况的因素，结合地层物性，通过优化钻具组合、优化钻井运行等方法，解决上述问题。
二、存在问题及原因分析分析发现，侧钻井主要存在施工周期长，缺乏竞争机制等问题，导致钻井周期和搬迁前停等时间过长。
1、钻井周期长主要是侧钻过程中出现下钻遇阻，井壁垮塌等复杂情况，导致钻井周期较长，甚至超过同期新井钻井周期的2倍。
主要原因如下：1.1 环空间隙小特别是对Φ139.7mm套管开窗，采用Φ118mm单牙轮钻头+Φ105mm钻铤+Φ73mm标准钻杆钻进，理论上钻进中最小环空间隙只有6.5mm，钻进过程中大颗粒的钻屑在该处不能顺过通过，蹩压引起井壁垮塌、下钻遇阻等复杂情况。
钻井技术服务精益化管理创新应用作者：刘红卫来源：《企业文化》2018年第29期摘要：随着我国深化国有企业改革力度的持续加大，中石油集团内部产品和服务价格市场化的深入推进，钻探行业实现稳健向好发展的压力日益增加。
面对新形势新要求，积极探索、创新模式，精益化管理推进提质提效。
2016年以来，渤海钻探第五钻井公司创收创效20亿元以上，挖潜增效3000多万元。
关键词：精益；管理创新；提质提效一、精益化管理创新的必要2014年6月份以来，国际油价长期摇摆在50-70美元区间；国内深化供给侧结构性改革，国资委提出瘦身健体提质增效攻坚战系列要求；中石油集团连续五年实施开源节流降本增效，勘探开发更加注重质量、效益，大幅压缩钻井成本。
如何战胜挑战、渡过难关，从市场开发、组织施工、安全管理、成本管控等方面，创新实施精益管理，提升内部成本管控力、外部创收创效力，积极适应内外竞争加剧化、单井成本持减化、效益空间真空化的油气技术服务趋势。
二、精益化管理创新的思路钻井技术服务企业创收创效需要施工能力和内部管理的双重保障。
稳固有效市场，实施精益化的市场开发模式；打好打快每口井，构建精益化的组织施工模式；深入内部挖潜，建立常态长期的精益化成本管控模式。
三、精益化管理创新的举措（一）推行效益优先的精益市场开发模式。
坚持工作量连续优先、口井综合效益优先、边际贡献优先的“三优先”市场开发原则，全面评估施工难度与价格、成本的底线匹配度，最优配伍钻机；精心组织招投标，主动协助甲方优化部署井位，最大限度减少降价，争取最优服务价格。
（二）推行“一优一强”的精益组织施工模式1.优化生产协调。
搭建后勤“优服”机制，快速解决一线存在的问题；搭建项目“靠前”机制，推行“321”工农协调解决模式、“三化”钻机搬迁安运行模式、“三个沟通”协调配合模式；搭建钻井队“无缝”机制，推广生产组织模板，建立“三专”班组作业模式，推行“分段分工序安排工作”方法。
2.强化技术支撑。
影响定向井钻井时效的关键因素及提效措施摘要：随着国内各区块产能建设部署的不断推进，定向井开发已经在各油气田得到了规模化应用，然而定向井钻井工艺的应用效果却参差不齐，尤其是复杂构造区块，部分构造地层夹层多，井漏频繁复杂，地层可钻性差，严重制约了定向井钻井速度。
如何缩短钻井周期，提高钻井速率已经成为新形势下提高定向井钻井效果的关键。
基于此，本文结合复杂区块定向井钻井提速实践，在分析了影响钻井速度的几个关键因素基础上提出了优选造斜点、优化钻头选型、优化钻具组合、减少井下复杂情况和事故等快速钻井技术措施，并就在现场实践中取得了良好的应用效果进行了阐述。
关键词：复杂构造；定向井钻井；钻井提速增效0前言为了节约钻井成本和减少施工占用土地，加快开发速度，国内众多油气田的开发所施工的开发井均为同一个平台施工多口定向井，丛式定向井开发已逐步成为成大趋势，同时也面临施工难度增大、钻井周期延长等严峻问题，这除了与油气藏所在区域地质情况复杂因素密切相关以外，还与定向井工艺的具体应用密切相关。
因此，明确导致定向井钻井时效低的主要因素，并找出恰当合适的应对措施很关键。
1影响定向井钻井速度的因素分析1.1井漏频繁井漏是影响定向井钻井时效的一个主要因素，这与油气藏构造性质密切相关，如具有明显孔隙型储层特征的构造，其油气分布的地层空隙承压能力受限，在发现油气显示后提高钻井液的密度往往会发生井漏。
特别是一些长度段较长的漏失地层，由于地层井漏严重，漏失井段长，对压力极为敏感，地层承压能力不易提高，这给快速钻进带来严重的隐患，滑动钻进中如果发生井漏，一般先采用随钻堵漏剂堵漏，若漏速增大，则需要起钻倒出定向钻具组合再下入光钻杆组合堵漏，因此起下钻次数多，增加了钻井周期。
1.2二次定向部分油气藏构造定向井稳斜段较长，甚至达近千米，并且在集中稳斜段由于地层夹层多，轨迹不易控制，常规钻具组合难以达到稳斜稳方位的目的。
尤其是一些复杂层段，同一井组的不同井之间变化的规律也不一样。
2016年第12期科学管理扭力冲击器在钻井作业中的应用王晓松鲍锦祥姬广奇衣金龙冯跃凯蔡玉贵中海油能源发展工程技术公司天津300452摘要：扭力冲击器是利用泥浆的水动力转换为钻头的扭向冲击力，为P D C钻头破岩提供额外的剪切力，达到钻井提速的目的。
使用这一技术能够有效的提高机械钻速，大大减少钻井周期，达到降本增效的目的。
海洋石油某区块首次应用扭力冲击器钻井提速工具。
本文重点介绍了扭力冲击器的应用情况和效果，钻井提速工具的推广应用，有效缩短了该井的钻井周期。
关键词：机械钻速提速地层硬度研磨性剪切破岩随着我国浅层油气资源的不断枯竭，深井钻井已经成为石油开发的新方向。
而深井钻井要穿过多套地层，这些地层跨越的地质时代较多、变化较大，相应的地质条件错综复杂。
传统的钻井工艺、钻井工具等随着井深的不断增加，破岩效率和机械钻速已大大降低。
海洋钻井由于受到地理环境的影响，钻井成本较髙，尤其是在石油行业低迷时代，进一步提髙钻井速度是降本增效行之有效的途径。
扭力冲击器在海洋石油钻井的成功应用，有效解决了PDC钻头在坚硬地层吃人深度不够，机械钻速低，易卡滑等问题，同时在髙研磨、髙硬度地层中，扭力冲击器加PDC钻头的机械钻速也远大于牙轮钻头的机械钻速，有效减少牙轮钻头在坚硬地层的工程风险。
1扭力冲击器介绍扭力冲击器是根据PDC钻头剪切破岩原理设计的提速工具。
扭力冲击器内部有冲击锤，泥浆通过扭力冲击器内部分流器，分流泥浆为冲击锤提供动力，使其产生周向往复摆动。
扭力冲击器直接与PDC钻头相连，冲击锤将产生的冲击力直接传递给钻头，使PDC钻头产生髙频扭向冲击，在钻压作用下，PDC齿有效吃人深度增加，提髙破岩效率。
PDC钻头卡滑现象每10s发生一次，而5”的扭力冲击器冲击频率为11-22H z，因此使用扭力冲击器能有效解决PDC钻头卡滑现象，从而提髙钻头和井下钻具的使用寿命。
目前市场上的扭力冲击器从工具外表分为两种：一体式和分体式。
滨173区块钻井提速提效中的技术应用
滨173区块以井深3500米以内的中深井居多，本区块集成应用了高压喷射、复合钻进、防斜打直、不等径喷嘴、优质泥浆体系等成熟配套技术，并完善区域钻井模式，推广成熟的施工经验，在钻井提速提效中取得了良好的成效。
滨173区块提速提效技术主导作用
1滨173区块钻井提速提效的重点和难点
滨173区块钻井提速提效的重点和难点是：钻头选型、钻具结构组合、钻井参数优化以及井身轨迹的控制，二开地层胶结疏松易坍塌，斜井段易掉块垮塌造成起下钻阻卡、憋泵，因此确保井壁稳定是本区域钻井施工的关键。
尤其是沙河街组泥岩段的井壁稳定性差，掉块多，易发生井下故障与复杂情况，完井电测一次性成功难度较大。
因而优选钻井液体系，实施合理的工程技术措施，预防井下故障与复杂情况，保证电测成功率，才能达到钻井提速提效。
2主要技术措施的应用
2.1优选钻头，优化钻具组合，合理使用扶正器
滨173-8井是一口直井，该直井限位移20m，二开第一只钻头hat127钻至东营组底部井深1890m；根据滨173区域钻井的特点及井身结构设计特点，第二只钻头选用四刀翼pdc（m4262mc）钻头配合mwd及小角度（1.25°）螺杆钻具复合钻进技术，钻进期间随钻监控和调整井身轨迹；同时使用条式扶正器（外径ф208 mm）随钻修复800m至东营组及以上井眼，以保证井身质量。
本井平均机械
钻速（27.03m/h）。
滨173-斜9井是一口造斜点为2300m的定向井，二开第一只钻头选用hat127钻头钻至东营组底部井深1850m，简化钻具结构：pdc+动力钻具+ф212mm螺旋扶正器+回压凡尔+无磁钻铤+加重钻杆5柱+钻杆。
第二只钻头选用四刀翼pdc钻头（m4362mc）配合螺杆钻具复合钻进至造斜点2300m后定向，为防止滑动钻进和起下钻形成键槽或椭圆型井眼，使用条式扶正器（外径ф208 mm）随钻修复700m 至东营组及以上井眼。
根据滨173-斜3、滨173-斜4、滨173-斜5等井的施工资料，后期滑动钻进中轨迹控制占用时间较长、效果差，因此对螺杆本体上的扶正块进行技术改进，减少1～2mm，并搭配合适尺寸的欠尺寸扶正器，采用单弯双稳的组合，增强稳斜效果，减少滑动钻进的次数和井段，提高复合钻进的比例。
在实际使用过程中取得了良好的效果。
2.2推广高压喷射钻井技术，合理匹配水力参数
在钻进过程中⑴，及时有效地把钻头破岩产生的岩屑清离井底，避免岩屑的重复破碎，是提高钻速的一项重要手段。
多年来的研究和喷射钻井实践表明，当射流的水功率足够大时，射流不但有清洗井底的作用，而且还有直接或辅助破碎岩石的作用。
在岩石强度较低的地层中，射流的冲击力超过地层岩石的破碎压力时，射流将直接破碎岩石。
在岩石强度较高的地层中，钻头破碎井底岩石时，在机械力的作用下，岩石中形成微裂纹或裂缝，高压射流流体挤入岩石微裂纹或裂缝，从而使岩石强度大大降低，钻头的破碎效率大大
提高。
滨173-8井和滨173-斜9井二开第一只钻头hat127均选用不等径水眼组合为（9+10+10），钻头压降为14.32mpa，充分发挥高速射流的水力破岩和清洗井底的作用，保证牙轮钻头起钻泵压达到20 mpa以上，对于pdc钻头，选用合适的水眼组合，保证pdc钻头起钻泵压必须达到18 mpa以上，且具有合适的钻头压降（不小于3 mpa），随着井深的变化及时更换泵缸套、活塞变换排量，及时调整转盘转速、钻压等参数，保持钻进参数最合理，实现钻井提速提效。
由表1可以看出2012年施工的滨173-8井和滨173-斜9井较之2011年施工的5口井，提速提效效果非常明显：平均机械钻速提高10.78m/h，钻井周期缩短了8d15h，建井周期缩短了16d5h。
2.3优选钻井液体系
滨173区域钻井施工中优选聚合物润滑防塌钻井液体系。
二开采用大循环钻进，钻进中维护加入浓度为（0.3～0.5）%的pam聚合物胶液，补充足量清水，严格控制造浆。
根据钻井液造浆情况适时改小循环，采用hpan或其他降粘剂调整流型，并调整钻井液性能达到设计要求。
正常维护及处理钻井液的处理剂按比例配成胶液加入，以防在处理剂完全生效前被固控设备除去。
利用pam抑制岩屑分散，确保井眼稳定。
使用好固控设备，严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相，维持钻井液膨润土含量在（30～45）g/l，根据需要合理使用离心机。
斜井段及水平段易坍塌掉块，造成起下钻阻卡、憋泵，甚至造成
井下复杂，这里确保井壁稳定就成为施工成功的关键。
因此钻井液要综合考虑井壁稳定、携岩、润滑和油气层保护等多项因素，采用铝胺基聚合物增强抑制性，使用多元醇防塌剂提高防塌性能，优化固液润滑剂配比，加大液相和固相润滑剂加量，优化钻井液流变参数，确保井壁稳定、有效携砂和润滑防卡。
滨173区域钻井预防井塌主要应从三个方面，物理的、化学的和机械的因素方面进行：确保在井壁周围形成足够的支持力，加足防塌抑制剂、封堵类材料，改变钻井液滤液性质，减少钻井液侵入量；尽力缩短流体对易坍塌地层的浸泡时间，进一步改善钻井液滤饼质量；尽力减轻钻具对井壁的碰撞和减轻压力激动及抽吸。
同时，还应尽量减轻流体对井壁的冲刷。
3结论与认识
钻井提速提效要充分发挥技术的主导作用；滨173区域钻井有利于充分发挥高速射流的水力破岩和清洗井底的作用，集成应用高压喷射技术，可大幅度提高机械钻速；滨173区块施工中，二开第二只钻头选用四刀翼pdc钻头配合mwd及小角度螺杆钻具复合钻进技术，钻进中随钻监控和调整井身轨迹。
使用条式扶正器随钻修复沙河街组以上井眼，既可保证井身质量又可取得良好的机械钻速；滨173区块定向井斜井段使用近螺杆钻具扶正器实现单弯双稳组合，控制井眼轨迹，通过复合钻进能基本达到稳斜或微增井斜的效果，并且减少滑动钻进的次数和井段，提高复合钻进比例；滨173区块钻井施工应选用优质聚合物润滑防塌钻井液体系，做到有效润滑防
塌护壁、避免井下故障与复杂情况的发生。
参考文献：
[1]陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[j].中国石油大学出版社，2000，6（2）：144～146.
[2]李真祥，陈家河，何国会.胜利油田优快钻井技术初探[j].石油钻探技术，2003，31 （1）.
[3]蒋希文.钻井事故与复杂问题.2004.。
