机械一体式开窗侧钻技术在华北油田××井中的应用①

陈新勇，徐明磊，孙志和，游子卫，江尧，李华

(1.中国石油渤海钻探工程技术研究院，河北 任丘 062550；2.中国石油华北油田分公司工程技术研究院，河北 任丘 062550；3.中国石油渤海石油装备制造有限公司石油机械厂，河北 任丘 062550)

随着油田老区块的持续开采，低效井、报废井越来越多。近年来，通过精细油藏描述，大量报废井近井地带仍有大量剩余油藏[1，2]。对这种剩余油藏，国内各个油田通过老井开窗侧钻来降低开采成本[3，4]。

传统的开窗侧钻工具是导斜器和铣锥两套独立的工具。在开窗作业时，先用钻具将导斜器送至井内预设位置，根据侧钻的需要摆放好导斜器方位，利用液压或机械的方式固定导斜器座封，然后起钻更换为带有铣锥的钻具，进行开窗作业，这样就至少需要两趟钻来完成套管的开窗[5-7]。随着油田向深部勘探开发，侧钻开窗点也越来越深[8]，每起下一趟钻的作业时间长，成本高。为了降本增效，本文提供了一趟钻开窗侧钻工艺技术。

1 机械一体式开窗侧钻技术

1.1 工具原理

机械一体式开窗侧钻工具(如图1)主要由铣锥、剪切螺栓、斜向器、连接销轴、地锚等组成。主要工作过程如下：首先，将工具下放到具体套管开窗位置后，上提工具1 m以上实现轨道换向，使摩擦块换至低轨道，下放钻具，摩擦块带动锥体推动地锚上的卡瓦外伸，吃入并锚定在套管上，实现坐封；其次，下放钻具至一定钻压，剪断复式铣锥与导斜体的连接销钉，实现铣锥与斜向器的分离，从而不用起下钻更换铣锥，可直接加压进行套管开修窗作业。

图1 机械一趟钻侧钻开窗工具

1.2 主要优点

该工具的优点有：(1)采用机械式坐封，与液压式相比可以多次锚定与解封，能够根据井下状况进行调整；(2)与常规斜向器相比，可至少减少一趟起钻、下钻，完成工具坐封后直接进行开窗与修窗；(3)在深井中进行开窗侧钻，可以提高侧钻效率，降低作业周期。

1.3 主要技术参数

机械一体式开窗侧钻工具主要技术参数见表1，其建议施工技术参数见表2。

表1 工具参数

表2 施工参数

1.4 施工工艺

机械一体式开窗侧钻的施工过程主要有：

(1)通过上提下方钻具带动卡瓦外伸，斜向器坐封；

(2)工具固定在指定位置后，铣锥开始旋转，与斜面分离，开始开窗工作；

(3)开窗完成后，利用一体式工具对窗口进行打磨修整；

(4)完成修窗后，取出铣锥，改换钻头继续钻进。

1.5 施工注意问题

机械一体式开窗侧钻的施工过程中需要注意的主要问题有：

(1)施工前检查套管内径，防止套管变形、结垢等造成卡钻；

(2)一体式工具下井前，应通钻杆内眼，保证钻杆内无杂物，以免影响施工；

(3)均匀控制下钻，不得猛起猛放：下钻时上提钻具不得超过0.5 m，如工具遇阻可以立即上提钻具1.5 m，使轨道换向，卡瓦回收即可正常下钻；

(4)铣锥开窗过程中，送钻应平稳，参照建议参数施工；

(5)开窗时，如若同一点在长时间磨铣无进尺，则考虑改变磨铣参数。

2 老井侧钻方案与施工

以华北油田泉××井为例，该井构造位置在冀中坳陷廊固凹陷固安-旧州构造带泉241断块，位于河北省廊坊市广阳区旧州乡南寺垡村东南160 m。该老井于2006年3月完井，于2018年11月检测到1780.0～1790.0 m井段套变，最小通径为104 mm，随后磨铣修复套管，在修复过程中套管发生严重变形，决定侧钻。

2.1 老井基本情况

泉××井老井完钻井深1820 m，井深1800 m处井斜最大，最大井斜1.2°，方位为246°。

如图2所示，老井表层套管为D273.1 mm×116.35 m，油层套管为D139.7 mm×1819.5 m(钢级J55、壁厚7.72 mm、通径121.08 mm)，水泥返深955 m，固井质量合格。

图2 泉××老井井身结构

2.2 侧钻点选择

泉××井侧钻点位置选择在(1582±1)m处，施工中可根据实际情况适当调整侧钻点。选择理由：位于D139.7 mm(钢级J55、壁厚7.72 mm、通径121.08 mm)套管本体中部，避开套管接箍及扶正器，该井段固井质量合格。

2.3 侧钻轨道设计

泉××井侧钻轨道设计剖面如表3所示。根据侧钻设计，下入开窗侧钻工具，从1582 m开始开窗侧钻，35 m段长内井斜由0.86°增至2.86°，方位从304.79°调整至104.45°。

表3 侧钻轨道设计

2.4 钻具组合

开窗钻具组合：D120.65 mm一体式工具+钻具浮阀+ D73 mm加重钻杆+ D73 mmDP

钻进钻具组合：D120.65 mm钻头+D95 mm单弯螺杆(1.25°)+D88.9 mmNDC +D73 mm加重钻杆+钻具浮阀+D73 mm钻杆

2.5 现场施工

华北油田泉××井中采用了一套机械式TDXQ-114一体开窗工具。

(1)下入工具：钻具组合形式为120.65 mm一体式工具+转换接头+钻铤6根+转换接头+定向接头+钻杆，下钻过程顺利，无遇阻。

(2)斜向器坐封：完成定向后，上提钻具1.5 m后下压100 kN剪断销钉，坐封完成，上提钻具至原悬重，开转盘试转3圈无反转。

(3)磨铣开窗：初始钻压<5 kN、钻速30～40 r/min，逐步增加钻压至30～50 kN、钻速50～70 r/min。

(4)修窗：开窗完成后进行3 h修窗作业，上提下放无遇阻，验收合格后起钻。

3 侧钻效果与分析

3.1 侧钻效果

表4为机械一体式开窗侧钻技术和老式斜向器侧钻技术的开窗数据。

表4 开窗数据

注：表4中五口井开窗侧钻套管相同，套管参数为：外径139.7 mm，壁厚7.72 mm，刚级J55。

由表4可知，机械一体式开窗侧钻技术先后在泉××井、容热××井、赵××井进行了施工，三口井均一次开窗成功，成功率100%。机械一体式开窗平均定位时间0.59 h，平均起下钻时间8 h，平均磨铣开窗用时9.23 h，总开窗时间平均约为17.82 h。与老式斜向器侧钻相比(开窗侧钻点相近)，开窗节约时间11.1 h，节约时间比为38.4%。

3.2 效果分析

为了确认是否形成了新的井眼，需要利用轨道设计软件对实钻轨迹与老井进行防碰扫描计算，以泉××井为例，其结果见表5。

表5 泉××井防碰计算

由表5可知，侧钻钻进至1702 m两井眼相距10.45 m，即表明形成了新的井眼，侧钻成功。

4 结论

(1)开窗侧钻点选择在固井质量好的井段，避开套管接箍及扶正器，为成功开窗侧钻创造基础条件。

(2)设计侧钻方案时尽量将斜向器朝向下井壁方向，有利于降低侧钻施工难度，增加侧钻的成功率。

(3)在华北油田数口井中使用了机械一体式开窗工具，其比普通斜向器开窗平均节约11.1 h、约占38.4%。该一体式开窗工具的成功应用，为老井开窗侧钻提供借鉴与指导意义。