侧钻井复杂情况与事故的成因分析和预防(培训稿).doc

?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。?139.7mm套管内开窗侧钻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源无法开采，这已成为制约油田发展的一大难题。?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。?139.7 mm开窗侧钻井（下文简称开窗侧钻井）技术调研通井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简要地谈谈复杂情况与事故的预防和处理。技术调研技术要点：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。可能出现的问题及预防：“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?118套管，换套管又不可行，临时紧急组织?114开窗工具和?114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760多米。 二、通井，套管试压 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。 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套管的井筒内下?118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。、定向和坐封斜向器技术要点：下斜向器注意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。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。特别是斜向器和铣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