小井眼钻井完井技术

1、小井眼钻井完井技术摘要：目前吐吐油田小井眼侧钻、加深技术是油田老井挖潜增效和套损井治理最有效的措施之一；但小井眼钻井完钻后，在完井过程中容易出现各种问题的井，占总井数67%;完井周期过长，占建井周期的50%左右。为此对井筒处理、完井管柱结构优化、固井工艺等方面开展了研究，形成了小井眼完井技术系列，在现场取得了良好的应用效果。关键词:小井眼井筒处理固井1小井眼完井技术对策1.1优化钻井液体系针对小井眼存在环空间隙小、摩阻大、井壁稳定性差、下钻波动压力大、易发生测井仪器、套管下入难等问题，针对以上情况对钻井液提出了更高的要求。根据纳米乳液钻井液技术的优点，在小井眼侧钻井中应用纳米乳液钻井液技术，既

2、能保证钻井顺利，又能保证完钻后无需较大调整泥浆性，就能满足测井、下套管时泥浆性能要求。纳米乳液聚合物钻井液的配方:46%坂土+0.3%0.5%KPAM+0.2%NaOH+1%NaHPAN+0.3%0.5%CMC+0.2%XC+0.2%XY-27+2.5%3%纳米乳液+1%1.5%极压润滑剂。纳米乳液聚磺钻井液：4%6%坂土+0.3%0.5%KPAM+0.2%NaOH+0.3%0.5%CMC+0.2%XC+0.2%SMT+2%SPNH+3%LYDF+2%SMP+1%PSC+2.5%3%纳米乳液+1%1.5%极压润滑剂。根据现场实验证明，纳米乳液钻井液有以下优点：该体系适用性强，可满足不同施工工艺

3、过程要求。良好的润滑性和减阻防卡功能。强抑制性和稳定井壁功能。对储层较好的保护效果。对环境污染小。1.2井筒处理技术测井和下套管是侧钻井最重要的工p根据实验可知水泥环厚度在12.7mm25.4mm内,抗压强度随水泥环厚度增加而增加，在水泥环厚度大于25.4mm后强度增加较慢;而剪切强度随厚度增加而减小，渗透率随厚度的增加而增大，但是水泥环厚度在12.7mm25.4mm内剪切强度降低和渗透率增加弧度较小，水泥环的厚度超过25.4mm,剪切强度急剧减小和渗透率急剧增大，一般小井眼选择水泥环厚度在20mm25.4mm。裸眼尺寸与配套套管推荐表如表1。在139.7mm的套管内的侧钻井，主要采用118m

4、m的钻头+1.25或1.595mim弯螺杆，平均井径为135mmr140mm一般吐哈油田主要采用特制95.25mm套管，一般不需要扩眼，就能满足施工要求;但是在钻头磨损后钻出井段井径小于130mm这给下套管和测井带来了难度和风险，同时也无法保证固井质量，针对这种情况采用在井眼较小井段和在油层顶部以上30m35m段进行扩眼。管柱结构：118mr偏心PDC钻头+105转换接头+105mm定向接头+102mm无磁+104mm转换接头+73mm钻杆进行扩眼。泥浆性能的处理在测井前和套管前，为了能保证井筒的稳定，一般对泥浆性能不会做太大的改变，但是为了能保证测井一次成功，在下套管和测井前在裸眼段加入1%

5、2%塑料小球,保证井壁的润滑性。1.3优化套管串管柱结构套管串设计目前吐吐油田在139.7mm套管内开窗侧钻、加深井主要采用尾管固井射孔完井，平均井径为135mn140mm为降低施工风险和降低钻井施工费用，选用95.25mm套管完井，可以减少扩眼工序，又能满足固井施工质量要求。管柱结构：浮鞋+95.25mm套管1根+浮箍+球座+95.25mm套管+95.25mm短套+95.25mm套管+空心胶塞+XG-YQ尾管悬挂器+送入钻杆该套管串组合采用高强度新型套管，套管外径95.25mm套管抗内压45MPa抗外挤48MPa套管修复后通径为84mm可以满足修复后各种增产措施要求。套管扶正器的选择合理安放

6、扶正器，使套管居中，是消除偏心环空窄间隙处滞留钻井液，提高钻井液顶替效率的重要措施，扶正器安放位置按套管偏心度e为12.5%33.3%进行优化设计。套管扶正器安放原则见下三点。安装在井斜、方位变化较大的井段。安装在井径变化较规则的井段。扶正器间距安装应合理。合理设计扶正器间距，能有效实现套管居中。根据杆管相似原理，套管扶正器间距公式为：式中:fmax为最大横向变形,mm;E为钢材弹性模量，kg/cm2;I为管柱轴惯性距,cm4;qm为管柱在泥浆中一定长度质量，kg/m;a为平均井斜角。1.4固井泥浆性能优化水泥浆性能的选择油气井的固井质量及其耐久性，直接关系油气井的生产寿命，对整个油田的开采和

7、可持续发展都会产生重大的影响。设计水泥浆时主要考虑:增加水泥石的塑性形变能力，以提高水泥石的耐冲击破碎能力提高水泥浆的防窜能力；增加水泥浆凝结过程的微膨胀特性，以提高水泥环与套管和地层的胶结度。微硅膨胀水泥体系有较好的流变性、足够的稠化时间、较高的水泥石强度、零自由水、失水量小、沉降稳定性好，参数如表2。水泥浆配方：天山G级+3.0%微硅+1.5%降失水剂+0.08%减阻剂+0.6%防气pd为套管外径,cm;Li为i段井眼长度,m;n为流性指数。4.3顶替液的选择目前固井都是采用固井车固井，流量计在低排量下和使用泥浆作为顶替液时误差较大，一般实行流量计和水罐双计量。当用泥浆作为顶替液时，由于泥

8、浆中含有气泡计量不准确，实际顶替的液量经常要比计算出的液量少，会在套管内留较长的水泥塞，这给钻塞带来了难度。经过现场多口井实验，采用清水作为顶替液计量比较准确，塞面比较容易控制;但是钻井液密度较高的井，用清水作顶替液时管柱内外压差较大,顶替压力较高，施工风险较大，对施工设备要求也较高。经过现场实验一般钻井液密度小于1.3g/cm3,选用清水作为顶替液；当钻井液密度大于1.3g/cm3管柱内外差较大，选用钻井液作为顶替液，如果顶替液超过设计液量未能碰压，选择多替顶替液50L100L顶替液。144注替水泥过程压力确定在注水泥浆开始至碰压时要保证地面泵压不太高，又要保证一定的替速，还要保证无窄边滞留

9、，这就是设计分析的关键。可由以下公式计算得出：当在139.7mm套管内注替水泥时，可由以上最低压力剃度公式计算出每米最低压力为0.00294MPa/m如3000m的井眼最低压力在8.82MPa以上,完全能够达到无窄边滞留。固井施工程序固井前调整好循环泥浆性能，保持泥浆粘度50s60s范围内（2）固井前所有管线并按设计要求试压，保证管线不刺不漏。（3）固井替浆采用固井车作业，实行流量计和水罐双计量。（4）顶替液打完后，快速拔出插管，上提钻具4根5根替出多余的水泥浆后，采用大排量循环钻井液到水泥浆达到初凝状态后起钻。（5）24h后开始钻除悬挂器以上的水泥塞，保证36h内钻完小套管的水泥塞。2现场实施及效果评价吐哈油田通过实施小井眼完井技术以来，在葡5-4井和红南9-9井试运行两口井，推广应用6口井，其中测井、下套管、固井一次成功5口井，单井完井周期提前4.7h。3结论（1）吐哈油田形成了一套小井眼钻井完井技术体系，对今后小井眼完钻后，优质、高效完井具有重要指导意义。（2）采用新型95.25mm套管串结构完井，不但可以减少扩眼工序和满足固井施工质量要求，而且也能满足后期修井、压裂等增产