特殊完井方法

第八章 特殊完井方法由于海上油田开发装置投资高，平台面积有限，除应用大斜度井扩大动用储量外，近十多年发展成熟的水平井、大位移井，多底分枝井技术已成为降低成本提高效益的新工艺。本章着重介绍这些井的完井技术。第一节 水平井完井水平井有增加泄油面积，降低生产压差，提高单井产量和提高最终采收率的作用。在控制油层出砂和底水锥进方面优于其它类型井，对低渗、稠油开采和热采热注都有明显效果。完井可分为裸眼、衬管、套管固井、防砂、管外封隔器等几种不同类型的完井。不同油气田应依据其特点选择最佳完井方法满足生产需要。一、水平井完井考虑的因素l）储层岩石胶结情况及储层的稳定性，分析研究岩石矿物胶结情况，储层是否含有遇水后易膨胀或塑性流动的粘土层、石膏层、盐层等化学不稳定性；井壁岩石是否会发生因上覆地层重压而剪切破坏，导致储层垮塌的力学不稳定性。利用已有资料分析计算在不同生产压差下井壁岩层所承受的切向应力与储层岩石抗压强度关系，对储层稳定性做出较准确的判断。2）储层的纵向非均质程度。在整个储层厚度内是否存在坍塌夹层，异常压力层，含水、气夹层等层间干扰。3）有无气顶和底水。4）储层压力系数。5）储层水平渗透率和垂直渗透率。研究选用适应储层地质特性的完井方法，采用特殊的技术往往可有效降低开发投资，生产操作费用，获得好效益。二、水平井完井特点及基本原则由于油气田的构造形态和层位分布不同，采用哪种完井方法应视总体开发方案和经济评价确定。水平井段长短、穿越层位的岩性差异程度、穿越单一厚度与穿越多组油气层或油气水复杂带进行开采，生产完井技术则不相同。重复进入水平井段的施工难度较大。水平井生产完井方案要与钻井方案紧密结合，完井时要充分考虑油气田生产特点，结合开发方案要求，预先做好生产完井设计。水平井完井基本原则为：l）水平段完井应能最大限度发挥产能，达到高效开采目的。2）有效防止井壁垮塌，对胶结疏松的砂岩油层需进行有效防砂。3）有利于分层开采，对穿越复杂带层段的油井，完井时应实施有效分隔，有利于今后控制分采或封堵。4）便于修井作业时管柱或连续油管重新进入施工。5）永久性完井工具应能满足长期生产的要求。三、水平井完井类型1裸眼完井这种完井适用在灰岩裂缝性油气层，胶结良好的砂岩层，致密低产油气层。一般采用生产套管下至水平拐点上部注水泥固井后再钻裸眼水平段，生产井管柱尾管只下在套管内进行生产，第七章海上完井管柱设计要求已有详细介绍，图 8-1-1 为裸眼完井结构，油井完善程度高，能发挥生产潜力提高单井产量。2衬管完井对生产过程可能垮塌的储层，采用衬管完井较多，衬管为钻眼或割缝套管。钻眼直径和缝隙大小依据储层岩性选择。衬管下井后由液压或机械悬挂器坐挂在上部套管内。衬管完井适合厚度大，生产层稳定，无需进行后期封堵的水平井段，图 8-1-2 为衬管完井示意图，完井工艺简单，成本低、效果好。3预制防砂管完井储层岩性胶结差，预测可能会出砂的水平井段，采用砾石充填防砂施工困难，充填效果不稳定。近年发展和采用预制砾石填充防砂管，不锈钢金属纤维棉防砂管，防砂效果较好。（1）预制砾石填充防砂管预制砾石填充防砂管由带眼基管，不锈钢梯形绕丝，砾石填充层，外保护管组成（见第九章） 。不锈钢梯形绕丝缠绕时点焊固定，缝隙和填充的砾石直径根据地层砂直径筛选确定。要求填充砂层厚度不小于 12mm，环氧树脂胶结后不影响渗透率。（2）金属棉防砂管预填充砾石防砂管重量大，不便于在水平井段推进，近年发展形成的金属棉防砂管有筛孔型，单层裹包或多层裹包型。l）筛孔型金属棉防砂管。选用无缝钢管做基管，两端有内外螺纹及卡槽，管壁阶梯状布孔，孔中装设金属棉滤砂室。油流通过时滤砂室可将大于或等于 0.07mm 的砂挡在管外形成第二道防砂屏障。国产 RLG 一 A120mm 和 RLG 一 A85mm 两种尺寸防砂管在陆地油田使用收到较好效果。主要技术标准。通径：120mm85mm，外径：140mm，105mm渗透率：K15002000 m 2 挡砂能力：0.07mm 地层砂耐温：350，抗内外压差：p 内 20MPa，p 外 30MPa渗流面积：270350cm 2m （120mm） 210270cm 2m（85mm）长度：4m节（可按用户要求特制）使用方法。下井时用卡瓦卡住防砂管卡槽将每节防砂管二端内外螺纹连接到设计长度，上接丢手封隔器下至油层位置。加压坐封封隔器并丢手起出送人管串。2）裹包型金属棉防砂管。裹包型防砂管由带眼基管、筋条、梯形绕丝、金属裹包层、外保护层组成。裹包层用不锈钢金属纤维制成带摺长筒形套在绕丝外部，可按需要制作成单层或多层。外保护层用薄壁不锈钢管滚压出长方形流动孔道，两端密闭固定在基管上用内外螺纹连接形成需要长度。裹包型滤砂管具有渗流面积大，渗透率高，耐腐蚀，抗温抗压能力强，重量轻，下井操作方便等特点。4复杂带水平井完井导向钻井，生产测井技术的发展，使利用水平井开发多层组油气层，复杂带油气层已逐步变为现实。图 8-1-3a、b、c 是利用裸 眼封隔器完井结构示意图。穿越复杂油、气、水层水平井段利用管外封隔器，套管、滑套、衬管和防砂管等工具组合进行完井。管外封隔器用完井液或水泥浆加压膨胀坐封。衬管完井在长井段中设置盲管、管外封隔器及滑套将不同层位隔开，进行合采或分采。图 8-1-3b 为穿越复杂层位防砂并分层封隔完井，避免层间干扰的结构示意图。利用管外封隔器进行水平井段防砂实例。南海某油田 Al3 水平井采用预制填充砾石防砂管完井。水平井段上部用 244.5mm 套管固井，裸眼井径215.9mm，水平段在 13m油层中部穿越长度428.6m。滤管选用127mm 油管做基管，每米钻孔直径为 12.7mm，钻孔数量为 475 孔。基管外部点焊缠绕梯形不锈钢丝。外保护层为 177.8mm 套管，每米钻孔直径、数量与基管相同。环空填充 2040 目（粒径 0.420.84mm ）砾石，环氧树脂固结。每节长 4m，上下配有连接螺纹，裸眼段完井管串配置顶部悬挂套管封隔器，防砂管、盲管、滑套，分 4 组用管外封隔器将 428.6m 井段分隔为独立的 4 小段。底部还备有 NO一 GO 工作筒和浮阀作清洗防砂管及井壁的通道。图 8-1-4、是 A13 井完井结构示意图。下井后上提专用管串，送入工具从底部开始清洗防砂管，关闭滑套和逐层坐封管外封隔器，达到防砂和分隔目的。（1）井筒准备完井液要有防塌，润滑，保护油层及携砂能力，重复循环清洗出水平井段所有岩屑。为确保预制防砂管能下到井底，A13 井连接 2 根外径与防砂管直径 177.8mm 相同的套管做模拟管柱通井到井底循环两周清除岩屑。模拟管柱起到 244.5mm 套管内，用 HEC 与海水配制成的胶液替出套管内钻井液，保持井筒干净，减少下防砂管时受污染和堵塞。（2）送入管柱设计和施工砾石填充防砂管重量大，绕性差，为便于下井，每 12m 防砂管中间加入 1 根长 6m、外径为 127mm 的盲管，盲管上加一个弹簧扶正器达到减少重量增加绕性，降低摩擦力的目的。筛管进入水平段自身重量全部加在井壁上，向前推进阻力很大，上部钻柱要有足够重量才能把筛管推向井底，筛管管串与专用送入工具组装好后，在悬挂封隔器顶部入如下送入钻具：6 柱 127mm 钻杆14 柱 127mm 加重钻杆13 柱 158mm 钻挺127mm 钻杆。送入钻具和专用工具组装后具有如下功能：1）可转动。当送人防砂管遇阻时可通过上部钻具转动防砂管串，克服静止摩擦阻力。2）可以循环。防砂管遇岩屑阻挡可正循环从引鞋部位冲洗井底岩屑。3）开关滑套。专用送入工具的冲管上带有开关滑套工具，冲洗防砂管后上提可关闭滑套。4）具有坐封管外封隔器功。冲管上带有两个密封总成组的专用组件，中间有正冲洗出口。当密封总成全部进入封隔器密封筒后管内继续加压，液体经传压孔进入封隔器膨胀胶筒完成坐封。5）喷洗功能。随着冲管上提密封总成在基管内移动，可循环冲洗防砂管，逐级关闭滑套和坐封全部封隔器。 A13 为底水油藏，选用 4 级裸眼封隔器防砂可以消除某一井段出水。出砂对全井生产的影响。5水平井段下套管或尾管固井完井参看图 8-1-5，对于一些在投产前或生产过程中需要采取增产措施或由于井壁不稳定，在生产过程中随着地层压力的降低井壁有可能垮塌的井，也可以采用下入生产套管或尾管，然后用水泥封固整个水平段及油层顶部；对于一些有可能在生产过程中发生顶部气锥或底部水锥情况的井更需要将套管下入抽层段，以便将来发生气、水锥进时，通过挤水泥把气、水锥井段封住的补救措施。在水平井钻井设计时，技术套管一般都要下到生产层顶部并注水泥固井，封隔生产层及以上部位的邻近层段。对于将来要采取强化增产措施的井段，在技术套管下到油层顶部固井以后，在水平段下入生产套管或尾管以后还必须与技术套管有一段搭接或直接连接到井口，以保证在采取增产措施时有足够的抗内压强度。由于在油层段下有套管或尾管，在油井投产前必须用油管或钻杆传送的方法进行射孔（即TCP） ，以形成油气进入井筒的通道，也可以有选择性地对某些要采取措施的井段加密射孔，对有底水或气顶的部位避开不射孔，以获得最好的生产效果。对于有气顶或底水的油层，在射孔时对射孔枪在水平井段中的方位，可选用 360的全方位射孔或小于 180的低边射孔以及 120的低边射孔，见图 8-1-6。对于胶结性能好，无气顶也无底水的油层，可选择大孔径的全方位负压射孔。高密度大孔径能有效提高射孔完善程度。而对于胶结不好有气顶的油层则应采用 180或 120的低边射孔，以避免高边射孔引起地层砂脱落到井筒内发生砂卡现象。四、水平井尾管悬挂法完井水平井完井设计中，一般在水平段都是采用尾管挂下入尾管或衬管。尾管挂通过卡瓦和锥套悬挂在上层套管的内壁上。尾管悬挂器的类型，是根据坐挂的方式分为三种类型。1机械式悬挂器通过机械旋转或上下活动进行坐挂。（1） “J”型槽式尾管悬挂器其结构参看图 8-1-7。将“J”型槽式尾管悬挂器送入井下设计悬挂位置后，先上提0.30.5m 后反转管柱 20，使 “J”型槽内的导向销钉由短槽进入长槽，再慢慢下放管柱，上部锥体使卡瓦张开卡在上层套管内壁上，实现悬挂。然后通过找中和点倒开上部反扣接头，提出全部送入工具。（2）楔块式悬挂器其结构如图 8-1-8。在下入上层套管时，先在其下部悬挂器悬挂位置接一个专用联顶节，用送入钻具将楔块式悬挂器及衬管送至设计位置，原来处于张开状态的楔块进入联顶节上的环槽内实现悬挂。（3）轨道式尾管悬挂器轨道式悬挂器的结构及作用原理（图 8-1-9）跟卡瓦轨道式封隔器相似，它的主要部件除了卡瓦、锥体外，还有一个长短槽相间的轨道管及一套换向机构。当悬挂器入井时，让换向销处于短槽内，由于“弓”形弹簧扶正片的摩擦作用，只要在接单根时，井口管柱上提高度小于短槽长度，使换向销钉始终处于短槽中，卡瓦便始终在锥体下部；当送人钻具将悬挂器送到设计位置时，上提管柱高度大于短槽长度，再下放大于长槽长度。由于换向销在提放过程中，自动进入长槽，卡瓦便沿着锥体移至较大端，卡在锥体与上层套管内壁之间，这时再稍微下放管柱，衬管重量便经锥体卡瓦悬挂在上层套管下部，完成悬挂。2液压式尾管悬挂器其结构见图 8-1-10。当衬管悬挂器及下部连接的尾管（衬管） ，由送入钻具下至井中设计位置后，从井口投入一个钢球，让其在管柱内自由下落（也可以小排量泵送）至球座后，井口加泵压 612MPa，将液缸销钉剪断，环形活塞推动推杆带动卡瓦沿锥体的锥面上行到锥体的大端，卡瓦牙卡住上层套管内壁，这时再慢速下放送人钻具，就可以将尾管（衬管）座挂在上层套管内壁，实现坐挂，然后找中和点倒扣并提出送入工具。3机械液压双作用悬挂器这种悬挂器具有轨道式和液压式悬挂器的双重功能。采用液压式悬挂时，其操作方法与液压式相同，采用机械悬挂时操作方法与轨道悬挂器操作方法相同。第二节 多底井完井近年来，随着水平钻井和完井工具的不断发展，钻多底井，水平分枝井技术有了很大进步。在美国、英国、加拿大、中东和东南亚相继钻成 100 多口多底井或分枝井，投人生产后都获得满意结果。在底水油田开发和老油田二次采油中极大地改善了油田开发条件，使单井产量、采收率明显提高，这项技术的应用有很大诱惑力。一、多底井分枝井的主要优点1）可以充分发挥油气藏潜力，提高采油速度和采收率。2）利用钻井地质导向技术控制井眼走向提高油井泄油面积，减少生产压差，改善底水锥进状况。3）在钻多底井和分枝井时可以节省深井上部主井眼的钻井时间和费用。4）新开发海上油田可以节省生产平台井口区面积，降低平台造价和设备投资。老油田利用报废井眼侧钻分枝井开采残余油提高采收率。二、水平多底分枝井己达到的主要技术指标1）利用地质导向钻井系统可在 2m 油层厚度中钻水平井段。2）在主井眼内已有钻成 8 个支井眼实例。3）从主井眼开窗侧钻后水平井段已达 300m。4）通用的井眼尺寸目前有：244.5mm 主井眼钻 215.9mm 井眼，下入 177.8mm 套管。77.8mm 主井眼钻 152.4mm 井眼，下入 114.3mm 套管。三、多底井、分枝井完井方式分类1主井眼井底分枝井在 244.5mm 套管底部安装分枝导向接头，在裸眼段分别钻出两个以上斜井或水平井，即多底井。每个井眼都下套管固井，可以连接到地面装两个井口完井采油或利用转换接头用一条套管连到地面装井口完井。2裸眼分枝井在碳酸岩裂缝性地层或胶结好的砂岩地层，采用裸眼分枝井可达到高效开采目的，上部主井眼钻至油层上部下套管固井后裸眼钻主井眼斜井或水平井，再在适当部位钻一个或多个分枝井进行合采或分采。 3套管内侧钻分枝井在套管内侧钻分枝井，适用于各类油气藏。主井眼钻至设计层位后下套管固井，做好下段油层投产准备。在生产层上部用电缆或钻具坐封一个导向永久型封隔器。这种封隔器的卡瓦和中心管设计有抗上、下滑动和抗转动功能，中心密封孔有定位凸块，用相配套的专用导向工具带测斜仪下井，坐在封隔器密封孔定向槽块内可准确测出定位槽凸块方位，根据凸块方位调整组装侧钻造斜器总成和导向工具方位下井。导向工具进入永久封隔器定位凸块后就可按设计的侧钻方向开窗侧钻。造斜器总成如图 8-2-1。造斜器总成造斜方位准确，上下皮腕可防止钻屑下落造成打捞困难。控制短节带有弹簧锁块，侧钻完成并水泥固好井后用带打捞槽的套铣筒套铣主井眼中分枝井套管，到达上皮腕，冲洗皮腕上的碎屑。套铣皮腕时泵压有明显变化，通过观察可以判断套铣工作是否彻底完成。上提钻具控制接头上的弹簧爪块进入铣筒打捞槽，可一次完成套铣下来的分枝井套管和造斜器总成的打捞。完成第一个分枝井施工后采用上述同样方法再在上部钻第二个分枝井。四、多底分枝井的生产完井多底分枝井钻井和生产完井技术交叉渗透，从钻井方案设计开始就要考虑钻井完井方式与油井生产操作的关系。采油工程师有义务协助钻井人员完成方案设计，准确下入生产要求的特殊完井工具。生产完井有裸眼合采，分枝井合采，分枝井重新进入等多种形式。1分枝井合采完井分枝井合采，有重新进入式（图 8-2-2）和非重新进入式（图 8-2-3）两种生产完井。重新进入式分枝井眼可以是下套管固井，也可以用管外封隔器分隔，下部裸眼上部固井完成。完井时利用相应的配套工具分别在主井眼和分枝井眼中下入油管，主、支井眼油管用选择性插入接头转换成一条油管引导至地面生产。需要对某一井眼进行钢丝或连续油管作业时，由钢丝操作转换井眼通孔位置就可对主井眼或支井眼施工。 2重新进入式双管完井分枝井双管分采完井。主井眼钻达采油目的层直接下套管固井或悬挂尾管固井完成，分枝井按照完井生产管柱设计采用固井或下套管部分固井完成。图 8-2-4 是采用管外封隔器和防砂管上部固井的组合结构。有一部分工具需要在钻井完井时下入。（1）钻井下入的完井工具永久型定位封隔器。钻井时用于定位和导向，生产时用密封总成插入后起封闭环空作用。分枝井管柱工具。按图 8-2-4 分枝井套管完井时，下段用预制防砂管裸眼完成，裸眼段上部用管外封隔器分隔进行上部固井。用钻具送入分枝井套管时按生产管柱设计要求接上专门送人入具携带浮鞋、坐挂短节、可钻密封补心、预制防砂管、裸眼管外封隔器、注水泥分流开关阀、密封筒、加焊扶正块的套管等附件。套管下到位后清洗井眼，上提中心冲管坐封管外封隔器进行固井，上提冲管关闭分流阀起钻洗井和候凝。套铣分枝井套管捞出造斜器，钻井完井工作结束。 （2）生产完井施工主井眼生产层射孔完成后按下列步骤施工：1）按生产要求配制定位密封总成以下主井眼管串。2）按照高度、方位用主井眼油管连接、配制完井导向器及回接头，用油管和送入工具下井固定分枝井导向器，丢手后起出送人油管和工具。3）按照回接头至分枝井眼密封筒的距离调节、配制主井眼生产油管和分枝井生产油管，底部接上各自的密封总成，两串油管接到双管封隔器上。4）继续下双管封隔器以上两串油管，分枝井密封总成进入分枝孔到达导向器进入分枝井眼，分枝井密封总成进入密封筒的同时主井眼密封总成也进入回接头密封筒，装好井口后进行试压和坐封双管封隔器合格后诱喷生产。第三节 特殊井完井在海洋石油勘探中发现有开采价值的油气层后，采用特殊的方法把它封堵，保留井口，待开采时再回接利用。开采时，高含蜡、高粘稠油井需要采用特殊手段完井，我们统称为特殊完井。一、保留井口和生产完井海洋石油勘探初探井仅作为发现和录取地层参数用，一般用桥塞或水泥封堵已测试层，清除海床以上的井口和套管，不准备再利用。具有开发前途的构造为减少详探井、评价井的投入，有时特意安排在海上生产平台将要就位的位置钻评价井，利用水下泥线悬挂系统将导管、套管全部悬挂在海底泥线。测试完毕后封堵好已测试层，从泥线卸开起出各层套管，灌注防腐液戴好防护帽保护井口，撤离钻井平台，等生产时再回接生产。对近期投入开发的高产油气层封井可选用 WG 可回收封隔器（如图 8-3-1） 。这种封隔器工作可靠，回收后经维修可再利用。1生产回接生产平台安装后，回接时先卸下防护帽清洗干净泥线悬挂器内螺纹，与各层套管下部带外螺纹的回接头连接逐层回接到生产平台上安装地面井口。 2清除井筒水泥塞和桥塞配制足够数量、密度、性能合格的压井液，安装井口防喷器，下牙轮钻头和钻具钻水泥塞和桥塞（通常测试井封井时下的可钻式桥塞用牙枪钻头清除较方便） 。井筒清理干净后，需要下刮管器清刮套管壁，为生产完井做好准备。3可回收式封隔器封堵产层的处理对井下已下有可回收式封隔器（图 8-3-1）封堵产层的评价井，若近期将投入开发，可用 E 一 4 电缆工具下入带 MWG 套铣打捞筒（图 8-2-3）钻具回收已下入的可回收式封隔器。MWG 工具一次下井可完成套铣清除封隔器顶部赃物和打捞。4生产完井回接再利用井一般都利用已射开测试的高产油气层。为减少长期封井造成的影响，完井时都再次进行补孔。回接利用井可做生产井也可做注水井使用。个别层位如暂时不需要投入使用可利用套管封隔器分隔。电潜泵生产井可用图 8-3-3 结构封堵。二、生产井封窜施工生产井钻井难免个别井或者生产层固井质量不合格，出现油、气、水层窜槽。钻机撤离之前应完成挤窜封窜作业，否则修井机必须具有钻水泥塞等功能。1常见的挤封窜作业生产油层下部有水层上部有气层，油、气、水窜通，生产射孔前必须先进行封窜。通常在油层底部、顶部挤一段水泥封堵，通常称“穿鞋戴帽” 。挤封下部水层。处理好压井液后选择油水界面，有泥岩隔层的选择在水层上界面以每米 12 孔射开 2m，下钻至该位置正替适量清水到井底关闭环空试挤，了解不同挤入压力下的吸收量。依据地层吸收情况，配制合格的水泥浆，顶替到井底关闭环空，挤入计算的水泥浆量。起钻候凝 24 小时，钻水泥塞测固井质量。如油气层已封好可以进行完井施工。水泥没有上返至封堵气层位置则再选择气层底界射开 2m，油气层中间有砂层的选择砂层位置射开 2m 进行挤窜施工，方法和第一次相同，直到封窜合格。2下可钻桥塞挤水泥封窜若油井有多组油层，固井质量很差或没有水泥，大段窜槽，需要封堵。采用逐层挤封时间长，成本高，套管损坏严重。在没有水泥的层段上、下位置各射开 2m，在下射孔段以上 34m 处下入挤水泥桥塞隔开，利用钻具下入顶杆进行桥塞上下大段循环清洗套管外井眼及循环固井。图 8-3-4 是循环封窜示意图。（1）可钻桥塞与配合工具挤水泥的桥塞、封隔器种类很多，各石油工具公司均有生产，第四章井下工具中已介绍了部分产品。图 8-3-5 可钻式挤水泥桥塞与其它产品结构大同小异，分为：上、下卡瓦、密封胶筒、内抛光中心管、带爪滑套、旁通孔上下密封圈、旁通孔、引鞋堵头。挤水泥时与桥塞配合有专用管顶杆。图 8-3-6 结构带密封圈组可与桥塞中心管抛光面密封，顶杆带凹槽。下钻至顶杆进入桥塞中心孔后顶杆与中心管环空被密封。顶杆下推滑套时，滑套上部的弹性爪块被迫收缩离开桥塞上固定槽，抱住顶杆凹槽一起下滑，旁通孔被打开形成水眼通道。此时可建立从旁通孔到套管外井眼循环洗井及注水泥的通道。上提顶杆，带动滑套上移至桥塞上止动台阶，爪块外张脱离顶杆，滑套处在关闭旁通孔位置。（2）挤窜施工选择无固井水泥层段上、下各射开 2m，电缆送桥塞并坐封在下射孔段以上 34m 处，钻具送顶杆在桥塞顶循环一周后维持小排量下送顶杆，泵压有明显变化说明顶杆已到达桥塞中心孔位置，继续下送顶杆使滑套下移到下止动点，旁通孔被打开。循环清洗套管外井眼，按井段容积顶替 1.5 倍合格水泥浆到封窜段。上提钻具关闭旁通孔，在桥塞顶部清洗多余水泥浆，待返出干净洗井液后，起钻候凝并测固井质量，合格后进行生产完井。三、保温完井海上高含蜡、高凝固点原油井完井时，采用有效保温管柱维持温度在结蜡和凝固点以上，生产可以减少修井和各种操作费用。生产管柱选用双层带保温绝热材料充填的油管（可参见第二章） 。双层保温油管（见图8-3-7 所示）下井时为提高保温效率，连接螺纹时加有衬管以提高保温能力。为减少生产原油上升过程中地层温度散失，井下所有工具应尽量深下，使停产后能顺利操作恢复生产。第四节 超大位移井完井大位移井（ERD）起源于加利福尼亚海滨进行海油陆采的研究，大位移井技术已在世界范围内得到了成功应用。超大位移井（Mega Reach wel1）的水平位移通常是垂深的25 倍以上。目前超大位移井完井大多采用套管或尾管注水泥射孔完井、钻眼尾管加筛管完井以及割缝尾管完井。砾石充填完井还未得到应用。一、超大位移井完井方式及实例由于现有的各种完井方式都有其适用的条件和局限性，所以具体完井方式和实例一起介绍。1套管射孔完井北海 Oseberg 油田含油面积 275krn2，建造了两个相距 15km 的平台，为采两个平台之间的油，把最终采收率提高到 64的目的，采用了大位移井开发方案，其中 C 一 26A井的钻井深度为 9327m，水平位移 7851m，水平位移与垂直井深之比约为 2.86，最后2100m 水平井段是在储层距油水界面 68m 处。主力油层是 Oseberg 岩层，是由中等的到粗粒的扇形三角洲砂岩构成，质量很好，垂直厚度约 2060m。这口井的最后成本是 2400万美元，比采用水下完井方案节约 320 万美元。 Oseberg 层和上部 Ness 油层都用钻杆送下的 2184m 油管传送射孔枪（TCP）射孔。由于事先不知道抗弯能力和摩擦系数，在压井和完井液中都加入了减阻剂，实际摩擦系数在 0.2 左右，在 216mm 井眼中，采用了 178mm 外径，38kg/m 的单一完井管柱。由于管柱长度及重力过大，经计算如果一次下入井底，则抗拉和抗挤安全系数不够。因此分两阶段下入完井管柱，图 8-4-1 给出了 C 一 26A 的完井示意图。在 Ness 层射孔段和生产封隔器之间安有一个滑套短节。滑套短节可以回收，以保证从 Ness 层采油。2尾管射孔完井伦敦西南的 Wytch Farm 油田，有三分之一的储量在海下，是从陆上延伸至海上的油藏，主产层是砂岩层，采用海油陆采的大位移井开发方案，使开发费用比建人工岛节省15 亿美元，并提前 3 年投产，3 口大位移井的日产量达到 2385m3 至 3975 m3，这三口井均采用尾管射孔完井。其中，F21 井总井深 6180m，垂深 1628m，水平位移 5420m，水平位移与垂深比为3.33。 216mm 生产井段钻至储层，然后下 140mm 尾管并注水泥固井。负压射孔和下140mm 油管及电潜泵完井。图 8-4-2 是 F21 井的完井示意图。3钻眼尾管加绕丝筛管完井Dos Cuadras 油田位于南加利福尼亚海上 9km 处，平均水深 61m 的区域在 1994 年有4 个平台约 130 口井生产，该油田的原开发方案包括再建一个平台以保证油藏全部面积和层段的泄油开发。主要产层是砂岩和粉砂岩互层，最浅的主油层顶部埋深仅为海底之下91m。由于用常规定向钻井技术在很浅油层（垂直井深 300m）内的总水平位移只有152m，还有大量储量是没法开采的。然而，再建一个平台既受政府限制，也不经济。因此从 1990 年起在 C 平台和 B 平台上完成了 9 口很浅的大位移井，解决了原先技术方案中泄液半径小和非常靠近平台的问题。其中 C 一 30 井采用了钻眼尾管和绕丝筛管完井工艺。 C 一 30 井测量井深 1735m，储层测量深度 1348m，总垂直井深 294m，水平位移 1485m，水平位移与垂直井深之比为5.05，从开始到终止的平均井斜角是 79。图 8-4-3 示出了 C 一 30 井的完井示意图。 4割缝尾管完井加利福尼亚 Dos Cuadras 油田 B 一 9 井 3 个水平支井段采用了割缝筛管完井。第一个分枝水平井总垂深 232m，水平位移 1246m，水平位移与垂深的比值为 5.37，168mm 割缝尾管长度 1102m；第二口分枝水平井，总垂深 271m，水平位移 1242m，水平位移与垂深的比值 4.58，168nlm 割缝尾管长度 941m；第三口分枝水平井，总垂深 320m，水平位移1242m，水平位移与垂深的比值 3.88，168mm 割缝尾管长度 870m。168mm 横向尾管的规范为 10.9kgm，K 一 55，0.305mm 缝宽，38mm 缝长，中心距 152mm，每米 328 行。B 一 9 井（3 个水平井眼）完井示意图见图 8-4-4。二、超大位移井完井的特殊装置和技术1选择性漂浮装置这种装置可借助减小套管的法向力来降低摩阻力（图 8-4-5） ，它只是给套管柱的一部分或有选择地提供附加的浮力。钻井液充满套管柱的上部（主要是垂直井段的套管内）以增加推送套管下行的重力。借助有选择的漂浮套管的浮力可把套管的法向力减小 20。依据摩阻力风险图，预先确定了长度的下部套管柱内只充满空气（乾） ，并下入井内；然后，在这段套管柱的顶部连接部位置放塞子（膨胀式封隔器或可回收的桥塞） ，这个塞子把套管柱内腔分隔成两个密封的腔室。整个套管柱的其余部分在下套管至设计井深时灌钻井液。把套管柱坐放于井口。然后用钻杆打开装置中的套筒，以可控制的方式使套管柱内的钻井液和空气置换平衡。这种塞子可以回收，用注水泥的刮塞泵送至套管柱底部，或者把它钻掉。2水力尾管释放工具（HRT） 这种工具（图 8-4-6）可以使尾管边旋转边下放，这样就可以减小有效摩阻力。它可以承受高达 13.56104Nm 的扭矩。它还可以在尾管注水泥作业时边旋转边上下活动，这种工具有两个释放系统以保证安全。在尾管旋转下送至总井深井固井之后，经钻杆投球，可使尾管在水力作用下与钻杆的连接卸开。3下送 168mm 尾管技术（1）加重钻杆辅助措施割缝尾管不能采用上述的选择性漂浮装置，需要采用加重管柱的方法。在尾管顶部送入管柱中加入 121mm 的钻挺（图 8-4-7） ，用增大直井段管柱重量的办法克服摩阻力。当尾管接近水平井段时，下放摩阻力增大。这时，把 203mm 钻挺、144mm 加重钻杆和 159mm 钻挺再加到钻具的顶部，增加附加重力直至把尾管下至设计的座放深度，解脱后起出送入钻具。（2）下推接头下推接头安装在动力水龙头上。它有大的外罩，可在钻杆上滑动。这种技术可利用钻机提升系统的重力，帮助推动尾管下行。（3）尾管“漂浮”辅助措施对 C 一 30 井进行扭矩摩阻分析后，有时要把尾管下到设计深度，还需在上述方法基础上再附加新方法。如尾管是预钻孔的，可用图 8-4-8 改进型漂浮法。设计带圆锥形端面的空心柱塞，端部伸进尾管密封尾管上的圆孔。下井时，尾管内充满空气起着漂浮作用，便于下推尾管至设计深度。尾管到达预定位置进行丢手解脱。起出送入钻具后下钻，用钻头钻掉铝柱塞，然后进行其它施工。4分段下防砂筛管技术裸眼井段较长，摩阻过大不能按预定长度一次下入防砂筛管。利用快速卡瓜（snap 一latce）系统分段用钻杆下送至井底。图 8-4-9 为分段送入示意图。这种方法也适用在衬管中再下防砂筛管施工。分段下防砂管技术前后下井的筛管间要进行连接密封，送入钻具的丢手解脱有液压和旋转两种。筛管之间用对扣或水力盘根密封可按井况条件选择。如所列举的 C 一 29，C 一 30 分成三段将 89mm 的筛管下入井内。用钻杆送下一段筛管，最后再送入另一段，钻杆用旋转丢手解脱。5顶部驱动系统辅助下套管作业在大位移水平井完井下套管作业中，不仅存在严重的摩擦重力损失，而且存在更严重的机械的重力损失，这种机械的重力损失包括岩屑、井壁垮塌、台肩、压差粘卡、扶正器嵌入岩层等。为了对付这些重力损失，对下套管工序可采用一种轻便式顶部驱动装置（TDS）操纵下套管作业，这种设备包括一个套管到顶部驱动系统的转换接头，高扭矩套管连接器和刚性扶正器。它可以循环钻井液、上下活动、旋转套管和下压（推）管柱。套管旋转可破坏岩屑 床和减小下行的摩擦阻力。用顶部驱动系统下压套管可提供下行的补充重力。三、超大位移井完井中阻力和扭矩分析及其控制1摩擦阻力和机械阻力影响大位移井完井下套管和尾管的三个因素是：l）下套管最大有效重力（Maximum Available Running Weight） 。 2）摩擦阻力或下入套管重力的摩擦损失（Frictional Losses of Running Weight） 。3）机械阻力或下入套管重力的机械损失（Mechanical Losses of Running Weight） 。下套管最大重力由达到临界摩擦角的总垂深确定。临界摩擦角是指在倾斜管柱重力的轴向分力等于摩擦阻力时，管柱不再能下滑，这时的井斜角就是临界摩擦角。临界摩擦角随着岩性、泥浆和其他因素的变化而改变，如图 8-4-10 所示。由于潜在的严重机械因素导致的重力损失，大位移井完井下套管作业应该包括下列应急措施：1）循环钻井液。2）利用顶部驱动装置下推套管。3）转动套管。4）完全或部分漂浮套管。在 Wytch Farm 油田成功地把 244mm 套管下入到 6006m 测深，其中包括 5164m 的 311mm 裸眼井段，井斜角为 8082。2摩擦阻力风险预测图预测和对付作业期间会遇到的严重摩阻力是井斜很大的大位移井完井要解决的最大难题之一。为了精确设计并保证将管柱送放至井底，南加利福尼亚 Pt Pedernales 油田开发了一种扭矩摩阻力的计算机程序，用于绘制摩阻力风险图，这种图指明了钻井和完井作业各个阶段会遇到的预测摩阻力，而且可评价动态变量，诸如岩屑聚集、键槽和台肩。图 8-4-11 为典型井的摩阻力风险图。图中表明，下送 244mm 套管的大钩载荷，它是不同摩擦系数下的测量井深的函数；在已钻井的数据基础上选择摩擦系数，用以确定是否存在过大的摩阻力。钻井期间，每钻进 30m 计算一次大钩负荷，这些摩阻力风险图用于识别钻井和或完井时的潜在复杂情况。另外，这些图还可借助于钻进期间检查出异常高的摩擦系数的办法来识别井眼条件的恶化情况。然后可在发生诸如下套管遇卡这样的复杂情况之前采取措施。 从摩阻力风险图看出，不能用通常的办法把 244mm 套管下放到预定层位。这是因为摩阻力过大（图 8-4-12） 。为了解决这个问题，发展了套管漂浮的概念和选择性漂浮装置 （SFD） ，用以在“浮力援助”下把套管下入井内。摩阻力风险图用于确定选择性漂浮装置置放于套管柱内的适当位置。3摩擦扭矩和机械扭矩大位移水平井完井作业中，为了减少下行作业的总阻力和提高固井质量，还必须转动管柱，然而转动套管或衬管需要精确预测它们所能承受的摩擦扭矩。当转动的管柱与套管或裸 眼接触时，产生摩擦扭矩。接触力的大小取决于套管柱拉力和压力。狗腿度、套管和井眼尺寸、钻柱重力及井斜角。与机械扭矩相比较，在充满特定钻井液的清洁井眼中转动套管或衬管，其摩擦扭矩是较低的。各种机械因素的影响可能使理想情况恶化并导致扭矩增加。这些因素包括岩屑床、坍塌性地层、膨胀性粘土等，在这种情况下机械因素对扭矩预测的影响均有可能超过摩擦的影响。（1）扭矩预测在下套管和在注水泥期间转动生产套管和衬管作业提出了一个特殊的扭矩预测问题。在许多大位移钻井中，为促进良好的流体顶替，增强水泥胶结，在注水泥期间转动套管是 一个有效的机械措施。然而，转动衬管需要精确预测衬管、悬挂器和下入工具及钻柱中将承受的扭矩。图 8-4-13为 F21 井衬管注水泥作业的地面扭矩测量值。预测扭矩开始为17.6kNm（13kft1b）左右，增加到最大值 27.1kNm（20kft lb） ，最终回落到 13.6kN m （10kftlb ）的地面扭矩，在注水泥作业期间，此预测是根据一组常摩擦系数，及由于泵入不同流体产生的浮力变化导致扭矩的变化。预测的扭矩从 17.6kNm（13kft lb）增加到 27.1kNm （20kftlb） ，由于衬管内充满比油基钻井液重的水泥浆，而随后的降低是由于该水泥浆替入衬管环空时产生附加的浮力。在校准后实际和预测扭矩取得一致，直到水泥进入衬管环空后观察到一个差异，这是由于环空水泥的影响，其中包括由于水泥浆渗入亲油界面而使衬管扶正器间的摩擦力增加。如图所示， “水泥扭矩”产生的附加扭矩达10.9kNm（8kftlb） ，这是以前没有认识到的。另外，在后面的替水泥过程中可见到重大的扭矩过度情况。此扭矩高峰与水泥浆的前沿经过衬管悬挂器区域有关。毫无疑问，水泥浆的前沿经过环空时带入了各种固体。另外，同隔离液及残余油基钻井液混和也可能影响该界面的流变性。此扭矩高峰发生于替换时间约 6min 左右，其扭矩增量为 8.19.5kN m （67kft lb） 。关于井 F21 这两个影响共同产生的扭矩约比预测值高出20.4kNm（15kftlb） 。作为这些观察的结果，为后来更长的油藏井段（20002400m）的衬管连接、衬管悬挂器和衬管下放工具方面拟定了先进的方案，这样使整个系统额定扭矩达到 27.132. 6kNrn（2024kftlb） 。另外，着手把水泥浆改变成低流变性混合物的工作，进行校正分析确定恰当的摩擦系数以计算注水泥扭矩。图 8-4-14 为井 M3 衬管注水泥工作所作的尝试结果。如图所示，当替换成水泥浆时，由于环空摩擦系数从 0.13（环空中为油基钻井液）变为 0.40。扭矩预测和实际扭矩密切匹配。也见到提高井眼清洁和改进水泥浆流变性的好处，在这次注水泥作业期间，只见到较小的 2.4kNm（1.8kftlb）过渡（2min ）扭矩高峰。当井斜角大于临界摩擦角 c 时，需要对套管施加推力才能下行，这部分额外施加的推力用来克服由摩擦造成的重力损失。 与摩擦阻力造成的重力损失相区别，机械阻力造成的重力损失是指由岩屑、井壁坍塌、台肩、压差粘卡、扶正器嵌入岩层和其他因素造成的损失。经验表明，在无论什么样的裸眼井段里都会产生这种机械损失，其机械损失往往超过摩擦损失。图 8-4-15 为 Wytch Farm 油田某井 244mm 生产套管的下入重力。套管下行重力非常低，而上行重力大大高于预测值。与扭矩一样，下套管时机械影响也可能超过摩擦影响。在这种情况下，在 2000m测深附近，由于岩屑和井壁台肩机械作用导致的重力损失约 311.5kN（70klb） 。在该点使用套管循环工具，并于循环的同时转动套管。如图所示，尽管下入重力得到部分的恢复，但仍保持在考虑摩擦的预测水平以下约 178kN（40klb） 。下套管期间在几种情况下进行了套管循环，在约 2700m 测深以下套管的下入重力终于恢复到了预测的水平。（2）扭矩控制如果具有足够的转动能力来处理高扭矩，就没有必要减少扭矩。在接近极限的情况下，可以寻找各种措施来减少扭矩或提高设备的额定能力，使用非转动钻杆护箍能减少套管井眼的扭炬。同样，使用安装在轴承节上的非转动金属套筒短节，可以取得减小裸眼扭矩的效果。在总体设计和施工方面优化油井轨迹可能对减少扭矩至关重要。增加钻井液润滑性和使用润滑剂是减少扭矩的另一选择。当已使用了油基钻井液，则有效的润滑剂就很有限，然而增加油水比可提高油基钻井液的润滑性。润滑珠能减少扭矩，但通常必须连续加入，因为在地面回收球珠有困难。也可以使用高浓度的纤维防漏材料，减少很多的低边床。实际应用观察到扭矩减少 30的效果。4摩擦系数对于初始扭矩和阻力模拟，必须指定摩擦系数，在传统的油井作业中，使用摩擦系数预测扭矩和阻力的典型误差在 20以内。然而，在大位移井作业中，实际扭矩和阻力可能变化更大，因此，扭矩和阻力预测应以使用现场数据校正预测模型的综合方法为基础。应该测量、监视、记录扭矩和悬重，并在可能的限度内完全实时地跟预测模型作比较。即使在缺乏实时模型比较的情况下，扭矩和阻力的偏离也为大位移井完井作业提供有价值的早期预报。下面是一些摩擦系数资料，可供在下放完井管柱，初始模拟