套管开窗侧钻技术及应用Word文档下载推荐.docx
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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0.6m/s,否则磨铣套管过程中铁屑不易携带出来(∮139.7mm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
钻头十无磁钻铤十加重钻杆+钻杆)。
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
技术指标
指标
井号
原井眼尺寸
备注
最大开窗深度m
2350
周侧8
∮139.7mm
最大完钻垂深m
3400
安丰侧3
最大完钻井深m
3580
安丰侧1
最大井斜角°
46
富侧3
最大井底位移m
650
兴侧8
最大裸眼长度m
830
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
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