小井眼套管开窗侧钻技术

Φ139.7mm套管开窗侧钻技术2016年2月18日目录一.前言二.Φ139.7mm套管开窗侧钻的难点三．套管开窗侧钻井的前期准备四.套管开窗技术五.井眼轨迹控制技术六.钻头的优选七.小井眼的泥浆技术八．小井眼的井控技术九．小井眼完井技术十.安全钻井措施十一.几点认识一．前言Φ139.7mm套管开窗侧钻是在油田开发后期，利用老井上部较好套管进行开窗侧钻的一种钻井工艺，它具有钻井费用低，恢复产能快。随着小井眼侧钻井在油田开发中的应用，侧钻井钻井过程中暴露出的问题也在增多，主要是机械钻速低、周期长、事故多、固井质量差。主要原因是小井眼微间隙钻井技术和工具不配套，大部分是采用常规钻井技术来打小井眼微间隙井，根据Φ139.7mm套管开窗侧钻的特点，通过几口井的钻井实践，对套管开窗侧钻进行了一些技术探讨。二．Φ139.7mm套管开窗侧钻井的难点1．井眼轨迹复杂，控制较难。2．小井眼与钻具的环空间隙小，施工泵压高，对设备承压要求高；3．环空压耗大，易井漏；下钻速度过快，钻具内容易返喷泥浆，若有油气，钻具内易井喷；钻进中环空返砂不太好，当钻时快时，易蹩泵造成井漏；起钻时，易抽吸诱发井喷；固井下入Φ104mm套管，环空间隙更小，环空压耗更高，易井漏或蹩泵，下套管易卡钻。4．钻井从开窗开始，大部分在油层井段，对井控要求高，溢流量不超过1方，与大井眼井控有所不同，钻具内比环空更易井喷。5．对泥浆性能要求高，保证泥浆具有良好的携砂性、悬浮性、润滑性，固相含量低，触变性好。6．井下安全是开窗侧钻井的重点，一切工作要围绕复杂和事故的预防进行。若出事故，因钻具接头外径为105mm，打捞工具较少，处理事故难度大。7．井眼前期准备工作的好坏，对后期施工方案影响较大。三．套管开窗侧钻井的前期准备一、技术准备1．在接到套管开窗侧钻井施工通知单后，必须对原井和其邻井进行调研，需要调研的资料有：完钻日期、地质简介、井身结构、钻井液、钻时、井径、井斜、套管数据、固井质量、复杂情况、井下事故、原井大修情况、原井井口、井筒现况、有无落物及周围注水井情况，老井井身结构和新井施工要求等。对壁厚是10.54mm的套管要注明，它直接影响开窗侧钻工具的准备。2、根据井况、技术状况以及经济性，综合考虑开窗侧钻井的整体施工方案，作好侧钻井的技术方案论证工作。对有一定难度的井，及时向采油厂协商解决方案，降低施工难度。3、为保证钻机正常运行，及时与采油厂作好侧钻井的交接工作，交接内容包括侧钻井的井筒封堵、套管试压、通径和测陀螺工作。二、工具、仪器和钻具准备1．Φ73mm钻杆内径必须一致，能通过Φ48mm的通径规，防止仪器和工具阻卡。2．钻铤、无磁钻铤、稳定器及配合接头须经探伤检查合格方可使用。3．侧钻井特殊钻具、工具配套(适用内径大于Φ121mm以上的套管)Φ118mm×2m通径规Φ118mm刮刀钻头Φ118mm单牙轮钻头Φ118mmPDC钻头Φ114mm斜向器1根1只1只1只1套1只Φ118mm钻铰式铣锥Φ95mm0.75°、1°、1.25°、1.5°单弯螺杆各1根Φ104.8mm无磁钻铤或Φ89mm无磁承压钻杆1根Φ76mm方钻杆1根Φ89mm特制加重钻杆Φ104.8mm钻铤10根2根φ105mm定向直接头1只1只φ105mm回压凡尔（210×211）Φ73mm钻杆卡瓦1只安全卡瓦2付Φ76mm方钻杆下旋塞150吨×3m单臂吊环DH-150TΦ73mm钻杆吊卡*150吨Φ117mm、Φ115mm稳定器KKQ-114水力式扩孔器1只1付3只按需备注:对于10.54mm的套管,通径规和铣锥Φ115mm,斜向器Φ110-112mm,钻头Φ114-114.3mm。4．开窗侧钻井主要测量仪器aΦ36mm磁力单点照相测斜仪bΦ36mm磁力或电子多点照相测斜仪cΦ36mm有线随钻测量仪dΦ36mm陀螺测量仪三．设备及其它φ139.7mm套管开窗侧钻及大修井使用XJ650、XJ750钻机较合适，占地面积少，要求提升速度可控，提升负荷在120-150吨；泥浆泵3NB-500，缸套Φ100-110mm，排量在6-12公升/秒，承压35Mpa，可以满足修井挤堵和开窗侧钻要求；钻机底座应能安装2FZ18-35双闸板；转盘要求转速可调，一般在30-120转/分，有扭矩仪；循环系统可进行加重、能单独配8-10方的泥浆，配备离心机及大于120目的震动筛，尽量减少泥浆罐数量,一般为2个罐；水龙头冲管耐压应满足35Mpa的正常施工；高压管汇及水龙带要求耐压50MPa。对施工队伍技术素质要求高，要具有修井作业和钻复杂井的能力，侧钻队伍尽量固定。四．井筒准备1．通井钻具组合：Φ118mm刮刀＋Φ73mm钻杆。通套管内径的原则：通径规直径大于斜向器2~3mm，长度不小于斜向器长度，一般为Φ118mm×2m通径规＋Φ73mm钻杆2．技术要求：刮刀通井深度应通至预定开窗点以下50m；通径规通套管内径通至预定的斜向器位置以下10-20m,由于通径规与井筒间隙小，下钻时必须控制速度，分段下钻，遇阻加压不得超过20KN。充分循环洗井确保井内无原油和其杂质。3．若遇套管变形，可下入Ф118mm复合铣锥修复套管或进行涨套管作业。4．下封隔器至预定开窗点以下30-50m处，对套管试压，根据井况决定井口压力值，一般试压15MPa，30分钟压降≤0.5MPa为合格。否则，必须找出漏失点进行封堵。5．陀螺测斜，校对老井眼井斜数据。6．挤封油水井射孔段及套漏处，并形成开窗点以下30m水泥塞，以便固斜向器。以上1-6项一般由采油厂进行施工。以下为井队正常施工。1．安装井口装置并按标准进行试压。采用合适高度的Φ139.7㎜升高短节(壁厚最大为9.17mm,内径大于121.36mm)，按标准安装2FZ18-35封井器及节流管汇,封井器芯子应为Φ73㎜芯子（下套管前一付换成Φ101.6mm芯子，以备全井下Φ101.6mm的套管）。下入Φ139.7㎜试压胶塞+Φ73㎜钻杆1根，关封井器，用试压车按井控标准要求试压合格，并通过公司开钻前验收。2．下Φ118mm刮刀通井。对套管进行试压。四．套管开窗技术一．开窗点的选择1．主要是套管开窗部位以上的套管要完好，应无变形、漏失、穿孔破裂等现象。2．尽量避开盐层、漏层处、套管节箍处开窗。3．对壁厚10.54mm套管或TP130TT套管选用工具应区别对待，所有入井工具外径应小于115mm。4．考虑完井电测的难度，最大井斜在40°以内较好，井斜较大时，用钻具输送测井。5.在满足地质要求的前提下，裸眼段尽量缩短。井眼轨迹一般采用直－增－稳三段制剖面类型，保证井眼轨迹圆滑。6.开窗井段固井质量较好，井径较小，地层较稳定。7.开窗点要选在小于井斜8°以内，便于扭方位。否则，扭方位难度大，钻进后期井下摩阻大，施工困难。二．斜向器的选择1.斜向器的选择及及类型由于斜向器结构不同，其固定方法不同，有水泥固定法和卡瓦固定法两种。对P110高钢级的套管，采用水泥固定斜向器或座底卡瓦式斜向器较好；低钢级套管可采用卡瓦式斜向器。套管开窗常用的斜向器有地锚式、液压卡瓦式、机械一体式等类型。水泥固定斜向器主要是地锚式，卡瓦式斜向器包括液压卡瓦式、机械一体式。地锚式斜向器只能用地锚支撑座于坚硬的水泥面上，施工风险大，开窗周期长，若在下钻过程中迂阻，易剪断销钉，被迫改变开窗位置。液压卡瓦式斜向器可座底或悬空座挂，无注水泥的风险，对井斜大或钻具内不干净，钢球无法落到位置，可能造成悬挂失败。机械一体式斜向器必须悬空座挂，下斜向器开窗一次完成，开窗作业时间短，一体式开窗工具比地锚式斜向器开窗节约4-5天，对于硬地层、厚壁套管、特殊套管等套管开窗独具优越性，但定向性差。2．常用开窗工具规格（对Φ139.7㎜套管，内径小于121.36mm）名称最大外径mm复合铣锥液压卡瓦斜向器地锚式斜向器机械一体式Ф118Ф114Ф116-Ф118Ф118三．下入导斜器前准备工作1、斜向器入井前的检查：地锚式斜向器检查销钉是否完好；液压卡瓦式斜向器检查卡瓦和扶正环上螺钉是否紧固，送入管与斜铁反扣是否松动，若松动要及时拧紧；机械一体式检查座封装置是否灵活牢靠，导斜器整体不得弯曲。2、泥浆泵、地面管汇及钻具确保试压25Mpa无刺漏。3、对送入钻杆必须用Ф48mm的通径规逐根通径，满足以后施工要求。4、下Φ118mm×2m通径规通套管内径。四．下斜向器的钻具组合液压卡瓦式斜向器：Ф114mm液压卡瓦式导斜器+定向接头+Ф73mm钻杆地锚式斜向器：地锚（10∽20m）+导斜器总成+定向接头+Ф73mm钻杆机械一体式斜向器：导斜器总成＋Ф73mm加重钻杆×6-10根＋Ф73mm钻杆斜向器入井后应控制下钻速度，迂阻卡不超过2吨，防止猛顿、猛刹，特别是机械一体式斜向器，井口操作一定要平稳，上提钻具不得超过0.5m。五．斜向器固定技术1．地锚式斜向器施工工艺地锚式斜向器是采用报废的油管或钻杆作为地锚，然后在地锚上焊一些带导角的铁块。将斜向器下到预定位置定向后，固井候凝48小时后扫水泥面进行开窗。施工程序：(1)下地锚式斜向器+定向直接头+Ф73mm钻杆，陀螺定向后，锁住转盘，接方钻杆注水泥后，下压80-120KN剪断导斜器和送斜器连接销钉，并上提10米洗井，将多余水泥洗出，起钻候凝48h。(2)下入ф118mm刮刀钻头扫水泥面。(3)下复合铣锥开窗。2．液压式导斜器施工要点（1）液压式导斜器在未固定时，严禁中途循环。（2）按设计要求导斜面器下到预定位置，使用陀螺仪调整好斜面方位，锁住转盘，接方钻杆蹩压、坐封，固定导斜器必须用清水憋压，钻杆内无杂物，投球憋压达到22-25Mpa,泵压达到规定压力，不能转动钻具，达到要求后，稳压5分钟，反复3次，座封后再憋压7Mpa,上提送入钻杆使下部处于不受压状态，正转25圈退扣，缓慢上提，若泵压下降方可起出送斜杆。否则放回原位置重新退扣。（3）下复合铣锥开窗。3．一体式开窗工具施工工艺机械一体式开窗工具成功实现了一趟钻完成工具的定向、座挂、开窗、修窗及钻领眼等多项作业，从而大大简化了开窗工艺。（1）、工作原理：其结构主要由铣锥、导向器、地锚总成组成三位一体的组合式开窗工具。当组合式开窗工具下到一定井深之后，利用机械换向原理上提钻具1.2米，在扶正器弹簧力的作用下，推动卡瓦片上行，产生一定的外挤力，而后下放钻具加压，使卡瓦牙嵌入套管内壁，从而使铣锥剪断联接螺拴完成悬挂工作，然后进行开窗作业。1.底座2.芯轴3.下螺母4.滑套5.导向销6.扶正器7.弹簧8.扶正套9.上螺母10.下卡瓦座11.锁套12.钢珠13.弹簧14.外筒15.卡瓦16.上卡瓦座图1座封装置图1.开窗铣锥2.连接套3.剪断螺钉4.紧固螺钉5.导斜体图2一体式斜向器整体图（2）施工要点机械一体式斜向器下钻到预计开窗点后，上提钻具0.5m以上，使止推块进入长轨道，缓慢下放钻具，止推块到达长轨道顶端推动锁紧装置张开，使卡瓦牙紧紧撑在套管内壁，继续下压钻具加压至120-160KN，剪断销钉后，轻转3～5圈无蹩劲后就可进行开窗作业。六．套管开窗技术1．开窗钻具组合：Ф118mm复合铣锥+Ф105mm钻铤×2根+Ф89mm加重钻杆6-10根+Ф73mm钻杆2．磨铣参数及要求A、复合铣锥下到井底，先下压80KN，看斜向器是否座牢，提起后，再慢慢转动转盘，空转缓慢下放，初始磨进阶段要轻压慢转，磨出一个均匀的接触面，钻井参数：钻压0-10KN，转速30-50r/min，排量6-8L/s.磨进0.1-0.2米井下正常后可正式开窗作业。B、铣锥出斜向器进行正式开窗：采用高钻压以达到快速切削的目的，钻井参数：钻压15-30KN；转速50-65r/min，排量6-8L/s.C、铣锥快出套管进入地层时（进尺为铣锥长度），此段应采用低钻压磨进，钻井参数：钻压5-10KN，转速50-65r/min，排量6-8L/s。D、磨进中注意观察井下返屑情况，正常铁屑为细丝状，若出现水泥或岩屑，再磨进1米，提起钻具到窗口位置反复划眼，修整窗口，直至上提下放无阻卡为止。一般开窗总进尺3-4米即可进入地层，开窗完毕。F、开窗过程中始终注意转盘负荷，负荷加重应减少钻压或停转盘，防止蹩钻，造成井下钻具事故。E、以后起下钻应注意保护窗口，进出窗口的速度要慢，防止挂坏窗口，或造成斜向器下沉。若窗口位置有阻卡，及时下入修窗工具进行修窗。五．井眼轨迹控制技术一．井眼剖面的优选首先做好井眼剖面设计，套管开窗口与定向点只少留有40-50米的余地，若斜向器的斜面与设计方位不一致时，便于扭方位，不至于为了中靶，将井斜增的太大，造成施工难度加大。小井眼剖面一般采用三段制，即直-增-稳，为了便于下步施工，一般定向时将狗腿度控制在8°/30m以内。在开窗后，尽快脱离老井眼，形成一定的夹壁墙后，再进行定向施工。定向井段尽量选在可钻性好，井下不复杂的地方，避开盐层和漏层。而实际施工中，在地层因素影响不大的情况下，小井眼井斜20°以上钻进时，大部分呈降斜趋势，因此，定向中应考虑降斜因素，加强跟踪测斜，防止井眼轨迹复杂，造成完井作业困难。二、钻头的选择对井眼轨迹的影响从小井眼钻井的特点及地层的岩性看，正常钻进或定向时，尽可能使用PDC或单牙轮钻头+螺杆钻具，可随时定向，又能使井径有一定的扩大率，基本能满足固井作业要求，PDC钻头可选用短保径的。在稳斜钻进或硬地层钻进时，选用长保径的PDC钻头，有利于稳斜稳方位。三．动力钻具的选择1．小井眼常用的动力钻具有φ95mm直螺杆、0.75°、1°、1.25°、1.5°、1.75°单弯或单弯单扶螺杆等几种，可根据定向要求的井斜、定向井段及地层造斜率来选择。2．小井眼动力钻具较短，造斜效果一般都较高，单弯单扶比单弯造斜率高。3．在水平井、地层硬、可钻性差的井定向时，可选用1.5°、1.75°单弯或单弯单扶螺杆钻具。4．中原油田使用较多的是1°、1.25°、1.5°三种单弯螺杆。1.25°单弯使用最合适。5．φ95mm螺杆压降较大，正常压降在5-6Mpa，在深井和高密度钻井液中使用时，由于环空间隙小，流动阻力大，泵压很高，因此应提高地面管汇、水龙带和泵的耐压级别，对文东或文南进行小井眼开窗侧钻时，耐压应在50MPa以上。四．钻具结构及钻井参数增斜钻具结构：Ф118mm钻头+F115+φ73mm无磁承压钻杆（或Ф105mmNDC）×1根+φ89mm×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。Ф118mmPDC+Ф95mm螺杆1-1.5°单弯+Ф105mmNDC×1根+φ89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。稳斜钻具结构：Ф118mmPDC+Ф95mm螺杆0.75-1°单弯+Ф105mmNDC×1根+φ89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。Ф118mm钻头+Ф105mm1-3米短钻铤+F115+Ф73mm无磁承压钻杆（或Ф105mmNDC）×1根+φ89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。降斜钻具结构:Ф118mm钻头+Ф95mm螺杆+Ф105mmNDC×1根+Ф89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。φ118mm钻头+φ73mm无磁承压钻杆1根+φ89mm加重钻杆×1根+F115+φ89mm加重钻杆×6根+φ73mm钻杆。无论何种钻具结构,均应加强测斜工作，一般30-50米测斜一次，及时调整钻井参数和钻具结构，在满足井眼轨迹控制的前提下,尽量简化钻具结构，少下钻铤，尽量用加重钻杆代替，防止井下复杂情况的发生。五．井眼轨迹控制技术开窗后，用刚性强的钻具结构，先钻进15-30米离开老井眼。一般钻具结构：Ф118mm单牙轮+Ф105mmDC×2-3根+Ф73mm钻杆。根据井眼剖面，下入定向钻具结构:Ф118mmPDC+Ф95mm螺杆1°-1.25°单弯+Ф105mmNDC×1根+Ф89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。定向时，若方位与设计相差过大，应先将方位摆正，再增斜，不要边扭方位边增斜，若井斜超过10°，使用1.5°的单弯螺杆扭方位较好。应控制钻时,搞好泥浆润滑,每钻进30-50米测斜一次,特殊情况加密测量，用随钻定向时，中途用单点校核一次井斜数据。做好井眼轨迹预测，避免大的狗腿度，保证井眼平滑，实践证明，Ф118mm井眼的造斜率一般采用6-7°/30m较好，钻进时可采取滑移钻进和复合钻进交替进行，滑移钻进过的井段应用旋转钻井的方式进行井眼修整。以下是各种螺杆在不同情况下的使用效果：φ95mm直螺杆复合钻进，可用于大井斜时的降斜或直井眼的防斜中。φ95mm0.75°单弯螺杆在小井眼中复合钻进，降斜率一般4°～6°/100m;由于0.75°单弯螺杆定向扭方位效果差，所以一般不用来定向和扭方位。Ф95mm1°单弯螺杆常用在小井眼中复合钻进，井斜角在15°左右时，稳斜效果比较好；井斜角大于15°时，一般降斜，降斜率10°～15°/100m。增斜和扭方位效果较差，增斜率在3-10°/100m。Ф95mm1.25°单弯螺杆定向，一般全力扭方位时，扭方位率50°～110°/100m；全力增斜时增斜率16°～25°/100m；复合钻进一般降斜，降斜率3°～5°/100m。φ95mm1.5°单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率25°～30°/10m；全力增斜时增斜率2.8°～3°/10m；φ95mm1.5°单弯螺杆由于弯度大，钻头偏移量大，复合钻进时螺杆芯子受交变应力大，易断芯子，所以尽量少用1.5°以上的单弯螺杆进行复合钻进。Ф95mm螺杆1.75°单弯螺杆增斜率：40-50°/100m。六．钻头的优选从小井眼钻井的特点及地层的岩性，我们对钻头进行了如下的选择。在Ф139.7mm套管内通井用Ф118mm刮刀钻头或单牙轮钻头。开窗后下第一只钻头时，考虑井底不一定干净，选用Ф118mm单牙轮钻头。正常钻进或定向时，选用短保径的PDC钻头或单牙轮钻头+螺杆钻具进行复合钻进，可以使井径有一定的扩大率，又能定向。稳斜钻进或在硬地层钻进时，选用长保径的PDC钻头或单牙轮钻头。钻井参数一般是钻压20-40KN，转速50-65转/分，排量6-10升/秒。目前，中原油田常用的钻头有Ф118mmYA437、YC517、YA517单牙轮钻头,Ф118mm6R、1345SS、GP426L、GP443L、SY0303等PDC钻头。我公司选用的是胜利Ф118mm6RPDC钻头，在明1-侧29井沙一至沙三段，平均机械钻钻速为3.5m/h，平均井径Ф132mm，基本满足了固井要求。七．小井眼的泥浆技术一．钻井液体系的选择小井眼钻井钻井液性能的好坏，直接关系到井下安全，必须引起高度重视。钻井液体系应根据不同区块和地层而定。若有盐层，可根据盐性，采用欠饱和盐水泥浆或饱和盐水泥浆体系；对于易掉块和坍塌地层，采用KCL泥浆体系；一般地层可用正电胶泥浆体系或聚合物泥浆体系。要求对泥浆勤维护，使泥浆具有良好的携砂性、润滑性，保持较低的固相含量，使泥浆有较好的流变性和低失水等。二．开窗前的泥浆准备配6%坂土浆50m3，加入钠坂土3t，纯碱200Kg，水化24小时后加入HV-CMC或聚合物提粘至60-80秒，或转老浆50m3，提粘至60-80秒，加重至要求密度，即可进行下步施工。三．开窗井段的泥浆要求在开窗期间，泥浆性能以满足带出铁屑为原则，粘度保持在60～80秒,屈服值大于10Pa，动塑比提高到0.4Pa/mPa.s，提高钻井液的悬浮和携砂能力。注意观察井内铁屑以及开窗口外水泥块的返出情况，防止铁屑缠绕磨铣工具或水泥块不能及时带出地面而发生井下复杂。如不能带出铁屑，则进一步提高泥浆粘度，以满足井下需要。开窗进地层后，起钻前，打入稠泥浆封井底，便于下螺杆钻具一次到底。在施工过程中，使用好震动筛，振动筛筛布目数大于100目，在钻井液架空槽放置强磁打捞器，防止铁屑或岩屑重复进入井内，引起井下复杂。四．裸眼井段的泥浆技术1．调整泥浆性能，保持适当的坂土含量，一般控制在30-40g/L，加入LV-CMC、MAN-101等降低泥浆失水量，使泥饼薄而韧。保持适宜的钻井液动塑比值，使钻井液携砂性能要良好，防止形成岩屑床，保证起下钻顺利。2．混入原油10-15%或多元聚合醇防卡剂，使钻井液泥饼粘滞系数不大于0.10，保证泥浆具有良好的润滑性，确保定向随钻安全顺利。3．使用好固控设备，最大限度的清除有害固相，控制低密度固相含量小于7%，要求震动筛使用率100%，除砂器使用率100%，离心机可间断使用。4．控制合理的钻井液密度，保证井壁稳定的需要；按设计提前关停注水井，在进入高压水层前将密度加起来，防止地层水污染泥浆，造成井下复杂。5．根据井深和井温，加入SMP或PSP，控制HTHP失水量小于15mL，保证泥浆高温稳定性。6．钻进过程中，用LV-CMC、SL-1等聚合物配胶液维护，用LV-CMC或SL-1干粉降低泥浆失水，加FT-1改善泥饼质量，性能达到设计要求。7．井斜超过45°以后，为了提高了钻井液的清砂携砂能力，应采取以下技术措施。⑴.适当提高钻井液切力，YP:8～15Pa，Gel:1.5/3.0Pa/Pa，适当粘度70～95s。⑵.每钻进一根单根，倒划一根单根长度，再上下活动循环1～2分钟，把井底的钻屑携带出新井眼。⑶.每钻进50m短起下一次，破坏岩屑床，清除下井壁滤饼上粘附的钻屑。⑷.转盘转动钻进与螺杆滑动钻进交替进行，以钻具扰动破坏岩屑床，钻井液螺旋扰动提高岩屑返速。⑸.打入100s高粘度的洗井液，循环1～2周；8．在濮城沙二下目的层砂岩地层为易漏层位，考虑到地质录井、随钻仪器的正常使用，侧钻时加入1.5％细目的FCR-2随钻堵漏剂，增强滤饼的致密性和强度，提高地层所能承受的正压差。五．堵漏工艺小井眼中环空压耗占到总压耗75%以上，国外一些资料甚至认为占到90％，常规井环空压耗占到10%左右。环空压耗的大幅增大使钻井液的当量密度相应大幅增加，小井眼很容易造成井漏。在钻进中要根据地层特点及邻井资料，要及时掌握地层漏失情况。漏速在1m3/h-8m3/h的采用随钻堵漏，加入超细钙2%～4%+石棉绒1%～2%+细颗粒随钻堵漏剂3%～6%。当漏速≥8m3/h可以采用：1、采用DSR堵漏技术，配4%Na-坂土浆+DSR12%+4%贝壳粉+4%核桃壳粉+5%细颗粒随钻堵漏剂。2、采用MTC技术堵漏。3、采用化学堵漏技术。4、采用胶质水泥堵漏。下入光钻杆至漏层顶部，打入堵漏剂替出钻杆后，起钻至堵漏剂顶部，关井挤堵漏剂2／3入地层，静止24h。六．完井作业时的泥浆技术电测前的泥浆处理：1、短起钻进套管，在短起下钻过程中，对遇阻段要认真划眼，保证井眼畅通，测好后效，根据后效情况调整钻井液密度。2、可以根据短起下钻的情况，如果井下有沉砂，可用稠泥浆清砂。3、配封闭泥浆10m3左右，原浆加水适量、PSP150-300Kg、固体润滑剂300Kg、塑料球100Kg（或玻璃球200㎏）。性能要求：粘度55-65秒；失水小于5毫升；切力0-1Pa；加重到原浆密度，封入井底后起钻电测。固井前压塞液的配制：将配药罐清理干净，加水3方，加入HV-CMC25-50Kg、HSHY-II50Kg，SMP25㎏，要求粘度达到250秒左右。固井时把压塞液全部替入尾管内。八．小井眼的井控技术由于对小井眼的循环压耗的特点认识不足，导致小井眼开窗侧钻的井控工艺尚不完善，给安全生产带来很大隐患。中原油田一般用Φ215.9mm钻头钻开油气层，下入Φ139.7mm油层套管完井，Φ139.7mm套管开窗侧钻使用Φ118mm钻头钻开油气层,溢流量3m3在不同井眼中液柱高度不同，具体见下表：溢流量3m3在不同井眼中液柱高度裸眼液柱高（m）81.9有钻杆时液柱高（m）125钻杆尺寸（mm）溢流量（m3）井眼总容积（mm）（m3/km）环容（m3/km）33215.9118.636.62412711.05271.76.865441.273由上表不难看出小井眼1m3比大井眼3m3溢流量在井筒内的液柱高度还要高。这就要求坐岗人员要认真观测，由原来的3m3以内报警变为1m3以内报警。小井眼如果还以3m3报警，井控安全系数将要降低三倍以上。Φ73mm钻杆内流动阻力比环空中的流动阻力小，因此在下钻过程中，钻杆内有时返喷钻井液，当钻开油层后下钻过程中，井下污染的钻井液先进入钻杆内，把上部的原钻井液返喷出来，从而降低了钻具内的液柱压力。因此在下钻中途要分段循环钻井液，把受污染钻井液循环出来。否则下钻越深返喷量越大，易导致钻具内井喷。由于小井眼井筒总容积小，在起下钻时为了便于发现溢流，要用专用罐测量返出和灌入钻井液量，灌泥浆记量罐一般5-7方。搬上设备通井后要认真对Φ139.7mm套管按规定试压，检查封堵射孔的炮眼情况和Φ139.7mm套管承压情况，试压不合格不允许下步施工。补救后试压合格才能进行下步作业。对溢流的处理与大井眼也不相同，小井眼出现溢流后，可通过提高循环排量来增加环空压耗，达到压井的目的。九．小井眼完井技术一．小井眼微间隙完井技术难点Φ139.7mm油层套管开窗侧钻井，钻进时用Φ118mm钻头，完井下入Φ101.6mm或Φ104.8mm尾管，理论环空间隙为8.2mm-6.6mm。因此，完井施工的主要难点有以下几点。1．由于小井眼固井环空间隙小，流动阻力大，施工泵压高，易出现压漏地层和蹩泵等事故；顶替排量受到限制，顶替效率低，环空钻井液易形成滞留带，替钻井液过程中发生窜槽，固井质量差。2．由于井眼全角变化率大，下套管难度大。3．套管重复段少，水泥浆在凝固过程中，体积收缩，固井质量难以保证，套管串试压成功率低。二．小井眼完井准备工作1．搞好井眼准备A．当前小井眼主要是侧钻定向井，钻进过程中通过优化钻具组合，优化钻井参数，加强跟综监测严格控制井身质量，对于狗腿度较大井段用破键接头（Φ110mm钻柱接头，外铺钨钢合金颗粒，长度0.3m，外径Φ116mm）破键扩眼，消除“键槽”，使井眼轨迹顺畅。B．使钻井液性能具有密度适当，粘切适中，低失水，薄而坚韧泥饼，良好的润滑性，强抑制性及强抗温抗污染能力和防掉块能力，维持井壁稳定，井径规则。C．已完钻井，电测解释有狗腿度较大、缩径、“大肚子”等情况的井眼，通井时带破键接头，反复扩划眼修整井壁，达到起下钻畅通无阻。“大肚子”井眼用高粘钻井液（150s以上）携砂，将滞留砂子携带干净。下套管前用优质润滑钻井液封闭裸眼井段。D．用规定的通径规对套管、钻杆内径进行通径。E．通井到底后用大排量循环，检查地层的抗破能力。2．水泥浆配方试验小井眼微间隙固井要求水泥浆性能具有微膨胀，低失水（不大于100ml），零析水，流变性好，触变性强，过渡段短，并具有较好的韧性。现阶段较为成熟的水泥浆配方为：嘉华D级水泥＋膨胀剂（G502）＋分散剂（USZ）＋降失水剂（M-83S）＋早强剂（W3210）＋消泡剂（G603）。依据现场施工条件（配浆水质、温度、压力、稠化时间等）调试添加剂加量，优选最佳施工方案，尤其是井温对水泥浆稠化时间影响最大。一般水泥浆性能达到：水泥浆在高温高压条件下，滤失量小于50ml，稠化时间大于300分钟以上，倾斜45°时水泥浆析水为零。3．套管及工具附件的检查套管送到井场后，编排丈量；检查丝扣、外观、扶正块焊接情况及外径；通径、清洗、计算长度。工具附件按照装箱单检查是否齐全；然后检查有无被摔碰，密封件是否完好；各附件是否匹配，丝扣是否完好；内部是否有杂物，胶塞尺寸是否与使用的套管、钻杆匹配；性能参数能否满足作业要求。悬挂器及附件质量可靠，下井前应认真检查，严格按产品使用说明操作，防止悬挂器出问题。4．下套管工具的准备Φ89mm套管内径规、德州大陆架产尾管悬挂器一套、Φ73mm卡瓦一只、Φ101.6mm卡瓦一只、Φ101.6mm吊卡4只、Φ101.6mm提升短节4根。三．套管安全入井与悬挂1．Φ101.6mm或Φ104.8mm套管安全入井套管串结构：带刀翼浮鞋＋1根套管＋浮箍＋1根套管＋球座短节＋套管＋尾管悬挂总承。下套管时先装好刮泥器，防止落物掉入井内。重复段一般为60m-80m，为了弥补重复段固井质量问题，提高套管串的承压能力，可延伸为100m-150m。套管上扣用微机控制的液压钳按标准扭矩上扣，边下边灌钻井液，套管下完接上悬挂总承灌满钻井液，记录尾管悬重。尾管悬挂总承入井后锁死转盘防止转动，套管送入采用下立柱方式，边下立柱边用Φ48mm钻杆通径规通径，逐根灌钻井液，控制套管下放速度在1.5min/立柱-2min/立柱。减少套管在裸眼的静止时间，套管送至设计井深，钻杆内灌满钻井液，接上方钻杆，记录总悬重。2．套管悬挂上提钻具留好收缩距，小排量开泵，泵压稳定后逐渐增大到设计排量循环，将下套管时刮掉的井壁泥饼及砂子携带干净，投球泵送蹩压，当球快到球座时，应减小排量，并及时停泵，尾管座挂后继续蹩压打开循环通道，倒扣循环处理钻井液，性能达到要求及时固井。3．复杂情况的处理下套管如果发生遇阻不要硬压，要及时接上方钻杆循环并进行活动，然后根据活动情况和离井底距离，考虑起出尾管或硬下；发生遇卡情况，不要硬提，应接上方钻杆进行循环，并在尾管允许的拉力范围内进行上提，如果解不了卡要及时考虑其它解卡方法。若出现尾管悬挂器悬挂不住时，可将尾管座底固井，或起出尾管，检查尾管悬挂器。四．固井技术1．防漏对于钻进中有漏失的井，固井时注入一定量的平衡液，导浆使用MTC浆（封非油层井段），密度大于钻井液密度0.1g/cm3-0.15g/cm3，尾浆用常规水泥浆（封油气层井段），替浆排量随压力变化及时调整，尽可能降低环空液柱压力及流动阻力，防止井漏的再次发生。如：文51-侧52井钻进中发生多次漏失，固井时采用此方案，施工正常，固进质量良好。2．压稳防窜固井及侯凝期间，半径500m以内注水井停注并泄压，使井下压力系统处于静态平衡。固井前井内油气上窜速度控制在10m/h以内。同一井眼存在不同压力级别的油气层时采用两凝水泥浆体系固井。侯凝期间采用动态加压方法，对油气层井段施加一定回压，以防油气浸入井内产生油气窜影响固井质量。3．套管居中套管居中依靠加扶正器实现。小井眼固井套管附件不完善，没有井眼与套管相匹配的扶正器，套管居中依靠在套管上焊接扶正块而实现。每根套管焊接2组，每组6块，旋流状分布，外径Φ115mm。4．顶替排量大排量顶替有利于提高顶替效率，促使固井质量提高。但小井眼环空间隙有限，排量与泵压关系十分敏感，从安全的角度出发，顶替排量适中即可。实践证明，顶替排量达到环空返速1m/s时能满足固井需要。因此，固井排量是正常钻井排量的1/2-1/3。5．隔离液小间隙固井使用的隔离液有：SNC、CMC胶液、配浆水等几种类型，依据井下情况选择适宜的隔离液。注入量一般1m3-1.5m3，占环空高度250m-350m。6．水泥浆量确定钻进中无漏失的井，在理论总容积基础上附加100%-120%，有利于延长水泥浆接触时间，驱替井内滞留钻井液，提高水泥浆的填充率。有漏失的井尾浆量，在理论总容积基础上附加10%-15%。7．顶替液顶替液用高粘CMC配制（CMC＋SMP＋黄河Ⅱ号），粘度150s左右，替入量略大于套管内容积，以便于声幅-