小井眼侧钻井中几个问题的解决

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1、套管内定向侧钻固井质量问题探讨摘要：胜利油田开窗定向侧钻技术，已经形成了一套比较严谨科学的工艺技术。在套管开窗侧钻井中会遇到固井一些特殊情况，本文主要探讨研究固井存在的难点以补充完善开窗定向技术。主题词：开窗侧钻井固井问题一、前言胜利油田是经过三十年开发的老油田，有地质或工程报废井，特高含水、井下状况复杂、不能修复的报废井四千余口。有的井还有相当的产能，开发这部分产能，过去的做法是在老井的附近打一口新井，既要征地又要打新井，费时耗资。对报废井开窗侧钻是一个较好的办法。经过近几年的试验和探索，开窗井的轨迹控制技术已趋于成熟。开窗侧钻井经常会遇到一些特殊固井情况

2、。二、开窗侧钻井固井技术难点及分析（一）提高固井质量开窗侧钻井与常规井对比有许多难点，这些技术难点对保证正常施工，保证固井质量提出了挑战。1、开窗井属于小井眼小间隙井，流动阻力大，循环压力高，易发生砂堵蹩泵，水泥浆易脱水稠化。2、环空间隙小，水泥环薄，要满足射孔和压裂的需要。3、环空间隙小，套管扶正关系到水泥环的均匀度，否则，很难达到良好的封隔。4、套管工具附件要满足高泵压施工，尾管工艺的需要。胜利油田的开窗侧钻井固井施工中出现了许多问题，主要有套管下不到底，尾管悬挂不住，悬挂器倒不开、水泥浆短路、替空、“插旗杆”等事故。例如：通61-侧123井，采用座底式

3、尾管正反扣接头，采用先注水泥再倒扣的方式，当注完水泥倒扣时，由于水泥返的太高，水泥浆密度高，水泥浆稠化，造成了倒不开扣，固住小钻杆的“插旗杆”事故。史115-侧33井，井深3173米，泥浆密度1.68g/cm3,在检查机械式悬挂器时，发现中心管离空心胶塞730mm，试投钻杆塞时，胶塞卡在座上，被迫加长中心管。而在固井结束，起出钻具时，又发现反扣未倒开，反扣上的提升短节21/2″油管与反扣本体脱扣。被迫先下磨鞋把反扣头磨掉，再下内捞矛，打捞出中心管。又如牛侧32井，复合胶塞密封不好，替空250m。这些问题造成了固井施工不正常，固井事故多，固井质量差，试油出水等

4、情况。针对出现的问题，我们对侧钻工艺及固井工艺技术进行了全面的分析，主要是以下几方面的问题：1、工具附件不可靠⑴尾管悬挂器不可靠，存在挂不住、倒不开的情况，还发生堵塞器密封不严，出现短路的现象，施工过程中，打完顶替不碰压，管内留水泥塞，管外水泥窜槽，非事故即质量差。⑵钻杆胶塞与空心胶塞配合的可靠性差。造成替空事故。⑶回压阀结构不合理、不可靠，出现倒返现象，造成留水泥塞几百米，喇叭口以下100多米无水泥，固井质量不合格。⑷扶正器弹性差，造成套管贴边。刚性易卡，套管下不到底，水泥不能有效封隔。2、工艺技术不合理采用从立管的灌泥浆闸阀处注水泥方式。注水泥结束，需要

5、卸开方钻杆，冲洗方钻杆及地面管汇内的水泥浆，并投放钻杆胶塞。施工作业不连续，替泥浆无法计量，易造成误判断。3、水泥浆体系不合适由于环空间隙小，施工压力高，水泥浆易失水稠化，易造成蹩泵事故，水泥环薄、水泥石胶结强度差，不能满足开发的要求。三、固井工艺技术的改进及措施这几年，胜利油田全面推广定向侧钻井技术，我们井下修井公司又是侧钻的主力军，为此我们针对固井问题开展了专门研究。在全面分析以往成败得失的基础上对以下方面进行了技术改进。1、改变注水泥工艺设计小尺寸钻杆专用水泥头、小尺寸短方钻杆。由原来的立管注水泥改为井口水泥头注水泥工艺。按照施工设计，标准化操作，注水

6、泥连续实施工，一气呵成。2、改变管串结构由原来的51/2〃套管开窗挂4〃尾管改为挂3〃尾管，7〃套管内开窗挂5〃尾管改为挂4〃尾管，增大了环空间隙，保证了水泥环的厚度，保证了施工的连续性和可靠性。3、工具附件的配套引入开发了长堵塞器尾管悬挂器，特别是引入了华北的液压式固井工具，施工中悬挂成功率高，打完顶替碰压成功率90%以上，避免了高压泄漏和替空现象。采用了弹力式和浮球式回压阀并用，阀芯硫化橡胶，提高了密封性，防止了水泥浆倒返，实现敞压候凝，避免了留水泥塞事故。研制开发了高弹性扶正器，保证了扶正效果。1、水泥浆体系的优化用降失水剂，减阻剂、缓凝剂、膨胀剂、早

7、强剂配伍使用。根据现场水，优选水泥浆体系，控制失水和自由水，降低流动阻力，提高水泥胶结强度。采取的相应措施1、在保证井壁稳定的情况下，尽力降低泥浆的塑性粘度、静切力。2、调整泥浆性能的同时大排量、高返速（〉1.5m/s）洗井。3、使用计算机控制自动混浆系统，确保水泥浆密度的均匀性。4、选用大功率水泥车，确保连续施工。2、采用清水顶替，防止电测遇阻。3、针对电测井眼轨迹，特别是有“大肚子”的井眼，在施工时计算好水泥附加量。4、对易漏地层，采取较小泵压顶替，操作泵压平稳，预防压漏地层。四、应用情况及效果通过以上技术改进和技术措施的综合应用，开窗侧钻井固井施工正常

8、率、固井质量合格率有了很大的提高，施工事故率降为零。