大直径、大斜度套管开窗侧钻水平井技术研究与应用.pptVIP

大直径、大斜度套管开窗侧 钻水平井技术研究与应用 长城井下钻井项目部：朱士伟 摘要 目前许多油田都进入后期开发，应用水平井原井套管开窗侧钻水平井技术是降低钻井综合成本，提高原油产量的重要途径之一。长城井下钻井项目部在杜84块施工了两口95/8″套管开窗侧钻水平井，由于开窗段的井斜为82.35°，钻井项目部针对大直径、大斜度套管开窗侧钻水平井存在的主要技术难题进行了研究与应用，制定的施工方案先进合理，实用性强。使第二口井大直径、大斜度套管开窗侧钻水平井施工顺利，并降低了钻井成本。 关键词 大直径套管 大斜度套管开窗 侧钻水平井 国内各老油区水平井经过较长时间的开发生产，由于套管变形或损坏，井下落物事故不易处理，陆续有部分水平井已不能维持正常生产，造成原油以及天然气产量下降，威胁到油田的正常生产。为了降低钻井综合成本，特别是发挥老井潜力，利用老井原有的一些采输设备，使老井的生产生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可以利用老井的井身大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高经济效益。因而侧钻水平井在今后的数年仍具有广阔的应用前景。但大直径、大斜度段套管开窗给施工带来了一定的难度。钻井项目部在杜84块先后施工了杜84-馆H23-1CH井、杜84-兴平42CH井，在施工中发现了问题和难点，钻井项目部开展了大直径、大斜度套管开窗侧钻水平井技术研究与应用工作。 杜84-馆H23-1CH井原井基础数据 杜84-兴平42CH井原井基础数据 目前存在的技术难点 1、95/8″套管开窗井段井斜大，导斜器容易在中途遇阻坐封； 2、井身轨迹要求严格，坐封导斜器时无法按设计要求采用直读式陀螺仪定向导斜器斜面的坐封方向，原因是陀螺仪在大于60°井斜时无法正常工作，而以上两口井杜杜84-馆H23-1CH井开窗段（830米）的井斜为80.78°，84-兴平42CH井开窗段（895米）的井斜为84.24°； 3、95/8″套管壁厚、钢级高、开窗困难; 4、邻井防碰井多，防碰中心距离短（0.86m-1.09m），容易钻穿邻井套管； 5、为了满足井身轨迹的合理性确保入靶、也要避开邻井防碰井、更要钻遇地质导向的目的层，井眼曲率忽大忽小，为控制井身轨迹和后期完井带来困难； 6、受邻井和老井注汽井的影响，地层存在圈闭压力，钻遇目的层时地层出油、出砂，容易造成划眼及划出新井眼；砂桥卡钻等事故。 针对施工难点制定相应的技术措施 一）针对95/8″套管开窗井段井斜大，导斜器容易在中途遇阻坐封问题的技术措施； （1）下Ф215.9尖刮刀钻头循环冲砂、通井至原井射孔段以下20m. 挤水泥ρ：1.85g/cm3水泥浆，封堵原井射孔井段，探塞钻塞至窗口以下10m，水泥塞以上原井套管试压15Mpa/30min不降为合格。即实现了设计目的，也消除了井控风险，防止了地层出砂导致导斜器中途遇阻； （2）下Ф215.9通井规*5m通井至窗口以下10m。（原井95/8″套管壁厚：11.99mm，内径：220.52mm）； （3）导斜器入井前认真丈量内外径、检查外观、紧固卡瓦牙固定螺丝，并研制加工了导斜器卡瓦牙因中途遇阻防坐封装置。 针对施工难点制定相应的技术措施 二）坐封导斜器时无法按设计要求采用直读式陀螺仪定向导斜器斜面的坐封方向； 采用柔性定向钻具组合：215mm导斜器+411*410定位接头+127mm钻杆，采用有线随钻测斜仪控制导斜器斜面方向的技术，确定导斜器斜面方向，蹩压坐封固定导斜器； 杜84-馆H23-1CH井（830米）的井斜为80.78°，开窗前下导斜器时，导斜器方向与原井眼的方位的夹角为30度，因为按设计轨迹的要求，开窗后要增斜增方位，但在实际开窗时由于30°的夹角而使铣锥的重力因素对导斜器的斜面磨铣严重，而无法实现理想的开窗磨铣套管目的，导致第一次开窗失败。第二次在原井95/8″套管820米处重新坐封导斜器，本次导斜器方向与原井眼的方位夹角为90度，该改变了铣锥与套管、导斜器的空间角度，开窗成功，也实现了满足后期井身轨迹控制的需要； 杜84-兴平42CH井开窗段（895米）的井斜为84.24°正确调整铣锥与套管、导斜器的空间角度，导斜器方向与原井眼的方位夹角为270度，开窗一次成功，也实现了满足后期井身轨迹控制的需要。 针对施工难点制定相应的技术措施 三）95/8″套管壁厚、钢级高、开窗困难 开窗钻具组合：Ф216复式铣锥+Ф158钻铤2根+Ф127加重钻杆14根+127钻杆 （1）磨铣参数：钻压5～100KN 转数60～70 r.p.m 排量 25～28 l/s （2