套管开窗侧钻技术

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1、(Ф139.7mm)套管开窗技术前言目前，XX油田处于开发的中后期，躺井现象比较严重，其中有相当一部分井通过大修手段无法解决，具体表现在：部分油井投产后，由于地质构造等多种原因的影响，造成井下套管出现机械故障如套管挤毁、错断、腐蚀等；老井眼中有落物，正常的大修手段无法处理；某些复杂断块，由于钻井、地质等各种因素造成部分井未钻遇主力油层，需改变地质目的，更换新井底。在这些情况下，可考虑利用老井眼，应用新技术、新工艺进行套管开窗侧钻以达到救活老井、降低钻井成本的目的。所以套管开窗侧钻是油田开发后期增

2、油上产的好手段。1996年以来，我公司共进行9口套管开窗侧钻井，其中Ф139.7mm套管开窗侧钻和加深井6口；Ф244.5mm套管开窗侧钻井3口，9口套管开窗侧钻井有关技术指标如下：项目井号建井周期天小时井深（斜深）m窗顶m窗长m裸眼井段长m平均机械钻速m/h最大井斜°井底水平位移m完井后套管程序及封固段长m水泥返高m井身质量固井质量卫侧229-484d16h23801939.952.65437.40.72549177φ339.7mm0-190.33φ139.7mm0-1939.35φ101.6

3、mm1848-2378.522009优优文侧33-13340d16h3397970.64213.41222.05φ339.7mm0-152.47φ44.5mm0-1543.74φ139.7mm0-3295.74φ101.6mm3241.33-3374.333302优合格文侧92-10766d18h3269293.40.5813.7514.87φ339.7mm0-303.63φ244.5mm0-2975.6φ101.6mm2781.73-32692780优合格文侧79-23144d8h326026

4、22.322.47635.210.4615φ339.7mm0-329.71φ244.5mm0-2622.32φ101.6mm2566.85-3251.092902合格合格胡侧12-375d5h24901946.992.64540.371.6131.5170.15φ273.05mm0-186.37φ139.7mm0-1946.99φ101.6mm2566.85-3251.091900优合格文侧12786d12h35532017.737.471535.271.518.71φ339.7mm0-153.

5、18φ244.5mm0-2017.73φ139.7mm0-3548.832200合格合格文侧15977d4h33622654.054.06707.951.5430.5243.44φ339.7mm0-348.49φ244.5mm0-2654.05φ139.7mm0-3361.192241合格合格卫侧79-898d16h32362463.353.35772.651.2247.8837.27φ339.7mm0-354.60φ244.5mm0-2463.35φ139.7mm0-3230.581160合格

6、合格胡侧5-4151d6h249018052685323.69192.9φ339.7mm0-222.67φ139.7mm0-1805φ101.6mm1693-2482.411700合格合格一、Ф139.7mm套管开窗技术以卫侧229-4井为例加以总结。卫侧229-4井是卫城油田的一口高压注水井，Ф139.7mm套管于2286.69m处变形，2266.80m错断，且管柱落井未能捞净，鱼顶2224.78m，要求在Ф139.7mm套管内进行开窗侧钻，地质要求靶心2250m处，方位330°-60°（相对

7、井口），水平位移大于30m。该井于1996年4月23日8：00开工，1997年7月16日24：00完井，修井周期84天16小时，井身质量、固井质量全优，本井基本实施技术如下：1、开窗点的选择①开窗点以上套管必须完好无损，通过能力好；②开窗井段固井质量好，井径小，地层较稳定；③根据工具及地层的造斜能力，达到地质目的。2、压井、打悬空水泥塞该井施工前为高压增注水井，虽已停注放压，但井口出水严重，必须压井，以确保打水泥塞成功。第一次使用密度为的1.24g/cm3的泥浆压井失败。第二次用密度为1.50g

8、/cm3的重泥浆压井成功。因打悬空水泥塞及下液压双卡瓦封隔器式斜向器失败，井内又出水，再用密度为1.52g/cm3的重泥浆第三次压井，光钻杆下至2022m打水泥塞，起钻候凝3天，下入Ф119mm磨鞋（钻具组合为：Ф119mm磨鞋+Ф89mmDC×9根+Ф73mmDP），钻水泥塞至1845.71m，水泥塞可承压100KN，其强度可以保证甩斜向器时剪断销钉。钻水泥塞参数：钻压10-20KN，转速：Ⅰ档，排量：8.1l/s，泵压15MPa。3、通井该井Ф139.7mm套管全部为N80/7.72mm，故