淺談Φ139.7mm套管開窗側鉆井技術

蔣勝 陳勝磊 王葉勝 夏芳寶 趙洪生

摘要：隨著油田開發(fā)進入中后期，油層套管損壞變形、井內落物及復雜等原因造成許多油水井停產或報廢，老井修復再利用技術目前在各油田不斷地進行著。中原油田屬于斷塊油氣田，地層非均質性嚴重，地質構造復雜，相當一部分躺井通過大修已無法恢復生產，為了充分利用老井上部套管進行開窗側鉆，使報廢井恢復產能，降低油田開采成本。文章著重就Φ139.7mm套管開窗側鉆、定向鉆進、鉆井液及完井技術等四個方面詳細介紹了小井眼鉆井技術在中原油田的應用情況和發(fā)展前景。

關鍵詞：Φ139.7mm套管；開窗側鉆；鉆井液；完井技術

中圖分類號： TE243文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2012）15-0081-04

1Φ139.7mm套管開窗技術

1.1開窗點的選擇

符合井身剖面設計，有利于裸眼段井身軌跡控制和安全施工。

開窗點以上套管完好，試壓合格（加壓15～20MPa，30分鐘壓降小于0.5MPa），通過順利，窗口避開套管接箍位置。

開窗點井段老井眼井徑小而規(guī)則，固井質量優(yōu)良，地層穩(wěn)定。

1.2通井、壓井、打懸空水泥塞

由于油田開發(fā)后期部分井出水嚴重，施工中一般先下入通井規(guī)（其長度大于所采用的斜向器長度，外徑大于斜向器外徑2～3mm）+Φ73mm鉆桿通井至側鉆點以下20～30m處確保斜向器的順利入井，用高密度鉆井液壓井，起鉆完下入光鉆桿打水泥塞，起鉆候凝48h。下入Φ118mm鉆頭將水泥塞鉆至合適深度，要求水泥塞承壓超過100kN，以保證甩地錨式斜向器時剪斷銷釘。

1.3斜向器的分類及下斜向器、陀螺定向的方法

1.3.1斜向器分類

地錨式斜向器、液壓雙卡瓦式斜向器、液壓雙卡瓦封隔器式斜向器、雙卡瓦機械式斜向器。

1.3.2目前常用液壓雙卡瓦式斜向器

將側鉆點以下井段水泥封固，先采用Φ118mm銑錐+套管刮削器+Φ118通井規(guī)+Φ73mm鉆桿通井至側鉆點以下20～30m處循環(huán)洗井，在開窗處刮削套管壁，消除雜質對固定斜向器的影響。下入斜向器，陀螺定向把斜向起斜面調整至預定方位后，起出儀器；投球，接方鉆桿將斜向器下至設計深度，緩慢開泵，蹩壓20～22MPa，穩(wěn)定2～3分鐘，下壓鉆具200～300kN確認斜向器座封穩(wěn)固后，卸壓；上提鉆具至原懸重緩慢啟動轉盤正轉，直至中心桿全部退出為止，然后下開窗鉆具組合進行開窗作業(yè)。

1.4套管開窗工藝

1.4.1開窗鉆具組合

Φ118mm鉆絞式銑錐+Φ101.6mm鉆鋌×3根+Φ88.9mm加重鉆桿×15根+Φ73mm鉆桿，銑錐到斜向器頂部遇阻后，在方鉆桿上做好標記，即可開窗作業(yè)。

1.4.2起始開窗鉆進參數(shù)

鉆壓5～10kN、轉速40～60r/min、排量8～10L/s；開窗磨銑15cm后，鉆壓增至20～30kN，并保持每磨銑30cm左右，上下活動鉆具修窗、清洗井底碎鐵屑，避免重復破碎（注：開窗過程中，必須使用好震動篩，篩布要求100～120目，有條件的應在流槽內放置磁鐵打撈細鐵屑，要有專人觀察震動篩返屑情況）。

1.4.3修窗

整個窗口開出后（磨銑總進尺達到2.0～2.5m），上提銑錐至窗口頂部，反復下劃修復窗口至暢通為止，特別是在上下窗口處必須定點懸空磨銑5～10分鐘（轉速80～100r/min）。為了確保鉆頭能夠直接進入地層，開窗完畢后，應再以30～50kN鉆壓鉆入地層2～3米再循環(huán)起鉆。銑錐起出后應測量外徑并觀察其損壞情況。

2定向鉆進技術

2.1鉆頭優(yōu)選技術

小井眼側鉆，選擇適合地層特點的鉆頭是提高鉆井速度的關鍵。中原油田小井眼側鉆一般都在下部地層沙一至沙三段，地層可鉆性較差。通過使用分析比較，牙輪鉆頭一般采用江漢鉆頭廠的Φ118mmYA437、YA517、YC517等型號的單牙輪鉆頭；根據(jù)定向及雙驅鉆進的需要，定向時選用短保徑PDC鉆頭，穩(wěn)斜復合鉆進時選用長保徑PDC鉆頭；一般選用中原管具產的Φ118mmZY304A型和川石Φ118mmGP426L、G426H等型號鉆頭?，F(xiàn)在多采用動力鉆具配合PDC鉆頭復合鉆進，它可以定向扭方位、增斜、降斜一次完成。

2.2螺桿鉆具的合理使用

針對不同地層對螺桿鉆具進行了優(yōu)選。目前多使用1°、1.25°和1.5°彎螺桿，其中1.5°螺桿多使用于水平井或地層造斜率低的地層，但因其彎角偏大、造斜率高，其交變應力和扭矩偏高，應盡量減少雙驅鉆進時間，避免螺桿折斷事故；雙驅鉆進一般多使用1.25°彎螺桿。

2.3側鉆

側鉆時為有效側出新井眼，先用Φ118mmPDC鉆頭+Φ95mm直螺桿+Φ104.8mm鉆鋌6根+Φ88.9mm加重鉆桿×12根+Φ73mm鉆桿?；瑒鱼@進20～30m，擺脫老井眼。對于窗口部位固井質量好、地層巖性穩(wěn)定的開窗井段，可以使用彎螺桿，在鉆頭出窗口后直接雙驅鉆進20～30m，無磁鉆鋌進入地層后，進行定向側鉆。

2.4井眼軌跡控制技術

第一，在定向過程中，應首先增井斜擺脫老井眼，增加夾壁墻厚度，然后扭方位。Φ95mm 1.25°單彎單扶螺桿在井斜小于5°時，扭方位一個單根可達到20～30°；當井斜大于8°時，使用重力工作面，盡量避免在大井斜時造成扭方位。

第二，據(jù)統(tǒng)計，Φ95mm1.25°單彎單扶螺桿雙驅鉆進呈一定規(guī)律，地層傾角小于10°時，井斜遞減率一般平均為3～4°/50m，方位平均增加3～5°/50m，當?shù)貙觾A角大于20°時，井斜遞增率一般為1～3°/50m方位平均減少3～5°/50m；因此要求在定向及雙驅鉆進時應注意收集地層自然造斜規(guī)律的實鉆資料，根據(jù)具體情況調整好井斜與方位的預留，堅持50～60m必須吊測一次，并根據(jù)測斜結果及時調整措施，確保中靶。

第三，因小螺桿鉆具滑動鉆進造斜率較高（約為2～3.5°/10m），所以小井眼定向應注意控制全角變化率：要求全角變化率小于10°/30m，最大不允許超過15°/30m，以保證良好的井身質量。

2.5安全鉆井技術

第一，所有入井鉆具必須使用Φ48mm×200mm通徑規(guī)通徑，保證鉆具水眼暢通。由于小井眼鉆進泵壓高，因此要求入井鉆具必須按規(guī)定扭矩緊扣。

第二，使用PDC鉆頭鉆進過程中，注意觀察懸重和泵壓的變化，防止蹩泵或斷鉆具事故。施工過程中，必須用好刮泥器，嚴防井下落物造成卡鉆事故。

第三，滑動鉆進時泥漿中應混入8%～10%的原油，提高鉆井液的潤滑性能，并盡量簡化鉆具結構。全井施工用好固控設備，及時清除有害固相。

第四，從開窗側鉆起就應加強坐崗觀察記錄，根據(jù)井下實際情況及時調整泥漿密度，搞好一次井控。因小井眼容積小，要求溢流量應在1m3左右報警。進入油氣層每次下鉆到底后，必須小排量開泵，正常后再逐漸調整至正常排量，同時測后效，以確定合理的泥漿密度，以提高井控安全系數(shù)。

第五，由于小井眼鉆進巖屑碎、細砂多，井下情況較復雜，每鉆進60～80m，應短起下鉆至窗口一次，以確保井壁殘砂少、井眼暢通。

第六，從開窗起始，周邊注水井的停注卸壓要及時，井口壓力應小于3MPa，并且要加強日常監(jiān)督工作，現(xiàn)場重晶石儲備不少于30t。

第七，鉆遇高壓油氣層或易漏地層后，要分段循環(huán)下鉆，特別是在裸眼井段要控制起下鉆速度，防止因激動壓力過大造成井漏或溢流，同時，因使用動力鉆具，要禁止長時間定點循環(huán)。

3小井眼鉆井液技術

第一，針對井眼小，排量低（8～10.0L/s），小井眼側鉆井環(huán)空壓耗占泵壓的75%以上，使鉆井液的安全密度窗口較小，易造成井漏等情況。必須嚴格執(zhí)行地質設計密度，搞好地層壓力的監(jiān)測工作，做到近平衡鉆井，密度附加值控制到最小值。

第二，小井眼泥漿量少，進入油氣層每次下鉆到底后，必須測后效，計算油氣上竄速度，以確定合理的泥漿密度。

第三，實踐證明，泥漿中混原油達到8-10%為最佳，根據(jù)井下情況不定期加入C-9501或石墨片等潤滑劑，控制泥漿般含在40～50g/L左右，固相含量小于6%，含砂量小于0.3%，失水量小于4ml，高溫高壓失水小于15mL。因為固相含量過高，性能差會增加泥漿在環(huán)空的流動阻力，從而造成泵壓過高易引起井漏及損壞地面設備。小井眼施工振動篩使用率要達到100%，震動篩篩布目數(shù)應大于100目，除砂器使用率100%，離心機使用率大于90%。以滿足低固相的要求。

第四，應用足夠的護膠劑保證鉆井液的穩(wěn)定性，鉆井液粘度在70～80S，動切力14Pa左右，保證鉆井液有足夠的流變性，造壁性和抑制性，使泥餅質量薄而致密。鉆遇漏層時，應降低排量在6～7L/s，并混入適量堵漏劑，堵漏材料多使用超細CaCO3、細粒隨鉆堵漏劑等。

4完井技術

4.1小井眼完井技術難點

第一，小井眼側鉆井完井一般采用Φ101.6mm尾管懸掛，其理論環(huán)空間隙為8.2mm。由于環(huán)空間隙小，泵壓高，易蹩漏地層，循環(huán)頂替排量受限，頂替效率低，在替漿過程中易發(fā)生井漏、竄槽，嚴重影響固井質量。

第二，尾管懸掛重復段間隙小，固井質量難以保證，套管試壓成功率較低。

4.2小井眼完井技術

第一，井眼準備要從源頭做起，通過優(yōu)選鉆頭，優(yōu)化鉆具組合和鉆井參數(shù)，嚴格控制好井身質量。對于井眼曲率大的井段應進行擴眼，保證井身軌跡圓滑。完鉆后，堅持“一拉，二通，三循環(huán)，四封閉”的原則，做到井眼暢通，井壁光滑，拉井壁至開窗點后，下鉆到底大排量循環(huán)洗井，調整好泥漿性能，用塑料小球等打好封閉起鉆，保證電測一次成功率。

第二，完井鉆井液性能要具有密度適當，潤滑性好，粘切適中，失水低，泥餅薄而致密，具有強抑制性和抗溫抗污染能力。電測結果若有“大肚子”存在，通井時應用高粘泥漿（150S以上）柱攜砂，確保井眼安全暢通。

第三，下尾管作業(yè)。尾管串結構：帶刀翼浮鞋+Φ101.6mm套管1根+浮箍+Φ101.6mm套管1根+球座短節(jié)+Φ101.6mm套管+尾管懸掛器總成+Φ73mm鉆桿。尾管與油層套管一般要求重疊100m左右，下尾管過程中堅持每下10根灌滿一次泥漿，接完懸掛器總成后灌滿泥漿，記錄尾管懸重，鎖死轉盤防止轉動；再下鉆桿時堅持每5柱灌滿一次泥漿，下鉆速度控制在1～2min/柱，套管下完后，要先灌滿泥漿再開泵循環(huán)，記錄總懸重。由于環(huán)容小，循環(huán)壓耗大，杜絕因開泵過猛把地層蹩漏，應先小排量開泵，以3～5L/S將井底稠泥漿循環(huán)至窗口以上套管，再逐漸加大至正常排量充分循環(huán)，然后投球泵送蹩壓，座掛尾管，尾管座掛后繼續(xù)蹩壓打開循環(huán)通道，正轉倒扣，循環(huán)處理泥漿。

4.3固井技術

第一，小井眼固井對水泥漿要求具有：微膨脹、低失水（小于100mL）、流變性好、觸變性強，要有較高韌性等特點?，F(xiàn)階段較好的水泥配方為：嘉華D級水泥+膨脹劑（G502）+分散劑（USZ）+降失水劑（M-83S）+早強劑（W3210）+消泡劑（603）。依據(jù)現(xiàn)場水質，優(yōu)選最佳配比方案。

第二，對于鉆進中發(fā)生過漏失的井，固井時要注入一定量的平衡液，盡可能降低環(huán)空液柱壓力，防止井漏發(fā)生。

第三，小井眼固井隔離液一般使用：玻璃水、CMC膠液等，注入量為1～1.5m3。壓塞液采用高粘CMC+Na2CO3+SMP+黃河Ⅱ號，粘度要求在200～300S，便于聲幅-變密度測井順利。

第四，因環(huán)空間隙小，從安全角度出發(fā)，固井采用小排量替漿，實踐證明，頂替排量達到環(huán)空返速1m/s即能滿足固井需要。采用水泥車和泥漿罐雙重計量，做到準確替漿碰壓。

第五，替漿碰壓后，放壓，泥漿要無倒返現(xiàn)象。卸水泥頭，接方鉆桿開泵蹩壓10MPa左右上提鉆具，密切注意壓力變化，當壓力突降時剎住剎把，開泵、轉動轉盤，循環(huán)出多余水泥漿后，卸掉一單根繼續(xù)循環(huán)到水泥稠化時間后再附加1～2小時（防止懸掛器入口處有水泥殘留），起鉆候凝。

第六，固井及候凝（48～72小時）期間，周圍500米內的注水井不得開注，要使井下壓力處于靜態(tài)平衡。另外，在水泥凝固期間會產生失重現(xiàn)象，為防止油氣上竄，根據(jù)井下情況，在環(huán)空可適當加回壓，以保證固井質量。

5結論與認識

通過不斷摸索創(chuàng)新鉆井工藝技術，完善了Φ139.7mm套管側鉆井技術，形成了一套適合中原地區(qū)的小井眼復合雙驅側鉆井工藝技術。極大程度地簡化了鉆具結構，大幅度提高了小井眼鉆井安全性和機械鉆速。在施工期間中原產Φ118mmF304A型PDC鉆頭在文56塊沙二段鉆進，平均機械鉆速創(chuàng)造了5.20m/h的高鉆速。目前，在Φ139.7mm套管開窗側鉆實際生產過程中，尚存在著鉆進排量?。?～10L/s），泵壓高（20～25MPa）等問題，因此有待進一步提高和完善設備的承載能力，以滿足今后能夠進行井深超過3500m、密度大于1.50g/cm3的側鉆井或加深井的需要。

綜上所述，應用Φ139.7mm套管開窗側鉆井技術使諸多報廢井重新恢復了產能，為油田老油區(qū)上產穩(wěn)產降低油田開采成本，做出了貢獻，創(chuàng)出了良好的經濟效益和社會效益，因此該項技術的應用前景非常廣闊。

（責任編輯：趙秀娟）