开窗侧钻水平井技术.doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上 开窗侧钻水平井技术在北布扎奇油田的推广应用华油能源集团钻修井工程部二一二年十一月目录一、项目来源2009年北布扎奇公司为提高北布扎奇稠油油田的开发效益，决定对5口事故或者高含水井实施侧钻水平井改造。经过公开招标，我公司中标承担这5口侧钻水平井的大包工程服务（套管开窗、侧钻轨迹控制，泥浆体系服务和完井材料及施工服务）。该项目以开发侏罗系J20油藏为目的，在老井的7套管(K55 壁厚8.05mm)内约350米处开窗侧钻，水平段目标点垂深约为420440米，设计的靶前位移为7080米，水平段长度为200米，斜深约610米650米。2010年北布扎奇油田10口井侧钻水平井钻

2、井项目是继2009年在当地成功完成了5口侧钻水平井的基础上, 我公司再次中标并顺利完成了10口井的钻井项目。2012年北布扎奇20口井侧钻水平井钻井项目是我公司在该油田的延续性项目。二、油藏地质基本情况北布扎奇油田油层埋藏浅，两套含油层系：白垩系(平均埋深340m)、侏罗系(平均埋深420m)，侏罗系是侧钻水平井的目的层位。油藏岩性为分选较好的松散型细-粉砂岩欠压实。原油重度 1820 API， 0.94 g/cm3，粘度：190 - 290 cp。原始条件下，各油藏均属正常温压系统。白垩系油藏中部深度340m，油藏压力4.3MPa，压力梯度1.1，油藏温度29C；侏罗系油藏中部深度420m，

3、油藏压力5.2MPa，压力梯度1.1，油藏温度31C。油藏压力分布情况：地层压力情况为上大下小，压力系数约为1.1。地质分层垂深m层厚m地层压力系数（RFT测试）Neo.A302/1.1Neo.B344421.32/304mNeo.C37026Neo.D41949J10C431121.24/421mJ10B472411.18/452m(RFT)地层岩性可钻性：白垩系、侏罗系砂岩机械钻速1m/1-5min；白垩系薄硬泥岩夹层机械钻速1m/60-70min；侏罗系油层中泥岩夹层1m/20-40min。三、推广技术及改进创新（一）套管开窗技术套管开窗是侧钻技术中的首要环节，是一项操作性较强的技术，开

4、窗成功与否直接影响到钻井周期、成本、质量。针对NB油田地层相对松软的特点，原井的套管钢级较低，壁厚较簿，适于采用斜向器铣窗的方式开窗侧钻。采用卡瓦式座封和打压式双保险座封的斜向器，施工便捷、可靠。1、井眼准备用套管通径规通套管内径，刮壁器刮壁，清除原井眼内原油及污物，检查套管是否有损坏或变形，确保斜向器顺利下入，防止井下事故发生。查阅井史数据，仔细分析套管纪录，确定套管型号、钢级、壁厚、内外径等参数，准确计算套管接箍及套管扶正器位置，开窗段避开套管接箍及套管外扶正器，必要时进行磁测井；建立人工井底封堵原井眼；试压，确保套管开窗前不漏。2、开窗工具控制方式斜向器下入前,套管内结蜡或稠油、高凝油严

5、重时须进行刮管和热洗井处理；检查斜向器时若发现螺丝松动，要将其拧紧，扶正环无挡块，最好焊一挡块，使扶正环不落井；防止送斜器中心管进入石块等东西，造成投球蹩压出现问题；斜向器下入要均速缓慢，防止出现意外造成提前落、卡于井中。先将斜向器下入井内，使用陀螺仪定方位后，开泵憋压至20-22MPa 3-5分钟，憋压2-3次。泄压后，上提悬重增加，下放遇阻，证明斜向器已坐封。顺时针转动转盘25-30圈，上提钻具悬重不增加，开泵泥浆出口有泥浆返出，证明中心管与斜向器本体脱离。起出斜向器送入杆；然后下复式铣锥磨铣开窗、修窗；最后下钻头钻10-15米的直井段。f149.2mm钻头+f88.9mm 加重钻杆（29

6、根） +f88.9mm钻杆360.00372.93f151.2mm 复式铣锥+f88.9mm加重钻杆（29根） +f88.9mm钻杆开窗钻具组合f150mm 斜向器（4m）+f35mm斜向器送入杆+f88.9mm钻铤（29根）+f88.9mm钻杆斜向器送入钻具组合钻具组合钻进井段井眼尺寸mm3、开窗位置的确定避开套管接箍和扶正器；避开复杂地层开窗。4、开窗技术起始段轻压低转速；骑套段轻中压较高转速，防止提前出套；出套段吊压高转速，防止铣锥下滑到井壁；修窗至上提下放无明显碰挂为止；开窗中要求钻压均匀，保证窗口光滑。修整窗口：高转速，较快下放，修窗至上提下放无明显显示后，方可起钻换钻头。窗口保护：

7、斜向器固定牢固可靠，防止开窗、钻进中斜向器转动；钻头、工具等在起下钻通过窗口时防止碰挂、损坏窗口。磁干扰消除：开窗完成后单独下一趟试钻钻具组合，试钻转盘钻进10-15m；保证下部下入磁性测斜仪器能够出套管工作实现侧钻方向定位钻进。井眼净化：钻井液密度合理，确保开窗段井壁稳定，不塌、不漏；调整钻井液性能，提高环空返速，保证铁屑的良好携带。磁铁放在泥浆出口处，并定时（1-2小时一次）清除磁铁上铁屑。必要时泥浆工加密清理高架槽内磁铁频率，同时统计返出铁屑质量。 （二）井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制的好坏，直接影响到一口井的质量和施工安全，特别是小井眼轨迹控制难度较大。为了解决这一难题，在施工前认真进行

8、资料调研，对所钻地层岩性、地质倾向和倾角有了充分的认识，优化设计井眼轨迹剖面，施工中及时掌握井斜和方位变化规律，通过采用先进的随钻测斜仪和合理的优化钻具组合，调整钻井参数，来达到井眼轨迹控制的目的。1、井眼轨迹控制系统（1）MWD/LWD有线和无线随钻测量系统组成由井下仪器、信号传输、地面采集和计算分析设备三部分组成。（2）系统技术参数MWD参数测量范围误差精度采样频度数据类型方位0-3600.50.1平均90S计算和原始传感数据井斜0-1800.050.1平均90S同上温度0-2001.00.1V10版可选 V9版固定同上磁场强度0-100mT0.075mT0.01mT每测时同上重力工具面（

9、3位数）0-3600.50.1平均30S 快速更新时平均8S 节能模式时平均60S仅计算重力工具面（2位数）0-3601.00.1同上同上磁性工具面0-3601.00.1平均30S 快速更新时平均8S 节能模式时平均60S同上方位工具面（3斜度以下）0-3601.00.1同上同上2、井眼轨迹控制技术（1）增斜段采用钻具组合：152.4mm牙轮钻头120mm螺杆定向接头3-1/2无磁钻杆3-1/2斜坡加重钻杆30根3 1/2斜坡加重钻杆方钻杆。该井段使用有线随钻仪器，滑动钻进，钻压5-8吨。排量1618 l/s。主要使用2.75、3的螺杆，平均造斜率分别约为23/30m、27/30m。泥浆性能提

10、高润滑性为主，防止高狗腿度下滑动钻进时产生托压。增斜段是水平井的重点和难点。由于井浅地层松软，软硬夹层较多，造斜率不稳定给井身轨迹控制带来很大的难度。需要在地面不断的转动钻具，来调整和控制工具面的摆放。由于造斜率要求及动力钻具弯度较大，只能采用滑动钻进，造斜率的变化只能通过消耗或起钻更换钻具的办法来进行调整。（2）水平段采用钻具组合：152.4mm牙轮钻头120mm、1.5螺杆定向接头3-1/2无磁钻杆3-1/2斜坡加重钻杆15根3-1/2斜坡加重钻杆30根3-1/2斜坡加重钻杆方钻杆。使用MWD无线随钻仪器，滑动和复合钻进相结合控制轨迹，钻压2-8吨。排量1618 l/s。（三）钻井液技术采

11、用“低固相聚合物泥浆体系”，该体系具备较好的流变性和絮凝性，可满足安全钻进及保护油气层等目的；同时加强固控设备的使用，做好泥浆体系的维护，并坚持座岗制度，根据现场实际情况及时调整泥浆性能，避免井下复杂情况的发生。1、钻井液配方及维护膨润土粉5-8%+纯碱0.3-0.5%+绕碱0.2-0.3%+大分子聚合物0.4-0.8%+小分子聚合物降失0.5-1%+防塌剂0.8-1.5%+铵盐0.5-1.5%+润滑剂3-5%+暂堵剂3-5% 。（1）处理添加剂NH4HPAN、液体润滑剂等QS-2、GMP-3、GLA、KPAN、CaCO3 、RH-4等；（2）胶液配方井场水+0.1-0.2% NaOH +0.

12、3-0.5% KPAM+ 0.5-1.0% NH4HPAN；（3）定向水平段视情况可加入6.0-8.0液体润滑剂；（4）油层段严格控制钻井液API失水和固相含量，做好油层保护。2、钻井液维护技术要求 (1)本井段钻井液体系设计为聚合物暂堵防塌钻井完井液体系，钻井液密度设计为1.20 g/cm3-1.28 g/cm3 。在实钻中钻井液密度1.20 g/cm3-1.35g/cm3，根据钻井实际情况调整，防止井漏,溢流的发生；(2)侧钻钻进过程中使用聚合物(KPAM.NH4PAN,CMC,GLA)混合处理剂配成等比例聚合物胶液，以细水长流的方式加入泥浆中，保持泥浆性能稳定,尽量避免钻井液性能波动过大

13、；(3)大斜度段及水平段控制好流变性，确保井眼清洁，使用紊流洗井带砂,造斜后应全面实施减阻防卡综合措施,加入润滑剂(RH-3)防卡,降低起下钻摩阻；(4)钻井中要求振动筛（筛布使用80-120目）开动率100%，除砂器（筛布使用140目）使用率100%，除泥器（筛布使用140目）使用率80%，离心机使用率50% ；(5)每口井重新配制新的泥浆也有利于保持了泥浆的清洁和施工安全。3、钻井液性能参数井段m常规性能流变参数总固含量%膨润土含量%密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水ml泥饼mmPH值含砂%摩阻系数静切力Pa塑性粘度mPa.s动切力Pan值K值初切终切350.0-634.11.20-1.3

14、040-70非油层80.59-100.50.12-56-1515-305-150.80.2185-6（四）完井和固井技术1、早期完井方式早期从经济角度和技术可行性角度考虑，采用尾管悬挂+管外封隔器+4-1/2复合筛管方式完井，没有固井。为封闭造斜井段的水层,对水平段以上井段采用液力座封式管外封隔器封闭。为确保侧钻水平井既能有效的防砂，又能发挥油井生产潜力，筛管采用优质复合防砂筛管。 2、改进后的完井和固井早期完井方案由于受到井眼及工具尺寸的限制，泵的下入深度制约了产液量，考虑后期生产压差，出砂冲蚀及泵效等因素的综合影响，为保证大直径螺杆泵的下入深度，为扩大通径，2010年在通过对国内外完井技术

15、和完井工具进行调研的基础上，对早期完井方案进行了大胆改进和创新，采用膨胀悬挂器替代常规悬挂方式，将139.7mm套管悬挂到177.8mm套管上，螺杆泵可下入139.7mm套管内，实现下泵深度最大化。由于裸眼段井眼不规则，管外封隔器坐封后可能密封不好，而且此井段又没有固井，导致上部高压水层窜至油层，造成油井生产水淹，因此改进后的完井和固井方案利用半程固井有效隔离产层与水层；再加上两端的膨胀式悬挂器和管外封隔器的有效封隔；确保有效封堵390m左右水层。3、主要完井和固井工具（1）、75 可膨胀式尾管悬挂器主要参数规格 7 5 1/2(177.8mm 139.7mm)本体最大外径153mm内径/膨胀

16、后内径42mm/136mm额定负荷：50t压力级别35MPa温度级别120 坐封压力28MPa尾管胶塞剪断压力6 MPa适用套管类型7 23# 壁厚（8.1mm）上部扣型310钻杆扣下部扣型5 1/2LTC Pin工作原理依靠液压或机械驱动力迫使膨胀锥运动，将膨胀管胀大并紧密贴合在上层套管内壁上，形成可靠密封，同时承受尾管悬重。技术特点和优势技术优点a、与普通卡瓦式悬挂器相比通径大，9-5/8 悬挂器悬挂后的内通径达到192mm；可在7 套管内悬挂5-1/2 尾管；可在9-5/8 悬挂套管内悬挂7-5/8 尾管；采油泵可通过悬挂器下入到尾管串中，泵下深不受悬挂器内径的影响。b、使用金属密封，与

17、上层套管重叠段只需要0.7m；可靠的环空密封，环空密封压力35MPa，彻底解决卡瓦式悬挂器尾管重叠段环空密封不严的问题；尤其适合高温井。c、可在0-90井斜中任意位置座封，不受井斜位置限制。d、现场可操控性强：下钻过程可上提、下放、旋转和循环，保证尾管串顺利下放到底。（2）5 无接箍套管主要参数套管尺寸 5 “无接箍套管下入井段379-415.2m（垂深378-410.7m）钢级N80磅级18# 壁厚（9.19mm)抗拉190T抗外挤10490 Psi技术优点缩小了完井管柱外径，消除了由于接箍台肩增加的起下钻阻力，避免了由于裸眼井段井径不规则造成的遇阻和卡钻现象，提高了完井固井的成功率。（3）

18、5分级箍主要参数规格5-1/25复合套管胶塞关闭式分级箍本体最大外径146 mm内径108mm压力级别35MPa打开压力16.5-18.5MPa关闭压力6.0MPa关闭方式胶塞复合关闭注水泥流通孔径620 mm温度级别140 扣型518 # LTC boxpin工作原理利用液压能量开启循环通道，向套管和井眼之间的环空注入水泥浆进行固井，然后投入关闭胶塞，顶替胶塞憋压关闭循环通道。技术特点与管外封隔器和盲板配合使用，有效解决了水平段以上的固井问题。（4）5管外封隔器主要参数规格 5泥浆充填式管外封隔器本体最大外径146mm内径108mm扣型518 # LTC boxpin压力级别35MPa温度级

19、别120 开启压力10MPa关闭压力8.0-9.0MPa钻杆胶塞本体外径38mm胶筒长度1m工作原理施工过程中，憋压膨胀介质经阀接头的进液孔进入锁紧阀，当压力达到设定值时，锁紧阀销钉被剪断，锁紧阀打开，同时单向阀也打开，液体经限压阀进入到中心管与胶筒间的膨胀腔内，在压力作用下，封隔器胶筒膨胀变形与井壁紧紧接触形成密封。当内外压差达到预定压力时，限压阀剪切销钉剪断，限压阀关闭，进液孔内的液体不再继续流入到胶筒中。井口放压为零，锁紧阀也自动锁紧，胶筒与井壁之间密封，实现了封隔器的座封，以后的井下作业不会影响封隔器座封状态。技术特点和优势a、与液压分级箍配合使用，可以完成水平段以上的固井，实现了选择

20、性固井目的。b、施工操作简单，适应能力强，可用于各种不同条件的油、气、水井。c、阀系统可以有效地保护和准确控制工具安全座封；d、胶筒扩张系数大，可封隔大直径井眼；e、耐温等级高、承压差大、残余变形小；f、与其它固井工具可以联合使用，实现不同井况的固井，有效解决高压、低压、漏水、返水、塌陷等复杂油、气井的固井难题。（5）4盲板主要参数规格4下入深度419.9m（垂深414.3m）钢级N80磅级9.5# 壁厚：5.7mm抗拉97t抗外挤6590 Psi扣型NU盲板材质铝制（6）4尾管主要参数尾管尺寸4下入井段420.9-484.1m（垂深414.8-437m）484.1-634m（水平段，垂深43

21、7m，同割缝管间隔下井）钢级N80磅级9.5# 壁厚：5.7mm抗拉97t抗外挤6590 Psi扣型NU（7）4割缝筛管主要参数规格 4本体最大外径114mm内径87mm扣型 4NU box X pin割缝类型 梯形缝缝宽 外1.15mm 内 1.12m缝长 80mm缝密155缝/m4、固井水泥浆性能（1）前置液的配制,其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。 （2）前导浆密度：1.501.60g/cm3,注量： 2m3；领浆密度：1.801.87g/cm3,尾浆密度：1.881.95g/cm3。 （3）水泥浆配方为：G级水泥+降失水剂+

22、分散剂+消泡剂+晶格膨胀剂+石英砂+配浆水（现场施工前根据实际情况调整水泥浆配方，并做复核试验）。5、完井和固井施工程序（1）测井取得地层和井径资料数据；（2）套管刮壁、通径，定径刮屑；（3）模拟通井 钻具结构（自下而上）：6钻头 +146mm x 1.2m螺旋扶正器1只 + 3 1/2斜坡钻杆+3 1/2”加重钻杆模拟通井至井底。配合短起下钻达到上提下放无明显挂卡现象；（4）下完井管柱 按设计管柱结构顺序组接工具入井；（5）打压坐封管外封隔器；（6）重新憋压至9Mpa 稳压10分钟，以后每涨1Mpa稳压3分钟，直至出口返出泥浆，打开分级箍。 如果分级箍18Mpa无法打开，最高打压不能超过22

23、Mpa；大排量循环泥浆12周，按设计量固井注水泥浆。（7） 投钻杆胶塞，替压塞液，碰塞。憋压6Mpa,剪断尾塞销钉，胶塞复合。顶替水泥浆使复合胶塞下行到分级箍位置，憋压后缓慢打压至9 MPa，关闭分级箍。继续打压至28Mpa，稳压，坐封可膨胀式尾管悬挂器。（8） 送入工具脱手：当稳压28MPa过程中，压力突降，证明送入工具已经脱手，上提钻柱，验证是否脱手。（9）上提5-6m，大排量循环一周以上，循环出多余的水泥浆。井筒试压10MPa，验证尾管挂是否坐封。（10） 提出上部管柱，候凝。（11） 钻盲板：下入钻盲板管串。钻盲板接头时应轻压慢钻、不得猛压强转。钻通盲板，完成完井。起出钻盲板管串。（1

24、2）根据甲方要求,进行下步排液投产作业。四、现场实施情况2009年开窗侧钻水平井技术在北布扎奇油田现场实施5口井，中靶率100%，工艺成功率100%，无工程事故和安全事故。2010年开窗侧钻水平井技术在北布扎奇油田现场实施10口井，中靶率100%，工艺成功率100%，无工程事故和安全事故。2012年截至11月10日，开窗侧钻水平井技术在北布扎奇油田现场实施2口井，中靶率100%，工艺成功100%。五、经济和企业效益（一）直接经济效益1、2009年完成5口井，实现产值274万美元，实现税前毛利润83万美元。2、2010年完成10口井，实现产值700万美元，实现税前毛利润180万美元。3、2012

25、年预计完成10口井，实现产值1000万美元（包括20口井的完井器材和泥浆材料），实现税前毛利润300万美元。截至2012年实现累计产值1974万美元，实现毛利润563万美元。（二）间接经济效益2010年国产膨胀式尾管悬挂器在北布扎奇油田首次试用便取得了成功，10口侧钻井应用膨胀式尾管悬挂器成功率100%，这一新的完井工艺的成功应用产生了巨大的拉动效应,带动周边多个油田纷纷试用。截至2012年，在MMG热得拜油田和卡拉姆卡斯油田已经使用膨胀式尾管悬挂器40多井次，而且全部由我公司完成，仅此一项就实现间接产值140万美元，间接利润30多万美元。（三）企业效益1、北布扎奇油田开窗侧钻水平井属于小井眼

26、短半径大曲率，是一项技术难度很高的钻完井工艺技术，我们公司钻修井工程部技术人员在充分调研国内相关技术现状基础上，不惧困难，面对各种挑战，大胆创新，一举成功，获得了甲方的高度认可，在阿克套区域大大提高了公司的声誉。2、通过改进创新，不断完善侧钻水平井的钻完井工艺技术，解决了实践中遇到的各种难题，保证了侧钻井的增产效果，占领了北布扎奇油田侧钻市场，并为开拓该区域其他油田的侧钻市场奠定基础。六、结论及认识1、通过北布扎奇油田一批套管开窗侧钻水平井的成功实施，探索并形成了适应该油田的侧钻水平井钻完井技术，为进一步实施老区挖潜提供了有效的技术支撑和手段，具有广阔的应用前景。2、井眼轨迹控制技术是决定侧钻能否成功的关键技术，通过成功实践，我们积累了丰富的经验，为公司培养锻炼了一批定向技术人员。3、膨胀式尾管悬挂器首次在哈萨克成功应用，并取得良好地应用效果，具有很高的推广价值。4、改进后的完井方式实现了选择性固井的目的，确保了有效封固上部高压水层。5、完井工艺使用了较多的特殊工具，工具的可靠性是保证工艺成功的关键。6、工艺技术上的创新和管理的精细化是该项目取得成功的保障。专心-专注-专业