锻铣套管技术措施

任15井套管锻铣定向侧钻施工案例

任15井位于任7井山头北部，从地质构造图看，它位于古潜山高部位。该区为NE方向长轴背斜构造，自西向东，地层由老变新。任15井

于1975年12月4日开钻，1976年4月9日完井，属先期完成井。潜山顶面深度2980.50m，φ177.8mm套管下深2981.60m，坐入潜山1.10m，

水泥返高2043.40m。后用φ152.4mm钻头钻至3191.02m完钻，裸眼井段长209.42m。φ177.8mm套管串结构：0～891.53m钢级N80，壁厚12.65mm；

891.53～1986.57m钢级P110，壁厚9.19mm；1986.57～2981.60m钢级N80，壁厚12.65mm。

1地质施工要求

本井区有一定的剩余油厚度，根据观察井资料推断，任15井剩余油厚度113m，邻井任317井99m，任367井104m，任375井107m。邻井

生产情况比较好，日产原油19～31t。任15井侧钻设计，靶心离周围井仍有一定的距离，一般为200～280m。

1.1任15井侧钻设计数据如下：

靶心方位355°；靶心水平位移150m；靶半径≤40m；完钻垂深3010m；潜山顶面垂深2985m；φ127mm尾管坐入潜山2～3m；φ105mm钻头

在潜山内钻进25m；完井方式先期裸眼完成。

1.2根据开发提出的要求，对原任15井的井身轨迹进行了校核，并依据在原井造斜点处的井斜、方位、位移计算出侧钻井

的轨迹数据：

造斜点2347m；方位357.7°；造斜率2.1°/30m；最大井斜角19.45°；位移148.2m。

1.3井身结构：

φ177.8mm套管，锻铣位置在2334～2363m；锻铣后用φ149.23mm钻头侧钻，钻入潜山2～3m，下φ127mm尾管固井；再用φ105mm钻头在

潜山钻进25m，裸眼完井（见图1）。

图1任15井井身结构示意图图2K型锻铣工具示意图图3刀片磨损形状示意图

2锻铣前的准备工作

塔河油田锻铣φ127mm套管侧钻技术及应用案例

塔河油田充分利用已钻成老井的井身结构，通过在老井中锻铣掉φ127mm套管，然后在其

上部井段重新进行填井侧钻，从而建成新的产能。完井的井身结构见图1。

图1完井的井身结构

1锻铣工艺技术

1.1锻铣深度

锻铣深度要结合侧钻时的技术套管的下深、测斜仪器长度、造斜点深度来综合进行确定，

计算公式为：

L=L1+L2+L3式中L—锻铣深度，m；L1—技术套管下深，m；

L2—测斜仪器长度，m；L3—造斜点深度，m。

通常裸眼段中锻铣深度要比侧钻点深20～30m。

1.2锻铣钻具组合

φ150mm高效领眼铣鞋+φ120mm钻铤×9根+φ88.9mm钻杆。

1.3锻铣参数

钻压20～40KN，转速60～70r/min，排量14～16L/s，泵压20Mpa。

1.4锻铣技术措施

1.4.1首先用φ150mm高效领眼段鞋进行通井，检查φ178mm套管变形情况，下锻铣钻具组合

时要控制下钻速度，防止发生套管变形卡钻。1.4.2下钻到底后开泵循环，待排量和泵压稳定后，启动转盘缓慢下放，开始锻铣时采用小

钻压10～15KN进行锻铣0.5m，待锻铣正常后方可加至设计钻压进行锻铣。

1.4.3注意锻铣的速度控制在0.50～1.00m/h，同时锻铣期间司钻要密切注意钻压、泵压、转

盘扭矩、钻时的变化，保证循环排量>14L/s。

1.4.4锻铣1～2m后，上提钻具一个单根，循环钻井液30min，检查该段锻铣情况、高效领眼

铣鞋的刀体磨损情况，重新进行座刀试验。

1.4.5在锻铣作业过程中，为防止损坏井口和φ178mm套管，应在井口钻具和下部钻具中加入

防磨接头20只。

1.4.6锻铣施工中，注意井口铁屑返出情况，并进行称重，根据井口返出铁屑的情况适当调

整锻铣参数和钻井液性能，保持漏斗粘度100～140s，静切力20～25/22～28pa，以保证携带

和悬浮铁屑的需要。

1.4.7锻铣时，对φ127mm套管扶正器、尾管的悬挂器位置要卡准，锻铣时要严格控制钻压和

HU2004锻铣封堵工艺技术

【摘要】本文主要介绍了锻铣工艺技术在老井封堵中的应用，其中包括锻铣前的准备工作、锻铣施工中的重点及难点、扩眼施工时的注重要点和封堵过程。通过对HU2004井锻铣封堵的成功实施，标志着套管锻铣已进入到新的领域。

【关键词】锻铣 井筒准备 扩眼 封堵

1 前言

套管锻铣是采用套管锻铣工具将套管从预计位置截断，然后将套管磨铣一段的工艺。在套管锻铣工艺技术的前期发展中，其施工的主要目是为了在侧钻过程中进行套管开窗，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现侧钻完井。然而，随着锻铣工艺技术的成熟，它所应用的领域也在逐渐扩大。比如，在老井封堵上，锻铣掉一段套管并扫掉套管外的水泥，然后在将锻铣井段从新固井，使水泥直接和地层接触，达到了更好的封堵效果。HU2004井就是一口锻铣封堵井。HU2004井位于呼图壁油气田呼2井区，是国家储气库工程中的一口重点封堵井，本井的重点工艺就是套管锻铣，其锻铣段长达35.7m，创造了新疆油田锻铣长度之最。

2 锻铣封堵方案确定

HU2004是呼图壁气田紫泥泉子组气藏的一口开发评价井，目的层为始新统紫泥泉子组。该井钻深为3710.0m，目前人工井底3695.0m。中子测井显示射孔层与上部水层之间存在窜槽通道，因此要对直接盖层进行锻铣。该井锻铣井段套管型号为Ф139.7mm，材质为N80，壁厚为9.17mm。避开套管节箍，选择开窗位置为3494m，锻铣直接盖层至3529.7m，锻铣长度为35.7m，锻铣、扩眼后井筒注G级微膨胀水泥至锻铣段顶部以上20m，带压候凝试压合格后，在灰面以上10m内下入电桥，保证封堵效果。

3 锻铣前井筒准备工作

3.1 提结构

提出井内Ф73mm外加厚油管388根×3693.76m尾带Ф105mm结箍。

3.2 通井

下Ф73mm外加厚油管尾带Ф115mm通井规，通井至人工井底3695m。用清水洗井2周至井内彻底干净。提出通井规。

（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)。按类型划分：小件落物井129口，一般事故井166口，需大修落物井286口，套损井568口，套损+落物井284口，分别占事故井总数的9.0%、11.5%、19.9%、39.5%和19.7%。井况的恶化不仅破坏了注采井网，影响了增产增注措施的实施，而且还造成储量和产量损失，损失水驱控制储量4310万吨，损失水驱动用储量2870万吨。这些套损井和套损+落物井中，有相当一部分无法用常规的大修方法使其恢复生产,因此中原油田的井况决定了套管开窗侧钻技术在中原油田的巨大市场。油水井套管损坏防治技术被列为制约中原油田发展的四项瓶颈技术