512〞套管开窗侧钻防漏堵漏工艺(修改完成)

512〞套管开窗侧钻防漏堵漏工艺(修改完成)一、前言中原油田地质构造复杂，套管损坏非常严重，在套管损坏的老井周围存在着较多剩余油气资源，许多井采用常规的 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 无法修复，致使周围的剩余油气资源无法开采，这已成为制约油田发展的一大难题。在中原油田开发的中后期，5-1/2〞套管开窗侧钻工艺技术是挖潜增效、提升产量的一项重要手段。但在钻进过程中一旦发生漏失，不但延误钻井时间，损失钻井液，损害油气层，干扰地质录井工作，而且还可能引起井塌、卡钻、井喷等一系列复杂情况与事故，甚至导致井眼报废，造成重大的经济损失，因此防漏与堵漏工作显得尤为重要。侧钻井较一般钻井和一般大修井对泥浆的要求要高。这是因为老井经过长期注采,地层状况更为恶化,小井眼井斜较大,井眼曲率较大且和井壁接触面积较大,卡钻的机率高。再加上环空间隙非常小,一但发生事故,处理的余地很小。因此,要求泥浆流动性要好,滤矢量小,摩阻小.对于开窗侧钻井,开窗后就要有很好的性能。密度要达到近平衡钻井的要求,粘度控制在45—60s,失水不大于5ml,泥饼小于0.5mm,含沙量小于0.3%,初切为零,终切不高于5,我们一般在开窗前用部分老浆加大分子聚合物胶液稀释的方法处理。钻井中可用大小分子复配的聚合物胶液来控制泥浆性能。如地层造浆可用氨盐胶液进行控制,造斜时可加入5-10%的原油或润滑剂降低磨阻。全井必须用好固控设备,除砂器,振动筛须24小时运转,控制泥浆含砂量不大于0.3%。测井前可用润滑性较好的泥浆封闭下部斜井段,也可加玻璃球封闭，保证电测一次成功.二、问题的提出：由于天然致漏裂缝、天然非致漏裂缝、微裂缝广泛分布于地层中,在钻进过程中漏失随时可能发生， 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 现出以下特点：1、井深、泥浆密度高使得泥浆柱压力过大(100MPa左右)，加上地层中三类裂缝(天然致漏裂缝、天然非致漏裂缝、微裂缝)广泛分布。因此，泥浆液相对各类裂缝的水力尖劈作用(包括对天然致漏裂缝的扩展和对诱导裂缝的产生和扩展)都同时存在,而不可忽视，必须充分重视。特别注意防止突然的压力激增和剧烈波动而引发的漏失，它很可能使其难以收拾。2、若泥浆密度低于漏失压力则可不漏,为此应该把泥浆密度降低到P漏、P承、P破以下。但由于其安全密度窗口太小甚致为0、为负，则很容易(或必然)低于地层流体压力而出现溢流、为防谥流又必须提高泥浆密度，但由于安全窗口太低的原因可能又漏；如此频繁的交替调整泥浆密度，则可能导致漏、溢频繁交替出现。而且还可能促进地层诱导裂缝的产生和扩大，从而带来更为不利的影响。3、若泥浆密度足以压住油、气、盐水层，则必然(或很容易)超过地层的破裂压力、(承压能力、漏失压力)，则表现出以下漏失特点：（1）随钻随漏、遇漏必堵；堵完再钻、再钻再漏、再漏再堵；堵完又钻、又钻再漏、又漏再堵；再钻又漏,一直循环往复直致结束。表现为全井段（整个地层）漏点多、位置不定、漏失频繁；且漏点随钻头不断下移。（这种反复漏失主要是由随钻井进尺而不断钻遇的新漏点所致）。（2）若是以诱导裂缝为主因的漏失，就算漏点被堵住以后不再漏,但原井段的其它微裂缝的存在又将可能在原井段的另一点出现新的诱导漏失。若原已堵漏层因堵得不好在以后钻井过程中又再次发生漏失,则将使向题更加复杂。（3）每一次漏失可能刚开始不太严重但若不急早堵死则可能愈来愈严重，所以必须堵住。虽然对于每一次漏失用现有堵漏技术都可能有效堵住是乎不太难（但对迪那的井而言由于井深、泥浆密度大而具有较大的难度），但最困难的是其漏点很多且位置不定，随钻进不断出现。不仅堵漏次数多而频繁(甚致平均每钻进十几米或几米就发生一次)、从而使泥浆漏失量大、堵漏难度大，费时、费事、费钱、费力；（4）安全隐患大、极易诱发更多的井下复杂和更大的井下事故，难以继续钻进，甚致使井报废。三、技术难度⑴全井段处处漏、处处堵；随钻、随漏、随堵；再钻、再漏、再堵循环不断。而且就算每次堵漏都能一次成功（但随井深增加则难度增大），也会因漏失不可予测的多次反复发生而特别麻烦和困难。只有将泥浆柱压力(静十动)降低到P漏、P承、P破以下才能有效解决它，但若井下情况作不到(或很难作到)这一点，则它成为国内外目前不能有效解决的重大技术难题,在深井重泥浆条件下其技术难度比常说的有进无出的恶性漏失更大得多。而且它也常常可能会发展到有进无出的恶性程度,此时则更难对付。⑵若此时油、气、水层与之同时共存，且所构成的安全密度窗口很窄（甚致为0、为负）则更难解决。一方面这种随钻、随漏、随堵；再钻、再漏、再堵循环不断问题,完全用堵的办法很难真正解决。同时另一方面又无法用降低密度的办法来有效防漏。常会在随钻、随漏、随堵；再钻、再漏、再堵漏循环不断的基础上,不断频繁出现漏、溢（涌、喷）交替的复杂局面。四、5-1/2〞套管开窗侧钻防漏与堵漏工艺技术（一）、井漏发生的原因与分类（1）井漏的发生一般应具备以下几个条件：井筒对地层有正压差;地层中存在着漏失通道和较大的足够容纳液体的空间。因此在钻井和完井过程中,当出现以下两种情况均会发生井漏。A、当地层存在天然漏失通道时井筒中钻井液作用于井壁动压力超过地层的漏失压力,即发生井漏。B、当动压力大于地层的破裂压力时，压裂地层，形成新的漏失通道，然后发生井漏。漏失压力是使钻井液进入地层漏失通道的最低压力。其与以下因素有关：A、地层的孔隙压力。B、地层天然漏失通道的大小、形态、及厚度。C、钻井液流变性能。D、漏失层内外泥饼的质量。地层破裂压力主要取决于地层岩石力学性质和所受应力大小。其值大小为钻井液静液柱压力、循环时环空压耗和产生的激动压力之和。(2)漏失通常按漏速和漏失通道进行分类。按漏速分类：对于孔隙型地层，微漏与小漏又可称为渗滤型漏失，漏速在20m3每小时以内；中漏和大漏又可称为部分漏失，漏速在20-50m3或大于50m3；全部失返的情况则称为完全漏失。（二）、井漏的预防造成井漏的直接原因是井筒液柱压力高于地层压力，因此防漏 措施 《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施 除用堵漏剂预漏外主要是降低井筒液柱压力，井底当量循环压力包括钻井液静液柱压力和钻井液循环附加压力，减小井底压力主要从这两方面着手。P当量=P静液+P循环附加（1）如果降低静液柱压力使用较低密度钻井液施工，则需要解决三个问题：1.井塌掉块；2.井壁缩径；3.平衡地层流体压力。现场施工中常采用比较高的钻井液密度，主要也是基于这几个问题。对于软泥岩、盐岩类的井壁缩径，提高钻井液密度是一项有效和不可避免的措施，但对于井壁掉块却不一定需要提高钻井液密度。解决地层流体压力过高的措施，不应首先依靠提高钻井液密度，而是尽量早的关停注水井，中原油田经过二十多年的开采，许多区块油气压力己经不高，发生溢流、井涌常是注水井引起的。因此，选用好钻井液体系，严格执行注水井关停泄压措施往往可以使用较低的钻井液密度。这里主要探讨一下降低液柱压力的第二项措施，减小钻井液循环压耗，小井眼钻井不同于常规钻井的主要区别就是环空压耗远大于常规钻井，这也是当前小井眼侧钻面临的主要问题。表2为常规钻井和小井眼侧钻井钻井液循环压耗分布对比情况。，其相关的钻井参数一般如下：常规钻井：钻头尺寸215.9mm，井深3000~3300m，表层套管深度300~350m，表层套管尺寸339.7mm，钻铤尺寸158.75mm，钻铤长度150~200m，喷嘴组合比8~13mm+16mm，排量28~30L/s，泵压16～18MPa。开窗侧钻井：钻头尺寸118mm，套管内径124.3mm，开窗点2000～2200m，侧钻长度300～600m，井深2300~2900m，泵压14～20MPa，排量7～8L/s,钻具组合φ89mm加重钻杆100～130m＋φ73mm钻杆，转盘转速70～85r／min。表2常规钻井与小井眼侧钻井井筒钻井液循环压耗分布钻头尺寸mm钻井液循环压耗分布比例%钻具内钻头水眼环型空间215.930~57505~1011838~654~640~45据此推算2500~3000m的侧钻井，循环当量密度比静液密度可提高0.20g/cm3以上，而同等井深的常规钻井，钻井液循环当量密度比静液密度提高值只有0.02~0.04g/cm3左右。因此尽可能的降低环空压耗是防止侧钻井井漏的一项重要措施。环空压耗大也有其正面作用：为最大限度地采用较低密度钻井液提供了保障。常规钻井中为防止井喷，常把密度控制在设计上限，而小井眼即使使用设计下限的密度，在循环时因为环空压耗大也可以有效的平衡地层压力，停泵后发现井口有溢流再加大排量，边循环边逐步加重，可以使密度使用的更准确，更有针对性。甚至可以采用钻进时使用低密度，起钻时用高密度打封闭压井，下钻到底循环正常后，再降低钻井液密度的措施来防止井漏或泵压过高。在胡状区块曾经采用过这一措施解决高密度钻时慢，低密度地层出水的问题，取得了良好的效果，当然这是以熟悉地层情况，能保证井控为前提的。环空压耗的影响因素很多，计算 公式 小学单位换算公式大全免费下载公式下载行测公式大全下载excel公式下载逻辑回归公式下载 多而繁杂，一个比较简单而典型的计算公式是：△P=0.1275Lρ0.8V1.8Pv0.2/（Do-Di）1.2（2）式中：△P—环空压耗；L—井深；ρ—密度；V—环空返速；Pv—塑性粘度；Do—井径；Di—钻具外径。（参考钻井泥浆与水泥浆流变学手册）。该公式虽不能准确计算小井眼钻井的环空压耗，但可以反映出降低环空压耗的主要途经，由公式可见，ρ与△P成正比关系，因此不能随便提高密度；而通过减小排量，降低流速，以控制循环压耗，虽然是最有效的手段，但考虑到携砂问题，一般在小井眼施工中排量要求至少7L/s。以此排量钻井对于清洗井眼，防止卡钻，提高钻速都有很多好处，在浅井阶段比较有利，但对于易漏失井和较深的开窗侧钻井则会带来泵压过高或井漏的问题，不仅增加了井漏的风险，而且设备难以承受，限制了深井侧钻的开展。井深3200—3300米时，泵压将<17MPa，可以解决一些深井侧钻泵压过高和易漏区块的井漏问题。聚合物钻井液体系抑制性强，钻进中无漏失与井径较规则可能有关，因为一般在套管内泵压不是很高，3600m的井排量5L/s时泵压可能只有12MPa，而裸眼段往往每增加100m泵压增加1MPa，因此井径质量与泵压之间的关系是值得讨论的。在钻井液的流变参数中，切力、动切力是比较重要的，塑性粘度常被忽视，而通过公式一可见，塑性粘度是通过钻井液性能控制环空压耗的主要参数之一，应予充分重视。获得较低塑性粘度的第一步是在钻井液准备阶段，许多井队倾向于用回收老泥浆打侧钻井，这样具有可以节约部分钻井液初始成本，减少配浆时间，遇盐层污染性能变化小的优点，但在钻井过程中，塑性粘度及其他流变参数的控制都要比新浆困难。因此对于深井、易漏失井使用新浆更好一些。使用新配泥浆还常遇到坂土水化差，悬浮力小的问题，这也是井队不使用新浆的原因，这主要是配浆水中含盐过高所致，实践证明，含盐超过0.2—0.3%，就可能影响配浆效果，只要控制好配浆水含盐量，按程序配浆就很少会存在悬浮力差的问题。此外加强固控也是控制塑性粘度的有效手段，由于小井眼钻进井段短，产生的钻屑少，固控问题不易引起重视，实践证明充分使用除砂器，必要时使用离心机对于降低塑性粘度，减小摩擦系数具有明显效果，例如濮3—侧147井钻进时没有使用除砂器和离心机，到后期塑性粘度一直>40mPa·S，而虽然混过两次原油，摩阻仍有5—6kN，通过使用除砂器和离心机，结合其他措施，塑性粘度可以控制在32—35mPa·S，摩阻也得到了改善。在5-1/2〞套管内进行开窗侧钻施工存在三个不利因素：1）环空压耗大可以达到75%；2)井眼小,易产生激动压力和抽汲压力；3)地层压力系数低。由此，我们应把井漏的预防工程放在重要位置来抓。对付井漏，预防为主，尽可能避免人为失误而引起的井漏。井漏的预防主要有以下事项：设计合理的井身结构，主要考虑四个压力：孔隙压力、破裂压力、坍塌压力、漏失压力。合理的钻井液类型和密度,实现近平衡钻井。合理的钻井液粘切，尤其是初切不宜过大，以免憋漏地层。合理的钻井工艺参数和钻具结构。低排量，尽可能简化钻具，增大环空空间。在易漏井段控制下钻和下套管过程的激动压力。下钻到底先转动转盘，后开泵。开泵前降柴油机转速，坚持先单凡尔小排量，后三凡尔循环三十分钟，慢提转速，逐渐提高排量。加重做到平稳操作，控制加重速度。坚持“连续、均匀、稳定”的原则，以免因密度不均压漏地层。钻进至孔隙型渗透性漏失地层前，可通过适当增加钻井液中的膨润土含量或加入增粘剂等措施来提高动切力和静切力，提高地层的承压能力；钻井液中预加堵漏剂随钻堵漏；先期堵漏。重视侧钻选井和资料搜集工作，在确定侧钻井之前，应全面搜集相应区块的地质资料和老井实钻资料，考察有无断层，漏层等情况，除此之外还应搜集邻井的有关资料、老井注才情况。窗口位置的选择，尽可能避开断层、漏层。10）泥浆的储备：钻进易漏层前应备足够多的泥浆和清水，一旦发生恶性漏失，可以保证边灌边起至安全井段。（三）、井漏的处理（1）堵漏的方法有以下几种：1)、调整钻井液性能和钻井措施2)、静止堵漏3)、桥接材料堵漏4)、高滤失浆液堵漏5)、化学堵漏6)、无机胶凝物质堵漏7)、复合堵漏8)、强化钻进下套管封隔漏层在5-1/2〞套管开窗侧钻过程中，通常采用调整钻井液性能和钻井措施、静止堵漏、桥接材料堵漏三种方法。（2）、处理井漏的规程:1、分析井漏发生的原因，确定漏层的位置、类型、漏失的严重程度。2、施工前，科学施工设计，精心施工。3、如果条件许可，应尽可能强钻一段，确保漏层被钻穿。4、施工时如能起钻，尽可能使用光钻具，下至漏层顶部。5、使用正确的堵剂注入方法。6、施工中要不断活动钻具，避免卡钻。7、憋压试漏要缓慢进行，压力一般不超过6MP,避免造成新的诱导漏失。8、施工后，录全录准各种资料。五、井漏的预防和堵漏的现场应用：中原油田不分区块含裂缝发育和连通性较好的高渗透地层，地层承压能力差；近几年来，受注采影响，地层压力层系紊乱,在钻井过程中,很容易发生漏失,甚至不能建立循环,严重威胁井下安全。如濮城区块。2009年，我队在二厂施工了濮2-侧80井、濮2-侧98井、新濮2-299井、濮2-539侧井、濮3-147侧井，均不同程度出现漏失，但我们吸取教训，总结经验，精心设计，科学施工，顺利的向甲方交出了这五口井。濮2-侧299井漏的预防和堵漏的现场应用：开窗、修窗、领眼钻进：下入钻具组合（自下而上）：Φ118mm×0.90m开窗铣锥＋Φ89mm加重钻杆10单根＋Φ73mm正扣钻杆，于井段H：2311m－2312.92m开窗、修窗，领眼钻进至深度H：2320m。钻进：下入钻具组合（自下而上）：Φ118mm×0.20mYC517单牙轮钻头＋Φ95mm1.5°单弯螺杆×4.60m＋Φ89mm无磁钻铤1单根＋Φ89mm加重钻杆10单根＋Φ73mm正扣钻杆，复合钻进井段H：2320-2385m，钻进参数：钻压：30KN、泵压：15MPa、排量：7L/s、转速：40r/min，泥浆性能：密度：1.41g/cm3；粘度：60S、失水：3.0ml、泥饼：0.5mm、PH值：10、含砂：0.3％；钻进至2385m发生井漏，循环无出口，漏失泥浆2.3m3，起钻至窗口堵漏。混入单向堵漏剂1吨，循环、静止2小时堵漏，堵漏成功。下钻2348m遇阻，划眼至2380m卡钻。经过多次打捞未果，2009年5月17日5:00倒出Φ73正扣钻杆235根，井内剩余Φ89mm加重钻杆10根，Φ89mm无磁一根，Φ95mm螺杆一根及118mm单牙轮钻头一个。鱼顶深度：2276m。置斜向器：下入钻具组合（自下而上）：Φ116mm×3.96m斜向器＋Φ73mm正扣钻杆，置斜向器斜尖深度H：2257m。经研究，再次开窗决定简化钻具结构，降低泥浆密度、粘切。钻进：下入钻具组合（自下而上）：Φ118mm×0.20mYC517单牙轮钻头＋Φ73mm正扣钻杆，复合钻进井段H：2263-2461m，钻进参数：钻压：30KN、泵压：15MPa、排量：7L/s、转速：90r/min，泥浆性能：密度：1.26g/cm3；粘度：41S、失水：3.0ml、泥饼：0.5mm、PH值：10、含砂：0.3％。23日井漏0.8M3,在2号罐加入1吨单向压力堵漏剂，替入5.6M3,憋压6MP,憋入2M3,静止2小时，开泵堵漏成功。此后未发生漏失现象。濮2-侧98井井漏的预防和堵漏的现场应用：2009年8月24日5：00顺利钻进至2654m，当时泥浆密度1.36g/cm3，粘度62s，排量7L/S。钻压30kN，转速40r/min，泵压16MPa。钻具组合：￠118mmBIT×0.2m+￠95mm×1.25°×4.60m螺杆+￠89mm无磁1根+￠89mm加重钻杆1根+￠73mm钻杆。井场两个罐的泥浆共计33m3,泥浆工坐岗发现泥浆量在15分钟内少1.2m3,出口排量明显变小。立即通知司钻及技术员，通过观察立即采取把钻具起至开窗点以上进行处理，起钻过程中不停的向井筒灌浆,并做好计量。加入单向随钻堵漏剂1.5吨，现场配置堵漏泥浆27m3，充分搅拌均匀后开泵向井内顶替，顶替时漏失泥浆1.4m3,顶替16m3后停泵静止观察3小时。再次开泵循环正常，下钻到2654m正常钻进无漏失现象，直至完井电测堵漏剂未筛出。六、经济效益分析井号预算成本（万元）单井成本（万元）结算产值（万元）单井效益（万元）建井周期（天）濮2-侧80100.486.816073.225濮2-侧98133123.718561.325濮2-侧299147.35147.35132-15.3223濮2-侧5391271101827226濮3-侧14712311616448255-1/2〞套管开窗侧钻工艺技术在2009年二厂成功应用5口井，井成功率100%，平均施工周期24.8天。不仅提高了侧钻施工的安全性，而且也缩短了施工周期，平均单井缩短周期4天。5口井共缩短周期20天，按650修井机组日费2万元每天计算，可节约侧钻成本40万元。存在漏失待侧钻的油水井，通过侧钻施工成功应用5-1/2〞套管开窗侧钻工艺技术，完善了油田注采井网，提高了采油厂可采地质储量，同时为我处增效贡献了一定的力量。这5口井完成产值823万元，创造利润239.18万元，平均单井创效47.836万元。七、结论与建议(1)在钻井液中加入与地层漏失类型相匹配的封堵材料，在漏点位置填死裂缝，大大降低钻井液通过堵塞层的渗失量，有效阻隔钻井液柱压力向地层裂缝的传递，从而减小钻井液液柱的造缝能力，堵住原漏失，防止漏失扩大和保护储层。(2)5-1∕2〞套管开窗侧钻防漏与堵漏技术的成功应用，为我处在濮城及其他多漏区块实施侧钻施工打下坚实的基础。该项工艺技术的成功运用，使5-1∕2〞套管开窗侧钻井的顺利施工奠定了安全的基础。我们应该以发展的眼光来对待它，不断的总结经验，发展技术。对一些工艺、技术、工具不断的研究改进，同时加强队伍的培养、完善设备配套。使这门新技术得到应用和发展，使我处的侧钻水平上一个新的台阶，为我局原油上产做出应有的贡献。