国内外钻井技术发展

PAGEPAGE11.膨胀管技术膨胀管分为割缝膨胀管和实体膨胀管两种类型。割缝膨胀管是一种管体上带有纵向交错割缝的可膨胀管，其使用方法是，在割缝膨胀管下到预定位置后，通过下推、上提或旋转膨胀锥，使膨胀锥穿过管子而达到预定的尺寸。割缝膨胀管的膨胀量取决于割缝的尺寸、割缝在管体上的位置、割缝的形状以及膨胀锥的尺寸，膨胀管的膨胀量可以高达膨胀管原始直径的200％。它的膨胀原理是，只需要较小的力（约10吨）就可弯曲两个交错割缝间的金属拉筋。弯曲割缝间的金属拉筋可以把割缝扩为菱形，从而使割缝管的直径增大而管材的厚度不变，但长度减少20％。割缝膨胀管有下列三种主要用途。（1）用其代替割缝衬管在不损失井眼尺寸的情况下临时隔离复杂层段。可以在设计井段就决定应用割缝膨胀管，也可以在钻遇复杂层段时作为一种应急措施而使用这种技术。（2）膨胀完井衬管的结构与普通割缝衬管的结构相似，可以作为常规衬管的替代品。（3）壳牌研究公司在割缝膨胀管的基础上研制出一种膨胀防砂网，在需要防砂完井的油井中可用膨胀防砂网代替普通防砂网，把特制的膨胀防砂网下到井内并通过扩管使膨胀防砂网贴到其所对应的井壁上，可以对井壁提供更好的支撑，降低环空间隙，其防砂效果要比砾石充填完井好。膨胀防砂网已成为一种新的防砂完井方法。实体膨胀管是由标准的管材钢轧制的无缝钢管。钢材经过特殊处理后增强了延展性，降低了损伤敏感性并增加了抗破裂韧性。实体膨胀管的膨胀原理是材料的三维塑性形变。扩实体膨胀管所需要的力约为割缝膨胀管的10－30倍，需要使用特制的高强度陶瓷膨胀锥来扩管。在扩管过程中实体膨胀管的长度和厚度都要减少。因而影响了膨胀管的强度和抗挤压能力。到目前为止，丝扣连接仍然为首选连接方式。目前，对设计者的挑战是开发丝扣，这种丝扣预膨胀和膨胀后的特性适应油井设计而且与膨胀工艺相一致实体膨胀管的用途1.修复实体膨胀管可用来封堵套管上的射孔眼和修补套管、油管或防砂网。修复时，实体膨胀管在套管或油管内以扩张的方式来封堵诸如接头漏失、套管和油管因腐蚀或冲蚀所造成的漏失。既可使用厚壁管作为实体膨胀管，也可使用薄壁管作为实体膨胀管。就薄壁管而言，可将其扩张为3－4mm的壁厚。25％－35％的扩张率使薄的内衬能穿过油管的接头、安全阀和内径。而当需要时，可在同一根管柱内加多层内衬。厚壁和薄壁膨胀管都可用来封堵套管的射孔孔眼，封堵裸眼井中水层和气层以及修补损坏了的防砂网。2.建井实体膨胀管在裸眼井中可作为临时衬管或永久性衬管回接在以前下的套管柱上。在需要下应急衬管情况下，实体膨胀管可作为临时衬管使用。例如，在深水和高压井中，当地层压力与破裂压力之间的差很小时，可作为临时衬管到设计深度而不损失井眼尺寸。实体膨胀管可作为永久性衬管使用，包括回接到以前下入的套管或衬管上。3．发展单一直径的油井套管完井，井眼的直径约损失20％。利用膨胀管完井，井眼直径的损失约为10％。采用单一直径的油井，不但省去了复杂的套管系列，而且可用减少岩石的切削量，提高钻速和加快建井速度。实体膨胀管可用于实现单一直径的油井设计。其作法是按照实际需要设计一合理的单一尺寸的井眼。在钻完一段井眼后，下实体膨胀管，扩管并固井。然后用双中心钻头打下一段井眼，完钻后再下膨胀管并固井。由于双中心钻头钻出的井眼比钻头直径大，所以下膨胀管和扩管后仍能保持与上一井段同样的井眼直径。然后重复这种作法，直至达到设计深度。这就是单一直径的井眼。2.

套管钻井技术套管钻井共分为三种，即普通套管钻井技术、全程套管钻井技术和阶段套管钻井技术，也叫尾管钻井技术。

1.套管钻井总成套管钻井工艺用套管代替钻杆，由套管作为向钻头传递水马力和机械能的通道。一种可回收式钢丝绳井下钻具组合连接在套管的底端，钻一段足尺寸的井眼以允许套管向下前进。井下钻具组合使用一种联顶总成,所以可以使用钢丝绳装置回收和重新下人井下钻具组合而不需要起下套管。井下钻具组合由尺寸能穿过钻井套管的领眼钻头和下部扩孔器组成。因此可以钻出一段与钻井套管有一定间隙的并可以进行注水泥的井眼。在定向井中，井下钻具组合还包括弯外壳井下马达和随钻测量仪，诸如随钻测井仪或取心设备等其他工具也可以同时下井，进行常规钻井的任何作业。2.下钻和回收工具为了安装和拆卸井下钻具组合，使用了一种专门设计的钢丝绳下入和回收设备。水龙头可防止辫状钢丝绳旋转打结，所以在钢丝绳作业期间可以转动套管。当钢丝绳的拉力达到9T时，应急剪切接头提供垂直拉力释放在缩经条件下产生的锁定力保证断开连接。3.钻头和管下扩眼器用套管和可回收式钢丝绳钻具钻井时要求切削结构要小到能穿过套管同时又能钻出比套管外经大的井眼。这要通过小直径的领眼钻头和后面的管下扩眼器来完成。用牙轮钻头和PDC钻头进行过试验，也用两臂和三臂PDC管下扩眼器进行过下井试验。用安装在套管上的PDC钻鞋下过几次井，采用PDC钻鞋就不需要井下扩眼器了。试验中没有遇到不能使用PDC钻鞋的硬地层，但认为可回收式牙轮钻头更适合这种钻井工艺。威德福公司的套管钻井技术威德福公司开发了一种套管钻井系统（DwC），其钻井原理与Tesco公司的套管原理相似。该系统的独特之处是使用了可钻式钻鞋。威德福公司的套管钻井技术在海上进行过试验和使用，但主要是用来打表层套管井段，到目前为止，已在2000个井段的钻井中使用了这种钻鞋。据威德福公司称，由于DwC系统不含复杂精密的井下设备，所以其钻井时间和作业成本降低的幅度超过了15%。特别是在深水钻井作业中，DwC系统是一种经济有效的钻井新技术威德福公司根据现有的打捞矛设计思想，开发出效率更高的从套管内部和外部同时锁紧套管的连接方法。连接器设有内密封，直接连接到顶驱装置上，并强行下入到套管顶部，旋转一个半交叉传动机构，右旋锁紧套管，夹持套管柱并传递扭矩，左旋则放松工具。新工具的顶部设有止推环，以确保在套管内部正确位置啮合。应用这种方法大大降低了套管的连接时间，大幅度节省了钻井作业时间。据统计，2000年1月以来，威德福公司已经应用DwC系统进行了100多项作业，应用这项技术的公司包括加州联合油公司、雪弗龙公司和菲力普斯公司。这种旋转套管钻井系统已经在印度尼西亚、澳大利亚和挪威等地取得了100%的成功。值得注意的是，威德福公司应用套管钻井技术取得的这些成功仅限于海上表层套管的钻进，在生产层和硬地层的钻进还需要进一步在技术和工具上进行改进和创新。套管钻井在大港油田滩海地区的应用

2003年，大港油田滩海工程公司与美国阿帕奇公司合作在渤海湾进行了25井次的表层套管井段的套管钻井作业。其中庄海5井的套管钻进深度达到了263.92m，创造了渤海湾套管钻井的深度纪录。大港油田滩海工程公司的套管钻井实践证明，套管钻井有下列优点:（1）简化了一开钻进、下套管、固井的工序，节约了时间；（2）减少了起钻、下套管过程中的风险；（3）以钻鞋代替了钻头和引鞋，节省了钻进该井段的钻具；（4）在探井中一旦发现浅层气，可及时地注速凝水泥浆封固。同时他们也认为，由于套管钻井技术还处于发展初期，钻鞋和工具的价格相对较高，对设备的要求也较高，要想在国内大面积推广还有待于套管钻井技术的近一步成熟和各种工具的国产化。3.连续管钻井技术的新进展连续管钻井的概念连续管钻井(CoiledTubingDrilling，简称CTD)是一种采用连续管完成钻井的技术。它的发展和应用始于二十世纪90年代初，是一项新技术。连续管钻井按钻井的类型可分为定向重钻和直井钻井两类，按工艺方式分为欠平衡钻井、近平衡钻井和过平衡钻井三种。1．连续管钻井的优点

1）井场占地小，适合于地面条件受限制的地区或海上平台作业；2）特别适用于小井眼钻井；3）在老井重钻(加深钻或侧钻)作业中，因连续管管径小，可进行过油管作业，而且无需取出老井中的现有生产设备，可实现边钻边采的目的；4）可安全地进行欠平衡钻井作业，其最大的优势是可以确保井下始终处于欠平衡状态，减少泥浆漏失，防止地层伤害的发生；5）小井眼钻井可以减了硬件和人力需求，降低作业成本。根据国外的经验，与常规钻井或修井设备相比，连续管钻井可以节约费用25％（挪威北海Ula油田）至40％（ARCO阿拉斯加公司在普鲁德霍湾）。在钻机动迁费高的地区，连续管无钻机过油管重钻甚至比常规重钻节约50％以上的成本；6)连续管不需接单根可以实现连续循环泥浆，减少起下钻时间和作业周期，提高起下钻速度和作业安全性，避免因接单根可能引起的井喷和卡钻事故；7)连续管内置电缆后可改善信号的随钻传输，实现随钻测井，有利于实现闭环钻井；8)最小限度地冲蚀地层，可以得到良好的录井质量(连续进行，无接管)；

2．连续管钻井的缺点1）必须借助常规钻机或修井机才能下入长段套管；2）连续管作业装置钻井前，需要借助常规钻机或修井机做下井前的准备工作；3）连续管不能旋转，因而增加了卡钻的可能性；4）需要频繁起下钻以更换井下钻具组合或调整马达的弯曲角度。结果是连续管过早疲劳，降低使用寿命；5）因直径小而限制了井眼尺寸和泥浆排量；6）钻压、转矩、水力参数和井下钻具组合受到限制，可能出现螺杆钻具故障、压差卡钻、钻压传递和钻头泥包等问题；7）庞大的滚筒不易运输和提升。（二）连续管的制造和应用

1.连续管的制造连续管是一种高强度和高韧性的管材，卷在滚筒上。目前，美国有三家制造连续管的公司，即精密管技术公司、优质管公司和西南管子公司。连续管制造技术的进展主要表现在以下几个方面：1)连续管直径不断加大，由1/2in管发展到65/82)制造材料由碳钢发展到优质合金钢、钛合金等合金材料和复合材料。3)由低强度发展到高强度。连续管的强度由60年代早期的345MPa，发展到90年代中期的屈服强度超过960MPa，抗拉强度超过1030MPa。2、连续管的应用

连续管作业技术应用最初开始于二十世纪60年代，90年代开始向更多的领域推广应用。随着常规作业项目稳步发展，新开发的作业项目迅速增加（图1）。从图中可以看出，作为主要常规作业项目的连续管注氮、洗井和注酸共占连续管作业量的75%，其中仅洗井一项就占了58%。（1）连续管钻井的应用范围

①软地层小井眼直井；②水平井欠平衡重钻井；③在不用永久性安装钻井设备的海上平台或浮动生产设施上钻井；④在31/2in(88.9mm)或更大直径油管中过油管钻井；⑤加深井钻井；⑥探井；⑦浅层气救援井(降压井)；⑧浅层气无基座钻井；⑨郊区或环境敏感区(降低噪音、场地限制、防止漫溅、光学干扰)钻井；⑩老井重入、边远地区勘探、边际油田开发。（2）连续管钻井的应用条件

进行连续管钻井必须至少具备以下几个条件：①配套设备必须齐全，连续管车、制氮车、井下工具组合、随钻测量工具、连续管、注入头等必不可缺；②富有经验的操作队伍；③加强同服务公司的合作是油气田成功进行连续管钻井的基础。4.空气泡沫钻井国内需求、能力和国外发展状况国内多年来在钻遇溶洞和裂缝发育层段，采用常规钻井工艺未能钻达目的层，最终弃井的实例说明：如不逐步发展空气、空气泡沫钻井工艺技术，将严重的阻碍勘探开发进展速度国内在36″26″171/2″大井眼钻井采用常规钻井工艺,平均机械钻低于每小时2米,采用空气、空气泡沫钻井工艺可提高机械钻速5－10倍，伊朗钻井实践证明大井眼空气钻井最高机械钻速可达每分钟1米；钻头使用寿命比较在泥浆钻井条件下提高30％美国1997年欠平衡（含空气钻井）钻井数为15%,发展趋势是到2005年增加到20-30%.中国国内欠平衡（含空气、空气泡沫等）钻井的比例仅为0.2-0.3%,差距还很大.国内目前无满足空气、空气泡沫、雾化、惰性气体钻井工艺的成套设备国内（2000年）空气、空气泡沫设备和工艺技术水平状况国内空气钻井设备状况新疆石油管理局钻采研究院拥有全国唯一的一套移动式空气钻井设备，该设备于1989年国外引进,其供气量为75立方米/分四川石油管理局川西南矿区在2000年以前,利用钻机柴油机排出尾气,经临时配置移动式天然气压缩机加压后,实施空气、空气泡沫钻井、修井。气体排出能力约30－50立方米/工艺技术状况新疆石油管理局，从1989至2000年,该院使用这套设备用空气作业,完成一口121/4”井眼的试验井,大部分的工作量是在81/2”井眼实施空气雾化和空气泡沫钻井工艺,总进尺不超过10000米四川石油管理局，利用柴油机尾气经处理、增压，在西昌七里坝1井171/2”井眼实施空气泡沫工艺钻至750米井深,目前CNPC尚无适应国内油田井场条件（体积小、重量轻、效率高）的成套的空气钻井设备，建议先引进成套样机投入使用，国内相关厂家同步组织研发国产设备（与国产电动钻机同步发展）。5.激光钻井：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。激光钻井的研究现状：1997-1999年，美国天然气研究所与科罗拉多矿业学院、美国能源部、美国空军、美国陆军、麻省理工学院、雷克伍德工程公司以及菲利普斯石油公司一起开展了激光钻井的基础研究。研究小组在200多块页岩、灰岩和砂岩上测试了三种军用激光系统，发现激光能穿透各种类型的岩石，破岩机理是高能激光击碎、熔化和蒸发岩石，其在技术上是可行的，而且速度可能比常规钻井快10倍甚至更快。鉴于这项为期两年的基础研究工作取得了可喜的成果，从2000年起又对激光钻井开展了一系列深入研究。参与研究的除了美国天然气研究所等外，还有油公司和服务公司，比如哈里伯顿公司等。着重研究了激光钻井需要的能量以及激光、岩石和液体三者的相互影响，发现实际所需要的能量并没有60年代计算的那么大；高能激光熔化岩石后，在井壁形成一层陶瓷样保护层，其周围的岩石因受热膨胀而出现一些微裂缝，有助于提高渗透率。与常规钻井相比，激光钻井具有如下潜在优势：激光钻机质量轻，用一辆拖车一次就可运到井场；激光钻井的井场很小，也许只有普通井场的1/10或更小；激光能够穿透各种类型的岩石，而且速度很快，用常规钻井方法需要100天才能完成的井，用激光钻井也许只要10天；激光钻井不需要常规钻头和钻柱，钻成的井眼小，在井壁形成一层陶瓷样保护层，无需下套管固井，因此钻井成本很低，也许只有常规钻井的1/10甚至更低；激光钻井是一种清洁钻井，钻井中无钻屑上返到地面，对环境影响甚微；钻井过程具有可导向性。激光钻井如能投入商业应用，必将给钻井和完井带来一场深刻的革命，彻底改变钻井完井的作业方式，大幅度提高作业效率和经济效益。6.超高压喷射钻井：在石油工业中，如果射流压力大于100MPa为超高压水射流，可以直接破碎岩石。大量的实验表明，超高压射流辅助机械钻井钻速可提高2-3倍，具有广阔的发展前景。美国1938年开始研究喷射钻井,1949年美国首次在钻头体上使用小喷嘴，1955年在钻头设计时采用喷嘴组合系统。1962年Maurer提出了“完全净化”理论，1964年Mclean根据气体射流研究成果，研究了钻井射流的流动特性，1964年，Kendal和Goins提出了喷射钻井最大水功率、最大冲击力、最大喷速三种工作方式，从而奠定了喷射钻井的理论基础。实现超高压射流有两种途径，一是在地面使部分泥浆增压，二是井下增压泵。在这两方面都已取得了一定的效果，其中最有发展前途的当属井下增压泵，进行泥浆井下增压。1973年Maurer等人开展了高压水射流用于深井钻井可行性试验。自70年代中期起，研究人员开展了空化射流、旋转射流和磨料射流辅助钻井的实验研究。1981年Fair使用105MPa的超高压射流技术提高机械钻速1.2～2.9倍，20世纪80年代末90年代初，Flowdrill公司制造出一套用于超高压射流辅助钻井的钻井系统(238MPa)，机械钻速较常规钻井提高了约1.3～3.1倍。1993年末，Flowdrill公司和气体研究所(GRI)合作研制超高压射流辅助钻井的井下超高压泵，1994年末，美国能源部(DOE)加入到Flowdrill公司和GRI开发和试验第二代样机，井下泵把泥浆排量的7%加压到210MPa。国内研究超高压射流辅助钻井晚于国外，且投入的资金更无法与美国相比，但对井下泵的研究还早于美国。1994年CNPC石油勘探开发科学研究院对井下增压泵开展研究，经过几年的努力工作，取得了可喜的成果。1996年11月全尺寸地面样机取得了突破性进展，累计工作时间大于100小时。150-200MPa井下增压泵虽然可以大幅度提高钻速，但要应用于钻井现场生产，还存在许多问题，如增压泵超高压密封、使用寿命，材料质量要求过高、成本大、研究开发周期长、短时间内不能尽快应用服务于现场生产等。基于此，结合当前现场钻井工作的需要，研究开发30-50MPa的井下增压泵是可行的，具有一定的优越性和现实意义。国内各个油田高压喷射钻井应用情况表明，30MPa左右的增压泵现场试验可提高机械钻速1倍左右，因此该技术具有很大的发展前景和较强的实用性。7.旋转导向钻井旋转导向闭环钻井技术是20世纪末期发展起来的一项尖端自动化钻井技术，它代表了当今世界钻井技术发展的最高水平，该技术使世界钻井技术发生了一次质的飞跃。闭环自动导向钻井系统包括由井下偏置导向工具、MWD/LWD/SWD等先进的测量仪器及井下自动控制系统形成的井下旋转自动导向系统、地面监控系统，以及将井下闭环自动导向系统和地面监控系统联系在一起以形成全井闭环控制的双向通讯技术。该阶段完全抛开了滑动导向方式，而以旋转导向钻进方式、自动、灵活地调整井斜和方位，大大提高了钻井速度和钻井安全性，轨迹控制精度也非常高，完全适合目前开发特殊油藏的超深井、高难度定向井、水平井、大位移井等特殊工艺井导向钻井的需要，同时也是满足闭环自动钻井发展需要的一种导向方式。目前，闭环自动导向钻井技术形成了两大发展方向：一个是以BAKERHUGHES公司的AUTOTRAK系统为代表的不旋转外筒式闭环自动导向钻井系统，它以其精确的轨迹控制精度和完善的地质导向技术为特点，非常适用于开发高难度的特殊油藏；HULLIBURTON公司的GEO-PILOT系统也属于这一类导向钻井系统。另外一个是以SCHLUMBERGER公司的POWERDRIVE系统为代表的全旋转自动导向钻井系统，它以其同样精确的轨迹控制精度和特有的位移延伸钻井能力为特点，非常适用于超深、边缘油藏的开发方案中的深井、大位移井的导向钻井作业。尽管目前闭环自动导向钻井技术存在两个发展方向，但其长远发展方向都将是集两者优点于一身的闭环自动导向钻井技术。AUTOTRAK系统是属于推向式旋转导向工具，而GEO-PILOT和POWERDRIVE是属于指向式旋转导向工具，它们具有各自不同的特点。推向式旋转导向工具的特点为：造斜率较高；侧向载荷较大；钻头和钻头轴承的磨损较严重；指向式旋转导向工具的特点为：能钻出较平滑的井眼；摩阻和扭矩较小；可以使用较大的钻压；机械钻速较高；有助于发挥钻头的性能；钻头及其轴承承受的侧向载荷较小；极限位移增加。8.多(底)分支井：多(底)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)，甚至再从二级井眼中钻出三级子井眼。主井眼可以是直井、定向斜井，也可以是水平井。分支井眼可以是定向斜井、水平井或波浪式分支井眼。与普通定向井、水平井相比——多分支井的优点：油藏工程：增大油藏的裸露面积，提高泄油效率改善油流动态剖面，降低锥进效应，提高重力泄油效果纵向调整油藏的开采可以应用于多种油气藏的经济开采。钻井：减少无效井段，减少钻井设备的搬迁；节约套管、泥浆费用；充分利用海上平台井口槽，降低了平台建造费用地面由于地面井口的减少，相应的土地使用面积、地面管汇建设、油井管理等费用也大大降低，增加了经济效益与普通定向井、水平井相比——分支多分支井的缺点完井风险，可能丢失分支井眼，沟通不了油藏；增加泥浆对油层的浸泡时间，可能造成油藏伤害；在分支井眼洗井作业时，因各分支井眼不同的要求，可能牵涉到的过程较复杂；操作费开支由于风险因素的存在而无法完全确定。多分支井应用范围:应用于目的1.有多个目的层的油藏:互部连通的油藏;封隔的断块;高质量砂岩.将多个单独开发不经济的油藏联合开发以增加储量2.尺寸受限制的油藏:透镜体;受断层所限制的油藏.解决在这类油藏中水平井段的长度受限制的问题3.多种斜油模式:通过老井重钻,控制油流的位置.增加平面上的油藏动用程度4.多层油藏:在不同的油层中获得不同的产油能力.增加垂直面上的油藏动用程度5.增加已投产井的产量:重钻多底井/分支井增加产量及储量6.处理油藏的地质问题:穿过断层或页岩隔层增加产量7.限制水和气的产量:减少锥进,降低压力消耗.降低脱气和脱水的处理费用8.注入井:新井或重钻井增加平面上及垂直面上的波及面积,增加产量德州Aneth地区多分支井钻井成本表:分支井数总成本(美元)平均钻一口分支井的成本(美元)单个分支385000 385000 双分支505000 253000 四分支700000 175000 六分支950000 158000双分支井产量提高两倍以上，四分支井产量近于单井产量的5倍。多分支井国内外研究现状:多分支井系统:（1）侧向进入短节系统LEN，它的缺点是缺乏液压整体性(BakerOilTool)。（2）选择性侧钻系统SRT，最大特点是能够得到最大的流通面积，广泛应用，(BakerOilTool)。（3）井下分离器FORMationJunctionTM，没有推广应用，(BakerOilTool)。（4）BakerHugesROOTTMSystem，广泛应用。（5）分支井回接系统LTBS，广泛应用，Sperry-SunCop。（6）DF-1系统，试验成功，辽河石油勘探局工程院。（7）可回收的系统RMLS，广泛应用，Sperry-SunCop。（8）HalliburtonMultilateralSystem3000，广泛应用。多分支井现场施工:前苏联：53年打66/45井，9个分支井眼，产量17倍。至90年，126口多分支井（33勘探井、77采油井、3口注入井、9口其他井）美国、加拿大：90年后大力发展，据报至97年底总共1000多口，完井的45口中国：南海西部——1998年打2口失败1口（贝克休斯）新疆——1996年打2分支多分支井，裸眼完井，低级地矿部——1993打1口3分支多分支井，没完井辽河——2000年完钻1口3分支井，固井射孔完井，达到TAML第四级水平中国胜利油田：2000年9月，完钻桩1-支平1井第一分之，井深1945m，水平位移442.8m，水平段长236.1m。第二分之，井深1872m，水平位移386.1m，水平段长186.6m。2分之井眼均下套管固井射孔完井。2001年3月，完钻梁46-支平1井第一分之，井深3595m，水平位移566.7m，水平段长331.1m。第二分之，井深3622m，水平位移628.8m，水平段长329.3m。三维阶梯式多目标双分支水平井，油层段上部固井完井，油层段下筛管加管外封隔器多分支井TAML等级: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。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。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他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，但是却有主-分井筒的可及性。三级完井可用快速连接系统(Rapidconnect)能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。三级完井还可以用预制的衬管或割缝衬管。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。这种级别的多分支井技术虽然复杂和高风险且仍处于发展阶段，但是在全世界范围内的多分支井完井中已获成功。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、套筒和其他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。多分支井技术的最难点是高压下的水力隔离和水力整体性。六级完井连接处压力整体性可通过下套管取得，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。一个耐压密封的连接部，是为了获得一个整体密封特征或整体成形或可成形金属设计，这在海洋深水和海底(Subsea,水下)安装中将是有价值的。Schlumberger公司正致力于把这些技术发展成为更新的系统，而不是继续使用这种特殊的模式。该公司正在用一种新的六级设计继续进行多分支井技术的研究与开发。6S级完井(通常认为是六级完井的次级)使用了一个井下分流器或者地下井口装置，基本上是一个地下双套管头井口，把一个大直径主井眼分或两个等径小尺寸的分支井筒。多分支井技术关键:①根据地质、油藏条件和拟用的采油方式，选择TAML分级标准的某级并确定井身剖面的类型，设计主－分井筒的整体方案以及每个井筒的结构及相应的完成方法。尽量采用智能完井、选择性完井、遥控完井等新技术。

②多分支井钻井完井工艺技术的研究。精心设计主－分井筒的井身轨迹并采用先进有效的井身轨迹控制技术，确保井眼准确穿越实际需要的靶区。尤其是使用先进的随钻地质导向技术和闭环钻井技术寻优控靶。确保井身质量并有良好的重返井眼能力，确保主－分井眼对固井、完井、采油、增产、修井等作业的顺利进行。

③使用先进的开窗技术，确保窗口形状、尺寸、质量等。使用预铣窗口套管短节、研究无碎片系统等以减少井下工作时间和提高井眼清洁性。研究窗口周围密封技术、研制特种水泥(含填料)提高密封质量。④研制密封的、可封隔的、耐高温高压的连接部件。研制井下专用工具和管件，研究完井测控安装技术。研究仅需较少起下钻次数的完井安装方法以减少相应的安装时间并确保安装一次成功的安装质量。⑤研究多分支井能够维护井壁稳定、保护油气产层以及低摩阻、强抑制、高携屑能力、净化井眼好的钻(完)井液及其精细处理剂的技术。多分支井的固井、完井、采油、增产、修井配套技术。⑥多分支井专用软、硬件的研究与应用。⑦训练有素的能胜任多分支井设计、施工的多学科复合型人才的培养和使用。多分支井管理—协调—指挥机构与团队的建立。多分支井(含原井再钻多分支井)的应用在迅速增多。多分支井技术在迅速发展。多分支井的技术难度很大，尤其是多分支井完井。国内有识之士认为：多分支井开发应用的快慢与好坏直接影响油田的生存与发展。多分支井技术也是油田企业走向国内外市场的最关键技术之一。多分支井在我国虽刚刚起步，但前景广阔。9.大位移井发展历程所谓大位移井（ERD），就是在原定向井的基础上，把井眼进一步向外延伸的井。现代高新钻井技术在大位移井中的集成应用（随钻测井技术（LWD）、旋转导向钻井系统（SRD）、随钻环空压力测量（PWD）等）；三维多目标大位移井的出现；水平位移10000m超大位移井的钻成。这些技术进展表明，大位移井钻井技术代表了当今世界钻井技术的一个高峰。所谓大位移井（ERD），就是在原定向井的基础上，把井眼进一步向外延伸的井。大位移井通常定义为水平位移与垂直深度之比大于2.0以上的井。大位移井最早应用是处于经济上的考虑，主要目的是利用海上现有平台设施或陆地开发边际油田，使按照常规技术不具备商业开采价值的小油田通过大位移钻井技术能够节约油田开发费用，从而使油田有效地开发。其主要优点包括：（1）用大位移井开发海上油气田，可以节约大量的开发费用。用常规的定向井技术开发海上油气田，需要新建人工岛或海上固定的钻井、采油平台，需要耗费大量的资金。（2）靠近海岸的近海平台，可钻大位移井进行勘探、开发。过去开发这类油田，需要建造人工岛、固定钻井平台。现在凡距海岸10公里左右的近海油田，均可以使用大位移井进行勘探和开发。这样可以不见人工岛或固定平台，以现有的技术，可以从陆上到海上钻大位移井，从而节省大量的投资。（3）使用大位移井可以避免建设复杂的海底井口装置，节省海底井口设备，节省投资。（4）对于环境敏感的地区，可以考虑采用大位移井技术，以满足环保要求。大位移井技术在挪威的北海和英国的WytchFarm油田已经得到了充分的应用。大位移井开始出现于20年代，在美国加州亨廷顿海滩从陆上钻大位移井开发海上油气。1984年，澳大利亚巴斯A16井，测量深度5533m，水平位移4597m。当时国内川中48井，测量深度3039m，水平位移1456m。这可能是当时国内外最大水平位移的纪录。1980年代末，水平钻井技术发展（如随钻测量技术（MWD）和井下动力钻具（PDM））促进了大位移井技术的发展，使这项技术得以替代投资巨大的海上平台，用于开发海上油气田，取得了显著的经济效果，2、大位移井钻井技术现状1994年，在美国达拉斯SPE69届钻井会议上，大位移井成为讨论的主题之一，推动大位移井钻井技术日趋成熟，新记录不断涌现。1997年6月，美国Phillips石油公司与中国海洋石油总公司合作在南海东部西江24-3-A14井钻成一口世界纪录的大位移井，测量井深9238m，水平位移8063m，位移与垂深比值2.7。1998年2月，英国BP石油公司在英国南部WF油田创造了新的大位移井世界纪录，测量井深10656m，水平位移10114m，位移与垂深比值6.3。1999年正在创造另一口新的大位移井世界纪录，设计水平位移11500m，垂深1616m,位移与垂深比值7.12。在挪威,Statoil石油公司完成了世界上最长的设计师井,测量井深7380m。国外钻大位移井是逐步发展的:挪威北海Statfjord油田，常规钻井能力是钻井斜60°，3000m水平位移井，大位移井从5000m起步；英国WF油田原钻井能力是2200m水平位移井，从钻3800m(1993年)水平位移的大位移井起步；日本Oki-2直接钻了3881m水平位移的井；马来西亚TUB油田钻了三口大位移井，第一口井3548m的水平位移，第三口达到4205m。这些实例说明，他们都把水平位移4000m左右的井作为大位移井的起步，这主要从两方面考虑：一是钻井工程的经验，需要逐步积累；二是钻井设备的能力。1994年在美国新奥尔良SPE69届年会上，对大位移井钻井技术进行了全面系统的总结，归纳起来有十项关键技术：扭矩/摩阻、钻柱设计、井壁稳定、井眼净化、泥浆和固控、套管作业、定向钻井优化、测量、钻柱振动及钻机设备。随着近4年来超大位移井的实施，一些技术的不断成熟，现在大位移井钻井工艺的难点和重点集中在：扭矩/摩阻、轨道设计、定向控制、水力学与井眼净化、套管漂浮技术等方面。我国石油分支井钻井技术跨入世界先进行列

由我国第二大油田——胜利油田钻井工程技术公司所属单位完成的分支水平井TK908DH井顺利完钻，并创出了我国分支水平井５２３９．８８米的最深新记录，标志着我国分支井钻井技术跨入世界先进行列。

这一工程的具体实施单位是钻井工程技术公司巴州钻井技术分公司。

分支井是从一个主井眼钻两个或更多的分支井眼。TK908DH井是中石化西北分公司的第一口分支水平井，采用招投标方式运作。在与国内数十家专业科研单位的招标竞争中，巴州钻井技术分公司凭“胜利钻井技术”的良好信誉，与克拉玛依钻采院、中石化西北分公司工程院联合中标，并由巴州钻井技术分公司全面负责这口井的水平井技术、测量技术、钻井液技术、分支井工具技术、固井技术。

TK908DH井为四级完井方式，第一分支造斜点井深4250米，完钻斜深5234.55米，水平位移754.49米；第二分支造斜点井深4090米，完钻斜深5239.88米，水平位移700米。

专家认为，分支井钻井技术的成功应用，将为我国西部市场超深油藏开发开辟新的途径。膨胀管技术

目前，多数油田的工作人员已听说过膨胀管技术，这项技术为原先认为不经济的和难钻的油井提供了新的和间接方法，降低了单位成本，并为新型油井设计提供了机遇。

诸如膨胀防砂管技术等技术具有较高的可靠性和生产效率，几乎被认为是成熟技术。经300多次的现场应用后，石油工业界已经把这项技术作为石油工程的一种手段。然而，事实上膨胀管仍然处于技术发展的初级阶段。实体膨胀管技术可能会给油井设计和经济效益带来阶跃性变化。

1.

背景

威德福公司1999年9月收购了石油管材油井系统公司。在收购之前，石油管材油井系统公司专门研究完井用的膨胀防砂网技术。收购后，威德福公司继续投资以便使这种技术迅速投入市场。膨胀防砂网的许可证属于壳牌国际公司，壳牌公司的膨胀防砂网技术处于世界领先地位并取得了数项专利。

同时，壳牌公司已与几家公司合资继续开发实体膨胀管。贝克公司、哈里伯顿公司正与威德福公司合作把膨胀防砂网技术推向市场。

2.

不断改进的方法

目前，扩管锥和旋转扩管方法的使用使实体膨胀管技术在膨胀管悬挂器、套管内衬/裸眼井衬管和钻井尾管等领域得到进一步的发展。对膨胀管悬挂器来说，使用了两种技术以便在膨胀管和套管间产生压配合。实体膨胀管在增加膨胀管与井壁的间隙、降低波动压力和抽吸压力（当地层的孔隙和破裂压力接近时这两种压力对地层影响比较大）方面具有优势。然而，膨胀管悬挂器最基本的优势是活动部件少，因此，至少在理论上这是一种更经济、更可靠的产品。迄今为止，还没有迹象表明石油工业界大量需求膨胀管悬挂器，但实际上，每一个使用实体膨胀管的用户都离不开膨胀管悬挂器。

在用膨胀管修复套管时，使用了膨胀锥和旋转扩管两种技术。令人感兴趣的是，大多数用户对实体膨胀管的试验结论是，实体膨胀管是一种低成本和低风险的技术。为了使管材达到最大形变极限，威德福公司使用了旋转扩管法。

另一个可能会引起阶跃变化的是威德福公司的裸眼井层间封隔技术。这项技术可以在数种情况下应用，包括不注水泥的膨胀衬管、地层破裂带的封隔和膨胀防砂网。成功使用威德福公司系列技术的关键是膨胀套管与裸眼井井壁间的密封。旋转扩管技术达到了这一效果，特别是降低了膨胀管与井壁间的应力。

目前，各用户在扩钻井衬管时使用的都是旋转扩管技术。这项技术能扩较长的膨胀管，因而应用比较广泛。威德福公司在小井眼钻井设计时应用了一系列的膨胀技术来降低成本。运用该技术可以降低开钻时的井眼直径，因而降低了钻井总成本。

3.

发展前景：

利用膨胀管技术在井眼中下多根膨胀管，可以不损失井眼尺寸，而且每一膨胀管都具有与常规套管一样的抗爆和抗挤能力。这一原理被定义为单井筒完井或单一直径井。目前，石油工业界还没有确定单一直径的油井的真实需求情况，石油公司最近的市场调研结果也是不同的。一部分石油公司认为未来会使用这种技术开发油田，一部分油公司宁愿选择高成本的技术来开发油田，而其他多数石油公司仍然在评价是否需要这种技术。

实体膨胀管技术给当今的建井和钻井作业带来了进步。此技术已经应用到防砂、尾管悬挂器、修井和建井领域。威德福公司对这种变化做出了很大贡献。然而，石油工业界仅仅认识到使用实体膨胀管和降低成本所带来的阶跃性变化。

信息来源:石油经济技术研究中心

2004年6月24日实体膨胀管

20世纪80年代壳牌研究公司开始研究膨胀管技术。最初的意向是开发一种实用的膨胀管技术。然而，容易扩张的割缝膨胀管却成为维持井眼稳定和防砂的替代方法。在过去的4年中，膨胀管技术已走进市场。同时，实体膨胀管的研究也在继续进行，近年又有两家合资公司投入了膨胀管产品分开发和应用的队伍中。膨胀管主要有如下作用。

1.修复

可用膨胀管来修复套管、油管或防砂网。使用时，把下在套管或油管内的实体膨胀管以扩张的方式封堵接头以及套管或油管的漏失部位。厚壁管和薄壁管都可作为实体膨胀管使用。就薄壁管而言，可将其扩张为3-4mm的壁厚。25%-35%的扩张率使薄壁管（扩张前直径小）在扩张前能穿过油管的接头和安全阀。当需要时，可在同一根管柱内采用多次下入多根膨胀管的方法加多层内衬。厚壁和薄壁膨胀管都可用来封堵套管的射孔孔眼，封堵裸眼井中水层和气层以及修补损坏了的防砂网。

2.建井

膨胀管在裸眼井段可作为临时衬管或永久性衬管回接在以前下入的套管柱上。在需要下应急衬管的情况下，膨胀管可作为临时衬管使用。例如，在深水和高压井中，当地层压力与破裂压力之间的差很小时，可下临时衬管到设计深度而不损失井眼尺寸。膨胀管可作为永久性衬管使用，包括回接到以前下入的套管或衬管上。

3.完井

膨胀管的主要商业用途是防砂。割缝膨胀管在砂岩层中扩张后要比下防砂网和砾石充填更能提高油井产能，其原因可能是扩张后的防砂网不但增加了有效泄油面积而且降低了永久防砂网的损坏几率。

膨胀管技术问世后，人们正通过一系列步骤使油井向着单一直径发展。单一直径的油井设计不但可减少岩石切削量，而且可以减少油井的直径损失。因此，膨胀管将作为现行产品的替代品而投入使用，包括用割缝膨胀管代替割缝衬管。

井眼直径效率的定义是，维持最佳井眼尺寸而不考虑其他建井要求和限制条件。一个很好的例子是多分支水平井的建井。多分支井由于连接设计的限制而普遍要损失井眼尺寸。若使用膨胀管就会减少井眼尺寸的损失。到了因直径效率的原因而使用膨胀管技术时，这项技术就成熟了，那时膨胀管技术会成为油井设计的基础。膨胀管井下坐放工具

下割缝膨胀管完井是壳牌国际研究公司发明的一种方法。膨胀管完井方法是把一段带有交错割缝的尾管下入井内，并固定在预先确定的位置上，用一个锥形的膨胀心轴穿过尾管，使尾管的直径扩到比膨胀心轴大，理想的状况是使膨胀管贴到井壁上。

油管电缆服务公司研制出一种膨胀管井下坐放工具，并申请了专利。该工具可下入、脱落和扩张割缝膨胀管。该工具由膨胀管安装部分和扩管部分组成。安装部分的作用是支撑膨胀管，防止膨胀管脱落和限制工具进入膨胀管时产生轴向运动；扩管部分的作用是保证在运动中扩张膨胀管。

在使用过程中，膨胀管支撑部分可调整到能精确地支撑设计长度和重量的膨胀管，因此当工具下入井眼时可把有害的膨胀管脱落降到最低程度。脱落限制是一种理想的设计，可以用较小的力使工具进入固定的膨胀管。可供选择的方法是与一段膨胀管连接在一起，最好选择割缝膨胀管。

也可选择有棘齿结构的膨胀管支撑方法，常规的棘齿螺纹可以用预先确定的力下放工具使棘齿结构可提供脱落限制。但是，在所选择的工具中有一个或多个独立的脱落装置，如剪切销、剪切环、弹簧栓和任何配用的脱落制动器。这就使下膨胀管时不小心或偶尔把工具推入膨胀管的可能性降到最低，例如下膨胀管时遇阻，过大的推力会把工具推入膨胀管，而没有达到膨胀管下行的目的。

另一种可供选择的方法是，扩管部分包括二次扩管方法以保证下最小直径的膨胀管也能达到理想的扩管直径。最好的选择是二次扩管法。

还有一种可供选择的扩管方法，它包括一个或多个轴旁通部分的扩管锥，以防止在扩管和工具回收阶段产生流体波动。

该工具还包括了具有与外径和内径相一致的前导部分。前导部分的作用是，下膨胀管时提供横向支撑，扩管时保证工具居中。不断发展进步的欠平衡钻井系统

由于石油工业对欠平衡钻井增加油井价值和提高油井产率认识的不断提高，欠平衡钻井技术越来越广泛地被业界接受。专家预测，在今后的3～5年内，随着欠平衡钻井附加效益的逐渐明显，其活动将成倍增加。

Weatherford欠平衡钻井服务公司组装了整套完整的欠平衡钻井系统，并在世界范围内为用户提供其相关的产品和服务。Weatherford还将进一步对该系统进行改进，提高系统对欠平衡钻井技术的接受速度。

Weatherford的工程师们正在开发更加先进的方法，以对欠平衡钻井现场作业进行更为有效的控制管理。其中的一项技术就是旋转井口控制装置和流量控制分离系统。被称为RiserCap的旋转控制井口装置系统，为深水浮式钻井装置特殊设计。如果在深水钻机上使用的是轻质钻井液系统，为了对海上钻井隔水导管中的压力进行控制，RiserCap取代了具有专用旋转控制装置的常规伸缩接头系统。应用轻质钻井液的深水钻井现场试验，在巴西国家石油公司Compos盆地Albacora油田的半潜式平台上获得成功。试验井水深大约1000ft，井深10000ft。RiserCap安装到密封隔水管滑动接头顶部之后，与钻井阻流器和带有柔性冗余软管的地面分离系统相接，其卡瓦座、轴承总成和封井器芯在隔水导管顶部对油井环空实施密封，并在连续钻井过程中保持所需压力。

应用欠平衡技术钻井的另一个特点是受空间环境的影响极小。Weatherford提供的可叠放式海上氮气压缩装置与空压机、增压器和氮气生成装置集装在一个小型独立的机械装置内，为海上应用欠平衡钻井技术提供了极大的方便。由于空间的限制，Weatherford应用最新设计的海狼氮气生成系统，总产气量为650标准ft3/min，含氮气量为95%，是目前业界产气量最高的系统。该系统从空气中分离出氮气，是一种生产高压氮气的低成本方法。

Weatherford欠平衡钻井系统已经在几家公司获得初步成功，其中包括印度尼西亚国家石油公司和巴西国家石油公司。今年年初，出于保护油藏，提高产率的考虑，Weatherford公司被BP哥伦比亚公司选中，为Cusiana和Cupiagua油田提供全套欠平衡钻井服务，钻数口欠平衡分支井，初步计划为12个月。

为了进一步推动欠平衡钻井技术的发展，Weatherford对几项关键技术进行了改进和开发。其中包括DDV井下调配阀和MacDrill过油管马达。DDV所起的作用是在起下作业期间将负压储集层与其他井眼隔离开，并在欠平衡条件下完井。这种装置可以节省钻机时间，无需在承压条件下通过弹性密封装置下入或起出管柱，并限制油藏暴露在过平衡条件下。MacDrill是一种用于钻井和洗井的高温液压马达，其特点是用不锈钢制的定子取代了常规高弹合成橡胶定子，作业温度超过500℉。动力介质可以是烃基溶剂、酸或气体。马达长度比常规马达短50%，安装更快速输送更容易。井下启动阀促进了欠平衡钻井的发展

Pinnacle作业公司为了防止地层损害、节省钻机占用时间和把钻井成本降到最低，在北路易斯安那州的一口天然气井中成功地使用了威德福公司研制的井下启动阀。井下启动阀允许在侧钻水平分支井眼的欠平衡钻井过程中从井中起出钻柱，而不用泵入压井液来控制3400psi的井下压力。

1.油井设计

油公司的油井设计是，表层套管下到2034ft，钻直井眼到5347ft的造斜点，钻到5845ftChalky石灰岩油层顶部时，井斜达到70度。在1920～5845ft下J55-7in尾管，尾管顶部带有抛光孔座，在1875ft处安装了承压能力为5000psi的井下控制阀。井下控制阀的下面是密封总成，密封总成与7in尾管顶部的抛光孔座联顶且形成密封，以防止油井压力外排。在套管的环空中有连接井下控制阀到井口控制面板的双控制电缆以便进行开泵和关泵的操作。

2.欠平衡钻井

按照设计，司钻在Chalky石灰岩油层打了4个等长度的6

-1/8in近水平的多分支井眼，总进尺为19200ft。

从7in套管鞋处钻了4个分支井眼，而这4个分支井眼都是裸眼的，朝东南（152度方位）打了两个分支井眼，朝西南（200度方位）打了两个分支井眼。在两个方向上各有两个分支井眼分别进入了上部的和下部的石灰岩储层。

在14天的欠平衡钻井作业中，井队人员两次成功地操作井下控制阀，第一次是换钻头和泥浆马达，第二次是完井后起钻。

井下控制阀在起下钻期间打开活瓣把井筒分隔成两个独立的压力区,允许司钻在欠平衡条件下完井,这可以节省钻机占用时间，消除在高压下强行把钻杆下入井内的需求,并缩短了下部井眼在欠平衡条件下的暴露时间。

3.井下控制阀的回收

完钻后，起出井下控制阀上部的7in套管，用一个7in短节代替井下控制阀重新下入井内，然后用2-3/8in油管完井。

为了完成回收任务，要下一个完井封隔器。用钢丝绳将封隔器坐放在5320ft

处的7in套管中，再将一桥塞下到1972ft处。首先起出抛光孔座密封总成，然后起出井下控制阀。

起出井下控制阀后，再起出下在1972ft处的桥塞，下2-3/8in油管并与下在5302ft处的封隔器联顶，为生产做好准备。中国工程院：全过程钻完井技术是创造性成果

西南油气田的全过程欠平衡钻完井技术的成功实践，对我国寻找新的油气资源，老油田增加可采储量和提高采收率，特别是对难采油气藏中的低渗、薄油层、隐蔽油气藏、高含水油气藏，非均质油气藏投入开发具有指导意义。

西南油气田分公司在实践中形成的全过程欠平衡钻完井技术，是一项创造性的研究成果。这项技术是在50年代提出的，由钻进中欠平衡发展到钻完井全过程欠平衡，是一个了不起的成就。钻进过程中欠平衡只解决了钻进中发现油气层的问题，全过程实施欠平衡解决了油气藏发现、保护和开发。全过程欠平衡包括欠平衡钻进、欠平衡取心、不压井测井、不压井起下钻，不压井下油管，其难度相当大。不仅有复杂的工艺，而且需要有硬件设备。西南油气全过程欠平衡钻井中积累的经验，是看得见、摸得着、可操作、立即可以推广应用的成果。阿曼的欠平衡钻井

阿曼石油开发公司开展零星的欠平衡钻井可以追溯到20世纪90年代中期。然而直到目前，阿曼石油开发公司对使用欠平衡钻井技术的效益才有了明确的认识。在北美，欠平衡钻井的效益已被普遍认可。

对阿曼石油开发公司来说欠平衡钻井不是一种新技术，为了证实该技术的可靠性曾做过各种试验。初期的试验结果证实了这项技术的效果，但由于所钻的井数少，欠平衡钻井的最终经济效益无法确定,阿曼石油公司放弃欠平衡钻井已有多年。该公司再一次开展欠平衡钻井是在壳牌授权其使用5项关键技术之后。此后，阿曼石油公司组成了一个欠平衡钻井工作组，工作组由项目经理、HSE顾问、承包商经理和钻井工程师/欠平衡钻井工程师组成。工作组负责检查不同油田的两种欠平衡钻井作业，并负责将检查情况报告给阿曼石油开发公司专门负责此事的资深工程师。工作组外围则是Pricision钻井服务公司的成员，由他们负责提供专门的技术和操作经验。

SaihRawl油田是个油层厚60m的背斜构造，石油产自致密的碳酸岩层（渗透率为1～10mD,孔隙度为26%）。在1250m处的地层压力为8000～10000kPa,油层的平均温度为74℃。油气比为40:40，不含硫化氢。最近，阿曼石油开发公司选择了SaihRawl油田进行欠平衡钻井试验。

欠平衡钻井工作组对油井设计问题和困难进行了讨论。认为当使用欠平衡钻井技术时，要考虑3个关键因素：通过控制气液比保持理想的井底循环压力；维持井底的体积流量为螺杆钻具的最佳输出量；保证井下流速能有效地携带岩屑。在欠平衡钻井作业时可通过寄生管、钻杆和同心套管的环空注气。

两相流模拟表明，可以使用氮气作为欠平衡钻井的注入气。在某些条件下，在没采用同心套管环空注气时，在接单根后要花很长的时间才能把钻井液段塞循环出井眼。任何较大压力脉冲都将导致过平衡。这些井较长的水平井段和较高的产油量在不采用同心套管注入的情况下将导致压力脉冲特别大。

最终的欠平衡钻井设计是使用油田的天然气作为注入气。天然气压缩机接在立管上，以便在低压井中形成欠平衡条件。选择Sayyala原油作为钻井液。

SR153井是一口具有5个水平分支井段的多分支井。其中1号、2号和3号分支井眼是用常规钻井工艺打的，而4号和5号分支井眼是用欠平衡钻井技术打的。通过分井眼试井，证明欠平衡钻井提高了产能指数。试验表明，全油田的平均产能指数为1.16，而用欠平衡钻井技术钻的4号和5号分支井眼的产能指数分别为1.86

和1.80，SR153井5个分支井眼的产能指数为1.85。根据SR153井的产能指数，预期SR153井的最终采收率将提高5%。地质导向钻井系统研制取得重大进展

CGDS-1型地质导向系统研究取得重要突破，拥有我国独立产权和多项专利技术。该系统的重要组成部分“CGMWD新型正脉冲随钻测斜仪”实现了首次下井实验成功；该系统的另一重要组成部分“NBLog-1型近钻头地质参数测量短节”已进行了5次下井实验并取得了良好结果。这两个部分将可作为独立产品推出应用，并可组配成简易型LWD随钻测井系统。该项研究填补了国内空白。新二代旋转闭环钻井系统

贝克休斯公司在第一代旋转闭环系统的基础上研制出第二代旋转闭环钻井系统。第一代旋转闭环钻井系统在很多油田已成功地替代了常规的定向钻井方法。然而，在高成本的海上作业区,旋转闭环钻井系统的使用较少。由于作业者对这种技术充满信心，导致一些有良好基础的地区对旋转导向钻井系统的需求不断增长。目前对这项技术的需求已扩大到世界各个地区。

与常规导向钻井技术相比，第一代旋转导向钻井系统已具有相当高的可靠性。而对第二代旋转导向钻井系统来说，已制定出独立的设计标准以便提高系统的能力，打出高质量的油井。其标准是：

（1）提高钻井效率；

（2）减少对钻井参数的限制；

（3）改善整个井下钻具组合的动态；

（4）集成和改进钻进动态分析；

（5）使用具有测井功能的集成压力传感器；

（6）选用高效率的钻进马达。

第二代旋转导向闭环钻井系统采用了实时声波测量、新型随钻方位密度测量和核磁共振测井技术。为了使系统具有钻复杂的三维多目标井和大位移井的能力，该系统增加了旋转扭方位和高精度近钻头随钻测斜系统。

第二代旋转闭环导向系统采用了集成化和模块化结构。各组件为独立的模块，主模块为导向装置、交流发电机和脉冲模块以及所有与MWD和LWD传感器连接的传感器接头。

可供集成井下钻具组合的模块有：模块式马达、模块式随钻扩孔工具、随钻地震仪、核磁共振仪以及核密度和孔隙度测量仪。

在设计新型导向装置时，把液压启动的导向翼片安装在钻头的后面的非旋转套筒上。这种设计具有下列特点：

（1）在0～6.5度/100ft造斜率范围内，很容易预测狗腿严重度；

（2）在硬到软地层中有很好的导向能力；

（3）在液压启动的导向翼片的作用下，对钻头的振动会产生阻尼作用。

第二代旋转导向闭环钻具系统在阿拉斯加北坡的3口开发井中钻进了27873ft。以一次下井在205h钻进12783ft的速度创阿拉斯加旋转导向钻井纪录。用第二代旋转导向闭环钻井系统钻的第三口井是一口大位移井，在329h内钻进了6030ft。国内首例连续油管悬挂作业取得成功

８月中旬，西南油气田分公司采气工程研究院在重庆气矿、四川石油管理局井下作业处等单位协作下，在张１３井进行国内首例连续油管悬挂作业成功。

张１３井位于张家场构造北轴，１９８５年３月开钻，同年１１月完钻，产层井段为4579.5～4613.4m。由于该井处于开采后期，地层压力低（井底流压仅为３兆帕），地层出水，加上井较深，气产量较低，直径６２mm油管对带水不利，生产管柱中的滑脱损失大，井筒积液，对生产带来不利影响，生产管柱不合理是该井开采生产中的主要矛盾。为恢复该井的正常生产，决定在管柱内下入连续小油管，以便实施排水采气工艺。

能否将连续油管悬挂在井口装置上、能否密封连续油管与井内原有油管，是该项施工作业的技术关键和难点之一。西南油气田分公司采气工程研究院在国内尚无同类经验可借鉴的情况下，设计并采用连续油管作为井下生产管柱，进行了大量的室内试验及准备工作，在四川石油管理局井下作业处等单位的共同配合下，顺利地将外径31.75mm连续油管从直径62mm生产管柱中下入产气层，并将连续油管悬挂在井口装置上，下入井深达4591m，一次性悬挂、密封成功。

张１３井国内首例连续油管完井施工作业的成功，进一步扩大了连续油管在排水采气工艺中的应用范围。反循环钻井避免对低压气藏的损害

利用反循环钻井（RCCD）可以开发用常规泥浆常规钻井可能损害的低压油藏。卡尔加里K2

能源公司在美国北蒙大纳州的Blackfeet

印第安人居住地BowIsland地层的低压气层中成功地应用了反循环中心卸流钻井。现场试验表明，RCCD系统可以用于钻进胶结致密、低压或欠压地层，可以广泛应用于包括页岩和含甲烷气煤层等低孔隙度/渗透率地层。使用该系统，每英尺钻井成本降低30%以上，该系统适合于拥有双壁管柱的任何钻机。1.反循环中心卸流钻井K2

能源公司在北蒙大纳的低压BowIsland地层中成功地进行了两组反循环中心卸流钻井（RCCD）试验。RCCD钻井技术用于钻进那些裂缝性低压油藏，若用常规钻井方式使用泥浆、泡沫或高压空气钻进这些地层则会伤害地层。2002年春，这项技术用于BowIsland地层中使用常规方法钻进均未显示任何油气发现的两口井中，而用RCCD方式钻进的井没有采用增产措施就出气了。PressSol

公司的RCCD钻井系统是针对硬岩石勘探钻井而开发的，这种反循环钻井是低成本精确取心的替代方法。反循环钻井使用的是双壁钻柱，钻井液通过双壁钻柱的内外壁之间的环空流到钻头，钻井液和岩屑从钻柱内部返回地面，如图1所示。由于钻井液和岩屑从内层钻柱的水眼中返到地面，在钻硬地层时，RCCD提供的岩样与未受污染的取心岩样一样。如果岩屑从钻杆－井壁之间的环空上返，岩屑会损失一部分，而且会受到污染。由于地层-钻柱之间的环空不用来上返钻井液，因此PressSol

公司认为，对易被伤害的地层和低压地层，反循环钻井是理想的钻井方式。反循环钻井最初用来钻硬地层，由于没有必要的安全设备，不能用来钻油井和气井。研制出具有自主知识产权的RCCD系统后，克服了反循环钻井的安全限制。安全系统由具有自主知识产权的井下防喷/关井阀、地面防喷器和地面压井节流防喷管线组成。在起下钻和接单根时，井下防喷/关井阀防止气体跑到地面；地面的旋转阀防喷器密封环空和钻柱；带有100ft返出管线的节流压井管汇将岩屑循环到泥浆池。在钻气井时，在返出管线上使用丙烷火炬以点燃产生的气体。使用了双壁钻柱后，RCCD系统可以用于任何钻机。2.现场试验K2

能源公司用常规钻井方式和钻井液在BowIsland地层钻的两口井，理论上认为应该出气，但由于钻井液的污染，没有出气，因此应用RCCD系统重新钻了两口井。BowIsland地层沉积于白垩纪，由海相页岩夹杂砂岩组成。在阿尔伯达和北蒙大纳的BigRock累计产气170亿ft3，在Blood气田累计产气490亿ft3。该区块地层属于欠压地层。在Blood气田，BowIsland地层是主力产层，在3300ft处压力为200psi，而该深度的静液压力为1400psi。双壁钻杆外径41/2in，内径27/8in。使用气体作为循环介质，并用气动冲击锤钻井。钻井过程中没有出水。第一口井位于Blackfeet印第安人居住区的Tesoro3-14，1975年，最初用泥浆钻出，测试3300ft处的Cutbank地层，取心后没有任何发现而弃井。在BowIsland的顶部进行了泥浆录井，没有发现孔隙地层，也无气体产出。2002年春天，K2

能源公司用RCCD系统钻了名为PalmerBowIsland3-14的井。使用气体钻至井深2400ft完井，表层套管下面裸眼完钻。钻进过程中，RCCD系统表现出了比常规钻井更多的优点。岩屑延迟时间短，岩屑不会由于和上覆地层接触而被污染，更重要的是，地层不受上返钻井液静液压力的影响，任何气体都会运移到井眼，在地面点燃火炬。LeducAlberta

的Tucker

电缆服务公司常规的四点测试和达西评价表明，BowIsland没有任何产能。尽管这样，还是进行了测试，由于BowIsland是低压油藏，使用抽吸开采,，试采三天的产量是15.5万ft3/d。第二口井为SherburneEstate

#1。1965年，该井钻至2231ft，测试Cutbank地层显示，该地层没有任何孔隙。K2

能源公司钻了Palmer10-2井。该井套管封到BowIsland地层顶部1800ft处，下面保持600ft裸眼。与PalmerBowIsland3-14井一样，抽吸五天的试采产量达到9.7万ft3/d。上述两口井的试验表明，RCCD系统可以用于钻进胶结致密、低压或欠压地层，用常规钻井方式和钻井液则会污染地层，或者没有任何油气显示，RCCD系统可以广泛应用于包括页岩和含甲烷气煤层等低孔隙度/渗透率地层。空气钻井：四川局初尝胜果

四川石油管理局在正坝1井、大天9井进行的空气钻井现场试验，近日双获成功，双收效益。

严重的井漏是世界级难题。它诱发事故，耽误时间，消耗财物，伤害储层。川东地区的恶性井漏就是这样，让成本降不下来，速度提不上去。

因此，这个地区的堵漏技术及空气钻井，历来受到集团公司的重视，成为重点科研项目。目前，堵漏技术取得突破，空气钻井也有收获。

正坝1井、大天9井的上部地层裂缝发育，溶洞滋生，井漏无法避免，泥浆有进不出。四川局采用空气钻井对付恶性井漏，取得战果，收到实效：正坝1井钻至井深518m，钻井进尺379.54m，实际周期100小时，纯钻时间24小时20分，平均机械钻速15.68m/hr。大天9井钻至井深384m，钻井进尺353.84m，实际周期312小时，纯钻时间56小时59分，平均机械钻速6.21m/hr。

特别是正坝1井，是在7次堵漏失败，消耗堵漏材料20t、水泥75t，损失钻井费用100万元、时间1个月的情况下，闯过易漏难堵的碳酸盐岩地层的。而且，还使两井减少了井漏引起的复杂情况，避免了井漏诱发的钻井事故。从而降低了成本，提高了钻速，经济效益达到170万元。

空气钻井，为川东地区快速通过漏层找到了有效途径，为降低钻井成本起到了积极作用。新式可膨胀钻头有助于套管钻井

空间有限的套管钻井通常要求井眼应大于前期套管柱的内径。管下扩眼器和双中心钻头的可靠扩眼能力有限，而且双中心钻头的定向响应也常常不均匀。

一种套管钻井方法要求能通过套管柱起、下钻头，这就要有这样一种钻井工具，其地层切削结构与标准PDC钻头的切削结构相似，但同时又能通过比刚钻出的井眼尺寸小得多的有限空间将其起出。

由美国威德福公司新近推出的一种可膨胀式钻头便能够通过套管柱或井口内的有限空间并在其下方进行扩眼作业，这种新型钻头能钻出比通过直径大45%的井眼直径。

在这种新型钻头的钻头体上有四个或更多的臂，其外部油缸的运动可导致这些臂在其第一(关闭)位置和第二(打开)位置间切换；因钻井液流动而在钻头头部产生的压力降以液压方式启动该钻具。

内部液压促使外部油缸轴向向上移动，进而压缩管柱，并通过钻头头部轮廓将钻头臂(刮刀翼)向上拉至其胀开位置，刀翼被限制在钻头头部的槽内，从而具有更大的刚性并可传送扭矩，作用于槽内的导向销可保证当压差消除后刀翼能退回到闭合位置。套管钻井已被证明是一种既安全又有效的井身建造方法，而XpandaBit钻头则可以被用于在套管柱下方进行钻进，然后再将钻头置于收缩状态并通过套管柱将其起出，这样一来，既可保证井眼直径的一致性，又提高了管下扩眼的效率。顶部驱动钻井装置研制成功

由中油北京石油机械厂和中油勘探开发研究院机械研究所联合研制的DQ70BS顶部驱动钻井装置，在充分调研国内外同类产品技术水平和钻井作业需求的基础上，大胆采用交流变频驱动、PLC可编程控制器和现场总线控制等成熟可靠的先进技术，使我国顶驱装置设计制造技术水平与国际同类产品同步，一跃跻身国际先进水平的行列。

北石顶驱树立了全球采购的先进理念和用科技打造精良装备的思想，使产品的外观质量和技术性能均达到国际水平。为了确保顶驱质量，北石厂在研制北石顶驱的同时，设计制造了国内最大、功能先进的顶驱性能试验装置和载荷试验装置，这两套试验装置的建设为确保顶驱装置的产品质量提供了保障，为顶驱装置的生产和维修提供了必要的硬件条件。

北石顶驱的研制，得到了石油钻井工程和装备制造有关领导和专家的鼓励和支持。项目组成员为北石顶驱的诞生付出了艰辛的努力，仅用一年时间就完成了DQ70BS交流变频顶驱驱动钻井装置的研制和试验，为科学技术成果产业化开创了一条新路。北石顶驱即将赴现场投入使用。具有自主知识产权石油钻井顶驱装置即将批量生产

新华网北京４月２３日电（吴纯忠）我国自己设计施工的首条顶部驱动钻井装置生产线，不久前在北京石油机械厂建成投产。首台具有自主知识产权的集机、电、液于一体的ＤＱ７０ＢＳ交流变频顶部驱动装置，在新疆油田经过一个月的试用获得成功。专家鉴定认为，由中国石油勘探开发研究院和北京石油机械厂共同研制的顶部驱动钻井装置，在综合性能、配置、外观等方面均达到国际一流，可以投入批量生产。

石油钻井顶驱装置，是以电动机从钻杆顶部驱动钻具取代柴油机带动钻机转盘的一种新装置，具有上下起动灵活、操作安全方便、生产效率高等优点。由于顶驱装置科技含量高、制造难度大，至今国外也只有５家公司能够生产。从２０世纪８０年代初第一台顶驱装置问世到现在，它一直是当今石油钻井的重大前沿技术与装备，已经成了深井、复杂井施工的必选装备之一。在海外钻井工程的投标中，是否配备顶驱装置成了能否中标的重要条件，因此“顶驱”成了制约我国钻井队伍开拓海外市场的“瓶颈”。

中国石油勘探开发研究院在前几年就已研制出石油钻井顶驱装置，但一直未能形成规模生产，同时在一些技术上与国外产品尚有一定差距，因而仍然不得不依赖进口。北京石油机械厂接受中油集团关于顶驱装置产业化的任务后，迅速抽调精干力量，确定了“高起点、高技术、高配置、高质量”的工作目标，并由国内知名学者、教授、专家组成顾问组对项目研发把关定向。职工们只争朝夕，废寝忘食，从设计、制造、试验到产品出厂，仅用了１年零１０天时间。“北石牌”石油钻井顶驱装置的研制成功和即将批量生产，打破了国外对顶驱技术的垄断，不仅性能先进，可与国外产品媲美，而且价格大大低于国外产品。它不仅结束了我国钻井顶驱装置长期依赖进口的历史，而且加快了钻井装备现代化的进程，为中国石油钻井队大步走出国门做出了贡献。美国《Hart''sE&P》杂志评出2003年世界14大工程技术创新特别贡献奖

由多家油田工程技术服务公司和作业公司提交，经来自世界各地多家知名作业公司和咨询公司的21位工程师和工程经理组成的专家评审委员会评审，美国《Hart''sE&P》杂志评选出2003年度14项在石油工业各专业领域最佳的新产品和新技术。这些获奖的新产品和新技术包括在理念、设计和应用等方面的技术创新。它们大多是单项的新技术，但却解决了有关专业在作业过程中的关键问题，因而在降低油气勘探、钻井和生产成本，提高作业效率和收益方面具有显著作用，希望这些技术创新对我国油气技术服务业技术创新的发展有所启迪和帮助。

1.Si-Flex加速度计

Input／Output公司提供的Si-Flex加速度计，用作检测地震反射波的传感器，具有低噪音和低失真特点。这种应用静电再平衡的微机电系统(MEMS)加速度计能够在很宽的动态范围里进行稳定的地震波检测。

Si-Flex加速度计可用于陆上、井下和海底的地震成像系统中，明显改善直接