侧钻井复杂情况与事故的成因分析和预防培训稿分解.docx
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侧钻井复杂情况与事故的成因分析和预防培训稿分解
ø139.7mm套管开窗侧钻井
复杂情况与事故的成因和预防
王国军ø139.7mm套管开窗侧钻井复杂情况与事故的成因和预防
摘要：
在ø139.7mm套管内开窗侧钻目前己成为老油田低成本稳定油气产量的重要手段。
受地层破坏严重、井眼尺寸限制、工具研发滞后等影响，在ø139.7mm套管内开窗侧钻施工容易出现复杂情况和事故，并且出现后解决难度很大。
因此，根据生产实践按施工阶段分析总结复杂情况和事故的成因，制定有效预防措施，对减少事故发生，实现降本增效有着积极的意义。
关键词：
开窗侧钻复杂情况事故成因预防
油田进入开发中后期，套管损坏非常严重，许多井采用常规的方法无法修复，致使周围的剩余油气资源无法开采，这已成为制约油田发展的一大难题。
在ø139.7mm套管内开窗侧钻能有效地将油田老区块上仍具有开发价值的加深井、套管变形井和事故井恢复产能，目前己成为老油田低成本稳定油气产量的重要手段。
油田开发后期地下情况愈加复杂，ø139.7mm开窗侧钻井（下文简称开窗侧钻井）的井眼直径较小，各种管具工具也是在生产实践中逐步改进，因此不可避免地出现了诸多复杂情况和事故。
为吸取前车之鉴，特从开窗侧钻施工的技术调研、通井和套管试压、定向和坐封斜向器、开窗和修窗、钻进、电测、下套管固井、测固井质量、试压等八个阶段，简要地谈谈常见复杂情况与事故（下文简称问题）的成因、预防和处理。
一、技术调研阶段
技术要点：
技术人员对准备施工的井位必须提前搞好风险预测，特别是对周边长期注水形成难以释放的异常地层高压的井，对可能有恶性井漏的井，对老井出现过工程事故的井要充分重视。
通过技术调研和风险分析，确认该井存在极大的施工风险的要及时汇报，做到科学决策。
施工前需要调查的资料：
地质分层、地层孔隙压力、地层倾向及倾角。
周围注水井状况（距离、注水压力、注水量）。
老井井斜数据，固井质量，套管数据。
历次作业修井情况，套管损坏部位、有无换套施工，井内落鱼及管柱情况，目前井口情况。
老井钻井情况及数据，特别是井漏和事故情况，所使用泥浆比重及钻具结构钻井参数。
核实井口坐标、靶心坐标及甲方要求，做好施工设计。
忽视某些无法克服的地面因素，井位报批后却发现根本无法施工，如停产期间井场出现新建的学校，工厂等等。
可能出现的问题及预防：
1、遗漏原井复杂和事故的资料，造成“遭遇战”。
举例说明：
文10块某井搬上前调研认为比较简单，搬上后却因开窗即钻遇高压水层，放压、压井无效，折腾40多天钻了10来米中途完井。
2、引用存在错误的资料和数据，如套管数据出错造成通井规和钻头等的设计错误等，听起来比较可笑，但也确实出现过。
举例说明：
文101块某井因原井资料未调查清楚，搬上才发现原井有大段内径ø118套管，换套管又不可行，临时紧急组织ø114开窗工具和ø114钻头。
3、错误录入原井的井斜数据，轨迹设计时将纵横坐标搞混，设计出来的轨迹就是错误的，这一点比较重要，必须要求录入后校对闭合方位。
举例说明：
胡7块某井就出现此种问题，临近完井技术人员才发现设计中将南北坐标和东西坐标搞反了，脱靶了60多米。
二、通井，套管试压阶段
技术要点：
通井规下井前，必须丈量、检查。
对入井钻杆必须按设计要求通径。
通井时平稳操作，控制下钻速度，中途遇阻应记录准确井深，只能采取上下活动，杜绝强砸或强转。
通完井后，如又挤过水泥、注过水泥塞或挤过其它堵剂，必须另行通井和通钻杆内径。
可能出现的问题及预防：
１、钻杆入井时未用内径规通内径，可能造成陀螺定向或有线随钻仪器遇阻遇卡。
举例说明：
濮3块某井因此下三次斜向器，原因是陀螺定向仪器下不去，陀螺定向仪器因陀螺尺寸减不下来，仪器外径达ø45mm，要在过于旧的钻杆中通过确实困难。
该队反复起下钻杆检查更换，增加施工周期5天。
另外，如果一批钻杆闲置2个月以上，既使认真通径了也可能造成固井时卡悬挂器的钻杆胶塞。
举例说明：
文56块某井认真通钻杆内径三次，固井时还是卡了胶塞，建议一是在下套管前专门下一趟钻用胶塞通一次钻杆，二是把胶塞金属体外径改小，胶塞的胶质改软。
至2008年，在中原油田服务的厂家已全部接受建议完成技术改进。
２、通径规的尺寸不合规范，过大可能造成通井时遇阻，过小则可能造成斜向器或悬挂器遇阻。
举例说明：
文33块某井因设计出错，在有内径ø121套管的井筒内下ø118通井规通井遇卡。
文65块某井未按要求通井造成斜向器提前300多米遇阻并卡死，解卡失败后，改变设计提前开窗，增加了施工成本和风险。
3、技术员未考虑本钻机和原井的联入差，造成将斜向器坐在套管接箍上。
举例说明：
卫37块某井即出现此问题，加上套管数据出错，结果是斜向器坐封在套管接箍上，开窗后遇卡严重。
不仅如此，在遇卡原因不明的情况下，又重复该错误一次。
后来，换了队伍，分析透原因下了第三个斜向器，教训深刻。
4、未按设计要求认真试压，造成遇到井涌时不能确认流体来源。
或者是井漏时不能确定漏失位置。
或者是完井后固井质量很好，试压不合格找不能准确确定原因。
三、定向和坐封斜向器阶段
技术要点：
下斜向器注意以下事项：
检查全部入井钻具的螺纹，建议使用螺纹密封膜。
下斜向器的整个过程中，须严格控制下放速度，平稳操作，杜绝猛刹猛顿。
下斜向器的过程中要杜绝钻柱内外落下异物。
常用斜向器类型主要有注水泥式斜向器、双卡瓦封隔器锚定斜向器、KCZ140-J型机械式斜向器、弧面双直道导向悬挂坐封式斜向器等。
可能出现的问题及预防：
１、因未按要求通井导致斜向器遇卡或提前坐封。
遇卡的预防措施当然是按照要求通井和平稳下钻。
机械式斜向器提前坐封可下压换槽上提即好，也出现解不了卡后提断的情况。
特别是斜向器和铣锥一体的开窗工具一定要小心。
基于原井套管不会太好的原因，原则上不建议为省一趟钻使用一体化开窗工具。
因为斜向器卡钻后只能上提下放解卡，如不能解卡脱手后可打捞，因难度大、成本高，虽然也捞过，但不太合算。
举例说明：
胡5块某井耗时14.5天，文101块某井耗时10天，成本都比较高。
文65块某井斜向器在1300米遇卡后就是考虑打捞成本太高，只好提前开窗。
2、因数据计算或其它问题将斜向器下在套管接箍上，结果是一开窗就会遇卡。
那就只能填井后再下一个斜向器开窗，如前面提到过的卫37块某井。
如果是接箍位置水泥固得好，前期开窗无明显憋卡，后期表现出来反而更加麻烦。
胡12块某井钻一半进尺后出现这种情况，幸好多次反复修窗后能勉强施工，否则就只能报废了。
3、斜向器定向时将角差标反导致定向反向，预防措施是两个人量并且要画图。
解决办法一般是通过定向钻进扭过来，一般不会因此再下一个。
举例说明：
卫4块某井陀螺定向时，就是因量角差时将斜向器斜尖和斜面标反，斜向器坐成反向，造成轨迹控制复杂化。
四、开窗和修窗阶段
技术要点：
开窗钻柱结构：
右图为常用的开窗用钻柱结构，加重钻杆可以适当减少，无明显影响。
可能出现的问题及预防：
１、开窗时未均匀送钻，开得太快窗口偏短，起下工具通过性差，开得过慢，可能导致切削斜面过多分叉小，或会出现台阶，浪费施工时间，损伤钻具。
举例说明：
文14块某井斜向器坐封可靠，开窗时铁屑出得也多，进尺开了5米都开不出去，用了3个斜向器才开窗成功。
分析原因：
一是斜面硬度不够，二是斜面设计有缺陷，三是开窗时出现台阶。
２、开窗时因斜向器质量问题导致开不出去，或者出现移位，或者斜向器下行离开预定位置。
举例说明：
文38块某井因斜向器卡封不稳固，坐封时承压也不错，就是一开窗就下行，直到第4个斜向器才完成开窗施工。
3、铣锥的质量也是开窗的关键，使用劣质硬合金造的铣锥会出现上中段结合部铣到窗口时长时间无进尺。
时间可能超过8个小时，一般在5个小时以内。
在中原油田各个区块的很多井都遇到这个问题，说明不是地质和套管原因，主要还是工具原因。
根本的解决办法是确保铣锥质量，如果遇到后能采取的临时办法就是坚持磨铣直到开出去，不必轻易起下钻。
4、坐封和开窗不好的斜向器也会在多次起下钻后转向或下行，导致窗口丢失。
举例说明：
文65块某井在下套管前通井时斜向器下行丢失窗口，应急办法是带着引子摸窗口通井下了套管。
文101块某井是钻进换钻具时斜向器轻微移动丢失窗口，处理是下铣锥修窗至找到井眼。
胡12块某井是电测前通井发现斜向器下行丢失窗口，处理办法是上提10米同方位坐封斜向器后开窗找到了原井眼，难度比较大。
当然，根本的办法是解决斜向器的质量问题，目前YDY-Ⅳ型弧面双直道导向悬挂坐封式套管开窗工具已杜绝此问题，比较可靠。
五、钻进阶段
技术要点：
钻进阶段是开窗侧钻施工的风险集中阶段，重点是在确保井控安全的前提下，提高机械钻速，避免卡钻等各类事故的发生。
在试钻进、定向钻进、复合钻进等施工时做到综合考虑，积极避免给下道工序留下隐患。
可能出现的问题及预防：
1、开窗侧钻后的试钻进以往多采用简单钻具，目前则多采用定向钻具复合钻进。
实践证明这种节约时间提高效率的方式是可行的。
当然，前提是斜向器可靠，原井固井质量好，开窗后要用铣锥钻上3～6米。
如果试钻进井段过长，或者斜向器的实际斜率又过小，可能会出现钻头钻在原井套管上。
举例说明：
文53块某井在试钻进32米时钻遇原井套管，结果是钻头报废，注水泥填井，侧钻。
因此，一般建议将试钻进的井段控制在30米之内。
2、定向仪器未及时标定，测量不可靠。
举例说明：
胡7块某井为双靶井，钻中一靶后因1号探管出现问题改用2号探管定向过二靶，数据显示二靶靶心距在1米以内。
完井电测发现，1号探管和电测数据一致，2号探管方位比电测数据大15度，第二靶靶心距9米多，差点脱靶（设计为小于10米）。
3、螺杆的定向键与其弯曲指向有角差未发现，或未量准。
举例说明：
文10块某井施工中螺杆自身定位销扭动80度，结果是把增井斜打成降方位，不仅浪费时间多起下钻一趟，还增加了轨迹控制的复杂程度，对井下安全造成了不利影响。
4、螺杆的定向键套未按标准加工，轻则导致仪器无法成功坐键而起钻，重则导致坐键方向错误定反方向。
举例说明：
文65块某井为双靶井，钻中一靶后需要降斜才能中二靶，而且井段也不宽裕。
有线随钻接单根后，因定向键套不标准，现场人员坐键两次就开始施工，结果是把降斜打成增斜，发现后已增斜15米，又坐键打降斜，结果是轨迹过于复杂。
过于复杂的轨迹，加上该区块复杂的地质情况，完钻后短起下后就不能下到井底。
划眼和起下钻中钻具遇卡20多次，反复折腾20天后还是不得不填井侧钻。
在此，特别提醒要尽量避免在短距离内设计增斜降斜反复出现的井眼，否则很难保证井下安全。
5、螺杆的质量问题也会引出许多复杂情况和事故。
螺杆会出现转子或万向轴脱扣落井，会出现驱动接头断在井内，会出现旁通阀以下外筒落井。
既使做了防掉处理，也会出现脱扣导致瞬间憋泵继而导致井下复杂。
举例说明：
胡7块某井在钻进中遇到高压水层，偏偏此时螺杆的万向轴与马达总成间脱扣，导致无法循环。
冒着井控风险强行起钻，下钻遇阻后划眼5天才到起钻井深。
6、钻头目前采用的主要是江汉钻头厂的ø118mm和ø114mmYC517钻头，也用PDC钻头。
PDC钻头相比于YC517不会掉牙轮，在某些区块钻速也明显要快。
YC517钻头为单牙轮钻头，掉牙轮的情况只在试制初期出现过一次，编号为007。
不过，在使用120小时以上偶尔出现轴承会出现间隙过大明显松动。
PDC钻头的缺点是定向施工时控制难度大，在很多区块钻到某些地层直接就没进尺，俗称“挑层严重”，不如YC517钻头各种地层“通吃”
7、井控问题。
开窗侧钻井相比于常规ø215.9井眼的优势：
有较深的“技术套管”，开窗点以上相当于技术套管；有原井的施工情况可以借鉴；相比于常规ø215.9井眼存在的劣势：
原始地层压力被破坏，层间矛盾突出；强采强注让地层压力难以预测；循环当量密度大，让钻井液密度的“窗口”变窄；钻具每米环空体积只有ø215.9井眼的三分之一，溢流上窜快。
（1）、应对井涌井漏的常规做法：
严格坐岗制度，坚持每口井从开窗开始坐岗，密切监视油气显示和泥浆液面，直到完井试压合格。
坚持进行不同工况下的防喷演习。
进入目的层后起钻前和下钻到底测后效，了解油气活跃情况，保证起下钻时的井控安全。
（2）、应对井涌的非常规做法：
开窗侧钻井卡钻后因环空小不能套铣，只能泡解卡剂、活动解卡，解不开就只能爆炸松扣填井重来，损失过大。
因此，遇到溢流关井确定流体性质和压力后，如果情况并不危急，应考虑起钻到窗口以上50米再处理，避免因钻具环空小卡死。
举例说明：
文14块某井出现井涌后，关井压力比较高，当量密度达1.9以上。
但溢流量并不大，属高压低渗。
虽然裸眼段不足110米，但因刚发生开县井喷事故，现场意见不统一，只能按常规关井等上级决策。
结果是因关井时间长，溢流流体为地层水，地层泡垮后钻具卡死。
只能是倒扣填井，重新开窗侧钻。
后来证明，该井采用密度1.6的泥浆循环时无溢流，停泵就出水，最后还是用密度1.6的泥浆完井。
之后庆6块某井出现井涌，关井求压分析后将钻具起到窗口以上加重压井，确保了钻具安全。
此种做法已实践十余口，效果良好。
因和井控标准不完全一致，应充分考虑风险后决策。
特别是把关井压力、溢流量、流体性质综合分析。
（3）、应对井漏的非常规做法：
遇到井漏，尽量考虑一次堵好，避免多处井漏或漏涌共现不好处理，还要考虑避免固井时井漏。
举例说明：
卫95块某井钻进时出现井漏，当时随钻堵漏成功即正常钻进完钻，下套管固井时井漏到不返浆，水泥返高不够挤水泥钻塞的时间和钻进的时间差不多。
在后来的20余口井中采取挤堵的方式堵漏，基本上避免了固井复发井漏。
缺点是和油气层保护的理念有冲突，需要有效沟通。
8、钻井液问题。
目前开窗侧钻的钻井液以聚合物体系为主。
泥浆密度应根据地层压力等具体谨慎确定。
钻进时可稍低以保持较高钻速，起钻前应短起下测后效，根据情况适当提高密度。
泥浆失水量控制在3～5ml，动切力和塑性粘度的比值应在0.20～0.40之间，其它性能保持正常值。
因泥浆总量小，受污染比较快，应勤测性能勤调整。
对油气污染关键是及时发现，先压稳后调整，操作起来相对比较容易。
对水污染在井控方面的压力较小，但对泥浆的污染不可小看。
举例说明：
文209块某井因出水严重导致泥浆性能迅速变差，起下和钻进都遇卡严重，研究分析后整体更换泥浆，井下情况恢复正常。
胡7块某井遇高压出水起钻到窗口以上20米，因压力高溢流量大未循环就关井了。
两小时后发现泥浆遇水污染沉淀把钻具卡死，处理无效后该井中途完井。
9、钻具问题。
一是可能出现前面已提到过的钻具通径问题。
二是施工中钻杆可能出现螺纹刺漏，可以通过泵压变化的大小和速率上判断，使用丝扣膜有很好的保护效果。
三是钻具特别是加重钻杆会出现疲劳断裂，所以定期的探伤是必不可少。
四是对常用接头如方保接头等的螺纹也必须定期探伤。
举例说明：
胡98块某开窗侧钻水平井出现加重钻杆外螺纹疲劳断脱，虽然不惜成本坚持打捞，最后还是把无磁和无磁里价值200余万的无线随钻仪器填埋在井内。
濮2块某井电测前通井时因方保接头外螺纹疲劳断裂导致钻具落井，对扣起钻过程中因井下复杂又出现钻具脱扣落井，后因地质情况复杂该井报废，损失惨重，属于典型的小问题造成大麻烦。
10、扩眼问题。
扩眼的主要目的是提高固井质量，常用水力扩眼器和偏心PDC钻头扩眼，不过很难达到理想效果，因为对已钻成井眼直径影响的主导因素是地层特性。
下图为一种水力扩眼器。
水力扩眼器扩眼时风险很大，施工中因出窗口就扩导致扩到套管工具损坏，随着扩眼井段增加，进尺越加缓慢，发生卡钻的危险也越来越大。
举例说明：
文25块某井扩眼中第一次遇卡强提强转解卡。
第二次卡钻后强提强转泡解卡剂无效，最后爆炸松扣填井侧钻。
右图是文15块某井的引鞋已断在井内的水力扩眼器。
文15块某井扩眼中遇卡间断上下活动强提强转20小时解卡无效，打解卡剂大力上提解卡后发现是扩眼器引鞋断脱引起卡钻。
此后较少采用水力扩眼器扩眼。
11、关于卡钻问题的一些其它想法
除了前面提到的造成卡钻的原因之外，还有一些卡钻事故的性质是无法按以往判断要件进行分析的。
说是粘卡，却没有一定的静止时间，可能10秒之内就卡住了。
说是缩径卡钻，循环却很正常。
2007年出现了很多次这种情况，刚开始确实让人很迷惑，就像被人击倒却根本看不清他是怎样出拳的。
濮3块某井、庆6块某井、文65块某井三口井是其中的典型代表。
它们地质情况不同，却出现类似的卡钻现象，表现为卡钻快，钻具静止不到1分钟就会卡钻，起钻都起不出来。
上提下砸不能或很难解卡，转动解卡相对容易。
循环正常，返砂正常，泥浆密度提高和降低0.1～0.2都无改善，防卡剂加很多也无明显改善。
对比分析发现：
三个断块地质情况相对复杂；长期分层注采导致层间矛盾突出；三口井的井身轨迹设计较为复杂，井眼曲率偏大；三口井都是在密度超过1.45后井下情况开始恶化的。
因为地层岩性、压力无法控制，我们认识到在复杂区块施工必须优化轨迹设计，避免不必要的降斜，避免反复的增降斜，将井眼平均全角变化率控制每30米10度以内。
在后来相邻数十口井的实践中证明，这样可以有效地避免卡钻，出现复杂情况也容易解决，没有出现恶化。
六、电测
技术要点：
在此只从开窗侧钻队的角度来谈一谈电测的技术要点。
一是电测前一般大排量循环两周以上，搞好短起下，测量后效，正常后起钻电测。
二是要保证电测顺利必须从轨迹控制、井眼稳定和泥浆性能等多方面下功夫。
三是加快施工，减少产层的浸泡时间也是提高电测一次成功率的有效途径。
可能出现的问题及预防
1、遇到电缆电测三次测不下去，建议采取油管输送电测。
在ø215.9井眼中可用ø127钻杆输送电测，在开窗侧钻井眼中受测井仪器回接头的限制以往只能采用全井ø73加大油管输送电测。
与ø215.9井眼输送电测相比工作量要大得多，因此尽量不输送电测。
2、右图为开窗侧钻井油管输送电测的下回接头，与输送的测井仪器相连。
和2006年以前的铜质“蘑菇头”式回接头相比是一个大的改进。
3、输送电测虽然只测伽玛、声波、感应曲线，比常规测井曲线少，但可满足选层射孔需要。
下图为与电缆相连的上回接部分，和随钻仪器坐键的设计类似。
4、目前测井仪器设计人员已经根据建议将图示回接仪器的外径改小，使之满足使用ø73钻杆输送的要求。
一是可以缩短施工时间，降低地层浸泡产生不稳定的可能性，二可以降低劳动强度。
七、下套管固井
技术要点：
1、下套管：
（1）、根据井径图，针对井径小的井段采用PDC钻头扩划眼，保证下套管一次到底。
（2）、调整好套管长度，计算好悬挂器、短套管、阻位的深度，确认无误后才能下套管。
（3）、重叠段一般在100米以上，可以保证密封，满足压裂需要。
2、固井：
（1）、目前认为均匀的井径比大井径更利于提高固井质量。
（2）、固井时严格控制施工排量可有效避免激动压力高引发井漏。
（3）、实践证明目前的固井质量可以满足生产需要。
可能出现的问题及预防：
1、悬挂器的选择：
悬挂器的选择和使用是下套管和固井的关键因素。
常用的有两种，原理、结构和相关附件基本相同，只是在中心管的设计有可抽出和不可抽出的区别，钻杆胶塞的尺寸略有不同。
选择上关键是选择可靠性强的厂家，务求质量稳定，大部分厂家都出过问题，只是多少而已。
右图所示为中心管可抽出的一种悬挂器及其附件的示意图，实践证明，中心管可抽出有较大的好处。
本页图现所示为中心管可抽出式的悬挂器的图片：
2、悬挂器可能因中心管的密封问题固井时出现短路循环，造成固井段没水泥。
举例说明：
文65块某井出现此情况，为补救固井质量，多次挤水泥钻塞施工30多天。
3、悬挂器可能因胶塞尺寸问题或钻杆通径不好出现卡胶塞情况，结果水泥凝固在101.6套管和部分钻杆内，俗称“灌香肠”。
举例说明：
庆6块某井出现此类情况，处理周期达14天，钻塞进尺比裸眼段进尺还多得多。
事后发现原因在于胶塞的金属部分外径过大，厂家不认可。
后来又在胡5块某井又出现此种情况，该厂家才改进，之后就未再出此事。
4、悬挂器也出现过不能坐挂的情况，如果套管串尾接的是2米左右的旋流短节，可以坐在井底开泵循环后固井。
井队事先需要加工好或让厂家做好。
5、悬挂器到现场后工程技术人员需要检查悬挂器及附件的尺寸、扣型、通径情况。
举例说明：
胡5块某井下套管到底后开泵不通，脱手起钻后发现中心管内还有干燥的锯沫。
说起来比较可笑，但这么小的问题却造成了较大的麻烦，好在可以再下新中心管固井。
八、测固井质量，试压
技术要点：
测固井质量和试压就不用介绍工艺了，只介绍还存在的一些问题。
可能出现的问题及预防：
1、测固井质量下不去，主要原因一是泥浆处理不到位，二是压塞液配得粘度低了。
2、测固井质量有多次在离阻位100米左右时有水泥薄环的情况，一般认为可能是压井液问题或者套管密封问题。
目前认为，在前面两个问题排除的情况下，固井结束后上提中心管是速度过快，其周围水泥来不及被循环带出引起的可能性最大。
3、试压曾因为起钻时未连续灌浆而是起完一次灌满，立即试压有明显压降，重复多次可好。
通过开窗侧钻施工的十数年摸索实践，我们感觉到现在的认识还存在着很大的局限性，特别是在3200米以上的深井开窗侧钻方面还存在很多的困难。
以上烦琐的介绍，是在生产过程中遇到的一些问题的讨论和分析，但愿能给同行起到一点点参考作用，其中的错误和偏颇之处恳请指正。
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