小井眼侧钻井完井工艺技术在大港油田的应用研究

小井眼侧钻井完井工艺技术在大港油田的应用研究

彭芳亮

中国石油大港油田分公司第五采油厂 天津 300280

摘要：小井眼侧钻井完井工艺技术经过不断的完善和发展已经在大港油田得到了广泛的应用。本文拟探讨几种小井眼侧钻的完井工艺技术在大港油田的应用实施，重点介绍4"尾管液压悬挂固井完井工艺和割缝筛管斗果眼封隔器悬挂完井工艺应用和发展。

关键词：小井眼；侧钻完井；工艺悬挂筛管；应用

前言

小井眼侧钻井是利用原井套管和地面设施，从套管上开窗、侧钻出一个离开原井筒的新井眼，并利用合理的完井工艺，满足油田开发的需要。小井眼侧钻井的完井工艺技术直接影响到油气田的开发和增产、稳，产。因此本文拟探讨以下几种小井眼侧钻的完井工艺技术在大港油田的应用实施， 重点介绍 4"尾管液压悬挂固井完井工艺和割缝筛管+裸眼封隔器悬挂完井工艺。

1直接堆底法

直接堆底法就是用钻杆带同心变扣将完井尾管组合送到设计的预定位置，注灰施工结束后把尾管压在井底，从反扣接头位置倒开送入钻具，上提送入钻具1-2m，用完井泥浆正洗出多余的水泥浆，起钻至同心变扣以上20-30m候凝。通井测固井声幅合格后，采用用射孔枪射开油气层投产。这种完井方式多采用4"有节箍套管作为完井尾管，完井管柱组合如下：

1.1外管组合

4"引鞋（由102mm有接箍套管改制而成片单流阀＋单流阀+4"有接箍套管＋同心变扣+2⁷/₈"送入钻杆。

1.2内管组合

2" (60.3mm)喇叭口+2"油管＋同心变扣+2⁷/₈"送入钻杆。

1.3工艺步骤：

1. 井口连接完井管柱组合，灌满钻井液并记录悬重；

（2）用 2⁷/₈"钻杆将完井管柱组合送到预定位置，上提、下放钻具记录悬重并判断摩阻情况；

（3）顶通、循环钻井液；

（4）固井施工；

（5）将完井尾管堆在井底；

（6）倒开送入钻具并上提1-2 m，循环洗出多余水泥浆；

（7）起钻至同心变扣以上20-30 m候凝。

由于早期的侧钻井都是为了解决工程报废井的产能恢复，属于自由侧钻，裸眼井段短， 井斜和位移都不大，所以这种完井技术基本满足了工艺要求，况且尾管堆在井底和用同心管洗出多余灰浆，能有效防止水泥浆从环空倒流，只要顶替水泥浆董的计算准确就能保证尾管内不留塞或尾管底部环空不替空。

2尾管悬挂固井完井

利用液压尾管悬挂器将完井尾管固定在原井套管的一定位置，通过合理的尾管扶正器，改善尾管的居中程度，提高完井质量。该完井工艺技术在油田实施的侧钻井及定向侧钻井完井时应用最多，也最成熟。同时它又有尾管碰压固井工艺技术和中心管冲洗尾管固井工艺技术两种形式。

2.1中心管冲洗尾管固井工艺

该工艺完井尾管管柱组合跟直接堆底法有相似的地方，但中心管冲洗尾管固井工艺能够满足长裸眼井段完井施工，具体的完井尾管管柱组合如下：

2.1.1外管组合

4" (101.6mm) 浮鞋+4"短套管+4"浮锥+4"浮箍+4"套管＋筛板+4"无接箍套管+5¹/₂"x 4"尾管悬挂器总成+2⁷/₈"钻杆。

2.1.2内管组合

2"喇叭口+2"中心管＋旋 转器+5¹/₂" x 4"尾管悬挂器总成+2⁷/₈"钻杆。

2.1.3工艺步骤

（1）井口连接完井管柱组合，灌满钻井液并记录悬重；

（2）用 2⁷/₈"钻杆将完井管柱组合送到预定位置并记录悬重，上提、下放钻具记录悬重并判断摩阻情况；

（3）顶通、循环钻井液；

（4）33.5mm钢球憋压座挂悬挂器；

（5）继续憋压至憋掉球座并建立泥浆循环；

（6）循环泥浆；

（7）倒开送入钻具；

(8)固井施工；

(9)上提送入钻具4-5m，利用中心管循环洗出多余水泥浆；

（10）起钻至悬挂器以上50-100m候凝。

该工艺技术的优点是：

（1）能够实现尾管及悬挂器全通径；

（2）尾管悬挂和合理的尾管扶正器的使用，利于尾管居中和拉直；

（3）中心管在顶替完水泥浆后可以清除尾管内多余的水泥，浆达到不留水泥塞的目的；

（4）施工时不用精确计算顶替量，降低施工难度；

（5）降低固井施工的顶替泵压，保证施工安全。

2.2尾管碰压固井工艺

尾管碰压固井工艺也能实现尾管全通径悬挂完井，与中心管冲洗工艺所不同的是：改进了尾管悬挂器的底部结构，设计了尾管空心胶塞，省去了内管管柱。

该工艺的技术特点是：

（1）能够满足大斜度井、长井段完井工艺需要，也能应用于侧钻水平井完井固井施工；

（2）尾管悬挂和合理的尾管扶正器的使用，利于尾管居中和拉直；

（3）除满足尾管不留水泥塞的要求外，碰压后正循环冲洗多余水泥浆时对地层不产生回压，防止尾管底部替空现象；

（4）在遇特殊情况时能够实现出口节流，平衡地层压力，利于固井施工。施工步骤基本同中心管冲洗工艺。

以上简单介绍了尾管悬挂固井完井的两种形式，不难看出尾管悬挂完井的关键是座挂后的倒扣，通常依据悬重变化和反扭矩情况作为判断倒扣是否成功的依据。首先根据尾管下入时记录的悬重选择悬挂器倒扣位置；再依据反扭矩的情况判断选择的倒扣位置是否合适，如果试倒扣时旋转6-8圈反扭矩不大，则说明选择的倒扣位置合适，反之则需要调整倒扣位置；最后由试提钻具悬重的变化判断悬挂器倒扣是否成功，如试提悬重稳定且接近送入钻具的重量，则可判断倒扣成功。

3裸眼封隔器＋筛管悬挂完井

对于需要先期防砂的侧钻井以及不具备固井完井条件的侧钻井，应用了裸眼封隔器＋筛管悬挂完井工艺技术。为实现小井眼裸眼封隔器胀封，配套了内管胀封工具并通过地面试验达到了工艺需要的技术要求：

(1)在反循环酸洗井时孔接雏不能打开，能完成正常的裸眼酸洗施工；

(2)在正循环鳖压胀封时能够做到内管封隔器先膨胀，孔接箍后打开。即便是在孔接箍销钉剪断的情况下，测试的压力级差也能满足工艺要求，能够实现一组内管封隔器胀封多组裸眼封隔器；

(3)内管封隔器座封、解封动作灵活，密封可靠，并能保证最后顺利憋掉内管串上球座，实现内外连通，利于现场起下作业；

(4)内管封隔器膨胀后放压能迅速收缩，胶筒残余变形量小，在多次实现工艺后，能顺利起出，保证安全；

(5)内管胀封工具使用后经过保养能够重复使用，该工艺的完井尾管管柱组合如下：

3.1外管组合

3¹/ ₂"引鞋（或旋流管)+3¹/ ₂" 密封插座+3¹/ ₂" 尾管（或筛管)+ 31/2" 防砂筛管+3¹/ ₂" 尾管（至少一根）+ 3¹/ ₂" 管外封隔器一组+3¹/ ₂" 尾管+3¹/ ₂" 管外封隔器一组（重合段内）+3¹/ ₂" 尾管（至少一根）＋悬挂器+ 2⁷/₈" 钻杆。

3.2内管组合

1¹/ ₂" 密封插管(2m长）+1¹/ ₂" 油管＋球座+1¹/ ₂" 内管封隔器+ 1¹/ ₂" 孔接箍+1¹/ ₂" 油管＋旋转器＋变扣＋悬挂器+ 2⁷/₈" 钻杆。

3.3工艺步骤

（1）下完井尾管串：连接完井尾管管串，用送入钻具送到设计位置，接方钻杆，上提、下放记录悬重变化；

（2）渴挂器座挂：调整好悬挂器位置后投球鳖压5MPa座挂，下放钻具加压6~8t, 证实座挂后放压至零；

（3）倒扣：正转钻具30圈，试提判断倒开后插回原位；

（4）酸洗施工：关封井器，反循环酸冼井两周后替入完井液；

（5）管外封隔器胀封：正鳖压3Mpa 使上下内管封隔器胀封，继续鳖压15MPa 打开孔接箍，有压降后继续鳖压至l3MPa 座封管外封隔器，稳压10分钟，同时观察井口是否有返出现象。管外封隔器胀封后放压至零，使管外封隔器阀系自锁，同时内管封隔器解封；

（6）憋球座：完成所有管外封隔器胀封后憋压20MPa, 鳖掉球座；

（7）起出钻具及内管管串，施工结束。

4结论

（1）尾管悬挂固井工艺合理，适用性比较强，能够满足侧钻井完井技术要求。

（2）裸眼封隔器＋筛管悬挂完井工艺在5¹/ ₂" 套管内目前还不能实现较大尺寸的全通，径另外对储层的分布情况要求比较高，如果一套层系包括多个油气水层，这种工艺应用复杂且风险大。

（3）裸眼封隔器＋筛管悬挂完井工艺能够应用在小井眼侧钻水平井完井施工，内管封隔器替代皮碗封隔器施工。

参考文献：

[1] 万仁溥.现代钻完井工程[M]. 北京，石油工业出版社,2006.

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