全球钻完井技术发展趋势研究（下）
2014-1-27 1:27:52 标签：完井技术压裂技术钻井新方法全球趋势钻井完井分享到：0
文|汪海阁等
中石油勘探开发研究院钻井所副所长，研究生导师
2、国外完井、压裂技术新进展
2.1 完井新技术
完井是连接钻井和生产的关键环节，完井技术是影响油气井开发效益的关键技术。近两年完井技术革新主要围绕水平井开展，膨胀管技术和多级完井工艺得到不断发展和走向成熟。
i-Frac 完井工具：挪威i-TEC 公司新推出革命性的i-Frac 完井工具，主要用于致密储层增产作业，可以显著减少作业时间，加快投产进度，从而降低成本。i-Frac 新型投球滑套工具包括2 种尺寸类型：Ф5.6in×37.9in 和Ф6.732in×36.4in，分别用于4.5in 和5.5in 套管，最高工作压力达10kpsi 和15kpsi，最高抗温177℃，使用的投球尺寸分别为1.875～3.625in 和1.875～4.5in。使用i-Frac 完井工具进行压裂施工，仅需一次投球即可打开超过20 个滑套，大大提高了作业效率。今年4 月对北海挪威大陆架一口水平井的碳酸盐岩储层实施分段压裂，井深4921m，水平段长839m，分3 次投球完成3 级56 个滑套的压裂施工，第1、2 个球分别打开19 个滑套，第3 个球打开剩余的18 个滑套，共计用时1.5d。如使用常规作业方式，每次只能打开一个滑套，累计需要40～50d。该技术同样适用于页岩油气井，尤其是在美国的致密页岩气田和中国的低压低渗致密油气田，预计至少可以节省一
半的投产作业时间。采用这种方式进行压裂作业也意味着能够将压裂作业所占用的资源快速转移到其他地方去，最大限度地降低对环境的影响，明显减少压裂作业对水资源的需求，而水资源对于美国页岩油区是一个棘手的问题。
套管下深工具（DST）：Shalerunner 的套管下深工具（DST）是在页岩储层井中应用完井管串的新型运载工具，能够确保完井工具成功着陆。该工具添加了一个高速旋转的扩眼引鞋，允许作业者必要时钻掉完井工具。工具可以减少起下钻，具有清洗、扩眼和重入井眼的能力，可使完井管串下入准确位置而无需旋转，避免下尾管系统过早坐挂的任何系统风险。
可膨胀防砂筛管完井系统：由Weatherford 公司研发的可膨胀防砂筛管完井系统已成功应用于沙特阿拉伯油田的一口陆上水平井中，这是世界上首次成功完井的实例，创立了多项世界纪录。
智能完井技术：Weatherford 公司的微密封膨胀封隔系统使用了一种专有弹性体，能根据微环空内的排出液类型进行膨胀，防止微环隙内的流体和压力运移，不必进行修井和补救注水泥作业；Baker Hughes 公司发布的新型膨胀尾管悬挂器TORXS 系统能够在固井施工之前安装，以消除在固井、打捞作业或弃井过程中下放该工具被卡的风险。该工具应用范围广，可在深水油气井、斜井、定向井和未来的单一井径井完井中使用。
Packers Plus 能源服务公司是多级压裂完井工艺系统的先锋，在设计和制造各种完井系统创新技术方案方面处于行业领先地位，其发布的QuickFRAC 多级完井系统为行业首创，在15 次处理作业中完成了60 级改造。
2.2 压裂新技术
近两年，非常规油气开发取得突破性进展，压裂技术成为关注的焦点。水力压裂技术的地位大幅提升，重要性日益凸显，正在页岩气、致密气、致密油等非常规油气的开发中发挥着至关重要的作用。目前主流技术有水力喷射、裸眼封隔器、快钻桥塞3 种工艺，压裂呈现出平均分压段数、平均水平段长度、平均单段加砂量不断增加，平均段间距不断减小的发展趋势。
压裂段数倍增技术：通过一个允许重复投球的滑套实现同一尺寸的球多次投放和准确坐封在特定位置，可成倍增加压裂段数、减少完井时间、提高单井产量。该技术已成功进行现场测试，2011年实现了60 级分压，研发目标是用于更长的水平井，缩短段间距，使分压段数达100 段。
缝网压裂技术（同步、拉链式）：同步压裂和拉链式压裂已经被成功地用于多个页岩气田的开发。同步压裂平均增产30%以上。两步跳压裂法还处于概念阶段。
高速通道压裂技术（HIWAY）：改变了依靠支撑剂形成导流能力的方式；在压后支撑剂充填层内建立稳定的通道；大幅提高压后裂缝导流能力；特定射孔、脉冲式注入、专有纤维三者结合。在全球超过3000 个层段的作业，施工成功率大于99.9%，压后产量显著提高（20%以上），单位生产成本降低。我国已在长庆油田成功实施了一口试验井。
快速压裂技术（QuickFrac technologies）：作为一套全新的批压裂工艺，在两个封隔器之间安装若干专有滑套把目标层分割成独立的小段，投一次球打开该层内所有滑套，节约泵送时间和成本，降低压裂液用量。
双分支水平井、多分支井分段压裂技术：每个分支长1500m 以上，15 段以上分压，与单分支井水平井相比，产量提高25%，成本节约35%，内部收益率由51%提高到98%。
井下混液技术（CobraMax DM）：从环空高速注入清洁压裂液，从连续油管低速注入支撑剂，压裂液与支撑剂在井下通过特殊工具实现均匀混合。可实现一次注入完成多段压裂；根据井下情况与需要灵活控制支撑剂浓度，有效提高完井效率；预留支撑剂段塞用于隔离各压裂层段，有助于提高近井筒导流能力。
环保型压裂新技术：包括闭环压裂作业、LPG 无水压裂、集中压裂等。压裂技术的发展趋势是：随压甜点监测，实现压裂段数少、精、准；增加储层接触面积，提高压后裂缝导
流能力；工厂化作业，降低压裂成本，提高作业效率；研发“绿色”添加剂，大幅降低用水量，减少占地。
3 、国外钻完井前沿技术
3.1 双壁同心钻杆钻井新方法
双壁同心钻杆钻井（Reelwell Drilling Method，简称RDM）是应用双层同心钻杆作钻井液流入流出通道来解决钻井难题。循环钻井液和钻屑是从双层钻杆的内部通道返到地面，而不是如常规钻井那样从井壁与钻杆的环空中返到地面。
系统的关键技术是井下压力隔离系统，以保证无限次开关操作都能实现井下隔离。通过在双壁钻杆上下安装的一系列流量控制阀，确保复杂地层的钻井更安全有效。主要技术优势有：采用反循环技术，管外环空内充满清洁的钻井液，可维持井筒清洁，井壁不受冲刷；内管外壁有绝缘涂层，管中管充当同轴电缆，向井下供电，实现数据的高速、双向传输；在水平井段和大位移井中，推动钻柱前进，给钻头施加更有效的钻压，解决了长水平段水平井的加压问题；钻井安全方面，RDM 提供一个良好的闭路循环系统，非常适合于深水窄密度窗口储层的安全钻井，能精确控制井下压力和循环量，对钻井液的体积变化作出即时响应、控制和调整，在钻井液停止循环或接单根时实现井内关井。而不改变井底压力，从而避免压力波动导致油气入侵；可膨胀尾管代替BHA 接入，可用于套管钻井或尾管钻井；井下压力隔离系统相当于给井控增加了一道屏障。该技术可应用于复杂深井、大位移井和长延伸段水平井。
RDM 钻井的概念最早由挪威国家石油公司、挪威科学研究委员会提出，Reelwell 公司于2004年开始研发，现已通过了几次全尺寸测试，2009 年首次在挪威陆上的一口MPD 定向井上应用，2010年第一次在加拿大的一口页岩气井上应用，证明了其有效性和潜在能力，预计2015 年能达到工业化应用。目前Reelwell 无隔水管钻井技术的研发得到了Petrobras、Dockwise、Shell、
Total 和挪威国家研究委员会的支持。一旦投入商业应用，必将给深水钻井带来一次革命。
3.2 无钻机技术
海底钻井技术（海底无人值守钻机）：这项指钻机坐落在海底的钻井技术，不受水深和海况限制，能够解决深水作业中面临的各种海况问题，可应用于台风、飓风频发海域的油气钻探。由于深水钻井环境恶劣，一般需要大型浮式钻井装置——半潜式钻井平台和钻井船，其造价极高，作业费用更高。如果能够不用大型浮式钻井装置就能钻井，必将节省大量的钻井成本，还能避开恶劣的海洋环境对钻井作业的干扰。为此，提出了海底钻机的设想，设计了多种方案。如美国Gregg 海洋公司新推出的一种机器人海底取样钻机，其最大作业水深3000m，可钻取150m 深的岩心，预示未来随着技术的进步，用海底钻机进行深水石油钻井将成为可能。海底钻机的共同特点包括：不用钻井船、半潜式钻井平台，也不用隔水管和升沉补偿装置，容许浮式辅助船有很大的漂移范围；不受海况、水深和天气的限制，无需动力定位；无需钻工；压力补偿式密闭装置；全自动化；遥控等。海底钻井通过电缆来提供动力和必需的作业流体，并依靠各种技术控制水下工程作业。国外从20 世纪90年代已经开始研究，Seabed Rig 公司的Seabed 钻井技术、Shell 公司的Seafloor 钻井技术、德国布莱梅大学研发的Mebo 海底钻井系统、Maris 公司的海底钻机都属于这一类，但多停留在概念设计阶段。Seabed Rig 公司已完成概念设计，正在进行关键部分的实体设计。此技术难度较大，预计2020 年前能达到工业化应用。
獾式钻探器：獾式钻探器是一种不用钻机钻孔，靠自掩埋钻探工具将监测仪器随身带入地下永久监测地下地质状态与活动的一种地质勘探技术。1999 年，挪威技术专家首次提出了獾式钻井概念，这种无钻机钻井方式可在很大程度上解决深海、极地等特殊复杂区域的探井所面临的难题。钻入时，钻探器通过电缆供电，驱动前端电动钻具带动钻头破岩，同步将岩屑输送到后端挤埋到地层中，如此实现獾式钻进。随同钻探器带入地下的监测站将监测到的信息以2Mbit/s 以上传输速率从电缆传输到地面。目前ExxonMobil、Shell 和NOV 等石油公司通过联合工业组织资助挪威的獾式钻探器公司开展研发，现已进入室内地表全尺寸自掩埋试验阶段，其远期目标是3000m 钻深。
无钻机钻井技术的应用前景主要有：作为油气资源勘探的一项技术，用以代替深水野猫井采集地层信息，降低勘探风险；利用獾式钻探器地下监测站和电缆高速信道，采集VSP 信号，提高物探精度；利用獾式钻探器自身携带的永久监测站代替常规监测井进行地下微地震监测及连续的三维地震，监测油藏中各种流体运动和压力变化，为确定剩余油分布、优化开发方案、提高采收率提供技术手段；极地（北极）资源钻探与监测。
3.3 天然气水合物开发钻采技术
开采方式的高成本是制约可燃冰产业发展的一大瓶颈，各国正在加快推进开发可燃冰的步伐，日本、美国、加拿大、俄罗斯、印度、韩国等国政府都制定了有关天然气水合物的长期研究计划。美国2000 年起将“可燃冰”作为政府项
目进行勘测，2012 年斥资2900 万美元在阿拉斯加试验开采，曾用潜艇开采海底可燃冰，成本高达每立方米200 美元。日本2001 年发布《甲烷水合物开发计划》，至今已拥有7 口钻井，2013 年掌握海底分离甲烷技术，刚在海底采样可燃冰气体的日本石油天然气和金属矿物资源机构（JOGMEC）希望2019 年前可将开采成本达到实际应用水平。
日本JOGMEC 近期启动了甲烷水合物的钻探试验作业。按照计划，钻探工作中使用顶端装有人造金刚石的超高强度钻头，从水深约1000m 的海底向下钻探约260m，触到蕴藏可燃冰的地层后再其中一口用于可燃冰的实际生产试验，其余钻井用于观测生产前后周围环境及温度变化情况。2012 年，位于阿拉斯加北斜坡带的Ignik Sikumi 1 号井成功进行了CO2/CH4的置换现场试验，从井内返出的气体点火成功，持续燃烧，验证了该方法的可行性。与其他方法相比，置换法对环境影响小，具有很明显的技术优势和发展前景。预计该项技术在2018 年前能达到工业化应用。
由日本研究人员提出的CO2开采法的试验模拟方法是注入CO2气体，使之与所接触的天然气水合物分子发生置换反应，置换出CH4气体，返出地面。其显著特点：一是CO2置换水合物中的CH4，在热力学上有利；二是形成CO2水合物的热量比分解甲烷水合物所需的热量大20%，此外，CO2水合物的形成抵消了CH4
水合物分解造成的变冷；三是水合物重新充填的孔隙空间有望维持气体产生物的机械稳定性，从而保证了气体开采的安全；四是这个过程对气候有利，CO2因质量比空气大而通过下沉作用离开大气，同时开采出可干净燃烧的天然气。
3.4 太空钻探技术
钻井正在探索更高的环境挑战。美国宇航局阿姆斯研究中心联合约翰逊航天中心、Baker Hughes油田服务公司和两家加拿大的高校建立了火星科学实验室，共同开展火星极端条件钻探项目，准备开发一种用于太空钻探活动的钻井技术。该技术将突破超低温、近真空环境等诸多难题。目前已经开发出了一种新型旋冲钻机，可在火星南极地区钻进数百英尺，并可开展取心作业。
3.5 深冷压裂技术
美国科罗拉多矿业大学正在研究针对页岩油气开发的深冷压裂技术，该项目得到了美国能源部能源安全研究合作组织的支持。深冷压裂的基本概念是：将深冷（温度极低）的液态氮和（或）二氧化碳注入井底；使制冷剂接触含油气岩层；温差导致的应力产生裂缝；深冷液体受热膨胀、气化，钻进裂缝，导致地层内压力增加，进而使裂缝扩张；由于剪切—滑移碎石化和（或）注入支撑剂的作用，产生的渗透通道其后不会被地层关闭。相对于传统水力压裂，深冷压裂的优势表
现在：减少产层损害，无黏土膨胀或水锁问题；用水少；不会导致地下水污染；解决公众担忧和环境问题。
项目目前分别经过了室温条件和储层条件下深冷压裂过程的实验室研究、模拟与分析及现场测试和验证，但还有很多问题需要解决。
美国《Oil & Gas》杂志预测未来可能最具影响力的油气钻探技术包括：极大储层接触井技术、智能流动控制技术、数字油田技术、无源地震监测技术、千兆网格技术、智能流体技术、仿生井技术和纳米机器人技术等。
4、钻、完井技术发展趋势
近几年来，强劲的国际油价推动勘探开发投资持续增加，钻井活动持续活跃。勘探开发主战场逐步向非常规、深层、海洋区域转移。为不断认识和突破新的挑战，研发预算继续增长，其中大多数资金将投入到水下、自动化、浮式生产设施革新及非常规的技术研发上。美国在全球油气技术研发中仍然占据主导地位，中国近些年正逐步成为油气技术研发的主力之一，以中国为优先权的专利申请已成为全球油气领域专利申请增长的主要驱动力。技术服务公司是油气上游技术的研发主力，其每百万美元研发投入专利产出明显高于油公司，其中Schlumberger、Halliburdon、Baker Hughes首次专利申请量处于明显领先地位。
随着页岩气开发和非常规油气收益增长的快速升级，预测未来几年水力压裂、水平井钻井和完井、油藏监测及水处理技术将继续成为关注重点。
海上关注的焦点主要是深水作业。美国能源部2011 年11 月宣布资助的“超深水和非常规天然气及其他石油资源”计划中有6 个以减少超深水钻井风险和环境保护为目的的油气研发项目，研发内容包括：通过改进固井、连续管修井、流量控制等技术手段预防不可控的油流，应用水下机器人进行3D 激光成像实现监测与检查，通过特殊管道间接测量多相流，更有效的全电动深水安全系统，以及海洋设施的优化设计等。钻井新技术、新材料、检测控制、微电子技术、通信和计算机、机器人和超微加工等技术的进一步发展，将为复杂的深水油气勘探开发提供条件。
闭环钻井和钻井自动化将成为未来发展的主要技术领域。随着作业移向更偏远和恶劣的环境，远程监控中心正在建立，协作将变得更加重要。网络工具的不断普及和应用，人们沟通的方式也将继续发生改变。闭环钻井和钻井自动化两种技术具有广泛适用的优点，其任何创新应用都将加强海上和陆地作业，采用自动化技术的公司将受益于作业效率和安全性的提高。
全球技术研发近年来呈现如下新特点：
一是油公司与工程技术服务公司结合越来越密切。技术服务公司紧跟生产商扩能步伐，加大开发资源节约型技术；研发新技术，提高作业效率；提高装备性能，为市场做准备；通过收购增强实力。目前，Schlumberger、Halliburton、Baker Hughes 世界三大技术服务公司主要在油气资源国进行专利布局。
二是重视开放式创新，全球化的工业界联合越来越多。当前主要有DeepStar、深水技术开发工业界联合组织、DEA、美欧钻井工程联合会PTAC 和加拿大石油技术联盟等。单一井径技术、獾式钻探器、连续运动钻机、双管钻井等超前技术全部为工业界联合项目。
三是技术创新机制更加灵活多样，包括自主研发、合作研发、委托研发、技术转让和并购等。
四是技术创新更加依赖信息、纳米、新材料等高技术的发展和融合。国际技术服务公司在钻井、开采、勘探等上游领域技术创新中占据主导地位，近些年着重加强了对模拟计算机和电子信息数据处理技术的研发。如2012 年3 月Schlumberger 收购了一家民营公司SPT Group，该公司在天然气多相流动态数值模拟方面具有明显的领先优势，在全球各地拥有众多具备较高专业水平的技术人员。此次收购可大大加强Schlumberger 在钻井软件业务上的不足，提高其模型的精度。
五是集成化、智能化、可视化、实时化、绿色化成为技术发展总趋势。
在各行业各领域创新技术推动下，未来钻井技术将向更加精确、高效、低成本、环保和安全方向发展。
油气藏型储气库钻完井技术要求 （试行） 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。
第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综- 1 - 新钻注采井井间距应合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，安全生产以及后期作业等因素统筹考根据井场面积、布井数量、虑，原则上不小于10m。老井防第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、应MWD或多点测斜仪测量数据，碰和后期作业要求。老井若没有新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测采用陀螺仪进行轨迹复测，量误差。注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度第八条各层 套管下深应结合当前实际地层孔隙注采及安全生产的需要，压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。宜采用较大尺寸的第九条为了提高储气库单井注采能力，井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。宜采用应结合储层特征具体分析储层段完井方式，第十条遇水膨胀封隔器提高完井管裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、串的稳定性。为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套第十一条 应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系管强度的 要求，生产套管材质应结合油气藏流体数法进行设计和三轴应力校核。性质和外来气质进行选择。技术套管作为生第十二条原则上技术套管不做生产套官。产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素，评价套施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，- 2 - 管可靠性。生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，
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
浅析完井新技术的创新应用方案 为了适应现阶段经济发展的要求，进行完井新技术的应用是必要的，这需要进行封堵模块、射孔模块、完井测试模块、一体化管柱模块等的协调，进行原有射孔联作管柱技术的优化，进行裸眼旁通模块的应用，确保其整体作业步骤的优化，实现整体作业施工成本的控制，进行后期施工风险的降低，这种管柱结构实现了对油管、液压封隔器、特殊堵头、油管挂等的应用。 标签：完井技术；可捞式封堵管柱；油管堵塞器；技术创新 1 智能完井技术概念及发展前景 （1）智能完井技术需要进行井下完井管柱的应用，需要进行自动控制仪器、传感器组件等的安装，整体来看，智能完井系统具备良好的信息采集功能、信息传输功能，其能够进行井下生产状态、油藏状态等的分析，具备良好的完井管柱数据分析及管理能力，通过对远程控制方法的应用，进行油藏动态及生产动态的有效性控制。在实践模块中，完井技术需要进行控制阀及传感器的使用，进行一井多用模式的应用，实现同采同注模式的应用，这需要进行地面遥控方式的应用，进行单井多层模式、多分支选择性生产模式的开展，进行不同层流动状况的分析，避免出现串流状况，实现监测模块、采集模块等的实时性检测，进行井下数据的及时型反馈，实现生产工作模块的优化，保障油藏经营模块及生产管理模块的协调，实现工程整体采收率的增强。 在工程实践模块，完井系统主要由以下部分构成，分别是井下生产流体控制模块、井下信息采集传感模块、井下数据传输模块、连通系统模块、反馈系统模块、地面数据采集模块等。在这个环节中，多种传感器构成了井下信息采集传感系统，水力操作模式及电缆操作模式是井下生产流体控制系统的重要组成部分，完井系统的工作核心为井下传感器工作模块及控制模块。在井下数据传输模块中，其需要实现地面计算机与井下工具的连接，这需要进行井下电缆双绞线的使用，满足地面数据采集的工作要求，通过对分析系统、反馈系统等的应用，进行各种数据信息的处理。 （2）实践证明，通过对完井系统的应用，有利于满足油藏工作及油田工作的要求，通过对智能完井技术方案的完善，有利于满足现阶段跨井通信工作的要求，比如進行传感器监测模式的应用，做好深水复杂油井的相关工作，满足陆上油藏或者浅水油藏的工作要求。为了适应现阶段油藏工作的要求，必须进行完井技术方案的优化，进行连续模拟模块、数据测量模块、井下工序控制模块的协调，实现数据采集系统的健全，实现其整体精度的增强，进行油藏构造的深入性了解。 完井技术具备良好的发展前景，在油藏管理模块中，通过对完井技术方案的优化，避免对井进行干浅，通过对完井技术方案的优化，有利于实现油井的自动化工作，实现相关工作处理模式的应用，确保工作模块中，井下海底生产设备与地面设备的良好匹配，进行整体工作效率的增强，增强油藏工作的整体可靠性。
水平井完井方式及其选择
水平井完井方式及其选择 水平井完井方式可采用裸眼完井、割缝衬管、割缝衬管加管外封隔器、下套管注水泥射孔 （1）裸眼 （2）割缝衬管完井 （3）衬管管外分段封隔完井 （4）水泥固井射孔完井 的实际经验。完井方式对于水平井今后能否进行正常生产或者进行多种作业是非常重要的。某种钻井方式只能适应于某种完井方式。 一、完井方式 1、裸眼完井 裸眼完井费用不高，但局限于致密岩石地层，此外，裸眼井难以进行增产措施，以及沿井
段难以控制注入量和产量，早期水平井完井用裸眼完成，但现在已趋步放弃此方法。当今只有在具有天然裂缝的碳酸盐岩油气藏和油气井的泄油半径很小时才使用裸眼完井的方法。 2、割缝衬管完井 该方法是在水平段下入割缝衬管，主要目的是防止井眼坍塌。此外，衬管提供一个通道，在水平井中下入各种工具诸如连续油管。有三种类型的衬管可采用： 1)穿孔衬管。衬管已预先预制好。 2)割缝衬管。衬管已预先铣好各种宽 度、深度、长度的缝。 3)砾石预充填衬管。割缝衬管要选择 孔或缝的尺寸，可以起到有限的防砂作用。 在不胶结地层，则采用绕丝割缝筛能有效 地防砂，另外在水平井采用砾石充填，也 能有效防砂。 割缝衬管完井的主要缺点是难以进行有效的增产措施，因为衬管与井眼之环形空间是裸眼，彼此连通，同样，也不能进行进行分采。 3、割缝衬管加管外封隔器 该方法是将割缝衬管与管外封隔器一起下
入水平段，将水平段分隔成若干段，可达到沿井段进行增产措施和生产控制的目的。由于水平井并非绝对水平，一口井一般都有多个弯曲处，这样，有时难以下入衬管带几个封隔器 4、下套管注水泥射孔 该方法只能在中、长曲率半径井中实施。在水平井中采用水泥固井时，自由水成分较直井降低得更多，这是因为水平井中由于密度关系，自由水在油井顶部即分离，密度较高的水泥就沉在底部，其结果水泥固井的质量不好。为避免这种现象发生，应做一些相应的试验。 注：1、超短曲率水平井：半径1～2ft，造斜角（45°～60°）/ft； 2、短曲率水平井：半径20～40ft，造斜角（2°～5°）/ft； 3、中曲率水平井：半径300～800ft，造斜角（6°～20°）/（100ft）； 4、长曲率水平井：半径1000～3000ft，造斜角（2°～6°）/（100ft）。 二、完井方式选择 在选择完井方式时，必须重点考虑以下几个方面的问题： 1、岩石地层 若考虑裸眼完井，重要的是保证岩石是致密的，同时钻井过程是稳定的。经验报告和文献指出，若水平井方向是沿着水平最小应力钻井，则井筒显示极好的稳定性。 2、钻井方法
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移444.2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井）
SmartWell Completions
Jon Rawding Manager, Business Development Asia Pacific
What is SmartWell Technology? 为什么是智能完井技术
SmartWell? technology is the leading intelligent completion technology: SmartWell?技术引领智 能完井技术 One company’s SmartWell? completion is another’s simple well completion：一家公司的智 能完井是另一家公司的简单完井 An intelligent well enables an operator to: 一口 智能完井井能完成： ? Remotely monitor and control flow downhole, at the reservoir, with no physical intervention 远程监控和控制井下流量，油藏中无物理干扰 ? Optimise well, production and reservoir management processes 优化井，生产，油藏 管理流程
Cost Implications of “Unexpected” Water Breakthrough
Offshore Field 海上油田 ? Unexpected Water Breakthrough 无法预测的水突破 ? Intervention Costs 干涉花费 ? $4,000,000 - $8,000,000 ? What do I get for an average $6,000,000 per well? 平均每口井6百万能做什么？ ? Position Rig 平台定位 ? Install Riser 安装升降器 ? Slickline Drift Run 钢丝漂移操作 ? Wireline Production Logging 电缆生产测井 ? Wireline Set Water Shut Off Plug 电缆坐封堵水 丝堵 ? Prepare to suspend Well 准备暂停井 ? Recover the riser 回收升降器 ? Move Rig 迁移平台
海洋石油深水钻完井技术概述 摘要：深水区海洋环境恶劣，台风和孤立内波频发，深水钻完井工程设计和作业难度大、风险高。在充分借鉴我国浅水钻井设计和国外深水钻完井设计及施工经验的基础上，研究并提出了深水钻完井设计的技术流程与工作方法，逐步形成了深水技术、深水科研、深水管理的三大体系，克服了深水特殊环境条件下的技术挑战和作业难题，满足了深水油气钻完井安全、高效的作业要求，具备了国内外深水自主作业能力。 关键词：深水；钻完井；作业实践；超深水跨越 目前，世界各国高度重视深水油气的勘探与开发，以BP、Shell、Petrobras 等为代表的油公司和以Transocean等为代表的服务公司掌握了深水钻井完井关键技术，主导着深水油气勘探开发作业。我国南海是世界四大油气聚集地之一，其中70%蕴藏于深水区。深水是挑战当今油气勘探开发技术和装备极限的前沿领域，尤其是在恶劣海洋环境下，如何安全、高效地开展深水钻完井作业成为了业界极为关注的焦点[1-3]。因此，研究深水钻完井所具有的特点，把握其发展趋势，对于促进我国石油工业可持续发展、增加油气产量、保障能源安全具有重要意义。1深水钻完井设计面临的挑战 在深水环境钻完井难度很大，深水钻完井设计不同于常规水深的钻完井设计，主要面临以下几个方面的挑战： 2.1深水低温 海水温度随水深增加而降低，深水海底温度通常约为4℃，海水的低温可以影响到海底泥线以下约数百米的岩层[4]。低温带来的问题主要包括：海水低温环境使隔水管中的钻井液流变性发生变化，在该温度下容易形成水台物，而且这样低的温度的对于钻井液和水泥浆的物理性质有很大的不利影响。会使钻井液的黏度和密度增大，钻井液的黏度增大可产生凝胶效应，在井筒流动中产生较高摩擦阻力，增大套管鞋处地层被压开的风险。容易引起钻井液稠化，使其流变性变差。低温还会延缓水泥水化导致水泥胶凝强度和水泥石抗压强度发展缓慢，流体易侵入水泥基体，容易造成油、气、水窜，后续作业无法顺利进行，影响固井质量。 2.2浅层气和浅层流
全球钻完井技术发展趋势研究（下） 2014-1-27 1:27:52 标签：完井技术压裂技术钻井新方法全球趋势钻井完井分享到：0 文|汪海阁等 中石油勘探开发研究院钻井所副所长，研究生导师 2、国外完井、压裂技术新进展
2.1 完井新技术 完井是连接钻井和生产的关键环节，完井技术是影响油气井开发效益的关键技术。近两年完井技术革新主要围绕水平井开展，膨胀管技术和多级完井工艺得到不断发展和走向成熟。 i-Frac 完井工具：挪威i-TEC 公司新推出革命性的i-Frac 完井工具，主要用于致密储层增产作业，可以显著减少作业时间，加快投产进度，从而降低成本。i-Frac 新型投球滑套工具包括2 种尺寸类型：Ф5.6in×37.9in 和Ф6.732in×36.4in，分别用于4.5in 和5.5in 套管，最高工作压力达10kpsi 和15kpsi，最高抗温177℃，使用的投球尺寸分别为1.875～3.625in 和1.875～4.5in。使用i-Frac 完井工具进行压裂施工，仅需一次投球即可打开超过20 个滑套，大大提高了作业效率。今年4 月对北海挪威大陆架一口水平井的碳酸盐岩储层实施分段压裂，井深4921m，水平段长839m，分3 次投球完成3 级56 个滑套的压裂施工，第1、2 个球分别打开19 个滑套，第3 个球打开剩余的18 个滑套，共计用时1.5d。如使用常规作业方式，每次只能打开一个滑套，累计需要40～50d。该技术同样适用于页岩油气井，尤其是在美国的致密页岩气田和中国的低压低渗致密油气田，预计至少可以节省一 半的投产作业时间。采用这种方式进行压裂作业也意味着能够将压裂作业所占用的资源快速转移到其他地方去，最大限度地降低对环境的影响，明显减少压裂作业对水资源的需求，而水资源对于美国页岩油区是一个棘手的问题。
技 术 创 新 水平井以其单井产量高、吨油成本低、综合效益好、能有效地提高油田采收率等优势在辽河油田得到迅猛发展，在油田增油上产方面发挥了重要的作用。目前辽河油田的水平井技术已经迈向了整体、区块开发油田的新阶段，并为边际油藏、低品位油藏、中后期油藏的开发和濒临废弃油藏的再次开发，特殊油藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。辽河油田的水平井钻井工艺技术经过十几年的发展，现已在钻完井工艺技术上取得了突破，形成了具有自己特色的水平井钻完井技术系列，适应了辽河油田勘探开发的需求。随着人们对水平井认识的深入和勘探开发要求水平井解决的问题越来越多，水平井钻井技术遭遇到了空前的挑战。 一、水平井在辽河油田的发展 辽河油田水平井钻井起步于２０世纪９０年代初，历经 □ 中国石油辽河油田公司钻井管理中心 高富成 摘 要：本文回顾了辽河油田水平井钻井技术的发展情况，总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术进展，指出了目前辽河油田水平井技术发展面临的新问题及制约水平井技术发展的瓶颈技术，提出了当前水平井钻完井技术急需解决的一些问题。 关键词：辽河油田 水平井 钻井 完井了１５年的发展，该项技术已日趋成熟，并成为开发油气藏的一种重要手段。 水平井在辽河油田的发展大体分为两个阶段。１９９２—２０００年为研究试验阶段，２００１年至今为完善、推广应用阶段。图１是辽河油田历年来施工水平井统计。 １９９２年到２０００年的８年间辽河油田在水平井钻井方 ２００１５０１００５００ ２１１１４７７１０２５１４９ ７９３９ １１水平井数图１ 辽河油田历年来施工水平井统计图 １９９２ １９９３ １９９４ １９９５ １９９６ １９９７ １９９８ １９９９ ２０００ ２００１ ２００２ ２００３ ２００４ ２００５ ２００６年份 辽河油田水平井钻完井技术
全球钻完井技术发展趋势研究（上） 2014-1-23 17:41:58 标签：钻机钻头钻井技术旋转导向钻井液连续管海洋钻井极地钻井 分享到：0 文|汪海阁等 中石油勘探开发研究院钻井所副所长，研究生导师 当前，世界油气工业正逐步走出金融危机的束缚，步入复苏的时期；新兴市场不断涌现，页岩气、致密油、致密气等非常规油气，可燃冰、地热等新能源，深水油气、极地钻探等成为当今的焦点和热点。加拿大的油砂、巴西的盐下石油和美国的“致密油气、页岩油气”正改变着世界的能源版图。 全球钻井活动伴随着勘探开发的进程掀起了以水平井为核心的新一轮高潮，钻井工程技术在各大综合性工程技术服务公司的引领和众多具有专业特长的小公司的推动下正发生着深刻的变化。 新材料、新装备、信息化技术为极端环境下的资源钻探提供了越来越多的可能，随钻技术、远程控制和自动化操作成为解决复杂地质条件难题、涉猎极端环境区域和满足越来越高要求的HSE 标准的金钥匙。
1、国外钻井技术新进展 近年来，国外在高效起下钻机和自动化钻机、高效PDC 钻头和辅助破岩工具、高造斜率旋转导向工具、井下信息高速上传、连续管技术、套管与尾管钻井技术、深水钻井和极地钻井、页岩气钻井、钻井实时优化与远程监控技术、新型钻井液及堵漏材料等方面发展迅速。 近两年，世界钻机及其配套设备呈现出能耗越来越低、机械化与自动化程度越来越高的发展趋势。陆地和海上钻机承包商一直致力于通过自动化提升移动性、提高装备的灵巧性和专业化、满足必要时适应苛刻的环境条件。装备制造商和钻井承包商在装备研发设计和改进上秉承着最大限度减少非生产时间、同时使之更安全、更环保的目的进行着不懈地努力。 RT Energy Services公司的Versa-Rig 300模块化钻机专为在Bakken 地区应对北达科他州平原严寒冬季而设计，可抵受120mile/h的强风。特意设计的卡瓦窗可以防止钻机液压系统受冻；可收缩的隔离墙包裹的温控室，保护员工不受严寒，沟通、操作更容易高效；下套管时钻机能承受300000lb拉力和150000lb压力；钻机操作人员只需6 人；钻机从一个井眼移动到另一个井眼只需1h，钻机拆解和安装只需12h，12h内可复合压裂23 级；最大钻深8230m，可打大位移井。 Patterson-UTI 新一代高效可移动钻机APEX 具有可视化电子钻井系统，良好的安全性贯穿EDS 整个系统，包括Wichita DM 236 电力制动、先进的天车和钻台防护；钻机的专业移动系统搭配管扣实现钻机向前、横向或旋转移动，完成灵活的井口布置和定位；电子悬挂系统、多功能出油管线和钻井液循环系统实现了钻机本身按井眼设计移动超过150ft 而不需移动其他配套设施；采用Ross Hill 1400 SCR驱动系统，操作简单、可靠、性能优异、易于维护；Wrangler 3500型液压平台替代了手工操作，其远程控制功能让作业者在起落管件时远离危险的钻台。 正在研发中可能引领未来钻机方向的是挪威West公司的连续运动钻机，它以750t 钻机为基础，对连续运动钻机（CMR）概念进行工业有形化可行性研究。采用双井架和专门的自动接卸扣设备，使钻柱在起升或下放的运动过程中，完成钻杆立柱的上卸扣和排放，改变传统起下作业过程中每起下一个立柱长度必须停下在转盘上进行上接卸和立柱排放的做法，提高了起下钻作业效率。三单根、二单根和单根下入速度分别达3 6 0 0 m / h、2700m/h和1800m/h。钻机的提升系统需要设计紧凑的双井架、两个井架机器人、两套自动管子操作设备、两套提升系统、配备顶驱和自动上卸扣装置。该钻机允许带接头的钻杆以连续的方式下入和起出装备。钻井时间节约15%～25%，有望节省30%～40%。连续运动钻机实现了钻井作业过程的全自动，可减少或避免压差卡钻。预计连续运动钻机2015 年能达到工业化应用水平。 NOV公司的Varco新一代顶驱TDX-1250增强了部件的可靠性和模块化，是目前世界上最先进的顶驱；Deep Casing 工具公司突破常规钻井工艺研发的新型下套管工具Turbocaser Express为业界首个可钻穿式下套管工具，能够实现深层钻、扩、固一体化套管坐放作业。Statoil、ExxonMobil、Schlumberger、NOV、Baker Hughes和巴西国家石油公司等都在进行钻井自动化方面的技术研发。Shell 公司在这方面的发展最快，并已联合中国石油集团为澳大利亚煤层气开发建造新一代自动化钻机。H&P 公司、Nabors
ICS 75.020 E90 Q/SH 钻井完井工程质量技术规范 Technical specifications of quality of drilling and completion 中国石油化工集团公司 发布
前 言 本标准由中国石油化工集团公司油田企业经营管理部提出。 本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部归口。 本标准起草单位：胜利油田分公司采油工艺研究院。 本标准主要起草人：皇甫洁、张全胜、王桂英、李玉宝、孙骞。
钻井完井工程质量技术规范 1 范围 本标准规定了钻井完井过程中井眼轨迹质量、油层套管、油层保护、固井、井口装置及测井的技术要求。 本标准适用于陆上和浅海油、气、水井的钻井完井。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY/T 5127 井口装置和采油树规范 SY/T 5322 套管柱强度设计方法 SY/T 5328 热采井口装置 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5374.1 固井作业规程 第1部分：常规固井 SY/T 5374.2 固井作业规程 第2部分：特殊固井 SY/T 5467 套管柱试压规范 SY/T 5600 裸眼井、套管井的测井作业技术规程 SY/T 5729—1995 稠油热采井固井作业规程 SY/T 5792—2003 侧钻井施工作业及完井工艺要求 SY/T 5955—2004 定向井井身轨迹质量 SY/T 6030 水平井测井作业技术规范 SY/T 6268 油套管选用推荐作法 SY/T 6464－2000 水平井完井工艺技术要求 SY/T 6540 钻井液完井液损害油层室内评价方法 SY/T 6592 固井质量评价方法 3 完井工艺总体要求 3.1完井应立足于保护油气层，减少对油气层的伤害。 3.2各油、气、水层之间应有效地封隔，防止气窜或水窜。 3.3有效地控制油层出砂，防止井壁坍塌，确保油气井长期生产。 3.4应便于修井和井下作业，能够进行各种采油工艺增产措施及各种井下测试。 3.5有利于保护油套管，延长油气井使用寿命。 3.6稠油开采能达到热采的要求。 3.7海上井应满足海上生产作业的安全及环境保护的要求。 3.8完井工艺应简便、安全、可靠。 4 技术要求 4.1 井眼轨迹质量
YF-ED-J9918 可按资料类型定义编号 油气藏型储气库钻完井技术要求实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
油气藏型储气库钻完井技术要求 实用版 提示：该管理制度文档适合使用于工作中为保证本部门的工作或生产能够有效、安全、稳定地运转而制定的，相关人员在办理业务或操作设备时必须遵循的程序或步骤。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化 大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠 性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠 的技术和装备，确保储气库安全、高效运行， 同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气 藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取 针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井 提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再
利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少
智能完井技术简介 （胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司山东东营257000 ） 摘要：智能完井技术是一种新型的完井技术，是目前最有发展潜力的技术。文章通过对智能完井技术进行简介，以及它的优势，和在胜利油田的应用展望进行阐述。 关键词：石油，智能完井，胜利油田智能完井是一项新型的完井技术，越来越被石油行业关注。国内外专家认为，石油行业有希望在几年后普及智能技术，来对管理以及维护油井，甚至在十几年之后可以达到人在室内就能够对整个油田就行管理。智能完井就是这种技术，它可以对井下进行永久性的监测以及实时控制，可以多油层同时进行开采，也可以只开采其中某一个油层，可以极大的提高生产率。 1.智能完井技术简介智能完井技术不同于以往的完井技术，它是一种系统的完井方法，操作者可以远程控制这种技术进行监测井底情况，控制井底压力以及控制原油的生产，这种技术不需要把油管起出，只需要一台PC机以及一个地面调解器就足够了，可以随时对井身结构进行配置以达到最优化效果，此外能够24 小时实时的对油层进行管理以及获取井下温度和压力等资料。 智能完井通常由三大部分组成：
（1）在井下安装的永久传感器组，这些传感器组在井筒中合理进行分配，可以监测井下的压力、温度等参数。 （2）可以在地面对井下的状态进行控制的装置。像可以进行遥控的井下分割器、封隔器，可以对油层之间进行控制的阀门，控制井下安装的节流器的开关等。 （3）井下数据实时采集和控制系统，这个系统可以对井下的信息实时的收集反馈到地面并根据信息进行一系列的操作。 2.智能完井优点 智能完井是一种新型的完井技术，与常规的完井技术对比，优势明显，由以下几个方面可以看出。 （1）智能完井可以在地面进行遥控，管理非常方便，特别适合在一些偏远地方使用，比如沙漠，山区或者海上的油田。 因为使用智能完井技术在地面上就可以对控制阀流入的位置进行识别，而且还可以不进行关井，只需要在地面上进行操作控制，就能够完成选择性的打开或者关闭所需要的油层，从而对井身结构进行重新配制。 2）智能完井可以实时的对井下进行监测，并把所测的数据资料及时的传递到地面进行保存，这样就能保证资料的连续性，就不会像以前一样由于不稳定试井进行分析从而引起资料的不确定以及模糊性。 （3）智能完井所监测的资料内容广泛，包含的信息量大，对油藏的管理有显著的帮助。使用智能完井技术获取的资料比通过传统的手段如短期测试，可以得到更多关于油藏的资料，这些资料为
页岩气钻完井工程发展趋势页岩气钻完井技术 2011. 8
页岩气钻完井工程发展趋势 ?当前，我国正处于工业化快速推进阶段，对能源需求量越来越大，同时减少 碳排放的压力也与日俱增。这些都为非常规天然气快速发展提供了机会。 ?页岩气，是一种重要的非常规天然气资源。页岩气在非常规天然气中异军突 起，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，并逐步向一场全方位的变革演进。由此引发的石油上游业的一场革命，必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。 ?美国作为世界上页岩气资源勘探开发最早的国家，在政策、价格和开发技术 进步等因素推动下，已在北美地区形成成熟的评价方法和勘探开发技术，值得我国页岩气研究和勘探开发工作者学习借鉴。 ?我国与美国在页岩气地质条件上具有许多相似之处，页岩气富集地质条件优 越，具有与美国大致相同的页岩气资源前景和开发潜力。目前我国页岩气资源调查与勘探开发还处于探索起步阶段，至今尚未对其潜力进行全面估算，页岩气资源有利目标区有待进一步落实，勘探开发还处于“空白”状态。
目录 前言 一国内外页岩气开发状况二页岩气钻完井技术 三启示和建议
?中国页岩气资源量约为30.7万亿方（类比法），总面积达300万KM2,资源丰富、分布广阔，潜力巨大，勘探开发刚刚起步 ?南方海相21万亿占70%，四川古生界12万亿，需尽快探明 ?示范工程威201、宁201井昭104直井压裂初见成效，为开发提供了宝贵经验 中国页岩气资源分布图 一、国内外页岩气开发状况
页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。大部分是自生自储于古生界志留寒武系。 ?游离相态存在于裂缝、孔隙及 其它储集空间 ?吸附状态(20～85%)存在于干 酪根、粘土颗粒及孔隙表面 ?极少量以溶解状态储存于干酪 根、沥青质及石油中页岩气（shale gas）是从页岩层（or泥岩层）中开采出来的天然气。
几项国内外钻完井新技术 一、智能井技术 (1) 二、激光钻井技术 (1) 三、钻工对未来钻井的设想 (3) 四、优化四维地震流体成像 (4) 五、用智能井开采海上边际油田 (5) 六、应用油藏性描述及3D可视化技术促进海上油田的二次开发 (6) 七、高温高压深井钻井前沿专项技术研究 (7)
一、智能井技术 智能井技术并不是新近才出现的。早在1997年第一次智能完井即采用了SCRAM 专利系统。它的特点是可以进行永久的监测，能够控制油藏内流体的流动。而6年之后，供应商与专业服务公司就在世界范围内安装了超过185个智能井系统。一些论坛分析认为，对智能井技术的投资已接近10亿美元。智能井技术要想在经济上可行，就不能仅仅局限于试验基础上单方面的应用，而要在各种各样的油井中作为油田开发一个重要而不可缺少的部分。可喜的是，虽然发展速度缓慢，但这一切正在得以实现。智能井技术是油藏实时管理的主要构成部分。通过安置在油藏平面上的传感器与控制阀，石油工程师们就可以对油藏与油井的动态进行实时监测，分析数据，制定决策，改变完井方式，以及对设备的性能进行优化。 智能井技术的应用智能井技术的应用范围很广，主要用于油藏开采过程的管理，这对于二次采油与三次采油非常重要。它可以控制一口油井的注入水或注入气在不同产层或不同油藏之间的分布，也可以封堵产自其他产层的水或气，因而可以控制注入水或驱替出的油扫过油藏中未波及的区域。这对于复杂结构井，如大位移井、长水平井或多分支井以及各向异性的油藏来说非常重要。作为一种有力的工具，智能井技术不仅可以处理油田开发中经常出现的问题，也可以处理很多井下突发事件，并通过对这些突发事件的处理创造价值，从而给资产增值。 智能井技术在油田开发中的优点主要在于：优化油藏性能，从而提高油藏采收率，增加油井产量；减少作业中投入的劳动力，从而减少安全事故，更有效地进行油藏管理。目前，已采用智能井技术的油井接近200口。这同那些正计划采用与正在采用该技术的多口油井开发项目共同表明了，该技术可以实现预期的目的。油田开发要尽可能快地降低开发成本，并使油藏的采收率达到最大。人们也期望能通过智能井技术来提高开采难度较大的复杂油田的效益。研究表明，由于该技术可以提高开发项目的经济效益，因而在当今商业环境中仍会继续存在。 二、激光钻井技术 1、从1997年起，美国重新开展了激光钻井研究，已经取得了令人鼓舞的成果。旋转钻井100年来没有根本性的变化，市场需要有一种更加有效的替代方法。 旋转钻井这种机械破岩方式于20世纪初取代顿钻以来，虽然不断取得进展，但并没有根本性的变化，而且随着钻井难度越来越大，钻井成本总体上呈上升趋势。要想大
文件编号：RHD-QB-K6313 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 油气藏型储气库钻完井技术要求标准版本
油气藏型储气库钻完井技术要求标 准版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措
施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、
安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。 第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有MWD 或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。 第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。 第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。 第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水
裸眼完井工具串示意图 西安瑞兰特石油设备有限公司 -杨超 2020/3/8
3- 1/2″EUE油管 2-7/8″ EUE油管 7″套管 水平井分段压裂工具管串结构示意图 扣型：3 /2EU母 提升短节 最大外径114m m 最小内径：69m m 长度：1.m 扣型：412”L公扣型：412”L母扣型：412”L公扣型：412”L母扣型：312”EU公 投球滑套 最大外径146m m 最小内径：38.m m 长度：1.m 转换接头 最大外径127m m 最小内径：69m m 长度：1.m 1.75”投球滑套示意图 投球滑套2 扣型：3 1/2”EUE母 提升短节 最大外径:114 mm 最小内径：69mm 长度：1.5m 扣型：41/2”LTC公扣型：41/2”LTC母扣型：41/2”LTC公扣型：41/2”LTC母扣型：31/2”EUE公 投球滑套 最大外径:146mm 最小内径：32.5mm 长度：1.2m 转换接头 最大外径:127mm 最小内径：69mm 长度：1.0m 1.5”投球滑套示意图 投球滑套1 扣型： 1/2”E UE母 提升短节 最大外径:1 m m 最小内径：m m 长度：.5m 扣型：/2”LT公扣型：/2”LT母扣型：/2”LT公扣型：/2”LT母扣型：/2”E UE公 投球滑套 最大外径:1m m 最小内径：4.m m 长度：.2m 转换接头 最大外径:1m m 最小内径：m m 长度：.0m 2.0”投球滑套示意图 投球滑套3 扣型：3 1/2”EUE母 提升短节 最大外径:114 mm 最小内径：69mm 长度：1.5m 扣型：41/2”LTC公扣型：41/2”LTC母扣型：41/2”LTC公扣型：41/2”LTC母扣型：31/2”EUE公 压差滑套 最大外径:143mm 最小内径：98mm 长度：0.8m 转换接头 最大外径:127mm 最小内径：69mm 长度：1.0m 压差滑套示意图 压差滑套 扣型：3 1/2”EUE母 提升短节 最大外径:114 mm 最小内径：69mm 长度：1.5m 扣型：41/2”LTC公 扣型：41/2”LTC母 球座总成 最大外径:127mm 最小内径：25.4mm 长度：0.9m 浮鞋 最大外径:127mm 最小内径： 长度：0.6m 加长接头 最大外径:126mm 最小内径：100m m 长度：1.4m 扣型：41/2”LTC公 带筛管引鞋 最大外径:127mm 最小内径： 长度：1.1m 扣型：41/2”LTC母 扣型：41/2”LTC公 扣型：41/2”LTC母 扣型：扣型： 带筛管引鞋+浮鞋+球座总成扣型： 扣型：41/2”LTC公 扣型：41/2”LTC母 扣型：31/2”EUE公 悬挂封隔器 最大外径:150mm 最小内径：98mm 长度：1.4m 转换接头 最大外径:127mm 最小内径：69mm 长度：1.0m 回接筒 最大外径:147mm 最小内径：133mm 长度：3.1m 扣型：41/2”LTC公 扣型：41/2”LTC母 加长接头 最大外径:126mm 最小内径：98mm 长度：1.4m 扣型：41/2”VamTop公 扣型：41/2”VamTop母 悬挂封隔器+回接筒 提升短节 最大外径:127mm 最小内径：61mm 长度：1.5m 回接插头 最大外径:145.6 mm 最小内径：107.5mm 长度：2.0m 扣型：2 7/8”EUE母 扣型：5”LTC公 扣型：5”LTC母 回接插头示意图 回接插头 扣型：3 1/2”EUE母 提升短节 最大外径:114 mm 最小内径：69mm 长度：1.5m 扣型：41/2”LTC公扣型：41/2”LTC母扣型：41/2”LTC公扣型：41/2”LTC母扣型：31/2”EUE公 裸眼封隔器 最大外径:147 mm 最小内径：97mm 长度：1.2m 转换接头 最大外径:127mm 最小内径：69mm 长度：1.0m 裸眼封隔器示意图 裸眼封隔器