大尾管侧钻井固井技术 【技术领域】
本发明涉及一种大尾管侧钻井固井技术，属于石油钻井工程中的固井工艺，主要用于油田开发井的侧钻井固井作业中。
背景技术
套管内开窗侧钻工艺作为一项新型的修井工艺不断发展，由于裸眼长度、裸眼斜度不断增加，受套管尺寸的限制，开窗工具及钻头直径都较小(直径多为Ф118mm)，致使钻裸眼完钻后，裸眼平均直径较小，给下尾管完井工艺带来了困难。目前，国内各大油田在Ф137mm套管内钻裸眼后多采用ф88.9mm尾管完井，ф88.9mm尾管内径小，给以后生产过程中的冲砂、射孔等施工带来了许多困难，同时又由于井眼斜度大、井眼不规则，致使一些井段尾管壁直接与井壁接触，且尾管与井壁环空间隙小、水泥环较薄，施工后很难保证固井质量。
本发明的目的在于提供一种新的侧钻井完井工艺，克服上述的侧钻井完井中的难题，方便侧钻井连接较大的尾管，进一步提高固井质量，方便后期的油井开发生产。
【发明内容】
本发明采用如下的技术方案，即一种大尾管侧钻井固井技术是通过在钻裸眼完钻后的侧钻井段中下扩眼钻头对裸眼段进行扩眼；并配合调整水泥浆性能等相关工艺步骤，保证在Ф137mm套管内开窗侧钻后下较大的ф101.6mm大尾管完井，并可在尾管外接扶正器，使尾管居中，提高了固井质量。
实现上述技术方案，在钻裸眼完钻、电测井后采取工艺步骤如下：
A、由下至上，下φ121mm扩眼钻头+φ78mm加重钻杆(钻杆最好为20根)+φ73mm钻杆+方钻杆转盘旋转全裸眼井段扩径；
B、由下至上，下φ145mm扩眼钻头+φ78mm加重钻杆(钻杆最好为20根)+φ73mm钻杆+方钻杆转盘旋转全裸眼井段扩径，并用泥浆彻底循环洗井；
C、用φ73mm钻杆把设计好的固井管柱(ф101.6mm尾管)下入至窗口以上(最好在窗口上30-100m)；
D、现场配制具有泥浆，并用泥浆小排量彻底正循环洗井至进出口泥浆性能一致；
E、用φ73mm正扣钻杆把固井管柱下至预定位置，且尾管每下深100m用泥浆小排量正循环洗井至泥浆具有良好的流变性为止；
F、注入设计好的防漏水泥浆固井，起钻候凝48小时，完成固井。
通过A、B两步扩眼工序施工，提高了裸眼段的内径，井径扩大率可达30％，扩眼后的平均井径可达到150mm，保证了ф101.6mm大尾管及尾管扶正器顺利下入裸眼内，并使尾管在裸眼内居中、尾管外的整个环行空间都能充满水泥浆，从而大大提高固井质量。
老油井内实施侧钻施工，地层因被开采，能量大多较低，破裂压力系数也较低；一般电测时间都大于20小时，电测后泥浆在井内静止时间长，会发生部分絮凝、流变性变差，循环泥浆时会在初始阶段产生较大的激动压力，如果激动压力大于地层破裂压力，会压破地层而导致井漏，采用C、D两步工序施工，可先在套管内小排量循环好泥浆性能，用较小的排量循环可减少激动压力，同时在套管内循环泥浆时，可减少裸眼内承受的激动压力，D工序中的泥浆应具有较好的造壁性、润滑性、流变性及防漏性，使泥浆在尾管进入裸眼前具有较好的流变性。
ф101.6mm尾管外径较大，尾管及尾管扶正器与井壁间隙较小，施工过程中如果排量较大，或在裸眼内长井段不循环泥浆，泥浆因静止时间过长，流变性变差，循环泥浆时会在环空内产生较大地流动压力或激动压力而压破地层、导致井漏。故通过增加E工序施工，可减少因直接在井底循环时产生的流动压力及激动压力，可分段提高裸眼内泥浆流变性，保证施工顺利进行。
【附图说明】
图1，大尾管侧钻井固井管柱结构图
图1中，喇叭口1、窗口2、φ101.6mm套管3、套管扶正器4、引锥5。
【具体实施方式】
实施例，采用上述大尾管侧钻井固井技术，按照A至F的工艺步骤完成大港油田某地区老井侧钻固井，经检测对比得下表
表1.ф101.6mm尾管及ф88.9mm尾管固井后各种技术指标对比： 完井方式 尾管抗外压 力(MPa) 尾管内径 (mm) 尾管最大下 入深度(m) 固井合 格率ф101.6mm尾管完井 43.5 90.12 3500 96％ф88.9mm尾管完井 35.6 77.42 3200 80％