提高侧钻小井眼段固井质量技术措施.pdf

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2006年第35卷石油矿场机械第1期第84页OILFIELDEQUIPMENT2006,35(1):84～88文章编号:100123482(2006)0120084205提高侧钻小井眼段固井质量技术措施丁文正(中石油辽河石油勘探局工程技术研究院,辽宁盘锦124010)摘要:文章分析了辽河油田侧钻井固井质量差、寿命短的原因以及解决方法;介绍了提高侧钻井小井眼固井质量理论成果和综合技术措施,并从小井眼与套管环空间隙、微台阶扩孔技术、小井眼固井技术、固井配套工具等方面展开了具体论述;通过理论研究与现场应用,形成了适合辽河油田特点的提高侧钻井固井质量配套工艺技术。关键词:侧钻井;小井眼;环空间隙;固井质量;扩孔技术中图分类号:TE246文献标识码:BMeasuzesborimprovingcementingquantityofthesideentryslimholeDINGWen2zheng(EngineeringTechnologyInstitute,LiaohePetroleumExplorationBureauofPetroChina,Panjin124010,China)Abstract:Thispaperanalyzesthecauaethatcementingquantityisbadandlifeisshortofthesideentrywellandthemethodofresolution.Thetheoriesresultandcomprehensivetechniquemeasureisintroducedtoimprovesideentrywellcementingquantity,annularclearanceofslimholeandcasing,micro2stepholeenlargementtechnology,slimholecementingtechnologyandcomplementaredissertatedconcretely.Throughtheorystudyandactualapplication,thecomplementtechnologyofimprovingcementingquantitytechniqueofthesideentrywellareformed,thataresuitablebocLiaoheoilfiehd.Keywords:sideentrywell;slimhole;annularclearance;cementingquantity;holeenlargementtechnolo2gy[1]侧钻井技术可以有效提高老油田采收率,辽因,选择了侧钻井问题比较严重的辽河油田西部凹河油田从1992年开始应用该项技术,至今已完成各陷锦45块进行研究,并对造成锦45块侧钻井停产类侧钻井2000多口,实现了经济有效地提高老油的原因进行了调查。该区块自1992～2003年年底田储量动用程度的目标。但是,随着时间的推移,侧已累计完成侧钻井320口,已有188口井关井,占侧钻井自身存在的问题逐渐暴露出来,最明显的特征钻井总数的5818%,关停井中有96口井因高含水是固井质量差、寿命短,其寿命远低于普通生产井,关井,占停产井总数的5111%;套管损坏停产井42严重制约了侧钻井技术的应用前景。针对存在的问口,占2213%;落物停产井24口,占1218%;因地层题,通过研究和实践,探索出一套适合辽河油田特点原因造成的停产井为26口,占1318%。侧钻井平的,提高侧钻小井眼段固井质量技术,为侧钻井技术均寿命为215a。统计结果表明,高含水和油井套管的进一步发展提供了技术支持。损坏是造成其停产的主要原因。综合研究分析,侧钻井高含水和油井套管损坏主要是由于水泥石封固1侧钻井固井质量影响因素分析质量不好,引起层间互窜和套管错位扭曲损坏,最终为了找出造成侧钻井固井质量差、寿命短的原导致油井停产。收稿日期:2005207228作者简介:丁文正(19702),男,湖南岳阳人,工程师,1992年毕业于西安石油学院矿机专业,现从事钻井工程理论研究与现场应用。 丁文正:提高侧钻小井眼段固井质量技术措施·85·a)环空间隙小目前辽河油田的侧钻井主要2.2侧钻小井眼段扩孔技术有<177.8mm(7英寸)套管侧钻井和<137.9mm2.2.1微台阶扩孔工具结构与工作原理(5"-英寸)套管侧钻井2类。<177.8mm套管侧钻为了保证环空间隙达到合理间隙,研制了三翼井环空间隙为5～12mm;<137.9mm套管侧钻井张开式微台阶扩孔工具。<177.8mm(7英寸)套管环空间隙为4～8mm。由于泥饼的存在和井眼缩侧钻井扩孔工具本体外径为<146mm,工作最大外径,实际的环空间隙更小,致使固井形成的水泥环径为<170～<210mm;<139.7mm(5"-英寸)套管薄,很容易在采油和作业工程中损坏,导致侧钻井过侧钻井扩孔工具本体外径为<114mm,工作最大外早出水或套管损坏。此外,侧钻井环空间隙小,固井径为<140～<165mm。该工具主要由上下接头、本施工困难,水泥浆蹩漏进入地层及两相液体上返速体、活塞、弹簧、分流报警器、刀片总成等部件组成度过高,很容易引起水泥浆返高不够及水泥浆窜槽,(如图1)。工作时,液体作用在活塞上产生推力,推造成固井质量差。动活塞下行,带动刀片伸出工具本体,此时启动转盘b)套管不居中侧钻井都有一定的斜度,而实施造台阶作业,造台阶完成后,刀片完全张开,由且环空间隙小,套管很容易偏心。这就造成固井形于分流报警装置的作用,泵压下降5～8MPa。此时成的水泥环分布不均匀或窜槽,水泥环的物理机械进行加压,利用刀片上的切削刃破碎岩层进行扩孔性能不能满足各种工况下长期封隔的要求,导致侧施工。微台阶扩孔工具集扩孔和修孔于一体,工作钻井过早出水。时,下部分进行扩孔,上部分对已扩井眼进行修整,c)注水泥顶替效率不高侧钻井尾管偏心使以确保所扩井径平滑连续;扩孔部分采用了滚动切窄边间隙变得更小,所形成的钻井液滞留区不易被削机构,修孔部分采用高强度滑动切削机构,具有较水泥浆顶替干净。水泥浆流动阻力大、排量小(比普长的工作寿命;在扩孔过程中引入了分流报警装置,通井井眼小2/3),不易实现水泥浆的紊流或塞流顶不受钻井液排量波动的限制,工作稳定可靠;工具内替,直接影响水泥石的密封质量,导致侧钻井过早出采用了安全销、预紧弹簧等安全机构,以确保工具在[2]井下始终处于安全工作状态;采用孕镶PDC扩孔刀水。因此,扩大环空间隙,保证套管居中,并采取提片,目前已研制了适应4种不同地层岩性的扩孔刀高顶替效率等合适的固井完井工艺措施,是提高侧片,可以根据不同地质状况,选择合适的刀体组合。钻井固井质量的有效途径。2理论研究和技术措施2.1侧钻小井眼合理环空间隙优选选择合理的环空间隙可以增加水泥环的厚度和韧性,提高水泥环的承载能力,从而达到提高水泥环1—下接头;2—限位体;3—刀体;4—阶梯活塞;封固质量油井寿命的目的。合理环空间隙优选应从5—本体;6—弹簧;7—分流报警器;8—上接头2方面考虑,一是在充分利用泵功率的前提下提高图1扩孔工具结构示意两相液体顶替效率,保证两相液体的稳定界面和液2.2.2侧钻井扩孔施工技术体流动时压降最小及雷诺数最大的环形空间;二是a)扩孔施工设计施工前先检查开窗点上部考虑水泥石抗压强度、剪切胶结强度、界面渗透率与套管完好情况、裸眼段是否有坍塌缩径现象,并对工其直径的关系,并对水泥石在不同环空厚度的受力具试压。扩孔钻头下至预定井深,单阀开泵正常后状况进行分析和计算,确定出既有较高强度,又有良方可进入下一步操作;开泵定点旋转10min后,向好密封性能和受力状态下的水泥环厚度。下扩孔0.5m,停转盘检查扩孔情况;如果加压遇阻根据辽河石油勘探局与西南石油学院联合研究表明扩孔成功,恢复正常排量继续扩孔;如果找不到结果表明,综合考虑水泥石的抗压强度、密封性能及台阶,上提至原井深继续造台阶直至成功;<118mm两相液体的顶替效果,辽河油田现有的小井眼与套井眼扩孔钻压10～20kN,转速50～60r/min,排量管组合117.5mm(4&3英寸)×101.6mm(4英寸),11～12L/s;<152.4mm井眼扩孔钻压20～30kN,152.4mm(6英寸)×127mm(5英寸),间隙为20～转速50～60r/min,排量18～20L/s;每扩完1根单26mm较为合理。根后划眼1次,扩到设计井深后充分循环,直至井底 ·86·OILFIELDEQUIPMENT2006Vol.35№1干净。用扶正器并合理设计扶正器间距,能有效实现套管b)扩孔钻具组合设计居中。现场普遍使用弹性扶正器,根据杆管相似原①177.8mm(7英寸)套管侧钻井:<152.4mm理,套管扶正器间距简化为4钻头+<141～<180mm扩孔器+<120.6mm钻铤2384fmaxEILo′=,根+<88.9mm加重钻杆10根+<88.9mm钻杆。5qmsinα②139.7mm(5"-英寸)套管侧钻井:<118mm式中,fmax为最大横向变形,mm;E为钢材弹性模24钻头+<114～<150mm扩孔器+<88.9mm钻铤2量,kg/cm;I为管柱轴惯性矩,cm;qm为管柱在泥根+<73mm加重钻杆10根+<73mm钻杆。浆中单位长度质量,kg/m;α为平均井斜角,(°)。扩孔作业时钻压由小到大,逐步增加,以寻找最根据计算和实际经验,在直井段每30m下1个快扩孔速度的最佳钻压和转速;密切注意扭矩的变扶正器,造斜段每10m下1个扶正器,水平井段每化和跳钻情况,若出现蹩、跳钻现象,可降低转速和5m下1个扶正器。侧钻井必须保证在裸眼段每根钻压,待恢复正常后再逐步提高钻压和转速,不断寻套管加1个扶正器,重合段视井斜角加入相应扶正找最优工作参数;接单根前先停泵,待泵压复零后再器。对于大井眼段,使用螺旋扶正器可有效改变环缓慢上提钻具;接单根后下放钻具至上次扩孔井段空流态,提高大小井眼的顶替效率。此外,对于斜度以上2～3m,启动转盘并开泵,然后再下放钻具继较大的井可采用液压式扶正器来提高尾管居中[4]续扩孔;扩孔完成后或刀片磨损严重时停止钻进,大度。排量循环钻井液1周起钻;工具起至上部窗口前缓2.4新型固井配套工具研制慢上提钻具,工具出窗口后按正常速度起钻。2.4.1封隔式液压尾管悬挂器2.3侧钻小井眼段固井技术为解决侧钻井尾管固井后水泥下沉的问题,研2.3.1双胶塞复合碰压固井技术制了封隔式液压尾管悬挂器(如图2)。封隔式液压侧钻井固井顶替效率低,主要原因有尾管固井尾管悬挂器主要由液压尾管悬挂机构和送入工具总不碰压,井内留水泥塞;替量难以控制,易发生返高成组成,包括液动机构、卡瓦锚定机构、液压丢手机不够、留水泥塞或替空现象;环空间隙小,循环阻力构等。装置的最上端上接头与送入管、丢手密封座[3]大,环空水泥浆液柱高,易漏低返。针对上述问相联接,球座装在完井管柱下端的下接头上,通过完题,研究应用了双胶塞复合碰压固井技术,改进复合井管柱与丢手座相联接。上接头下面联接液缸,液胶塞和空心胶塞,保证二者正确复合;浮箍、浮鞋采缸上用胶塞销钉固定着空心胶塞,并通过锁块与丢用耐冲击磨损的新型回压阀,密封更加可靠;使用便手座相联接。丢手座上面连接基管,基管上安装着携式尾管计量装置,实现对尾管固井替泥浆过程的密封套、密封环、卡瓦和锥体等。该装置下井时,上准确计量;研制定位自动脱挂尾管悬挂器,适合深接头依靠液缸和锁块等与丢手座联接在一起。悬井、大斜度井的完井施工,实现了在侧钻井固井时尾挂、丢手和注水泥时,还要配合投入钢球和上胶塞。管内不留水泥塞,提高了水泥浆顶替效率。当送入钻具下到设计位置后,将钢球从送入管为了保证小井眼段水泥浆顶替效果,在出现①内投入,并坐在球座上,开泵蹩压后,在液压作用下,<127mm(5英寸)尾管,井深H>2500m,且尾管剪断悬挂销钉,密封环上行推动卡瓦动作,实现完井长度>300m;②<101.6mm(4英寸)尾管;③若钻管柱的悬挂,这时可通过钻柱加压,来验证完井管柱杆较短,经计算在顶替过程中钻杆可能上浮这3种悬挂的可靠性(这时由于尚未丢手,不会坐封)。完情况时,必须用重泥浆。如果洗井时间>8h,阻流井管柱悬挂后,继续提高泵压,剪断丢手销钉,活塞环失效,钻杆能上浮,泥浆注在套管内;若最高替压下行,锁块滑出,实现送入管柱与完井管柱脱开丢<18MPa,则注在钻杆内。手,这时也可通过活动钻具观察指重表悬重变化的2.3.2尾管居中技术方法,来验证完井管柱的丢手与否,保证完井管柱悬统计表明,当套管偏心度大于60%时,水泥浆挂与丢手的可靠性。继续加压,剪断球座销钉,球座出现窜槽现象。针对<177.8mm套管侧钻井段下活塞下行,恢复循环通道。需注水泥固井时,可接着入<127mm套管而言,只要套管偏心大于3mm,偏注入水泥和上胶塞;替泥浆时,当上胶塞到达空心胶心度就大于60%。辽河油田侧钻井套管在小井眼塞内时,一同下行至球座处碰压,将完井管柱内的水段偏心度都较难以保证,造成固井质量不合格。采泥浆全部替入环空完成固井作业。下压送入管柱, 丁文正:提高侧钻小井眼段固井质量技术措施·87·剪断剪切销钉,卡簧套下行,橡胶筒膨胀实现坐封。1—上接头;2—卡簧套;3—剪切销钉;4—胶筒;5—送入管;6—锥体;7—卡瓦;8—基管;9—悬挂销钉;10—密封环;11—密封套;12—丢手密封座;13—活塞;14—锁块;15—丢手销钉;16—丢手座;17—液缸;18—胶塞销钉;19—空心胶塞;20—球座;21—下接头图2封隔式液压尾管悬挂器该工具结构合理、安全可靠,具有密封性能好、该补偿器的最大外径为<143mm;内通径流道面积大、耐高温高压的特点,能有效实现封隔器<112mm;伸缩量100mm;工作压力≤20MPa;工3的悬挂锚定和解封丢手,不但满足普通侧钻井的需作温度≤350℃;抗拉力100×10kg;抗挤强度要,尤其适应稠油热采井的特殊要求。现场应用表18MPa。明,该悬挂器在防止水泥浆下沉,提高尾管封固质量3现场应用及效果分析方面起到了重要作用。封隔式液压尾管悬挂器主要技术参数:自2001年至今,在辽河油田锦采、曙采、欢喜岭最大外径<152mm等采油厂已完成了锦2—11—005C、锦2—21—悬挂坐封压力10MPa16C、曙1—23—364C、齐40—26—38c等试验井丢手压力15MPa130口,全面实施了扩孔、双胶塞碰压固井、套管居球座打通压力20MPa中等技术,扩孔成功率100%,碰压固井成功率空心胶塞剪切压力15MPa100%,固井质量合格率为96%。早期实施的试验2.4.2小尺寸热应力补偿器井如锦2—21—16C、锦2—14—111C等井迄今为止热采井套管损坏的主要原因是套管受热后受安全生产3a多,比统计的<139.7mm(5"-英寸)套压,冷却后受拉,导致螺纹破坏或套管变形。为了减管侧钻井平均寿命提高了近2倍。图4和图5为锦缓稠油侧钻井蒸汽吞吐过程中热应力对尾管造成的2—1—005C扩孔井径曲线和固井声幅曲线,已投产破坏,研制了热采侧钻井用小尺寸热应力补偿器,该的部分试验井简况如表1。装置能有效减缓热应力对尾管的损坏,延长侧钻井寿命,结构如图3。图3小尺寸热应力补偿器示意该工具由密封套、耐高温高压密封件、接头等组成,其上端母螺纹与下端公螺纹和套管固接在一起,固井时同时被水泥封固。在蒸汽吞吐过程中因温度变化引起套管轴向应力变化时,应力补偿器可伸长和压缩,对套管的微量伸缩进行补偿,达到保护套管图4锦2-11-005C井眼直径曲线的目的。 ·88·OILFIELDEQUIPMENT2006Vol.35№11)通过提高侧钻井小井眼固井质量技术攻关,完善了辽河油田侧钻井完井固井技术。2)确定了有利于提高<177.8mm(7英寸)和<139.7mm(5"-英寸)套管侧钻井固井质量的合理环空间隙,由经验值到理论实现了侧钻井微台阶扩孔值的确定。3)微台阶扩孔、碰压固井、套管居中等技术满足辽河油田提高侧钻井固井质量的实际需要。4)研究开发的液压扶正器、封隔式液压尾管悬挂器、小尺寸热应力补偿器等固井完井配套工具,在提高侧钻井固井质量方面发挥了重要作用。5)针对不同井况和地质特点,应采取不同方案结合已取得的技术成果,细化技术措施,是保证侧图5锦2-11-005C固井声幅曲线钻井固井质量和提高油井寿命的重要原则。4结论与认识6)可进一步推广应用提高侧钻井小井眼固井质量技术。表1已投产的部分试验井简况侧钻井扩孔侧钻后最侧钻后平累计扩孔井段固井生产时间井号井径井径高产油量均日产量产油量/m质量/d-1-1/mm/mm/t·d/t·d/t锦7—47—36C900～1029152.0170优50.05.69805571.1海15—25C1449～1830152.4170优8.22.69522467.0锦2—21—16C1300～1530118.0145优51.06.29206371.1锦2—14—210C1163～1385118.0145优22.09.38257630.4曙3—9—09C1287～1409118.0145优4.82.38251890.2锦2—11—005C1410～1597118.0140优41.03.47982684.5海14—50C1898～2024152.4175优8.16.17443798.0曙4-8—03C990～1148118.0150优10.53.17282225.2曙1—23—364C966～1100152.4178优21.85.07253647.5欢616—50—52C842～951152.4180优13.03.96282467.0曙1—06—9C1150～1275152.4180合格18.410.96186729.4锦2—14—111C1177～1362118.0145优11.79.75565381.3锦45—28—345C1030～1130152.4180优16.07.95464286.9齐40—26—38C660～870152.4180优21.35.75263007.8千12—71—471C1023～1168152.4170优15.04.54512033.4齐40—27—39C663～912152.4180优15.96.61511001.3参考文献:[3]胡博仲.小井眼钻采技术[M].北京:石油工业出版社,[1]刘乃震.提高侧钻小井眼段固井质量技术研究[R].中1993.石油集团公司重大科研成果报告,2003.[4]邓建明,刘崇建.套管扶正器安放间距计算推荐方法[2]高光照,刘崇建.注水泥顶替效率的研究[J].西南石油[M].北京:石油工业出版社,1996.学院学报,1985,4(17):21226.