中原油田139.7mm开窗侧钻井固井技术

中原油田5 1/2＂开窗侧钻井固井技术一、前言中原油田目前处于开发的中后期，勘探上没有重大突破，原油生产任务艰巨。

由于中原油田先天具有的高温、高压、盐层发育等特点，造成生产套管挤毁、错断、腐蚀；井内有落物沙埋等。

由于地质因素，造成部分井未钻遇可采油层，需要改变地质设计方案、更换新井底位置等等。

为了恢复井网，减少损失储量，救活老井降低油田开采成本， 5 1/2＂套管开窗侧钻，在5 1/2＂井眼内下4＂套管、或采用尾管固井等工艺，但是由于井下复杂加上新井眼尺寸小固井施工难度较大，常导致固井憋泵和一次作业成功率低，固井质量差等现象。

为此，今年来我们专门针对开窗侧钻井固井技术进行研究工作，对不合格井及事故井进行分析，形成了一套较为成熟的小井眼固井技术，较好的解决了固井一次成功率和固井质量问题。

二、固井难点分析1、环空间隙小，形成的水泥环薄。

φ118mm钻头与φ101.6mm套管间形成的间隙仅有8.2mm，远小于常规固井要求套管外环空的最小间隙值19.1mm，如此薄的水泥环抵抗外载能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度要求更高。

2、环空摩阻大，施工压力高。

小间隙内摩擦系数相对较大，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。

3、井斜大。

井眼中下入扶正器的难度和风险也很大，有时根本不能下入扶正器，因而套管在井眼中不易居中，从而严重影响了环空中顶替效益的提高。

4、水泥浆整体性能的细微变化对水泥环的质量都将产生很大影响。

如很少的析水可产生很长的环空自由水窜槽，而水泥浆稳定性差，稍有固相颗粒下沉，将会在井斜段井筒上部产生疏松胶结现象，导致地层间封固失效。

5、声幅测井容易产生遇阻现象。

这主要是计量不准和拔出中心管后，开泵不妥造成喇叭口附近水泥浆下沉留水泥塞现象。

6、油气水窜槽现象。

这主要是油气水层活跃或水泥浆在候凝过程产生失重致使油气水层欠压稳，以至产生窜槽，影响封固质量。

7、替浆窜槽现象。

这主要是由于地层或钻井等因素造成井眼轨迹不规则从而影响顶替效率以至窜槽。

8、送入钻具内径小，2 7/8＂钻具内径为54.65mm，而小胶塞本体外径为38mm，加上皮碗的厚度，最大外径能达到44-46mm，如果钻具内有铁屑、泥饼等物质，很容易造成小胶塞卡在钻具内，造成水泥浆顶替不到位，造成固井失败。

9、周围注水井影响较大，钻井工程中注水井不关，造成井内出水，为了压稳地层钻井队加重钻井液造成漏失，经常出现漏涌并存的现象。

三、固井技术措施针对小井眼固井中存在的问题，主要采用了以下技术措施：1、强化井眼准备①下钻通井阻卡井段。

缩径井段进行扩眼；②通井下钻到底后用性能较好的钻井液大排量（钻进时的最大排量）循环1-2周。

对于有落块、井径较大的井可先用高粘钻井液携带一周，后再大排量循环。

（大排量循环可以清洗井筒考验井壁）。

③下入尾管的井，采用小胶塞对入井钻具进行通径，确保小胶塞全部通过。

④下完套管后先小排量顶通、循环，再逐渐增大排量。

（循环可用的最大排量未做计算，循环最大排量时所产生的泵压应小于通井时最大排量所产生的泵压。

）2、充分保证套管居中研究表明，套管在井眼中的居中度<67%，不管采用什么顶替方式均不能将环空的钻井液驱替干净。

因此保证套管居中度是非常重要的，由于套管外环空最大间隙仅有8.2mm，显然弹性扶正器是难以起到扶正作用，而且还会增加下套管的风险性。

为此采取了在套管本体上加焊扶正块的办法，扶正块外形为圆弧轮廓，以防止下入过程中刮破外层套管，可以保证套管顺利下入和居中。

3、隔离液的选用及使用此类井环容较小1-2m3便可占环空高度（裸眼井段）200-300m,选用1-2m3配浆水即可起到较好的冲洗及隔离作用。

四、优选水泥浆体系针对小井眼环空间隙小，流动阻力大，水泥环薄，井斜度大等问题，对水泥浆性能实行了严格控制，要求水泥浆在高温高压条件下滤失水量<50ml，稠化时间=施工时间+1小时；倾斜450条件下水泥浆析水=0，养护的水泥石上中下密度差<0.02kg/cm3，以保证水泥浆有较好抗沉降稳定性，实现返速≤1m/s条件下的紊流顶替，同时流动度≥22cm，水泥石抗压强度≥14.0MPa/24h。

根据上述要求，采用了嘉华G级水泥+降失水剂+分散剂+缓凝剂（催凝剂）的水泥浆体系，对于存在有高压油、气、水的井还加入防窜剂，并实行多段水泥浆体系。

五、采用尾管完井采用尾管方式完井，可以减少套管重合段，减少小间隙环空的长度，从而减少环空流动摩擦阻力，降低施工泵压和压漏脆弱地层带的危险性，尾管的下入和坐挂应该注意以下问题：①严格控制套管下放速度。

不小于30秒/根，每下完15根套管灌满钻井液一次，下完全部尾管灌满钻井液并称悬重做好记录；②尾管挂入井前卸下倒扣接头清洗检查，涂抹黄油，并在反扣上下装好机油，用链钳紧扣到位后松一扣；③尾管挂入井时要扶正慢慢通过转盘、井口导管，不得磕碰尾管挂，以免损坏卡瓦和弹簧；④下钻杆时要锁死转盘，卡死底钳，不能让其转动，防止提前倒开扣；⑤尾管出窗口后要控制钻具下放速度(<4柱/min)，每下一柱要灌钻井液，每下3根灌满一次，同时在下放过程中要密切关注井口返出情况，若井漏要起出全部管柱进行堵漏处理；⑥下完全部管柱后，灌满钻井液，称悬重做好记录并核对；⑦下完尾管后用水泥车小排量顶通，循环好后再坐挂，然后准备固井施工。

六、悬挂器的选择1、SGY-A型液压尾管悬挂器2、主要性能参数3、操作程序⑪：管串排列：浮鞋+套管+浮箍+套管+球座+套管组合+悬挂器总成+送入钻具+水泥头。

⑫：施工准备：校核尾管长度，仔细计算钻杆回缩距，配好送入钻具。

用通径规对送入钻具逐一通径，要求通径规直径≥￠48mm，4〞尾管通经规直径≥￠80mm,3½〞油管通经规直径≥￠60mm;钻具接头、配合接头不许有直角台阶。

⑬：下尾管时，每下5根需灌满泥浆。

⑭：接尾管悬挂器。

先提起整个悬挂器总成，在中心管接箍上接上尾管胶塞，并用管钳上紧扣。

⑮：下送入钻具。

接送入钻具时打好背钳，严禁下部钻具转动，每下5根立柱至少灌满一次泥浆。

严格控制下放速度。

中途遇阻接方钻杆循环时，开泵泵压不得超过8.0MPa。

⑯：将尾管下至预定深度；开泵循环泥浆，控制循环泵压，应使尾管内外流阻之和不大于8.0Mpa ⑰：停泵后投球，开泵以小排量泵送投球。

密切注意泵压变化，当球到达球座位置后，泵压开始上升。

憋压13-14Mpa，稳压2分钟后，缓慢下放。

当总悬重下降到等于送入钻具总重量时，即座挂成功。

⑱：下压3-5t，继续憋压剪断球座，并循环泥浆，直至泥浆性能符合固井要求。

⑲：确保载荷支撑套承压3-5t，然后正转进行倒扣。

累计有效倒扣圈数应不少于20圈。

平稳上提钻具0.8-1.2m，根据悬重判断反扣是否倒开。

将钻具平稳放回到倒扣前位置，准备注水泥。

⑳：用常规方法注水泥。

⑴：压钻杆胶塞。

替泥浆时，特别注意泵压表的变化。

如观察到泵压明显上升后又回到正常值，说明胶塞已经复合，此时应校核替浆计量。

当替浆量剩1.5m³左右时降低排量，碰压。

⑵：放回压，卸管汇。

正转2-4圈，上提钻具，开泵冲出多余水泥浆。

⑶：起钻，侯凝。

4：有关计算4、其它加强及保障措施①悬挂器使用的措施②增加水泥附加量、低密度导浆的使用增加水泥浆用量可提高水泥浆与井壁的接触时间从而提高顶替效率，低密度导浆可起到冲刷清洗井壁、提高顶替效率等作用。

③施工时的排量控制固井施工注隔离液和注水泥的最大排量应小于或等于下完套管后最大循环排量，压塞和替浆起压后应根据压力情况逐渐减小排量。

（这样做的目的主要是防漏。

）④压塞液的选用及数量根据井上情况不同可分别经处理的钻井液或深井型压塞液。

数量一般用3-4m3。

压塞液数量大的原因：第一、给水泥车充分的冲洗及备顶替液时间，避免有水泥进入钻井液造成插旗干或蹩泵。

第二、便于计量顶替。

第三、在尾管固井时尽量使尾管内都是压塞液，以保证电测一次成功。

⑤计量的准确性水泥浆的计量是通过水泥车和流量计来监测顶替液的计量是通过水泥车、流量计和水柜来监测⑥固井后的压稳及加回压对于套管固井和长尾管固井通过使用双凝水泥浆达到固井后的压稳。

尾管固井后起出钻杆循环时，循环钻井液密度不低于固井前钻井液循环密度；当循环出水泥浆后，加大循环排量，使之不低于通井是最大循环排量。

循环时间应大于8小时，（利用循环阻力产生的泵压，对下部水泥浆实施加回压。

）也可在确认井下钻具安全时停止循环，然后加回压。

⑦钻井液与水泥浆的混合实验⑧尾管固井后起出钻杆循环时，钻井液与水泥浆会发生混合，若水泥浆增稠，将会导致循环泵压增高，可造成压漏下部地层或其它复杂情况的产生。

钻井液与水泥浆的混合实验就显得非常重要。

在固井施工中应尽量避免钻井液与水泥浆的直接接触。

⑨其它注意事项当替浆量比柔性胶塞到达空心胶塞处少0.5m3时，要密切观察泵压变化，当泵压突然上升时，说明大小胶塞相碰，应立即校核排量和替入量，为正确碰压提供参考依据，当替入总量余下0.5m3时要适当降低排量，操作平衡，压力突升时立即停泵，核定替入量，确认碰压，放回水检查回流情况。

无问题后立即卸掉水泥头，再接上方钻杆，用水泥车向管内憋压8-10MPa，慢慢上提钻具，泵压下降时继续用水泥车或钻井泵进行循环，这样可以冲洗掉喇叭口附近的多余水泥浆，防止其掉入套管内造成声幅遇阻现象，循环过程中坐好卡瓦进行转动，以防止水泥浆在钻具外环空偏流造成固住钻具的现象。

⑩固井前后密切关注周围注水井情况，确保固井到候凝结束整个过程不受注水井影响。

四、2008-2011年尾管固井统计六、存在的问题（这之前加入现场应用实例）1、钻井队对通径措施尤其是小胶塞通径落实不到位，造成文51-188H和文122侧两口井卡胶塞事故；2、套管居中问题没有解决，目前扶正块仅在个别井下（现在没有在使用扶正块了，之前有使用你可以统计一下，但是焊了扶正块以后套管易发生锈蚀、应力集中造成的变形等损害）；3、对于漏失井，堵漏工作不到位，造成固井过程发生漏失，建议固井前模拟固井施工压力做地层承压实验，成功后方可下套管，防止固井过程井漏；4、工具附件厂家多，产品质量参差不齐，如做挂不住、倒不开扣、及回压凡尔失灵、大小胶塞重合不了等问题时有发生。

5、通井措施执行不到位，造成套管下不到设计井深，如濮2-侧98井、胡12-侧136井；胡47-侧侧24井卡套管后泡解卡剂解卡。

6、固井结束后，注水井就开或者注水井从未泄压，造成固井候凝过程中油气层上窜，固井质量差,如胡47-侧侧24井。