提高侧钻井小井眼段固井质量技术Word文档下载推荐.docx
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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：
1.1、环空间隙小
目前的侧钻井主要有7"
（Φ177.8mm）套管侧钻井和51/2"
（Φ137.9mm）套管侧钻井两类。
Φ177.8mm套管侧钻井环空间隙为5～12mm；
Φ137.9mm套管侧钻井环空间隙为4～8mm。
由于泥饼的存在和井眼缩径实际的环空间隙更小，这就导致了固井形成的水泥环薄，很容易在采油和作业工程中损坏，导致侧钻井过早出水或套管损坏。
此外，侧钻井环空间隙小，固井施工困难，水泥浆蹩漏进入地层及两相液体上返速度过高，很容易引起水泥浆返高不够及水泥浆窜槽，造成固井质量差。
1.2、套管不居中
侧钻井都有一定的斜度，而且侧钻井环空间隙小，套管很容易偏心。
这就造成固井形成的水泥环分布不均匀或窜槽，水泥环的物理机械性能不能满足各种工况下长期封隔的要求，导致侧钻井过早出水。
1.3、注水泥顶替效率不高
侧钻井尾管偏心使窄边间隙变得更小，所形成的钻井液滞留区不易被水泥浆顶替干净。
水泥浆流动阻力大，排量小（比普通井井眼小2/3），不易实现水泥浆的紊流或塞流顶替，直接影响水泥石的密封质量，导致侧钻井过早出水。
1.4、地层压力低造成固井质量不合格
由于侧钻井都在老区块，往往油层处地层压力都低于静液柱压力，由于水泥浆密度往往都在1.80g/cm3以上。
再加上环空阻力大，所以大部分水泥浆都注入了油层，造成水泥返高不够，水层又没封上。
高升油田每口井都存在这种问题。
因此，扩大环空间隙，保证套管居中，并采取提高顶替效率等合适的固井完井工艺措施，是提高侧钻井固井质量的有效途径。
二、采取的理论研究和技术措施
2.1、侧钻小井眼合理环空间隙优选
选择合理的环空间隙，可以增加水泥环的厚度和韧性，提高水泥环的承载能力，从而达到提高水泥环封固质量油井寿命的目的。
合理环空间隙优选应从以下两方面考虑：
一是在充分利用泵功率的前提下提高两相液体顶替效率，保证两相液体的稳定界面和液体流动时压降最小及雷诺数最大的环形空间；
二是考虑水泥石抗压强度、剪切胶结强度、界面渗透率与其直径的关系，并对水泥石在不同环空厚度的受力状况进行分析和计算，确定出既有较高强度，又有良好密封性能和受力状态下的水泥环厚度。
根据辽河石油勘探局与西南石油学院联合研究结果表明，综合考虑水泥石的抗压强度、密封性能及两相液体的顶替效果，辽河油田现有的小井眼与套管组合（45/8″×
4″，6″×
5″）间隙值在20～26范围内较为合理。
2.2、侧钻小井眼段扩孔技术
2.2.1微台阶扩孔工具研制
为了保证环空间隙达到合理间隙,辽河油田研制出三翼张开式微台阶扩孔工具（已获国家专利）。
7″套管侧钻井扩孔工具本体外径146mm，工作最大外径为170～210mm；
51/2″套管侧钻井扩孔工具本体外径114mm，工作最大外径为140～165mm，将Φ118mm井眼扩至Φ140mm左右，Φ152.4mm井眼扩至Φ170mm左右，该工具主要由保护接头、上活塞、下活塞、弹簧、凸块、本体、刀片总成等部件组成（如图1）。
工具工作时，液体作用在活塞上产生推力，推动活塞下行，带动刀片伸出工具本体，此时起动转盘实施造台阶作业，造台阶完成后，刀片完全张开，由于分流报警装置的作用，泵压下降5～8MPa。
此时进行加压，利用刀片上的切削刃破碎岩层进行扩孔施工。
微台阶扩孔工具集扩孔和修孔于一体，工作时下部分进行扩孔，上部分对己扩井眼进行修整，以确保所扩井眼平滑连续，井径均匀；
扩孔部分采用了滚动切削机构，修孔部分采用高强度滑动切削机构，工作时具有较长的工作寿命；
工具在扩孔过程中引入了分流报警装置，不受钻井液排量波动的限制，工作稳定可靠；
工具内采用了安全销、预紧弹簧等安全机构，以确保工具在井下始终处于安全工作状态；
采用孕镶PDC扩孔刀片，目前已研制出了适用于4种不同地岩性的扩孔刀片。
根据辽河油田不同地质状况，选择合适的刀体组合，才能达到理想的扩孔效果。
2.2.2侧钻井扩孔施工技术
1）扩孔施工设计
a）井眼准备：
扩孔施工前先检查开窗点前套管畅通及完好情况；
检查裸眼段是否有坍塌缩径现象；
对工具试压，开泵前后应收张自如。
b）扩孔：
下扩孔钻头至预定井深，单凡尔开泵正常后方可进入下一步操作；
开泵定点旋转10min后，向下扩孔0.5m；
停转盘检查扩孔情况；
如果加压遇阻表明扩孔成功，恢复正常排量继续扩孔；
如果找不到台阶，上提至原井深继续造台阶直至成功；
Φ118mm井眼扩孔钻压10～20kN，转速50～60rpm，排量11～12l/s；
Φ152.4mm井眼扩孔钻压20～30kN，转速50～60rpm，排量18～20l/s；
当速度较快时，扩孔速度应控制在0.5m/min；
扩完一单根后，划眼一次；
扩至设计井深后充分循环，直至井底干净。
c）完井前准备：
扩孔后电测，有利于提高电测成功率，电测后应下钻到井底充分循环，直至井内干净后方可下套管。
2）扩孔钻具组合设计
a）7″套管侧钻井：
Φ152.4mm钻头+Φ141→180mm扩孔器+Φ120.6mm钻铤2根+Φ88.9mm加重钻杆10根+Φ88.9mm钻杆；
b）51/2″套管侧钻井：
Φ118mm钻头+Φ114→150mm扩孔器+Φ88.9mm钻铤2根+Φ73mm加重钻杆10根+Φ73mm钻杆。
扩孔作业时钻压由小到大，逐步增加，以寻找最快扩眼速度的最佳钻压和转速；
密切注意扭矩的变化和跳钻情况，若出现蹩跳钻现象，可降低转速和钻压，待恢复正常后，再逐步恢复钻压和转速，不断寻找最优工作参数；
接单根前，先停泵，待泵压复零后再缓慢上提钻具；
接单根后，下放钻具至上次扩眼井段以上2～3m，启动转盘并开泵，然后再下放钻具继续扩眼；
扩眼完成后或刀片磨损严重时，停止钻进，大排量循环钻井液一周起钻；
工具起至上部窗口前，缓慢上提钻具，工具出窗口后，按正常速度起钻。
2.3、侧钻小井眼段固井技术研究
2.3.1双胶塞复合碰压固井工艺技术
侧钻井初期完井难度大、固井合格率低，其主要原因有：
尾管固井不碰压，井内留水泥塞；
替量难以控制，易发生返高不够、留水泥塞或替空现象；
环空间隙小，循环阻力大，如果水泥量多，环空水泥浆液柱高，易漏低返。
针对上述问题，辽河油田研究实施了双胶塞复合碰压固井工艺技术，优化了复合胶塞和空心胶塞，保证二者正确复合；
浮箍浮鞋采用新式回压凡尔，耐冲击和磨损，密封更加可靠；
使用便携式尾管计量装置，采用蜗轮流量计的原理，实现对尾管固井替泥浆过程的准确计量；
采用定位自动脱挂尾管悬挂器实现尾管碰压完井，下套管时不需锁定转盘，允许中途循环泥浆，座封及脱挂不使用转盘倒扣，适合深井、大斜度井的完井施工，能够满足复杂井事故处理的需要；
悬挂器采用储能弹簧带动楔形套筒进行座封，安全可靠；
实现了在侧钻井固井时尾管内不留水泥塞，提高了水泥浆顶替效率。
为了保证小井眼段水泥浆顶替效果，有以下情况时必须用重泥浆：
1）5″尾管，井深H>
2500m，且尾管长度>
300m；
2）4″尾管，必须上重泥浆，据实际情况决定是否用；
3）若钻杆较短，经计算在顶替过程中，钻杆上浮，必须用重泥浆；
如果洗井时间>
8小时，阻流环失效、钻杆能上浮，泥浆注在套管内；
最高替压若小于18MPa，则注在钻杆内。
2.3.2尾管居中技术
统计表明，当套管偏心度大于60％时，水泥浆必然出现窜槽现象。
就Φ177.8mm套管侧钻井段下入Φ127mm套管而言，只要套管偏心大于3mm，偏心度就大于60％。
目前辽河油田侧钻井都属于定向井，有一定的斜度，套管在小井眼段偏心度难以保证，造成固井质量不合格。
采用扶正器并合理设计扶正器间距，能有效实现套管居中。
现场应用上普遍使用弹性扶正器，根据杆管相似原理，套管扶正器间距简化计算公式为：
式中：
ƒmax—最大横向变形,㎜；
E—钢材弹性模量,㎏/㎝2；
I—管柱轴惯性矩,cm4；
qm—管柱在泥浆中单位长度重量,㎏/m；
α—平均井斜角,度。
根据计算和实际经验，在直井段每30m下一扶正器，造斜段每10m一个扶正器，水平井段每5m一个扶正器。
侧钻井必须保证在裸眼段每根套管加一个扶正器，重合段加扶正器视井斜角加入相应扶正器。
对于大井眼段，使用螺旋扶正器可有效改变环空流态，提高大小井眼的顶替效率。
此外，辽河油田应用液压式扶正器实现套管居中，使用效果不错。
2.4、新型固井配套工具研制
2.4.1封隔式液压尾管悬挂器
为了解决侧钻井尾管固井后水泥下沉的问题，研制成功了封隔式液压尾管悬挂器（专利号ZL02275514.4）。
封隔式液压尾管悬挂器主要由液压尾管悬挂机构和送入工具总成组成，包括液动机构、卡瓦锚定机构、液压丢手机构等，如图2所示。
其具体结构是：
装置的最上端上接头21与送入管17相连，球座1装在完井管柱的最下端，通过完井管柱与丢手座6相连。
上接头21下面连接着液缸5，液缸5上用胶塞销钉4固定着空心胶塞3，并通过锁块8与丢手座6相连。
丢手座6上面连接着基管14，基管上安装着密封套11、密封环12、卡瓦15和锥体16等。
该装置下井时，上接头21靠液缸5和锁块8等与丢手座6连接在一起，悬挂、丢手和注水泥时，还要配合投入钢球和上胶塞22。
该工具结构合理，安全可靠，具有密封性能好，流道面积大，耐高温高压的特点，能有效实现封隔器的悬挂锚定、解封丢手，不但满足普通侧钻井的需要，尤其适应稠油热采井的特殊要求。
现场应用表明，该种悬挂器在防止水泥浆下沉，提高尾管封固质量方面起到了重要作用。
封隔式液压尾管悬挂器主要技术参数如下：
（1）最大外径：
152mm；
（2）悬挂坐封压力：
10MPa；
（3）丢手压力：
15MPa；
（4）球座打通压力：
20MPa；
（5）空心胶塞剪切压力：
15MPa。
2.4.2小尺寸热应力补偿器
热采井套管损坏的一大原因是套管受热后受压，冷却后受拉导致丝扣破坏或套管变形。
为了减缓稠油侧钻井蒸汽吞吐过程中热应力对尾管造成的破坏，研制成功了热采侧钻井用小尺寸热应力补偿器，该装置能有效的减缓热应力对尾管造成的损坏，对延长侧钻井寿命具有十分重要的意义，结构如图3。
图3小尺寸热应力补偿器示意图
该工具由密封套、耐高温密封部件、接头等组成，在外力作用下可产生一定量的轴向运动。
其上端母扣与下端公扣和套管国接在一起，固井时同时被水泥封固。
在蒸汽吞吐过程因温度变化随之套管轴向应力变化时，应力补偿器可伸长和压缩，对套管的微量伸缩进行补偿，可达到保护套管的目的。
主要技术参数：
最大外径：
143mm；
内通径：
Φ112mm；
伸缩量：
100mm；
工作压力≤20MPa；
工作温度≤350℃；
抗拉强度：
100吨；
抗挤强度：
18MPa。
三、现场应用及效果分析
自2001年至今，在锦采、采、欢喜岭等采油厂已完成了锦2-11-005C、锦2-21-16C、曙1-23-364C、齐40-26-38c等试验井80口，全面实施了扩孔、双胶塞碰压固井、套管居中技术,扩孔成功率100％，碰压固井成功率100％，固井质量全部合格。
早期实施的试验井如锦2-21-16C、锦2-14-111C等井迄今为止安全生产两年多，比统计的51/2"
套管侧钻井平均寿命提高了一倍多。
图4、图5为锦2-11-005c扩孔井径曲线和固井声幅曲线，已投产的部分试验井简况见表1。
表1已投产的部分试验井简况
序号
井号
扩孔
井段
（m-m）
侧钻井
井径（mm）
扩孔
井径（mm）
固井
质量
侧钻后最高日产量
（t）
侧钻后平均日产量
生产时间（d）
累计产量（t）
1
锦2-11-005c
1410～1597
118
140
优
13
4.0
693.9
2776
2
锦2-21-16c
1300～1530
145
51
6.8
628.1
3939
3
锦2-13-219c
1355～1505
143
5.0
531
2733
4
锦7-47-36c
900～1036
152.4
170
21
4.8
548
2630
5
锦2-14-210c
1163～1385
19
9.1
492
4496
6
锦2-14-111c
1177～1362
22
8.2
578
4780
7
曙4-8-03c
990～1148
150
10.5
3.2
442
1937
8
曙3-3-02c
1280～1455
6.6
2.0
530
1047
9
曙3-9-09c
1287～1409
523
1659
10
曙1-23-364c
966～1100
178
21.8
6.3
467
2961
16
海14-50c
1898～2024
175
8.1
5.4
461
2496
12
海15-25c
1449～1830
3.6
662
2420
齐40-26-38c
660～870
17.0
6.7
396
2650
14
曙1-06-9c
1150～1275
180
合格
18.4
10.3
366
3763
15
曙1-34-045c
925～1135
20.4
5.45
265
1446
欢616-48-46c
858～937
19.7
5.6
335
1872
17
曙1-36-48c
680～1200
16.5
11.0
235
2587
18
欢616-50-52c
842～951
13.0
4.2
384
1629
曙1-38-060c
878～1010
22.5
7.7
289
2221
20
锦45-27-262c
920～1145
21.5
7.5
266
2005
四、结论与认识
（1）通过提高侧钻井小井眼固井质量技术攻关,完善了辽河油田侧钻井完井固井技术。
（2）确定了有利于提高7″和51/2″套管侧钻井固井质量的合理环空间隙，实现了侧钻井微台阶扩孔值的确定由经验到理论的飞跃。
（3）微台阶扩孔、碰压固井、套管居中等技术满足辽河油田提高侧钻井固井质量实际需要。
（4）研究开发的液压扶正器、封隔式液压尾管悬挂器、小尺寸热应力补偿器等固井完井配套工具，在提高辽河油田侧钻井固井质量方面发挥了重要作用。
（5）针对不同的井况以及地质特点，应采取不同方案，结合以往取得的技术成果，细化技术措施，是保证侧钻井固井质量，提高油井寿命重要原则。
（6）提高侧钻井小井眼固井质量技术已经取得了很好的效果,可以进行进一步的推广应用。
参考文献
1．刘乃震，王廷瑞．侧钻井钻井完井技术完善及推广应用2003.12
2．胡博仲等编．小井眼钻采技术 石油工业出版社 1993.3
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