套管开窗侧钻工艺现状

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摘 要：套管开窗侧钻是利用老井或报废井对老油区进行二次或三次开采，挖掘剩余油气潜力，提高油气采收率的一种有效方法。胜利油田进行套管开窗侧钻工艺的研究与应用已二十余年，目前已进入了大规模应用阶段并获得良好效果。

关键词：套管开窗 裸眼侧钻 钻具组合 完井

套管开窗侧钻就是利用特殊的工具和工艺，在原井套管的特定深度开窗，并从窗口侧钻出一定距离，形成新的井眼，然后下尾管、固井，开采原油的一项技术措施。目前它已经由非定向侧钻发展到定向侧钻和水平侧钻，甚至可以在一口井的多个井段进行开窗侧钻，形成多底井。

一、井筒处理

侧钻施工前必须对原井筒进行处理，一般工序包括起原井管柱、通井、刮管、洗井、试压等。通井是为了清除套管内壁的杂物和毛刺并检验窗口及其上部套管的完好情况。刮管的目的是清除水泥块和结垢等，为下斜向器做准备。通井、刮管后要用清水充分洗井，将井内脏物循环到地面。试压是为了验证开窗点以上套管是否完好，如有漏点应先堵漏，然后试压至合格。

二、套管开窗

套管开窗为侧钻工艺中难度较大的环节。窗口的质量直接影响后续工序。

1.开窗方式

目前主要采用斜向器开窗侧钻方式，即将斜向器送到开窗深度固定，然后使用铣锥沿斜向器斜面一侧磨铣套管，磨出一定形状的窗口，从窗口钻出新井眼。

2.开窗工具

开窗工具主要包括斜向器和开窗铣锥。

斜向器的作用是导斜，使开窗铣锥能在套管侧面开出利于侧钻和完井管柱下入的窗口。斜向器是一个具有一定倾斜面的圆柱体，斜面有一定倾角、硬度和形状。目前常用的斜向器是卡瓦液压锚定封隔器式斜向器。

开窗铣锥由开窗段、扩铰段和抛光段三部分组成。开窗段铣出套管窗口，扩铰段进行扩大，抛光段修整抛光。

3.开窗深度

开窗深度的选择遵循以下原则：①多利用老井眼，减少裸眼段长度；②选择稳定地层，避免出现复杂情况；③远离事故井段或套损井段；④避开套管接箍、扶正器及固井质量不合格井段，从而保证窗口的质量和稳定性。

4.开窗技术

开窗是侧钻工艺的重点工序，以Ф139.7mm套管为例，其钻具组合为Ф73mm正扣钻杆+Ф89mm加重钻杆+Ф120mm铣锥。根据磨铣参数，可以将开窗分为四个阶段：

4.1第一阶段：从铣锥磨铣造斜器顶部到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触，该阶段要注意轻压慢转，一般钻压选择5kN，转速选择30r/min。

4.2第二阶段：从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管，一般钻压控制在10～20kN，转速50～60r/min。

4.3第三阶段：从铣锥底圆出套管到铣锥最大直径全部铣过套管。此时钻压过大易造成铣锥提前滑出套管，从而使窗口短小，因此必须控制好钻压。一般钻压控制在15～20kN，转速60r/min。

4.4第四阶段：即修窗阶段，一般钻压控制在5～10kN，转速60～90r/min。上下反复划眼直到无阻卡。

三、裸眼侧钻

1.钻头选择

以139.7mm套管为例，常用的有单牙轮钻头、PDC钻头、PDC偏心扩眼钻头。综合考虑，通常选用Ф118mm单牙轮钻头。单牙轮钻头型号只有3种，即YA437、YA517、YC517。一般软地层选用YA437、YA517，研磨性稍高地层选用YC517钻头。

2.裸眼钻进

裸眼钻进过程可分为四个不同的阶段，以Φ139.7套管内开窗为例：

2.1试钻：进尺15-20米，其目的是检测窗口质量并为下定向工具及脱离磁干扰创造井眼条件。其钻具组合为Φ118单牙轮钻头+变扣接头+Φ89加重钻杆+Φ73正扣钻杆+方钻杆。

2.2定向钻进：定向钻进过程中一般先扭方位再增斜，如果井斜方位偏离设计轨迹时，若井斜下降则应先扭方位再增斜钻进，若井斜上升则应先降井斜再扭方位，直至设计要求井斜方位。其钻具组合为Φ118单牙轮钻头+Φ95螺杆钻具×2°/1.75°/1.5°/1.25°+定向接头+Φ89无磁承压钻杆+Φ89加重钻杆+Φ73正扣钻杆。

2.3复合钻进：此阶段采取螺杆钻具和转盘同时工作的钻进方法。钻进参数为：钻压20-50KN，转速30-60r/min。每隔30-50米测单点，根据测量结果和钻遇地层调整钻进参数。其钻具组合为Φ118单牙轮钻头+Φ95螺杆钻具×2°/1.75°/1.5°/1.25°+定向接头+无磁承压钻杆Φ89+Φ89加重钻杆+Φ73正扣钻杆。

2.4稳斜钻进：中靶后可更换钻具组合为Φ118单牙轮钻头+变扣接头+Φ89无磁承压钻杆+Φ89加重钻杆+Φ73正扣钻杆，能降低施工泵压和提高携砂效率。

四、完井施工

1.完井电测

裸眼钻进结束后需完井电测。由于井壁不规则、井眼小、井斜大、下井仪器组合相对太长等原因可能造成电测遇阻。因此在电测前调整好钻井液，通过划眼、短起下、通井等方式消除井壁上的台阶键槽，能提高电测成功率。

2.下尾管

选用合理尺寸的尾管，以免环空过小降低水泥环厚度，影响固井质量。为了提高悬挂尾管的可靠度和密封性，保证尾管与原套管重叠长度在150米左右。由于井斜角大，环空较小，应合理使用扶正器，有效实现套管居中，提高固井效果。Ф139.7mm套管常用尾管结构为（自上而下）Φ73正扣钻杆+Ф118悬挂器+Ф95.3套管+Ф105球座+Ф105浮箍+Ф95.3旋流。

3.固井

在固井作业前，要做水泥浆稠化试验，优选水泥配浆方案。固尾管需要水泥浆量小，因此各种注替量要计算准确；碰压后，放回压，检查回压凡尔（胶塞）的密封性，确定密封良好，上提中心管，循环出残余水泥浆；待残余水泥浆全部返出后方可起钻并灌好泥浆；固井侯凝36～48h。

4.钻塞电测

钻水泥塞，通至人工井底处（阻流环位置），全井试压，测固井质量合格后，全部侧钻施工结束。

五、结论

1.侧钻前后工序紧密衔接，要求每道工序必须高质量完成。

2.套管开窗是开窗侧钻工艺技术成败的关键。

3.由于环空间隙小，循环压耗大，侧钻固井质量难以保证，因此应继续开展侧钻固井技术的研究。

参考文献

[1]魏文忠，郭卫东，贺昌华，龚德章.胜利油田小眼井套管开窗侧钻技术.石油钻探技术.2001，2

[2]赵金海，韩忠义，刘海东.胜利油田套管开窗侧钻技术.

[3]李广，韩强，赵海艳，徐忠体.胜利油田小井眼定向套管开窗侧钻技术.石油钻探技术.2008，7