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侧钻井尾管固井技术研究与应用.pdf
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侧钻井尾管固井技术研究与应用.pdf
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侧钻井尾管固井技术研究与应用
到了 90 年代辽河油田原油生产进入中后期,由于原井套管长期超负荷生产,长期受到由于注
气注水井下工具质量差等问题,使套管受到附加额外载荷,产生变形或损坏,井下大修作业
常造成的井下落物事故复杂且不易处理,地震产生附加地质应力使辽河油田部分区出现套管
断错,高注采比长期生产使部分产层枯竭,底水锥进等多种原因的影响,使部分油井不能正
常生产,造成原油和天然气产量出现下滑,严重威胁到油田的正常生产;为了充分利用老井
的井场道路及输油设备,降低吨油综合成本,在众多二次采油方案中,辽河油田选准了侧钻
井开窗这项新技术,侧钻开窗--就是利用老井原有一定长度的完好套管,在其一定深度,方
位范围内,下入导斜器重新开窗侧钻,采用悬挂尾管方式完井,达到恢复老井产能,延长老
井使用寿命,完善井网,提高油井产量及采收率的目的。
侧钻开窗技术,目前有 96%应用在Ф 177.8mm 和Ф 139.7mm 两种井型上,分别采用悬挂Ф 127mm
和Ф 101.6mm 尾管固井或筛管或裸眼完井;有 4%应用于Ф 244.5mm 井型,采用Ф 139.7mm 尾管
固井完井。
侧钻开窗技术,在辽河油田实施 10 年来,共完成侧钻井 1565 口,累计增产原油 687*144t
使一批“死井”复活,为辽河油田原油稳产做出了应有的贡献。
一、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展阶段及存在问题剖析
1 、简易倒扣接头、普通阻流板配合定量顶替探索固井阶段
该方法在 92~94 年间使用,当时开窗侧钻及完井技术在辽河油田处于起步阶段,侧钻及完井
工具工艺技术很不完善,侧钻井数量少,且只能在Ф 177.8mm 套管内进行开窗侧钻,完井下
入Ф 139.7mm 尾管,采用定量顶替的固井方法,受当时的固井设备的限制,顶替量难以准确
掌握,常出现尾管内留水泥塞或尾管底部水泥浆被替空及尾管口留水泥塞等现象,不得不采
用起下钻两次,分别采用Ф 152mm 尖刮刀+Ф 88.9mm 钻杆钻掉尾管口处水泥塞,然后采用Ф
105mm 尖刮刀+Ф 60.3mm 小钻杆钻掉尾管内的多余水泥塞,使侧钻井周期平均口井增加 2~3
天,增加口井侧钻成本 2~2.5 万元,且安全系数降低,常出现钻塞卡钻、断钻具等完井事故,
而且钻塞钻具尺寸小、钢性弱、旋转钻塞产生较大的离心力反复敲击尾管,破坏尾管与环空
水泥胶结质量,使测声放幅值增高,影响固井质量。
2、倒扣接头与插入管柱普通阻流板配合的插管法固井阶段
该方法在 94~96 年间试用 8 口井,当时为了解决尾管内留水泥塞的问题,我们技术人员经过
认真分析,决定改用插管法固井技术,用Ф 60.3mm 油管作为插入管柱,与前一种方法相比较,
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