套管开窗

2024-09-15

套管开窗（共6篇）

套管开窗篇1

1 概况

1.1 SZ系列开窗侧钻工具

SZ系列开窗侧钻工具特点:斜向器斜面设计为3˚;斜向器斜面经过表面硬化处理, 斜面的抗磨性较好;轴向和周向有两套卡瓦、共计6片, 可以避免发生移动;活塞依靠水力打压, 使活塞锥体推动卡瓦外张嵌入套管;正转丢手, 比较安全方便;套管组合铣锥可一次完成套管开窗、修窗作业, 窗口规则;套管组合铣锥切削性好, 磨铣速度较快。优点为:工艺较简单, 工具灵活可靠, 操作方便;工具价格较低;供货及时、周期短。缺点为:无法实现与老井的封隔;无法实现与老井的封隔;大斜度井正转丢手易引发复杂情况。如图1:

1.2 Trackmaster Plus Wellbore Departure Systems (SMITH)

斜向器:最上面的斜坡保证铣锥成功开出, 开始磨铣满眼尺寸窗口;中间竖直坡面, 保证窗口满眼尺寸;下面斜坡保证5-10 m口袋。三铣锥:分领眼铣锥, 跟随铣锥和窗口修理铣锥, 领眼铣锥最大化的磨铣套管, 同时减少斜向器侧向荷载, 从而引导磨铣指向套管而不是斜向器;跟随铣锥帮助延长窗口长度, 高效磨铣清除套管;修理铣锥设计为修理打磨窗口, 减少开窗之后工具串过窗口时的阻挂。优点为:只需一趟钻就能完成开窗侧钻作业, 作业时间短;开窗、修窗时间较短;可以实现与老井的封隔;加装循环阀后, 可实现开关泵, 利用MWD确定开窗方位。缺点:对工具面摆放有要求;工具价格较高;供货慢, 供货周期长。

1.3 One Trip™Starburst™Whipstock System (Weatherford)

工具优点为:一趟钻可实现开窗作业;利用空心斜向器可使主井眼和分支井同时生产, 配合定向射孔技术, 可实现四级完井;位于导向磨鞋内, 专利的Accu Set™系统能够可靠的使斜向器卡瓦及封隔器座挂, 无需使用控制阀;通过接近2º的斜面, 提供一个平滑、完整地从主井眼到分支的通道, 可保证较长的旋转导向钻井工具顺利通过窗口;独特的导向块、轨技术保护斜向器压力盘在磨铣过程中不受损并准确地引导磨鞋在套管内作业;周全的安全脱手装置, 使斜向器和封隔器可很容易的回收。工具缺点为:开窗时间较长;工具价格较高;开泵排量限制。

2 大斜度井开窗作业难点

大斜度井开窗作业难点在于下钻时套管内磨阻大, 斜向器与铣锥连接的销钉易产生疲劳提前剪切;井斜大, 特别是老井由于套管壁不清洁 (结蜡) 造成下斜向器时遇阻;由于侧钻点以上的井眼轨迹复杂, 狗腿等原因造成斜向器遇阻;下钻时下放过猛造成销钉提前剪断;井斜大, 坐挂时由于斜向器贴壁, 坐挂不成功;井斜大造成磨阻大, 脱手时不易压断销钉;井斜基数大, 侧钻后新老轨迹不易分离。

3 开窗侧钻技术措施

3.1 开窗前作业准备

(1) 开窗点应选择固井质量良好、岩性为泥岩的井段, 上下窗口及锚定位置避开接箍及套管扶正器; (2) 搜集老井资料包括生产管柱图、油品性质 (原油粘度、含蜡程度, 井下温度等) ; (3) 对生产时间较长且含蜡量高、重质、稠油等老井, 洗井时可考虑选用地热水、柴油或套管清洗剂等, 充分清洁套管内壁残留物。

3.2 刮管及通井作业

通井钻具应当模拟斜向器组合刚性, 并能起到良好的清理井壁的效果。推荐钻具组合中带近满眼扶正器及可旋转刮管器 (刮管器牙板可收缩, 不能明显验证套管变形或有异物的情况) 。

3.3 下斜向器

斜向器前收集斜向器结构图、销钉弱点等相关资料;斜向器吊至钻台时做好防磕碰工作, 防止液压管线损坏;下钻过程中要严格控制遇阻吨位, 原则上不超过3t;下钻时, 严格保证钻具不转动, 下放速度控制在0.20~0.3m/s之间;斜向器等工具过防喷器及防磨衬套时, 缓慢下放钻具, 避免发生磕碰;每次接完立柱, 缓慢上提, 提活之后缓慢下放, 克服掉钻具摩阻之后, 再正常下钻, 避免钻具对下部销钉产生过大的冲击;遇阻后开泵应当缓慢, 避免因压力激动造成斜向器提早座挂。

3.4 坐挂斜向器及销钉剪切

大井斜在使用MWD找出斜向器工具面之后需确认多次。在转动钻具找工具面时每次转动角度不应过大避免转过且操作平稳 (斜向器与铣锥为销钉连接, 尽可能避免重复转动钻具) 。坐挂斜向器时应当控制悬重在中和点位置。受到磨阻影响, 下压存在无法剪断销钉风险, 应尝试多次, 最终在尝试上提脱手。 (斜向器卡瓦存在上提解封的风险) 。大斜度井由于开窗段多在稳斜段居多, 在设定开窗工具面时可考虑在原轨迹扭方位段, 通过边增斜边带方位方式离开老井眼, 建议斜向器工具面摆到45~50°为宜。

3.5 开窗作业

提前在高架槽备强磁, 以便开窗过程中搜集套管铁屑以便承重及观察铁屑形状判断井下磨铣情况。进行开窗前应当记录上提和下放重量, 空钻重量, 转速, 扭矩, 泵速和压力为下一步作业提供参数依据。开窗过程可分四个阶段: (1) 初始阶段:从铣锥磨铣斜向器顶部到铣锥底圆与套管内壁接触, 此段开始要轻压慢转, 然后中压中速磨铣; (2) 骑套阶段:从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁为开窗第二阶段, 此段重压很容易提前外滑, 但不加一定钻压又不易磨铣切削套管, 使铣锥沿套管外壁均匀磨铣, 保证窗口长度; (3) 出套阶段:从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管为开窗第三阶段, 此段是保证下窗口圆滑的关键段, 只要稍一加压就会滑出套管; (4) 修窗阶段:高转速, 平稳在窗口上下活动, 修窗完毕后, 停止转动下放管串通过窗口, 如果摩阻异常, 继续修窗直到摩阻正常。起钻后, 铣锥, 磨鞋起出后需确认最大外径处磨损在1/8''以内, 方可转入下步作业。大斜度井在开窗过程中由于老井眼轨迹复杂, 扭矩基值大, 波动幅度大现象, 在开窗过程中应设定扭矩上限确保铣锥不会蹩坏套管或造成硬卡;根据铁屑返出情况可中途及开窗完毕后扫稠塞携带铁屑;在开窗过程中, 每进尺1m活动钻具一次或者每钻进45m i n活动钻具一次;在开窗过程中, 蹩扭矩时严禁带扭矩上提钻具。如图1:

4 经验总结

下斜向器时操作需平稳, 必要时可控制下放速度;工具下至预定位置后, 需对钻具长度、工具面摆放认真复核, 避免低级失误;斜向器锚定、剪切销钉等操作时需平稳操作, 避免动作过猛;开窗时根据厂家给出技术要求, 严格控制开窗参数。

摘要：套管开窗侧钻即用专用工具将老井眼套管磨铣出一个与地层连通的窗口而后进行侧钻。套管开窗侧钻工艺技术主要应用在分支井、事故井处理和老井二次开发等。渤海地区应用的套管开窗工具主要有SZ系列开窗侧钻工具 (胜利石油管理局) 、Trackmaster Plus Wellbore Departure Systems (SMITH) 、One TripTM StarburstTM Whipstock System (Weatherford) 。

关键词：开窗,侧钻,渤海

参考文献

[1]刘正仁.海洋石油钻井手册[M].北京:北京石油出版社[1]刘正仁.海洋石油钻井手册[M].北京:北京石油出版社

套管开窗侧钻井的技术探讨篇2

1 套管开窗侧钻井的技术的发展概况

套管开窗侧钻井的技术对传统的技术进行更新, 降低了对新井与加密井进行开发的投资成本, 并对石油的开采技术进行了完善, 加强了经济效益, 发达国家是从二十世纪的六十年代开始对侧钻井的技术进行研究的, 在进行侧钻的方式、工具、设施以及措施等方面都较为成熟。我国的这一技术是从二十世纪八十年代末开始进行研究的, 技术相对较为完善。因此, 我国油田发展相对较快, 侧钻井的技术应用的也较为成熟。

2 开窗侧钻的关键技术以及技术难点

(1) 首先是设计上的关键技术, 在对套管开窗侧钻井的窗口位置进行设计的过程中应注意以下几点:开窗的位置应注意, 一定要达到井眼控制的要求;并与原来的井套管与套管外部的扶正器的位置分来;开窗的位置应该与原来易发生事故的套管或者地段进行错开, 避免受到影响;开窗再设计的过程中应该在水泥胶结良好的地段。

(2) 其次在对测井进行设计的过程中应注意对套管开窗侧钻定向钻井的方式进行考虑, 使其达到预期的效果。

3 套管开窗侧钻的技术难点

3.1 套管开窗侧钻的技术难点

以下主要以某油田为例, 由于地质的要求不同, 所以其套管开窗侧钻层主要是在石炭系巴楚组与奥陶系桑塔木组, 也是受到侧钻井的井眼的限制, 目前的侧钻井眼主要是通过裸眼的方式, 在施工的过程中, 泥岩也裸露在石油进行生产的过程中, 同时, 也是由于泥岩具有一定程度的不稳定性, 受这一因素的影响, 钻井的施工安全也受到一定程度的影响。

钻井、完井施工的安全问题。在其石炭系受到底层的压力相对较大, 当量的密度大约是在1.21~1.24g/cm3的范围内, 相反, 奥陶系受到底层的压力就相对较小, 当量的密度大约在1.08~1.10g/cm3的范围内。在对钻井进行施工的过程中, 应对石炭系受到底层的压力进行平衡, 以此来保障井眼的稳定, 应该将泥浆的密度进行控制, 使其在1.24g/cm3之上。石炭系的压力在奥陶系的压力之上, 一旦遇到溶洞或者裂缝就会出现井漏的现象, 对其进行修复的可能性相对较低, 这也就对钻井的开采产生了一定的难度与危险

采油通道的稳定性。Φ177.8mm套管开窗的过程中通常是使用Φ152.4mm的钻头来进行施工, 但由于受到井眼的限制, 通常也只能使用Φ114.3mm的套管来进行采油, 也有的时候是使用Φ88.9mm的油管来进行完井。

3.2 解决的方案

想要加强侧钻井眼以及采油工作的安全与稳定, 就应该对油田的以上问题进行解决, 目前对这一系列问题进行解决主要有三种技术, 以下对其进行分别说明:

首先是对Φ127mm的套管封隔泥岩。由于在Φ127mm的套管接箍外径一般是在142.88m m左右, 套管的接箍与井眼之间的距离相对较短, 一般只有3.16mm, 这也就难以保障在施工的过程中将管柱下到固定的位置, 如果使用Φ127mm的套管来进行施工, 应该对井眼进行扩孔, 并且要提前制定方案, 明确Φ127mm的套管下井的顺序, 如果是先下管就应该进行性两次钻井的工作, 并对井眼的尺寸以及基础的钻具进行选择, 并对可能出现的问题进行分析与了解, 从根本上加强施工的安全性;如果是后下管就应该对井漏无法下到位的问题进行考虑, 并采取相应的措施对其进行解决。通常在进行施工的过程中都将Φ127mm的套管先下, 但经过实践发现这一方式存在较大的风险, 具体有以下几点风险:

(1) 扩孔的难度相对较大, 就目前我国的技术来看, 在钻后进行扩孔的技术与工具都相对较差, 只能扩到原来的30%, 没有达到预期的效果, 一般所使用的工具是YK152-178的扩眼器来进行扩孔, 扩孔的井段一般是在5567.45~5679.22m之间, 进尺的总范围也就是111.77m左右;其次就是使用UR600扩孔器来进行施工, 但施工中也容易出现事故。

(2) 容易发生井漏的现象, 由于Φ127mm套管的尾部与井眼之间受到尺寸的限制, 也就容易导致井漏的现象发生。

(3) 由于Φ127mm的套管内径相对较小, 在进行施工中就较为容易埋下安全隐患, 对其进行处理的空间相对较差, 这也就造成后来的维护较为难以进行。

膨胀波纹管与实体膨胀管封隔泥岩。由于Φ127mm套管在对泥岩进行封固的过程中, 具有较大的风险, 并且由于完井的原因, 对施工有一定程度的限制, 这也就只有从扩大尺寸的方面来进行。据相关的调查表明, Φ139.7×177.8mm的膨胀管可以将斜率扩大到12°/30。

4 套管天窗侧钻井技术研究——青海油田

4.1 技术难点

青海油田的油层相对较深, 井眼也相对较小, 在进行钻井的过程中容易出现事故。青海油田的油层一般都在2500m~3400m之间, 主要是使用51/2的套管来完井, 在进行采油的过程中也只能使用Φ118mm的钻头来进行钻井。其主要有以下几点问题:首先是裸眼段相对较长, 对地形进行开采的可钻性相对较差, 设备的钻头适应能力也相对较差, 这也就降低了其工作的效率;其次就是在进行过程中遇到的层次相对较多, 并且地下各个层次之间具有一定的差异;侧钻井的井眼润滑度相对较差, 净化的程度也不够, 这一系列的问题都容易造成事故的发生。

4.2 技术思路

主要是通过对老井利用率的提高, 来加强对石油的挖掘, 提高采油的效率以及质量, 降低石油进行开发的成本。对套管开窗侧钻井的技术中的难点进行分析, 并技术进行解决与完善, 加强井的质量, 从根本上提高经济效益。

5 结语

就目前来看, 我国的套管开窗侧钻井技术逐渐的完善, 采油的速度与质量也得到明显的提升。石油是社会发展的不可或缺因素, 这就要求相关的部门对其进行重视。

摘要：随着时代的发展以及科技的进步, 石油起到了至关重要的作用, 油田发展逐渐的加快, 其中的套管开窗侧钻井的技术逐渐受到相关部门的重视, 本文对这一技术进行分析与探讨。

关键词：套管开窗侧钻井,水平段,技术

参考文献

[1]程安新.套管开窗侧钻水平并技术的研究与应用[J].江汉石油职工大学学报, 2011 (06)

一种高效套管开窗铣鞋的设计篇3

随着国内分支井技术和实施手段日益发展, 通过分支井提高油田采收率的作业也逐渐增多, 极大地提高了油田采收率, 降低了作业成本。但在实际作业中常常发生窗口开偏、提前开窗结束、窗口过短、开窗质量差、突破死点难、铣鞋磨损严重、开窗卡钻等问题。套管开窗是分支井技术实施的关键, 很多分支井作业失败就是由开窗质量差造成的。

2 铣鞋开窗原理

分支井的整体技术水平也日益提高, 在已下入套管的老井中实施分支井, 需要进行套管开窗, 套管开窗常常是在主井眼套管中座挂一个造斜器 (如图1) 。斜面对准设计方位, 然后下入铣鞋, 由于造斜器斜面的逼迫作用, 把铣鞋推向套管一侧, 铣鞋上设计有硬质合金片, 硬质合金片硬度极高, 可以一点一点磨破套管, 这样, 在套管上就会形成一个倒置的水滴形状的窗口 (见图2) 。窗口的形状与造斜器斜面形状、铣鞋形状、铣刀分布等因素有关。

要解决套管开窗中出现的各种问题, 必须有针对性地对铣鞋进行设计和优化。

首先, 要确定开窗长度, 开窗长度是确定铣鞋长度的重要依据, 开窗长度取决于造斜器的斜面角度, 为了管串能够顺利起下钻, 窗口的斜度不能太大, 也就是说窗口处的井眼狗腿度不能太大, 太大则容易卡钻, 还会导致开窗时造斜器磨损过快, 一般情况下, 窗口斜度约在2°左右, 角度太小, 导致窗口过长, 增加了开窗作业工作量和难度。见图3, 套管窗口长度:L= (D+tcosα) /sinα式中, L-套管窗口长度;D-铣鞋外径;α-窗口角度;t-套管壁厚。

接下来还要知道套管的内径, 由此来确定铣鞋的直径和窗口的宽度。通常窗口宽度不要超过套管内径, 过多地损伤套管, 降低了窗口处的井眼强度, 容易导致井眼垮塌, 为后续作业埋下安全隐患。一般来说, 窗口宽度约为套管内径的80%。

再次, 还要知道套管材料、硬度以及造斜器的造斜面的材料、硬度和工艺情况。铣鞋的硬度必须远远大于套管壁的硬度, 与造斜器斜面硬度上差不多。太硬会造成造斜器磨损过快, 达不到有效切割套管壁的目的。

最后, 要重点解决铣鞋磨损过快、开窗效率低、窗口过短、死点难突破、开窗质量差等问题, 并在铣鞋的结构设计时重点加以映证。

3 铣鞋结构设计

理想的情况是整个窗口长度上的套管壁在开窗的时候能够同时被磨铣, 实际上是不可能的。总是铣鞋的头部最先接触套管壁, 后部在头部钻出窗口后才开始磨铣套管。所以, 头部磨损是最严重的, 往往等不到头部钻出窗口, 就已经完全磨秃了, 这时候钻压很大, 进尺却很小, 返上来的铁屑呈粉状, 必须更换铣鞋才能继续开窗。所以往往铣鞋后面的刀齿还没有发挥到作用, 铣鞋就已经报废了, 见图4。而且铣鞋开窗是偏磨的结果, 太长的铣鞋产生不了偏磨需要的柔性, 容易使造斜器磨损过快。

既然把铣鞋刀齿集中在一起解决不了问题, 那么我们可以把刀齿分成几段, 使每一段发挥不同的功能, 这里我们将铣鞋分成三段, 分别是凹头铣鞋、下螺旋柱状铣鞋、柔性短节和上螺旋柱状铣鞋, 见图5。凹头铣鞋用于磨穿套管和突破死点, 下螺旋柱状铣鞋和上螺旋柱状铣鞋用于扩大窗口和修磨窗口边缘, 同时扶正钻柱。

见图6, 凹头铣鞋是开窗的主角, 必须进行强化设计, 凹头铣鞋主要由三组硬质合金刀片组成, A和B刀片规格一致, 但是硬质合金的排列位置不同, A刀切削套管壁产生的铁屑转过1/6周后由B刀铰断, 便于铁屑循环携带。6组主刀进行了特殊设计, 确保在老的刀尖磨损后, 不断有新的刀尖露出来, 从而保证较高的切削效率。凹头铣刀头部呈凹形, 6组主刀切削套管壁时, 中心铣刀不工作, 只有当主刀齿已经突破套管, 接近窗口一半时才开始工作, 当接近窗口一半时, 主刀齿中心位置成为切削盲点, 见图7, 此时中心铣刀开始工作, 弥补切削主刀齿够不着的中心位置, 并继续工作直到突破死点, 突破死点后, 主刀齿的一半继续骑在套管内部, 继续研磨, 扩大窗口长度。很好地防止了铣鞋滑出套管。当整个凹头铣鞋全部钻出套管钻进地层后, 大部分切削任务基本完成, 然后, 下螺旋柱状铣鞋开始工作, 见图8。下螺旋柱状铣鞋由8条螺旋状硬质合金带构成, 硬质合金带上布满了大小不等、充满尖角的硬质合金块, 对窗口进一步切割研磨, 扩大窗口长度, 同时利用钻柱的刚性扶正铣鞋, 避免铣鞋让刀, 完成凹头铣鞋没有完成的工作。当下螺旋柱状铣鞋钻进地层一段时间后, 上螺旋柱状铣鞋开始工作, 上螺旋柱状铣鞋也由8条螺旋状硬质合金带构成, 硬质合金带上布满颗粒较小的硬质合金块, 主要对窗口窗口边缘进行修磨, 使窗口边缘更加光滑平整, 便于后续管串通过。

两个螺旋柱状铣鞋直径较大, 管体刚性较强, 相当于两个扶正器, 若连接在一起, 刚性太强, 铣鞋很难通过套管窗口, 在倒划窗口时也容易卡钻, 而且会急剧加速造斜器造斜面的磨损, 所以在两个螺旋柱状铣鞋之间必须设计一个柔性短节, 柔性短节的作用是让管串产生柔性, 便于铣鞋通过窗口, 在下螺旋柱状铣鞋已经拐弯钻出窗口时, 上螺旋柱状铣鞋仍然在套管中, 利用柔性短节的弹性既可以让铣鞋顺利通过窗口, 也可以使两个螺旋柱状铣鞋很好地修磨窗口。

通过合理分配磨铣量, 可以很好地改善铣鞋的磨损情况, 提高开窗效率和开窗质量, 为后续作业打下良好的基础。为了进一步提高作业效率, 减少起下钻的次数, 该铣鞋的另一个功能是携带造斜器, 在下井的时候, 将造斜器通过剪切螺钉 (图9) 与凹头铣鞋相连接, 与造斜器一起下入井下, 待造斜器座封完成, 可施加一定钻压剪断剪切螺钉, 然后稍稍上提铣鞋, 用凹头铣鞋的的背齿进行吊磨, 铣掉造斜器上的剪切螺钉安装块。剪切螺钉和安装块的材料均为易磨材料。

4 结论

高效套管开窗铣鞋通过合理分配开窗各阶段的磨铣量, 很好地改善了铣鞋的磨损情况, 提高了开窗效率和开窗质量, 为后续作业打下良好的基础。高效套管开窗铣鞋具有以下特点: (1) 合理分配开窗磨铣量, 改善了铣鞋的磨损; (2) 具有较高的开窗效率, 一趟钻即可完成整个窗口的加工; (3) 可以较为容易地突破窗口死点; (4) 改善了开窗质量, 有效避免了窗口开偏和开窗提前结束的问题; (5) 与造斜器一趟钻下入井中, 节省了起下钻时间。

摘要：套管开窗是分支井作业中的一项关键技术, 良好的开窗质量是分支井作业成功的重要保证。研究设计了一种高效套管开窗铣鞋, 可以一趟钻完成一口套管开窗作业, 且开窗质量有较大改善, 有效解决了死点难突破、开窗跑偏等难题。

关键词：套管开窗,铣鞋

参考文献

[1]周全兴.钻采工具手册[M].北京:科学出版社, 2000.

[2]杜晓瑞, 等.井下工具手册[M].北京:石油工业出版社, 1999.

[3]张玉霖, 菅志军, 等.造斜器结构分析及其坐封技术研究[J].石油矿场机械, 2008 (4) :66-71.

套管开窗篇4

关键词：PDC定向,技术改造

1 PDC定向技术原理

P D C钻头的定向原理是靠聚晶金刚石复合片在钻压和转速下切入地层, 通过犁式切削, 达到切削地层的目的。在使用井下动力钻具的情况下, 控制钻压、泵冲来控制工具面实现定向操作, 定向过程中通过无线或者有线仪器来达到控制井眼轨迹, 从而中靶。视定向任务情况来选择不同造斜率的井下动力钻具、视定向段的长短选择是否使用带有扶正器的井下动力钻具来达到稳斜的目的。

2 PDC定向技术利与弊

优势在于聚晶金刚石复合片耐磨程度高, 而且钻头没有轴承, 不会造成先期损坏, 使用寿命长。缺点在于侧面切削地层时效果没有牙轮钻头好, 在复合钻进完, 转定向钻进时, 对于造窝, 打出轨迹有点麻烦, PDC的使用要求相比牙轮钻头要严格。

P D C定向钻进的最大优势就是定向完后, 还可以继续复合钻进, 从而节约不必要的起下钻和更换钻头, 达到节约成本的目的。

P D C定向, 长期以来小井眼习惯使用单牙轮钻头, 单牙轮钻头复合钻进平均机械钻速2.45米/小时, 钻头磨损快。纯钻时间超过85小时外径118毫米磨损至114-115毫米, 长裸眼段的侧钻井需频繁起下钻换钻头, 增加周期、钻头成本和钻工的劳动强度。

经过认真的研究, PDC和单牙轮的定向区别在于工具面是不是好稳, 怎么才能稳好, 稳好了井眼轨迹就好, 在井场经过实验, 反复操作反扭角、钻压、泵压, 研究抓规律, 定向10米最多定4度, 如果适应地层的定向趋势, 10米高边工具面全力增斜可定6° (不推荐, 狗腿度超) 增斜效果明显, 这一举打破了中原区块139.7mm小井眼PDC不能稳不能定的格局。

每口井至少可以节约一趟起下钻的时间, 而且降低了劳动强度, 起下一次钻的综合时间大概有12小时, 每天4万的日费, 每年12口井来算, 每年可以节约24万元而且加快了钻井速度。

长期在采油二厂濮城构造施工, 油田勘探开发侧钻的趋势是井越来越深, 裸眼段越来越长, 单牙轮钻头的弊端越来越明显。2011年施工的11口井中有7口井不同程度的使用了PDC, 通过在现场实践中不断摸索、论证、总结我队形成了一套小井眼PDC钻头定向使用的操作规程。

3 PDC定向两个方面

3.1 PDC钻头的安全使用

(1) 在定向时保证泥浆的润滑性, 降低摩阻和减少定向时托压现象。

(2) 在保证携砂、井下正常的情况下尽量降低泥浆的粘切, 增大排量保证PDC钻头的冷却、清洗和冲刷井壁防PDC钻头泥包。

(3) 每次接单根做到晚停泵 (方补芯出转盘) 、早开泵 (用液压钳把钻杆扣高速上紧低速带一手指宽度) , 小排量开泵泥浆返出、排量、泵压正常再下放钻具。

(4) 井口装好刮泥器防落物, 每次接完单根缓慢接触井底, 钻压逐渐加至钻进钻压。

(5) 每次起钻换螺杆大排量循环将井底砂子携带干净, 井下不正常配封闭再起钻, 尽量减少PDC钻头下钻中途遇阻划眼。

(6) 下钻遇阻不超过5吨, 否则接方钻杆开泵划眼, 防止遇阻下压过多钻头进入砂子多开泵堵水眼从而泥包钻头。

(7) 划眼排量开至钻进排量, 划一段巩固一段, 接单根晚停泵、早开泵。

(8) 下钻井下正常不遇阻, 提前至少甩一个单根接方钻杆, 开泵循环半小时后划眼到底, 井底造型0.5米PDC钻头接触新地层后再逐渐加大钻进钻压。

3.2 PDC钻头定向技术

(1) PDC定向反扭角调至80°-100°左右 (单牙轮一般350°-400°左右) , 如果是泥岩居多的地层, 反扭角根据不同工况而定, 一般不超过50°, 定向一段时间井眼形成定向趋势后再适当调大反扭角加快定向速度。

(2) 根据泵压、钻时、工具面变化的规率送钻, 勤送少送稳好工具面。

(3) 定向期间工具面受地层倾向和角度影响, 可以适当通过调整泵冲, 来达到控制工具面的稳定性。

(4) PDC钻头的结构要求:钻头切削部分和保径部分一般在80mm左右, 此时工具面调整灵活, 太长和地层接触面大, 工具面不容易摆到合适位置, 从而降低定向速度。

4 PDC钻头在下面三口井明显见到效果

(1) 濮2-侧侧472井裸眼长度663米, 平均机械钻速5.22米/小时, 全井使用一只川克的四道翼PDC钻头, 第一次入井进尺495米, 机械钻速5米/小时, 因堵漏打DSR起钻, 第二次入井进尺168米, 机械钻速5.9米/小时。

(2) 濮2-侧96井裸眼长度998米, 设计最大井斜, 2.91°, 正好适用PDC钻头小钻压、高转速降斜确保中靶的要求, 开完窗使用PDC钻头, 进尺293米, 机械钻速3.65米/小时, 下部因地层因素PDC易泥包, 井漏、出水、井下复杂使用3只单牙轮钻头钻完进尺, 平均机械钻速2.45米/小时。

(3) 濮3-侧25井裸眼长度946米, 设计最大井斜13.57°, 实际最大井斜19°, 使用P D C钻头定向, 复合钻进, 一个P D C钻头打完进尺, 平均机械钻速3.51米/小时。

套管开窗篇5

1.1 钻头选型

(1) 牙轮钻头:具有适应地层广, 机械钻速高、钻头成本较低、钻头自洗效果好, 不容易泥包的特点。优选∮118mm的单牙轮钻头, 在摆方位, 增斜方面该钻头优势明显。

(2) PDC钻头:靠切削破岩, 牙轮钻头靠剪切及冲击破岩, 所钻井眼井径规则, 稳斜钻进中井斜、方位不易漂。在优选∮118mm四刀翼、五刀翼两种PDC钻头。

1.2 单弯螺杆、钻铤的选型

(1) 单弯螺杆的选型:前期选用∮95mm 1.25°单弯单扶螺杆, 利于较快增斜, 脱离原有套管, 避免磁干扰。后期选用1.0°, 利用地层自然增斜已达到完成井身轨迹控制。

(2) 钻铤的选型:利用∮104.8mm螺旋钻铤替代加重钻杆, 既增加了钻具刚性和配重需要, 又减少钻具在井壁的接触面, 避免了钻进时托压及卡钻的风险。

1.3 完钻扩眼器工具的选型

选用本体为∮114mm, 扩眼最大外径为140mm的扩眼器。

1.4 完井套管的选择

首次使用∮101.6mm无接箍直连型套管, 此套管无接箍极大地提高裸眼段的环空间隙, 减小了固井时的流体摩阻, 降低了施工泵压, 同时保证了固井质量, 延长了油井寿命。

1.5 下套管工具及配合接头的选型

组织配套∮101.6mm无接箍直连型套管提升短节。因套管是偏梯型特殊扣型, 而浮箍、浮鞋是常规扣型, 组织了配合接头。

1.6 套管附件的优选

(1) 采用两级浮箍, 浮箍中间连接一根短套, 底部为自浮式, 上部为弹簧式浮箍;

(2) 选用单弓弹性扶正器, 具有结构简单、安全可靠、强度高、弹性好、现场使用方便的特点。

2∮139.7mm套管开窗侧钻技术应用

2.1 钻头、钻具组合和钻进参数

∮118mm单牙轮钻头20~30m的领眼钻进。用∮118mm (五刀翼三水眼) PDC钻头进行井身轨迹控制钻进。

结论:PDC钻头与螺杆钻配合, 受螺杆扭矩小的影响, 对钻压较敏感, 非常容易造成工具面飘移和进尺缓慢, 实钻证明单牙轮钻头适应小井眼定向滑动钻进和复合钻进。

2.2 扩眼钻进

扩眼井段分别为:1407.00-2000.00米, 1313.50-2035.00米, 钻进参数钻压:10-30kN、排量:10-13L/s、转盘转速:30-50r/min。完井电测结果, 扩眼段井径比较均匀, “糖葫芦”型井段较少。

2.3 下套管

套管重叠段单边间隙仅有9.88mm, 为了降低重叠段摩阻, 决定重叠段由150m降低为70-80米。

2.4 固井施工

根据压力调节注水泥浆排量在0.6 m3/min, 配置密度1.45 g/cm3隔离液3.0m3, 大小胶塞重合时, 控制施工排量0.3m3/min。注水泥浆泄压后, 循环出多余水泥浆。注水泥最后1.0 m3时, 将水泥浆由1.80 g/cm3提高1.90g/c m3, 使井筒压差一致。至循环完多余水泥浆后, 起钻过程中控制速度及时灌满钻井液。

3 认识和体会

3.1 钻头和钻具的选择

(1) 开窗后盲眼段20-30m采用单牙轮钻头, 实钻证明单牙轮钻头适应小井眼定向滑动钻进和复合钻进。

(2) 螺旋无磁钻铤替代普通无磁钻铤, 减少钻铤与井壁的接触面积, 降低粘附卡钻的风险。

(3) 螺旋钻铤替代加重钻杆, 用小直径钻铤代替加重钻杆。

3.2 钻井液体系的选择:

泥浆配方: (4%) 膨润土+ (0.6%) FA-367+ (0.6%) 高粘CMC+ (1%) SMP+ (0.4%) FT-2+ (1%) SMP-1+ (0.5%) NaOH+ (0.3%) NaCO3。相对比于以往使用聚合物体系, MEG钻井液的抑制性、润滑流变性能得到充分发挥, 使机械钻速有所提升, 钻井成本有所降低, 日常维护也较为简易。

3.3 扩眼过程中钻进参数的制定:

严格按钻压:10-30kN, 排量:10-13L/s, 转盘转速:30-50r/min进行扩眼钻进, 每扩眼钻进一根单根进行两次划眼。

3.4 固井工艺的改进

(1) 降低施工泵压, 利于现场安全施工, 也减少了对钻具、固井附件及设备的损害。

(2) 控制顶替液量, 使碰压顺利, 泄压后无回水。

(3) 尾管内无水泥塞, 减少了钻塞工序。

(4) 水泥返高及胶结质量得到了保证。

4 取得的成果:

4.1 轨迹数据 (表1)

4.2 声幅图

可看出利用微间隙固井工艺取得非常好的固井质量。

4.3 完井投产后产量

跃新724 (斜) 井和跃934 (斜) 井先后投产, 初期日产油分别达到16.41吨和15.30吨, 到8月底日产油分别为11.20吨和15.87吨, 是邻井平均日产油的5.54和4.35倍。

5 下步攻关方向

5.1 继续优化钻进参数和井身轨迹控制

井身轨迹设计更贴近地质条件、钻机设备、做好旁井绕障预测工作。不断优选适应油砂山地层的研磨能力强的单牙轮钻头, 试验应用液力加压器。

5.2 优化泥浆体系

探索适合油砂山地层和开窗侧钻特点的泥浆体系, 降低粘附卡钻的风险和定向钻进时托压现象。

5.3 完善下套管和固井工艺

不断提高下套管工艺, 提高施工效率, 继续针对微间隙固井问题展开攻关。

5.4 向小井眼侧钻水平井攻关

不断拓展业务范围, 推动侧钻技术日益完善和成熟, 缩小与兄弟油田的差距。

参考文献

套管开窗篇6

关键词：双层套管,开窗侧钻,水平井,吉林油田

20世纪90年代以来,套管开窗侧钻技术在全国各大油田得到了广泛应用,并取得了显著的经济效益。小井眼侧钻开窗水平井实际上是小井眼技术、水平井技术、开窗侧钻技术的综合应用。该项技术可以显著降低钻井投资,实现用较小型钻机替代大型钻机施工,从而整体改善油田开发效果。

中国石油吉林油田分公司长深平2井是2008年完成的一口双分支水平井,由于主井眼未能成功射孔,无法打开主井眼进行开采,需采用小井眼对244.5mm(9讙讌″)和177.8mm(7")双层套管进行开窗侧钻,实现侧钻井眼与主井眼贯通或平行主井眼,完成对目的层的开采。本井完钻井深4 402m,开窗位置:3 211.43m,垂深3 685.32m,水平段长度568m,试气获得日产天然气35×104m3。长深平2井小井眼双层套管开窗侧钻水平井施工的顺利完成,使双层套管开窗侧钻水平井技术在吉林油田深层气井开发领域得到了成功应用。

1小井眼双层套管开窗侧钻技术难点分析

长深平2井是小井眼侧钻、双层套管开窗深层气井水平井。该井在施工过程中存在以下几方面技术难点:

(1)244.5mm(9讙讌″)和177.8mm(7″)双层套管开窗,开窗位置的选择要同时避开244.5mm(9讙讌″)套管和177.8mm(7″)套管接箍,同时还要避开177.8mm(7″)套管的扶正器,在施工时根据套管长度准确计算出开窗位置;

(2)由于水平段施工时间较长,起下钻频繁,导致斜向器易滑动,另一方面开窗后套管易活动,窗口处易发生变形、导致卡钻等问题;

(3)小钻具柔性大、刚度低,钻头侧向力小,破岩效率低。钻进过程中机械钻速和扭矩变化较大,极易发生异常,造成钻井事故;

(4)小井眼井环空间隙小,携砂能力差,环空循环压耗和钻柱内压耗较大,容易造成环空蹩堵,摩阻与扭矩较大;

(5)井眼较深,钻具刚度低,地层可钻性差,工具面不稳定,导致造斜困难,井眼轨迹控制难度大。

2小井眼双层套管开窗侧钻钻完井技术措施

2.1工程设计概况

2.1.1老井眼基本概况

长深平2井是松辽盆地的一口重点天然气双分支水平井。主要目的是在气层钻2个215.9mm(8讓讈″)的水平裸眼分支,完井后2个井眼合采。主井眼采用尾管悬挂器悬挂尾管(139.7mm(5讓讈″)套管和139.7mm(5讓讈″)筛管),气层段下入139.7mm(5讓讈″)防CO2的13Cr筛管,产层段以上用水泥封固的完井方式。另一个分支井眼通过177.8mm(7″)回接密封插头插入到177.8mm(7″)回接筒内,用斜向器进行连接,回接到主井眼的开窗点,在分支井眼内采用下入177.8mm(7″)和139.7mm(5讓讈″)尾管,然后采用水泥固井的完井方式。2个分支井眼均使用威德福的尾管悬挂器及其回接系统。

2.1.2新井眼井身结构设计

通过开窗侧钻采用152.4mm(6″)井眼在探顶段(3 850～4 020m)或水平段和长深平2井主井眼进行贯通,达到使该井恢复生产的目的(表1)。

本井老井眼177.8mm(7″)套管已下至3 304.71m。侧钻井眼从3 202.5m采用152.4mm(6″)钻头开窗钻至完钻井深,下127mm筛管(3 580～3 850m)+遇油膨胀封隔器+一根盲管+套外封隔器+分级注水泥器+127mm套管(2 900～3 580m),2 900～3 580m固井,水平段筛管完井。

2.2施工概况

2.2.1开窗侧钻点选择

为确保双层套管开窗施工安全,通过套管接箍磁定位测井同时避开244.5mm(9讙讌″)套管、177.8mm(7″)套管接箍和177.8mm(7″)套管的扶正器,遵循开窗点尽可能选在固井质量较好井段原则,在施工时根据套管长度准确推算,依据固井质量情况,将开窗点设计在井深3 211.89m处。

长深平2井顶部封固至3 299m,封固井段为3 299～2 989m,根据套管接箍磁定位测井确定扫塞至3 215.66m,斜向器下端为3 215.66m。通过陀螺测井最终确定导斜器方向(设计正北方向),现场计算177.8mm(7″)生产套管窗口位置3 211.89～3 215.27m,244.5mm(9讙讌″)技术套管窗口位置3 212.49～3 215.87m,窗口长3.38m。

2.2.2开窗侧钻技术

套管内侧钻分支井眼的方法包括段铣套管侧钻、下斜向器开窗侧钻、和取出套管裸眼侧钻等几种,本井采用的是斜向器开窗侧钻方式。

开窗前注水泥塞:下钻至3 299m,注水泥6m3,封固井段3 299～2 989m,候凝48h后扫塞至3 200m,精确钻塞至3 215.66m,下入斜向器,并用准Φ152通径规通径,通径组合:Φ152mm通径规+Φ120mm短钻铤+Φ150mm扶正器+Φ88.9mm加重钻杆15柱+准88.9mm钻杆。通径完后下入刮管器对3 215.32～3 200m进行反复刮管并循环洗井,刮管组合:177.8mm(7″)刮管器+Φ120mm短钻铤+Φ150mm扶正器+Φ88.9mm加重钻杆15柱+Φ88.9mm钻杆。

导斜器下入组合:Φ146斜向器×4.15m+定向接头×0.56m+Φ88.9mm加重钻杆15柱+Φ88.9mm钻杆。接方钻杆探底到底,确定井深。投球憋压至28MPa,稳压循环3min,上提钻具悬重54～60t,稳压1min不降,钻具下放至原悬重,上提钻具至悬重54～63t,稳压1min不降(导斜器已完全坐挂)。斜向器井深3 211.35～3 215.05m。

实探斜向器顶深在3 211.43m。开始开窗作业,磨铣至3 216.53m再无进尺,同时返出地层岩屑,判断开窗成功,起钻更换铣锥。下钻到底修窗磨铣至井深3 217.43m,再无进尺。反复修窗,上提下放均无阻卡,决定起钻,完成套管开窗和修窗施工。

2.2.3小井眼水平井施工技术

水平段地层属营城组,营城组地层研磨性强、深层岩石可钻性差、机械钻速慢,岩性变化大,这些客观条件都会加大钻头的磨损程度,特别是下部井段井斜比较大,牙轮钻头的牙掌及轴承部位受到不均匀的侧向力,可能会导致牙轮脱落事故。小井眼所用钻具刚度小,抗扭转变形能力弱,给钻井施工带来许多困难。

根据得出的已钻井平均摩阻系数进行井身剖面摩阻扭矩分析优化,将井身轨迹由双增剖面变为三增剖面,并适当降低上部造斜率,并将探顶段设计为微增剖面,并增加了段长。

小井眼水平井施工钻具组合为:

3 217～3 242m:Φ152.4mm牙轮钻头+双母+Φ150mm扶正器+Φ120mm短钻铤+无磁钻铤1根+Φ88.9mm加重钻杆1根+回压凡尔+Φ88.9mm加重44根+Φ88.9mm钻杆。

3 242～3327m:Φ152.4mm牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+Φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆1根+Φ88.9mm加重1根+Φ120mm短钻铤+Φ88.9mm加重44根+Φ88.9mm钻杆。

3 327～3 431m:Φ152.4mmPDC+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+Φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆1根+Φ88.9mm加重45根+Φ88.9mm钻杆。

3 431～3 488m:Φ152.4mm牙轮钻头+1.25°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+Φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆1根+Φ88.9mm加重45根+Φ88.9mm钻杆。

3 488～3 594m:Φ152.4mm牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+Φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆1根+Φ88.9mm加重6根+Φ88.9mm钻杆21根+Φ88.9mm加重36根+Φ88.9mm钻杆。

3 594～3 742m:Φ152.4mm牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+Φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆1根+Φ88.9mm加重6根+Φ88.9mm钻杆27根+Φ88.9mm加重45根+Φ88.9mm钻杆。

3 742～4 402m:Φ152.4mm牙轮钻头+1°单弯螺杆+331×310接头+回压凡尔+Φ120mm无磁短钻铤(MWD)+无磁承压钻杆1根+Φ88.9mm加重6根+Φ88.9mm钻杆66根+Φ88.9mm加重39根+Φ120mm钻铤6根+Φ88.9mm钻杆。

2.2.4钻井液降摩减扭技术措施优化

由于小井眼井环空小,携砂能力差,环空循环压耗和钻柱内压耗较大,而且井下情况比较复杂,井底地层压力、温度较高,气藏发育良好,平均含量达到72.11%,极易发生溢流和漏失。适用于该地层的泥浆密度窗口较窄(低于1.20g/cm3易涌,高于1.22g/cm3易漏),并且进入营城组气层后,气侵较为严重,必须严格控制泥浆密度,做到“压而不死,活而不喷”,对井控和防漏失效果要求较高。

(1)优化钻井液配方。结合小井眼水平井施工难点,优选出具有良好抑制性、润滑性和抗高温稳定性及防塌性能的优质复合离子钻井液体系。

具体配方:4%怀安土+5%纯碱+1%烧碱+0.15%FA-367+0.2%高温提粘剂+2%180高效封堵降滤失剂+2%磺化酚醛树脂+2%GFD-1+2%CLG-220+3%理想填充剂+2%隔离膜+5%白油+3%ZLR-101+3%ORH-030+0.1%ABSN+2%乳化剂。

(2)钻井液性能维护措施。钻进过程中,充分发挥固控设备的作用,振动筛装配149μm(100目)以上的筛布,除砂器、除泥器达到规定的压力,有效除砂,使用率要达到100%,必要时使用离心机清除固相。

严格控制钻井液在低剪切速率下的表观黏度,保证钻井液的悬浮能力。进入斜井段后,适当增大泵排量,保证排量不低于30L/s,提高环空返速。保持层流流型,维持合适的动塑比,防止岩屑床的形成。每次接单根前,循环钻井液并上下活动钻具,起下钻前充分循环钻井液,破坏岩屑床的形成。

提高润滑性能,加足润滑剂。根据每天实验蒸出液相观察润滑剂含量,及时补充润滑剂,保持润滑剂含量大于6%。

在配制泥浆时,按照设计要求加入3%理想填充剂和2%隔离膜。在正常钻进过程中,将储层保护剂加入到配制的胶液里进行补充,减少储层污染,更好地保护储层。

裸眼水平段长,在泥浆里加入2%高效封堵降滤失剂和2%井壁稳定剂,并及时补充起到封堵,防塌的目的。

后期钻进时有渗漏,加入堵漏剂后又容易被筛除。通过暂时不用震动筛,渗漏现象有所减弱。根据实际情况及时调整,尽量在钻头还没到窗口时把钻井液性能调整好,以避免事故的发生。

2.3现场施工效果

吉林油田第一口小井眼双层套管侧钻水平井长深平2井钻井周期75.21d,完井周期8d,完钻井深4 402m,水平位移943.09m,水平段长568m,平均机械钻速1.3m/h,日产气35万m3。

3结论及认识

(1)小井眼双层套管开窗技术在吉林油田长深平2井的成功实施,为吉林油田深层天然气开发提供了一条新的途径,为后期在长岭气田大规模应用积累了经验,奠定了基础。