稠油热采井完井设计
辽河油田热采井钻完井技术
适应于筛管完井的稠油水平井 特性：良好的携岩性、井壁稳定性和优良的
保护油层性能
油层伤害试验
无固相盐水乳化钻井液静态损害试验
F3分支 完钻井深2066m，开窗位 置1562m，裸眼段长504m
海14-20CF井 原井
F2 F1 F3
高３-４-１７分支井井眼轨迹三维视图
采油生产情况
投产日期： 2005年2
月9日 生产方式：
井筒掺稀 油降粘 初期产油：
9.8吨/ 日 平均产量：
19.3吨/ 日，相当于直井 的6倍以上 累计产量：
多分支井的基本概念
分支井对井眼主井眼形态没有要求，体现分支井技 术水平高低的是完井方式而不是井眼轨迹。
5分支的多分支井
F5F4F3F1 NhomakorabeaF2
主井眼可以 为：直井、 定向斜水平 井;分支井眼 可为:定向斜 井、水平井 等.
多支井完井管柱示意图
侧钻三分支井
F1分支 完钻井深1945m，开窗位置 1600m，裸眼段长345m F2分支 完钻井深2045m，开窗位置 1582.72m，裸眼段长463m
3349.8 吨
杜84－兴平238鱼刺分支井现场试验
鱼刺分支井井位部署
钻探目的： 提高水平井 主井筒注汽 效果，最终 达到提高采 收率的目的
井位部署
井身结构数据表
开钻次序 一开
井深 (m) 300
辽河稠油钻完井工艺技术
稠油油藏井身结构优化设计技术 稠油油藏钻井泥浆技术 稠油热采井套管损坏预防技术 稠油热采井固井技术 稠油热采井完井技术 老井侧钻技术 稠油水平井钻完井技术 稠油分支井钻完井技术
采油工程第9章完井方案设计与试油
◆ 无法进行选择性酸化或压裂等。
8
(二)射孔完井方式
套管射孔完井方式
优点：可选择性地射开油层，避
免层间干扰；具备实施分层注采 和选择性压裂或酸化等分层作业 的条件。
缺点：出油面积小、完善程度较
差，对井深和射孔深度要求严格， 固井质量要求高，水泥浆可能损害 油气层。
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(二)射孔完井方式
特点：有利于保护油层，可以 减少套管重量和固井水泥的用 量，从而降低完井成本。
藏水 油 层
层层裂高 间间缝陡 渗压性角 透力地地 率差层 层 差异 异
分增人防调腐定水
层产工
整蚀向平
注措举砂井流井井
水施升
体
13
第二节 射孔方案设计
一、射孔参数设计
主要考虑的问题： 参数组合的产能比、套管损害情况和孔眼的力学稳定性
1.资料准备
① 收集射孔枪、弹的基本数据 ② 进行射孔弹穿深、孔径校正 ③ 计算钻井损害参数
⑦ 计算和比较各种可能参数配合下的产能比、产量、表皮系 数和套管抗挤毁能力降低系数，优选出最佳的射孔参数配合。
15
影响油井射孔产能的因素分析
孔深、孔密、孔径、相位角、伤害程度、伤害深度、压实程度、 压实厚度及非均质性等
相油位井孔孔角射深径和孔、各与压向孔油实异密井性程与产与度油能油与井比井产产关产能能系能比比曲比关关关线系系系曲曲线线线
第九章 完井方案设计与试油
主要内容
● 完井方式 ● 射孔方案设计 ● 油气层保护 ● 试油
1
第九章 完井方案设计与试油
完井工程：
衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层 到固井、完井、下生产管柱、排液、诱导油流，直至投产的 工艺过程组成的系统工程。
浅层稠油油藏水平井完井技术
图 ２ 二 开 贯 眼 完 井 井 身 结构
别见 图 １ 图 ２ 和 。第 一 种 沿用 ７口试 验 井 应 用 较 为
３３ 二开贯眼完井井身结构试验井在完井管柱 １ 下入 过 程 中均 出现 了较 严 重 的阻 卡 ，如 Ｂ ５ 水 平 ０２
图 １ 三 开 尾 管 悬 挂 完井 井 身 结 构
１ 完井方式优 选
浅 层稠 油油 藏 的特 点是 埋藏 深 度浅 ，油 藏温 度
较 低 ，原油 黏度较 高 ，开采 极其 困难 。 目前 稠油普 遍采 用蒸 汽吞 吐稠 油热 采来 增加 原油 自然 流动 的能
力 ，并 对 井身 结 构 提 出 以下要 求 ：① 采 用 下套 管 完井方 式 建立具 有较 强力 学 支撑 的井筒 ，为高 压蒸 汽热 采提供 安全 的井 眼条 件 ；②水 平段 完井 管 柱使
旦 出现 完井 管柱 中途 卡死 ，将 无 法封 隔油层 上部 地 柱 时现 场须按 设计 要求 调整 好泥 浆性 能 ，改 善其润 层 ，以致 无法 进行 注蒸 汽开采 ，后果 十分严 重 。 滑性 能 ，在直 井段 及井 斜较 小 的井段尽 可能采 用加 考虑 二 开贯 眼完井 井身结 构在 完井 作业 中的 风 重钻 杆 和钻铤 作 为送入 钻具 ，以增 大管柱 下人 的驱 险 ，最终 选择 了较 为稳 妥 的三开尾 管悬 挂完井 井身 动力 。
砂 冲缝 筛 管 完 井 。第 二 种 为 二 开 贯 眼完 井 井 身 结 主 要是 造 斜 井段 存 在 夹 层 和不 同岩性 层 间 过 渡带 ；
构 ，Ｂ 油 田公 司在 百重 ７ 区部署 了 ３口二开 贯 眼 其 次 由于稠 油油藏 埋 深浅 ，井段 短 ，应 用 常规直 井 Ｚ 井 完 层稠 油水 平井 要求 造斜 率 高 ，而且地 层 疏
稠油热采井完井设计PPT文档共39页
6、纪律是自由的第一条件。——黑格 尔 7、纪律是集体的面貌，集体的声音， 集体的 动作， 集体的 表情， 集体的 信念。 ——马 卡连柯
8、我们现在必须完全保持党的纪律， 否则一 切都会 陷入污 泥中。 ——马 克思 9、学校没有纪律便如磨坊没有水。— —夸美 纽斯
10、一个人应该：活泼而守纪律，天 真而不 幼稚， 勇敢而 鲁莽， 倔强而 有原则 ，热情 而不冲 动，乐 观而不 盲目。 —华盛顿 17、一个人即使已登上顶峰，也仍要自强不息。——罗素·贝克 18、最大的挑战和突破在于用人，而用人最大的突破在于信任人。——马云 19、自己活着，就是为了使别人过得更美好。——雷锋 20、要掌握书，莫被书掌握；要为生而读，莫为读而生。——布尔沃
END
完井原则及完井方式的选择
2
完井方法选择
裸眼完井适应的地质条件 1）岩石坚硬致密，井壁稳定不坍塌的储层； 2）不要求层段分隔的储层； 3）天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩； 4）短或极短曲率半径的水平井。
3
完井方法选择
割缝衬管完井适应的地质条件 1）井壁不稳定，有可能发生井眼坍塌的储层； 2）不要求层段分隔的储层； 3）天然裂缝性碳酸盐岩或硬质砂岩储层。
1
完井方式
3.1 裸眼砾石充填完井 钻开产层之前下套管固井
，钻开产层并在产层段扩眼 ，下筛管，井眼与筛管间环 空充填砾石。
砾石和筛管对地层的出砂 起阻挡作用。
2
完井方式
3.2 套管砾石充填完井
在套管射孔完井的出砂井 段下筛管，筛管和油层套 管之间环空中充填砾石。
砾石直径：6～8倍砂粒中径
砾层厚度： ≥8倍砾石直径
4完Biblioteka 方式2、裸眼完井 不下套管柱支撑井壁，油气直接从地层经过
井壁流入井内。 裸眼完井方式有两种完井工序： 先期裸眼完井
后期裸眼完井
5
完井方式
(1)先期：钻头钻至油层顶 界附近后，下套管注水 泥固井。水泥浆上返至 预定的设计高度后，再 从套管中下入直径较小 的钻头，钻穿水泥塞， 钻开油层至设计井深完 井。如图。
裸眼砾石充填砾层厚≥30mm 套管砾石充填砾层厚≥15mm
3
完井方式
3.3 人工井壁完井： 渗透性可凝固材料注入出砂层，人工井壁阻挡沙砾 。 渗透性固井射孔完井法： 渗透性良好材料注入套管和地层之间，小功率射孔 弹射开套管但不破坏注入的渗透层。 渗透性衬管完井法： 在衬管与裸眼之间注入渗透性材料 渗透性人工井壁完井法： 裸眼井段注入渗透性材料形成人工井壁。
6
完井方式
248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术
辽河油田稠油热采井钻完井技术辽河石油勘探局工程技术研究院摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。
而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。
提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。
关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。
1．辽河油田稠油开发概述辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。
到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。
辽河油田探明稠油分布图如下图所示4272343515 15999深层900－1300m, 占41.79% 特深层1300－1700m, 占42.56%中深层600～900m15.65%248辽河油田稠油油藏具有以下特点：探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下：动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下：辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示：辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。
辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。
辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。
由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。
海洋石油稠油热采井下管柱应用与设计
海洋石油稠油热采井下管柱应用与设计摘要：热采技术为海洋石油稠油油田的开发提供了新技术并在NB35-2-B 油田取得了显著的成效，随着热采技术在海洋稠油油田应用和推广，井下管柱设计及优化对控制作业风险和作业成本发挥着至关重要的作用。
本文对海洋石油稠油热采技术目前应用的井下管柱进行全面的分析和总结，对未来热采技术所需的井下管柱作出设计。
关键词：热采技术注采两趟管柱注采Y管管柱注采双管管柱同井同时注采管柱1 引言随着中国经济的快速发展，石油消耗量与日俱增，而目前国内石油产量已远远不足，稠油油田的深入开发是解决石油产量问题的一个方法。
热采技术在海洋石油的成功应用为海洋石油的稠油开发提供了新技术，取得了良好的效果。
结合海上石油的生产作业的特点，如何控制热采技术的作业风险和作业成本显得尤为突出。
热采管柱的设计与优化充分的解决了这个问题，为以后热采作业的发展提供了很好的参考。
2 热采技术图1是南堡35-2-B平台稠油热采技术的流程图，该项技术以油管注入多元热流体，油套环空注入氮气，通过对地层稠油进行热降粘，补充地层能量的手段，实现后期自喷和下泵开采，达到最大化开发稠油的目的。
下面注采两趟管柱已在南堡35-2-B平台成功应用，现介绍如下：3 注采两趟管柱注采两趟管柱介绍及评价（图2 图3）作业步骤：1、钻完井作业结束后，下入下部注热管柱，管柱组合（由下至上）：2-7/8”EU油管死堵+2-7/8”EU带孔倒角油管+2-7/8”EU倒角油管+底阀+桥塞；2、下入上部注热管柱，管柱组合（由下至上）：2-78”EU反扣通具+2-78”EU 倒角油管+变扣（4-1/2”B*2-7/8”P）+4-1/2”隔热油管+伸缩管+4-1/2”隔热油管+油管挂；3、安装采油树并进行水密、气密试验；3、按照工艺设计要求进行油管内注热、环空注氮作业；4、注入作业结束后进行焖井、放喷作业；5、放喷作业结束后，拆采油树，起出注入、放喷管柱，下入生产管柱（见图3）生产管柱（由下至上）：2-78”EU反扣通具+2-78”EU倒角油管+机组+3-1/2”EU油管+泄油阀+3-1/2”EU油管+油管挂；6、安装采油树，进行机采生产。
热油田井油藏地质开采设计书
热油田井油藏地质开采设计书一、钻井目的及设计依据钻井目的：热采井陈29-57井在1235.73米处套套破，目前已工程报废，注灰封井。
损失地质储量5.3×104t。
为了完善蒸汽驱注采井网，提高储量控制和动用程度，建议钻更新油井陈29-斜更57，从而提高油藏最终采收率。
目的层为Ng下22层，兼顾Ng下23层，Ng下22相当于：陈29-57井1268.8-1275m井段油层；Ng下23相当于：陈29-57井1275-1279.2m井段油层。
设计依据：依据二、水平井区油藏地质特征1、构造特征本区馆陶组地层产状受基岩古地形的影响，馆下段地层顶面构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，构造较为平缓。
地层倾角小于2°，各砂层组顶面构造形态纵向上自下而上具有较好的继承性。
Ngx22层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1270—1315m。
局部发育多个正、负向微起伏。
陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372井区发育小的局部低点。
Ngx23层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1280—1320m。
局部发育多个正、负向微起伏。
陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372-陈27-斜59发育一局部沟槽；陈23-斜59井区为一正向微起伏。
陈29-斜更57井，位于陈373块Ng下22、23层陈28-斜56砂体构造中高部位（附图2）。
2、储层特征本区目的层为河道沉积，各小层砂体呈长条状分布，由于河道侧向迁移，使得两个相邻小层部分叠合，因而各小层之间隔层不论厚度或平面展布变化都比较大，厚度变化范围0.6～15m，局部具有连通区。
Ngx22层：该层发育1个含油砂体，河道主体部位陈371-6井区较厚，边部较薄，平均厚度4.0m，砂体厚度在0.8-7.4m。
Ngx23层：该层发育1个含油砂体，砂体厚度在1.4-8.7m，平均厚度3.7m(附图2-8)。
调整区有效厚度 2.0-7.0米，平均有效厚度 3.0米。
浅析稠油热采水平井有效完井方式
浅析稠油热采水平井有效完井方式陈捷【摘要】针对浅层块状底水特超稠油、薄层边底水及深层边水特稠油等不同类型稠油油藏特点,重点从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析,提出了适合不同类型稠油热采水平井完井方式,并对其在辽河油田现场适应性做了对比、分析和评价.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2013(029)004【总页数】4页(P54-57)【关键词】稠油热采;水平井;产能;完井方式【作者】陈捷【作者单位】中国石油辽河油田分公司多种经营处,辽宁盘锦124010【正文语种】中文截至2012年9月底，中国石油辽河油田累计完钻水平井1170口，累积建成产能411×104t，投产1129口，开井755口，日产油7210t，占辽河油田总产量的23.2%，水平井开采技术已成为辽河油田开发建设和增储上产的重要手段，特别是稠油油藏开展了新区高效开发、老区井间挖潜、SAGD方式转换以及二次开发工作，为辽河油田千万吨稳产提供了强有力的支持[1-3]。
由于辽河油田稠油油藏埋藏较浅，上覆岩石的压实作用弱，油砂松散，采用水平井开发时，水平井完井方式适应与否直接影响到一口井的产量和寿命,理想的完井应使油流能最有效地流到地面，同时使建井成本和操作费用降到最低[4-6]。
针对稠油油藏地质开发特点及稠油热采水平井开发中出现的问题，从水平井完井结构、完井成本、防砂效果、满足产能要求等方面进行了系统的分析、评价，提出了适合不同类型稠油热采的水平井完井方式。
1 稠油热采水平井有效完井方式1.1 浅层块状底水特超稠油油藏水平井完井曙一区构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段。
曙一区杜84块位于杜84-杜813断块区的北部，其中馆陶、兴隆台油层为目前开发的主力油层，整体构造形态为一向南东方向倾斜的单斜构造，地层倾角2～4°。
馆陶油层为一特殊的边顶底水油藏，兴隆台油层为边底水油藏，2套储层均为高孔-高渗型储层，属于超稠油油藏（表1）。
钻完井工程设计汇报
防塌
J2t
487
667
深灰色、绿灰色、黑灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩夹薄层砂砾岩、不等粒 砂岩
防塌
J2x 667 751 J1s 751 923
黑灰色、灰黑色泥质砂岩、粉砂质泥岩、泥岩 黑灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩，绿灰色细砂岩、含砺不等粒砂岩
防塌
防塌、 防漏
J1b
923
1154
深灰色、绿灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩、细砂岩，黑灰色煤层及煤夹层
汇报提纲
1. 概述 2. 钻机选型 3. 井壁稳定性分析 4. 井身结构设计 5. 钻柱组合设计与强度校核 6. 钻头选型及钻井参数设计 7. 钻井液设计 8. 固井方案设计 9. 井控设计 10. 完井方案设计 11. 钻井提速方案 12. 钻井周期预测 13. HSE作业指导
1.1 区域地质情况
<14
2~4 7~15 15~25 15~20 30~60
7.2 钻井液维护、处理和储层保护措施
钻井液维护与处理
▪ 一开井段(0~325m)： 防止疏松表层坍塌
▪ 二开井段(325~1539m)： 泥煤互层段注意封堵煤层 裂隙，抑制泥岩水化。
▪ 三开井段(1539~1839m)： 防塌、润滑防卡，做好储 层保护措施
剪切强度：28.98MPa
剪切强度：28.94MPa
井深1094m处的井筒剪应力分布云图
井深1097m处的井筒剪应力分布云图
只考虑力学作用的前提下，采用密度1.22g/cm3的钻井液可以成功穿越煤层段。
4.1 井身结构设计
钻井性质：开发井(水平井)； 目的层位：P1层(1387m～1411m) P2层(1414m～1424m)； 设计井深：地面海拔264m，补 心高4m，设计井深1839.49m，设计 垂深1434m； 完钻原则：水平段钻达实际靶 点，目的层水平段长300m；
稠油热采井完井设计
稠油热采井完井设计稠油热采井是指通过注入热质体（例如蒸汽）将稠油加热，减低其粘度，从而实现较好的采油效果的一种采油方法。
稠油热采井完井设计的目标是保证井筒的完整性以及实现稠油有效的采集。
以下将详细介绍稠油热采井完井设计的几个关键方面。
1.井别和井型选择：稠油热采应选择合适的井别和井型。
井别常用的有垂直井、水平井、斜井等。
水平井是稠油热采的首选，因为水平井能够增加井底面积，提高稠油的采集效率。
而斜井则可以增加地层接触面积，有利于热量的传导。
2.钻完后的固井设计：稠油地层常常具有较高的渗透率，因此对井筒的固井非常重要。
固井设计应考虑稠油地层渗透率和井周地层的力学特性。
常用的固井材料有水泥和陶粒；固井工艺包括井筒预处理、套管运送、水泥浆充填和水泥浆固化等步骤。
固井需要保证井筒的完整性和固定套管，以防止地层的水和气进入井筒。
3.井筒表面的保温设计：稠油热采需要用到蒸汽等热质体，为了保证热能有效地传递到地层，井筒表面需要进行保温设计。
常用的保温材料有矿绵、钢皮耐火胶板等，可以降低热量的散失，提高整个采油系统的效率。
4.井底设备的选择和布置：稠油热采井底设备的选择和布置也是完井设计的关键。
井底设备主要包括蒸汽喷射器、热井口等设备。
蒸汽喷射器的选择需要考虑到井深、地层温度、油藏压力等因素。
而热井口则是将热能引入到地层的关键装置，其布置需要考虑到热量的均匀传递以及对井筒的保护。
5.安全措施：稠油热采井完井设计还需要考虑到安全措施。
稠油热采过程中，温度高、压力大等因素可能导致安全事故的发生。
因此需要合理设计井筒的通风、排水系统，保证井口和井筒的距离，设置防喷溅装置等，以提高工作人员的安全性。
6.井口设施：最后，完井设计还需要考虑到井口设施的设置，包括井口阀室、产油管道、测量仪表等。
井口设施的合理设计有助于井口操作的方便和井口生产的高效。
总之，稠油热采井完井设计要综合考虑地层特征、采油工艺、设备选择等多个因素。
通过合理的设计，可以保证井筒的完整性、提高采油效率，实现稠油的有效采集。
热采水平井裸眼完井技术
2、钻塞过程造成套管串损坏。
——对策：1）制定了钻完井施工技术要求。 （已完成） 2）配套了可旋转扶装置。（正试验）
3、水平井冲砂（含大砾石）困难。 ——对策：配套泡沫冲砂工艺，设计专用工具。（已完成）
续的砂体，这一砂体的作用一是在井壁与筛管之间形成支撑，
避免由于热采造成近井地带环空由于地层坍塌造成渗透率下 降，二是在井壁与筛管之间形成高渗透的档砂屏障，避免生 产式的携砂液流对精密滤砂管的冲击和磨蚀，提高其使用寿 命。
四种完井防砂方式分析
综合评价下来，滤砂管完井泡沫酸洗防砂一体化工艺实施后，
取得油气比升高，投资大幅下降的效果，具有良好的前景。
套管完井挂精密滤砂管完井
套管完井+金属毡滤砂管防砂井第一周期情况统计表
井号 郑411-P2 射 开 厚 203 油压 19.2 温度 357 平均 干度 40 平均 速度 8.8 注汽 量 2187 周期产 油 2241 周期产 水 2549 含水 53.2 采注 比% 2.19 油汽 比% 1.02
完井管柱损坏原因分析
1）管柱下入过程中的受力影响 在相关的文献中，水平井管柱下入过程中，在弯曲段 所受到的力最大。以坨826-平4为例，下入过程中最大套管 应力为85MPa，深度1628米，套管应力明显要低于套管屈服 应力值，可见整个套管在完井过程中是安全的。
套管外壁Mises应力图
完井管柱损坏原因分析
完井方式 应用井数/ 第一周期平 第一周期平 可对比井数 均单井累油 均油汽比 9/9 1378 0.63 完井费用
200米水平段
221万 270万 102万 146万
采油工程设计指南
采油工程设计指南采油工程设计第一节完井工程设计一、完井方法1、油藏工程及采油工程对完井的要求列出各方案的井别及数量：采油井、注水井（或注气井）、水平井、丛式井、多底井、观察井及水源井等。
2、井身结构确定1）套管程序的确定根据原始地层压力和破裂压力剖面、注水压力，确定井身结构层次、下深和水泥面返高。
根据采油工程要求确定完井方式、完钻井眼尺寸及油层套管尺寸。
给出套管程序：（1）表层套管：钢级×外径×壁厚（2）技术套管：钢级×外径×壁厚（3）生产套管：钢级×外径×壁厚绘出完井工程示意图。
2）水泥固井根据要求确定注水泥方式（一次注水泥，分级注水泥或管外封隔器注水泥），根据油藏要求确定水泥性能、返高及主要外加剂和外加剂的数量。
3、完井设计根据油藏特性优选完井方法。
①.套管固井射孔完井若采用套管固井射孔完井，生产套管内径应与最大产油量油管相匹配，并要考虑大修和侧钻更新的要求。
在此基础上选择生产套管的尺寸、钢级、强度、壁厚、螺纹连接类型、螺纹密封脂的类型及上扣扭矩。
若尾管完井，则要给出悬挂深度及悬挂方式。
②.裸眼完井确定是采用先期裸眼完井还是后期裸眼完井。
③.割缝衬管完井割缝衬管完井，要确定缝割的形状、缝口宽度、缝眼排列形式及数量。
若尾管完井，给出悬挂深度及悬挂方式。
若选用定向井和水平井则要考虑套管弯曲，套管螺纹承受的拉力、螺纹的密封问题，造斜段过泵及井下工具等问题。
④.砾石充填完井砾石充填完井时要根据筛管及砾石充填设计要求，（比如绕丝筛管尺寸及缝隙尺寸要求，砾石质量要求、扩眼尺寸及工艺要求等确定充填砾石中径，携砂液配方及性能。
⑤.预充填烧丝筛管完井对预充填烧丝筛管完井进行施工设计。
⑥.其它防砂完成井是否选择有金属纤维防砂筛管、陶瓷防砂、化学预包砂人工井壁等完井，根据具体储层条件来筛选。
对事故井和抢险井的完井方法按现场条件来决定。
4、自喷井系统装置选择1）井口装置优选自喷井井口装置（采油树）的型号、连接基本形式（法兰、卡箍连接）、最大工作压力及公称通径和试压等级。
浅议稠油油田完井与修井作业技术
浅议稠油油田完井与修井作业技术摘要：重点针对当前技术条件支持下，稠油油田在完井作业以及修井作业方面的工艺技术实施展开系统分析与探讨，希望能够有助于提高稠油油田开采作业的效率与安全性。
关键词：稠油油田完井修井作业技术在稠油油田油气资源的勘探与开发过程当中，需要向抽油井内部注入大量的高温、高压蒸汽，实现高效的开采。
在蒸汽作用之下，使得抽油井内部相关的采油设备以及完井工艺的性能要求更加的严格与具体。
同时，考虑到完井工艺在开采原油、修井在解除井下事故方面的重要价值，如何不断的完善以上两个环节的工艺技术，使其利用价值得到更为有效的发挥，这一点需要引起各方工作人员的高度关注与重视。
1 稠油油田完井作业技术分析稠油油田完井作业技术的开展价值在于：在钻井作业完成后的稠油井井眼内放置相应的生产管柱，在水泥封固技术的基础之上，实现对井内原油的高效开采。
在现阶段的技术条件支持下，稠油井所适用的完井工艺技术主要有两种类型：首先，对于裸眼完井工艺技术而言，此种完井作业技术适用于碳酸盐岩地层条件突出的稠油井完井作业中。
其技术特点体现在：要求套管直接下放至生产层段的顶部位置。
主要优势在于：其一，能够直接利用砾石实现对稠油井的充填工作，实现对油层出砂的严格控制；其二，能够避免地层在钻井液外渗影响下发生二度损伤问题。
但同时，这种工艺技术的操作也存在一定的局限性，即在对稠油井生产进行控制中存在比较大的难度。
同时，钻井耗时比较严重。
更为关键的是，在本完井工艺下，会给后续所开展的压裂作业造成一定的局限性。
其次，对于射孔完井工艺技术而言，此种完井作业技术适用地层条件更加的广泛。
其技术特点体现在：要求套管通过生产层段固井，在固井基础之上，通过射孔处理的方式形成对应的油流通道，满足稠油井的生产需求。
主要优势在于：其一，能够使稠油井的生产具有规模化的效益，提高对生产作业的阶段性控制；其二，能够适用于特殊的防砂技术；其三，完井钻井时间较短，后期加深较为容易，作业安全且可靠。
49、新疆钻研院]稠油热采井固井完井技术
![49、新疆钻研院]稠油热采井固井完井技术](https://img.taocdn.com/s3/m/91f3dd4be45c3b3567ec8b98.png)
稠油热采井固井完井技术王兆会关志刚陈嘉陵杨树林（新疆石油管理局钻井工艺研究院）【摘要】稠油开发中热采是最有效的手段之一，但在稠油热采时，有大量油层套管因热效应而导致井口抬升和套管屈曲损坏、断裂等，影响了油田生产及安全运行。
本文简要介绍了稠油热采井套损机理及控制技术的研究进展情况，重点介绍了新疆油田目前使用的稠油热采井预应力固井地锚及配套完井技术。
同时，本文提出今后需要进一步深入研究的内容，主要包括温度对套管强度的影响、交变应力对套管损坏的影响及合理的预应力计算方法等。
【关键词】稠油油藏套管损坏损坏机理预应力引言中国重油资源分布广泛，约占总石油资源的25%～30%[1]，而个别油田的资源量所占比例更高，稠油生产在其产量中成为最重要的组成部分。
国内外各油田在稠油开采中，普遍采用热蒸汽吞吐、蒸汽驱技术，即先向井内注入高温高压蒸汽，保温保压一定时间使稠油变稀后再进行开采[2、3、4、5]。
与常规的稀油开采方式相比，油田发现的最主要问题之一是套管的变形、错断和泄漏等。
即使是在已进行较深入研究并采取了一系列措施的今天，仍有部分区块有10%左右的套管发生严重损坏[6]。
而井口上移、井口冒汽更是不计其数。
新疆克拉玛依油田百重7井区，自2000年开发至2002年8月止，共投产757口，已发现油层套管损坏井158口，占总投产井数的20.8%。
损坏形式有丝扣泄漏、缩径、错断或破裂四种。
理论分析均认为[3－7]，热应力是热采井套管损坏的主要原因。
但也有部分人认为，热应力可能不是套管损坏的唯一原因，可能有其他因素在影响套管的损坏。
因此，很有必要对热采井套管损坏机理及控制技术研究情况进行回顾，以便对其进行更深入的研究，为热采生产套管柱设计提供一定的指导。
1 国内外热采井套管损坏机理研究现状国外对热采井套管损坏机理已有较多研究[8－11]，普遍认为套管损坏是因轴向热胀应力过高引起的。
同时，国外还利用全尺寸模拟试验装置，对套管的热密封性等情况进行了详细的模拟试验研究[9]，研究结果证明：（1）API套管短园扣的密封极限为200℃，而API套管长圆扣的密封极限为300℃；（2）在高达300℃的热采井中，金属对金属密封的连接才能提供优质的密封；（3）厚壁、K55钢级加金属对金属密封连接的套管，对高温注蒸汽井是较好的选择。
孤岛油田稠油热采防砂技术及设计方案
摘要本文针对孤岛油田开发过程中稠油油井出砂和防砂存在的问题，对防砂方法和相应的配套工艺技术进行了筛选和改进。
粉细砂岩油井由于埋藏浅、地层压实程度低、胶结疏松，在较大生产压差下容易出砂。
研究表明，采用油并分级砾石充填防砂方法，并辅以物理解堵工艺和粘土防膨工艺，能明显增加油井产量、延长防砂有效期。
稠油热采井由于地层疏松以及高温高压蒸汽的注入和高强度的采液，对油层产生了极大的冲击和破坏，这是造成稠油热采井出砂的原因。
通过室内试验和研究，确定了采用注汽前化学一机械复合防砂一次性工艺以及高孔密射孔和地层深部处理配套技术，达到了提高稠油热采吞吐效果和防砂的目的。
孤岛油田属于胶结疏松的砂岩油藏，随生产压差增大容易出砂。
本文对影响出砂因素进行了分析，研究了剪切、拉伸对砂岩的破坏机理，总结了出砂预测方法，进而对防砂方法和相应配套工艺技术进行了筛选和改进。
关键词：油井防砂方法；油井生产配套工艺；孤岛油田AbstractAccording to the problems of sand production and sand control in the Gudao oil field,the mechanisms of sand production in various wells were analyzed,and the sand control methods and matching technology were studied in this thesis.The fine siltstone reservoir is likely to produce sand under larger pressure drops because of its shallow depth,worse compaction and unconsolidated. To process such wells, graduated gravel packing combined with the physical unplugging technology and the clay expanding protection technology was used.During the thermal recovery of heavy-oil,the injection of steam under high pressure and high temperature and the production with high rate,the chemical-mechanical sanding control method before the injection of steam and matching technology were ing such methods can greatly improve the effect of steam soak during the heavy oil recovery.Gudao Oil Field is a sandstone reservore cementing loosely which is easy to produce sand under larger pressure drops .In this article, we will analyze the reasons such as the geological factors,the explortation factors and the well completion factors and the well completion factors that leads to the sand production.And we do some research to the destroying mechanism of shera force and tensile force.Then we concluded some methods to forcast the sand production and mimprove the sand conteol methods and matching technology. During the thermal recovery of heavy-oil,the injection lf steam under high pressure and high temperature and the production with high rate,the chemical-mechanical sanding control method before the injection of steam and matching technology were selected.Key words: sand control；matching technology of oil production；Gudao oil field目录1绪论 (1)1.1 研究的目的和意义 (1)1.2 国内外研究现状 (1)1.3 研究的目标、技术路线及所完成的工作 (3)1.3.1 研究的目标 (3)1.3.2 技术路线 (4)2出砂原因和出砂机理 (5)2.1 出砂因素 (5)2.1.1 水平构造作用力下的胶结地层易出砂 (5)2.1.2 地层胶结疏松，容易出砂 (6)2.1.3 流体性质 (7)2.1.4 其它影响出砂因素 (7)2.2 油层出砂机理 (7)2.2.1 剪切破坏机理 (8)2.2.2 拉伸破坏机理 (9)2.2.3 微粒运移 (10)3 稠油井防砂技术调查 (11)3.1 孤岛油田稠油开发概况 (11)3.2 稠油热采一次防砂工艺的研究 (12)3.2.1 稠油热采一次防砂工艺防砂机理 (12)3.2.2 割缝管防砂工艺的调研 (13)3.3 配套工艺技术研究 (19)3.3.1 高温防砂剂强度及耐温性能的研究 (19)3.3.2 射孔工艺 (20)3.3.3 深部处理油层技术 (21)3.4 现场应用效果分析 (21)3.5 小结 (22)4 方案设计 (23)4.1 完善实验数据 (23)4.2 增加射孔密度 (23)4.3 高温防砂剂优化 (23)4.4 油层深部处理 (23)4.5 防砂割缝筛管设计 (24)4.6 环空充填砂砾粒度的确定 (24)5 结论及建议 (25)5.1 结论 (25)5.2 建议 (25)致谢 (26)参考文献 (27)1 绪论1.1 研究的目的和意义自1971年孤岛油田投入开发以来，影响开发生产的主要矛盾一直是砂、稠、水。
陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井分段完井工艺及应用
陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井分段完井工艺及应用摘要：随着勘探开发逐渐向油藏边部推进，砂体变薄，储层非均质增强，水平井开发难度加大，同时老区水平井随着不断生产也暴露出种种问题，为此，在充分认识储层的基础上，应用水平井分段完井工艺，配套管外充填防砂，提高水平段均匀动用程度，减缓或避免边底水突破。
现场应用表明，水平井分段完井技术成熟可靠，是提高边底水稠油油藏开发效果的有效技术，对今后同类型油藏开发具有重要的指导和借鉴意义。
关键词：边底水；水平井；分段完井；配套；现场应用近年来，裸眼筛管完井水平井在陈家庄南区边底水薄层稠油油藏开发中得到了广泛应用，并取得了可观的经济效益，但同时也带来了新的挑战。
由于河流相储集层非均质性强，水平井轨迹上下摆动，导致避水高度不一致、压力系统不一致、底水脊进不均匀，水平井易形成点状水淹，油井过早见水，产液不均。
同时随着滚动勘探向西侧砂体边部逐渐推进，钻遇储层变化快，非均质变强，油水关系也更为复杂，对水平井段差异化改造，均用动用提出了更高的要求。
因此，如何提高水平段均匀动用程度，控制边底水突破，延长水平井寿命，是目前水平井开发边底水薄层稠油油藏亟需解决的问题。
为解决这一系列问题，本文利用油藏开发过程中取得的地质和开发信息，在充分认识区域地质情况的基础上，结合钻遇储层非均质性、油水系统、完井成本等因素，应用水平井分段完井技术，划分水平段，配套管外砾石充填等工艺，实现储层差异化改造，提高水平段均匀动用程度，延缓边底水突破，延长水平井寿命的目的。
1．区块概况陈家庄油田南区是一个继承性发育受基岩控制的披覆构造薄层边际特稠油油藏。
管下段储层为一套河流相沉积，划分为5个砂层组、17个小层，主要含油层系为1砂组和2砂组，油藏埋深为1180-1320米，探明含油面积为20.6平方千米，石油地质储量为2942.39万吨。
陈家庄油田南区边底水薄层稠油油藏的主要特点为：①储层平面变化快，有效厚度薄。
完井工程设计
射孔器指完成射孔工作的设备、装置及其组合。 聚能射孔器、复合射孔器、水力射孔器等。
射孔工艺指选择射孔完井方式所采用的射孔方法。
超正压射孔、正压射孔、负压射孔、复合射孔等
按射孔器材下入井筒的方式可分为油管射孔（TCP）、电缆传输式射孔 (WCP)、过油管式射孔(TTP)等。
§1-1 完井工程设计理论与方法
采油采气工程设计与应用
Design and Application of Oil&Gas Production Engineering
第一章 完井工程设计
§1-1 完井工程设计理论与方法
§1-2 完井工程设计软件
§1-3 完井工程设计案例分析 主讲：周童
§1-1 完井工程设计理论与方法
一、完井工程设计的主要内容
先期裸眼完井示意图
后期裸眼完井示意图
孔隙型、裂缝型、裂缝-孔隙型或孔隙-裂缝型坚固的均质储集层使用。
井内只有单一储集层，不需分层开采，不含水气夹层的井。
§1-1 完井工程设计理论与方法
优点 ① 排除上部地层干扰，可在污染最小情况下打开储层（先期裸眼完井）
② 打开储集层阶段若遇复杂情况，可及时提钻具到套管内进行处理，避 免事故进一步复杂化。
完井工程内容
1、钻开储集层（生产层）； 2、下套管、注水泥、射孔、下生产管柱、排液； 3、确定完井井底结构，使井眼与产层连通； 4、安装井底和井口等环节，直至投产。
完井工程设计的主要内容 一是从钻开油气层开始到投产的全过程都要保护油气层，发挥油气层 的最大产能；
二是利用完井优化设计，根据油藏类型、储层与流体的特性、开发工 艺要求和经济指标，在综合分析的基础上，保证油气层与井筒之间保 持最佳的连通条件。
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屈服强度 （MPa）
844 855 858 742 716 751
703
延伸率 （%） 23.4
22 23.2 27.8 25.2 24.0
19.0
h
13
冲击试验结果
套 管 试 样 规 格 TP100H 7.5× 10× 55× 2V
N80
5× 10× 55× 2V
试 验 温 度 0℃ 0℃
纵 向
形式直接相关的。
h
20
套管柱上主要的强度危险区
（1）封隔器以下高温区的管段（含直管段 和弯管段），这里的热胀轴向压力最大， 热胀弯矩也可能很大，同时还有固井时 留下的初始应力（含预拉应力及弯管段 的弯曲应力）。
（2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里的 热胀轴向压力并非最大，但热胀引起的 局部围压能使管壁产生相当大的局部弯 曲应力。
• 洼38块到目前为止套管损坏率巳达 40%
• 特油公司有N80套管井299口，已损 坏112口，损坏率已达到37%。
h
3
造成稠油热采井套管损坏的原因
•热采井高温及温度剧烈变化是套管 损坏的主要原因
•油井出砂也是套管损坏的重要原因
•API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头 不适合热采井要求
•水泥封固质量不好与水泥环空段套 管易变形
97.0 101.0 92.5 84.0 82.0 84.5
h
14
硬度试验结果
套 管 TP100H
N80
硬 度 值 （ HRC） 30.0 30.0 29.8 22.3 23.0 22.7
h
15
套管的变形分析
从保持载荷恒定时的位移变化曲线
可以看出两种套管变形情况，尤其是 N80 套 管 的 2 # 试 样 在 高 温 及 载 荷 为 2447KN的条件下，15分种的压缩保载 时 其 位 移 最 大 伸 长 了 0 . 6 6 mm， 而 TP100H 套 管 1 1 # 试 样 在 高 温 及 载 荷 为 3559KN的条件下，15分种的压缩保载 时 其 位 移 最 大 仅 伸 长 0 . 3 8 mm， 可 见 TP100H套管抗高温变形能力要远好于 N80套管。
• 抗拉强度 266吨• 抗挤强度 26.9 M来自a• 工作温度 ≤350℃
• 工作压力 ≤20 MPa
• 伸缩量
150-500mm
• 最大外径
220mm
• 可在350℃和15MPa压力条件下工作500次以上。
h
27
热采稠油井预应力完井
为了减少套管上的热应力，国内外广泛应 用了套管提拉预应力技术。在套管提拉预应力 上有多种方法，辽河油田最开始搞的是双凝水 泥提拉预应力技术和两次注水泥提拉应力技术。 由于施工技术复杂，辽河油田先后研究成功了 多种地锚简化提拉预应力工作。现在广泛使用 的是用辽河油田自己研制的WA-Ⅱ型空心式套 管地锚。采用该项技术有效地解决了提拉预应 力工艺复杂的技术问题。
h
21
稠油热采井套管设计强度条件
a高温区管段初始应力应该满足的强度 条件
b高温区管段热应力（残余拉伸应力） 应该满足的强度条件
c封隔器附近管段热应力（残余拉伸应 力）应该满足的强度条件
h
22
套管柱设计
如果热采井设计使用的蒸汽温度过 高，又缺乏高强度的管材，这种情况下 要满足套管柱强度设计的安全条件，可 能发生困难。解决这种困难的有效措施 在于设法吸收部分热胀变形，降低套管 柱上高应力部位的应力值。为了解决这 一困难辽河油田研究成功了热应力补偿 器。
稠油热采井完井设计
h
1
设计内容提纲
• 稠油热采井套管损坏原因分析 • 稠油热采井套管选择 • 稠油热采井套管设计计算内容 • 稠油热采井套管管柱设计 • 稠油热采井套管固井技术 • 稠油热采井防砂技术
h
2
辽河油田稠油及超稠油套管损坏状况
• 通过五个地区的稠油区块调查的 3860口热采井，发生套管损坏的有 489口，占12.64%
b. 热应力补偿器的内径与配合使用的套管内径一 致；外径与钻井井径相适应，保证有足够的固 井所需的环空间隙，以确保固井质量；
c. 具有良好的气密性，保证热注、热采和固井过 程中不发生泄漏；
d. 具有热化学稳定性和耐腐蚀性，以保证油井的
使用寿命。
h
25
辽河油田所用热应力补偿器结构示意图
h
26
热应力补偿器的主要技术 性能指标
h
23
热应力补偿器的作用
根据调查及理论研究成果，套管损坏
的一大原因是套管受热后受压，冷却后 受拉导致丝扣破坏或套管变形。为此， 构想在套管柱恰当位置装上1~2只允许套 管具有一定轴向伸缩变形量的热应力补 偿器，将套管内应力值控制在屈服极限 范围之内。
h
24
热应力补偿器的技术性能
a. 热应力补偿器作为完井套管柱的一部分，具有 与所选套管一致的强度性能；
h
16
研究结果
在载荷相同的条件下，TP100H 套管拉伸、压缩位移量明显较N80 套管小；位移量相同的条件下， TP100H 套 管 能 承 受 的 载 荷 值 明 显 高于N80套管，这说明两种套管抵 抗热应力变形存在一定的差异， TP100H套管明显优于N80套管。
h
17
h
18
h
19
套管强度计算
大量现场实况调查及理论研究结果
表明，注蒸汽热采井套管柱发生强度破
坏的主要部位是在封隔器以下的油层段
及封隔器附近的井段。主要破坏形式为
拉断。因此，计算注蒸汽热采井套管柱
的强度，只关注最大热载荷及其相应的
热应力是不够的，应该进一步关注吐液
降温之后的残余拉伸应力。因为这种残
余拉伸应力才是和热采井套管主要破坏
•隔热管和隔热措施不利影响很大
h
4
套管柱全h长温度曲线
5
套管柱热胀h应力分布曲线
6
套管柱热胀位h 移分布曲线
7
井筒剖面热胀时的变形状态
h
8
蒸 汽吞吐轴h向应力变化
9
计算采用的井h 筒温度升高值 10
试样安装h 示意图
11
套管试样
• A 种 ： φ177.8×9.19mm TP100H BCSG 2 根（试验编号为11#，12#）
• B种：φ177.8×8.05mm N80 BCSG 2根(试 验编号为2#，4#)进口N80套管
h
12
拉伸试验结果
试验项目
试验结果 （室温）
TP100H N80
抗拉强度 （MPa）
958 955 961 789 800 801
试验结果** （350℃）
TP100H
811
注*：拉伸试样为 19.05×50mm 板状试样； 注**：为天津钢管公司提供；