开窗侧钻技术课件.ppt

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1、,开窗侧钻井技术,1,第一部分：侧钻装备及工艺技术第二部分：侧钻井控技术第三部分：技术难点,主要内容,侧钻工艺技术,2,一、侧钻装备及工艺技术,装备,3,拥有ZJ30-C、XJ450、XJ550、XJ650 型等车载钻、修井机可承担常规油气井大修作业、浅钻井工程及侧钻工程的施工作业。,4,F-500型泥浆泵，F-800型泥浆泵和F-1000型泥浆泵泥浆罐、振动筛、除气器、除砂器、除泥器、离心机等泥浆净化设备,先进的固控系统,5,井下工具设备：1、73mm（18倒角）正扣钻杆，78.6mm加重钻杆。2、35Mpa环形防喷器3、35Mpa节流及压井管汇4、小井眼有线随钻、MWD5、小井眼泥浆马达及

2、单牙轮钻头6、钻具内防喷工具,6,前 言 随着油田开发进入中后期，由于套损等工程因素造成原井或附近剩余油无法开采，或区块精细描述后、重新认识有增产潜力等地质因素，打加密井或更新井开采富集油会使采油成本大幅上升。利用原井套管和已有的地面设施开窗侧钻可以降低成本，保证油田稳产、上产。套管内侧钻工艺技术在大港油田多年来被做为一种套损井的修复手段实施,基本上属于自由侧钻。随着不断的实践和认识，近年来油田已把它做为一种增产措施来实施，它要求通过套管内开窗定向，打出长井段、大位移的井眼，开采原井眼开采不到的剩余油或新区块。,侧钻工艺技术,第二部分、侧钻工艺技术,7,侧钻井分为自由侧钻、定向侧钻和水平侧钻。

3、小井眼侧钻一般是在5 1/2“套管或7”套管内进行。井下公司自1992年开始实施侧钻工艺，经过不断的实践、发展和完善，已经形成了一套具有自己特色的、切实可行的工艺技术，尤其是在开窗、定向、完井、固井等工艺上在国内同行业处于领先水平。,侧钻工艺技术,8,侧钻工艺技术,一、侧钻前期准备：1、侧钻前现场准备：除了保证作业施工进入现场的道路畅通无阻外，为满足侧钻作业设备的摆放、安装要求，我们需要一个以井口为标点，宽米，钻机方向长米，钻杆区方向长米的现场。,9,2、停注水井：为了防止侧钻井周围注水井串通，影响侧钻井的裸眼钻进和完井质量，在开窗前一周停注周围连通的注水井并卸压。3、验证套管：采用模拟通井规

4、及封隔器验证预计开窗位置以上套管有无变形、破漏，保证下步侧钻施工顺利进行。钻具组合：114mm8-10m通井规+73mm油管。,侧钻工艺技术,10,4、注灰、试压：对原井眼射开层进行逐层封堵，防止在钻进和完钻投产后发生层间串槽现象。钻具组合：73mm笔尖+73mm油管 5、刮削套管：为了保证斜向器及完井尾管悬挂器固定牢靠，对其座封井段进行刮削，清洁套管内壁。,侧钻工艺技术,11,二、开窗：目前国内外套管开窗工艺有两种方式，即段铣式开窗和侧磨式开窗：1.段铣式开窗：采用段铣刀将套管整体磨铣掉2030m，做为侧钻的窗口。其缺点是段铣时间长，工序复杂，易发生事故。2.侧磨式开窗：采用铣锥在导斜面的引

5、导下，将套管一侧磨穿形成“水滴形”窗口，其特点是窗口具有方向性，施工时间短，工艺简单，易操作，成功率高。截至到目前共实施侧钻井百余口，3口井采用段铣式开窗，其余全部使用侧磨式开窗，其成功率达到100%。因此，侧磨式开窗是一项十分成熟的工艺。,侧钻工艺技术,12,侧钻工艺技术,开窗位置的选择：开窗位置除考虑避开套管接箍外，一般来讲最好选择在固井质量好并且地层岩性为泥岩的井段。固井质量好是保证斜向器座挂井段的套管的稳固，防止在开窗施工中因为套管颤动而导致窗口移位。选择泥岩井段开窗是为了在开窗时防止因为地层可钻性好钻速过快而导致窗口形成不规则。不过通过我们近两年的施工经验发现，开窗位置也可以选择在无

6、水泥环的井段，这样就需要对预定的开窗位置进行二次封固后再进行座挂斜向器，然后开窗。这种情况的井我们已经成功的施工。,13,侧磨式开窗工艺：1.固定导斜器钻具组合：液压锚定密封导斜器+定向短节+钻杆+方钻杆。为了保证开窗方位的准确性，采用陀螺仪对导斜面定向后再固定;导斜器固定/开窗/修窗两趟钻具即可完成。,侧钻工艺技术,14,一体式锚定斜向器 由护送器、斜向器体、锚定总成等部分组成，锚定总成由悬挂系统、液控系统组成。,侧钻工艺技术,15,由接头、柱状体、锥体三部分组成。特点是钨钢颗粒及钨钢块排列合理，利于磨铣，左旋形状，磨铣平稳，不挂窗口，不卡斜向器，柱状体部位具有修窗功能，可一次完成开窗及修窗

7、作业。,侧钻工艺技术,开窗铣锥,16,套管锻铣器实物图,侧钻工艺技术,17,2.开窗钻具组合：开窗铣锥+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆 在开窗过程中，分三个阶段开窗，最后修窗，窗口一般宽度120mm、长度1800mm。初始铣:即铣锥接触到导斜器顶部至铣锥底圆与套管内壁接触为开窗的第一阶段。钻压控制在5kN以内，转速40r/min 50r/min。侧磨开窗的第一阶段钻压由0逐步加至5kN，尽量减小导斜面振动幅度，形成规则的窗顶。骑套铣:即铣锥底圆接触到套管内壁至底圆与套管外壁相接触。钻压控制在5kN 30kN、转速50r/min 80r/min。侧磨开窗的第二阶段要注意钻压与钻柱的结构关系，均衡套

8、管与导斜面的磨损，形成圆滑的窗口。,侧钻工艺技术,18,出窗铣:即铣锥底圆出套管外壁至铣锥最大直径全部出套管。钻压控制在10kN 20kN、转速50r/min 80r/min。侧磨开窗的第三阶段要注意降低钻压，使窗口底部圆滑规则。修窗：钻压5kN20kN，转速50r/min90r/min。该阶段可提高转速，快速下放，验证开窗质量，要求阻挂在规定范围内。,侧钻工艺技术,19,三、裸眼钻进及轨迹控制：1）钻头选型：在51/2套管内进行开窗侧钻，所使用的钻头主要有PDC钻头、三牙轮钻头、单牙轮钻头，我们根据不同的地层选择不同的钻头。在实践中由于PDC钻头对地层的适应性较差，机械钻速低，被逐步淘汰。三

9、牙轮钻头由于轴承细易发生掉牙轮事故，也没有得到广泛应用。单牙轮钻头为敲击挖掘式钻进，机械进尺较快，适应地层广泛，且不易发生掉牙轮事故,所以在侧钻中得到广泛使用。实例：在港381-1K井首先用的是PDC钻头，进尺212.48m，纯钻时:193h，平均机械钻速为1.1m/h，最慢时钻速0.43m/h。采用单牙轮钻头在同样的钻具组合及钻进参数下，进尺302.91m，纯钻时：60.5h，平均机械钻速5m/h。,侧钻工艺技术,20,单牙轮钻头的优点：应用领域比较广，对地层的适应性较强。工作扭矩比PDC钻头在相同钻压和地层的条件下更低，可减少小尺寸钻具胀扣问题，避免井下事故。单牙轮钻头兼有三牙轮钻头和PD

10、C钻头的优点，又分别弥补了二者的不足，比三牙轮钻头更适用于强度和塑性同时都大的地层，同时也能适用于PDC钻头难于对付的硬夹层和其它复杂地层。配合井下动力钻具能适应高转速及定向侧钻的需要,同时井径扩大率可达710。结构简单，轴承粗，强度大，使用安全可靠。,侧钻工艺技术,21,在使用单牙轮钻头过程中，我们发现单牙轮钻头在施工过程中也存在一定的问题，我们技术人员与厂家进行沟通，针对各作业区地层情况，分别设计、改造了实用、有效的单牙轮钻头，在现场施工中取得了良好的效果。例如针对宜春单牙轮的保径效果差建议厂家改进了保径齿部分，针对南部地区深层的硬地层引用了YA617和YC系列单牙轮。,侧钻工艺技术,22

11、,2）井眼轨迹的设计及控制：套管内开窗侧钻裸眼轨迹设计应考虑以下问题：A.原井眼轨迹情况，是否为定向井、直井或水平井；B.开窗点的方位选择；C.造斜段井斜角及狗腿角的控制；D.根据增斜率及岩性的可钻性选择不同弯度的弯马达；E.根据实际情况选择裸眼轨迹跟踪方式（有线或无线）,侧钻工艺技术,23,井眼轨迹设计原则：A.套管内开窗侧钻井的井眼轨迹一般设计为三段制即直-增-稳。B.造斜率的合理确定是侧钻井井眼轨迹设计的关键，它应根据靶点及裸眼段长度要求确定。C.全角变化率应控制在3/30m-6/30m以内，确保裸眼测量仪器及完井套管顺利通过。D.造斜马达的设计应根据造斜率及地层可钻性选择合理角度的弯马

12、达。E.裸眼钻进要根据不同岩性及中靶要求选择相应的钻进参数。,侧钻工艺技术,24,随钻测量方式的选择 小井眼有线随钻测斜仪和无线随钻测斜仪都可实现随钻跟踪。通过比较我们认为：有线随钻测量仪器具有对泥浆性能要求低、对泵压要求宽松、仪器易操作易维修、井口反馈数据及时准确且成本低的优点。造斜井段利用电缆下入有线随钻测量仪器将井下测量的测点井斜、测点方位及当时动力钻具的工具面角传到地面，有线随钻测量仪需经常起下电缆，工作效率低，数据传输速度快，最小可靠有效工作零长约为5.5-8m。在定向侧钻井中得到广泛应用。,侧钻工艺技术,25,无线随钻测斜仪器是利用钻井液脉冲将钻进参数传到地表,可以实现旋转钻井。仪

13、器结构复杂不易操作及维修，对泥浆性能、泵压有一定要求，成本高数据传输时间长，最小可靠有效工作零长较大（16-18m）。优点是不用电缆，工作效率高，可防止起下电缆造成的井下复杂情况。一般在水平侧钻井中应用。,侧钻工艺技术,26,3）定向钻进钻具组合及施工参数：造斜井段:钻具组合：单牙轮钻头+单弯马达+止回阀+无磁抗压缩钻杆+加重钻杆+钻杆。钻进参数钻压：20-40kN；排量8-10L/s；转速：马达转速。该钻具组合结构简单、造斜率效果好、安全可靠，是我们经常采用的钻具组合。,侧钻工艺技术,27,稳斜井段：钻具组合：单牙轮钻头+止回阀+螺旋稳定器+短钻铤+螺旋稳定器+无磁钻铤+加重钻杆+钻杆。钻进

14、参数 钻压：20-30kN；排量8-10L/s；转速：70-90rpm。该钻具组合是我们经常采用的稳斜钻具组合，稳斜效果好，通过钻压调整一般都能实现稳斜中靶。,侧钻工艺技术,28,四、泥浆体系：采用抑制性钻井液体系配方：膨润土56%CMC0.30.5%+(磺化沥青)SAS12%+(腐钾)KHM12%+NH4-HPAN0.51%+HMP-III11.5%+细目碳酸钙2%+单项封闭剂1%+油溶暂堵剂2%片碱注：进入油层井段加入2%细目碳酸钙和2%油溶暂堵剂。其特点：抑制性强；保护油气层效果好；剪切稀释性好。其常规性能要求如下：,侧钻工艺技术,29,侧钻工艺技术,30,保护油气层措施 1.尽量快速钻

15、进缩短钻井周期，从而减少泥浆浸泡油气层时间,2004年打开油气层后平均泥浆浸泡时间为45天。2.侧钻中对油气层采用单向压力屏蔽暂堵技术，即加入2%细目碳酸钙（粒度本着孔候直径的2/3选取）和2%油溶暂堵堵剂，对油气层实施压差屏蔽暂堵。3.加重材料采用能酸溶的石灰石粉，从泥浆材料上降低油气层污染程度。4.在工程上选择合理的钻井液密度，严格控制起下钻速度，减少压力激动，具体做好以下几点：,侧钻工艺技术,31,依据老井分析资料及钻井液特性，在不出现井塌、井喷等情况下，密度尽量走低线。进入目的层在钻井液体系中加入5%的复合暂堵剂，阻止或减少固、液的侵入。进入目的层前要严格控制钻井液API滤失量5ml、

16、含砂量0.3%、HTHP滤失量15ml。用好三级净化设备，清除无用固相，保证钻井液的清洁。钻井时尽量采用大排量低泵压钻井参数钻进。进入目的层前做好各项准备工作，做好各项工序的衔接工作，提高机械钻速，快速穿过目的层，减少对储层的侵泡时间。建立健全油气层保护监督体系，全体施工人员树立保护油气层的意识，保证各项保护油气层措施的实施。,侧钻工艺技术,32,五、完井、固井 1、通井、调配泥浆：采用原钻具自由悬重下放，遇阻划眼，通至井底后，循环调整好泥浆性能。（在不影响钻井液固相携带能力的前提下，将钻井液的塑性粘度、屈服值和静切力降至允许范围的最低值）2、电测：电测资料可以为识别岩性变化、构造形态和划分油

17、层组提供依据，同时也为完井、固井施工提供参考，因此测井内容一般包括标准电极系视电阻率测井、自然电位测井、井斜及井径测量。,侧钻工艺技术,33,3、完井：目前，国内如：胜利、江苏、辽河等在51/2套管内均采用3尾管悬挂完井，这使下步增产措施有了很大的局限性，也不利于投产后修井作业。为此大港油区一直使用4尾管完井,过去我们采用同心变扣带 4尾管堆至井底完井，尾管处于弯曲状态，对固井及投产后修井作业十分不利。尤其侧钻定向井、长裸眼段井、水平侧钻井的发展，此项技术更加不适应发展的要求。通过不断摸索创新，我们自主开发出液压悬挂器加同心管完井技术，使我们的小井眼完井技术达到国内同行业领先水平。此外我们还开

18、发了液压悬挂大小胶塞碰压完井技术，使我们的完井方式更趋完美。,侧钻工艺技术,34,随着无接箍尾管的使用，我们开发的弹性扶正器及刚性扶正器，能够改善无接箍尾管居中程度。完井管柱组合：浮鞋+浮箍+短套管+浮箍+短套管+筛板+套管套管短节（置于油顶以上2030m）+悬挂器总成+送入钻具,侧钻工艺技术,弹性扶正器,刚性扶正器,35,侧钻工艺技术,同心变扣,悬挂器,36,侧钻井的完井方式除了固井射孔完井以外，我们还研究应用了筛管+裸眼封隔器悬挂完井方式。这种完井方法适合出砂严重的油田和区块。2004年我们井下公司在冀东油田完成了4口侧钻水平井，根据甲方开发需要，分别采用了尾管悬挂固井射孔和筛管+裸眼封隔

19、器悬挂完井方式。对泥饼的处理采用挤酸和酸洗方法解决，均取得不错的开发效果。筛管完井方式对于出砂严重的地层有着很好的开采效果，该技术已经得到冀东油田甲方的充分认可。,侧钻工艺技术,37,侧钻工艺技术,冀东油田高104-5CP5井筛管+裸眼封隔器悬挂完井示意图,下入状态,38,冀东油田高104-5CP5井筛管+裸眼封隔器悬挂完井示意图,完成状态,侧钻工艺技术,39,侧钻工艺技术,筛管+裸眼封隔器悬挂完井施工步骤,1、用钻具将内、外管组合送入预定位置；2、悬挂器坐挂；3、反替泥浆及酸洗；4、膨胀封隔器坐封；5、提出井内管柱完井。,高104-5CP5井是单一油层(Ng12），所以该井选择了两级封隔器悬

20、挂不固井完井方式，但这种工艺也可以实现多级悬挂和膨胀封隔器以上固井。实现该工艺的关键是：合理选择筛管和确定膨胀封隔器的卡封位置,40,冀东油田高104-5CP9尾管悬挂完井井身结构示意图:,侧钻工艺技术,完井尾管规格尺寸：N80，外径88.9mm，壁厚6.45mm。固井后采用60枪60弹,憋压点火方式射开油气层,相位:底边向下,孔密：28孔/米，理论穿透能力700mm。,41,4.纤维及微膨胀水泥浆体系在固井中的应用：针对侧钻井小井眼固井，摩阻大，循环泵压高，更容易压漏地层的难点，我们研发应用了纤维及微膨胀水泥浆体系.纤维微水泥浆体系的优点：1）、具有堵漏、防漏失作用，使低压油层得到保护，减少

21、油层伤害。2）、析水量为0，即凝固后不产生自由水，提高固井效果.3）、固后形成的水泥环具有高强度、高韧性，防止了在试油射孔和其它作业过程中造成因水泥环薄而破碎的现象，从而防止了串槽的发生，延长了采油时间。,侧钻工艺技术,42,侧钻井控技术,第三部分：侧钻井控技术,43,井控设备,侧钻井控技术,44,节流管汇,压井管汇,侧钻井控技术,45,侧钻井控技术,1、井口装置（示意图）：,46,2、节流管汇及压井管汇示意图：,侧钻井控技术,47,3、井控要求3.1井控培训要求：按照大港油田井下作业井控实施细则执行。（1）井架工以上的钻井有关人员必须通过相应培训，持有井控操作证，能够及时发现溢流、正确实施关

22、井操作程序、及时关井及井控装备的安装、使用、保养。（2）坐岗人员要培训井控基本知识、起下钻不同尺寸钻具的体积与钻井液罐液面升降尺寸的换算、在不同井眼内起不同尺寸钻具时液面变化、钻井液报警器的使用调节、坐岗纪录的填写等，能够及时发现溢流、及时报警。（3）对班组培训:防喷演习人员跑位准确、协调一致、动作迅速、关井准确、抢装内防喷器时间在1分钟以内。,侧钻井控技术,48,3.2井控演习要求：开窗完成后组织班组按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分岗位、按程序进行防喷演习。钻开油气层前必须进行防喷演习,演习不合格不得打开油气层。3.3井控岗位要求：按照大港油田井下作业井控实施细则执行。3

23、.4加重钻井液储备和加重材料储备：设计储备加重剂15吨，储备比设计密度高0.1-0.2g/cm3的重泥浆40m3。3.5低泵冲实验和油气上窜速度测定要求：钻开油气层前至完钻,每班做低泵冲实验,控制排量为正常排量的1/3至1/2,准确记录泵压及循环压耗等相关数据。起钻前进行油气上窜速度测定。,侧钻井控技术,49,4、井控主要措施：4.1做好地质预报，卡准地层。4.2起钻前，泥浆罐应有充足的钻井液备用。4.3每起钻3柱，必须向井内灌钻井液，并专人观察灌注情况。4.4下钻时，每下3柱检查一次钻井液返出量。若返出量不正常时，应停止下钻，接方钻杆；小排量循环；同时检查有无溢流或漏失。4.5钻进中遇到钻速

24、突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察。如发现溢流要及时发出报警信号，按四、七动作及时关井。关井求压后迅速实施压井作业。发生漏失应根据漏失情况迅速判断井下情况，并迅速采取堵漏措施，避免先漏后喷及卡钻等钻井工程事故的发生。,侧钻井控技术,50,4.6按钻井液设计一定量的堵漏剂。4.7加强地层对比，及时提出地质预报，并做好地层压力监测工作，掌握分层压力变化。钻进中地质应与工程相结合进行随钻压力监测，绘出全井地层压力梯度曲线。根据监测、检测结果，按修改设计审批程序，调整钻井液密度。4.8及时发现溢流显示是井控技术的关键环节。从开钻时开始，全井要落实专人坐岗观察井口和循环池液

25、面变化，发现溢流，及时报告。4.9发现溢流关井时，关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%（上部套管试压15MPa）和地层破裂压力三者中最小值。4.10起完钻要及时下钻，检修设备时必须保持井内钻具至窗口以上20-50m，并观察出口管钻井液返出情况。,侧钻井控技术,51,4.11进入设计目的层后，定期对闸板防喷器开、关活动。钻开油气层后第一次起钻前；溢流压井后起钻前；钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住前；钻进中曾发生严重油气侵但未发生溢流前；钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管）起钻前4.12下列情况需进行短起下检查油气侵：

26、在钻开4.10起完钻要及时下钻，检修设备时必须保持井内钻具至窗口以上20-50m，并观察出口管钻井液返出情况。,侧钻井控技术,52,侧钻井控技术,4.13 防喷器控制系统必须采取防堵、防漏措施，冬季施工，还要特别采取防冻措施，保证防喷器控制系统灵活好用，低压部分放喷管线要内高外低，保持一定坡度。4.14井控管理严格执行井控工作九项管理制度。4.15其它有关规定严格按照大港集团公司与油田公司联合下发的大港油田井控实施细则执行。4.16施工单位要根据井场周围环境制定相应井控预案。全员树立井控意识，严格执行井控规定和操作规程,53,：共完成侧钻井32口全部为定向井。其中南部7口、作业一区13口、作业

27、二区10口、作业三区2口，累计进尺13409.81m，最大井斜达到50.22定向井中靶率100%，施工周期大大缩短，实现了甲乙方双赢的效果。行业市场：冀东油田,完成了4口高难度侧钻水平井的施工任务，最大裸眼段长627m，最大水平井段长154m，造斜率24.08/30m，采用了挂尾管和封隔器+滤砂管悬挂两种完井方式，固井质量均一次达标，受到了好评，显示了我们的实力。,54,典型业绩,附表1,55,目前套管内开窗侧钻存在的技术难点：1、大斜度井的开窗问题：对于井斜角在45以上的井，采用导斜器开窗存在定向困难，调方位难度大的问题。2、小井眼的井漏、井塌除了对施工造成很大困难，也更容易引发工程和安全事

28、故。实际施工应计划结合地质和工程两方面因素，改善泥浆性能，使效益合理化、风险最小化。,技术难点,56,3、由于受钻头型号和水力功率的限制，在钻遇砾岩层、硬泥岩层等可钻性差的地层时，如何提高机械钻速是今后小井眼侧钻井面临的一个难题。2004年引进了YC系列和YA617系列钻头，虽然有一定的效果，但还有待进一步现场应用实践。计划研究应用井下液力加力器，希望通过调整钻头的井下受力情况提高机械钻速，另外进一步探索适合大港油区地层情况的小井眼侧钻钻头和能够提高机械钻速的泥浆性能，力争提高机械钻速。,技术难点,57,4.小间隙固井技术的进一步优化、完善：A）139.7mm 套管侧钻后的井径一般平均130m

29、m，在130mm井眼下101.6mm套管固井，固井水泥环厚度只有14.2mm，不足19 mm，属于小间隙固井范畴，普通水泥环固有的极限应变小、抗冲击性能差、容易破坏水泥环胶结界面的密封性能，形成油气水互窜，即形成“二次窜流”，缩短生产周期，严重损害油气层，因此在油气水层相对比较活跃，夹层差的区块，充分论证、优选完井套管尺寸，以利于长期生产。,技术难点,58,B）刚性扶正器与弹性扶正器的优选及安放位置问题等都将影响固井质量。套管扶正器能够改善完井套管的居中程度，提高固井质量，但现场也发现扶正器同时也有刮泥饼和造成固井节流的副作用，在作完井设计时充分考虑地质情况和裸眼轨迹事实，优化使用扶正器，提高固井质量。C）长裸眼段的顶替效率问题和地层有漏失的问题：这是一对共存的矛盾，我们现在的做法是：保证油气水层段的封固，对悬挂段采取“二次封堵”。,技术难点,59,