小井眼钻井环空清洁控制技术研究与应用
小井眼侧钻井技术应用
关键词：小井眼；侧钻 井；寿பைடு நூலகம் ；工 艺
辽河油田各老区块经过较长 时间的开发生产 ，由于套管变形 管全部铣切掉 ，然后从窗 口离开原井筒钻出新 井眼的方式。 或损坏以及井下落物事故不易处理等多种原 因的影响，陆续有部 段铣开窗侧钻原理。当工具下到预定井深后 ，启动转盘 ，钻 分油水井不能维持正常生产 ， 造成原油及天然气产量逐年下降， 严 柱旋转正 常后 ，开 泵循环 ，由于喷嘴的阻流作用 ，活塞下行，首 重威胁到油 田正常生产。为了降低钻井综合成本 ，挖掘老井产能 ， 先推动三个长 刀片切割套管， ，当套管被完全切断 ，６个刀片完全 辽河油 田正在开展小井眼开窗侧钻技术的研究与应用 。小井眼开 张开 ，由于调压总成作 用，泵压下降 １ ２ ａ ￣ ＭＰ ，显示套管 已被割 窗侧钻技术就是利用老井井身对油藏开发再挖潜 ，并充分利用老 断。 当停 泵时 ，由于弹簧作用，活塞及总成复位 ，刀片收回 ，可 井 原 有 的 一 些设 备 ，使 老井 的 的 生产 潜 力得 以充 分 发挥 的新 技 术 上 提 钻具 或 起钻 。 新工艺 ，从而延长老井的使用寿命 ，提高原油产量 ，同时还可以 套管段铣施工工艺技术。锻铣钻具结构 ：锻铣 工具＋ 钻铤 ２ 利用老井的井身大幅度 降低钻井成本 ，缩短钻井周期 ，提高综合 根 占 柱稳定器＋ 钻铤 ４根 占 ； 杆 井口试验 ： 工具下井前进行井 口 经济效益。因此 ，开窗侧钻二次开发老井的油气资源 ，在今后具 试验 ，确认到片能张开也能复位。试验后 ，用细铁丝把刀片固定 有广 阔的应用前景。 在导体上 ；起始磨 铣切割套管 ：下放至准确位置 ，启动转盘 ，开 １ 套管开窗技术 ． 泵控制排量 ，开始切割套管 ，压降 １ ２ ａ ￣ ＭＰ ，扭矩平稳 ，套管基 开 窗点的选择。在选择开窗点以前 ，要收集原井眼的钻井资 本切 断 ， 续 定 点切 割 １￣ ０ ｎ 继 ５ ３ｍｉ，下放 钻 具 能加 上 钻压 ，说 明 套 料和固井资料 ， 然后根据 收集的资料综合考虑 ， 确定最佳开窗点。 管已被割断 ；正常磨铣套管 ：确认套管切断后。立即加压进行锻 开 窗点 选 择主 要遵 循 如 下原 则 ： 铣。锻铣时所施加钻压保证不蹩不跳 ，钻具上提下放 自由，铁屑 尽量利用原井眼的有用套管，缩短钻井周期 ， 节约钻井成本 ， 携带正常 ：打开水泥塞封固铣井段 ：光钻杆下入铣井段 以下 ３ ￣ ｏ 充分体现开窗侧钻 的优 越性 ：通径、试压 ，保证开窗点以上套管 ５ｍ， ０ 打水泥塞封固磨铣井段 ， 上提钻具至锻铣窗 口以上 ３ ～５ｍ ０ ０ 完好 ，无变形、破损和漏失 ： 开窗井段水泥封固好，井眼规则 ， 井 循环 ，确保锻铣段水泥石强度达标。 径扩大率小 ；根据工具及地层造斜能力，使井眼轨迹符合地质要 侧钻 开 创 。 钻开 水 泥 塞至 锻 铣上 窗 口以下 ３ ５ ， 分循 环 钻 ～ｍ 充 求 ；尽量避开套管接箍 ３ 以上 ，力求少铣套管接箍 ；开窗井段 井液 ，气钻更换定 向钻具，采用 １ ５ １ ５单弯螺杆钻具组合 以 ｍ ．。 ．。 ２ ７ 地层相对稳定 ，无复杂及坚硬地层。 保证较高造斜率。 开窗前； 隹备工作。 挤灰封堵窗 口以下原井段或者原射孔井段 ； 两种侧钻开窗方式对 比。 通径 至 窗 口以下 ５ ， 压 １Ｍｐ ｍ 试 ５ ａ稳压 ３ｍｉ 降 不超 过 ０ ＭＰ ０ ｎ压 ． ａ ５ 表 １ 两 种 侧 钻 开 窗 方 式 对 比 确 定封 井 器和 水 泥 封 固合 格 。 序 号 项目 导 向器 开窗 侧 钻 锻铣 开 窗侧 钻 开窗侧钻工艺技术。目前 ，应用 比较 广泛的套管开窗侧钻 方 １ 开窗 主要 工 具 铣 锥 铣 刀 法主要有导向器开窗侧钻和段铣开窗侧钻两套方法。 ２ 开 窗窗 口长度 短 长 导 向器开窗侧钻。导 向器开窗侧钻是利用转盘或井下动力钻 ３ 磨铣 长度 短 长 具驱动开窗工具铣锥沿着导向器斜面方向将套管某特定部位磨铣 ４ 切 削 尺寸 小而 少 多而 大 开 出窗 口，然后从所开 窗口向套管外钻 出新的井眼。 ５ 磨 铣 面积 小 大 装置角与待钻井眼的关系。使用导 向器侧钻形成 新井眼的井 ６ 开 窗速 度 慢 快 斜角和 井斜方位角 的变化 ，可以用下式进行计算 ： ｔ ｘ ｉ × ｉ ／ ｉ × ０ ＋ＣＳ＇ ｎ ｘ ｏ ｇ ￣：ｓ ｓ （ｎ ｚ ｎ ｎ ｓ ｌ ｃｓ Ｏ￣ ｓ ｆ ｃｓ １ ｉｌ ｘ （） １ ７ 定向能力 一 般 好 ｓ ａ ＝（ｎ ＣＳ ＋ ｉ／ｘ ｏ ａ Ｘ Ｏ ／ｏＡ ｉ ２ ｓ １ Ｏ ／ ｓ ３ ｃｓ ｊ ＣＳ ｃｓ ｎ ｉ Ｘ ３ ｎ （ ２） ８ 泥浆 性 能要 求 低 高 式 中：△ 井眼方位角增量 ； 导向器导斜角 （ 向器斜 一 导 ９ 可作 业 套 管层 次 两层 以 内 单 层 面与井眼轴 线之间夹角 ） 一 导向器装置角 口一第一测点或原 ； １ Ｏ 开 窗侧钻 所 用 井 下工具 锻 铣 工 具要 １ －１ ０ ２万元 ． 井眼井斜 ；。 第二测点或待钻井眼井斜角。 ｃ 广一 工具 投 资 仅 需数 万 元 每 餐 刀 Ｒ ２ ３巧 无 － 导 向器送入 与固定技术 。在不考虑开窗窗 口方向的侧钻作业 １ 适 于侧 钻 类型 １ 直斜 井 直 斜 井与 水 平 井 中，一般采用直接投入 的方法投 “ 向器” 导 ，并注水泥固定。在考 开 窗方 式优 选 原 则 。开 窗 方 式 的选 择应 综 合 考 虑 甲 方地质 要 虑窗口方向的侧钻作业中，需用地面直读式陀螺仪定向 ，确定导 求、老井眼状况、地层特点 以及侧钻工具的侧钻造斜 能力等各方 向器斜面的实际方位值 ，然后注水泥 固定。 开 窗过程的钻具组合与参数配合。套管开窗侧钻工艺过程分 面 的 因素 。 优选原则 ：如果侧钻地层硬。固井质量较差 ，老井井眼井下 为三 个 井段 ，其 钻具 组 合 与技 术 参数 配 合如 下 ： 第一阶段 ：起始磨铣阶段。从铣锥导 向器顶部上方某一点到 情况复杂、井斜角较大、套管及套管扶正器不易锻铣 ，开 窗点可 磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段 。在施工中启始铣鞋均应采 选 择范围有限时，一般选用导向器开窗方式。 目前辽河使 用的基 用较 大刚度 的钻具组合。注意轻压 、慢转 ，钻压 ５ １ｋ － ０ Ｎ，转速 本都是导向器开窗方式。 ２ ．延长侧钻 井寿命技术 ６ － ５ ｐｍ，使铣 锥 先 铣 出一 个均 匀接 触面 。 ０６ｒ ． 造成侧钻井寿命较短的原因。环空间细小。 １９７ ３． ｍｍ 套管 第二阶段 开窗磨铣阶段。从铣锥底 圆接触套管 内壁到底 圆 侧 钻井 眼 直径 为 ｌ８ １ｍｍ， 管 外 径 为 １ １ ｍｍ ， 管接 箍 外径 为 尾 ０． ６ 尾 刚出套管外壁 ，为增大开窗铣鞋对窗 口的侧 向切削力，采取柔性 ｌｍ － ｍｍ，由于滤饼 的存在 ，实际 钻具 组 合 ： １８０ 复 式 铣锥 ＋ ９０ ｍｍ 钻 铤 ６根＋ ３ １． ｍｍ ０８ ． ０ ￣７ ｍｍ 钻 １Ｏ ｍ，尾管和井眼的间隙仅有 ４ Ｓ 很容易在作业或采油中损坏 ， 造 杆， 改用中压磨铣 ， 钻压 １－ ０ ０ ３ＫＮ，转速 ６ － ０／ 开窗至下班 间隙更小。固井形成 的水泥环薄 ， ０７ｒ ｍ， 成过早 出水或套管损坏 ； 套管不居中。 ３ ． １９７ ｍｍ 套管侧钻井由于 窗 口时 ，减 少钻压或更换大刚度 的钻具组合。 第 三阶段 ：窗 口加长 ，修整与保护阶段。从铣锥底圆出套 管 尾管和 井眼环空间隙小 ，很难下入合适 的套管扶正装置 ，造成套 到 铣锥 最 大直 径 全 部 出套 管 。实际 开 出 的窗 口往 往 不规 则 不 光滑 ， 管偏向一侧 ，固井后造成一侧水泥少甚至没有水泥 ：水泥分布 不 需进行整修 ，使之成 为标准窗 口。提起反复划铣 ，整个窗 口井段 均匀或固井窜槽。尾管重合段 固井质 量较差或无水泥 ，易发生水 应反复慢速均匀划铣数 次，直至无阻卡现象为止。 窜 ；热采井套管滑脱或变形严重。 段 铣开 窗侧 钻 。段 铣 开 窗 侧钻 是 先 下 入铣 刀将 窗 口部 位 的 套 下 转 第 ０ １页 ６
海上油田小间隙环空固井技术及应用
现阶段，社会经济不断发展，社会对石油的需求量与日俱增。
为了满足经济多样化的需求，我国应该加强对海洋石油资源开发和利用的效果。
但是海上和陆地的地理结构性质存在较大差异，在进行开采工作时会面临着巨大的困境，并且会耗费较高的资金，所以应该提升小间隙环空固井技术的应用水平。
一、海上油田小间隙环空固井技术的难点在进行海上油田开采工作时，为了能够减少成本支出提升企业的经济效益，首先应该优化井深结构，适当缩小井眼和套管的尺寸，这样就能减少开发的费用，但是会增加开采的难度。
在开采的后期会出现大量的困难，严重影响开采工作推进的速率。
所以应该合理应用小间隙环空固井技术。
1.无法使套管一直处于居中状态。
在进行开采工作时，因为对井眼、井身和套管进行了适当的优化和完善，导致各个构件之间的缝隙越来越小。
这时就加大了扶正器下入的难度，使其无法处于居中的状态。
此外，套管放置的位置出现偏颇，还会发生钻井液不能正常替换和水泥浆随意窜出的问题，这样就会影响其他环节的推进，降低生产水平的先进性。
因为泥浆窜出还容易引起堵塞的情况，提升注替工作的压力。
2.存在极大的环空摩阻。
当海上油田的总体压力受到影响时，小间隙环空压力损耗量是总体的65%～75%左右，并且小间隙环空压力损耗处于不断提升的状态，液柱当量密度处于不断攀升的状态，在进行顶替工作时会出现破裂的问题，导致地层破损，泥浆出现渗漏，水泥发生反浆。
3.顶替效率低。
在进行海上油田开采操作时，对油田的井眼、井身和套管进行了适当的优化和完善。
在这个过程中，进行小间隙环空顶替操作需要耗费的循环性压力逐渐提升，损耗量随之扩大，泥浆流动的阻力加大，流动性降低。
所以，可以使用小排量来降低泵压。
但是排量较小，工作效率较低。
施工人员需要结合情况进行适当的权衡。
4.水泥浆性能和水泥石力学性问题。
小间隙环空流体活动通道变窄，在注浆操作时面对的阻力越来越大，提升泵压的数值，水泥浆在高空中处于被剪切的形态，随着压差的不断增加泥浆中的水分逐渐降低，最后处于完全失水的状态。
小井眼钻井完井技术
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。
辽河油田小井眼修井技术研究与应用
辽河油田小井眼修井技术研究与应用摘要小井眼技术具有成本低、综合效益显著等特点，是目前世界石油开发技术研究的重点课题之一。
针对辽河油田开发特点，开展了小井眼修井作业技术研究与工具配套，通过现场作业实践，取得了一定的经验和认识。
关键词辽河油田；小井眼；修井；作业；研究中图分类号te4 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）35-0145-02小井眼的概念没有统一标准，由于辽河油田开发早期普遍采用φ139.7mm完井套管，因此，我们把完井套管外径小于φ139.7mm 的油、气、水井称为小井眼井，一般有φ127mm、φ114.3mm、φ101.6mm及φ89mm四种。
随着开发时间的延长及开发规模的扩大，对小井眼修井作业需求在不断增长。
1小井眼修井作业的影响因素及难点1.1井径小，配套工具困难辽河油田小井眼以φ114.3mm为主，套管内径仅为φ101.6mm，限制了修井作业配套工具的外径尺寸，大部分常规修井工具不适用。
小井眼修井工具品种少，井下工具强度难以满足要求，可靠性差。
1.2 斜井多，修井作业难度大为了精细管理，降低成本，保护环境，辽河油田采用丛式井组开发，小井眼井中斜井居多，进一步增加了修井工艺难度。
主要表现在打捞入鱼困难，上提力不易充分作用到卡点。
1.3易砂卡由于井眼容积小，加上内有管柱，空间更小，地层少量出砂，也会在井眼内形成较长砂柱，容易砂卡管柱。
井口落物卡，通井、刮削作业中通井规、刮削器卡等。
2 小井眼修井作业技术研究与应用2.1活动解卡小井眼解卡一般采用活动、震击、倒扣和磨铣等多种措施相结合。
主要彩倒扣解卡震击解卡、切割、解卡、磨铣等多项技术。
工具配套：根据小井眼作业需要，配套了一些解卡类工具，如xjq-k95-nc26开式下击器、gxm-pφ96高效平底铣磨鞋、xz-l-φ96高效梨形铣锥等。
2.2小井眼打捞技术2.2.1小井眼打捞方式目前，辽河油田在φ114.3mm套管内需要解卡打捞的落物主要有φ60.3 mm油管、φ73.0 mm油管、封隔器、管式泵、球座以及一些小件落物。
小井眼修井工艺技术研究及应用
在对 小直径套 管井修井工 艺研 究和配套工具 的研 发基础上 ，已 广泛应用于此类井 的实际修井施 工 ， 取得了较好的效果 。下面就典型 的修井 情况介 绍如 下。 （ １）侧富 ７井修井 实践 。该井在检泵 过程中起油杆 ｌ根 ，生 产 ６ ｌ 管柱 因偏磨严重 ，导致 断脱落井 。经 多次打捞 ， 出井 内全部抽 油 捞 杆 ，后打捞 油管时被卡 ，从打捞 过程证实 ，原落鱼管柱 中变扣接 头已 卡死 在悬挂 器内 ，根据悬挂器结 构 ， 下合适的磨鞋磨掉落鱼中变扣接 头部分 ，使其与悬挂器内壁的锁紧力减小 ，然后再下入捞 矛打捞 。为 此 ，制作 特 殊 钻 杆 短 节 代 替 小钻 杆 ，该 短节 的特 点 是 上部 与 十 ７ｒ ３ ｍ钻杆连接 并进行限位 ，下部直接堆焊 硬质 合金 ，一方面管柱 的 ａ 强度 与用小钻杆相比得到 了保证 ，另一方面减小了管柱 与小套管环空 间隙 ， 加了磨铣过 程中管柱 的稳定性 ；同时由于短节母 扣端 的限位 增 作用 ，防止 了变扣接 头大端被 完全磨掉 ，造成其下部管柱落井 ，增加 修井难 度 的情况 。设 计加 工了３ 根长 为２ ｍ底部堆焊 硬质 合金 的 十 ． ５ ８ｍ ２ ｍ反 扣 钻 杆 短 节 ，磨 铣 管 柱 结 构 ： ’ ８ ｍ 扣 钻 杆 短 节 ８ｒ 反 ａ
图 １ 侧 周 ４ — 井 井下 落 物 示 意 图 ４ １
卡阻类型 、管柱结构等 ，采取两种或两种以上不 同的方法进行优化选
择。
井 身 结 构 ： 油 层 套 管 １９７ ３． ｍｍ， 特 殊 套 管 ：８ ｒｍ。下 深 ９ ａ １５ ．ｍ，小套 管悬 挂器 １ ４ ．８ ６ ８０ ３ ９７ｍ，灰面 １３ ． ｍ，下 ｆ７ ｍｍ卡 瓦 ６ ２２ ４ ０
１ 小直径套 管修 井工艺特点及技 术难点分析
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。
小井眼钻井技术推广应用
小井眼钻井技术推广应用关键词：小井眼钻井技术研究推广应用一、前言胜利油田号称“地质大观园”，断层纵横，构造复杂，老油田、老区块已进入开发中后期，为了进一步提高采收率、降低钻井成本，在同一区块儿，多打井、打小井眼井，一方面可以加大开发的力度、进一步提高产量，另一面可以大大节约钻井成本，并减小对资源的浪费和对环境的污染，其经济效益、社会效益不可估价。
2002年在具有“低压、低渗、低产”特点的苏里格气田应用了小井眼钻井技术，钻进井段500-3450m。
胜利油田一直没有停止对小井眼钻井技术研究的步伐，最近几年在垦东、孤东、陈庄、沾35区块，已陆续完成10多口φ152.4mm尺寸井眼的气井钻探工作。
通过学习国内的小井眼钻井技术专题，研究和分析近几年来施工的小井眼钻井技术，根据井身结构、套管层序、钻头类型和钻杆尺寸来研究钻井参数和水利参数，并通过一两口井的实验，得出合理的参数设计。
借助钻柱力学理论模型和常规井眼的钻具结构，研究适合所钻尺寸的小井眼的增斜、稳斜、降斜钻具结构，并制定相关的技术参数。
根据小井眼的井眼尺寸、环空容积、钻具尺寸及钢级，研究小井眼常见事故的处理方法和相关工具。
二、小井眼钻井技术通过研究和分析近几年来施工的小井眼井情况，根据井身结构、套管层序选择钻头类型和合适的井下专用工具。
借助钻柱力学理论模型和常规井眼的钻具结构，研究适合小井眼井各井段钻具结构，并制定出相关的技术参数。
最终形成了小井眼井优快钻井技术模式。
项目实施以来共施工各类小井眼井13口，其中桩606区块集中实施8口井，全部达到了优质高效的目的。
1.二开设备配套选用zj30l 钻机。
为机械统一驱动钻机，采用液力传动、链条并车方案。
两台c12v190zlp 柴油机与y0zj750- 2 偶合正车减速箱组成的动力机组，由万向轴驱动一台sl3nb-1300 泥浆泵及绞车。
钻台高6 m底座空间满足小井眼井井控装置配套要求，绞车布置于后台底座上，钻机井架为k 型井架，井架采用低位安装、整体起升方式。
小井眼钻井技术
2、系统的压力损失大 系统的压力损失包括：地面管汇、钻柱内、钻头水眼和环空压力 损失。 实验表明，小井眼中系统压力损失的分布规律与常规井中的分布 规律正相反。在小井眼中，环空压力损失占泵压的90%,甚至更多，其 它损失占泵压的10%；在常规井中，钻柱内及钻头的压力损失占泵压 的90%，环空压力损失仅为泵压的10%。 小井眼中钻柱的旋转对环空压降的影响也很大，随着钻柱的高速 旋转，环空压降会显著增加。
（二）小井眼井涌检测技术
常规钻井主要通过监测泥浆池液面的增量来控制检测井涌。这种 检测方法的灵魂度主要取决于液面高度仪和操作人员的警惕性。这种 方法一般要等到泥浆池的增量达到2m3 以上才能检测到井涌，显然小 井眼钻井不能单纯依靠池增量来检测井涌，必须应用新的方法来提高 检测精度和灵魂度。国外发展了一些小井眼井涌检测方法。 1、Amoco公司井涌检测法（出入口流量法） 在泥浆吸入管和返出管线上安装电磁流量计，实时记录入、出口流量， 并打印出，从曲线的变化及发生现井涌或井涌，也可通过计算机实时 判断并报警，这种方法的灵敏度高。 2、Anadrill公司的井涌检测方法 该公司研究了两种井涌检测法 （1）泥浆流量的波测量方法。 （2）泥浆泵压力波的往复传播时间。 由于波在气体中的传播速度比在泥浆中慢，传播时间急剧增加就 说明发生了气涌。
在钻进过程中发生井涌，也可不停钻，通过增大排量和钻柱的旋转速度 来控制井涌。 3、动态压井的优越性 动态压井法优于常规压井的等待加重法和司钻法 （1）不用加重泥浆。 （2）可以尽快地实施。 （3）可最大限度地减小套管鞋处的压力。 对裸眼井段而言，动态压井比常规压井对井壁产生的压力小。动平衡压 井时，泥浆系统的欠平衡压力是均匀的作用在整个井壁上的，井壁上任意深 度处所受的压力等于该深度以上泥浆静液柱的压力与环空压降之和。常规压 井是利用节流产生的套压来增大井底压力的，任意深度处所受的压力等于该 深度以上泥浆柱的动压力与井口套压之和。 4、应注意的问题 （1）采用动态压井法还是常规压井法，取决于地层压力预测值和可获得 的环空压耗。环空压耗的大小取决于设备能力（额定排量、功率）、井径、 井深、泥浆性能、钻柱直径。环空压耗对井眼冲蚀非常敏感。 （2）动态压井有利有弊，用环空压耗控制井底压力容易压漏地层，从而 进一步加重井控问题，所以选择和实施动态压井要审慎行事。
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小井眼钻井环空清洁控制技术研究与应用高清春;雷鉴暄【摘要】小井眼钻井是目前开发复杂油藏降本增效的重要手段，其中水力参数设计及井眼清洁是小井眼钻井技术的关键难点之一。
在小井眼水力参数优化方法及环空中岩屑运移机理研究基础上，结合小井眼的特点考虑了地层亏空及地面设备限制来满足井眼清洁的因素，采用数值模拟方法揭示了小井眼环空内岩屑运移的本质规律，建立了适合于小井眼环空岩屑成床监测技术和岩屑清楚技术。
该技术能够实时监测环空中岩屑运移状态，预测岩屑床形成的时间，判定实施井眼清洁作业的标准，结合现场水力携岩及机械破床方法达到井眼清洁控制的目的。
【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2014(001)003【总页数】5页(P59-63)【关键词】小井眼钻井;水力优选;井眼清洁;钻井液循环当量密度【作者】高清春;雷鉴暄【作者单位】;;【正文语种】中文【中图分类】TE246小井眼钻井是指所钻井段的90%以上使用小于φ177.5mm的钻头打钻形成的井眼［1］，其具有降低钻井成本，提高钻速的优点，在老油藏挖潜、边际油藏开发方面具有较大的成本优势。
小井眼钻井存在井眼小、环空截面窄、循环压耗高等特点，与常规井相比其井眼清洁控制难度更大，低排量、高压耗的井眼环空岩屑携带更困难，井眼清洁问题仍是小井眼钻井施工技术难点［2］。
在斜井段与水平段由于钻具偏心及重力作用，岩屑极易发生堆积形成沉积床，造成井壁不稳，导致井下各种复杂情况的发生，延长钻井周期，增加钻井成本［3］。
认识小井眼钻井井眼清洁的本质，建立适合于小井眼的井眼清洁随钻监测技术，从水力学的角度优选水力参数，完善井眼清洁控制技术已成为小井眼钻井作业面临的迫切问题。
1 小井眼钻井水力携岩特性小井眼与常规井在水力携岩特性方面具有较大不同:(1)小井眼钻井90%的环空压耗发生在环形空间，而常规井90%的环空压耗损失在钻杆与钻头的喷嘴上。
(2)小井眼钻井受到地面管线与地层的双重限制，排量的选择不但考虑地层的承压能力还要考虑满足井眼清洁的要求，即明确小井眼钻井作业排量范围比确定最优排量更具有实际意义［4］。
(3)小井眼钻井环空间隙小，环空压耗占整个循环压耗的70%，计算环空压耗时需要考虑钻井液、井下管串及井眼质量的影响。
2 影响小井眼携岩的因素与实质根据小井眼钻井的钻井工艺、破岩及水力携岩的性质，分析小井眼钻井过程中涉及岩屑运移情况的各种因素，利用成熟的数值软件，采用几何尺寸等比例模型，对6in①1in=25.4mm。
井眼环空岩屑运移分布情况进行数值模拟，揭示窄环空岩屑运移的规律。
2.1 因素分析2.1.1 油藏因素分析老油田地层亏空严重，岩层胶结弱，砂岩、泥岩段易发生扩径、井塌、沉砂等井下复杂情况。
2.1.2 施工工艺常规定向水平井井斜角在30°～60°之间最易形成岩屑床［5］。
在长水平段 (井斜角≥86°)岩屑床稳态存在，钻具偏心、井斜、机械钻速等条件影响加剧了岩屑沉积。
2.1.3 水力参数及岩屑物性钻井液物性参数、岩屑的大小、形状、运移速度均为造成井眼不清洁的关键因素。
2.2 井眼清洁本质井眼清洁的本质是岩屑在环空中的运动与分布规律，即环空岩屑运移规律。
研究表明，岩屑在环空中的运移状态受到多项因素的影响，不同的工况及井段各有不同［6］。
小井眼钻井窄环空内属于“敏感区”，岩屑的运移规律可以划分为产生、运移、堆积3个过程，由于井下多项因素的制约，水平段岩屑规律的数值模拟较为困难。
根据小井眼环空的几何特点，研究选取水平段位置，建立水平位移为20m，井筒直径为152.4mm，钻杆直径为88.9mm的动态物理模型。
采用数值模拟的方式，利用流体力学软件CFD，根据固液两相理论，分析水平段岩屑运移分布情况。
综合考虑多项影响因素，如地层岩性、施工工艺、流体及岩屑物性、钻具偏心等，较为真实地模拟了岩屑在井下环空中的运移情况，进而总结小井眼窄环空内岩屑运移规律。
图1是模拟岩屑在环空中运移的速度云图，预示着局部区域内岩屑的分布状态，用无量纲的速度等直线表示。
图2是模拟不同井眼尺寸 (不同环空尺寸)环境下，岩屑在径向距离上的速度变化。
通过图1和图2可知，水平段内岩屑运移分层明显，总体上以底边运动为主，由于窄环空偏心的存在，岩屑通常在靠近环空底部易发生堆积。
如果井眼内流体物性和工艺不变，可以得出结论:环空尺寸越小岩屑运移碰撞过程中越容易发生堆积，且随着时间的推移逐渐成床。
图1 水平段环空岩屑运移状态图Fig.1 Transport state diagram of horizontal section annulus cuttings图2 水平段环空岩屑浓度分布规律图Fig.2 Distribution diagram of horizontal section annulus cuttings concentration图3是模拟钻井液与岩屑固液两相混合运动下的岩屑浓度分布云图，图4是模拟钻杆旋转过程中岩屑在环空中的运移情况。
图3 水平段环空岩屑运移分布图Fig.3 Transport maps of horizontal section annulus cuttings图4 钻杆旋转时环空岩屑运移分布图Fig.4 Transport map of annulus cuttings when drill rotates由图3和图4可以看出，在旋转钻井过程中，钻杆旋转，尤其是钻杆接箍部分的旋转，在窄环空内是有利于岩屑的悬浮和携带的。
如果采用井下动力钻具钻进，钻杆串是不旋转的，导致岩屑成床严重，小井眼水平段清洁更为困难［7］。
3 井眼清洁监测技术井眼清洁控制的基础是岩屑运移规律的研究，对具有水力携岩特性和工艺特点的小井眼钻井而言，如何建立井眼清洁工程预测模型是环空岩屑监测技术的关键。
本文建立的数值关系可以模拟岩屑运移规律，预测环空中岩屑堆积、成床时间，对环空内岩屑的运移和分布进行实时监测，为现场进行携岩作业提供指导依据，配合现场携岩工艺，达到井眼清洁控制的目的。
如图5所示，侧钻水平井在不同井段具有不同环空状态。
以环空返速为标准衡量岩屑运移，发现环空返速与岩屑浓度直接反映环空中岩屑的运移状态。
并且，环空中岩屑浓度越大，环空压耗越高。
由此可通过测量立管压力及计算环空压耗转化成现场可以实测的 ECD(钻井液循环当量密度)值，依据ECD连续数据的采集，绘制ECD随时间变化曲线，根据不同工况下ECD曲线的变化，实现井眼清洁程度的监测。
图5 环空岩屑运移分布示意图Fig.5 Annular cuttings transport distribution diagram理论环空压耗公式为:式中Δpx——环空压耗，MPa;Δps——立管压力，MPa;Δpp——钻柱内压耗，MPa;Δpb——钻头压降，MPa;Δpm——井下动力钻具压耗，Pa，为0.5MPa。
转化为某一井深的钻井液当量密度公式为:式中ρx——某一井深的钻井液当量密度;Hx——井深，m。
循环钻井液当量密度公式为:式中ρECD——钻井液循环当量密度;ρf——钻井液密度，kg/m3。
由文献［8］和［9］中的环空压耗模型分别求出岩屑成床时环空压耗Δpx1，以及岩屑浓度小于标准值时的环空压耗Δpx2。
再根据式 (3)转化成存在一定厚度的岩屑床时的理论ρECD2及岩屑不成床时的ρECD2，计算表达式为:式中ρECD1——有岩屑床时的钻井液循环当量密度;Δpx1——有岩屑床时环空压耗，MPa。
式中ρECD2——岩屑不成床时的钻井液循环当量密度;Δpx2——没有岩屑床时的环空压耗，MPa。
综上所述，井眼清洁监测技术的关键是分析依据标准环空岩屑浓度区分的两种岩屑存在状态，即环空中不存在岩屑床时的环空压耗和存在岩屑床时的环空压耗，据此分别建立相应两种状态的数学模型，以及以此转化的两条ECD曲线，根据曲线形成岩屑成床的上限和下限，在此区域及区域以下，说明井眼清洁，超出该范围说明存在岩屑床，需要进行井眼清洁作业。
4 小井眼钻井井眼清洁控制技术井眼清洁是钻井全过程中需要注意的常态问题，如果环空中岩屑过多，井下易出现各种复杂问题，如:钻头过早磨损、机械钻速较低、扭矩和摩阻大、发生黏附卡钻、压裂地层及测井仪器下井难等。
井眼清洁监测技术是井眼清洁控制技术的前提，井眼清洁控制技术的关键是在沉砂未出事故之前选择有效的井眼清洁处理方法，达到破床携岩的目的。
4.1 井眼清洁的标准由于钻井遇到的地质情况复杂，以及井筒固液两相运动本身就是极其复杂的运动力学关系，使得井眼清洁难以建立能够考量的标准。
通常使用环空岩屑总浓度、环空无量纲岩屑床厚度、环空无量纲岩屑床面积、岩屑运移比、岩屑最小运移速度等进行定性划分，这些参数都只能在一定程度上反映了井眼清洗情况，很难进行定量评价。
本文采用的井眼清洁标准为:直井段环空岩屑浓度小于5%，水平段岩屑床高度小于10%。
4.2 水力清洗本文模拟的结果和前人的试验均证明，提高排量，即增大钻井液的环空返速可有效进行井眼清洁。
对于不同的环空结构存在一个最优的排量或最优的环空返速，一般认为在0.9～1.2m/s之间。
在这一速度区间时，岩屑运移达到动态平衡，以波状运动为主 (水平段)。
提高环空返速的效果是显而易见的，但是排量增大使得循环压耗增加，进而环空内压增加，容易造成井壁失稳，引起复杂事故。
同时因为地面钻井液泵的能力限制及地层因素的影响，排量往往存在最优值。
钻井液的流态分为层流和紊流，不同的流态下不同的井斜角携岩的效果不同(图6)。
总的来说，相同条件下紊流的携岩效果要好于层流，但是紊流的水力能量对井眼的内壁冲蚀严重，容易引起井壁不稳定。
4.3 机械破岩4.3.1 机械破岩清理岩屑的方法该方法包括划眼、短起下钻、打稠塞、控制钻杆转速、机械钻速等。
图6 不同井斜角小环空流态携岩效果图Fig.6 Effect of small annulus flow regime with the rock in different inclination短起下钻和划眼是现场常用的破岩、清岩的方法。
主要是利用钻具在井眼中的上、下运动来改变钻井液的流态，以及刮、转、挤、碾岩屑，尤其是在大斜度段或者水平段有岩屑床存在的时候，搅动岩屑床表面的岩屑使之重新进入钻井液核心流态部分，随着时间的推移破坏范围越来越大，达到破床携岩的效果。
打稠塞是在容易发生岩屑堆积的部位，或者预测到井眼存在岩屑堆积状况前，用钻井泵打入一定量的具有高黏特性的清扫液来改善局部岩屑堆积状况，进而改善环空中井眼清洁的状况。
4.3.2 专用的井眼清洁工具小井眼钻井环空间隙较小，应用常规井眼清洁工具容易卡钻;而使用专用偏心式扩孔破床工具 (图7)可以破除岩屑床，增大环空紊流状态，有效携岩，其缺点是需要重新起下钻，增加钻井周期，加大了钻井成本。