小井眼侧钻关键技术_冯文荣
小井眼高效侧钻工具的结构和特点
Ｃｏ ｓ ｒ ｃ ｉ ｎ ａ ｄ Ｃｈａ ａ ｔｒｓ ｉ ｆＨ ｉ ｈ ｙ Ｅｆｉ ｉｎ ｉ ｅ Ｄｒｌｅ ｎ Ｓ ａ ｌＢｏ ｅ Ｈｏ ｅ ｎ ｔ ｕ ｔｏ ｎ ｒ ｃ ｅ ｉｔｃ ｏ ｇ ｌ ｆｃｅ ｔＳ ｄ ｉｌｒｉ ｍ ｌ ｒ ｌ
眼 高 效 侧 钻 系列 配 套 工 具 ， 以提 高机 械 钻 速 ， 高 小 井 眼 侧 钻 技 术 水 平 ， 可 提 实现 优 质 、 效 、 耗 钻 高 低 井 、 井 工程 ， 低 油 气 开 发 成 本 ， 低 产 油 气 田 的 开 发 和 老 井 的 挖 潜 具 有 重 要 意 义 。 完 降 对 关 键 词 ： 井 眼 ； 管 开 窗 工 具 ； 力加 压 器 ； 扩 眼 钻 头 ； 牙轮 钻 头 小 套 水 可 单
ｔ ｏ ’ ｏ ａ ｉ ｉｉｙ ａ ｈｅ ｍａ ｃ ｎ ｓ ｓ ｕ ｅ ｏ ｌ Ｓ ｃ ｍｐ ｔｂ ｌｔ ｎｄ ｔ ｔ ｈｉ ｇ ｗａ ｔ ｄｉｄ，ａ ｗ ｅ ｉ ｓ ｏ ｇｈｌ ｆｅ ｔｖ ｏ ｌ ｏ ｎｄ ａ ｎｅ ｓ ｒｅ ｆｈｉ ｙ ｅ ｆ ｃ ｉ ｅ ｔ ｏ ｓ ｆ ｒ
冯文荣 ， 张德 荣
（ 南 石 油 大 学 ， 都 ６０ ０ ） 西 成 １ ５ ０
摘 要 ： 了 实 现 对 低 产－ 气 田 的 开 发 和 老 井 的挖 潜 ， 强 了侧 钻 井施 工 系列 工 具 的 适 应 性 和 匹 配 性 为 油 加 研 究 ， 发 出小 井 眼 高 效 侧 钻 系 列 配 套 工 具 。介 绍 了各 类 工 具 的 结 构 和 特 点 。 通 过 正 确 使 用 小 井 开
ＦＥＮＧ ｅ — ｏ Ｗ ｎ ｒ ｎｇ。ＺＨ Ａ Ｎ Ｇ — ｏ Ｄｅ ｒ ｎｇ
小井眼侧钻(水平)井技术在冷东油田的应用
小井眼侧钻（水平）井技术在冷东油田的应用【摘要】油田进入开发中后期，如何降低开发成本，同时增产增效成为成为重中之重。
侧钻水平井是提高油田产能的一项重要措施，不仅可以有效降低开发成本，还可以起到提高老井产能，增产增效的双重效果，它可以有效利用原井上部套管和地面管网。
本文简述了侧钻（水平）井技术在辽河油田冷东区块的应用，其中包括开窗技术，钻完井技术，扩孔技术等等。
【关键词】开窗侧钻定向扩孔完井辽河油田冷东油田公司因为各种原因停产的井越来越多，为了挖掘剩余油，稳定和提高老油田的产量，并且节省打新井的费用投入，启动了部分老井侧钻。
在辽河油田冷东区块实施的冷43-41-164ch 和冷平3ch井2口φ139.7mm套管开窗，取得了良好的效果。
1 工程设计1.1 开窗位置的选择（1）考虑到冷东油田易漏易涌等地质情况，开窗位置附近应该避开水层，防止施工过程中憋压导致井漏等情况。
（2）窗口位置套管外水泥尽可能封固良好，但对于一些水泥返高低的井，若在返高面以下开窗，剖面施工难度太大，则在水泥返高面以上某位置开窗，但开窗后挤水泥封固。
（3）尽量利用老井有用套管以减少裸眼段长度缩短钻井周期，同时还的考虑井身剖面施工难度及与邻井防碰等因素的影响。
1.2 开窗方式考虑到施工周期和成本，目前采用钻铰式铣锥开窗，所选用的铣锥具有开窗时间短，窗口平整圆滑，不易形成死台肩等优点，能一次性完成开窗、修窗及加长窗口的开窗工作。
1.3 井身剖面的优选根据原井眼轨迹、靶点坐标、完钻垂深、螺杆的造斜能力等因素，选择合适的开窗点、剖面类型和井眼曲率，利用landmark软件优化设计轨迹，剖面采用稳-增-稳，开窗后稳斜钻进25米左右。
选定多个开窗点设计出3～4个井身剖面，综合考虑井斜角的大小，防碰、裸眼段长度、施工难度等情况，优化性选择一种合适的剖面。
1.4 井身质量要求实际井斜角与设计井斜角一般不超过±3°、最大不得超过±5°。
苏北盆地小井眼侧钻井关键技术研究与应用
苏北盆地小井眼侧钻井关键技术研究与应用樊继强; 王委; 陈小元; 黄志安【期刊名称】《《石油钻探技术》》【年(卷),期】2019(047)005【总页数】6页(P22-27)【关键词】小眼井; 侧钻; 井眼轨迹; 机械钻速; 钻井液; 固井质量; 苏北盆地【作者】樊继强; 王委; 陈小元; 黄志安【作者单位】中石化华东石油工程有限公司江苏钻井公司江苏扬州225261【正文语种】中文【中图分类】TE246老井眼套管开窗侧钻是各油田降本增效的主要措施之一。
与常规井相比，套管开窗侧钻可节约钻机费用25%～50%，个别区块甚至可节约75%[1]，且98%的井侧钻后产能较高[2]。
苏北盆地经过40 余年的勘探与开发，部分油田已进入开发中后期，因各种原因造成的报废井、停产井、低产井越来越多，而且苏北盆地原油开发成本较高，因此加大套管内开窗侧钻井的布置力度更为迫切。
苏北盆地96% 以上的开发井采用φ139.7 mm油层套管，油层段为小井眼，而在小井眼开窗侧钻，对钻井液的封堵性、抑制性、携岩性、润滑性，以及井下工具、固井质量等的要求较高[3-4]。
国外从20 世纪60 年代、国内从20 世纪末开始进行侧钻井研究[5]，发展至今已完成了大量的侧钻井，但可用于小井眼的工具不多，且受排量等钻井参数限制，不仅机械钻速低，而且随着裸眼段长度增加，井眼清洁困难、井下摩阻扭矩大、固井质量难以保证等问题仍然没有解决。
2005—2011 年，苏北盆地侧钻井的现场施工发现[6]，由于小尺寸钻头及动力钻具优选难，导致机械钻速较低，钻井周期相对较长，复杂时效也居高不下。
为此，笔者通过套管开窗方案设计、开窗工具优选、井眼轨迹调整与控制、岩屑床清除、个性化钻头设计、钻井液体系优选及固井技术优化等措施，形成了苏北盆地小井眼侧钻井关键技术，并在9 口井进行了成功应用，达到了提速提效的目的。
1 小井眼侧钻井技术难点近年来，苏北盆地侧钻井均采用φ117.5 mm 钻头在φ139.7 mm 套管内开窗，侧钻点平均井深1 437.75 m，侧钻后平均井深2 144.53 m（最深达3 271.00 m）；裸眼段长700.00～800.00 m，最长877.00 m；机械钻速2.12 m/h，钻井周期25.88 d，复杂时效6.3%。
元坝10-1H井超深硬地层小井眼侧钻钻具组合优化
元坝10-1H井超深硬地层小井眼侧钻钻具组合优化孙晓波【摘要】超深硬地层小井眼侧钻由于受到钻具造斜率、地层硬度等因素的制约，一次侧钻成功率不高，如何确定合理的钻具组合以提高钻具造斜率是成功侧钻的关键。
为此，根据元坝10-1H井侧钻施工情况，分析了该井成功侧钻的要素，重点对钻具组合的选取进行了探讨，并根据探讨结果对钻具组合进行了进一步优化。
总结分析出该区块∅165.1 mm井眼“∅165.1 mmPDC钻头＋∅127 mm直螺杆＋∅127 mm2.25°弯接头”的侧钻钻具组合，以便同类井的侧钻施工予以借鉴。
【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2016(010)004【总页数】4页(P33-35,75)【关键词】超深;硬地层;小井眼;侧钻;钻具组合【作者】孙晓波【作者单位】中国石化胜利石油工程有限公司西南分公司，山东东营 257000【正文语种】中文侧钻主要分为套管侧钻与裸眼侧钻两大类。
套管侧钻又有段铣套管填井侧钻、斜向器套管开窗侧钻之分，裸眼侧钻主要有裸眼斜向器侧钻、常规裸眼侧钻等。
其中常规裸眼侧钻根据井下条件的不同又会分别采取裸眼回填水泥侧钻和悬空侧钻等不同的施工方式［1-2］。
元坝10-1H井采取裸眼回填水泥侧钻的方式，侧钻点的选择满足地质设计和工程设计的要求，并充分考虑了井眼轨迹的因素，侧钻施工中根据施工情况实时调整钻具结构，最终成功侧钻。
笔者对元坝10-1H井侧钻钻具组合的选取情况进行分析后，提出了该区块超深硬地层小井眼侧钻钻具组合的进一步优化方案，以期对同类井的侧钻施工提供借鉴。
元坝气田位于四川省广元、南充和巴中境内，长兴组主力气藏埋深超过7 000 m，是中国石化继发现国内最大海相整装气田普光气田之后，在四川盆地发现的又一个大型海相气田［3］，探明天然气储量1 500×108m3。
元坝10-1H井位于元坝区块长兴组①号礁带，井身结构为该区块较为常见的五开制结构（图1），完钻井深7 749 m。
南海西部小井眼完井关键技术优选及应用
南海西部小井眼完井关键技术优选及应用韦龙贵;张崇;曾春珉;许发宾【摘要】南海西部某油田A5井是一口定向生产井,φ215.9 mm井眼完钻后下入φ177.8 mm尾管柱遇卡,就地固井后采用φ114.3mm尾管完井,造成生产套管内径小、固井水泥环厚度大、钻井液浸泡时间过长等一系列问题.通过优选小井眼深穿透射孔和精密微孔复合滤砂管防砂完井等关键技术,首次成功实现了小井眼井的射孔和防砂完井作业,达到了配产要求,取得了良好效果,开辟了新的完井方式,为小井眼井、复杂井身结构井、老井侧钻井、多底分支井等复杂井的完井提供了借鉴.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2015(027)004【总页数】5页(P112-116)【关键词】南海西部;小井眼井;深穿透射孔;精密微孔复合滤砂管;防砂完井【作者】韦龙贵;张崇;曾春珉;许发宾【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057;中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057【正文语种】中文【中图分类】TE257韦龙贵，张崇，曾春珉，等.南海西部小井眼完井关键技术优选及应用[J].中国海上油气，2015,27(4)：112-116.Wei Longgui，Zhang Chong，Zeng Chunmin,et al.Optimization and application of key technology for slim hole completion in western South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):112-116.小井眼钻完井技术是石油行业重要技术发展方向之一，也是一项复杂的多种工艺手段综合配套技术。
位于中国南海西部某油田的A5井为一口定向井，计划对目的油组进行挖潜。
石油工程技术 官50-XKH小井眼侧钻水平井施工案例
官50-XKH小井眼侧钻水平井施工案例1开窗侧钻实施情况官50-XKH井是1997年7月大港油田完成的一口在φ139.7mm套管内开窗侧钻的中曲率半径侧钻水平井。
该井由大港油田第二钻井公司20136钻井队承钻，大港定向井公司提供井眼轨迹控制及所需专用工具和测量仪器的服务。
由于井眼尺寸小(φ120mm），各种下井工具尺寸受限制，使施工难度大大增加。
1.1侧钻水平井设计简况（见表1）表1侧钻水平井设计剖面类型双增稳剖面目的层沙一下，油顶1758m，油底1766m设计井深1970m设计垂深1764.72m造斜点1469m设计方位231.49°第一增斜段造斜率9°/30m第二增斜段造斜率10.8°/30m设计水平段入口垂深1760m允许偏差±1m设计水平段入口方位231.49°允许偏差±5m 设计井底垂深1766m允许偏差±2m设计井底方位231.49°允许偏差±10m靶前位移156m水平段长138m水平段并斜角88.28°完钻总水平位移294.83m1.2侧钻水平井的施工情况官50-XKH侧钻水平井于1997年2月20日搬迁.1.2.1第一次开窗采用套管锻铣方式，锻铣井段1580～1610m。
由于锻铣井段井径扩大比较严重，铁屑和岩屑不能返出地面，影响了此处的水泥胶结质量，侧钻定向时就遇0.5m放空井段。
增斜到井深1776.3m处起钻换钻头时，锻铣处发生井塌，下钻无法找到老眼，第一次开窗失败。
1.2.2第二次开窗采用斜向器开窗，窗口位置1529.1～1533.5m，下动力钻具时钻头无法通过窗口，修窗时铣锥落井，导致第二次开窗失败。
1.2.3第三次采用斜向器开窗，窗口位置1469.4～1472.8m，开窗成功。
第3次侧钻6月26日22:23开始，定向增斜于6月25日钻头准确进入水平段窗口（1864.3m），6月26日在井深1871.39m处发生井漏，漏失钻井液60m3，堵漏后井眼出现缩径，划眼顺利后钻进，于7月11日钻至井深1970m完钻，钻穿油层150m，水平段长139m。
ＹＺ１斜井定向井小井眼侧钻技术
收稿日期：２０２３－０６－１７；修订日期：２０２３－１０－２３。
作者简介：陈进程（１９９７—），男，现从事钻井工艺研究。
Ｅ－ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｊｃ．ｓｈｈｙ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ。
文章编号：１６７３－８２１７（２０２４）０２－０１１８－０４ＹＺ１斜井定向井小井眼侧钻技术陈进程，李基伟，王宏民，杜林雅，田胜雷（中国石化上海海洋油气分公司，上海浦东２００１２０）摘要：ＹＺ１斜井是位于南黄海盆地南五凹陷北部斜坡带南中１１号构造的第一口风险探井。
ＹＺ１斜井２１５．９ｍｍ井眼段在钻至３５８８ｍ后无进尺，起钻至井口发现钻头落井，多次尝试打捞失败后，决定在裸眼井段注２００ｍ水泥塞后侧钻开窗。
侧钻点较深、地层强度高、地层岩性多变、井况复杂，侧钻作业难度大。
通过减少扶正器数量，选择５刀翼、强攻击性的胜利天工Ｓ３２３ＰＤＣ型钻头搭配１．５°螺杆马达的钻具组合，进行控压控时钻进、划槽、造台阶，克服了该段侧钻位置深、井况复杂、地层强度高等困难，一次性成功侧钻。
侧钻过程顺利、新井眼轨迹平滑、井斜降低。
关键词：南黄海盆地；定向井；侧钻；注水泥塞；风险探井中图分类号：ＴＥ２４３ 文献标识码：ＡＳｍａｌｌｈｏｌｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆｏｒＹＺ１ｉｎｃｌｉｎｅｄｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｗｅｌｌＣＨＥＮＪｉｎｃｈｅｎｇ，ＬＩＪｉｗｅｉ，ＷＡＮＧＨｏｎｇｍｉｎ，ＤＵＬｉｎｙａ，ＴＩＡＮＳｈｅｎｇｌｅｉ（ＳＩＮＯＰＥＣＳｈａｎｇｈａｉＯｆｆｓｈｏｒｅＯｉｌａｎｄＧａｓＣｏｍｐａｎｙ，Ｐｕｄｏｎｇ２００１２０，Ｓｈａｎｇｈａｉ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＹＺ１ｉｎｃｌｉｎｅｄｗｅｌｌｉｓｔｈｅｆｉｒｓｔｒｉｓｋｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｗｅｌｌｌｏｃａｔｅｄｉｎｔｈｅｎｏｒｔｈｅｒｎｓｌｏｐｅｚｏｎｅｏｆｔｈｅＮａｎｗｕＳａｇｉｎｔｈｅＳｏｕｔｈＹｅｌｌｏｗＳｅａＢａｓｉｎ．Ａｆｔｅｒｄｒｉｌｌｉｎｇｔｏ３５８８ｍ，ｔｈｅｒｅｗａｓｎｏｆｏｏｔａｇｅｉｎｔｈｅ２１５．９ｍｍｓｅｃｔｉｏｎｏｆＹＺ１ｄｅｖｉａｔｅｄｗｅｌｌ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｔｈｅｄｒｉｌｌｂｉｔｗａｓｆｏｕｎｄｔｏｈａｖｅｆａｌｌｅｎｉｎｔｏｔｈｅｗｅｌｌｗｈｅｎｔｒｉｐｐｉｎｇｏｕｔｔｏｔｈｅｗｅｌｌｈｅａｄ．Ａｆｔｅｒｍｕｌｔｉｐｌｅｕｎｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌａｔｔｅｍｐｔｓｔｏｓａｌｖａｇｅ，ｉｔｗａｓｄｅｃｉｄｅｄｔｏｄｒｉｌｌａｗｉｎｄｏｗｂｅｈｉｎｄｔｈｅ２００ｍｃｅｍｅｎｔｐｌｕｇｉｎｔｈｅｏｐｅｎｈｏｌｅｓｅｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｉｓｄｉｆｆｉｃｕｌｔｄｕｅｔｏｄｅｅｐｄｒｉｌｌｉｎｇｐｏｉｎｔｓ，ｈｉｇｈｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｔｒｅｎｇｔｈ，ｃｏｍｐｌｅｘｆｏｒｍａｔｉｏｎｌｉｔｈｏｌｏｇｙ，ａｎｄｃｏｍｐｌｅｘｗｅｌｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ．ＢｙｒｅｄｕｃｉｎｇｔｈｅｎｕｍｂｅｒｏｆｓｔａｂｉｌｉｚｅｒｓａｎｄｓｅｌｅｃｔｉｎｇｔｈｅＳｈｅｎｇｌｉＴｉａｎｇｏｎｇＳ３２３ＰＤＣｄｒｉｌｌｂｉｔｗｉｔｈ５ｂｌａｄｅｓａｎｄｓｔｒｏｎｇａｔｔａｃｋ，ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈａ１．５°ｓｃｒｅｗｍｏｔｏｒｄｒｉｌｌｉｎｇｔｏｏｌｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ，ｄｕｒｉｎｇｐｒｅｓｓｕｒｅｃｏｎｔｒｏｌ，ｄｒｉｌｌｉｎｇ，ｇｒｏｏｖｉｎｇ，ａｎｄｂｅｎｃｈｂｕｉｌｄｉｎｇｗｅｒｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ，ｏｖｅｒｃｏｍｉｎｇｔｈｅｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｏｆｄｅｅｐｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｐｏｓｉｔｉｏｎ，ｃｏｍｐｌｅｘｗｅｌｌｃｏｎｄｉ ｔｉｏｎｓ，ａｎｄｈｉｇｈｆｏｒｍａｔｉｏｎｓｔｒｅｎｇｔｈｉｎｔｈｉｓｓｅｃｔｉｏｎ，ｏｎｅ－ｔｉｍｅｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｗａｓｃｏｍｐｌｅｔｅｄ．Ｔｈｅｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓａｎｄｎｅｗｗｅｌｌｂｏｒｅｔｒａｊｅｃｔｏｒｙａｒｅｓｍｏｏｔｈ，ｔｈｅｎｅｗｉｓｓｍｏｏｔｈ，ａｎｄｔｈｅｗｅｌｌｂｏｒｅｄｅｖｉａｔｉｏｎｉｓｒｅｄｕｃｅｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｓｏｕｔｈｙｅｌｌｏｗｓｅａＢａｓｉｎ；ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｗｅｌｌｓ；ｓｉｄｅｔｒａｃｋｉｎｇ；ｉｎｊｅｃｔｉｏｎｃｅｍｅｎｔｐｌｕｇ；ｒｉｓｋｅｘｐｌｏｒａ ｔｉｏｎｗｅｌｌｓ１ 侧钻技术难点ＹＺ１斜井是位于南黄海盆地南五凹陷北部斜坡带南中１１号构造的第一口风险探井，作业平台为勘探八号自升式钻井平台，设计完钻层位为三叠系青龙组。
小井眼侧钻工艺进展及问题对策
［ 考文 献 ］ 参 Ｅ３ 文浩 ， 存 旺． 油作 业 工 艺技 术 ． １ 杨 试 北京 ： 油 石
工 业 出版 社 ，０ ２ ２ ～ ２ ． ２ ０ ，Ｏ １
Ｅ ３ 大 港 油 田科技 丛 书编 委 会． 油 与 油井 大 修． ２ 试 北京： 石油 工业 出版 社 ， ９ ９ （ ） １ １ ２ ． １ ９ ，９ ：２ ～１ ４
扶 正器 无 法 加放 ， 管 不 能 居 中 ， 套 水泥 环 不均 匀 ， 固 井质 量难 以保 证 ， 固井 成功 率低 第 二 阶 段 ：９ ９ ２０ １ ９ — ０ ４年 上 半 年 ， 用 ８ ． 采 ８
９ 套 管 完井 ， 内通 径 的 限制在 射 孔 、 ｍｍ 受 卡封 改 层 、 防砂 、 余 油 测试 、 捞解 卡 等 问 题 受到 制 约 ， 油 剩 打 使 井后 期 生 产维 修 变得 非常 困难 ， 制 了 小套 管 侧 钻 限
侧钻 工 艺的开展 具 ； 小 侧钻 ； 策 对 中图分 类号 ： Ｅ２ ６ Ｔ ４ 文 献标 识码 ： Ａ １ 概 况
１ １ 基 本情 况 ．
文 章编号 ：０ ６ ７ ８ （Ｏ Ｏ ２ 一Ｏ ８ 一 Ｏ １０— ９ １２ １ ）４ ０ ５ ３
善和改 进 ， 而提 高抽 汲工 艺水 平 。 从
Ｅ３ 刘 云 志． 油 排 液工 艺技 术应 用研 究．油 气井 ３ 试
测试 ，０ １ １ （ ） ４ ～４ ． ２ ０ ，０ ４ ： １ ５
可根据实际情况 ， 引进 、 研究、 应用其他先进 排
液工 艺 ， 以适 应勘 探开 发需 要 。
Ｄｉｃ ｓ ｉ ｎｄ Ｓ ｌ ｔｏ ｂｏ ｔｓ ｂ ｎ ｔ ｃ ｆ ｗｅ ｌｔ ｓ ｉ ｇ ｏ ｉ ｎｇ ｕ ｏｉｆｅ ｄ ｓ ｕ ｓ ｎｇ ａ ｏ ｕ ｉ ｎｓａ ｕ ｗａ ｂｉ ｇ ｓ ｕ ｋ ｏ ｌ ｅ ｔｎ ｆ Ｊ ａ ｓ ｌｉ ｌ Ｕ Ｓｈａ － ｌ ｉ ｎ－ ｅ
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小井眼侧钻关键技术冯文荣,张德荣(西南石油大学,四川成都610500)摘 要:应用小井眼高效侧钻工具和工艺配套技术,可以实现小井眼高效侧钻目标,提高小井眼侧钻技术水平,提高钻井速度,降低石油资源的开发成本。
关键词:高效侧钻;套管开窗工具;水力加压器;可扩眼钻头;井壁稳定;轨迹控制中图分类号:TE246 文献标识码:B 文章编号:1004 5716(2008)11 0082 03小井眼侧钻井技术已由单纯的关停井复产,逐步发展成为油藏挖潜、提高油气采收率的重要手段。
为了实现优质、高效、低成本小井眼侧钻井工程,就应有良好的轨迹设计、施工参数设计、泥浆性能参数设计及相应的钻具结构设计,即配套的工具和工艺技术。
小井眼侧钻技术包括:窗口形成技术、井壁稳定控制技术、轨迹优化控制技术、扩眼快速钻进技术、钻井液技术和完井技术。
小井眼高效侧钻应解决好:窗口形成技术 可靠的高效开窗工具;井壁稳定控制技术 井眼应力场的分析计算和钻井液体系;轨迹优化控制技术 设计手段的先进性和钻具结构;扩眼快速钻进技术 扩眼钻头的性能和钻压准确施加。
1 侧钻井井壁稳定的分析与控制小井眼侧钻井大都是在老区块上施工,地层注水开发,造成地层岩石易于流动,缩径速度及蠕变加剧,侧钻出来的新井眼井壁不易稳定,井径缩小、井斜增大,套管居中困难,环空间隙小,是侧钻井事故率极高、周期增长和造成固井质量差的根本原因。
主要有扩径、预留缩径空间和抑制缩径两种解决方法。
前者主要是开发和使用可扩眼工具,后者是根据侧钻井地质条件和现有的测井资料、水力压裂资料,建立井眼应力场力学模型,通过数值模拟计算,弄清侧钻井段地层三向应力的大小,确定井壁岩石的破裂压力、地层的坍塌压力、孔隙压力和缩径程度以及岩石力学特性,从而确定泥浆体系性能参数和快速钻进的技术措施。
井壁稳定包括钻井过程中的井壁坍塌(缩径)和地层破裂(压裂)两种类型,前者是由于岩石的剪切破坏或塑性流动导致的,后者是由于岩石的拉伸破裂产生的;通过定量研究确定地层不坍塌(不缩径)、不压漏的钻井液密度范围,为钻井井身结构设计和合理确定钻井液密度提供依据。
影响井壁稳定的因素主要有地应力、井壁的应力分布、地层岩石的力学性质、井斜角、方位角、井壁岩石的渗透性和孔隙度,地层倾角和钻井液性能等。
1.1 地应力地应力是指地下环境中某一岩层深度处的应力状态,可用垂直主应力 z、最大水平地应力 H、最小水平地应力 h表示,地应力一般是不均匀的。
垂直主地应力由上覆地层应力确定,水平地应力由两部分组成:(1)由上覆地层压力引起,它是岩石泊松比的函数;(2)由地质构造应力确定,与岩石的泊松比无关,并在两个方向一般是不相等的。
1.2 井壁应力状态井眼未形成前,地下环境应力处于相对稳定状态,在钻井井眼形成过程中,井筒壁面应力状态发生变化。
地层破裂是由井壁上的应力状态决定的。
裂缝形成的条件是:E -S t式中: E 有效切向应力,M Pa;S t 岩层抗张强度,M Pa。
井壁岩石中垂直裂缝的产生是由于有效切向应力 E从压缩变为拉伸并超过岩层的抗张强度所造成,满足 E -S t时的井内液柱压力P i称为地层破裂压力P F。
从力学角度说,地层破裂是由井内钻井液密度过大使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的拉伸强度而造成的,井壁坍塌是由于井内液柱压力太低,使得井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏造成的,发生井眼坍塌时的临界钻井液液柱压力称为井壁坍塌压力P c。
1.3 井眼液柱压力(钻井液密度)安全取值范围钻井过程中,钻井液携带和悬浮岩屑,冷却润滑钻头钻具,同时钻井液液柱压力起支撑井壁的作用。
不同深度处地层的P p、P F、P c不同,要防止钻井过82西部探矿工程 2008年第11期程中发生井喷、井漏和井塌,井眼液柱压力P i应满足: P F>P i>P p且P F>P i>P c1.4 油田注水开发对侧钻井井眼稳定性的影响(1)油田注水后引起地应力场的变化。
油田注水后,地应力增大,引起受效区块原地应力场的变化,从而导致井眼井壁岩石的应力分量的改变,因此P i也要随之调整。
(2)注水引起岩石层面间、断层面上的摩擦系数和原始剪力降低。
注水后,产生断层或层间岩石的相对滑动,可能出现井眼的弯曲变形或错位。
地层倾角愈大,这种变形程度愈严重。
(3)注水会增强泥页岩层的塑性流动,加剧蠕变和膨胀。
注水后,泥页岩吸水膨胀,内应力增大,蠕变加剧,泥岩段井眼会出现缩径甚至垮塌。
因此,钻侧钻井时,应尽量缩短钻井周期,深入认识井眼应力场的改变,定量掌握注水开发后加速井眼失稳的程度,以便降低事故率、实现高效侧钻。
2 小井眼侧钻井轨迹优化与控制目前,国外的定向井、水平井、侧钻井轨迹设计采用同一软件,给定侧钻井井深,设计侧钻点至靶点之间的侧钻井轨迹,系三维轨迹设计。
曲线井段的曲率为常数,即曲线井眼为空间斜平面内的一段圆弧,考虑起点井斜角和方位角的影响。
国内三维轨迹设计采用柱面法,将一个三维空间问题分解成柱面和水平投影面两个平面问题求解,不能保证曲线井段的井眼曲率为常数,特别是侧钻井,许多油田均未考虑起点井斜角和方位角的影响,使井眼轨迹控制难度加大,中靶率低。
而采用空间约束条件下的多目标(2个靶点以上)轨迹设计方法,基于三牙轮钻头、PDC钻头、单牙轮钻头与水力加压器相结合的钻具结构,进行小井眼约束条件下的钻柱静力学和运动学分析计算,可确定最优轨迹控制的钻具结构及钻进参数。
2.1 三维小井眼侧钻井设计采用两个空间圆弧中间加一条空间直线的组合剖面,不仅可以满足设计靶点三维坐标的要求,而且可以限制入靶点的井斜角和方位角,也可作侧钻水平井和待钻井眼轨迹设计。
在给定上段井眼曲率后,程序自动上下搜索计算下段圆弧的最小曲率,这种算法保证了在输入数据基本合理条件下能够设计出合理的轨迹剖面,避免了因第二段曲线井段的曲率过小造成设计失败的问题。
若计算出的最小曲率使得两段空间圆弧间的稳斜段长度为0,则设计出的剖面为连续两个空间圆弧的曲线井段,这是小井眼侧钻定向井、水平井钻井实践中经常采用的一种剖面形式。
2.2 施工监测分析(1)测斜计算:用最小曲率法计算每一个测点的三维坐标、每一测段的井斜变化率、方位变化率、井眼曲率,当前井底至靶点的靶心距、靶方位。
如果是水平井,还应判断实钻轨迹是否位于靶区范围之内。
(2)轨迹预测分析:预测井内正在使用的钻具组合能否中靶,或井内钻具组合何时起钻并更换何种类型的钻具组合。
(3)待钻轨迹设计:给定垂深、井斜角计算井眼曲率;给定靶点三维坐标计算井眼曲率、井斜变化率、方位变化率;给定靶点三维坐标、入靶点的井斜角、方位角计算两段空间圆弧的曲率及稳斜段长度。
(4)扭方位计算:根据给定的扭位方式计算工具面角及扭方位井段长度。
(5)中靶分析:根据靶点给出的形状,分析实钻轨迹与靶平面相交的位置,计算交点处的各个井身参数,并判断是否中靶。
3 小井眼侧钻井成套工具配套技术3.1 新型套管开窗工具套管开窗侧钻是利用老井的油层套管在油层上部某处开窗、侧钻、定向造斜作业完成小尺寸井眼。
目前的套管定向开窗工具有地锚式和悬挂坐封式套管开窗工具两大类,需要2~5次起下钻完成定向坐封并实现开窗。
地锚式套管开窗工具需要注水泥塞等待侯凝再开窗,其周期较悬挂坐封式套管开窗长,成本高。
而新型YDY平(弧)面导向悬挂坐封式套管开窗工具,实现一次性起下钻,完成定向、坐封和开窗、修窗,且开窗钻头尽可能不伤导向器,分叉角达到2.5 ~4 ,全液压驱动,能创造较好的经济效益。
该工具主要由开窗钻头、导向器、坐封器三大部分组成,使用支承结构将导向器与切削钻头分开,切削过程中不伤导向器,有较大的分叉角,实现快速分叉;通过埋藏在导向器背部的紫铜管与开窗钻头实现对接,将液力传递至坐封器中心孔,迫使三级液缸联动提供坐封压力。
该工具的特点:全液压驱动,双卡瓦坐封,三缸联动加压,坐封力达30~45t,能承受较大的轴向载荷和周向载荷,在剧烈振动下钻进切削,套管不会松动,确保整个施工过程中导向器稳定可靠;硬对硬设计理念突破机械设计的传统观念,在切削过程中,尽可能不伤导向器,保证较大的分叉角;开窗钻头的轮廓与布齿规律设计弥补了现有铣锥钻头的簿弱环节,有较好的切削覆盖率,能适应开窗过程的断续切削工况,同时增强抗冲击能力,实现整个开窗过程的快速切削;齿面结构优化设计832008年第11期 西部探矿工程和复合超硬材质牙齿,既保证牙齿良好的切削性能,又减少牙齿受冲击损伤的程度,延长牙齿的使用寿命;坐封器可隔离下部层位,无需打水泥塞,即可进行正常油井生产;导向器的弧面结构确保定向准确,不受井斜的影响。
3.2 水力加压器的应用目前,大位移定向井、小井眼侧钻井中制约机械钻速提高的主要因素之一是钻头钻压的准确施加问题。
在大斜度井和小井眼侧钻井中,依靠下部钻柱自身重量给钻头施加钻压存在一些缺陷:首先,钻柱在井身方向上的重力分量较小,钻压的施加较困难,为了满足设计钻压要求,又会增大钻柱的弯曲变形,引起井斜和位置漂移;其次,钻柱自重对井壁的正压力很大,增大了钻柱的摩阻和转盘的功耗,最终不能准确控制钻压,钻头常处于吊打或重复破岩状态,造成钻头的先期破坏。
另外,钻进过程中钻柱的振动(纵向、横向和扭转振动)不可避免地经常发生,会造成钻头过早磨损、机械钻速降低、钻柱扭断,影响钻头钻柱的动力学特性,影响钻井效率、建井周期和钻井成本。
新型水力加压器能提供稳定的钻压,实现高效侧钻。
该水力加压器主要由上接头、多级活塞、多级副缸体、变喷嘴活塞、主活塞、主缸体、六方钻杆与下接头组成,借助于高压钻井液作用在各级活塞上下端面上的压力差产生一定的静压力,通过六方钻杆传递给钻头,连续不断地使各级活塞和钻头往下移动而形成机械进尺。
通过调节变喷嘴口径大小和选择合适的钻头喷嘴,其钻压范围能较好地满足钻井生产的需要,能大幅度延长钻柱使用寿命,减少钻柱断脱和卡钻事故,有效地解决目前水力加压器的砂堵现象和寿命短以及消耗泵压较高的缺陷。
水力加压器将其上下的钻具振动分隔开来,能明显减轻钻具的振动,延长钻具疲劳寿命和钻头使用寿命;可以提高深井钻井时的钻压和机械钻速;在水力加压器下面接一定长度钻铤后,既能将其上下钻具振动分隔开,又能给钻头提供适当的冲击能量,有利于破碎硬地层岩石;水力加压器入井后,改变泥浆排量可调整钻压。
3.3 单牙轮钻头 深井、小井眼和井下动力钻井的新选择单牙轮钻头以刮挤剪切与冲击扭力联合作用方式破岩,形成具有网状切削轨迹的井底模式。
在这种独特的切削方式中,牙齿和岩石有足够的接触时间,比冲击方式传递能量更充分,破岩效率更高;单牙轮钻头接触井底的牙齿数多,牙齿受力均匀,有利于切削,减少牙齿的折断和脱落,延长轴承系统的寿命;单牙轮钻头只有一个牙轮,结构简单,轴承空间大,便于进行结构改进,也使钻头尺寸容易小型化;单牙轮钻头牙轮的钻速比钻头的钻速低,能满足井下动力钻具对钻头的高钻速要求。