5＂1/2套管开窗侧钻技术与在长庆油田 现状生

摘　要：套管开窗技术，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现重新完井的工艺技术。该项技术在我国得到了广泛的推广应用，并成为油田特别是老油区节支增效、节约挖潜的重要手段和措施。其技术关键是"主抓两头保中间"，"两头"即井眼开窗及固井质量，"中间"即以井眼轨迹控制为主的裸眼钻进。本文简介了套管开窗工具、侧钻开窗工艺技术、小井眼轨迹控制等，、并结合长庆油田2009年施工的王侧11-17井和王侧9-16井对该技术进行分析和研究，对该技术在长庆的推广和应用有极大的帮助，对套管开窗侧钻的前景予以肯定。
关键词：套管开窗侧钻技术节约挖潜长庆油田前景

一、套管开窗技术现状

1.开窗工具

1.1铣锥

￠139.7套管基本上采用钻铰式复合铣锥一次性完成开窗作业。

1.2卡瓦液压锚定式斜向器

根据套管壁厚、刚级选择适当规格的斜向器。

2.开窗侧钻程序

2.1选井

收集相邻井地质资料和实钻资料，了解老井中遇到的主要问题，所采用的泥浆体系和性能、老井测斜数据、老井固井情

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况、射孔层位及目前的井况。

2.2套管检测

对老井侧钻点以上的套管进行工程侧井，若套管质量有问题，可提高开窗点位置或放弃施工。

2.3老井眼的处理

包括陀螺测斜、通井洗井、水泥封堵老井眼、井筒试压等。

2.4预置斜向器，开窗、修窗

开窗点的选择十分重要。选择开窗点时，应考虑以下几点：
A.窗口位置选择，首先应考虑尽量利用较长的老井眼，缩短侧钻周期，节约钻井成本。同时在选择窗口位置、井眼曲率等参数时，应有利于钻井、采油和井下作业。
B.窗口应选择在套损井段以上50m左右，以利于有一定水平位移而避开老井眼。
C.窗口以上套管应完好，无变形、漏失、破裂现象，以利于侧钻工作和完井工作顺利进行，确保侧钻成功。
D.窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段，尽量避开易塌、易漏、倾角较大的地层，并避开套管接箍。
E.如果开窗点选择在水泥封固层段以上，要进行二次固井，并进行水泥封固试压。

二、开窗磨铣机理及现场应用

1.开窗磨铣机理

1.1接触点分析

根据开窗铣锥和导斜器斜面的几何尺寸计算，开窗铣锥下至导斜器时，首先是开窗铣锥的梨型面和导斜器上端接触，然后随着开窗铣锥的下移，铣锥柱装体接触套管内壁；如果加大钻压，导斜器的造斜作用使钻柱随之弯曲，迫使开窗段首先磨铣套管。

1.2磨铣机理分析

随着铣锥的不断钻进，开窗段上部穿透套管内壁形成上窗；继续钻进，当球型体接触套管壁时，球型体开始磨铣形成下窗；随着管柱的推进，铣窗段绞刀形硬质合金柱将不断的磨铣窗口，使窗口扩大、平整、圆滑；逐渐下放管柱，修窗段距形硬质合金柱将再一次的对窗口进行修磨、定径，这样就给顺利的起下钻具提供了一个平整、圆滑的通道。

2.现场应用概况

2.1窗钻具结构

Φ118开窗铣锥+Φ89加重钻杆8根+Φ73钻杆+73mm方钻杆

2.2钻井液及施工排量

为了确保铁屑被充分带出井筒，避免重复磨铣，钻井液的性能必须悬浮性能好，携带能力强，本次开窗施工时选用了低固相细分散泥浆体系，排量26～30L/s，泥浆体系 %膨润土+ %Na2CO3+ %CMC，该体系配置简单，维护成本低，泥浆密度为1.06g/cm3， 漏斗沾度为58～68s,屈服值大于10Pa，动塑比提高0.4Pa/mPa.s。

3.技术要求

为保证开窗顺利，确保一次开窗成功，必须执行以下要求：

3.1φ118 mm套管通井无遇阻，套管试压15Ｍｐa，稳压3分钟，无漏失；

3.2开窗前对入井钻具要用φ48 mm通管规进行通径；

3.3导斜器和开窗铣锥如井前必须认真检查，检查导斜器卡瓦是否动，送入杆连接是否到位，铣锥直径是否符合要求，水眼是否畅通；

3.4导斜器入井下钻速度要平稳；

3.5陀螺下井后要坐键三次以上，数据一直后在转动转盘摆工具面；

3.6导斜器坐封前清水循环，确定畅通，投球后，坐封达压22Ｍｐa，稳压3分钟；

3.7导斜器坐封后试上提、下放，确定坐卡合格后，倒扣提出送斜短节；

3.8开窗时如果出现无进尺，要及时调整磨铣参数；

3.9修窗时直至上提、下放无遇阻为原则；

3.10修窗完成后试钻2～3m，清洗井底铁屑，并保证后期钻具顺利入井。

三、裸眼钻井及轨迹控制技术

1.钻头及钻具结构选择

φ139.7 mm套管开窗裸眼钻井常用的钻头45/8〝单牙轮钻头和45/8〝PDC钻头两种。王侧9-16井现场应用牙轮钻头（江西飞龙GYD517BL）平均机械钻速3.5m/h，PDC（石油大学）平均机械钻速12.0m/h。因长庆油田实钻井少，钻头的使用资料少，在此不多赘述。为了防止井下事故的发生，降低环空压耗，减少起下钻工作量，满足钻压的需要，力求钻具结构简单，现在全井段采取常规定向井的复合钻具结构配合MWD进行轨迹控制。

2.钻井参数的确定

排量过大，环空压耗大，立管压力增大，不仅造成井底压力大，易发生井漏现象，同时受到泥浆泵及地面设备能力的趋限；排量过小，钻井液携带岩屑能力下降，岩床效应明显，机械钻速大打折扣。王侧9-16和王侧11-17井钻遇层位均为延长组，压力系统问题，地层破压在20-35MPa之间；经过计算，排量15L/S时钻头和螺杆水力损失3.5MPa；因此，确定立管压力10PMa，排量15L/S。根据钻头、螺杆及加重钻具的综合能力，优选钻压在15-30KN，复合钻进的转盘转速为60-70rin-1。

四、长庆油田的应用现状及前景

套管开窗侧钻在我国各大油田已经推广普及，如辽河、胜利、中原等，但在长庆油田并未推广。长庆油田属于“三低”油气田，由于多年开发套损井、水淹井和事故井很多，已严重影响了油区的产量，在九十年代中期我院在花池地区负责实施过几口套管开窗侧钻井，由于各种原因近些年来实施的较少。随着长庆的大规模开发，若打新井的话在有些老区块根本不可能实施。一是井场难批；二是钻前和外协费用很高。所以这就为套管开窗侧钻（特别是分支侧钻定向井、水平井）提供了很好的市场前景。
参考文献
耿兆华 陈红伟-《小井眼套管侧钻技术在文东-文中油田的应用》.断块油气田，2007.
钟成军 龙飞-《小井眼技术的发展与评价》.断块油气田，1996.
[3]屈军勤-《安塞油田139.7mm套管开窗侧钻的应用》.