側(cè)鉆井尾管固井技術(shù)研究與應(yīng)用

1、側(cè)鉆井尾管固井技術(shù)研究與應(yīng)用 側(cè)鉆井尾管固井技術(shù)研究與應(yīng)用到了 90 年代遼河油田原油生產(chǎn)進入中后期，由于原井套管長期超負荷生產(chǎn)，長期受到由于注氣注水井下工具質(zhì)量差等問題，使套管受到附加額外載荷，產(chǎn)生變形或損壞，井下大修作業(yè)常造成的井下落物事故復(fù)雜且不易處理，地震產(chǎn)生附加地質(zhì)應(yīng)力使遼河油田部分區(qū)出現(xiàn)套管斷錯，高注采比長期生產(chǎn)使部分產(chǎn)層枯竭，底水錐進等多種原因的影響，使部分油井不能正常生產(chǎn)，造成原油和天然氣產(chǎn)量出現(xiàn)下滑，嚴重威脅到油田的正

2、常生產(chǎn)；為了充分利用老井的井場道路及輸油設(shè)備，降低噸油綜合成本，在眾多二次采油方案中，遼河油田選準了側(cè)鉆井開窗這項新技術(shù)，側(cè)鉆開窗--就是利用老井原有一定長度的完好套管，在其一定深度，方位范圍內(nèi)，下入導(dǎo)斜器重新開窗側(cè)鉆，采用懸掛尾管方式完井，達到恢復(fù)老井產(chǎn)能，延長老井使用壽命，完善井網(wǎng)，提高油井產(chǎn)量及采收率的目的。 側(cè)鉆開窗技術(shù)，目前有 96%應(yīng)用在Ф177.8mm 和Ф139.7mm兩種井型上，分別采用懸掛Ф127mm 和Ф101.6

3、mm 尾管固井或篩管或裸眼完井；有 4%應(yīng)用于Ф244.5mm 井型，采用Ф139.7mm 尾管固井完井。側(cè)鉆開窗技術(shù)，在遼河油田實施 10 年來，共完成側(cè)鉆井1565 口，累計增產(chǎn)原油 687*144t 使一批“死井”復(fù)活，為管法固井技術(shù)，用Ф60.3mm 油管作為插入管柱，與前一種方法相比較，具有替量準確，尾管內(nèi)留水泥塞少等優(yōu)點，但是該方法要求插入管柱的調(diào)長受到嚴格的限制，插入管柱與尾管伸長率不同步，循環(huán)孔易堵塞，插入管柱與密封環(huán)間

4、密封性能差，對于井斜較大，裸眼進尺較長的側(cè)鉆井，插入管柱插入困難，對于裸眼進尺較短的側(cè)鉆井，由于通過插入管柱循環(huán)孔在尾管內(nèi)外的循環(huán)壓力無明顯差別，增加了施工判斷的難度。3、機械尾管懸掛器、內(nèi)管柱與雙向阻流板配合的固井階段該方法在 96~2021 年間使用 158 口井，當(dāng)時由于Ф139.7mm側(cè)鉆井的出現(xiàn)，無法實現(xiàn)在Ф101.6mm 尾管內(nèi)鉆水泥塞，工程技術(shù)人員對尾管固井整個工藝過程進行了研究，決定在阻流板上做文章，改進普通阻流板為雙向

5、阻流板，它既能起到普通阻流板的單流閥作用，又能起到防止替空及污染環(huán)空水泥漿的作用，在當(dāng)時為尾管固井開辟了新的出路，使側(cè)鉆井口井節(jié)余周期 2~3 天，口井節(jié)余側(cè)鉆成本 2~2.5萬元，缺點是：對于一些易漏區(qū)塊，由于內(nèi)管柱長度增加，使得管路沿程循環(huán)壓耗增加，特別是深井，長裸眼段井更是如此，造成對重復(fù)段環(huán)空水泥漿產(chǎn)生附加壓力，易出現(xiàn)重復(fù)段水泥返高低或無水泥，試不住壓，須擠水泥補救。對于泥漿泵，附加壓力使其超負荷無法正常運轉(zhuǎn)，只能采用一個凡爾循