当前位置：文档库 › 分支井技术

分支井技术

分支井钻井技术

付建红

西南石油学院石油工程学院

Multilateral Well Concept

l分支井技术是指从一个母井眼侧钻若干子井眼的钻井技术，这些子井眼轨迹可以是任意的但多数是水平

井或大斜度井。

层或反方向双支排列的多个分支井眼

分支井的历史

l孕育于1920年1953年，应用于前苏联，在170米范围内，钻了10个分支,增产17倍。

l1928年，美国人申请第一个分支井专利

l自1999年，全世界有近3000口分支井，分布在以下地区

分支井现状(到2000年)

分支井现状(到1999年)

分支井现状(到2002年)

正确理解分支井

l并非只用于水平井l成本高

l风险大

l失败比成功多

分支水平井技术浅析

分支水平井技术浅析摘要：为提高勘探开发总体效益，胜利油田组织开展分支井钻采配套技术，重点讨论了分支水平井工程设计、钻井工艺、钻井液等。通过2口分支水平井的钻井实践，探索了适合胜利油田钻井工艺技术特点的分支水平井技术。关键词：胜利油田分支水平井MWD测量技术导向钻进胜利油区内部如多层断块油藏、边底水油藏等用直井开采效果较差，用水平井或侧钻水平井开采也不能够完全控制含面积。为扩大多层断块油藏、边底水油藏和其它油藏的开采程度，改善油提高产量，开展了分支水平井技术的实践。从油藏开发角度而言，分支井有利于制定合理的开发方案，以较低成本开发多产层的油藏，低渗、稠油、薄层及裂缝油藏。从钻井角度看，各分支井眼共享1个井口及上部井段，有利于环境保护和降低成本。因此分支井钻井技术是提高油田整体效益的重要途径之一。胜利油田有了分支水平井计划方案进行了2口分支水平井肯11-支平1井和郑41-支平1井的试验。 1 分支水平井钻井技术 1. 1 分支井工程设计技术 1. 1 . 1 地质及工程设计采用适合分支井开采的资源量评价技术来确定适合用分支井技术开采的油藏及地质条件。采用分支井优化设计技术，确定分支井合适的分支类型；对分支井的不同分支进行优化研究，以确定各分支的水平段长度及延伸方向。 1 . 1 . 2 井身结构和井眼轨道设计原则为便于处理钻井和后续作业过程中出现的复杂情况，应尽量钻较大尺寸的分支井眼。技术套管的下入深度，除考虑地质要求和施工安全外，还要考虑分支井眼的开窗点及特殊工具的坐放位置。在井眼轨道设计方面，采用了不同于常规水平井和侧钻井的轨道设计原则和设计方法，其设计方法如下。（1）根据分支井眼侧钻施工方式的不同，确定分支井眼侧钻点的间隔距离及井眼轨道初始井段的类型。一般情况下，2 分支井眼侧钻点的间隔距离为20～80m ；裸眼侧钻施工，其分支井眼的间距应大于下斜向器开窗侧钻施工的分支井眼的间距。（2）裸眼侧钻施工分支井利于井眼轨迹控制，从侧钻点直接设计为增斜段。（3）分支井眼的分支位置应选择在地层致密、岩层易钻及井眼稳定的井段。（4）考虑到完井方式造斜率设计为10～20 （°）/ 30m 。

完井技术国内外发展现状分析

完井技术国内外发展现状分析第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。

第2章常规完井技术完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层

常规修井工艺

常规修井工艺第一节清蜡一、油井结蜡的原因油井在生产过程中之所以结蜡，根本的原因是油井产出的原油中含有蜡。油井结蜡有两个过程，首先是蜡从原油中析出，然后聚集、粘附在管壁上。原来溶解在原油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于原油对蜡的溶解能力下降所致。当原油的组分、温度、压力发生变化，使其溶解能力下降时，将一部分蜡从原油中析出。二、油井结蜡的因素 1．原油的组分和温度在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力，原油中所含轻质组分越多，蜡的结晶温度越低，即蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。因此．在高温时溶解的蜡量，在温度下降时将有一部分要凝析出来。在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的结晶温度，可见轻质组分少的石油，蜡容易凝析出来。 2．压力和溶解气在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，在压力与饱和压力的条件下，由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力越低，分离气体越多，结晶增加得越高，这是由于初期分出的是轻组分气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重组分气体，后者对蜡的溶解能力影响较大，因而使结晶温度明显增高。此外，溶解气从油中分出时还要膨胀吸热，促使油流温度降低，有利于蜡晶体的析出。 3．原油中的胶质和沥青质实验结果表明，随着石油中胶质含量的增加，可使结晶温度降低。因为胶质为表面活性物质，可吸附于石蜡结晶表面上来阻止结晶的发展，沥青是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的微粒分散在油中，对石蜡晶体有分散作用。但是，当沉积在管壁的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。 4．原油中的机械杂质和水油中的细小颗粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，使蜡晶体易于聚集长大，加速了结蜡的过程。油中含水量增高时，由于水的热溶量大于油，可减少液流温度的降低，另外，由于含水量的增加，容易在油管壁形成连续水膜，使蜡不容易沉积在管壁上。因此，随着油井含水的增加，结蜡程度有所减轻。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中盐类析出沉积于管壁，有利于蜡晶体的聚集。 5．液流速度、管予表面粗糙程度油井生产实际表明，高产井结蜡没有低产井严重，因为高产井的压力高，脱气少，初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒中热损失小，油流温度高，蜡不易析出。即使有蜡晶体析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。如果管壁粗糙，蜡晶体容易粘附在上面形成结蜡，反之不容易结蜡。管壁表面亲水性愈强，愈不容易结蜡，反之，容易结蜡。三、油井结蜡的危害油井结蜡不仅造成大量的日常管理清蜡与修井清蜡工作量，还会对油井生产，甚至油田开发带来严重的影响。油井结蜡主要危害有以下几个方面： (1)油井结蜡给日常管理带来大量工作，增加了井下事故发生的可能性和机率。 (2)油井结蜡后，使出油通道内径逐渐缩小，增大油流阻力，降低了油井产能，甚至将油流通道堵死，造成油井减产或者停产。 (3)机械采油井结蜡后，不仅使油流通道减小，还会使抽油泵失灵，降低抽油效率，严重

水平井及多分支井技术

水平井和多分支井技术来源：挪威石油网2010-06-17 14:31:53 | 字号:大中小水平井作为一种开发低渗透油气田的一项成熟技术已经在世界各国油田中得到广泛应用。从低渗透油田开发的角度来讲，水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素，因此在水平井的建井过程中必须应用能保证水平井以最佳井身轨迹钻进的新工艺。目前，俄罗斯已经可以利用地震声学X射线层析成像法以高精确度确定产层在不同方位上产层的深度和含油厚度，作为最佳井身轨迹的设计的依据；并且试图建立能够控制钻具钻进移动方向的自动系统，该自动系统包括从井底方向和钻柱下部组合装置的表面遥测控制系统，能自动和手动操作钻柱下部组合装置、钻具(变向器、钻铤、寻中器、稳定器)的控制工具。美国Andrill公司研制出地质导向工具，可测得离钻头1?2m范围内的方位、地层电阻率、伽玛射线、转速和井斜等，并把这些钻头附近的数据传到MWD系统，以便更好地引导钻头穿过薄层和复杂地层，利用测井数据直接进行地质导向钻井，而不是按预先设计的井眼轨迹钻井。多分支井的完井已经有TAML分级标准，但是仍然是分支井技术上的难点，其主要困难在于主井眼与分支井眼的连接技术。分支井的连接技术是分支井所特有的，支井眼与主井眼的密封连接问题是目前分支井完井作业技术难度最大的。因此分支井研究的主要方面集中在分支井完井中的主、支井眼连接技术。不密封连接方式(仅将主井眼与支井眼内管柱机械地连在一起)有Sperry公司的可回收分支井系统和分支回接器，Baker公司早期的根部系统等；密封连接系统目前有Sperry公司的RMLS系统、ITBS及LTBS系统，Hauiburton公司的分支井系统3000TM，Baker公司最新的根部系统；为了顺利再进入分支井眼，可使用选择性再进入工具(SRT)。多数密封连接系统都是选择性再进入的，如Sperry-San公司的多管柱完井系统(MSCSTM)，PCE公司的分支井再进入系统等。由Marathon oil与Baker oil Tools、National oil well联合开发的井下分离头系统(Down hole oil Splitter System)是一项专利技术，利用该系统可以在一口井中钻数个分支，并可以下套管固井、完井，同时可以保持各分支间的任意进入性。由Sperry-Sun钻井服务公司、CS资源公司和Cardium工具服务公司联合研制开发的一套分支井衬管回接新技术??分支井段回接系统(LTBS)。LTBS主要包括套管开窗接头、可回收式导斜器、分支井衬管悬挂器及下送工具等四个部分。利用LTBS可采用常规定向井工艺钻出分支井段，实现分支井衬管与主井眼油层套管的回接，并可对分支井衬管进行注水泥固井，保证以后可以重新进入分支井筒内作业。利用水平井开发低渗透油藏主要有以下几方面的原理：水平井生产剖面具有很强的泄油能力；

羽状分支水平井结构优化

羽状分支水平井结构优化张洪1 何爱国 2 (1.中国石油大学石油与天然气工程学院石油工程教育部重点实验室,北京 102249; 2.中国石油钻井工程技术研究院,北京 100097) 摘要:文章按照产能最大的原则,结合数值模拟及基础地质分析获得了羽状水平井最优结构,主支长度1200~1500m,分支长度200~800m,其长度由近端向远端依次递减,主分支间夹角45 ,分支间距250~300m,8~101个分支数。关键词:羽状水平井结构优化数模 Optimizing the Structure of the Pinnate Horizontal Well Zhang Hong 1 ,He Aiguo 2 (1.Institute of Petroleum and Gas Engineering,the key laboratory of petroleum engineering education ministry China University of Petroleum,Beijing 102249; 2.C NPC Drilling Research Iustitute,B eijing 100097)Abstract:According to the principle that make the biggest deliverability,combining the numerical simulation with the basic geological analysis,the best struc ture of the pinnate horizontal well is given.The length of the main branch is 1200to 1500m,the length of branch are 200to 800m,and it decrease from near area to far area of the horizontal well.The included angle between the main branch with the branch is 45degree,the distance between the branches is 250to 300me ters,and the number of branch is 8to 10.Keywords:Pinnate horizontal well;structure;optimizing;numerical simulation 羽状分支水平井技术是一种新型钻井技术,适合于开采高煤阶低渗透煤层中的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体,其钻井结构与产能关系密切,多分支水平井井结构主要包括钻井长度(主支及分支)、分支数、分支角度及分支间距等。选择最合适的分支长度、角度、分支间距,可以最大限度发挥羽状分支水平井的产能潜力。 1 参数优化 1 1 钻井长度对于羽状水平井,由于分支数较多,且分支之间需要保持一定的分支间距,相比简单水平井,其主支长度需要增加。图1至图2利用EC LIPSE 煤层气模块模拟了不同长度主支产气量及每米进尺产气量,考虑到简单水平井与羽状水平井主分支所起的作用都是产气的主通道,具有相似的渗滤及产气功能,而若按羽状水平井模拟,主支长度变化,分支的长度和支数也要变化,无法了解产量变化是由主支长度变化引起还是由其它原因造成的,因此用简单水平井长度变化来近似了解羽状水平井长度变基金项目受国家重大专项煤层气钻井工程技术及装备研制项目资助,项目编号:2008ZX05036。作者简介张洪,男,博士后,现任取于中国石油大学(北京)石油与天然气工程学院,从事油气开发研究。第8卷第5期中国煤层气 Vol 8No 52011年10月 CHINA COALBED METHANE October 2011

多分支井钻井

多分支井钻井：多分支井是指在一口主井眼的底部钻出两口或多口进入油气藏的分支井眼（二级井眼），甚至在从二级井眼钻出三级子井眼。几何导向钻井：由井下随钻测量工具测量的几何参数：井斜、方位和工具面的数值传给控制系统，由控制系统及时纠正和控制井眼轨迹的钻井工具。地质导向钻井：用地质准则来设计井眼的位置，对准确钻入油气目的层负责的钻井方式。套管钻井：使用套管或尾管作为钻柱进行钻进，在一个钻井过程中同时完成钻井与固井作业。控压钻井：是一种精确控制整个井筒环空压力的钻井技术，能有效解决窄窗口钻井过程中出现的喷、漏、塌、卡等多种复杂情况，避免地层流体侵入井筒，减少井涌、井漏的发生。泥浆帽钻井（mudcap drilling ）：是液相欠平衡钻井的一种，指环空、节流阀关闭，环空施加重稠的流体（所谓的泥浆帽）而清稀的钻井液通过钻具进入地层实现边漏边钻的一种钻井方式。 1.2根据课程学习对现代钻井技术包含的内容和未来钻井技术发展方向做一简单评述。（10分）内容：水平井钻井技术、大位移井钻井技术、多分支井钻井技术、旋转导向钻井技术、地质导向钻井技术、小井眼钻井技术、套管钻井技术、柔性管钻井技术、随钻测量钻井技术、钻井信息应用技术、智能钻井技术。方向:1.钻井技术的发展将以信息化智能化、综合化、现代化为特点，并以实现自动化钻井阶段为目标；2.在世界石油资源的主要地区和复杂地区的工作量将增大，在极地、远海、深层和复杂油气田江钻更多的井；3.钻井技术将按三个层次发展，即成熟技术集成化，在研究技术工业化、高新技术和创新工程加快引入和发展；4.钻井工程的理论研究将更加系统化与成熟。 1.3 根据课程学习分析我国钻井技术发展现状、存在问题和努力方向。（10分）差距：我国在智能钻井、智能完井、复杂结构井、多分支井、大位移井和柔性管钻井完井等方面几乎还是空白或刚刚起步。钻井信息技术、随钻测量技术和深井技术（尤其是深初探）方面差距较大。水平井的应用还未达产业化的程度。钻井总体差距约为5-10年。问题：我国钻井技术基本上还是以跟踪为主，创新成果不多。今后：今后应明确目标、集中攻关、强调研究与开发有自主知识产权的创新工程与技术。应加强钻井理论研究，如钻井预测理论等，面向21世纪钻井技术的发展关键在人才，如何培养为钻井服务的创新人才和胜任国际全球化竞争的队伍迫在眉睫。 1.4 写出十种以上钻井新技术的中、英文名称。（10分）水平井钻井技术.大位移井钻井技术.多分支井钻井技术旋转导向钻井技术.地质导向钻井技术：欠平衡钻井技术：小井眼钻井技术：控制压力钻井技术套管钻井技术：连续管钻井技术： 2.1 完成一口水平井的设计和施工将包含哪些方面的技术研究工作？（10分） 1.水平经济性：产量、效益、增加可采储量、提高采收率。 2.水平井井位确定布井方案研究：地址要素、长度、泄油面积 3.水平井油藏工程：锥进、产量预测、表皮效应、井网和形状研究 4.水平井设计：剖面设计、钻井参数、井身结构、钻柱组合

修井工艺技术

第二章修井工艺设计技术生产过程中，油、气、水井经常会发生一些故障，导致井的减产，甚至停产。为了维持井的正常的生产必须对它进行修理。修井是指为恢复井的正常生产或提高井的生产能力，对它所进行解除故障的作业和实施措施。亦称为井下作业。修井的目的和任务就是要保证井的正常工作，完成各种井下作业，提高井的利用率和生产效率，以最大限度增加井的产量。根据修井作业的难易程度，常将修井分为小修和大修。若只需要起下作业和冲洗作业就能完成的修井范围，称为小修。如更换生产管柱、检泵、清蜡、冲砂、简易打捞等井下作业均属小修范围，亦称为油水井日常维修。而大修则指工艺复杂、动用工具和设备较多的一些井下作业，如油水井打捞、套管修复、电泵故障处理、侧钻及生产井报废等井下作业都属大修范围。修井作业基本过程 1.搞清地质动态、井下现状、判明事故原因。 2.充分准备，慎重压井。 3.安装作业井口、起或换管柱。 4.精心设计作业方案，进行事故处理。 5.下完井管柱、替喷洗井交井试生产。第一节解卡打捞工艺技术是－项综合性工艺技术。目前多指井内的落物难于打捞，常归打捞措施较难奏效，如配产配注工艺管柱中的工具失灵卡阻、电潜泵井的电缆脱落堆积卡阻、套管损坏的套损卡阻等，需要采取切割、倒扣、震击、套铣、钻磨等综合措施处理。这种复杂井况的综合处理方法通称为解卡打捞工艺技术。综合处理措施是指解卡打捞工艺拄术实施中，采取两种或两种以上不同方式方法，如活动管柱法无效后采取的割出卡点以上管柱，然后打捞以下落鱼并采取震击解卡，或分段分部倒、捞解卡等。直到解除卡阻、全部捞出落鱼。综合处理措施主要由下列各项工艺方法组成，而某些单项工艺方法也可独立处理完成打捞解卡施工井。一、检测探明鱼顶状态或套管技术状况印模法即常用的机械检测技术，通常使用各种规格的铅模、胶模、蜡模或泥模等。机械法检测技术已在第三章套管技术状况检测技术中详细介绍，本章不再重复。只是印模检测的对象不尽相同，用于打捞解卡施工中的印模法和测井法，重点在于核定落鱼深度，鱼顶几何形状和尺寸，为打捞措施的制定和打捞工具的选择及管柱结构的组合提供依据。印模使用方法要求同第三章。二、卡点预测井下工艺管柱遇卡有各种原因，而准确地测得卡点深度，对于打捞解卡是非常重要的。本节重点介绍两种方法以供选择。 1．计算法（1）理论计算法理论计算法需与现场施工结合，经一定的提拉载荷后，测得被卡管柱在某一提拉负荷下的伸长量，然后再按下式进行计算： W L A H s z p bl E ??= （7－1）

多分支井完井技术知识讲解

多分支井完井技术

多分支井完井技术摘要：多分支井钻井已成为现在钻井工程中的重点发展的石油科技进步项目之一，但在国内开展这方面的运用还不够，本文在收集现有的国内文献的基础上分析多分支井完井技术的发展及运用。关键词：多分支井，完井由于多分支井和原井再钻能提高油气井的效益，降低吨油开采成本，实现少井高产，也有利于提高采收率，所以多分支钻井技术得到了应用和发展，但多分支井是用钻井手段提高产量和采收率的新兴技术，其技术难度较大，尤其是完井技术。因此，我们必须在跟踪国外技术的同时，加大研究力度，要有所创新，尽快开发和完善该项技术[1]。 1多分支完井的分级[2] 按TAML分级，多分支井完井方式可为1～6S级，见下图1。 1) 一级完井主井眼和分支井眼都是裸眼。侧向穿越长度和产量控制是受限的。完井作业不对各产层分隔，也不能对层间压差进行任何处理。 2) 二级完井主井眼下套管并注水泥，分支井裸眼或只放筛管而不注水泥。主分井筒连接处保持裸眼或者可能的话在分支井段使用“脱离式”筛管(‘drop off’ liner)，即只把筛管(衬管)放入分支井段中而不与主井筒套管进行机械连接，也不注水泥。与一级完井相比，可提高主井筒的畅通性并改善分支井段的重返潜力。二级完井通常要用磨铣工具在套管内开窗，也可使用预磨铣窗口的套管短节。Anadrill公司有为二级完井用的快速钻穿窗口技术。 3) 三级完井主井眼和分支井眼都下套管，主井眼注水泥而分支井眼不注水泥。三级多底分支井技术提供了连通性和可及性。分支井衬管通过衬管悬挂器或者其它锁定系统固定在主井眼上，但不注水泥。主分井筒连接处没有水力整体性或压力密封，但有主分井筒的可及性。三级完井可用快速连接系统 (Rapid Connect)为分支井和主井眼提供机械连接，为不稳定地层提供高强度连接。三级完井还可用预钻的衬管或割缝衬管，是预制的但不是砾石充填的滤砂管。Anadrill公司使用了 1种脱离式衬管完井设计，分支井衬管的顶端可通过水力短节进行脱离。套管外封隔器用于脱离式完井装置中以隔离多个油层，固定衬管顶端以便于重返进入衬管。在有油管的主套管中使用常规的套管封隔器，在跨式封隔器 (Straddlepakers)之间用水力方法来隔离每一个分支井眼。分支井的产量由滑套和其它流量控制装置来控制。这种完井方法较廉价，操作也相当简单，在欧州北海已得到验证，目前正应用于深水海底井中。其完井作业中的关键技术是流量控制装置在井下的操作。Schlumberger Camco公司智能井控技术可实现远程操作和控制井下流量控制装置。 4) 四级完井四级完井的主井眼和分支井眼都在连结处下套管并注水泥，这就提供了机械支撑连接，但没有水力的整体性，意思是液体水力是隔离的。事实上分支井的衬管是由水泥固结在主套管上的。这一最普通的侧钻作业尽管使用了套管预铣窗口装置，但仍然取决于造斜器辅助的套管窗口磨铣作业。分支井衬管与主套管的接口界面没有压力密封，但是主井眼和分支井都可以全井起下进入。这种级别的多底井技术虽然复杂和风险高且仍处于发展阶段，但是在全世界范围内的多底井完井中已获成功。 5) 五级完井五级完井具有三级和四级分支井连接技术的特点，还增加了可在分支井衬管和主套管连接处提供压力密封的完井装置。主井眼全部下套管且连接处是水力隔离。从主井眼和分支井眼都可以进行侧钻。可以通过在主套管井眼中使用辅助封隔器、套筒和其它完井装置来对分支井和生产油管进行跨式连接(Straddle)以实现水力隔离。五、六级完井的分支井具有水力隔离、连通性和可及性特点。多底井技术的最难点是高压下的水力隔离和水力整体性。 6) 六级完井连接处压力整体性连接部压力与井筒压力一致，是1个整体性压力，可通过下套管取得，而不依靠井下完井工具。六级完井系统在分支井和主井筒套管的连接处具有一个整体式压力密封。耐压密封的连接部是为了获得整体密封特征或金属整体成型或可成型而设计，这在海洋深水和海底(Subsea，水

修井工艺技术

第二章修井工艺设计技术生产过程中，油、气、水井经常会发生一些故障，导致井的减产，甚至停产。为了维持井的正常的生产必须对它进行修理。修井是指为恢复井的正常生产或提高井的生产能力，对它所进行解除故障的作业和实施措施。亦称为井下作业。修井的目的和任务就是要保证井的正常工作，完成各种井下作业，提高井的利用率和生产效率，以最大限度增加井的产量。根据修井作业的难易程度，常将修井分为小修和大修。若只需要起下作业和冲洗作业就能完成的修井范围，称为小修。如更换生产管柱、检泵、清蜡、冲砂、简易打捞等井下作业均属小修范围，亦称为油水井日常维修。而大修则指工艺复杂、动用工具和设备较多的一些井下作业，如油水井打捞、套管修复、电泵故障处理、侧钻及生产井报废等井下作业都属大修范围。修井作业基本过程 1.搞清地质动态、井下现状、判明事故原因。 2.充分准备，慎重压井。 3.安装作业井口、起或换管柱。 4.精心设计作业方案，进行事故处理。 5.下完井管柱、替喷洗井交井试生产。第一节解卡打捞工艺技术是－项综合性工艺技术。目前多指井内的落物难于打捞，常归打捞措施较难奏效，如配产配注工艺管柱中的工具失灵卡阻、电潜泵井的电缆脱落堆积卡阻、套管损坏的套损卡阻等，需要采取切割、倒扣、震击、套铣、钻磨等综合措施处理。这种复杂井况的综合处理方法通称为解卡打捞工艺技术。综合处理措施是指解卡打捞工艺拄术实施中，采取两种或两种以上不同方式方法，如活动管柱法无效后采取的割出卡点以上管柱，然后打捞以下落鱼并采取震击解卡，或分段分部倒、捞解卡等。直到解除卡阻、全部捞出落鱼。综合处理措施主要由下列各项工艺方法组成，而某些单项工艺方法也可独立处理完成打捞解卡施工井。一、检测探明鱼顶状态或套管技术状况印模法即常用的机械检测技术，通常使用各种规格的铅模、胶模、蜡模或泥模等。机械法检测技术已在第三章套管技术状况检测技术中详细介绍，本章不再重复。只是印模检测的对象不尽相同，用于打捞解卡施工中的印模法和测井法，重点在于核定落鱼深度，鱼顶几何形状和尺寸，为打捞措施的制定和打捞工具的选择及管柱结构的组合提供依据。印模使用方法要求同第三章。二、卡点预测本对于打捞解卡是非常重要的。井下工艺管柱遇卡有各种原因，而准确地测得卡点深度，节重点介绍两种方法以供选择。 1．计算法理论计算法需与现场施工结合，经一定的提拉载荷后，测得被卡管1）理论计算法（柱在某一提拉负荷下的伸长量，然后再按下式进行计算：AL??E zp H?（7－1）W bls H A?一被卡管柱截＝一钢材弹性系数，一般油管式中；一卡点深度， E E；blp L2次）上提负荷，3m；m面积，； Ws一平均（一管柱在上提负荷下的三次平均伸长量，z。 kN2K 3 级，分层配注管柱，尾管下至 12 0 3.5 m ，例如某井4''油管，钢级J—5 512级偏心配产器。管柱遇卡不动，试用理论计算法计算管柱遇卡深度。试34 4—112封隔器，，则代入公式得： l．15m上提平均负荷300kN，管柱平均伸长）经验公式计算法 (2在现场计算卡

分支水平井完井技术在胜利油田的应用

!应用技术# 分支水平井完井技术在胜利油田的应用Ξ 皇甫洁ΞΞ　李雷祥　刘希明　冯　辉 (胜利油田有限公司采油工艺研究院)　隆新耀 (胜利油田有限公司孤岛采油厂) 摘要　分支水平井是水平井技术的进一步发展和完善,是一种用于老油田开发后期提高采收率和新区改善开发效果的重要手段。目前,该技术在国外得到大规模的研究和应用,而在国内却刚刚起步。介绍了胜利油田第一口自行设计并施工的双分支水平井———桩1-支平1井的完井技术,该井是中石化重点科技攻关项目“分支井钻采配套技术研究”的第一口试验井。从完井方案设计、完井管柱、完井施工工艺等方面阐述分支水平井完井技术的难点和重点,最后提出几点认识和研究方向。关键词　胜利油田　分支井　完井工艺　射孔随着石油工业的发展,分支水平井技术已逐渐成为石油行业又一热点技术。分支井技术可以较大幅度降低油气开发成本,充分挖掘油田生产能力,提高油气采收率,从而提高油气开发的综合经济效益。分支井技术在国外较为普遍,但在国内由于受主井眼与各支井眼交汇处的处理及分支装置系列工具的限制,起步较晚。2000年9月胜利油田在其先进的水平井技术的基础上,自行设计和施工完成了该油田第一口双分支水平井———桩1-支平1井。分支井概况桩1-支平1井位于桩1块中部构造的较高位置,该区先后有9口井(包括1口水平井)投入开发,大部分井开井即见水,其主要原因是该层为底水油藏,油水粘度比大,油流动阻力大,底水很快以水锥形式致油井水淹。因此设计利用双分支水平井开发该构造的含油富集区,以起到控制更大面积储量,抑制底水锥进,增大泄油面积,改善开发效果,提高产能及采收率的作用。该井钻探目的层为馆上段9小层。第一分支为三靶点水平井,设计水平段长200m。第二分支为两靶点水平井,设计水平段长150m,两分支呈30。角斜交。桩1-支平1井采用主井眼钻 31112mm井眼下 24415mm技术套管,分支井眼钻 21519mm井眼挂 13917mm套管的井身结构,尾管悬挂器的位置由上分支开窗点位置和所采用的回接系统的要求确定。井身结构数据见表1。表1　桩1-支平1井井身结构数据分　支开钻次数井眼直径×井深 /mm×m 套管直径×下深 /mm×m 第一分支一开44415×30133917×299101 二开31112×17041724415×170218 三开21519×1945100 13917× (1350197-1942151)第二分支—21519×1872100 13917× (1345184-1871100) 完　井　方　案完井技术是决定分支井技术水平的关键因素。按照完井技术难度,可将分支井分为6类。第1类是在裸眼井内钻分支井眼,分支井眼裸眼完井;第2类是从套管内钻分支井眼,分支井眼裸眼完井;第3类是从套管内钻分支井眼,在分支井眼内下入 ? 3 4 ? 2002年　第30卷　第6期石　油　机　械 CHINA PETROL EUM MACHIN ER Y Ξ Ξ Ξ皇甫洁,助理工程师,生于1972年,1996年毕业于石油大学(华东)石油工程专业,现从事完井采油技术研究工作。地址: (257000)山东省东营市。电话:(0546)8557254。 (收稿日期:2002-01-07;修改稿收到日期:2002-03-05)本课题是中石化集团公司重点科研项目“分支井钻采配套技术”(项目编号KZD22000015)的部分内容。

修井技术发展现状及新技术

修井技术发展现状及新技术摘要：随着油田开采时间的不断增加油水井在地下的工作条件也日益恶化,井下事故不断涌现使得修井工艺技术日趋成熟, 为了进一步降低油水井的事故率有效缩短处理油水井井下事故时间保证油水井正常平稳的运行, 修井技术的研究显得尤为重要。本文通过对常见的修井技术的研究,对提高修井技术水平具有重要的指导意义,也为油田的稳产长效开发莫定坚实基拙。关键词：修井油藏开发发展现状新技术前言修井技术是一项现代化工程技术，工程规模非常庞大，在作业期间还会受到各种因素的影响，特别是在开采低渗透油藏和重油时，水平井开发技术已经成为一种重要的技术手段，但随着开发年限的增加，常会出现例如井下落物、出砂、套管变形、穿孔、高含水等问题，为了保证油水井的正常平稳运行，修井技术在油藏开发过程中日益重要。 1 修井作业的难点水平井因为井身结构的特殊性，与直井相比，水平井修井难度大，工程风险大。主要体现为：(1)受井眼轨迹限制，直井常规井下工具、管柱难以满足水平井修井要求。(2)斜井段、水平段管柱贴近井壁低边，受钟摆力和磨擦力影响，加之流体流动方向与重力方向不一致和接单根，井内赃物如砂粒等容易形成砂床，作业管柱容易被卡。(3)打捞作业，鱼头引入和修整困难；斜井段水平段常规可退式打捞工具不能正常工作，遇卡不易退出落鱼。(4)水平井摩阻大，扭矩、拉力和钻压传递损失大，解卡打捞困难；倒扣作业中和点掌握不准。(5)打印过程中铅模易被挂磨损坏，井下准确判断难。(6)套、磨、钻工艺难度大，套管磨损问题突出，套管保护难度大。(7)设计的修井液除了保证减少钻具摩阻和具有较好的携砂能力还要减少漏失保护油气层。这对低压中和特别是异常低压井，防漏及油气层保护问题难度大。(8)小井眼水平井修井难度大、风险大。 2 现有常规修井技术（1）水平井常规打捞在石油开采和生产的作业过程中，水平井出现工具落井的情况将会延迟下一步流程，为了之后工艺的顺利进行，必须采取打捞措施。针对水平井的特点以及

分支井及多底井工艺及配套工具

HOOK Hanger?System 钩式悬挂器系统 Baker Oil Tools j.650-ml.man.tab08.level3 hook hanger.ppt

Baker Oil Tools j.650-ml.man.tab08.level3 hook hanger.ppt Multilateral Levels 多分支井级别 LEVEL 1 1级 LEVEL 2 2级 LEVEL 3 3级 LEVEL 4 4级 LEVEL 5 5级 LEVEL 6 6级LEVEL 6s 6s 级 Open hole Junction 交叉点为裸眼 Cased & cemented mainbore / open hole lateral / lateral liner Unsupported 主井下套管并固井 /分支井为裸眼且/分支尾管无支撑 Cased & cemented mainbore / open hole lateral / lateral liner anchored to main bore 主井下套管并固井 /分支井为裸眼 /分支尾管固定到主井 Cased & cemented mainbore & lateral / no pressure isolation at the junction 主井和分支井均下套管并固井/交叉点无压力隔离 Cased & cemented mainbore & lateral / pressure isolation at the junction achieved with the completion equipment 主井和分支井均下套管并固井/交叉点用完井设备完成压力隔离 Cased & cemented mainbore & lateral / pressure isolation at the junction achieved using the casing 主井和分支井为套管井并固井/在交叉点用套管完成压力隔离

低压气井暂堵修井工艺技术

收稿日期:2002-01-06;修回日期:2002-05-12 作者简介:杨健,工程师,1991年毕业于西南石油学院采油专业,一直从事试油、修井方面的技术工作。地址:(646001)四川省泸州市兰田镇,电话:(0830)3921502。开采工艺低压气井暂堵修井工艺技术杨健 (四川石油管理局川南矿区工程技术部) 摘要:对低压气井进行修井作业时,要求施工安全又不伤害产层,这是一个急待解决的难题。国内外对此已进行了长期的研究和现场试验,并形成了很多修井工艺技术。使用非选择性堵水剂作为暂堵剂,在4口井上进行了暂堵修井作业,取得了较好的效果;综合考虑,认为暂堵施工适用于低压气井的修井作业,并对低压气井的暂堵修井作业总结了一些经验。关键词:低压气井;修井;暂堵;工艺中图分类号:TE 358 文献标识码:A 文章编号:1006-768X(2002)05-032-02 低压气井修井简况气井生产一段时间,特别是气田开发进入中后期之后,由于地层能量的不断衰减,井内会出现各种各样的异常情况,导致无法进行正常的生产,因此必须对这些低压气井进行修井作业,采取更换生产管串或下入井下工具如气举阀、电潜泵等措施以保证气井恢复生产。由于这些气井的地层压力已经远低于井眼的清水液柱压力,用清水压井可能导致压死气井,敞井施工作业又存在井口失火、H 2S 中毒等不安全因素。国外对低压气井修井时一般采用低密度流体作为修井工作液或采用不压井修井技术:低密度修井工作液是泡沫或气体(氮气、空气或天然气);不压井修井采用连续油管或不压井起下钻设备。国内据了解,天然气研究院现正在对低密度修井液(泡沫)进行研究,并已取得了一定的进展,已处于现场试验阶段;西南石油学院也研制出了低密度修井液。川内也有不压井修井装备,隆昌井下作业公司有连续油管车。但是这些施工方式和施工设备在使用时存在较大的局限性,如费用问题、作业方式和作业内容的限制等。近几年来,在川南气田对几口低压气井进行了暂堵修井的现场试验,认为低压气修井时使用暂堵方式技术可靠、操作简便、成本也较低廉,适用范围较广。我们使用的暂堵剂是一种非选择性堵水剂。国外从20世纪80年代就进行了大量的堵水试验研究工作,前苏联在奥伦堡气田就进行了大量的常规堵水和选择性堵水试验;美国在加里佛利亚进行了多口气井的堵水工作。在国内,四川气田曾经在70年代也设想和试验过堵水技术;近几年来国内很多研究单位、油田等已经进行了大量的研究和应用工作:石油大学、江汉石油学院、石油勘探开发科学研究院、吉林油田、胜利油田等很多单位均进行了室内试验和现场应用工作,并且也取得了一定的成果。目前国内外研究较多的堵水技术是采用改进的聚合物交联技术、聚合物桥键吸附技术。现研究生产的堵水剂分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。选择性堵水剂是通过油和水、产油层和产水层的差别进行堵水,分为水基堵水剂、油基堵水剂和醇基堵水剂;非选择性堵水剂对油和水都有封堵作用,主要分为树脂型堵水剂、冻胶型堵水剂、凝胶型堵水剂和沉淀型堵水剂。将堵水剂用作低压气井修井,目的是为了封堵一切地层流体,将井筒和地层暂时地分隔,因此选用了非选择性堵水剂)))一种双液法冻胶型堵水剂。暂堵剂的工作原理及技术要求暂堵剂的工作原理为:暂堵剂由基液和交联剂两部分组成;暂堵剂的基液为聚合物溶液(同分子化合物),在施工时按一定的交联比加入一种交联剂溶液后形成冻胶,再将这种冻胶注入井眼内在破胶前可有效地封隔地层流体。使用暂堵剂进行低压气井修井的目的是为了暂时封堵地层,以确保安全地完成修井作业,然后再采取其它方式使暂堵剂破胶水化后排出,最终不伤害 # 32# 钻采工艺2002年

多分支井完井

小井眼侧钻技术在大港油田的应用与发展

小井眼侧钻技术在大港油田的应用与发展【摘要】小井眼侧钻技术是油田利用老井提高采收率的重要措施。国内各油田竞相开展了此项技术的研究与应用，已形成了一套完整的工艺技术，但在双层套管开窗、小井眼优快钻井、小井眼小间隙固井等关键技术上还存在问题。大港油田随着近几年市场工作量的增大，不断探索新型实用技术提高小井眼侧钻技术水平，通过对开窗工具的改造完善，顺利实现了双层套管开窗；通过改进钻头结构，完善钻头型号，适时应用大角度马达，完善定向钻进工艺措施等方法，提高了优快钻井水平；通过开发新型水泥浆体系、密度可调的隔离液，优选完井套管规格，进一步提高了小井眼小间隙固井质量，最后提出了小井眼侧钻技术发展方向，并给出了建议。【关键词】小井眼；侧钻技术；开窗；小间隙固井 0 引言国外从20世纪60年代开始进行侧钻技术研究，在侧钻方法、工艺措施、井下工具及完井方法等方面技术已经成熟，能够完成各种曲率半径的水平井，还能在一个井筒中侧钻出多个分支井。国内胜利、辽河、中原油田开窗侧钻工艺发展较快，其中，1997年开始，辽河油田侧钻技术与采油技术进行配套研究，侧钻技术成为改善井网、挖掘储层潜力、解决底水锥进、油井水淹的重要手段。2000年运用老井侧钻技术完成三分支井。至2005年辽河油田完成各式侧钻井2383口，侧钻总进尺64.4×104m，成为国内完成侧钻井最多、运用侧钻技术增储上产效果最显著的油田。大港油田在1992年开始实施套管内开窗侧钻，截至2008年完成小井眼开窗侧钻井301井次，其中自由侧钻井53井次，定向侧钻井196井次，侧钻水平井52井次，完成双层套管开窗5井次，2008年￠139.7mm套管内开窗侧钻平均机械钻速2.5m/h，较2007年提高了12.8%。目前大港油田小井眼侧钻井技术不断完善，规模也在不断扩大。 1 大港油田小井眼侧钻技术现状 1.1 开窗工具大港油田￠177.8mm和￠139.7mm套管内开窗方式均主要以钻铰式复合铣锥，一次性完成开窗、修窗作业。2001年Weatherford公司在大港油田采用开窗铣鞋带西瓜铣，可以实现一次性开窗修窗，斜面为凹槽式设计，开窗铣鞋对导斜面不磨损因此开窗效率高、速度快，但施工费用较高。近几年随着双层套管开窗的增多，我们对钻铰式复合铣锥的顶部进行了钨钢颗粒加厚，使其直径由73mm 加大至95mm，整体长度由0.95m加长至1.2m。导斜器从原始简易的地锚固定式导斜器，经过改进，目前普遍采用卡瓦液压锚定式导斜器；双层套管开窗为确保导斜器固定牢靠，发展出了卡瓦液压双缸锚定式导斜器，而导斜面的硬度设计选择与2层套管中强度较大的那层套管相当