∅139.7mm套管开窗侧钻井优快钻井技术

　(中石油渤海钻探第四钻井分公司，河北 任丘 062552)



∅139.7mm套管开窗侧钻井优快钻井技术

[摘要]套管开窗侧钻井技术可以使深部套管损坏的油、水井得到修复再利用，但由于开窗侧钻井井眼小，所用钻头、钻具、工具受到限制。同时环空间隙小，对钻井速度及施工质量有很大的影响。通过优选钻头不但提高了钻井速度同时增大了环空间隙，解决了小井眼施工中环空返速低的问题，也为后期完井作业奠定了基础。通过优化钻具结构，使用防卡钻具组合提高了防卡能力。在轨迹控制方面运用无线随钻测量技术实现了随钻跟踪，进一步提高了井下安全。针对以往小井眼固井难点，研究适合小井眼固井的低密度早强水泥浆，解决了固井水泥低返以及固井过程中蹩压的问题，使小井眼固井质量都有了很大提高。通过以上技术应用为侧钻井的进一步发展找到一种新的方法。

[关键词]∅139.7mm套管；PDC钻头；轨迹控制；钻井液；低密度

套管开窗侧钻井钻井技术是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术。采用开窗侧钻井技术可以使深部套管损坏的油、水井得到修复再利用，在低产井中开窗侧钻可发现新的含油层位，特别是对破坏性开采过的油田是一种提高油层采收率的手段。利用老井开窗还可以节约土地占用，减少建设资金。

近年来石油行业越来越重视套管开窗侧钻井的发展。由于开窗侧钻井井眼小，特别是在∅139.7mm套管内进行侧钻，所用钻头、钻具、工具均尺寸较小，环空间隙小，对钻井速度及施工有很大的影响。因此如何优选钻井工具、控制井眼轨迹、提高机械钻速、缩短建井周期成为当前需要解决的问题。

1开窗侧钻井快速钻井关键技术

1)根据井下情况选用高压、大排量的钻井参数。施工泵压在18～20MPa、排量在8～10L/s情况下通过提升射流的水力作用，提高钻井效率。

2)对侧钻井钻头进行优选，改变以往只用∅118mm钻头的做法。在壁厚为7.72mm的∅139.7mm套管中选用∅120.65mm钻头，在壁厚为9.19mm的∅139.7mm套管中选用∅118mm钻头。同时优选出高效能的单牙轮钻头和PDC钻头。为适应井眼轨迹的变化，并对各种钻头进行组合使用，提高了机械钻速[1]。

3)运用防卡钻具组合。在侧钻井的钻具组合中，抛弃了过去使用的钻头+导向钻具+无磁钻铤+钻铤的结构组合，采用了加重钻杆替代钻铤，变井下钻具与井壁的面接触为点接触，减小了卡钻风险。

4)加强井眼轨迹的控制。施工过程中根据现场施工情况，在设计范围内现场选择出最佳的井眼轨迹，加大复合钻进井段，减少滑动钻进井段。

5)无线随钻测量定向。改变老式随钻定向模式，运用MWD无线随钻定向技术替代有线随钻定向，可以边侧钻边定向，避免了接单根时起电缆工作，节约了时间，也保证了井下安全。

6)采用近平衡压力钻井。侧钻井施工都是在已开发地层进行的，地层的情况都能知道的很准确。在保证井下安全(不塌、不喷)的前提下，可以尽量将钻井液的密度降低以提高钻井速度。

7)加强钻井液的润滑、稳定与净化。开窗前所配钻井液已经达到井下地层的钻井液要求，侧钻施工中又加强了钻井液的维护以达到减小施工泵压、降低环空摩阻的作用。

8)低密度早强水泥浆固井。由于有的侧钻井易漏失层和低压层共存，挂尾管过程中会对井下产生较大液柱回压。使用低密度早强(24h强度≥14MPa)水泥浆体系固井，可防止固井过程中的井漏，减轻固井对油气层的污染。

2现场施工

文20-24X1井是冀中地区的一口开窗侧钻井。老井套管∅139.7mm，壁厚9.19mm。井眼剖面设计如表1所示。

表1　文20-24X1井井眼剖面设计

2.1钻头的优选

在侧钻井中的小尺寸PDC钻头，由于钻头结构是按大尺寸钻头设计的，因此一般钻速都较低。而小尺寸牙轮钻头由于轴承弱、牙掌单薄，钻头寿命短，并极易发生钻头事故，不能适应小井眼的高转数，使得钻头进尺少，效率低[2]。文20-24X1井通过优选侧钻用钻头，使侧钻井机械钻速有了大幅提高。钻头使用情况见表2。

表2　文20-24X1井侧钻井钻头使用情况

注：Ng、Ed、Es分别表示馆陶组、东营组和沙河街组。

2.2井眼轨迹控制

在侧钻井中使用无线随钻定向，使钻进过程中能够随时监测井眼轨迹变化，能够随时调整参数，确保井眼轨迹优质[3]；定向过程中能够方便有效地控制井眼曲率变化，从而减少井下复杂事故的发生；相对于有线随钻没有了起下电缆时间上的损失，而且不用长时间停泵活动钻具，在安全上得到了保障，加快了钻井速度，保证了井下安全。

2.2.1脱离老井眼阶段(1810～1826m)

开窗后的试钻就是为了尽快脱离老井眼而进行的。对试钻的距离进行了试验，发现试钻的长度最小16m就可以满足定向的要求。由于试钻用常规钻具钻速较慢，因此只需要达到定向要求[4]。

钻具组合：∅118mm单牙轮+浮阀+∅89mm无磁承压钻杆(NWDP)×1根+MWD悬挂短节+∅89mm加重钻杆(WDP)×18根+∅73.02mm钻杆(DP)。

钻进参数：控制试钻钻压在20～40kN，转盘转速35～60r/min，泵压18MPa，排量10L/s。经过平稳钻进由1810m钻至1826m，进尺16m，达到了试钻目的。

2.2.2造斜轨迹控制阶段(1826～2089m)

钻具组合：∅118mm单牙轮+∅95mm×1.5°单弯螺杆(DN)+浮阀+∅89mmNWDP×1根+MWD悬挂短节+∅89mmWDP×18根+∅73.02mmDP。

该阶段钻进中根据无线随钻所得的井斜和方位以及钻具的实钻造斜率，实时准确预测井眼轨迹的符合率，分析井眼变化趋势，不断优化修正待钻井眼轨道，及时调整钻井参数，尽可能多地采用复合钻进，减少滑动钻进，对每根钻杆钻进方式进行优化，使用1.5°DN可提高侧钻井的造斜率。当钻至2089m时井斜已达到39°。

2.2.3稳斜(扩眼钻进)轨迹控制阶段(2089～2213.91m)

该阶段是提高侧钻井机械钻速的主要阶段。钻具组合：∅118mm三刀翼PDC+∅95mm×1.25°DN+浮阀+∅89mmNWDP×1根+MWD悬挂短节+∅89mmWDP×18根+∅73.02mmDP。钻进中少了造斜和扭方位，整个阶段基本都是复合钻进，最高机械钻速达到6m/h。钻井参数：钻压20～25kN，转盘转速60～70r/min，泵压20MPa，排量10L/s[5]。

2.2.4降斜轨迹控制阶段(2213.91～2550m)

钻具组合：∅118mm三刀翼PDC+∅95mm×1.25°DN+浮阀+∅89mmNWDP×1根+MWD悬挂短节+∅89mmWDP×18根+∅73.02mmDP。利用无线定向得到实现。

2.3钻井液技术

采用聚合物钻井液体系，基本配方：2%～3%膨润土+0.15%～0.35%包被剂(KPAM、TBPS)+0.5%～1%中小分子聚合物(NPAN、HMP21)+0.5%～1.5%防塌润滑剂(WFT-108、SR-1)(配方中的百分数为质量分数)。

2.3.1现场钻井液维护处理

开窗前在钻井液中加入纯碱、膨润土、水解聚丙烯腈铵盐和抗高温降滤失剂(KJAN)在地面低压充分循环搅拌均匀，性能达到设计要求的同时漏斗黏度达到50～60s，提高了开窗过程中铁屑的悬浮能力。

馆陶组、东营组：该井段是侧钻井中的主要造斜段，为了配合井下造斜的需要，正常维护以PAC141为包被絮凝剂，保持钻井液黏度在35～45s，屈服值在2～4Pa，用NH4-HPAN-2溶液作为降滤失剂维护处理，根据井深情况及温度增加KJAN的质量分数来控制钻井液的高温高压失水，调节钻井液的流型和滤失量及改善钻井液的滤饼质量，保持钻井液较低的滤失量，同时又有一定的悬浮携带能力，形成低固相聚合物钻井液。使用离心机清除钻井液中的有害固相，同时加入液体润滑剂和乳化石蜡，以增加井壁泥饼的韧性，防止定向时井下的托压。

沙一段至完钻：东营组钻穿进入沙一段后再进一步以液体润滑剂、防塌剂FT-103、超细碳酸钙和单向压力封闭剂DCL-1配合，改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性。为防止井壁失稳，适量加入1%～1.5%的防塌剂FT-342及2.0%左右的超细碳酸钙、单向压力封闭剂(DCL-1)，以改善泥饼质量、降低钻井液滤失量、屏蔽井壁、减少钻井液对储层的损害[6]。

完钻时钻井液密度要控制在1.25g/cm3以上，马氏黏度在40～50s，屈服值在5～12Pa，塑性黏度在14～18mPa·s，中压失水小于5mL，高压高温失水小于15mL，pH值8.5～9.0，固相含量在7%～16%，初/终切力(1～2)Pa/(3～6)Pa。

2.3.2加强施工过程控制

1)钻井液增加密度时要求每循环一周增加0.02g/cm3。

2)钻井过程中尽量提高钻井排量，以便环空上返速度达到1m/s。

3)不要认为侧钻井井眼小有害固相就少，每天离心机的使用不能小于钻井液总量的2倍，以清除钻井液中的有害固相。

4)为防止无线随钻不工作，要认真检查钻井液过滤网。

2.3.3完井电测技术措施

用PDC钻头完钻后要使用牙轮钻头进行通井循环，使井眼平滑。用离心机进一步清除钻井液中的有害固相。钻井液中提前加入润滑剂(GFR-1)，循环1h后短起下至开窗点，下入底后再次循环3.5h加入抗高温降滤失剂(KJAN)、无荧光防塌剂(WFT-108)，用漏斗黏度为90s以上稠浆(内含塑料小球0.5m3)封闭侧钻裸眼井段后起钻电测。常规完井电测一次完成，减少滤液对油层的危害，缩短油层的浸泡时间。

2.4固井技术

套管下入前进行通井，通井钻具组合：∅118mm单牙轮+浮阀+∅89mmWDP×18根+∅73.02mmDP。通井过程中保证井眼没有遇阻、卡现象发生，通井到底后小排量顶通，然后加大排量至8～9L/s进行循环，充分洗井，带干净岩屑，起钻前向井内打入漏斗黏度为100s的稠钻井液进行封闭。

下套管过程中控制下放速度在0.4m/s以内，每下10根向套管内灌满钻井液[7]。下完套管循环时小排量顶通，顶通泵压小于8MPa，环空顶通后加大排量至8～9L/s进行循环，在保证循环压力稳定、排量稳定、无岩屑后再进行固井施工。

针对侧钻的井眼情况，前置液要求有良好的冲洗隔离作用又能很好地产生紊流效果冲洗井壁滤饼，控制前置液的使用量，环空上返高度控制在200m左右。

使用1.55g/cm3低密度固井水泥浆，减小液柱对地层的回压，防止井漏，在水泥浆中加入微珠、微硅、降失水剂、分散剂、堵漏剂、弹性材料、膨胀剂、消泡剂以提高小井眼固井质量。

采用液压尾管悬挂器。在顶替固井水泥浆碰压后，悬挂器丢手位置上下预留25m的隔离液。再次向井内打10MPa压力上提中心管，当压力下降立即停止上提，开泵循环，冲洗干净悬挂器周围及套管内的水泥浆，避免套管内留水泥塞[8]。

2.5应用情况

文20-24X1井试钻、增斜段选用∅118mmGYD517单牙轮，进尺276m，平均机械钻速3.73m/h。稳斜和降斜段选用∅118mm三刀翼PDC钻头带螺杆定向钻进，进尺438.21m，平均机械钻速5.73m/h。井身质量、固井质量合格。

通过在9口侧钻井的施工，应用效果较好。一般完钻井深2500～3000m，裸眼段600～1000m，平均钻井周期9～18d，平均机械钻速3.6m/h。井身质量合格，固井质量合格。

3认识与建议

1)使用无线随钻控制技术对井眼轨迹的控制达到了实时监控、实时调整的效果，可有效减少钻具静止时间和缩短钻井周期，减少了井下卡钻风险。

2)调整好钻井液的流型可很好提高钻井液的携岩能力。控制好钻井液的失水量及高温高压滤失量，对巩固井壁和稳定性起到一定的作用。加足各种固体、液体滑润剂，可提高钻井液的防卡能力。加强固控设备的使用，降低了钻井液有害固相及含砂量，降低了钻井液的流动阻力，防止了PDC钻头的泥包。

3)小尺寸钻头配合使用。用单牙轮钻头进行挑井斜、扭方位，用三刀翼PDC钻头进行稳斜钻进可以大大提高∅139.7mm套管开窗侧钻井的机械钻速。

[参考文献]

[1]章成强.PDC钻头在侧钻井中的应用[J] .中国井盐，2014，45(1)：26～27.

[2] 赵金洲，张桂林.钻井工程技术手册[M].北京：中国石化出版社，2007：1467～1471.

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[5] 王 霞.塔河油田TK665CH侧钻井工艺技术应用研究[J] .西部探矿工程，2014，26(2)：40～42.

[6] 王立泉，陈永奇，李井矿，等.华北油田岔河集油区钻井液技术[J] .钻井液与完井液，2007，24(1)：92～94.

[7] 王自民，刘春林，张宏威，等.卫117侧平井钻井技术[J].石油钻采工艺，2011，33(4)：27～30.

[8] 杨育升，周冀，朱萍，等.稠油井∅177.8mm套管开窗侧钻技术[J].石油钻采工艺，2011，33(2)：29～31.

[编辑]帅群

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)5-0058-04

[中图分类号]TE242

[作者简介]梁厚沧(1973-),男，工程师，长期从事修井、钻井技术研究与管理工作，664948985@qq.com。

[收稿日期]2015-10-20

[引著格式]梁厚沧,孙尚勇,唐生显,等.∅139.7mm套管开窗侧钻井优快钻井技术[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(5):58～61.