1、特殊结构工艺井完井技术在油田中的应用,主讲人：王绍先,随着世界石油天然气勘探开发的不断发展，钻井技术经历了经验钻井、科学钻井和自动化智能钻井三个发展阶段，钻井新技术、新工艺和钻井新装备不断发展和完善。丛式井、水平井、小井眼侧钻水平井、大位移井、分支井等复杂结构井不断出现、发展和成熟。,前言,目前，复杂结构井技术已在国内外各大油田中得到了较大范围内的应用，在油气田的勘探开发中发挥着越来越重要的作用。,特殊结构工艺井是为满足复杂油气藏勘探开发需要，在常规直井钻井技术基础上发展起来的，具有特殊井眼轨迹或井身结构的油气井。主要包括各类定向井、丛式井、水平井和分支井等。,控制井眼轨迹 增加井眼数量 增大
2、泄油面积,增加可采储量 增加油井产量 提高油气采收率,前言,1 水平井完井技术 2 分支井完井技术 3 膨胀管完井技术,提 纲,一、概 述,就钻井工艺而言，水平井与定向井属于同一范畴，即都是按一定的轨迹（井斜角、方位角）定向钻达设计目标，所不同的是水平井特指井斜角达到90后再水平钻进延伸一段水平距离。水平井钻井、完井技术以提高油气藏产量和采收率为主要目标，是当代国际石油界迅速发展并在应用中取得显著效果的一项综合配套技术，在世界范围内，绝大部分已投产井获得了巨大的经济效益。水平井钻井技术可用于多种类型油气藏的开发。,二、发展现状,国外水平井钻井技术的试验研究始于80年代初。90年代以来，水平井钻
3、井技术在国外取得了非常显著的经济效益。截至2000年年底，世界上已有69个国家在各种油气藏中钻过水平井，总计达23385多口，其中多数在美国、加拿大和前苏联，每年完钻1000口左右，（到2000年底美国水平井数为10066口、加拿大为9665口）。,水平井技术优势： （1）增加泄流长度 （2）增大传导率 （3）有利于改善天然供油、气通道 （4）有利于提高压裂效果 （5）减少开发井数量,二、发展现状,目前世界上钻成长曲率半径水平静的最大位移为1060m，中曲率半径水平井井的最大位移为2438m。水平井已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏，如枯竭油藏、致密气藏、低渗油藏、边际油藏、高渗油藏等
4、。其中水平井分布以裂缝性油藏为主，约占53%，其次是底水和气顶油藏，约占33%。,二、发展现状,水平井完井方法基本采用裸眼完井和防砂（打孔）筛管完井，而且割缝筛管完井的数量在增加。例如，加拿大阿尔伯塔的水平井中采用割缝管完井的占45%、裸眼完井的占43%、其它采用注水泥完井等完井方式。ELF石油公司自1980起钻的82口水平井中，裸眼完井数在四个油田有27口（占33%）。,ELF公司水平井完井类型统计,二、发展现状,国内水平井技术从1988年南海LH1116水平井开始，逐步得到推广应用，主要集中在胜利、新疆、辽河等油田。中石油集团从2002年加大力度抓水平井技术发展，2005年突破年打井200
5、口。,二、发展现状,国内水平井在90年代初期开始主要以固井射孔完井为主，随着筛管完井新工艺如筛管顶部注水泥工艺的开发完善，现在筛管完井已成为水平井完井首选。胜利油田于1990年完钻第一口科学试验水平井埕科1井，到2006年12月底，累计完钻各类水平井612口，其中固井射孔完井536口，占87.6%，筛管完井68口，占11.1%；2007年胜利油田共完钻各类水平井217口，固井射孔仅79口，占36.98%，而筛管完井137口，占63.1%。改造储层物性，提高油层的渗滤能力，进而提高油井的产能。,水平井完井方式,裸眼完井,防砂筛管或打孔衬管完井,带管外封隔器 (ECP）的防砂或打孔衬管完井,射孔完
6、井,三、不防砂的水平井完井方式,1、裸眼完井,这是一种最简单的水平井完井方式。即：技术套管下至预计的水平段顶部，注水泥固井封隔。然后换小一级钻头钻水平井段至设计长度完井。裸眼完井适合于碳酸盐坚硬地层、硬质砂岩储层和不坍塌致密地层，特别是一些垂直裂缝地层，如美国奥斯汀白垩系地层；不要求层段分隔的储层以及短或极短曲率半径的水平井。,优点：油层完全裸露，具有最大的渗流面积，较高的产能；可以实施生产控制和分隔层段的增产作业。缺点：疏松储层，井眼可能坍塌；难以避免层段间的窜通；可选择的增产作业有限。,裸眼完井实例： A）塔河油田奥陶系油藏； B）塔里木奥陶系油田； C）胜利深层潜山油藏； D）大港千米桥
7、潜山油藏； E）新疆石西裂缝性变质岩油藏； F）四川裂缝性碳酸盐岩气藏； G）川西低渗透裂缝性硬质砂岩气藏； H）南海流花111生物礁灰岩油藏。,2、衬管完井,衬管完井主要用于不宜用套管射孔完井，又要防止裸眼完井时地层坍塌而采用此方法的井。 目前，衬管顶部注水泥已经被广泛使用，加拿大70%的水平井使用该完井方式。,优点：完井方式简单，可防止井壁坍塌；储层不受水泥浆的损害；施工成本相对较低。缺点：不能实施层段的分隔；无法进行选择性增产增注作业。不能进行生产控制；无法获得可靠的生产测试资料。,3、带ECP的割缝衬管或者打孔管完井,优点：储层不受水泥浆的损害；可在一定程度上避免层间窜通；可进行生产控
8、制、生产检测和选择性的增产增注作业。,缺点：管外封隔器分隔层段的有效长度取决于井眼规则程度，封隔器的坐封和密封件的耐压、耐温等因素。,4、固井射孔完井,优点：有效地进行层段分隔，完全避免层段之间的窜通；可以进行有效的生产控制，采取各种选择性的增产增注措施。缺点：完井成本相对较高；储层受水泥浆的损害；在水平井中固井质量难以保证。,四、防砂的水平井完井方式,防砂是开发出砂油藏必不可少的工艺措施之一，对原油的稳定生产及提高开发效益起着重要作用。 防砂工艺的好坏是防砂措施效果好坏的关键。 要取得好的措施效果，首先要有适应于地层条件及开发方式的工艺技术。,1、预充填筛管 2、树脂涂敷砾石筛管 3、金属粉
9、末烧结筛管 4、金属棉筛管 5、金属毡结筛管 6、陶瓷筛管 7、割缝筛管 8、复合筛管 9、膨胀筛管 10、新型高强度筛管,防砂筛管类型及性能,其中，3、4、5、7、8、9、10是水平井防砂常用筛管类型。,1、金属粉末烧结筛管性能指标,1、防砂效果好(50300um)； 2、强度高；柔性差； 3、过流面比：6-7%； 4、管内、外径比：0.75; 5、防腐性能好；结垢行为弱； 6、抗冲蚀、抗挤性能好； 7、结构较简单;造价较高； 8、较容易堵塞(砂堵)； 9、8-1/2井眼中，最大外径：166毫米；最小内径：124mm; 10、后续解堵难度较大； 11、透光性能差，油流动阻力较大； 12、水平
10、井中较常使用。,2、金属棉筛管性能指标,1、防砂效果好(80300um)； 2、防腐性能好；结垢行为强； 3、管内、外径比值：0.65; 4、透光性能差；油流动阻力适中； 5、较易造成堵塞； 6、抗挤性能好；强度较高； 7、过流面比：6%； 8、结构相对简单；造价高； 9、8-1/2井眼中，最大外径：166毫米；最小内径：108mm; 10、抗冲蚀性能差；柔性差； 11、后续解堵难度较大； 12、常用于水平井完井中。,3、金属毡结筛管性能指标,1、防砂效果好(80300um)； 2、防腐性能好；结垢行为强； 3、管内、外径比值：0.8； 4、透光性能适中，油流动阻力较小； 5、较易造成堵塞（垢
11、堵、砂堵）； 6、强度高；柔性好，造价较高； 7、过流面比：3-4%； 8、结构相对简单； 9、8-1/2井眼中，最大外径：156毫米；最小内径：124mm; 10、抗冲蚀性、抗挤性能能强； 11、后续解堵难度较大； 12、常用于水平井完井中。,4、割缝筛管性能指标,1、防砂效果适中(150300um)； 2、防腐性能差；结垢行为强（ 激光加工）；立方氮化硼加工的防腐性能较好；结垢行为强较弱； 3、管内、外径比值：0.89； 4、透光性能好，油流动阻力小； 5、不易造成堵塞（垢、砂堵）； 6、柔性好；强度高； 7、过流面比：2-3%； 8、结构最简单；造价低； 9、8-1/2井眼中，最大外径：
12、139.7/177.8毫米；最小内径：124/164mm; 10、抗冲蚀性好；抗挤性能适中； 11、后续解堵难度小； 12、水平井完井中，使用最多。,5、复合筛管性能指标,1、防砂效果较好（150300um）； 2、防腐性能好；结垢行为强； 3、管内、外径比值：0.75； 4、透光性能较差，油流动阻力不均； 5、易造成堵塞（垢、砂堵）； 6、强度适中；柔性好； 7、过流面比：6-8%； 8、结构较复杂；造价较高； 9、8-1/2井眼中，入井前最大外径：164mm;最小内径:124mm; 10、抗冲蚀性能较弱、抗挤性能适中； 11、后续解堵难度最小； 12、近来常用于水平井完井中。,6、膨胀筛管
13、性能指标,1、防砂效果最好（150270um）； 2、防腐性能好；结垢行为较弱； 3、管内、外径比值：0.85(膨胀)； 4、透光性能好，油流动阻力小； 5、不易造成堵塞（垢、砂堵）； 6、强度适中；柔性好； 7、过流面比：8-10%； 8、结构较复杂；造价最高； 9、8-1/2井眼中，入井前最大外径：187mm;最小内径:143mm; 10、抗冲蚀性能较强、抗挤性能适中； 11、后续解堵难度最小； 12、常用于水平井完井中。 13、作业繁复，完井时间长。,10、新型高强度筛管性能指标,1、防砂效果好(100300um)； 2、防腐性能好；结垢行为弱； 3、管内、外径比值：0.78； 4、透光
14、性能好，油流动阻力小； 5、不易造成堵塞（垢、砂堵）； 6、强度最高；柔性适中； 7、过流面比：6-8%； 8、结构较简单；造价适中； 9、8-1/2井眼中，最大外径：162mm;最小内径:124mm; 10、抗冲蚀性最好、抗挤性能最高； 11、后续解堵难度小； 12、是胶结疏松油藏、出砂油层水平井完井的理想筛管。 13、作业简单。,疏松砂岩油藏水平井开发的主要特点：一是地层胶接疏松，生产过程中易出砂；二是井身结构复杂，对入井工具和管柱要求高。,水平井平置式滤砂管防砂工艺管柱,水平井悬挂式滤砂管防砂工艺管柱,水平井滤砂管防砂技术以其施工工艺简单，井身结构适应性强等技术优势，长期以来为疏松砂岩水
15、平井有效开发提供了技术保证。,水平井防砂技术现状,（一）水平井砾石充填防砂完井技术,1）高渗透密实的砾石充填层，有效减缓或避免生产过程中防砂筛管被堵塞，有助于提高油井产量；,2） 炮眼及筛套环空形成高密实的砾石充填层，改善近井流动条件，降低炮眼压降，有助于生产流体在水平段均匀产出；,3）油藏适应性强，防砂有效期长。,水平井砾石充填防砂的技术优势,水平段坐封、丢手、地层挤压、环空充填一次完成； 防砂筛管采用双精度结构设计，具有抗堵塞、挡砂双重效果； 压差式阻流装置的优化设计，实现了水平段分段连续充填的功能，提高充填效率。,技术特点,水平井砾石充填防砂的技术特点,水平井砾石充填防砂技术现场应用,水
16、平井砾石充填防砂技术已在胜利、冀东及大港等油田现场12口井的试验，技术可靠性得到良好的验证，实施成功率达100%，环空理论充填率达到100%，最长充填井段达到258m，所有井施工目前都正常生产，第一口试验井已连续生产了1000多天，技术完善配套。,普通滤砂管存在问题:,挡砂层容易堵塞； 滤砂管外径大，距炮眼近，受油流冲击力强，滤砂管容易刺烂 ； 滤砂管抗冲蚀能力弱，导致滤砂层穿孔。,（2）水平井精密复合滤砂管完井技术,精密复合滤砂管主要由中心基管、不锈钢网过滤层、外保护管组成，基管为标准油管或套管。除基管外，均采用优质不锈钢材料，耐腐蚀性能好。,精密复合滤砂管结构：,螺旋百叶长孔外保护套,螺旋
17、长拉伸孔外保护套,打孔基管,过滤筛网,外保护套、筛网、基管组合,技术参数及规格：,过滤精度, 滤砂粒度0.07mm地层砂粒 耐温480 耐酸碱pH=3-13 管柱内外可承担最大压差：P内=24MPa，P外=35MPa 过滤精度可按地层出砂的粒度调整,精密复合滤砂管特点：,l、防砂可靠性高，抗破坏能力强。2、防堵能力强，便于反洗。3、抗腐蚀能力强，能抗CO2、Cl-、H2S腐蚀，适应酸化作业。,不锈钢复合过滤层结构示意图, 139.7mm精密复合滤砂管照片,精密复合滤砂管滚轮扶正器的使用,现场应用及效果评价：,施工工序： 下精密滤砂管； 筛管顶部注水泥； 钻盲板、下铣锥、刮管通井； 下内管工具进
18、行泥饼酸洗。,沾北3-平1井井身结构,完井投产日产油120吨，目前已稳产90天。,五、水平井分段完井技术,（一）套管射孔分段完井技术 （二）筛管分段完井技术 （三）自胀封筛管分段完井技术,水平井为什么要进行分段完井?,水平段往往会穿越多个油层，或存在小段夹层,当储层自然产能衰竭时，往往需要进行分段酸化压裂,对鱼骨状水平井，分段可避免部分分支见水导致全井水淹，延长水平井无水或低含水采油期,胜利钻井院石油完井所,采用水泥浆胀封管外封隔器进行分段，分层射孔开采 保护油气藏不受水泥浆的伤害，提高采收率和产量 开采后期可进行分段酸化压裂,（一）水平井套管射孔分段完井,水泥浆胀封管外封隔器,变常规水力胀封
19、为水泥浆胀封，提高了封隔能力和封隔器使用寿命,形成的水泥实体可承压120MPa以上，而清水胀封只承压35MPa,应用情况,在车古区块、纯西区块这两个典型油区推广使用该技术近40口井（直井）,车古201-4井采用该工艺完井后，成功实施了高达70MPa压裂增产作业; 云顶公司桩古区块属于碳酸盐岩溶洞型油藏。不适宜采用固井方式进行完井。桩古10-28井采用该工艺完井后，日产油100余吨，云顶公司专程发来喜报对该工艺给予了高度赞扬,动画示意图,（二）水平井筛管分段完井技术, 下带有管外封隔器的筛管 筛管顶部注水泥 钻盲板、下铣锥、刮管通井 下内管工具5 进行解堵胀封作业,施工工序：,水平段筛管分段完井
20、-外管柱,挤压式管外封隔器,解堵胀封一体化技术-解堵液,解堵机理,酸化：清除滤饼中的骨架颗粒（超细碳酸钙等）,氧化：氧化降解滤饼中连接颗粒的聚合物分子,(1)注入井预处理：用15%盐酸洗井，除去酸溶物(如超钙)和部分有机质。 (2)注入氧化型解堵液，关井憋压数小时。 (3)返排：在开采压差下用地层流体将滤饼残渣返排出来。,施工流程,常 规,改进后,解堵胀封一体化技术-解堵工艺,采用新型内管封隔器并增加数量 扩大了解堵液的波及范围，提高了解堵效果,施工前期,施工后期,解堵胀封一体化技术-内管胀封工具,内管封隔器,水平段筛管分段完井应用情况,筛管分段完井技术已在河148-平1井、大港岐南L1井及枣
21、1218-5L井成功实施,不同于常规打压封隔器，封隔器的膨胀在完井后自动完成 可以在任一点、任一位置下入多个封隔器 3) 施工简单，安全可靠,（三）自胀封筛管分段完井技术,GXG管外封隔器是靠完井后期注蒸汽的温度完成膨胀 采用聚四氟作为密封材料 封隔器内腔内充满药品，后期热采过程中，管外封隔器药品遇热膨胀（达到120，即开始膨胀）,热采水平井自胀封分段完井,遇烃类物质即发生膨胀 已加工出样品，正进行室内实验,遇油自胀封分段完井,鱼骨状水平井是指在水平段侧钻出两个或两个以上分支井眼的水平井。从三维立体图上看，各分支井眼与主井眼之间呈鱼骨状分布；从水平投影图上看，各分支井眼与主井眼呈羽状分布，国外
22、也将其称为羽状水平井。,六、鱼骨状水平井技术,技术优点,最大限度地增加油藏泄油面积 充分利用上部主井眼 增加井眼有效进尺 节约开发成本,鱼骨状水平井钻井技术,-特点,布井区储层分布较稳定，油砂体井控程度高；距油水边界有一定距离；油层有一定厚度；有一定单井控制地质储量；储层胶接良好，地层稳定；合理分布分支井眼数目；合理确定分支井眼与主井眼的夹角。,鱼骨状水平井钻井技术,-适应原则,鱼骨状水平井钻井技术,鱼骨状水平井井身结构设计原则,鱼骨状水平井均采用三层套管的井身结构,套管层次为：（1）339.7mm-244.5mm-139.7mm(158mm)（2）508.0mm-273.1mm-177.8m
23、m(192mm),设计施工时将技术套管下至二开水平段着陆点后30m，以降低水平段及分支井眼钻进时的风险，再将筛管下至主井眼，其它分支井眼均采用祼眼完井。,-井身结构设计原则,埕北26B-支平1井自2006年9月28日7:30一开钻进，9月30日0:30二开钻进，10月04日02:30二开钻至着陆点完钻；2006年10月24日06:00三开钻进水平段主井眼及四个分支井眼，10月26日24:00钻至井深1810m，历时60h顺利完钻，10月28日1:00顺利完井。,埕北26B-支平1井施工概况,鱼骨状水平井钻井技术,-实例,实钻数据,13 3/8套管 400.09m,粘土,松散砂岩 平原组,砂岩与
24、泥岩互层 明化镇,砾砂岩夹薄层泥岩 馆陶组,26Bit90m+17 1/2Bit401m +12 1/4 Bit1407m + 8 1/2Bit主眼和4个分支,9 5/8套管至1406.03,6 1/4筛管 至主井眼底1810m,井身结构,鱼骨状水平井钻井技术,-实例,实钻数据,埕北26B-支平1井开发效果,埕北26B-支平1鱼骨状水平井采用防砂筛管先期防砂完井工艺技术，与常规完井相比可进一步减少对油层的污染，增大渗流面积、提高油井产能。该井采用下电泵完井机采工艺，油井初期生产适当控制生产参数，采取电泵变频控制稳定生产，采用5mm油嘴生产，油压6MPa，生产稳定，日产油达100t，为周围油井的
25、3.3倍，目前产量维持在99.5t左右，效果十分理想，达到了预期目标。,鱼骨状水平井钻井技术,-实例,胜利油田第一口稠油热采鱼骨状水平分支井-沾18-支平1,沾18-支平1井是胜利油田第一口稠热采鱼骨状水平分支井，2007.12.11三开钻进，2007.12.17完钻，总进尺888.02m，油层871.02m,平均油层钻遇率达98.08%。,鱼骨状水平井钻井技术,-实例,胜利油田鱼骨状水平分支井当前及累计产量,统计日期：20080102,鱼骨状水平井钻井技术,-后期效果,1 水平井完井技术 2 分支井完井技术 3 膨胀管完井技术,提 纲,在一个主井眼内侧钻出2个或2个以上分支井眼（二级井眼），
26、甚至再从二级井眼中钻出三级子井眼，统称为分支井。主井眼可为直井、定向井、水平井。 分支井眼可为定向井、水平井等。,利用老油区报废井侧钻分支井是一种低成本、高效益的开发方式，具有极大的潜力和发展前景,层状油气藏孤立小断块油气藏 低渗透油气藏天然裂缝油气藏气顶、底水油气藏,适用的油藏类型,理论上讲，多分支井适用于各类油气藏，主要应用于：,1997年3月，在英国阿伯町，成功地举办了第一届国际多底井钻井完井技术研讨会，依据如下六条原则，将多底井分类为六个等级： 重新进入各分支井段的能力(Re-entry Capability) 叉口部位的机械完整性(Junction Mechanical Integr
27、ity) 叉口部位防砂效果(Junction Sand Exclusion) 叉口部位的压力密封性(Junction Pressure Integrity) 建井的难易程度(Simple Installation) 作业风险 (Operational Risk),分支井完井TAML级别,TAML1主、分支井眼裸眼,TAML2主井固井，分支丢筛管完井,TAML3主井固井，分支悬挂筛管完井,TAML4主、分支井眼固井，不进行压力封隔,TAML5主、分支井眼固井，进行压力封隔,TAML6井下分支装置,分支井国外现状,1953年前苏联钻了一口9翼分支井，为一级完井，产量提高了16倍。 Baker Hu
28、ghes公司创出分支水平井水平段最长记录为：两分支井水平段总长4500m;三分支井水平段总长8319m。 截止到2006年底，世界上已钻分支井8000余口。,Texas的Galveston油田所钻的78口井中共有 535个主分支（legs），每口井约68个主分支，共约30.5104m。 主支井中最多达 12 个分支（lateral）,1998年新疆油田钻成国内第一口双分支实验井GD1176井，裸眼完井。 中石油：共完成25口，其中2000年2005年累计完成7口，2006年完成18口。 中石化：共完成29口,其中胜利油田自主完成两分支4级分支井3口，鱼骨状分支井6口。,分支井国内现状,南海西江
29、油田,至2003年8月22日，西江油田完成14口分支井，占总井数的30%,哈里伯顿4501TM 系统 贝壳石油工具HOOKTM系统 威德福StarBurstTM系统,分支井施工技术,磨、套铣回收技术,再进入技术,世界上已钻分支井8000余口分支井级别对比,胜利钻井院 预开窗分支井系统 TAML4-5,叉口部位的处理,所钻的分支井窗口部分要靠固井水泥进行密封，所以对窗口部分的固井质量要求很高 胜利：研制了PS-1塑性水泥体系，营31支平1曾试压10MPa,实例1 辽河油田海14-20井,在7套管老井眼中侧钻3个6分支井眼 最大井斜角10、40、31.5 分支井眼下5尾管，固井射孔,采用单眼分采技
30、术，初产39t,现场试验应用,实例2 四川德阳新场气田新浅90井,首次采用窗口密封剂,静31-59CFP井 采用双眼合采 酸化后日产油14t,第一分支完钻井深2496.58米，水平段长201.9米，井斜85.7 第二分支完钻井深2448.30米，水平段长212.30米，井斜94.9,实例3 静31-59CFP井,设计用双分支水平井开发桩1块的含油富集区，以控制更大的含油面积，抑制底水锥进，增大泻油面积，改善开发效果，提高产能和采收率,实例4 桩1-支平1井,9 5/8 “套管,四级完井：注水泥射孔完井、管内防砂,5 1/2 “ 套管,桩1-支平1井,两分支方位相差约29,5 1/2 “套管(1
31、345.841871.00)m,5 1/2 “套管(1350.971942.51)m,方位273.87 ,方位245.05 ,周围口直井投产后，平均单井累积生产原油1203t后即由于高含水而关井，而桩支平井目前已生产原油12180t，含水仅为94%，相当于10口直井产量。,桩1块直井、分支水平井累积产油量对比,位于梁家楼油田梁46块中部，设计利用分支水平井技术同时开采纵向上沙三中1、1和1小层局部构造高点剩余油富集区，以提高产能和采收率,实例5 梁46支平1井,两分支水平段 平面距离24米 垂深差11米左右,至2002年11月关井，累计产油305t,方位267.01,9 5/8 “套管2889
32、.32m,梁46-支平1井,ECP,分级箍,设计为同向双分支结构，两分支水平段均为双阶梯类型,5 1/2“套管,方位268.06,5 1/2 “套管(2817.483618.30)m,5 1/2 “套管(2832.173568.29)m,四级完井：部分注水泥割缝筛管完井,现有技术的缺陷,采用套铣回收的四级完井方式，风险大，容易对窗口的水泥环、套管造成伤害 套铣后第二分支套管切割部位失去支撑 叉口部位的水泥环承压能力有限 井下工具系统可靠性差，胜利、辽河甚至国外公司在施工过程中，均出现过不同程度的井下事故 目前大多试验井多采用合采或单眼分采，再进入功能需要验证，井下分支系统还需不断完善,国内对分
33、支井技术的实质性研究开始较晚，自主开发的分支井钻井完井系统尚处在试验完善阶段，还不能适应油气开发领域对井下工具系统适用高效、安全可靠的要求。有必要进一步加大扶持和研发力度,分支井能够多分支泄油，共享上部井段和生产设施，可以降低成本，提高生产速度和最终采收率、改善油气藏泄油方式和增加储量，已经成为国外增储上产、降本增效的重要技术手段,结论与认识,分支井的未来发展方向是智能化、简单化，地面塑性预成型的6级分支井系统与智能完井技术结合，将是储层效益最大化的有力技术手段,可靠的井下系统是分支井完井成功的关键。国内的井下分支系统研发应该朝预开窗井下系统（包括主井眼预开窗和分支套管预开窗）发展，进一步提高
34、效率和可靠性,1 水平井完井技术 2 分支井完井技术 3 膨胀管完井技术,提 纲,随着油气工业的发展，来自各个方面的挑战和竞争越来越激烈，降低勘探开发成本的要求越来越迫切，油气井的钻井和完井成本在油田的勘探开发总成本中占有相当大的比例，因此通过开发新的钻井和完井技术来降低钻井完井成本对油气工业的发展具有十分重要的意义。可膨胀管技术就是国外正在发展中的可明显降低钻井完井成本的一项新技术。经过近几年的研究和开发，这一技术已逐渐趋于成熟，并在油田投入应用，取得了显著的经济效益。,一、前 言,壳牌公司90年代初期首先开始研发膨胀管技术，90年代后期投入现场试验并于2000年进入商业应用。该项技术具有重
35、要的意义： 一、可以简便有效地解决复杂井段的井壁稳定问题 二、可以减少上部井眼的尺寸和套管层数，这样可以钻更深的直井和大位移井 三、可以修复老井被损坏的套管 四、可以大大降低钻井成本 五、可以取代砾石充填降低完井成本 被认为是21世纪石油钻采行业的核心技术之一。,前言,可膨胀管包括： 可膨胀实体管（SET） 可膨胀割缝管(EST) 可膨胀防砂筛管（ESS）。,前言,二、实体膨胀管技术,引言 国内外技术概况 实体膨胀管应用领域 实际应用情况 实体膨胀管主要技术指标,引 言,实体膨胀管技术就是将普通API标准序列的套管下入技术套管内，用驱动头以液压力或机械力的方法使管材永久形变，用特殊工具和工艺将
36、下入的套管膨胀至与上层技术套管内壁紧贴，从而达到增大采油管柱或井眼内径的目的。 该技术被认为是21世纪石油钻采行业的核心技术之一。,国内外技术概况,Enventure公司 1999年11月首次现场应用； 5-1/2“16“套管成系列内实施裸眼或补贴作业； 20个国家，72个客户，313井次各类膨胀管施工； 累计使用膨胀管106000m，成功率96以上； 最大一次使用长度1554m。 Weatherford公司 2002年6月首次现场应用； 只能进行7“及9-5/8“两种套管内的补贴； 仅进行了约10余个井次膨胀补贴作业； 最大一次膨胀管长度为170m。 Baker Hughes公司目前尚未对实
37、体膨胀管技术规模化应用,优化井身结构，减小井眼锥度，甚至实现从井口到井底以同一尺寸钻井，可以钻更深的直井和大位移井； 作为应急套管，为各种钻井环境提供经济有效的应急方案； 为避开棘手层段提供一种费用低廉的手段； 维修和加固井下现有的套管，使修井和二次完井作业更加经济； 在深水区作业也只需尺寸更小、费用更低的钻井船； 封堵用常规方法无法封堵的射孔段和套管泄漏处； 是尾管悬挂器和尾管上封隔器的一种更简单，更经济的替代品。,实体膨胀管技术应用领域,裸眼井膨胀尾管系统,主要解决漏失问题和复杂地层，例如盐膏层及地层孔隙压力、压力梯度异常的地层。,套管井膨胀衬管系统,该系统可以用于老井的修复，该技术结构相
38、对简单，技术要求较低，可进行单根或多根套管的补贴。 胜利钻井院目前的攻关方向就是实体膨胀管补贴技术，并成功进行了19井次的套管补贴作业，单井补贴长度达到了101米，通过了12个密封丝扣，验证了膨胀丝扣的水利及机械密封性能。,膨胀尾管悬挂器系统,数据表明，传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。为了解决这一问题需要挤水泥或下尾管悬挂封隔器，或者两者都需要，以保持其水力完整性。 膨胀尾管悬挂器可有效解决这一问题，并同时保持比尾管更大的内径。,胜利钻井院对液压膨胀式尾管悬挂器技术进行了研究，目前正在进行该技术的改进完善。,侧钻井,该技术已在胜利油田进行两口侧钻井应用，主要解决两个方面的问题： 侧钻
39、井完井井眼内径过小； 侧钻井固井质量欠佳。,传统套管程序与膨胀套管程序对比,实体膨胀管,裸眼井膨胀尾管系统施工工艺,1、扩眼 2、下入膨胀管 3、注缓凝水泥浆固井 4、投塞 5、加压膨胀尾管 6、膨胀悬挂器 7、钻塞,实体膨胀管,1、裸眼井膨胀衬管系统,、套管井膨胀衬管系统,主要用于修补作业。这种系统可以用在老井的修复过程中，可修复套管数千英尺。下入衬管进行修复，还可以穿过这层衬管钻井，没有了小井眼的限制。 传统的套管补贴加固工艺存在两大缺陷： A、 补贴长度有限，国内一般在10米以内，美国Oven公司可做到30米； B、补贴管本体不能膨胀，只依靠补贴管两端的膨胀支撑管体并密封，连接丝扣也存在
40、较为严重的泄漏问题； C、补贴后井径损失大，不利于后期作业。,实体膨胀管,套管井膨胀衬管系统的作用：,在已下套管井中，可膨胀衬管还可用来封隔用挤水泥之类的常规方法未能封堵的射孔层段。这种可膨胀衬管还能用于中断不必要的产气或出水，纠正产液层，从而对现有的注入井和生产井实施更好的控制。 在应急作业中，作业者还能用这项技术修补已坏套管或已磨损套管。用内衬可膨胀管的办法可将探井级套管升级为强度更大的生产井套管，而套管内径只有极少的损失。并依然大得足以下生产设备，支持在衬管下面继续钻进。,实体膨胀管,套管井膨胀衬管系统施工步骤,打通道,下入膨胀 管系统,投塞 打压,衬管膨胀,悬挂器膨胀,钻塞,实体膨胀管
41、,套管井膨胀衬管系统施工工艺,1、打通道，通井 2、井下超声波测井 3、下入膨胀衬管 4、加压，膨胀衬管 5、膨胀悬挂器 6、钻塞,实体膨胀管,、膨胀尾管悬挂器系统,应用膨胀管柱制作一个尾管悬挂器。有数据表明，应用传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。而可膨胀尾管悬挂器系统可以防止这种泄露，为作业者节省与挤水泥、尾管悬挂器封隔器相关的费用，使环空具有必要的水力完整性，有利于把井钻得更深。,实体膨胀管,可膨胀管用作尾管悬挂器，比常规尾管悬挂器和尾管上封隔器更简单、更经济。其心轴不是让整个尾管膨胀，而仅仅膨胀一小段尾管来形成尾管悬挂器，这一小段尾管又充当尾管上封隔器，可膨胀尾管悬挂器系统集尾管
42、悬挂器和尾管上密封件的功能于一身，因而可最大限度地减少尾管顶部的挤水泥作业。与常规尾管悬挂器和尾管上封隔器相比，这种可膨胀尾管悬挂器系统可延长平均故障间隔时间，减少维修费用。,实体膨胀管,膨胀尾管悬挂器系统,实体膨胀管,膨胀尾管悬挂器系统施工工艺,1、钻井 2、下入膨胀尾管悬挂器 3、投球注水泥 4、替浆 5、悬挂器膨胀 6、回收下放工具,实体膨胀管,多层技套井身结构,套管补贴大修,完井工程,膨胀管技术的研究及应用将给未来深井及复杂地质条件的钻井及井身结构带来“革命性”的影响和给完井带来重大技术经济效益。其主要工程价值为： 多层技套井身结构 套管补贴大修 完井工程,、实体可膨胀管可应用领域,我
43、国大多数陆上油田均进入开发的中后期，油水井开窗侧钻技术正成为油田后期稳产增产的一种主要手段之一。对于目前绝大多数的油水井，采用的多为512 套管，因而侧钻井段所采用的多为312 套管，这为油井以后的生产及作业带来了很大的难度，采用膨胀管技术可有效提高套管内径，并能显著提高固井质量。,我国有数千口油气井油层套管由于腐蚀等原因穿孔或泄漏，急需补贴大修。如果能用可膨胀套管补贴油气井套管，那么大量油气井可恢复生产，不需要钻更多的调整井和侧钻井，具有显著技术经济效益。,在不增大井眼直径和不减小完井套管直径的条件下可多下2至4层技套，用技套封隔复杂地层以利安全钻井。同时，采用可膨胀套管后，可用较大直径钻头
44、和钻杆，井底水力能量可较大幅度提高，并改善环空净化。多层技套的井身结构对我国复杂地质条件的深井具有重大意义。在不增大井眼尺寸和不降低完井套管尺寸的条件下，应用膨胀套管封隔复杂地层将会显著提高勘探开发效益。,实体膨胀管,膨胀割缝管,三、可膨胀割缝管技术（EST）,可膨胀割缝管（EST）管子上有一系列交错排列且相互重叠的轴向割缝，其本体比实体管易于胀开。在实施完井作业中，EST从底部向上膨胀，在钻井作业中，则由顶部向下膨胀。割缝管径向膨胀率为50%，轴向缩短率不到1%。同时，EST膨胀所需的力相对较小。,可膨胀割缝,（一）用途,作用： 1改善井身设计。2提高井径利用率。3用于水平井裸眼完井。,图3
45、6 膨胀割缝管在水平井中的应用,膨胀割缝管在水平井中的应用,膨胀割缝管,1在钻井作业中的应用,分别在得克萨斯、北海和蒙特罗斯进行了现场试验，证明采用EST和纤维水泥加衬里方法，可实现以6.9MPa最小压差来隔离井筒的目的。,膨胀割缝管,2在防砂作业中的应用,可膨胀割缝管防砂系统,在阿曼一口下套管直井中首次使用了割缝管，膨胀后撑开9m长的筛管，以利用EST的高膨胀性能构成防砂筛管系统。该井自恢复生产以来，可膨胀管防砂系统在防止井筒出砂和保持油井产能方面产生了出人意料的效果，说明采用EST技术可以在不进行砾石充填的条件下达到防砂目的。,膨胀割缝管,膨胀防砂管,四、可膨胀防砂筛管技术（ESS）,We
46、atherford 公司的子公司 Petroline公司于1999年推出了可膨胀防砂筛管（ESS）技术。ESS是三层结构，外层是割缝基管，有保护和支撑的作用；中间是化合物多层夹层，防砂管膨胀时，层间互相滑开；内层是割缝衬管。,膨胀式防砂管,在作业过程中，锥形膨胀心轴被推入防砂筛管，使ESS扩张造成中心管和保护外套结合在一起，从而达到作业所要求的井简直径。在筛管的扩张过程中，由三层隔膜构成的重叠式渗滤隔膜中间层发生径向滑移，另外两层则发生轴向滑移，直到防砂筛管达到理想的直径。 ESS的优点如下： 适用于各种井筒条件。 提高井径利用率。 提高油井生产能力。 降低裸眼井和套管井的压降。 降低生产成本
47、。,膨胀防砂管,ESS的可膨胀式隔离套可以取代管外封隔器，具有以下优点：1工具的稳定性高,无泄漏或破裂风险,可以任意长度封隔地层。2可与其他可膨胀割缝管产品串接使用，无须复杂的压力和机械调节装置, 工艺简单，节省作业时间。,膨胀防砂管,膨胀防砂管与传传统防砂管,膨胀防砂管,五、国内应用前景随着“稳定东部、开发西部”战略方针的实施，对工程技术人员提出了两大挑战：一是开采目前不能经济开发的新储量，二是维持老油田开发的经济效益。套管修补、老井侧钻是老区稳产增产的主要技术措施，存在的问题是完井固井质量差；西部新区深井储层非均质性严重、储集类型多，盐膏层、煤层、高低压层等层间矛盾突出，钻井完井面临诸多技
48、术难题。,国内应用前景,13-3/8套管（下深0800米，钻头 17-1/2） 9-5/8套管（下深02540米，钻头 12-1/4） 7-5/8膨胀套管（下深25003500米，钻头 8-1/2随钻扩眼至10膨胀后内径197mm ）5- 1/2 套管（下深24504000米，钻头 7-1/2）,1新井建设方面的作用,优化井身结构,作为应急管，解决复杂地层的钻进问题,流动层厚，疏松易跨塌，井壁不稳定，形成厚泥饼易缩径卡钻。,国内应用前景,2.老井侧钻、套损修复 膨胀管在侧钻井领域的应用,将实体膨胀管（SET）裸眼尾管系统（OHL）安装在侧钻井段上，OHL通过经过段铣的套管窗口安装完成，从而达到增大完井内径的目的。,国内应用前景,老井侧钻是老油田稳产增产的主要技术措施，一般情况下是在5-1/2套管内侧钻，也有在7套管内侧钻的，由于主井眼小侧钻用的钻头尺寸受限，侧钻井眼完钻井眼小，带来一些列问题： 固井质量没法保证。由于侧钻井小井眼的特点，固井时替不干净。固井形成的水泥环厚度小、曲率大，在以后的生产作业中也非常容易造成水泥环破裂，影响封固质量。 防砂、增产作业困难118mm钻头开窗侧钻，只能下4或3-1/2油套管，内径只有70多毫米，很难实施管内防砂，更难以实现冲砂等作业。,
