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1、?139.7mm套管开窗侧钻井复杂情况与事故的成因和预防王国军？139.7mm套管开窗侧钻井复杂情况与事故的成因和预防摘要：在?139.7mm套管内开窗侧钻目前己成为老油田低成本稳 定油气产量的重要手段。受地层破坏严重、井眼尺寸限制、工具研发 滞后等影响，在?139.7mm套管内开窗侧钻施工容易出现复杂情况和 事故，并且出现后解决难度很大。因此，根据生产实践按施工阶段分 析总结复杂情况和事故的成因，制定有效预防措施，对减少事故发生， 实现降本增效有着积极的意义。关键词：开窗侧钻 复杂情况 事故 成因 预防油田进入开发中后期，套管损坏非常严重，许多井采用常规的方 法无法修复，致使周围的剩余油气资
2、源无法开采，这已成为制约油田发展的一大难题。在？139.7mm套管内开窗侧钻能有效地将油田老区 块上仍具有开发价值的加深井、套管变形井和事故井恢复产能，目前 己成为老油田低成本稳定油气产量的重要手段。油田开发后期地下情况愈加复杂，？139.7 mm开窗侧钻井（下文 简称开窗侧钻井）的井眼直径较小，各种管具工具也是在生产实践中 逐步改进，因此不可避免地出现了诸多复杂情况和事故。为吸取前车 之鉴，特从开窗侧钻施工的技术调研、通井和套管试压、定向和坐封斜向器、开窗和修窗、钻进、电测、下套管固井、测固井质量、试压 等八个阶段，简要地谈谈常见复杂情况与事故（下文简称问题）的成 因、预防和处理。一、技术调
3、研阶段技术要点：技术人员对准备施工的井位必须提前搞好风险预测，特别是对周边长期注水形成难以释放的异常地层高压的井， 对可能有 恶性井漏的井，对老井出现过工程事故的井要充分重视。 通过技术调研和风险分析，确认该井存在极大的施工风险的要及时汇报，做到科学决策。施工前需要调查的资料:地质分层、地层孔隙压力、地层倾向及倾角。周围注水井状况（距离、注水压力、注水量）。老井井斜数据，固井质量，套管数据。历次作业修井情况，套管损坏部位、有无 换套施工，井内落鱼及管柱情况，目前井口情况。老井钻井情况及数 据，特别是井漏和事故情况，所使用泥浆比重及钻具结构钻井参数。核实井口坐标、靶心坐标及甲方要求，做好施工设计
4、。忽视某些无法 克服的地面因素，井位报批后却发现根本无法施工， 如停产期间井场 出现新建的学校，工厂等等。可能岀现的问题及预防:1遗漏原井复杂和事故的资料，造成“遭遇战”。举例说明：文10块某井搬上前调研认为比较简单，搬上后却因开窗即钻遇高压水层，放压、压井无效，折腾40多天钻了 10来米中 途完井。2、引用存在错误的资料和数据，如套管数据出错造成通井规和 钻头等的设计错误等，听起来比较可笑，但也确实出现过。举例说明：文101块某井因原井资料未调查清楚，搬上才发现原 井有大段内径？门8套管，换套管又不可行，临时紧急组织？4开窗 工具和？4钻头。3、错误录入原井的井斜数据，轨迹设计时将纵横坐标搞
5、混，设 计出来的轨迹就是错误的，这一点比较重要，必须要求录入后校对闭 合方位。举例说明：胡7块某井就出现此种问题，临近完井技术人员才发 现设计中将南北坐标和东西坐标搞反了，脱靶了60多米。二、通井，套管试压阶段技术要点： 通井规下井前，必须丈量、检查。对入井钻杆必须按设计要求通径。通井时平稳操作，控制下钻速度，中途遇阻应记录 准确井深，只能采取上下活动，杜绝强砸或强转。通完井后，如又挤 过水泥、注过水泥塞或挤过其它堵剂，必须另行通井和通钻杆内径。可能出现的问题及预防：1、钻杆入井时未用内径规通内径，可能造成陀螺定向或有线随 钻仪器遇阻遇卡。举例说明：濮3块某井因此下三次斜向器，原因是 陀螺定向
6、仪器下不去，陀螺定向仪器因陀螺尺寸减不下来，仪器外径 达？45mm,要在过于旧的钻杆中通过确实困难。该队反复起下钻杆检查更换，增加施工周期5天。另外，如果一批钻杆闲置2个月以上，既使认真通径了也可能造 成固井时卡悬挂器的钻杆胶塞。举例说明：文 56块某井认真通钻杆 内径三次，固井时还是卡了胶塞，建议一是在下套管前专门下一趟钻 用胶塞通一次钻杆，二是把胶塞金属体外径改小，胶塞的胶质改软。 至2008年，在中原油田服务的厂家已全部接受建议完成技术改进。2、通径规的尺寸不合规范，过大可能造成通井时遇阻，过小 则可能造成斜向器或悬挂器遇阻。举例说明：文33块某井因设计出错，在有内径？121套管的井筒内
7、下？门8通井规通井遇卡。文65块某井未按要求通井造成斜向器提前300多米遇阻并卡死，解卡失败后,改变设计提前开窗，增加了施工成本和风险。3、技术员未考虑本钻机和原井的联入差，造成将斜向器坐在套管接箍上。举例说明：卫37块某井即出现此问题，加上套管数据出错，结 果是斜向器坐封在套管接箍上，开窗后遇卡严重。不仅如此，在遇卡 原因不明的情况下，又重复该错误一次。后来，换了队伍，分析透原 因下了第三个斜向器，教训深刻。4、未按设计要求认真试压，造成遇到井涌时不能确认流体来源。或者是井漏时不能确定漏失位置。或者是完井后固井质量很好，试压 不合格找不能准确确定原因。、定向和坐封斜向器阶段技术要点:下斜向器
8、注意以下事项:检查全部入井钻具的螺纹,建议使用螺纹密封膜。下斜向器的整个过程中，须严格控制下放速度,平稳操作，杜绝猛刹猛顿。下斜向器的过程中要杜绝钻柱内外落下异 物。常用斜向器类型主要有注水泥式斜向器、双卡瓦封隔器锚定斜向器、KCZ140-J型机械式斜向器、弧面双直道导向悬挂坐封式斜向器等。可能出现的问题及预防:1、 因未按要求通井导致斜向器遇卡或提前坐封。遇卡的预防措 施当然是按照要求通井和平稳下钻。机械式斜向器提前坐封可下压换 槽上提即好，也出现解不了卡后提断的情况。 特别是斜向器和铳锥一 体的开窗工具一定要小心。基于原井套管不会太好的原因，原则上不 建议为省一趟钻使用一体化开窗工具。因为
9、斜向器卡钻后只能上提下 放解卡，如不能解卡脱手后可打捞，因难度大、成本高，虽然也捞过, 但不太合算。举例说明：胡5块某井耗时14.5天，文101块某井耗时10天, 成本都比较高。文65块某井斜向器在1300米遇卡后就是考虑打捞成 本太高，只好提前开窗。2、因数据计算或其它问题将斜向器下在套管接箍上，结果是一开窗就会遇卡。那就只能填井后再下一个斜向器开窗，如前面提到过的卫37块某井。如果是接箍位置水泥固得好，前期开窗无明显憋卡，后期表现出来反而更加麻烦。胡12块某井钻一半进尺后出现这种情况，幸好多 次反复修窗后能勉强施工，否则就只能报废了。3、斜向器定向时将角差标反导致定向反向，预防措施是两个人
10、 量并且要画图。解决办法一般是通过定向钻进扭过来， 一般不会因此 再下一个。举例说明：卫4块某井陀螺定向时，就是因量角差时将斜向器斜 尖和斜面标反，斜向器坐成反向，造成轨迹控制复杂化。四、开窗和修窗阶段技术要点：开窗钻柱结构：右图为常用的开窗用钻柱结构，加重钻杆可以适当减少，无明显影响。可能出现的问题及预防：1、开窗时未均匀送钻，开得太快窗口偏短，起下工具通过性差， 开得过慢，可能导致切削斜面过多分叉小，或会出现台阶，浪费施工 时间，损伤钻具。举例说明：文14块某井斜向器坐封可靠，开窗时铁屑出得也多， 进尺开了 5米都开不出去，用了 3个斜向器才开窗成功。分析原因： 一是斜面硬度不够，二是斜面
11、设计有缺陷，三是开窗时出现台阶。2、开窗时因斜向器质量问题导致开不出去，或者出现移位，或 者斜向器下行离开预定位置。举例说明：文38块某井因斜向器卡封不稳固，坐封时承压也不 错，就是一开窗就下行，直到第 4个斜向器才完成开窗施工。3、铳锥的质量也是开窗的关键，使用劣质硬合金造的铳锥会出现上中段结合部铳到窗口时长时间无进尺。时间可能超过8个小时,一般在5个小时以内。在中原油田各个区块的很多井都遇到这个问 题，说明不是地质和套管原因，主要还是工具原因。根本的解决办法 是确保铳锥质量，如果遇到后能采取的临时办法就是坚持磨铳直到开 出去，不必轻易起下钻。4、坐封和开窗不好的斜向器也会在多次起下钻后转向
12、或下行，导致窗口丢失。举例说明：文65块某井在下套管前通井时斜向器下行丢失窗口， 应急办法是带着引子摸窗口通井下了套管。 文101块某井是钻进换钻 具时斜向器轻微移动丢失窗口，处理是下铳锥修窗至找到井眼。胡12块某井是电测前通井发现斜向器下行丢失窗口，处理办法 是上提10米同方位坐封斜向器后开窗找到了原井眼，难度比较大。 当然，根本的办法是解决斜向器的质量问题，目前YDYIV型弧面双直道导向悬挂坐封式套管开窗工具已杜绝此问题，比较可靠。五、钻进阶段技术要点：钻进阶段是开窗侧钻施工的风险集中阶段，重点是在确保井控安全的前提下，提高机械钻速，避免卡钻等各类事故的发生。在试钻进、定向钻进、复合钻进等
13、施工时做到综合考虑，积极避免给 下道工序留下隐患。可能出现的问题及预防:1、开窗侧钻后的试钻进以往多采用简单钻具，目前则多采用定 向钻具复合钻进。实践证明这种节约时间提高效率的方式是可行的。 当然，前提是斜向器可靠，原井固井质量好，开窗后要用铳锥钻上3 6米。如果试钻进井段过长，或者斜向器的实际斜率又过小，可能会 出现钻头钻在原井套管上。举例说明：文53块某井在试钻进32米时钻遇原井套管，结果是 钻头报废，注水泥填井，侧钻。因此，一般建议将试钻进的井段控制 在30米之内。2、定向仪器未及时标定，测量不可靠。举例说明：胡7块某井为双靶井，钻中一靶后因1号探管出现问题改用2号探管定向过二靶，数据显
14、示二靶靶心距在1米以内。完井 电测发现，1号探管和电测数据一致，2号探管方位比电测数据大15 度，第二靶靶心距9米多，差点脱靶（设计为小于10米）。3、螺杆的定向键与其弯曲指向有角差未发现，或未量准。举例说明：文10块某井施工中螺杆自身定位销扭动0度,结果是把增井斜打成降方位，不仅浪费时间多起下钻一趟，还增加了轨迹 控制的复杂程度，对井下安全造成了不利影响。4、螺杆的定向键套未按标准加工，轻则导致仪器无法成功坐键 而起钻，重则导致坐键方向错误定反方向。举例说明：文65块某井为双靶井，钻中一靶后需要降斜才能中二靶，而且井段也不宽裕。有线随钻接单根后，因定向键套不标准， 现场人员坐键两次就开始施工
15、， 结果是把降斜打成增斜，发现后已增 斜15米，又坐键打降斜，结果是轨迹过于复杂。过于复杂的轨迹， 加上该区块复杂的地质情况，完钻后短起下后就不能下到井底。划眼 和起下钻中钻具遇卡20多次，反复折腾20天后还是不得不填井侧钻。在此，特别提醒要尽量避免在短距离内设计增斜降斜反复出现的 井眼，否则很难保证井下安全。5、螺杆的质量问题也会引出许多复杂情况和事故。螺杆会出现转子或万向轴脱扣落井，会出现驱动接头断在井内，会出现旁通阀以 下外筒落井。既使做了防掉处理，也会出现脱扣导致瞬间憋泵继而导 致井下复杂。举例说明：胡7块某井在钻进中遇到高压水层，偏偏此时螺杆的万向轴与马达总成间脱扣，导致无法循环。冒着井控风险强行起钻， 下钻遇阻后划眼5天才到起钻井深。6、钻头目前采用的主要是江汉钻头厂的 ?118mm和?114mmYC 517钻头，也用PDC钻头。PDC钻头相比于YC517不会掉牙轮，在 某些区块钻速也明显要快。YC517钻头为单牙轮钻头，掉牙轮的情况只在试制初期出现过一次，编号为007。不过，在使用120小时以上偶尔出现轴承会出现间 隙过大明显松动。PDC钻头的缺点是定向施工时控制难度大，在很多区块钻到某些 地层直接就没进尺，俗称书虑严重”，不如YC517钻头各种地层通 吃”616
