开窗侧钻井

开窗侧钻井（精选7篇）

开窗侧钻井 篇1

一、开窗侧钻井的由来

油田开发过程当中, 经过多年的实践, 开窗侧钻井降本增效方面起到了显著的效果。对于因种种原因报废的老井, 可以重新再利用, 减少资源的浪费, 同时侧钻井对于断块油藏、边缘井、剩余油开发都具有明显的优势, 产出与投入比性价比高。在胜利油田多个采油厂成功应用此项技术, 效果良好, 在江苏油田的断块油藏应用广泛, 目前, 侧钻井的部署呈现稳中有增的趋势。

二、开窗侧钻井前期的井筒准备工作

开窗前的准备工作, 开窗点的选择都是在油层以上开窗, 开窗前务必将油层封死, 堵住老套管油层与井筒的压力串通形成三角通道, 可以防止油层的压力流体侵入井筒, 或者井筒内泥浆的压力高于油层, 造成泥浆意外漏失。封堵油层可以在斜向器下面打个水泥塞子, 也可以用机械桥塞或封隔器坐封将油层与套管封隔。

在下斜向器这趟钻具前, 应先对原井套管进行井筒处理工作, 包括通井, 刮管, 洗井, 验套等工序, 确保井筒干净, 封隔器好坐封, 还可以避免斜向器内因球座上脏或者有铁屑类物质垫凡尔而压力打不够, 确保斜向器牢靠坐封。

三、套管开窗工具及操作方法

1. 斜向器结构及坐封方式:

斜向器+筛管+封隔器, 采用锚瓦型封隔器, 上提下放坐封方式, 加压7-8吨封隔器先行坐封, 再对斜向器打压, 将压力一次打够在20-22MPa, 加压2-3T, 试提4-5T, 确保斜向器牢靠卡在套管壁上, 如果第一次压力打不够, 可进行放压, 第二次再打压20-22MPa, 确保斜向器坐封, 再正转2圈, 倒扣带出中心管, 其原则是套管越小, 泵的压力打的要相应高点。斜向器结构不论是采用什么方式, 一定要注意斜向器的循环通道必须满足有通道, 不能直接地层进行施压, 否则斜向器打不牢, 打不住。

2. 开窗工具尺寸的选择。

开窗常规复式铣锥的长度为1米左右, 尺寸选择一般来说, 开窗铣锥的尺寸应比套管内径小4mm, 比钻头尺寸略大2mm, 常用的5寸半套管内开窗, 外径139.7mm, 壁厚7.72mm, 内径124.26mm, 开窗铣锥选用直径120mm, 壁厚9.17mm, 内径121.36mm, 则选用118mm外径铣锥;常用的7寸套管开窗, 外径177.8mm, 壁厚9.19mm, 内径159.42mm, 选用外径155mm铣锥, 壁厚10.36mm, 内径157.08mm, 选用外径154mm铣锥。尺寸稍大2mm, 能确保开出的窗口圆滑度能通过大直径的钻头, 保证弯度较大的螺杆和刚性较强的钻铤及钻具组合能顺利下入。

操作方法, 套管开窗分为四个阶段即:

破口阶段:复式铣锥接触导顶至铣锥根部开始切削套管, 这一阶段必须轻压慢转, 根据转盘回劲控制开窗节奏, 对于不同套管壁厚和不同钢级的套管, 开窗的难易程度与壁厚、钢级成正比。钻铣参数:钻压0-5KN, 转速20-30转, 排量8L/S, 泵压8-10MPa。

骑套阶段:根据斜向器的坡面长度2米来计算, 选用1米左右的铣锥时, 从0.8米到2米的进尺为骑套阶段, 此阶段容易出现开窗死点, 因此应采用中压快转的技术措施, 以保证铣锥沿套管外壁均匀钻进, 保证窗口长度, 不会顶死在铣锥的某一个点, 导致开窗无法再继续。现场实践过程中, 就有开窗过程中在1.8-2米处形成以铣锥顶为旋转中心, 形成轴心涡, 导致开窗无进尺, 需要重新下新铣锥进行二次开窗修窗。钻铣参数:钻压20-40KN, 转速40-60转, 排量8L/S, 泵压10-11MPa。

出套阶段:从铣锥底圆离开斜向器坡底到铣锥完全出坡底, 整整一个铣锥的长度, 即一米的距离均为出套阶段, 这是保证下窗口圆滑的关键, 往往在这个阶段窗口的显示比较明显, 下钻在这个地方容易出现遇阻, 此段稍一加压就会滑向井壁, 因此要定点快速悬空铣进。确保进尺长度一米。这样开窗完整的进尺就在3米, 特殊情况加长到3.5米。钻压20-40KN, 转速40-60转, 排量8L/S, 泵压10-12MPa。

修窗阶段:其检验标准为上提无异常刮卡和下放无异常摩阻为准。钻压20-40KN, 转速40-60转, 排量8L/S, 泵压10MPa。

四、开窗时特别要强调的注意事项

在有井斜井段开窗, 转盘蹩劲较常规开窗大的多, 随着井斜的增大蹩劲及开窗难度增加, 应注意以下问题:降低钻具刚性, 减少加重钻杆及钻铤的根数, 超过40度以上的井斜处, 可以甩掉加重钻杆, 开好后, 再下加重钻杆进行修窗;开窗的钻压不能以常规开窗为参照, 只能以转盘的蹩劲, 扭矩和反应来选择钻压及转速, 小钻压低转速, 延长开窗时间, 控制开窗节奏, 确保开窗工序顺利。

开窗时的泥浆性能。如果是优质完井泥浆, 在开窗过程中将泥浆性能调整至设计性能, 满足开窗地层的防塌、井控、携岩等性能需要, 调整过程相对简单。如果是新配泥浆, 则周期较长, 在开窗前需要有足够的时间, 将泥浆性能调整好, 从般土浆水化、预处理、流型调整、到提高至合适的比重、足够的防塌性能, 步骤一个也不能少, 这样的泥浆才能保证窗口附近的井眼规则, 避免出现因泥浆性能跟不上而导致大肚子、掉块等复杂情况。

小井眼开窗, 当通过大直径工具或者带有弯度的螺杆时, 需要注意。如果有遇阻显示, 提出螺杆和钻头, 转个方向, 再继续下放通过。如果再加压也通不过去, 则考虑带上钻鋌进行二次修窗。

五、几种特殊的复杂窗口情况处理。

双层套管开窗注意事项。有一些老井开窗, 开窗井段必须选择在技套和油套重叠段内, 套管层次为两层, 其中技套外径244.5mm, 壁厚10.03mm, 内径224.4mm, 油套外径139.7mm, 壁厚7.72mm, 内径124.3mm, 此时应选用双级开窗铣锥。第一层用常规120mm*900mm铣锥开出第一层窗口, 钻具选用刚性较强的结构, 加重钻杆下到8根左右。第二层窗口, 选用8根加重钻杆, 底接120*1500mm加长铣锥, 通过增加合适钻压, 开破第二层窗口, 开窗长度达到4米, 比普通套管开窗长出一米的开窗距离, 操作注意事项遵照开窗四个阶段注意事项。

由于工程或者老套管腐蚀, 斜向器座挂不牢靠, 在钻进途中找不到窗口或者斜向器下移、转向的情况时, 应在窗口以上20米处重新打斜向器, 二次开窗口, 通过定向的方式找到老井眼位置, 从而形成新的井眼通道。

对于没有水泥返高的开窗点位置, 开窗完成后, 应试钻一段距离, 20米左右, 此时钻头顺着老套管下移, 进入不了新地层, 下动力钻具也不好定向, 后期下钻容易出现裤衩井眼, 所以在试钻完成后, 应挤水泥封固自由段, 确保套管外的环空被水泥填实, 动力钻具能顺利钻进进入地层, 新井眼轨迹离开老井眼。

在多年的侧钻井施工实践当中, 我们深知窗口对于侧钻井来说, 至关重要, 真正是一口侧钻井的“生命咽喉”, 只有窗口稳固、顺当, 方能保证后期钻井的安全, 这也是要求我们井队施工人员需要做大量细致的工作, 提高技术水平, 与时俱进的解决新问题, 新矛盾, 确保窗口质量, 实现油田侧钻井的安全高效开发。

摘要：本篇文章就套管开窗的常规技术作出实践性的总结, 更多的是从开窗出现的问题及现场实践方面分析, 研究对策, 促进开窗工艺技术的提高, 并对井筒外界条件发生变化的情况下, 做出针对性的措施, 同时也能避免很多复杂情况的发生, 促进开窗工艺的安全, 保证侧钻井的高效开发。

关键词：开窗,套管,泥浆,注意事项

侧钻井导斜器开窗技术 篇2

1、侧钻开窗的发展

侧钻井2000年前大部分采用段铣器开窗。但是由于段铣器开窗工艺自身的特点, 造成开窗施工周期比较长。

近年来液压卡瓦导斜器和液压、机械双座封系统导斜器的使用比较成功, 约占各类开窗导斜器使用的95%以上。

2、工具结构

整套技术包括导斜器以及复合开窗铣锥。

(1) 液压导斜器由送斜部分、锚定部分以及导斜面组成。主要有上接头、送斜杆、扶正环、导斜面、连接体、筒体、上下卡瓦、上下锥体、中心杆以及单流阀和下压帽, 114B型还设计了封隔套管部分。其中上下卡瓦分别加工有纵向和横向齿, 保证座封后工具既防掉又防转

(2) 在原液压导斜器的下部设计一套机械座封系统, 就成了具有机械和液压两种既相互独立又相辅相成、互相增效的双座封系统导斜器。其结构就是在液压导斜器的基础上又增加了一个座封器, 座封器主要包括中心管、摩擦换向器、卡瓦牙总成、封隔套管部分。

(3) 复合铣锥由锥头、穿绞部分、修窗部分、扩眼保径部分及上接头五部分组成。

3、工艺原理

整套液压导斜器开窗技术包括下入并座封导斜器和下复合开窗铣锥开窗两个步骤。

(1) 下入导斜器座封

a、液压导斜器

将液压导斜器直接与钻杆或定向接头连接下井。按设计要求将导斜器下到预定位置后, 调整好斜面方位, 接上方钻杆开始座封。地面自钻杆打压。压力通过管柱传过送斜杆, 到达由上下锥体围成的液腔。液体压力推动上下锥体分别向上、下移动。剪断卡瓦牙的固定螺钉, 将卡瓦向外推出。直到上下卡瓦接触套管内壁。

随着压力继续升高, 卡瓦逐渐吃入套管内壁。泵压达到22±2Mpa稳压3分钟完成液压系统座封。最后正转20圈丢手, 上提起出送斜杆。完成锚定过程。

由于中心杆具有自锁机构, 能够防止卡瓦松动。经下放验证座封完成后, 正转管柱, 倒开送斜杆, 剪断扶正环销钉后完成整个导斜器座封过程。

b、双座封系统导斜器

其连接自下而上依次为:丝堵、机械座封器、蓄能筛管、液压导斜器、钻杆。由于座封器是机械式, 下井时应注意中途座封问题, 接立柱换吊卡时尽量不要上提超过防冲距, 以免中途座封造成不必要的麻烦。当然, 这种座封器中途座封后也很好解决, 一般只要再上提钻具超过防冲距就能解决问题。导斜器下到预定位置后, 也是调整好斜面方位, 接上方钻杆开始座封。导斜器座封时, 先要使机械系统座封, 其工作原理为上提下放换向坐封, 即先上提钻具, 超过防冲距, 再下放, 使机械系统座封;确定座封后, 加压40~50KN, 再地面开泵憋压, 使液压系统座封。这样就实现了两套系统分别座封、分别起作用的目的。 (图双座封导斜器结构简图)

(2) 下铣锥开窗

导斜器座封完成后, 即可用钻具直接连接复合铣锥进行开窗施工。其工作参数推荐为:

在开窗过程中, 初始阶段也是试开窗阶段, 这时扭矩大, 易出现蹩跳钻现象, 必须轻钻压、低转速进行, 应该请有经验的司钻在规定的转速、钻压范围内根据扭矩大小和蹩跳钻情况具体操作。有时在钻压不大时扭距也会很大, 操作不当就会损坏设备开坏窗口。以开窗参数为参考, 在滚筒上画上小刻度, 根据扭矩大小和钻压情况, 在一定的时间内放一个刻度, 均匀送钻, 是一个不错的操作手段。

骑套阶段就是铣锥出来一部分的时候, 这时铣的套管和导斜器的斜面的量都很大, 应注意泥浆的净化工作, 注意返出的铁屑情况。在这个阶段应多上提下放, 避免铁屑缠绕卡住钻具。大约在1.5米左右, 钻进速度非常慢 (一般都有这个过程) , 扭矩却很小, 这是铣锥头部顶在套管壁上的缘故, 套管正好顶在铣锥的中心位置, 这是铣锥的线速度很小所致, 可适当提高钻压、转速解决。

有了以上两个阶段的经验, 出窗阶段就容易了。在这个阶段, 主要注意的就是小钻压, 多提放, 以达到窗口规则的目的。铣锥全进地层后有泵压升高的现象。

修窗阶段也就是出窗后的处理, 要缓慢上提, 缓慢旋转下放, 修至无刮卡为止。即完成整个开窗施工。

4、工艺特点

导斜器具有以下特点:

液压座封, 适用范围广, 操作简便;适合较大斜度井以及深井侧钻开窗。双座封导斜器又增加了弹性减震部分使工艺更可靠。

采用横、竖两组卡瓦设计, 座封可靠, 既防掉又防转。

采用两种复合自锁设计, 卡瓦自锁性能好。

定向座封一次完成, 施工程序简便, 耗时少。

复式铣锥开窗技术具有以下特点:

铣锥设计先进、适用境况较多、操作简单。

配合组合铣锥开窗技术, 开窗修窗一次完成。

窗口质量良好, 有效保证后续施工。

施工程序仅需2-3趟钻, 平均施工周期2-3天。时间短。

5、主要技术指标

目前, 侧钻导斜器的基本技术指标是:

工具最大外径:φ114/φ150

适用套管:各种壁厚的φ139.7以及φ177.8套管

座封压力:22Mpa

适用最大井斜:60°

配合开窗铣锥外径:φ118、φ120、φ152、φ154

窗口长度:2.5m/2.8m

6、近几年来导斜器开窗技术的改进与创新

(1) 反洗井功能的开发。

后投球式液压导斜器将座封钢球改为后投式。即工具下到位后, 定向等各项工作进行时, 工具既可正洗井, 又可反洗井。操作方式灵活。适合用于钻杆内通径较大、井筒较脏, 井底漏失比较严重的井中使用。

对于预装球导斜器, 根据导斜器的结构特点, 在上锥体处增加挡球压板。这样工具在需要反洗井时球受到压板阻挡, 不会堵住送斜杆通道, 造成憋压。这种设计结构简单、操作方便。可以有效解决因钻杆内脏而影响座封或定向的问题。但是在座封前无法实现正循环。

(2) 可封层液压导斜器的开发。

最初的导斜器没有封层的功能, 在下导斜器之前, 为防止泥浆漏失或井喷, 一般都要打丢手封。目前, 在原有导斜器的基础上, 专门设计开发了B型封隔器型液压导斜器以及C型双座封系统型导斜器。通过现场应用, 获得很好的效果。

B型封隔器式导斜器的封层部分主要由连接筒、活塞筒、活塞杆、推板、压帽、胶筒、自锁环以及底座组成。当地面打压后, 液压通过下锥体传到活塞筒, 推动活塞向下运动。活塞通过推板带动压帽下行挤压胶筒膨胀封隔下部油层。当座封完成, 压力泄掉后, 自锁环可以防止活塞反向运动, 从而保证密封有效可靠。

(3) 双座封系统导斜器的开发

有些井时间较长, 有严重的结垢现象, 有时管壁腐蚀严重, 液压导斜器座封段较短, 由于开窗和以后的起下钻作业的震动会造成导斜器移位。针对这种井, 设计开发了在液压导斜器下面附加一套机械座封器的机械、液压双座封系统导斜器。先机械座封, 再液压座封。这样既增加了座封点, 又因为中间安装了一个蓄能筛管增加了机械座封预应力, 抵消了开窗和起下钻施工的振动, 两套座封系统既相互独立, 又相辅相成, 使得导斜器座封更有效。

(4) 复式开窗铣锥的改进。

组合开窗铣锥钻压要求严格。首先选用高强度、耐冲击的优质合金;第二改进合金的形状, 使其更耐冲击;第三改进合金的几何分布, 使组合铣锥工作时像绞刀一样。第四加大铣锥的外径, 修窗保径部分采用偏心焊接。

改进后的铣锥开窗速度有了明显的提高。永3-C5开窗只用了4小时, 平均开窗时间比原来缩短3小时。另外, 加大铣锥的外径, 修窗保径部分采用偏心焊接, 使开出的窗口能顺利通过φ120的工具和2.5度螺杆钻, 完全满足侧钻的要求。使这种开窗工艺的优势更加明显。

(5) 优化开窗工艺参数

通过在开窗的过程中对钻压、钻速、泵压和钻具组合进行优化, 根据井上的实际情况, 制定出合理钻具组合和最佳施工参数。整个开窗分四个阶段, 初始阶段, 骑套阶段, 出套阶段和地层试钻阶段, 每个阶段都制定出合理的施工参数, 施工时司钻能够很好的掌握, 杜绝了开窗时事故的发生。

7、导斜器卡瓦受力分析

在液压部分座封时, 是由液压力转变为上下方向对锥体的推力。

打压22MPa其对锥体的推力为

打压22MPa单个卡瓦牙受力Fa=F/tg6/3=526KN

机械座封器卡瓦在座封时, 锥体随钻具的下行、可使卡瓦径向平行向外移动, 使卡瓦牙卡在套管壁上。卡瓦受力如图所示,

其中P1—锥体面对卡瓦的正压力, KN

P2—套管壁对卡瓦的正压力, KN

F1—锥体对卡瓦的摩擦力, KN

F2—套管内壁对卡瓦的摩擦力, KN

M—座封时上部管柱施加质量即施加钻压, k N

α—锥体的半锥角, (°)

n—卡瓦数

由静力平衡知

其中P1=M/cosα

卡瓦牙受力P2=M/f*tg2αf为摩擦系数, 取1

加压50KN单个卡瓦牙受力。

锥角属自锁角, 压力越大, 座封越牢。

且液压座封力与下部机械部分座封力相比, Fa大于P2, 整个系统的稳定性是好的。

8、结论

小井眼开窗侧钻井固井工艺技术 篇3

1 固井工艺中存在的问题

就当前的现状来看, 固井工艺实施过程中凸显出的问题主要体现在以下几个方面:第一, 在固井工艺开展过程中对配套工具的完善提出了更高的要求, 且就当前施工现状来看, 部分施工单位仍未实现技术应用基础, 即工艺工具的完整配备, 最终由此影响到了工艺质量及进度;第二, 井眼曲率半径小亦是固井工艺实施中凸显出的主要问题之一, 即上层套管开窗→钻取目的层→穿透上层套管工艺流程的开展易引发井口弯曲现象, 继而凸显出曲率半径较小的问题, 并就此增大钻取过程难度系数。为此, 当代施工单位在固井工艺施工项目开展过程中应提高对此问题的重视程度, 并对其展开行之有效的处理;第三, 当前固井工艺亦存在着套管内部坐挂难度大的问题, 而导致此问题发生的原因主要归咎于开窗过程的长期开展, 由此损坏套管管壁, 继而影响到工程质量。

2 小井眼开窗侧钻井固井工艺技术分析

2.1 水泥浆控制技术

在小井眼开窗侧钻井固井工艺开展过程中强调对水泥浆控制技术的应用是非常必要的, 为此, 施工单位在项目开展过程中应针对井深、钻井液密度展开调研行为。如, 温侧5-54井在固井工艺开展过程中则基于井深2519m, 钻井液密度1.7g/cm3的基础上将水泥浆密度设定为1.8g/cm3, 继而由此来满足施工条件。此外, 基于工程施工的基础上, 为了规避水泥浆井漏问题, 要求施工人员在水泥浆搅拌过程中应加入适量的BCE-200S防漏剂, 以此来防止钻井过程中凸显不规范的施工行为。同时, 在室内固井工艺开展过程中为了确保工程质量, 应配置水泥浆堵漏测试装置, 继而在此基础上获取1mm孔动态、1mm缝动态等信息数据, 达到“压而不漏”的高质量施工目的。另外, 在应对复杂的钻井工序问题时, 要求施工人员在实际工作开展过程中应结合固井设计要求添加胶乳外加剂, 以此来提升水泥浆整体性能, 满足施工条件。

2.2 固井技术

在固井工序开展过程中为了保障整体工程质量, 应合理规划下套管的选用, 即将悬挂器位置控制2200m左右, 并维持管尾处在2500m的下深设置状态, 由此来满足工程施工需求。同时, 在悬挂器下压过程中为了缓解固井难度较大的问题, 应注重以21MPa为标准对泵压进行提升处理, 继而由此保障工艺流程的合理性。此外, 在固井技术应用过程中应注重完善注入前置液、注入水泥浆等工作流程, 同时在此基础上将其工作量分别控制在1.5cm3、1.0cm3的状态, 且强调在工程项目开展过程中设置2柱起钻, 达到最佳的工程施工成效。

2.3 稠浆携砂等技术

为了提升固井工艺整体技术水平, 首先要求技术人员在悬挂器设定过程中应将老井、小套管重叠长度维持在75mm~100mm, 由此规避井下漏失问题的凸显。同时, 在套管安装过程中应注重为每个套管配置1个扶正器, 继而满足施工条件。其次, 基于稠浆携砂技术应用的基础上, 要求施工人员在实际工作开展过程中应将150s黏度的钻井液应用于携砂工序中, 且依据具体的工程设计要求, 在固井前将钻井液黏度调整至40s, 以此来提升整体工程施工效率, 达到最佳的工程施工状态。再次, 冲洗液的选用在固井工艺中起着关键性的影响作用, 因而施工单位在项目开展过程中应注重将其浓度控制在≥15%, 并以>7min的冲洗形式来清除井壁杂质, 确保工程施工质量。

2.4 施工案例

近年来, 中原油田在固井工艺钻井过程中逐渐凸显出漏失问题, 即其在钻井过程中为了满足工程施工需求将水泥封固段长设定为800m, 而在实践施工过程中仅执行了130m的水泥封固段施工设计, 最终由此诱发了漏失问题。同时, 该工程项目在实施过程中亦凸显出32井油层、31井油层间互窜的现象, 为此, 施工单位在项目开展过程中为了保障整体工程质量, 采用了井眼开窗侧钻井固井工艺技术, 即将1.5g/cm3密度水泥浆作为施工材料, 并将其置入到46MPa环境下, 继而由此缓解了传统施工模式下凸显出的相应问题, 达到了最佳的工程施工状态。从以上的分析中即可看出, 固井工艺水平影响着整体工程施工质量, 因而在此基础上, 当代施工单位在项目开展过程中应不断提高自身技术手段, 迎合当代社会发展需求。

3 结语

综上可知, 当前固井施工仍然存在着某些不足之处影响到了开采效率, 因而在此基础上, 施工单位在项目开展过程中应逐步优化自身技术手段, 同时加强对钻井过程的控制, 并由此强调对水泥浆控制技术、固井技术、稠浆携砂技术等的应用, 由此来规避传统施工模式下凸显出的相应问题, 达到最佳的工程施工状态, 且有效缓解井口弯曲等现象, 迎合当代社会开采需求, 推进社会经济的进一步发展。

摘要：基于钻井工作领域不断发展的基础上, 逐渐凸显出资源、人力消耗较大的问题, 因而在此基础上为了缓解低收入施工现象, 要求当代施工单位在钻井工序开展过程中应强化对工艺技术的应用, 由此来满足矿井开采条件, 达到高效固井工艺施工状态, 且就此赢得更大的经济效益。本文从固井工艺中存在的问题分析入手, 并详细阐述了工艺技术手段在钻井开采中的具体应用, 旨在其能推动当前钻井开采领域的可持续发展。

关键词：固井,工艺技术,开窗侧钻井

参考文献

开窗侧钻井 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。

开窗侧钻井 篇5

一、侧钻水平井钻井工艺

1. 井筒准备

下φ146mm套管刮削器通井探水泥塞、刮削套管壁, 加压100k N作水泥承压试验;套管试压10MPa。

2. 放置斜向器

(1) 采用φ122mm卡瓦座封式斜向器.

(2) 斜向器组合:φ122mm斜向器+送斜器+定向直接头+φ73mm钻杆, 置斜向器斜尖位置于侧钻点处;采用陀螺测斜仪进行斜向器定向, 开泵打压座封。

(3) 主要技术措施:

斜向器坐封使用水泥车清水坐封, 坐封压力15-25MPa, 分段起压并憋压3分钟。验封标准:上提悬重增加6吨, 下压悬重减少8吨为合格。

钻柱采用φ45mm通径规过规, 保证钻杆水眼畅通;

下斜向器时操作平稳, 匀速下放, 严禁猛提猛放, 防止斜向器中途坐封。

下斜向器时禁止转动钻具, 转盘锁定, 钻杆上扣时必须确保液压大钳下钳工作正常, 防止因钻具转动导致斜向器中途坐封。

3. 开窗、修窗

(1) 钻具组合:φ127mm复式铣锥+φ105mm钻铤×2根+φ89加重钻杆×12根+φ73mm钻杆,

(2) 作业参数:

起始段:钻压:5-10k N, 排量:8-10L/s, 转速:50-70r/min;

骑套段:钻压:20-40k N, 排量:8-10L/s, 转速:60-80r/min;

出套段:钻压:20-40k N, 排量:8-10L/s, 转速:60-80r/min;

修套段:钻压:0-50k N, 排量:8-10L/s, 转速:70-90r/min;

(3) 开窗技术措施:

所有入井钻具准确丈量, 确保井深精确。

下钻至设计开窗井深2m时, 记录悬重, 准确丈量放入。

开泵循环洗井, 缓慢下放钻具, 轻压慢转, 先磨铣出一个均匀光滑的接触面。

套管套铣过程中送钻均匀, 随时捞取砂样, 观察铁屑, 判断磨铣情况, 及时调整开窗修窗参数。

每磨铣0.2m, 提起磨铣工具进行修理, 观察窗口有无挂卡现象, 若磨铣中途接单根, 接单根后必须对已磨铣井段修理。

铣出套管后, 修理窗口直至上提下放无任何碰挂为止。

4. 井眼轨迹控制

(1) 脱离老井眼

开窗后裸眼只有2-5m, 测斜仪器在套管内由于受到磁性影响无法显示正确的方位读数。现场采用“盲打”钻进20米以使井眼脱离老井眼。采用以下钻具组合:φ127mm钻头+φ105mm直螺杆+φ105mm钻铤×2根+φ89mm加重钻杆×12+φ73mm钻杆, 复合钻进。

(2) 增斜段

由于老井筒在造斜点位置已经产生了位移, 井筒在侧钻点处的实际方位往往与设计方位存在偏差, 因此, 增斜段的施工既要增斜又要适当调整方位。一般选1.25°、1.5°或1.75°单弯螺杆用于定向钻进。

钻具组合:Φ127mm钻头+Φ105mm单弯螺杆+定向接头+Φ89mm无磁加重钻杆+Φ73mm斜坡钻杆+Φ89mm加重钻杆+Φ73mm钻杆;

钻井参数:排量10l/s, 钻压20-60k N。

轨迹控制:本段施工的目的是增斜和调整方位, 利用无线随钻进行加密测斜, 并根据工具的造斜率, 及时调整螺杆钻具的规格, 确保中靶。

(3) 稳斜段

采用与增斜段相同的钻具组合, 主要采取复合钻进方式, 每30米测量井斜和方位, 根据测量结果随时调整工具面和钻进参数, 保证中靶。

5. 主要技术措施

水平井钻进过程中的各个井斜段的岩屑运移情况是不同的, 由于钻井液环空速度的驱动作用, 在小角度井段很难形成岩屑床。当井斜角由30°增加到60°时, 受重力的影响, 岩屑下沉到井壁下侧而形成稳定的岩屑床。随着井斜角的进一步增大, 由于岩屑悬浮的影响岩床将变薄。因此最恶劣的工况出现在井斜角30°~60°。在Kumkol油田施工的侧钻井主要采取了以下措施:

(1) 优选泥浆体系, 提高泥浆性能, 提高其携砂、润滑、防塌性能。

(2) 短起下钻划眼:每30-50m进行一次短起下, 将钻屑从井眼中清除出来。

(3) 增大排量, 提高环空返速:在各种井斜角下, 无论使用层流还是紊流, 提高泥浆的环空流速是提高洗井效果的最直接手段。随着循环排量的提高, 钻屑床厚度迅速减少, 因此, 在大斜度井中应保持尽量高的环空流速。小井眼受泵压等因素的影响, 提高排量受到一定的影响, 一般排量保持在8-10l/s。

(4) 钻具倒装:在大斜度井段主要应用斜坡钻杆与斜坡加重钻杆, 改变钻具与井壁的接触状态, 降低钻具与井壁之间的滑动摩阻, 采用倒装钻具组合, 即将斜坡钻杆放在大斜度井段, 将加重钻杆或钻铤放在井斜小的井段或直井段, 便于传递钻压。

二、侧钻定向井完井工艺

1. 完井方式:Φ102mm尾管完井。

2. 主要难点:管串结构复杂, 使用工具多, 对工具质量要求可靠性强。

3.管串结构:Φ102 mm浮鞋+Φ102 mm套管2根+Φ102 mm浮箍+Φ102mm球坐短接+Φ102 mm套管柱+Φ102mm尾管悬挂器总成+Φ73 mm送入钻杆

4. 技术要点:

(1) 管串结构中所使用的工具都是液压控制的, 因此, 在管串下入过程中必须平稳操作, 严禁猛提猛放, 避免因操作过猛产生水击现象造成工具销钉提前剪断, 影响后续工序的实施。

(2) 下入管串前, 上层套管和送入钻杆必须进行通径工作, 以确保管串的顺利下入, 尾管顺利悬挂和胶塞顺利通过送入钻杆。

(3) 入井工具要进行准确测量, 包括长度、内径、外径等, 并绘制出草图备用。

(4) 管串结构入井时应加好扶正器, 除了套管本身的扶正作用以外, 封隔器、分级箍、悬挂器等工具上下各加入两只扶正器, 并用定位卡固定, 以保证下入过程中工具的完好和施工过程中的工具正常使用。

(5) 小井眼井应用尾管完井时, 为避免钻胶塞困难, 固井时可省去钻杆胶塞和套管胶塞, 但固井替浆时要准确计量并提前留有余量, 防止替空。

(6) 管串结构入井时各连接丝扣要使用液压套管钳和扭距仪控制好上扣扭距。并且按要求及时灌好钻井液, 避免管内掏空过多。

(7) 下尾管前, 要充分作好井眼准备, 包括:井径规则, 井眼稳定, 漏失层预堵提高地层抗破能力, 岩屑携带干净等等, 创造良好的施工条件。

三、现场应用

在KUMKOL油田先后施工了4口套管开窗侧钻定向井, 侧钻定向井的基本数据见表1。

四、结论与认识

1.哈萨克斯坦KUMKOL油田通过应用套管开窗侧钻定向井的工艺技术的成功实施, 并取得了高产, 为该油田老井的挖潜增效提供了一条有效的途径, 具有推广价值

2.应用尾管完井技术, 工具较多, 工艺较复杂, 必须保证所使用的各种工具的可靠性。

3.小眼井施工的特点是钻压小, 排量低, 钻井速度较慢。采用近平衡钻进、优选钻头等措施, 优化泥浆性能, 提高钻井速度。

参考文献

[1]论文:周跃云、许孝顺胜利油田套管开窗侧钻技术《石油钻探技术》, 2001 (4) .

开窗侧钻井 篇6

1 套管开窗侧钻技术

1. 1 工作原理

在套管损坏位置以上选定合理的深度,在此固定一个斜向器,再用铣锥对套管进行侧向开窗,向套管外侧斜向钻进至设计深度,从而打开通往油层的新通道,最后下套管进行固井和完井作业[4,5]。

1. 2 适应范围

侧钻技术可以对老油井再次开采,是三次采油中的一项重要技术,开发低渗油藏、边际油层和死油区剩余油行之有效的方法。主要适用于以下几种情况[6]: ①已钻井但偏离含油区; ②套管发生损坏或事故井; ③形成多底井、分支井等复杂结构井; ④油层井段被水淹没或严重堵砂; ⑤枯竭井死油区开采。

1. 3 工艺流程

在进行侧钻井时,首先清除井眼内岩屑、原油等杂物,将斜向器送入井下,并保证送入方位与侧钻井眼一致; 套管开窗,利用铣锥工具沿斜向器对套管进行磨铣,在套管上开出斜长而圆滑的窗口,这是侧钻施工中最关键工序,如图1 所示; 然后改换钻进组合,裸眼钻井进入油层至目标位置; 最后采用适当的方式进行完井作业。

2 在百21 井区陆1 392 井的应用

2. 1 基本情况

百21 井区位于克拉玛依市区以东约70km,1982 年以四点法面积注水全面投入开发,目前油藏处于高含水开发阶段。1392 井是百21 井区克下组油藏中部的一口采油井,投产于1982 年,对应注水井4 口( 13023 、1384 、1385 A、1372 ) ,主要处于辫流线沉积,区域沉积厚度200 m左右,砂砾岩厚度89. 5 m,平均有效厚度20. 7m,其中S72 - 4、S81 - 3、S85层是主要的油层; 1392 井完钻井深2272. 41 m,补心高度2. 84 m,原始人工井底2246. 75 m; 目前,人工井底2246. 75 m,砂面位置2125. 63 m,目前地层压力21. 02 MPa。1392 井套管数据如表1 所示。

1 392 井存在的主要问题是套管破损出砂严重,主力油层全部被砂埋,目前不出液。2006 年5月至2010 年6 月先后5 次修井,砂厚在57. 8 ~138 m,冲出物为地层砂及大量石子,石子最大直径3 cm,2010 年6 月冲砂至2 125. 63 m,冲出大量石块及砂子,修井风险大,故停修,砂面2 125. 63m,砂厚121. 1 m,油层段S73以下全部被砂埋。

2. 2 侧钻的必要性分析

目前该井具有以下特点: ①剩余储量大,采出程度低,1 392 井控制地质储量25. 01 × 104 t,累计产油5. 52 × 104 t,采出程度22. 1% ,单井剩余地质储量达19. 49 × 104 t,剩余可采储量4. 07 ×104 t; 区域单井平均剩余地质储量11. 62 × 104 t,剩余可采储量2. 69 × 104 t; ②该井套损出砂前正常产量较高,2006 年5 月首次修井发现套管破损出砂,出砂前产量较高,正常产量时日产液13. 9t,日产油6. 5 t,含水53. 3% ; ③区域注采完善,压力保持程度较高,该井周围有4 口注水井,区域注采较完善,历次测压显示,平均地层压力在23. 5MPa左右,压力保持程度111. 4% ; ④区域水洗程度较低,正常生产时,本井含水在60% 左右,区域加密调整井T13 308 井2008 年投产,初期射开S8层,含水在20% 左右,2011 年7 月补开S74 - 5,含水在50% 左右。根据以上分析,认为1392 井剩余可采储量丰富,值得进行侧钻挖潜改造。

2. 3 施工要求

钻井要求: ①油层保护,该井钻遇百21 井区克上组地层区域目前压力系数在1. 0,克下组地层区域目前压力系数在1. 1,要求在钻遇目的层选用适当比重的泥浆,减少油层污染; ②侧钻方位一定要监控准确,开窗深度要求电测定位; ③钻穿目的层后留足30 m“口袋”完井; ④小套管与原套管接触部位要平滑。

测井要求: ①从开窗点以下测标准曲线及声幅曲线; ②特殊测井要求: 加测中子饱和度测井( RAS) 。

完井及投产要求: ①完井方式: 造斜段以下采用尾管固井完井; ②投产方式: 射孔投产,如产能低小型压裂改造。

2. 4 施工步骤

2015 年6 月至2015 年8 月,对1392 井进行侧钻挖潜改造。施工包括: 搬家、排气、压井、提抽油杆卡、安装井控装置( 试压) 、提结构、冲砂及观察砂面、通井、修套、上部套管试压、下插管桥塞、挤封油层、套管刮削、下斜向器及陀螺定位、开窗、裸眼钻进、通井、电测、通井、刮壁、下结构、固井、喇叭口试压、钻胶塞替浆、拆井控设备、座井口、电测声副等工序。现将侧钻施工的主要步骤举例如下。

1) 下固斜向器

①定向: 下 Φ73 mm正扣钻杆尾带实心卡瓦坐卡式固斜器+ 安全节流器至1 910. 0 m( 导斜器顶端) ,下陀螺测斜仪定向; ②坐封斜向器: 接好方钻杆开泵投球蹩压,打压20 MPa稳压5 min完成座封。丢手释放: 完成蹩压作业,泄压后上提钻具至原悬重,低速正转钻具至送斜器挂钩脱开; ③下 Φ73. 0 mm正扣钻杆尾带 118. 0 mm钻绞式铣锥至窗口位置1 910. 0 m; ④替浆: 将井内密度1. 0g / cm3泥浆替换为密度1. 05 ~ 1. 10 g /cm3泥浆。

2) 套管开窗

下 Φ73. 0 mm正扣钻杆尾带 Φ118 mm钻绞式铣锥至1 910 m,用密度为1. 05 g /cm3,粘度为47 s的泥浆采用轻压慢转,磨铣出均匀接触面后,改用中压磨铣,泵压5 ~ 6MPa,泵排量420L/min,钻压5 ~ 20 k N,转速60 ~ 80 r / min,由1 910 m钻至1913 m,提出铣锥。

3) 裸眼钻进

裸眼钻进分为稳斜侧钻和造斜钻进两个阶段。稳斜侧钻: 下 Φ73. 0 mm正扣钻杆尾带Φ117. 5 mm PDC稳斜钻头,用密度为1. 25 ~ 1. 5g / cm3修井液钻进: 泵压8 ~ 10 MPa,泵排量400L / min,钻压20 ~ 40 k N,转速60 ~ 100 r / min,由1913 m钻至1 940 m,井口少量外溢,提出 117. 5mm PDC钻头。造斜钻进: 随着方位和井斜的变化,先后进行五趟增斜钻进,而后进行通井。

1 392 井经侧钻定向井完井后,井身结构如图2 所示。

2. 5 侧钻效果

1392 井在侧钻大修前,套管破损出砂严重,主力油层全部被砂埋,已不出油。此次侧钻目的层为克下组S7+ S8层,油层集中分布在S72 - 4、S75- S85两段。因纵向上跨度大,一次性射开改造难度大,该井侧钻后初期优先射开S75+ S8层。S75+ S8层有效厚度15. 0 m,单层产液指数1. 5m3/ m· d。 目前1 392 井经侧钻后日产液量11. 25 t,其中含油约40% ,日增产油水平约4. 5 t。

3 总结

开窗侧钻井技术能够利用问题井已有的大部分套管,并能充分利用原油地面工程,侧钻成本仅为钻新井的1 /3,且可以大大缩短施工周期,非常适合于老油井的挖潜改造,在侧钻过程中还能获得老井区域新的地质资料,有助于重新认识油层,最终提高油藏采收率。现场侧钻井应用表明,该技术能够实现老井的重新利用,这对治理低渗透油田长关井或中高含水井具有重要意义。因侧钻井井眼较小,随着侧钻技术在低渗油层改造中应用日益增多,研发高性能小井眼封隔器,将成为侧钻技术发展的重要方向。

摘要：油田老井的挖潜改造对提高采收率有重要作用。本文阐述了套管开窗侧钻井技术的原理、适用范围、工艺流程;针对某油井的实际情况,分析了其实施侧钻井的必要性和施工要求,简要介绍了施工步骤。该井侧钻后,日增产油量约4.5 t,实现了老井的重新利用。该技术对治理低渗透油田长关井或中高含水井具有重要意义。

关键词：开窗侧钻井,老井,挖潜改造,应用

参考文献

[1]张宏军.老油田开发后期精细开采固井技术[J].石油钻采工艺,2012,34(2):48-51.

[2]王学正,韩永亮,王海霞,等.侧钻水平井分段压裂完井技术在气田的应用[J].石油矿场机械,2014(12):44-47.

[3]钟福海,王合林,单保东,等.开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术[J].钻井液与完井液,2015,32(1):90-92.

[4]卫建魁,于晴晴,金怡.侧钻尾管固井技术在锦州油田的应用[J].辽宁化工,2014,43(12):1537-1539.

[5]李晓军,王德国,陈若铭,等.基于应力波传输的随钻测量系统研究[J].河南科学,2014(7):1247-1250.

油田小井眼定向套管开窗侧钻技术 篇7

1 套管开窗技术

1.1 窗口的优选

定向套管小井眼钻井悬浮窗口一侧, 一般位于窗口的位置约50米以上。套管窗口的位置应尽量向下移动, 同时还应选择地层较为稳定且固井质量较好的井段。偏转点套管窗口的位置应选择固井质量和地层可钻性更好的, 具有更为稳定的性能以及条件。应尽量避免岩石的破碎地带, 同时也应避免容易塌陷、泄露以及地层较大的地层, 避免套管接触角度较大以及方向的自然漂移。还应该确定的偏转点的深度, 垂直深度和水平位移井设计的基础上, 采取有效的基础上充分利用老井数量, 降低了钻井长度, 在一定程度上满足石油生产过程当中的实际需求。套管开窗的长度应满足侧钻, 保证测井和套管钻井通过的窗口无阻碍, 一般窗口的长度为2-3m。

1.2 选择合适的开窗工具

一般可用侧钻导斜的开窗技术, 通过使用铣锥进行了窗口的开设。利用侧钻的导斜打开了窗口, 打开窗口具有平坦光滑的窗口的边缘, 不容易形成模具的死台肩。此外, 还可以一次性开窗、修窗和扩展窗口开窗。卡瓦液压锚转向器, 是当前常用的常用设备和一起, 碰到特殊的情况还可以使用水泥固定锚转向器。一般根据套管的壁厚, 钢级转向器的规则选择合理的斜向器。可使用的其他工具包括:小径陀螺测斜仪、钻杆通径规、套管通径规等。

1.3 套管开窗施工

在选择完侧窗的施工工具后, 通过合理的钻具组合建立了一体式的斜向器。油田的开窗侧钻的磨铣分为了三个阶段。首先应轻压慢转, 而后施加中压进行中速磨铣, 所施加的压力控制在0~5 k N范围内, 转速为60~80 r/min, 从而使相关的设备能摸出满足统一的接触面铣切削要求, 下一步是将钻井压力控制范围在5~15k N, 钻井速度控制在120~150转/分, 使铣锥均匀磨损沿着套管均匀磨铣, 保证了开窗的长度。接下来将钻压控制在0~5 k N范围内, 而转速则与上一个步骤一直, 定点快速施工, 其长度相等于一个铣锥的长度。加快钻井液铣削, 钻井液的上返速度应该大于0.1至6米/秒, 因此它可以有效地降低套管中的金属碎片残留, 其流通是通过强磁打捞器对周围的出口返回了铁屑吸附, 在同一时间, 及时清理, 以确保振动筛的完整性, 防止进入循环罐中, 影响正常使用的裸眼钻进的钻井泵。

2 定向侧钻技术

2.1 钻头的选择

当前, 国内的油田小井眼的定向侧钻的钻头可供选择的范围十分小。当前, 有单牙轮钻头、三牙轮钻头或者PDC钻头能用于定向侧钻。而单牙轮钻头具有YA437, YA517, YC517, YC537三种类型, 较软的地层, 可以选择YA437, YA517等类型的钻头, 硬度更高的阶层可以选择YC517型钻。在实际的实践中表明, 这3中类型的钻头, 能适应滑动钻井和复合钻井, 当机械的转速变慢使, 较少产生轴承先期失效, 最为主要的问题在于牙齿容易遭到磨损。针对性的钻地层特性设计的钻头并不是多, 常因机械普及率低, 可在一定程度上尝试使用其他类型的钻小井眼井, 对机械速度造成了一定的障碍。

2.2 选择定向侧钻工具

往往在定向井钻井过程中的设计, 以实现快速钻井长期稳定的坡道和稳定的定向井的目的, 降低了增长斜坡段, 由此, 应对增斜段井斜角变化率进行准确的控制。当前一般采用弯动力对钻具的造斜施工。一般常用的包括11 0b、11 5b和11 75b等弯动力钻具。为了提高整体的造斜率, 一般缩短井下钻头的长度。螺杆钻具的长度相对较短。常见的螺杆钻具长度是317米的。使用螺杆钻具受到地层因素的重要影响。由此在实际的开窗设计过程中应加强地质翟海的预报和防备。

2.3 钻具组合试钻

一般裸眼钻进的深度为15~20米, 这为裸眼下定向钻定向工具和创造条件, 减少磁干扰, 也是初步了解地层可钻性的一个重要的指标。钻具:<1171 5 mm单牙轮钻头+<1041 8 mm钻铤+<731 0 mm钻杆+方钻杆;钻压30~50千牛, 如果蹩跳钻现象产生, 不应该继续钻进, 而应及时起钻, 观察处理底部钻孔铁屑, 直到油井底部没有铁屑, 然后恢复正常钻井。

定向钻井。小尺寸钻头稳斜能力差, 但应充分发挥强大的随钻测量仪器监测的作用和特点。常用钻具组合为:<1171 5 mm PDC钻头+11 5b@<1041 8 mm螺杆钻具+<1041 8mm无磁钻铤+<881 9 mm加重钻杆+<731 0mm钻杆+方钻杆。

摘要：要提高原油产能, 套管开窗的侧钻技术是一项有效的措施, 能有效提高原油的产能, 同时也能节约钻井投资以及地面建设的投资, 降低了开采的成本, 也实现了对原井上部套管和地面管网的充分利用, 通过对开窗侧钻技术的探讨, 明确了开窗所采用的各种技术措施, 明确了小井眼双靶点的定向轨迹的控制方式, 明确了扩孔技术以及完井技术的使用。

关键词：油田,小井眼,定向套管,开窗侧钻,技术

参考文献

[1]王兴武.小井眼长裸眼侧钻水平井钻井实践[J].钻采工艺, 2010, (03)

[2]闫德宝.小井眼开窗侧钻水平井钻井技术[J].西部探矿工程, 2010, (09)

[3]张蔚.北布扎齐油田浅层小井眼短半径开窗侧钻水平井钻井液完井液技术[J].新疆石油科技, 2010, (01)

[4]肖国华, 陈雷, 王金忠, 王芳.φ62mm侧钻小井眼水平井分段挤堵管柱研究[J].石油机械, 2010, (02)