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浅谈侧钻井完井固井工艺技术摘要本文从开窗侧钻井完井固井工艺、工具、水泥浆体系出发,就钻井完井管串结构如何适应油藏开采及修井的需要,不断地对完井固井工艺及工具附件的改进进行探索,从而提高了管外水泥环的质量,减少了固井施工和采油及修井过程中事故的发生,降低了油井维护和修理费用,降低了生产成本,提高了侧钻井的经济效益。
关键词开窗侧钻井;完井工艺;固井工艺;侧钻水平井;水泥浆体系胜利油田经过多年的勘探开发,目前已进入中后期生产阶段。
目前油田大部分油气藏经过多年开发,采用直井开发不仅面临许多问题,如水锥或气锥等问题,而且很难取得良好的经济效益。
油田进入中后期后,存在后备储量不足、采收率低,钻井成本高等问题,都严重影响着老油田的发展。
同时,在多年的生产中,因井下落物、套管损坏、砂卡问题造成相当数量的油井低产或停产。
而开窗侧钻水平井钻井技术是解决这些问题的有效途径之一,在低效、停产井中进行重钻作业,可充分利用已有的井段,其成本要比钻新井低得多。
1开窗侧钻完井固井工艺现状20世纪80年代中期,胜利油田开始研究开窗侧钻完井固井工艺技术,当时仅限于Φ244.5套管内开窗,成本过高。
1993年,开始对侧钻完井固井工艺技术进行研究攻关,用简易方式对几十口井施工,但效果并不理想。
1998年,与加拿大法玛斯特公司合作侧钻井项目并施工了营66-侧37和利16-侧6全部采用了自己研制的工具附件、外加剂。
在“九五”期间承担了国家重点项目《51/2’’套管内开窗侧钻水平井技术研究》的研究和攻关。
完成侧钻水平井21口,短半径侧钻水平井10口,形成了一整套适合胜利油田地质特点的中短半径侧钻水平井及常规侧钻井完井固井工艺配套技术。
在Φ244.5、Φ177.8和Φ139.7套管中成功地完成了几百口各类开窗侧钻井和几十口高难度的开窗侧钻水平井。
2侧钻井完井管串结构的发展2.1第一阶段1986-1998年,管串结构为Φ139.7套管内开窗下Φ101.6尾管或座底式尾管;Φ177.8套管内开窗下Φ127尾管。
浅谈套管固井滑套压裂工艺及其在红河油田的展望
套管固井滑套压裂工艺是一种常用的油田开发技术，在红河油田也有着广泛的应用。
该工艺主要是通过套管固井和滑套压裂相结合，以提高油气井产能，延长油田的产能周
期。
套管固井是指在钻井完井后，将钢管（套管）通过水泥浆浇注围绕井孔，固定在地层中。
套管固井的目的是保证井眼的稳定，防止地层塌陷，防止井眼和地层间的井漏，同时
也可以隔离不同层位的地层，确保油气上升的通道。
滑套压裂是一种通过高压水力对井眼外的地层进行破裂，以增加地层孔隙的工艺。
滑
套压裂主要通过注入高压液体，增大地层井眼外部的压力，使地层发生裂缝破裂，从而扩
大地层的产能。
滑套压裂可以提高油气井的产量，增加采收率，延长油田的生产周期。
套管固井可以保证井眼的稳定，防止地层塌陷，防止井漏，保证油气上升的通道畅通。
在滑套压裂工艺中，地层孔隙被破裂后，套管的存在可以防止地层的进一步塌陷，确保砂
岩等破裂产生的颗粒不会阻塞井眼，保证油气的顺利产出。
滑套压裂可以增大地层的裂缝面积，扩大油气的产出通道。
套管的存在可以限制裂缝
的扩散范围，使裂缝形成一个较为稳定的通道，避免裂缝扩散后多次断裂，影响油气产出。
套管还可以起到导流作用，将油气引导到井口，提高产量。
套管固井滑套压裂工艺还可以避免地层间的干扰。
在套管固井滑套压裂中，套管可以
隔离不同层位的地层，防止不同地层之间的井漏和交叉干扰，确保油田的开发有序进行。
国内外水平井压裂滑套技术研究进展安伦;何东升;张丽萍;荆江录【摘要】套管滑套压裂技术是近几年发展起来的一种水平井储层改造方法,该技术不需要下套管固井、射孔等操作.通过对国内外压裂技术调研分析,发现国内外压裂滑套技术采用特殊工具(球、飞镖、HBA)或者使用连续油管和井下工具打开滑套,进行加压,实现地层压裂,改善地层的渗透率、孔隙度,提高采收率.介绍了国外各公司现阶段的压裂滑套产品,并分析了各压裂工具的结构、工作原理,对比其优缺点.针对国内现阶段的压裂滑套技术的不足指出了现阶段压裂滑套的研究重点和发展方向.【期刊名称】《石油矿场机械》【年(卷),期】2016(045)002【总页数】5页(P84-88)【关键词】分段压裂;压裂滑套;地层改造;多级压裂【作者】安伦;何东升;张丽萍;荆江录【作者单位】西南石油大学机电工程学院,成都 610500;西南石油大学机电工程学院,成都 610500;中国石油集团西部钻探工程有限公司井下作业公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油集团西部钻探工程有限公司井下作业公司,新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】TE934.203随着石油天然气的开发、开采，低渗透、低空隙度等非常规油气井增多，开发难度加大。
水平井分段压裂技术有效的实现了压裂增产的目的，是油田增产增注的有效手段。
这项技术在页岩气、煤层气的开发中占主导地位。
随着非常规油气田的增多，水平井钻井数越来越多，水平井压裂技术的应用也越来越广泛[1]。
近几年，我国的水平井分段压裂技术取得了很大进步，但与国外的技术仍然存在差距。
压裂滑套是分段压裂技术的关键。
国内外对压裂滑套的结构和功能进行了对比研究[2-5]。
要有效的实现压裂增产，滑套必须具备以下特点：1) 滑套能在设定压力下准确打开，需要的时候能关闭。
2) 滑套在未打开之前，压裂液或者其他流体不外泄，密封有效。
3) 在实现上一级或几级压裂时，保证与下一级之间有效封堵。
侧钻井完井采油配套工艺技术探讨摘要：侧钻井技术能够充分利用原有资源，并且效率高、成本低，在复杂断块油藏剩余油的开发中被广泛运用。
侧钻井完井采油配套工艺技术也因此得到了不断地提高与发展，本文对侧钻井完井工艺技术中新型套管、射孔器的研发以及侧钻井完井投产的原则进行了介绍，并且着重探讨并分析了侧钻井完井采油配套工艺技术中的侧钻井完井防砂技术、封堵封窜技术、封堵改层技术、机械卡封改层技术。
关键词：侧钻井；∮95mm套管射孔器采油配套技术一、前言由于石油资源的不断减少，如何开发油藏剩余油成为开采企业关注的重点，侧钻井技术在开挖复杂断块油藏剩余油中优势明显，被国内外油田广泛运用，同时，随着地质寻找剩余油技术和采油工艺的不断提高，并研制出侧钻井套管、射孔器以及分层开采工具等多项技术，尤其是侧钻井开发配套工艺技术的开发应用。
本文就侧钻井完井采油配套工艺技术中的侧钻井完井防砂技术、封堵封窜技术、封堵改层技术、机械卡封改层技术进行探讨分析，希望能够为侧钻井完井采油配套工艺技术的提高与发展提供一些有价值的参考。
二、侧钻井完井工艺技术1.侧钻井完井新型套管的选择侧钻井完井先后使用过三种不同型号的套管，第一种种型号为Φ102mm，使用时间为1991年到1998年，由于该型号无接箍的套管固井效果差，有接箍的套管则需进行扩眼程序，因此在1998年停止使用该型号套管进行完井作业。
第二种型号为Φ89mm，是采用油管作为套管，虽然较第一种型号有优势，但是也存在着射孔穿透强度低、深度浅以及内通径小等问题，只在1999年到2003年期间使用。
第三种型号套管为φ95mm，该套管是根据前两种型号套管在使用过程中出现的问题优化设计而来，并获得了国家专利，在2003年正式投入使用。
该型号套管管体长度为9-11m，壁厚为6.5mm，外径为95.25mm，接箍外径为107mm。
管体丝扣抗滑扣载荷为950KN，曲服压力为160MPa，满足了当前市场应用的需求。
石油开采技术的滑套技术方案石油开采作业固井环节,使用的开关滑套，利用套管实现和套管的连接，被布置在各个采油层。
在开采作业中,利用开关工具控制，打开滑套，开展压裂增产作业;或者关闭滑套,开展选择性开采作业;再或者对部分层段,实施封隔堵水作业［1］。
由于常规滑套操作复杂,难以助力油气的高效开发,因此，对滑套技术进行研究,提出新的滑套技术方案。
2石油开采技术中的滑套技术方案ﻭ2.1技术方案ﻭﻭ设计的滑套技术方案，其主要组成从上到下依次连接上接头、中部接头和下接头。
上接头、中部接头和下接头中空通道，中空通道内设有内筒；中部接头上开并且设置了传压孔；内筒可在中空通道内自由移动，能够实现对传压孔的控制，比如打开或关闭。
内筒的组成主要包括内筒本体和与内筒本体连接的凸部。
其中,凸部布置在内筒本体下方，并且和开2。
2滑套技术方案的具体实施关工具相适配。
ﻭﻭﻭ在井下作业过程中，将配套的开关工具与设计的滑套一起下入井中,内筒4受到开关工具的驱动能够在中空通道上下移动；上接头１、中部接头2、下接头3和内筒4第二中空通道，当内筒4移动至传压孔2１与第二中空通道连通的位置时，滑套打开并且开始进行压裂工作。
当内筒4移动至传压孔21与第二中空通道不连通的位置时,滑套关闭而结束压裂工作。
设计的新型滑套，在实际应用中，不仅操作准确,而且效率较高，可以不开展射孔以及钻塞作业，能够一次性完成压裂作业，优化了压裂操作流程。
除此之外，设计的此滑套能够反复开启,油气开发的效率比较高。
1。
上接头;２.中部接头;21．传压孔；3．下接头；4。
内筒;4１。
内筒本体;４2。
凸部；421.斜面;5。
密封组件；５1。
密封环；５2.挡环；５3.定位环滑套技术方案的实现分析:（1）凸部４2内壁的直径小于内筒本体４1内壁的直径。
当内筒4在开关工具的驱动下在中空通道上下移动时,凸部42与开关工具上的凹槽配合，开关工具通过凸部42与凹槽的卡合连接实现驱动内筒4移动.（2）凸部４2的下端设有用于与开关工具配合的斜面421，以便于开关工具能够顺利通过内筒４(3）内筒4与中空通道的内壁卡合连接.中空通道的内壁上设有第一卡合槽，内筒4上设有与第一卡合槽相适配的卡合部。
侧钻井配套工艺现状及适应性分析【摘要】八面河油田属疏松砂岩，地层出砂问题较重，侧钻井由于井身轨迹、完井工艺等问题影响，出砂情况进一步加剧，整体防砂井占比达到65%左右，油井防砂主要以机械防砂为主，水井防砂主要以化学防砂为主。
目前存在机械防砂作业费用高，工序复杂，化学防砂固结强度低等问题。
在充分调研国内相似油藏增产技术的基础上，研究针对性强，适应性好的充填防砂一体化技术，形成一套适合八面河油田侧钻井开发效果的配套工艺技术。
关键词：侧钻井充填改造防砂一、侧钻井配套工艺现状随着八面河油田不断深入开发，井况日益复杂，套损井增多，目前普遍采用套管开窗侧钻方式恢复老井产能。
八面河油田共有侧钻油井43口（41/2“套管24口，4“套管19口），射孔方式分别采用φ73和φ89枪，弹型相同，孔密一般以10孔/m为主。
由于射孔工艺、井身轨迹和固井质量影响，侧钻井出砂情况较常规井加剧。
目前经过逐步试验形成了较为成熟的机械防砂为主，化学防砂辅助的综合防砂体系。
化学防砂主要包含树脂固砂和涂料砂防砂，通过人工形成具有一定抗压强度的挡砂体，防止地层砂运移产出。
技术特点：井筒简单，产能影响较小，但固结强度较低，容易短期出砂，主要应用在地层出砂较轻、或者细粉砂油藏。
侧钻井机械防砂工艺主要分两种，一种是不充填直接下机械防砂管柱；另一种两步法防砂，先进行地层充填，再下机械防砂管柱；机械防砂特点：防砂有效周期长，施工周期相比化学防砂短2-3d，入井液返排及时；但由于井筒内通径变小，筛套环空间隙较小，充填的挡砂屏幕防砂精度不足，因此必须配套金属棉滤砂管，提高挡砂精度。
二、存在的主要问题（一）近井完善程度低，单井产量低。
井眼先天尺寸小，泄油能力差；泥浆污染难解除，表皮系数高；侧钻井井眼小，使用的工具均为非常规工具，环空间隙较小（仅2mm），充填的挡砂屏障防砂精度不足，因此必须配套金属棉滤砂管。
防砂精度高，疏导能力差，对产能影响较大。
（二）井筒尺寸小，压裂防砂难度大。
