小井眼钻井完井技术
小井眼水平井钻井技术
小井眼水平井钻井技术摘要：小井眼开窗侧钻井工艺技术的运用，分析小井眼侧钻井实际固井作业中存在的问题，针对难点，提出解决小井眼开窗侧钻井固井工艺技术存在问题的重要措施。
本文对小井眼水平井钻井技术进行分析，以供参考。
关键词：小井眼；水平井；钻井技术引言国内多数油田进入开发后期，在长时间的开发生产中由于套管变形、损坏、井下落物施工、井下水锥、气锥各方面影响导致油井已经不能正常生产，为降低钻井成本，开发油田潜力，国内开始广泛研究推行小井眼开窗侧钻井。
1小井眼水平井技术简介小井眼水平井技术是指用直径小于等于6″的井眼穿过目的层，井斜不小于86°，并保持这一角度直至打完水平段的一种钻井技术。
具有小井眼井和水平井的双重优点，具有机械钻速高、钻井成本低、环境污染物排放量少等优势，在老油田加密井开采剩余油、老井和报废井改造再利用，以及特殊油气藏资源的开采中得到广泛应用。
小井眼钻井技术在国外研究起步较早，20世纪50年代美国就开始使用该项技术，节约了钻井成本，20世纪60年代前后是国外小井眼技术发展的高峰期，世界上各石油公司共钻超过3200口小井眼井，取得了较高的经济效益。
进入21世纪前后，国际油价居高不下，小井眼技术未得到足够重视，技术也未取得实质性突破。
直到近10年来，各老油田开发进入后期和国际油价的下跌，小井眼技术和小井眼水平井技术再次进入高速发展阶段，除了在1000m以内浅井中得到应用，在垂深超过3500m的深井中也得到较大范围应用，并取得了良好效果。
2小井眼水平井钻井优势2.1技术发展迅速目前，国内外针对小井眼钻井技术的研发进展飞速，从小井眼钻井钻机、配套工具（井口、防喷、井下动力钻具）到小井眼钻井的整套技术（井控技术、固井技术以及钻井液优化等），都获得了快速的发展，促进了小井眼钻井技术安全高效地发展。
2.2环保压力减小国内外对钻井过程中的环境问题非常重视，常规钻井过程中会产生大量的钻屑、废油、泥浆以及钻井液，还有噪声污染、空气污染等，都对环境造成了污染。
小井眼钻井配套技术及应用
小井眼钻井配套技术及应用胜利油田已进入勘探开发后期，受地面、剩余油分布限制，油气开发难度不断增大。
采用小井眼钻井技术是降低老油田开发综合成本的有效途径，为此，胜利油田开展了从小井眼钻机配套到工程设计、工艺及工具等配套的技术研究，经过现场试验与应用，形成了一套适合胜利区块的小井眼钻井配套技术，在开发中的应用效果显著。
该技术在低产低效油藏的开发和老区剩余油挖潜方面，具有良好的社会和经济效益以及广阔的应用前景。
标签：小井眼；钻井；工艺研究；配套技术；应用1 引言近年来，胜利油区勘探开发难度逐年加大，新增及难动用储量规模小、品质差，且以低渗透油藏为主，而老油田已进入高含水开发后期，剩余油高度分散，如何采取有效手段，开发此类低产低效油藏、挖掘老区潜力，已成为当前提高勘探开发水平的重大难题。
由于采取常规井开发没有效益或无法开发，而采用小井眼钻井技术开发，能达到提高油藏有效动用程度、降低综合开发成本、节能环保的目的。
自20世纪90年代以来，小井眼钻井完井技术成为即水平井技术之后又一开发热点，其应用规模不断扩大。
与常规井眼相比，此项技术在设计相同井深时，成本节约15-30%，在边缘及交通困难地区，这个比例会更高。
自2005年开始，由钻井院负责开展了小井眼课题的研究工作，并于2006年完成了油田第一台小井眼专用钻机的配套工作，开展了小井眼钻井配套技术的研究与应用推广工作，形成了配套新技术。
在油田多个区块取得了良好的效果。
2 小井眼钻井配套新技术2.1 小井眼钻井设计技术通过现场试验井的探索和实践，对井身结构进行优化，并做出了经济适用性评价。
2.1.1 井身结构优化根据井身结构确定的原则、依据及井身结构的设计方法，结合生产层的产能、油管大小、增产措施及井下作业等情况，为满足钻进安全、快速、经济和后期采油工艺的要求，优化形成井身结构设计方案。
一开表层套管的下深要求封固平原组，达到防止浅水层污染，封隔浅层流沙等疏松地层的目的。
小井眼固井技术
小井眼固井技术09级钻井2班付波摘要本文分析了辽河油田侧钻井固井质量差、寿命短的原因，以及解决方法；介绍了提高侧钻井小井眼固井质量理论成果和综合技术措施，并从小井眼与套管环空间隙、微台阶扩孔技术、小井眼固井技术、固井配套工具几个方面展开了具体论述；通过理论研究与现场应用，形成了适合辽河油田特点的提高侧钻井固井质量配套工艺技术。
侧钻井技术具有减少新开发井眼数量，相应减少钻井进尺，合理布局油田开发井网，减少环境污染，降低开发成本等优点。
辽河油田自90年代初期开始应用该项技术来提高采收率、延长油气井的生产周期，至今已完成各类侧钻井1800多口，实现了经济有效地提高老油田储量动用程度的目标。
但是，随着时间的推移，侧钻井自身存在的问题逐渐暴露出来，最明显的特征是固井质量差、寿命短，其寿命远低于普通生产井寿命，平均仅为2年左右，直接影响到侧钻井技术的应用前景。
本文针对存在的问题，通过研究和实践，探索出一套适合本地区特点的提高侧钻小井眼段固井质量技术，为侧钻井技术的进一步应用提供了技术支持。
一、侧钻井小井眼段固井质量影响因素分析针对不同区块，不同岩性对固井工艺的要求不同，提高固井质量的方法也不尽相同。
为了增强解决问题的针对性，我们选择了侧钻井问题比较严重的锦45块进行研究，并对造成锦45块侧钻井停产的原因进行了调查。
该区块自1992年开始实施侧钻作业，到2001年底已累计完成侧钻井320口，完成的320口侧钻井中已有188口井关井，占侧钻井总数的58.8％，188口关停井中96口井因高含水关井，占停产井总数的51.1％；套管损坏停产井42口，占22.3％；落物停产井24口，占12.8％；因地层原因造成的停产井为26口，占13.8％。
侧钻井平均寿命为2.5年。
统计结果表明，高含水和油井套管损坏是造成其停产的主要原因。
综合研究分析，侧钻井高含水和油井套管损坏主要是水泥石封固质量不好，引起层间互窜和套管错位扭曲损坏，最终导致油井停产，综合分析侧钻井固井质量影响因素有四个方面：1、环空间隙小" (Φ137.9mm)套管侧目前辽河油田的侧钻井主要有7" (Φ177.8mm)套管侧钻井和51/2钻井两类。
第七章 小井眼钻井技术
第七章小井眼钻井技术塔里木油田由于地质情况复杂，部分井实钻结果与设计相差很大，尤其是探井表现较为突出，同时也存在地层岩性复杂，孔隙压力、坍塌压力、漏失压力预测精度差，复合盐层预测不准等井下复杂情况，增加了钻井工程难度。
为解决以上问题，部分井不得不改变设计，增加套管层序，最后出现4 1/8″小井眼。
也有部分井由于所处地区地质情况复杂，在设计中就是4 1/8″井眼完钻。
塔里木油田碳酸盐岩井段完井大多为5 7/8″或6″井眼。
严格的说5 7/8″或6″井眼为正常完钻井眼。
如轮古、塔中、英买力地区，山前也有个别探井是5 7/8″或6″井眼完钻的。
在碳酸盐岩段5 7/8″或6″井眼出现复杂情况的不多，但个别超深井，如哈6井，在钻进中就遇到不少困难。
山前井完钻为5 7/8″或6″井眼的，施工难度就更大。
1．在5″尾管钻塞注意事项（1）在5″尾管钻塞及钻附件时，下钻中应采用分段开泵循环，循环正常后再继续下钻，尤其钻完尾管挂喇叭口段水泥塞后，下钻中要格外注意，最好先下1~2柱试开泵，根据开泵循环情况决定每次下入多少钻具开泵为好。
（2）在5″尾管钻塞及钻附件时，要注意防卡。
钻附件时，排量要控制在10L/S，泵压也不宜太高，钻压10~20KN为宜，转速以低转速为宜，最好不好超过50RPM，一定要将附件钻碎、钻细，以免给下步生产带来隐患。
在5″尾管内钻塞的钻具组合，一般为复合钻具组合，如3 1/2″钻铤+2 3/8″钻杆+3 1/2″钻杆+5″钻杆。
在钻塞及钻附件时要精心操作，随时注意钻盘扭矩变化，稍有不慎，就有可能将钻具扭断或扭胀扣，造成钻具落井。
如西秋2井就是由于钻塞时造成钻具落井，处理困难，最后事故完井。
（3）在5″尾管内下钻或钻塞时，开泵一定要以小排量顶通，返出正常后再增大排量，开泵不通时，严禁以猛放回水卸压，应上提钻具，采用节流放压的方法。
放压时要转动钻具，严防因抽汲作用将套管附件碎块或水泥块抽吸至钻头与套管之间造成卡钻，尤其在钻附件时要格外注意。
小井眼钻井井控技术
ｉｉ ｂ ｎ ｆ ｉ ｎ ｉ ｎ ｅ ｔ ｒｔ ｔ ｎ Ｔ ｅｔｓ ｏ ｉ — ｏ ｒ ｌ ｇ ａ ｏ ｄ ｃ ｄ ｉ Ｘ ｎｉ ｇｏ ｆ ｌｓ ｎ ｕ ｃ ｅ ｅ ｔ ａｔ Ａ — ｔ ｓ ｅ ｅ ｃ ｌ ｏｅ ｖｒ ｍ ｎ ｏｅ ｉ ． ｈ ｔ ｆ ｌ ｈ ｌ ｄｉ ｉ ｓ ｎ ｕ ｔ ｉｊ ｎ ｉｉ ｄ ｄ ｓｃ ｅ ｄ ｄ ａ ｌ ． ｃ ｉ ａｔ ｏ ｐ ｃｏ ｅ ｓｍ ｅ ｌｎ ｗ ｃ ｅ ｎ ａ ｌｅ ａ ｓ
１１ 排 替 量及 计 算 ．． ３
排替 量是 井 内管柱 排替 井 内流体 的体 积 。
（） １ 管柱水 眼 畅通 时
Ｖ排 Ｔ （ 柱 Ｄ 柱 ）Ｈ 柱 １ －４ ＝ｒ Ｄ 外 — 内 ｘ ｘ ０ ／ Ｘ ６ （） ３
是 完钻 井 眼 小 于 常规 完 钻 井 眼 ２ ５ ｍ ８ ”的井 １ ． ｍ（ １ ９ 眼 ． 有 的认 为是 环空 问 隙小 于 ２ ． 还 ５ ｍｍ（” ４ １ 的井 跟 ， ） 而 目前 一 般 是 把小 于 １２４ （”的井 眼 定 义 为小 ５ ．ｍｍ ６）
井眼 。小 井 眼可降 低钻井 成 本 ， 有利 于环保 ． 并 目前 小井 眼成 为 一项 热 门钻 井技 术 ， 随之 而 来 的 是如 何 控 制小井 眼钻 井过 程 中井控 的 问题 。
式 中 排 排替量 ｉ 一 ｎ； Ｄ柱 一钻 柱 （ 或管 柱 ） 内直径 ｉｎ。 ｎ （ ） 柱水 眼堵 塞时 ２管
ｃ ｒ ｉ ｇ ｔ ｈ ａ ｉ ｐ ｎ ｉ ｌ ｆｗ ｌ ｃ ｎ ｒ ｌ ｅ ｈ ｏｏ ｙ ｔ ｅ ｐ ｐ ｒｃ ｒ ｅ ｕ ｈ ｏ ａ ｓ ｎ ｂ ｔ ｅ ｈ ｌ— ｏ ｔ ｌｔｃ ｎ ｌｇ ｎ ｏ ｄ ｎ ｏ ｔ ｅ ｂ ｓｃ ｒ ｃ ｐ ｅ ｏ ｅ ｌ ｏ ｔ ｃ ｎ ｌ ｇ ， ｈ ａ ｅ ａ ｒ ｄ ｏ ｔ ｅ ｃ ｍｐ ｒ ｏ ｅｗｅ ｎ ｔ ｅ ｗｅｌ ｃ ｎ ｒ ｅ ｈ ｏｏ ｙ ｉ ｉ — ｏｔ ｉ ｔ ｉ ｏ
侧钻小井眼钻井技术
钻进参数的选择 钻压的选择要兼顾钻头、
轨迹控制等因素，一般控制在20-60KN，转速
的变化一般对方位变化有较大的影响，高转
速能对右漂方位起到一定抑制作用，一般控
制 在 70-110RPM ， 泥 浆 泵 排 量 一 般 要 求 8-
10L/S。
4、预防复杂情况的安全措施
4.1 优化钻井液体系及性能，以满足井眼的稳 定、携砂、防卡、降摩阻、保护油气层等安全 钻井要求。 4.2 加强钻具管理，定期对钻具、接头进行检 查。 4.3 平稳操作、均匀送钻、严禁溜钻、顿钻。
2、施工设计
2.1设计技术标准 结合中原小井眼侧钻实际， 制定出中原油田小井眼侧钻技术标准。特别 是工序标准、质量标准及质量检验方法。 2.2钻井设计 重点要选择好窗口位置、轨迹 设计、钻进钻具组合、钻进参数、钻井液性
能。
目前窗口位置通常选在固井质量好、地层 硬的井段，开窗出去后地层岩性多为泥岩， 在泥岩地层随钻定向，钻速慢，方位控制难， 势必影响小井眼侧钻钻进速度。因此，选择 窗口位置应兼顾窗口下部地层岩性，提高随 钻速度，减少随钻时间，保证快速钻井。
三、问题研究讨论
11、 井号选择
目前井下侧钻水平仍处于起步阶段，对甲方
（采油厂）所提供的侧钻小井眼井号必须有
选择性，遵循由易到难的原则。要综合考虑
侧钻井段地层和轨迹问题。
对侧钻井段地层复杂，特别是开窗后就会遇
到复杂地层而窗口位置无法上移的井，应选
择性放弃，如**井，施工前资料调研查明，
开窗后30米会遇到严重断层井漏，结果当时
铤*1根+ø 73mm（加重）钻杆
或ø 118mm 钻 头 +ø 95mm 螺 杆 + 定 向 接 头
1-小井眼钻井技术(上)
③金刚石钻头。60年代以后，许多 钻井承包商发现使用PDC聚晶金刚石钻 头配合液力加压器和井下马达，钻头 寿命是同尺寸牙轮钻头的4.6倍。于是 金刚石钻头以其使用时间长、进尺多、 机械钻速高、不易出井下事故，逐步 被人们采纳。
尤其在小于φ152.4mm的井眼全面钻进 中，牙轮钻头已逐渐被金刚石钻头所取 代。以DBS公司、克里斯坦森公司等为代 表的公司，专门研制了抗偏转的小尺寸 PDC钻头、热稳定聚晶金刚石钻头(TSP钻 头)和天然金刚石钻头。 这三种钻头能适应高转速，可用于连 续取心和与螺杆钻具配合使用，能减轻 钻头在钻迸过程中产生的强烈振动，提 高钻井效率。
1994年4月法国在巴黎盆地还使用了foraslim 小井眼钻机，其主要技术参数见表5。
③瑞典石油勘探公司(Microdrill公司)于70年代末 到80年代初，在Gotland岛使用装有小型防喷器的 Diamc一700小井眼液压钻机钻了207口井径2～3英 寸、井深217-2666m的小井眼井，比常规钻井节省 费用75%，主要技术参数如表6所示。
通过对调研资料的统计，小井眼技术有以 下几个研究和发展方向: 小井眼钻头与马达的研制; 小井眼完井与井控技术; 小井眼钻机研制。 根据大港油田的实际情况，大港油田小 井眼钻井技术的发展方向有: 老井加深小井眼钻井技术; 老井侧钻小井眼或小井眼水平井钻井技术; 钻探边井小井眼钻井技术。
(二)主要技术发展应用情况 1.国外主要技术发展应用情况 为了解决小井眼给钻井带来的诸如 钻头性能差、机械钻速低、钻井液体 系不当导致当量循环密度高和立管压 力高及井涌不能及时发现等问题，着 重研究了一系列关键技术。
一、 小井眼钻井技术
（一）90年代以来，国内外小井眼钻井技
术的发展方向和趋势 近10年，随着油气生产费用的提高，以 及石油工程领域不断向边远地区扩展和钻 井工艺技术水平的提高，钻小井眼井开采 油气的优越性更加明显，使得小井眼钻井 技术成了继水平井钻井技术之后的又一研 究热点。截至目前，世界上已钻成小井眼 井上万口，最大垂直井深超过6000m。
浅析小井眼钻井技术
浅析小井眼钻井技术作者：赵恒来源：《科学与财富》2018年第09期摘要：本文结合小井眼钻井技术的基本含义、适用环境和作业特点等基本情况的分析，着重结合具体的应用油井，对合理配套二开设备、优化井身结构、优选钻头和钻具、选择合理的钻井模式、合理配套钻井液等小井眼钻井的具体技术应用措施进行了探究。
关键词：小井眼钻井；适用环境；作业特点小井眼钻井技术具有钻井成本较低、开发效益较好的特点，在当前石油企业降本增效的背景下，应用小井眼钻井技术具有较强的应用优势。
因此，通过对小井眼钻井技术的基本情况分析，以及对主要应用技术措施的研究，有利于提升对小井眼钻井技术的认识，更好地应用小井眼钻井技术进行油气资源开发。
1 小井眼钻井技术基本情况小井眼钻井技术就是利用尺寸较小的钻头进行井径较小的油井钻进，并配套随钻监测、井涌早期预警等措施，对规模较小的区块进行钻井开发的应用技术。
在开发时间较长的油田中，小井眼钻井技术是低成本开发的首要选择。
小井眼与常规钻井技术的应用优势如表1所示。
小井眼钻井技术应用首先必须合理设计井身轨迹，特别是需要在老油井套管进行开窗侧钻的油井和水平井而言，需要提前设计和预测钻进的轨迹和形状，统筹开窗部位、造斜率、井段长度、井眼规格等参数进行设计。
其次是要进行开窗试钻并辅助进行修窗处理，提前检查钻井仪器，确保螺旋和有线仪器一次性下入井底，在开窗套管初铣中，要尽量采用低压和低转速进行钻进，并借助强力磁铁等进行铁屑吸附，通过多次测试确保窗口无异常，修窗合格后进行试钻，在钻进顺利的情况下再进行钻进。
要注重确保钻井液润滑性能达标，满足小井眼钻井造斜率高、井斜角大的问题，同时钻井液必须具备较高的粘度，实现良好的润滑和携砂。
相比常规钻井技术，小井眼钻井技术应用中需要着重克服以下因素：空间因素，小井眼钻井井筒空间有限，加大了环空压力，增加了井漏概率；泵压因素，钻井泵压相对较高，长期持续性运转对钻井设备提出了更高要求；循环排量问题，受井筒排量限制，钻井中泥沙循环返排和排沙工作较为困难；随钻监测要求高，需要加强预测和绘制井眼轨迹，通过实时监测、反复测量，确保控制钻进误差；钻井液因素，对粘度等指标要求较高，且要防止井下落物引发复杂事故。
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小井眼钻井完井技术
摘要:目前吐吐油田小井眼侧钻、加深技术是油田老井挖潜增效和套损井治理最有效的措施之一;但小井眼钻井完钻后,在完井过程中容易出现各种问题的井,占总井数67%;完井周期过长,占建井周期的50%左右。
为此对井筒处理、完井管柱结构优化、固井工艺等方面开展了研究,形成了小井眼完井技术系列,在现场取得了良好的应用效果。
关键词:小井眼井筒处理固井
1 小井眼完井技术对策
1.1 优化钻井液体系
针对小井眼存在环空间隙小、摩阻大、井壁稳定性差、下钻波动压力大、易发生测井仪器、套管下入难等问题,针对以上情况对钻井液提出了更高的要求。
根据纳米乳液钻井液技术的优点,在小井眼侧钻井中应用纳米乳液钻井液技术,既能保证钻井顺利,又能保证完钻后无需较大调整泥浆性,就能满足测井、下套管时泥浆性能要求。
纳米乳液聚合物钻井液的配方:46%坂土＋0.3%～0.5%KPAM+0.2%NaOH+1%NaHPAN+0.3%～0.5%CMC+0.2%XC+0.2%XY-27+2.5%～3%纳米乳液+1%～1.5%极压润滑剂。
纳米乳液聚磺钻井液:4%～6％坂土＋0.3%～0.5%KPAM+0.2%NaOH+0.3%～0.5%CMC+0.2%XC+0.2%SMT+2%SPNH+3%LYDF+2%SMP+1%PSC +2.5%～3%纳米乳液+1%～1.5%极压润滑剂。
根据现场实验证明,纳米乳液钻井液有以下优点:①该体系适用性强,可满足不同施工工艺过程要求。
②良好的润滑性和减阻防卡功能。
③强抑制性和稳定井壁功能。
④对储层较好的保护效果。
⑤对环境污染小。
1．2 井筒处理技术
测井和下套管是侧钻井最重要的工p根据实验可知水泥环厚度在12.7mm～25.4mm内,抗压强度随水泥环厚度增加而增加,在水泥环厚度大于25.4mm后强度增加较慢;而剪切强度随厚度增加而减小,渗透率随厚度的增加而增大,但是水泥环厚度在12.7mm～25.4mm内剪切强度降低和渗透率增加弧度较小,水泥环的厚度超过25.4mm,剪切强度急剧减小和渗透率急剧增大,一般小井眼选择水泥环厚度在20mm～25.4mm。
裸眼尺寸与配套套管推荐表如表1。
在φ139.7mm的套管内的侧钻井,主要采用φ118mm的钻头+1.25°
或1.5°φ95mm单弯螺杆,平均井径为φ135mm～φ140mm,一般吐哈油田主要采用特制φ95.25mm套管,一般不需要扩眼,就能满足施工要求;但是在钻头磨损后钻出井段井径小于φ130mm,这给下套管和测井带来了难度和风险,同时也无法保证固井质量,针对这种情况采用在井眼较小井段和在油层顶部以上30m～35m段进行扩眼。
管柱结构:φ118mm偏心PDC钻头+φ105转换接头+φ105mm定向接头＋φ102mm无磁＋φ104mm转换接头+φ73mm钻杆进行扩眼。
1.2.3 泥浆性能的处理
在测井前和套管前,为了能保证井筒的稳定,一般对泥浆性能不会做太大的改变,但是为了能保证测井一次成功,在下套管和测井前在裸眼段加入1%～2%塑料小球,保证井壁的润滑性。
1.3 优化套管串管柱结构
1.3.1 套管串设计
目前吐吐油田在Φ139.7mm套管内开窗侧钻、加深井主要采用尾管固井射孔完井,平均井径为φ135mm～φ140mm,为降低施工风险和降低钻井施工费用,选用Φ95.25mm套管完井,可以减少扩眼工序,又能满足固井施工质量要求。
管柱结构:浮鞋+Φ95.25mm套管1根+浮箍+球座+Φ95.25mm套管+Φ95.25mm短套+Φ95.25mm套管+空心胶塞+XG-YQ尾管悬挂器+送
入钻杆。
该套管串组合采用高强度新型套管,套管外径Φ95.25mm,套管抗内压45MPa,抗外挤48MPa,套管修复后通径为Φ84mm,可以满足修复后各种增产措施要求。
1.3.2 套管扶正器的选择
合理安放扶正器,使套管居中,是消除偏心环空窄间隙处滞留钻井液,提高钻井液顶替效率的重要措施,扶正器安放位置按套管偏心度e 为12.5%～33.3%进行优化设计。
套管扶正器安放原则见下三点。
(1)安装在井斜、方位变化较大的井段。
(2)安装在井径变化较规则的井段。
(3)扶正器间距安装应合理。
合理设计扶正器间距,能有效实现套管居中。
根据杆管相似原理,套管扶正器间距公式为:
式中:fmax为最大横向变形,mm;
E为钢材弹性模量,kg/cm2;
I为管柱轴惯性距,cm4;
qm为管柱在泥浆中一定长度质量,kg/m;
a为平均井斜角。
1.4 固井泥浆性能优化
1.4.1 水泥浆性能的选择
油气井的固井质量及其耐久性,直接关系油气井的生产寿命,对整个油田的开采和可持续发展都会产生重大的影响。
设计水泥浆时主要考虑:①增加水泥石的塑性形变能力,以提高水泥石的耐冲击破碎能力;
②提高水泥浆的防窜能力;③增加水泥浆凝结过程的微膨胀特性,以提高水泥环与套管和地层的胶结度。
微硅膨胀水泥体系有较好的流变性、足够的稠化时间、较高的水泥石强度、零自由水、失水量小、沉降稳定性好,参数如表2。
水泥浆配方:天山G级+3.0％微硅+1.5％降失水剂+0.08％减阻剂+0.6％防气pd为套管外径,cm;
Li为i段井眼长度,m;
n为流性指数。
4.3 顶替液的选择
目前固井都是采用固井车固井,流量计在低排量下和使用泥浆作为顶替液时误差较大,一般实行流量计和水罐双计量。
当用泥浆作为
顶替液时,由于泥浆中含有气泡计量不准确,实际顶替的液量经常要比计算出的液量少,会在套管内留较长的水泥塞,这给钻塞带来了难度。
经过现场多口井实验,采用清水作为顶替液计量比较准确,塞面比较容易控制;但是钻井液密度较高的井,用清水作顶替液时管柱内外压差较大,顶替压力较高,施工风险较大,对施工设备要求也较高。
经过现场实验一般钻井液密度小于1.3g/cm3,选用清水作为顶替液;当钻井液密度大于1.3g/cm3管柱内外差较大,选用钻井液作为顶替液,如果顶替液超过设计液量未能碰压,选择多替顶替液50L～100L顶替液。
1.4.4 注替水泥过程压力确定
在注水泥浆开始至碰压时要保证地面泵压不太高,又要保证一定的替速,还要保证无窄边滞留,这就是设计分析的关键。
可由以下公式计算得出:
当在139.7mm套管内注替水泥时,可由以上最低压力剃度公式计算出每米最低压力为0.00294MPa/m,如3000m的井眼最低压力在8.82MPa以上,完全能够达到无窄边滞留。
1.4.5 固井施工程序
(1)固井前调整好循环泥浆性能,保持泥浆粘度50s～60s范围内。
(2)固井前所有管线并按设计要求试压,保证管线不刺不漏。
(3)固井替浆采用固井车作业,实行流量计和水罐双计量。
(4)顶替液打完后,快速拔出插管,上提钻具4根～5根替出多余的水泥浆后,采用大排量循环钻井液到水泥浆达到初凝状态后起钻。
(5)24h后开始钻除悬挂器以上的水泥塞,保证36h内钻完小套管的水泥塞。
2 现场实施及效果评价
吐哈油田通过实施小井眼完井技术以来,在葡5-4井和红南9-9井试运行两口井,推广应用6口井,其中测井、下套管、固井一次成功5口井,单井完井周期提前4.7h。
3 结论
(1)吐哈油田形成了一套小井眼钻井完井技术体系,对今后小井眼完钻后,优质、高效完井具有重要指导意义。
(2)采用新型Φ95.25mm 套管串结构完井,不但可以减少扩眼工序和满足固井施工质量要求,而且也能满足后期修井、压裂等增产措施要求。
(3)小井眼套管居中是搞高固井重要因素,一般套管偏心度不能大于33.3%。
参考文献
[1] 刘乃震,王迁瑞.现代侧钻井技术[M].石油工业出版社,2009.
[2] 李广.悬挂小套管修复技术的施工工艺[J].胜利油田职工大学学报,2008.
[3] 刘飞,陈勇,李晓军,等.智能完井新技术[J].石油矿场机械,2010,39(2):87～89.。