中原石油勘探局开窗侧钻实施细则

—1—中油局钻井〔2011〕547号关于印发《中原石油勘探局开窗侧钻实施细则》的通知局属有关单位：现将《中原石油勘探局开窗侧钻实施细则》印发给你们，望认真遵照执行。二○一一年十二月十八日中国石化集团中原石油勘探局文件—2—企业制度-执行类制度名称中原石油勘探局开窗侧钻实施细则制度编号/制度文号中油局钻井〔2011〕547号制度版本/主办部门钻井工程处所属业务类别石油工程业务/钻完井业务/钻井工程施工会签部门生产管理处、开发管理部、油气技术管理部、天然气管理部监督检查者钻井工程处审核部门法律事务处、信息中心、企业管理处解释权归属钻井工程处签发日期2011年12月18日废止说明《开窗侧钻实施细则(暂行)》（中油局钻井[2003]97号）同时废止生效日期2011年12月18日制定目的规范开窗侧钻技术措施，提高施工质量，减少钻井作业费制定依据开窗侧钻井施工的实际适用范围各钻井公司、钻井管具工程处、固井工程处、地球物理测井公司约束对象开窗侧钻施工中的每个作业环节涉及的相关制度/业务类别/所属层级/—3—1侧钻程序侧钻井施工程序：选井→井筒准备→固定斜向器→开窗、修窗→裸眼钻进→组合测井→下尾管→固井候凝→测固井质量。2选井2.1套管开窗侧钻指在套管某一适当位置固定斜向器，利用斜向器的导斜和造斜作用，用专用铣锥在套管侧面开窗，按照设计钻完裸眼进尺，然后下入完井管柱、固井的修井工艺，达到解决原井段复杂事故，恢复油水井生产的目的。2.2选井原则2.2.1侧钻开窗部位以上套管完好，无变形、漏失、穿孔破裂等现象，通井、试压合格。2.2.2避免在内径φ118mm以下的厚壁套管内开窗。2.2.3避免选择在地层水淹严重、存在局部异常高压或压力系数相差过大的老井进行侧钻。3井筒准备3.1起出生产管柱，通井。3.1.1通井规直径不小于斜向器直径，长度不小于斜向器长度，一般使用φ116mm×2m通井规进行通井。3.1.2对内径φ121mm以上的套管，可先用φ118mm钻头通井合格后，再用φ116mm×2m通井规通井。3.1.3通井深度原则上通至预定开窗点以下10-20m；通井下钻速度要慢，遇阻不超过20kN。通井到底后充分循环洗井，—4—确保循环出井内原油和杂质。3.2刮削3.2.1使用φ140mm套管刮削器对老井套管内壁进行刮削，并在开窗点上下5m处反复上下活动刮削，保持套管内壁清洁。3.2.2若老井挤灰完进行钻塞，可将该刮削工序后移。3.3陀螺测斜陀螺测斜至开窗点以下最好100m，要求提供的陀螺数据准确，为侧钻脱离老井眼和定向提供可靠依据。3.4老井封堵打悬空水泥塞、桥塞或挤灰封堵油水井射孔段及套漏处，一般打水泥塞高度不低于30m，要求开窗点以下老井生产层位封堵合格，开窗点以上套漏处套管试压合格。3.5套管试压3.5.1卸掉老井井口，检查套管接箍是否完好。3.5.2试压压力一般为15MPa，30分钟压力降不超过0.5MPa为合格，否则进行找漏和挤堵施工。3.6井筒准备工作由采油厂小修队进行施工，采油厂监督站负责把关，验收合格后方可交钻井公司。3.7侧钻井工程设计由投资方委托设计部门进行设计，钻井公司施工的侧钻井由钻井工程处审核，由分公司主管部门审批。4固定斜向器预置斜向器深度就是开窗的位置，根据地质提供的靶心和陀—5—螺数据校对坐标，可以适当调整开窗深度，原则是开窗位置固井质量好，避开接箍，有利于井眼轨迹圆滑中靶。4.1斜向器下井前，应检查卡瓦与扶正环螺钉紧固情况、送入管与斜铁反扣连接是否牢靠（若松动应及时上紧）、定向接头的键与斜向器斜面的一致性（不一致时应测出角差）、斜向器及铣锥水眼是否畅通。4.2下斜向器时，应锁住转盘，下钻过程中严格控制速度，操作平稳，遇阻不得超过20kN，否则起出斜向器分析原因，对于液压式斜向器严禁中途循环。4.3斜向器位置要准确，与设计开窗位置相差不大于0.5m；斜向器斜面经陀螺定方位，要符合设计要求。4.4斜向器应固定牢靠，在侧钻过程中，斜向器不得发生转动或上下位移。4.5由于结构不同，一般有两种固定方法，一种是水泥固定法，另一种是卡瓦固定法。4.5.1水泥固定法：地锚（15-20m）+斜向器总成+定向接头+钻杆。4.5.1.1打水泥塞封堵老井生产层位，塞面深度能够满足开窗点的需要且水泥塞强度能够满足地锚式斜向器剪切座封的需要，要求能够承压150-200kN。4.5.1.2将斜向器下到预定位置，从钻具内打水泥浆，计算好水泥浆量和替浆量，注完水泥后，加压剪断销钉，上提钻具10-20m后开泵彻底循环出井内多余的水泥浆，起钻候凝48小时。—6—4.5.2卡瓦固定法：斜向器总成+定向接头+钻杆。4.5.2.1斜向器下到预定位置，根据陀螺测量数据，将斜向器斜面调整至设计要求方位，接方钻杆下探调整方入，投球憋压座封，要求憋压达到22±2MPa。4.5.2.2泵压达不到规定压力，不能转动钻具，达到规定要求并稳压5分钟后卸压，反复3次。4.5.2.3下压钻具150-200kN，验证斜向器座封情况，如无异常则缓慢上提钻具至原位置（正常悬重），正转钻具25圈退扣，起出中心管，检查有无缺损。5开窗、修窗5.1推荐开修窗钻具组合：φ118mm复合铣锥+φ73mmHWDp×12根+φ73mmDp。5.2磨铣参数及磨铣要求:5.2.1开泵循环，启动转盘，校正指重表。5.2.2第一阶段：从复合铣锥探到斜向器到球形体柱体段接触斜向器，此段要轻压慢转，使之磨铣出一个均匀的接触面。磨铣参数：钻压0-5kN，转速40-50r/min，排量8-10L/s。5.2.3第二阶段：从球形体柱体段接触斜向器到符合铣锥底圆中心线出套管外壁。此段应采用大钻压、中转速磨铣，以达到快速切割的目的。磨铣参数：钻压20-40kN，转速50-60r/min，排量8-10L/s。5.2.4第三阶段：从复合铣锥底圆中心线出套管外壁到铣锥头铣过套管进入地层，此段为防止铣锥提前滑出套管造成死台—7—阶应采用轻压、中转速磨铣，以保证下窗口圆滑。磨铣参数：钻压10-20kN，转速50-60r/min，排量8-10L/s。5.2.5第四阶段：从复合铣锥头出套管到铣锥最大外径段出套管，此段应采用中钻压、中转速磨铣，进尺为一个铣锥长度。磨铣参数：钻压20-50kN，转速50-60r/min，排量8-10L/s。5.2.6第五阶段：转动转盘自窗口至窗底反复修整窗口，直到上提下放钻具无阻卡显示后钻进地层2m以上。5.2.7开窗期间要求平稳操作，送钻均匀，根据返出铁屑大小、形状、转盘负荷、蹩钻程度等情况及时调整钻压和转盘转速。5.3开窗前要求钻井液具有良好的携砂性，粘度不低于60s。5.4修窗参数，自窗口至窗底采取加压5kN，反复修窗6-8趟，直到窗口起下钻无挂卡，畅通无阻。5.5窗口保护：5.5.1所有下井钻头的外径不得大于钻铰式铣锥外径；5.5.2不得在窗口附近循环划眼；5.5.3起下钻过窗口时，平稳操作，速度放慢，有阻卡现象不得硬操作，防止挂坏窗口；5.5.4一旦发生起下钻在窗口位置遇阻卡时，应及时下钻铰铣锥对窗口进行修整。6裸眼钻进6.1推荐钻具组合：—8—6.1.1φ118mm单牙轮钻头+φ95mm直螺杆+φ73mmNHWDp×1根+φ73mmHWDp×12根+φ73mmDp。6.1.2φ118mmPDC（或单牙轮）钻头+φ95mm单弯螺杆+φ73mmNHWDp×1根+φ73mmHWDp×12根+φ73mmDp。6.2初始钻进6.2.1钻头过窗口时要操作平稳，慢放慢提，下至预定深度方可开泵，防止在窗口附近开泵打坏钻头。6.2.2第一趟钻要求使用直螺杆钻进20-30m脱离老井眼，避开老井套管磁干扰后起钻。6.3造斜钻进6.3.1根据设计要求及地层实际情况，选择合适的单弯螺杆（0.75-1.5°）型号。6.3.2单弯螺杆下井前,认真检查测量定向键偏转度数并试运转正常。6.3.3全角变化率要求控制在10°/30m内，不超过15°／30m。6.3.4定向期间根据井下实际情况合理调整参数，满足中靶要求。6.3.5井斜、方位满足中靶要求，尽量避免二次定向，如果钻头、螺杆及井下条件允许，可采用复合钻进。6.3.6测斜数据及时计算，并绘制井眼轨迹水平投影图，确保中靶。6.4稳斜钻进6.4.1要求每钻进30-50m测斜一次，根据测量情况及时调—9—整钻进参数或改变单弯螺杆垫块厚度的大小，以满足地质中靶要求。6.4.2如果地层降斜严重或方位变化较大预计可能脱靶时应及时起钻换单牙轮钻头进行定向施工。6.5钻头选择φ139.7mm套管开窗侧钻裸眼钻进采用单牙轮钻头，也可根据不同区块地层特点选择不同型号的PDC钻头，如：G435、ZY304A(B)等。6.6钻井液6.6.1开窗前钻井液性能要求：6.6.1.1根据各个区块地层特点选择合适的钻井液体系。6.6.1.2窗口处井眼易发生剥落和垮塌，开窗时采用的钻井液密度应略高于原井眼使用的密度，增强钻井液的造壁性，保证窗口处的井壁稳定。6.6.1.3钻井液粘度保持在50-70s,屈服值大于10Pa，动塑比0.4Pa/mPa·s，注意观察井内铁屑以及窗口外水泥块返出情况，及时调整钻井液的粘切，防止铁屑缠绕工具或水泥块不能及时带出地面，影响开窗作业施工。6.6.2钻进时钻井液性能要求：6.6.2.1做好钻井液净化工作，振动筛使用200目以上筛布，运转时效100%，除砂器、除泥器交替使用，离心机每天使用不少于一周，保持钻井液的清洁性。6.6.2.2保证钻井液具有良好的润滑性能，确保定向安全—10—顺利。使用原油、无荧光润滑剂、聚合醇来提高钻井液润滑性，要求钻井液的泥饼粘滞系数小于0.1。6.6.2.3控制合理的钻井液密度，满足支撑井壁需要，进入高压水层前适当提高钻井液密度，防止地层水污染钻井液，造成井下复杂。6.6.2.4保证钻井液中的聚合物有效含量，增强钻井液的抑制性，配合加入SAK-1、BY-2、LFT-70等防塌型处理剂，提高钻井液的抑制能力，减少井壁掉块和垮塌。6.6.2.5充分使用好固控设备，最大限度的清除有害固相，控制低密度固相含量小于6%，如有特殊原因造成固控设备不能使用，及时补充胶液，用稀释法和替换法控制固相含量。6.6.2.6井深超过2700m，加入PSP和SMC等抗高温处理剂，保持钻井液的高温稳定性，高温高压滤失量小于15ml。6.6.2.7提高钻井液的动切力，保持适宜的动塑比，防止形成岩屑床，保证起下钻顺利。6.6.2.8严格控制API滤失量小于3ml，使用LV-CMC、低软化点沥青粉、磺化沥青、SAK-1等改善泥饼质量。6.6.3在易漏区块施工时，应采取以下措施：6.6.3.1进入漏层前调整好钻井液的流动性，在满足携砂的前提下，尽量降低粘切，最大限度的减少流动阻力。6.6.3.2进入漏层前，在钻井液中加入“2-3%高强度井壁封固剂+2-3％沥青粉+3％超细碳酸钙”，以改善泥饼质量，提高钻井液的封壁能力，达到提高地层抗破能力、预防井漏的目的，—11—井漏严重时可加入适量随钻堵漏剂进行防堵漏。6.6.3.3井漏发生后，根据漏失的性质分别采取不同的措施：如是轻微渗漏，适当补充钻井液或加入少量随钻堵漏剂强行穿过；如果是井口返出量明显降低或只进不出，可采取起钻至套管内静止堵漏，分段循环加入细纤维堵漏剂进行堵漏；在静止堵漏无效的情况下，可将钻具全部起出，下入光钻杆到漏层以上20-30m，配制适量的高浓度桥堵材料泵入井内，如果返浆正常就关住封井器，往地层内憋入部分堵漏钻井液进行堵漏，恢复正常钻进后，可根据情况筛除或部分筛除井内堵漏材料。6.6.3.4小井眼钻井施工中，如井漏频繁，为了保证固井施工安全，可在下套管前，采用化学法堵漏，采用间隙式挤压、憋压方法进行堵漏，以提高地层抗破能力。6.6.3.5井下出现返水时，可边加重边加堵漏剂，并且根据密度提高的幅度增加堵漏材料的含量，预防发生井漏。6.7完井钻井液性能要求6.7.1完钻前30-50m对钻井液进行调整，确保性能优良，满足井下要求。6.7.2打完进尺短起下拉井壁测后效，根据后效情况及时调整钻井液密度，确保密度合