中国石油连续管作业技术进展及发展建议

胡强法 朱 峰 吕维平 盖志亮 张富强 祝 叶

（中石油江汉机械研究所有限公司）

连续管作业无需接单根，具有效率高、能带压作业、起下过程能连续循环等突出优点，成为斯伦贝谢等国际油服公司在低油价下实现降本增效的技术手段之一[1]，是非常规油气水平井经济开发的必备技术[2-4]，也是助力超深层油气有效开发的重要支撑[5]。为满足深层油气、深部页岩/致密油气经济开发的需求，推动老油田作业提质增效，“十三五”期间，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）坚持连续管技术持续研究与应用推广并重[6]，连续管作业技术保持了快速发展势头。

面对新的勘探开发需求和“稳油增气、提质增效”双重战略要求，将继续滚动研究与专项推广并行的总体思路，确保连续管作业技术持续高速发展，推动井下作业主体技术方式向高效率、低成本持续转变。攻关方向包括：（1）瞄准8000m以上超深井、4000m以上超长水平段，提升装备能力与作业能力，突破高温高压关键工具与核心技术；
（2）围绕低成本增产，研究试验小直径连续管钻井技术，升级完善储层改造配套技术；
（3）立足全系列连续管作业技术的工业化应用，打造共享服务平台，推进数字化智能化软件平台建设。

“十三五”期间，中国石油主要针对连续管径向钻井与侧钻、超深井及深部页岩/致密油气连续管作业、连续管定向喷砂射孔压裂、连续管悬挂完井与采油采气4个重点领域开展攻关试验，在工艺技术与关键工具、装备、软件等方面取得了重要进展。

1.1 工艺新技术与关键工具研究

1.1.1 连续管径向钻井与侧钻技术领域

利用现有井眼，用钻井方式降低吨油成本、提高采收率，实现低成本增产。针对消除近井带堵塞、动用薄差层、经济开发低渗透储层3个主要目标，分别研究了连续管水射流钻径向水平井、连续管柔性钻具钻超短半径水平井、连续管侧钻水平井3种技术。

（1）连续管水射流钻径向水平井技术。

通过攻关试验，在直井内钻出“一井多层、一层多支”的多个径向分支井，径向钻进深度一般为5～10m，疏松储层可达30～50m。其目的是建立一种“直井+多个径向分支井”的新型井型结构，用于新井投产、老井增产，或作为压裂、酸化的预处理。关键工具包括：可随钻校深与调整相对方位的定位导向工具，可稳定钻压及防卡、防落鱼的套管钻孔开窗工具，能适应不同地层的喷射钻进与井下送进控制工具[7]。可依靠井下工具控制钻进速度、测量径向钻进深度，依照地层的射流可钻性优选射流参数。

“十三五”期间，该技术在青海、新疆等油田完成13口井65个径向分支作业，增产效果显著。例如，青海Y924井作业5个孔，日产油量由0.4t增加到2.85t，有效期由半年延长到2年以上，含水率由180d达到70%控制到500d仅上升到25%。新疆T65962井作业5个孔，日产油量由0.4t增加到4t，180d累计增油600t，实现了投入产出平衡。

（2）连续管柔性钻具钻超短半径水平井技术。

利用连续管+柔性钻具，实现转向半径小于3m、水平段长度为30～50m的超短半径水平井钻进，已完成陵72-5CZ井现场试验。现场试验主要装备与工具包括：LZ900/73复合连续管钻机、φ105mm低速大扭矩螺杆马达、φ102mm柔性钻杆、φ120mm开窗铣锥、φ114mm造斜钻头、φ114mm PDC钻头。实钻参数：开窗点892.67m，造斜半径2.63m，方位角195.17°，水平段井斜角88.17°，井眼直径114mm，完钻井深922.88m，累计进尺30.21m，纯钻时间37.8h，平均机械钻速0.8m/h。

（3）连续管侧钻水平井技术与工具。

初步形成了包括开窗、定向钻进（有缆、无缆）、稳斜钻进（无缆）的连续管侧钻水平井工具系统与工艺技术，完成了18口井现场试验。其中，坪C30-027井连续管钻进进尺421m，水平位移359.7m，最大井斜角65.08°；
锦2-9-303CH井连续管钻进进尺802m，最大水平位移414.5m，水平段最长123m，最大井斜角90.11°。

1.1.2 深层连续管作业技术领域

“十三五”期间，依托国家科技重大专项“深层连续管作业技术与装备”，重点针对以塔里木为代表的深层油气、以威远为代表的深部页岩气、以姬塬和陇东为代表的复杂地貌致密油这3类深层开展连续管作业技术攻关，增强技术适应性，拓展应用范围。

（1）超深井连续管作业技术。

国内超深井目前主要使用常规油管作业，需要压井、动管柱，单井作业平均30d以上，费用达数千万元。塔里木油田一直尝试通过连续管技术转变作业方式，但根据2016年底对塔里木历年连续管作业井的统计，作业深度小于5000m的井占比96%以上，气举作业占比85%，呈现深井浅作业、工艺单一的不利局面。高负荷、高温、高压导致密封加速老化和工具、管柱提前失效，严重制约了连续管深井超深井作业的应用。针对超深井连续管作业难题，课题组研发了恒钻压钻磨自适应控制技术，有效避免高钻压和卡钻产生的高负荷；
创新开发了紧凑型高速射流解堵工具，工具长度小于0.5m，减少运动部件和橡胶定子等易失效元部件，解决了6000m以上超深小井筒解堵作业难题。已完成超深井连续管作业技术试验30余口井，最大作业深度达6920m（Kes805井）。

（2）深层页岩气连续管作业技术。

我国川渝地区路况复杂，道路坡陡、弯急、路窄，桥涵限高、限载要求高，针对性研制了通过性好的大管径、大容量适用装备，创新开发了紧凑型水力振荡器、提放式钻磨循环阀、高效清洁工具，持续完善施工工艺与配套技术，有效延长了页岩气水平井连续管最大作业深度和水平段下入长度，并已拓展应用到致密油气等水平井作业。页岩气水平井最大作业深度达6295m（足203H1-3井），最长水平段为2766m（威204H4-6井），短起下次数和胶液循环时间减少50%以上。

（3）复杂地貌致密油连续管作业技术。

黄土塬复杂地貌对连续管作业机的装载能力与通行能力限制很大，经常出现预期作业深度超出能到场设备能力的情况。基于装备技术与工艺技术结合的思路，创新开发了连续管与常规油管组合管柱作业技术，应用φ60.3mm连续管+φ60.3mm常规油管组合管柱入井作业，实施致密油水平井连续管快速填砂压裂，完成了苏36-4-24井、合H4-2井、合H4-1井现场试验。成功研制了连续管与油管在井口带压连接的关键工具，成功实现应用连续管在水平段带压下入/拖动常规油管，满足了长水平段作业和压裂工艺对大管径管柱的需要，破解了连续管作业装备装载能力与通行能力受限的难题。

1.1.3 连续管储层改造技术领域

“十三五”期间，创新开发了连续管定向喷砂射孔压裂技术。用于煤层气丛式水平井，避射顶板、防止落煤，避射邻井、防止压窜；
用于井眼轨迹穿出目标层位、储层各向异性显著的情况，控制射孔与裂缝方向，以更好地沟通储层。

针对φ139.7mm套管井，基于连续管喷砂射孔底封压裂技术进行工具与工艺创新研究。创新研制旋转托架、重力偏心定向短接、定向喷砂射孔器，满足水平井段向下、沿水平方向或其他设计方位定向射孔的要求，有效控制射孔通道和近井裂缝方位；
优化套管接箍定位器、可重复坐封封隔器等工具组合，工具总长度小于2.5m，可适应小曲率半径定向井、水平井的多级压裂。该技术和工具在煤层气完成40余口井的压裂，一趟作业最多24段，单日平均压裂3～4段。

1.1.4 连续管悬挂完井与采油采气技术领域

将连续管悬挂在井内作为完井管柱和生产管柱，主要应用在气井排水采气的速度管柱与气井投产完井的采气管柱，开发并推广应用了卡瓦式悬挂、芯轴式悬挂、“萝卜头”式悬挂、封隔器悬挂、大通径可重复悬挂5种连续管悬挂方式（前3种常用[8]，图1）；
开发了悬挂连续管带压起管技术，在长庆油田已完成10口井速度管柱和2口井完井管柱带压起管试验。已在同心/集束连续管两气合采（砂岩气、煤层气）、连续管电泵采油/排水、多通道连续管气化采煤3方面拓展应用。

图1 常用连续管悬挂方式

（1）连续管排水采气配套技术。

排水采气领域主要包括速度管柱和采气完井管柱。连续管速度管柱主要使用CT70专用管，初期投入高，无维护费用，5年产出投入比为6.5。为进一步降低成本，解决日益增加的作业用旧管出路问题，项目团队借鉴国外经验，开发了“作业后旧管、带压起出旧管”用作速度管柱的评价与配套作业技术，速度管柱产出投入比由6.5提高到10～13。

应用连续管采气完井管柱，可缩短完井周期50%，延长自然连续生产期1.5a；
并行推广“无内焊筋连续管+柱塞气举”和“作业后旧管+气举阀气举”工艺技术，完井采气的经济性和适应性可显著提高。连续管完井管柱应用于注气井完井，可有效解决常规管柱存在的密封薄弱点多、带压起钻难等问题。

（2）同心/集束连续管两气合采技术。

依托煤层气科技专项课题，针对上部砂岩气与下部煤层气实施同井开采的需要，成功开发了以同井气举排液为核心的同心/集束连续管两气合采工艺技术及其专用作业装置与工具，两种方式分别完成1口井现场试验，均取得成功。两种方式均包含3个主要通道，通道1控制砂岩气采出，通道2控制砂岩气回注，通道3控制煤层排水和煤层气采出。排采阶段结束后，可实现同井分采或合层开采。

（3）连续管电泵采油/排水技术。

按照敷缆连续管和内置电缆连续管两种方式，开发了连续管电泵采油/排水专用作业装置与工具，已成功完成2口井连续管电泵采油、1口井连续管电泵排水的现场试验，成功解决了电泵与连续管高强度连接及电缆穿越、多通道连续管缆井口悬挂等技术难题。

（4）多通道连续管气化采煤技术。

连续管气化采煤作业不同于常规施工的短时连续管作业，在井下持续作业时间可长达几个月。由于在同一深度悬停时间长、不能定点悬挂，需具备气化过程连续管超长时间值机、实时监测、快速响应间歇拖动等功能。创新形成的连续管气化采煤技术，集成了连续管装备与监控、气化工具与气化过程控制于一体，使用同心连续管+内置热电偶建立气化剂注入与信号传输多通道。目前，已成功研制3套气化采煤专用连续管作业装置与工具，完成2口井浅层煤气化现场试验，正组织开展深层煤气化研究。

1.2 连续管装备研制

“十三五”期间，中国石油成功研制了5种连续管作业机新机型，为连续管作业工艺新技术的实施和应用拓展提供了装备基础。

1.2.1 复合连续管钻机

按照连续管钻井与常规钻杆钻井兼容使用的需要，成功研制LZ900/73复合连续管钻机。注入头最大提升力900kN，φ73.0mm连续管容量3500m；
井架高度26m，最大钩载1125kN，φ73.0mm钻杆大修深度4500m。

1.2.2 深层连续管作业机

针对新疆、塔里木等油田道路通行条件和井场条件较好的地区，成功研制LG680/50T-8000拖装连续管作业机，注入头最大提升力680kN，φ50.8mm连续管容量8000m，塔架承载能力50t。针对川渝页岩气区等复杂路况，创新研制了LG450/50-6600车装连续管作业机，注入头最大提升力450kN，φ50.8mm连续管容量6600m，将控制室与滚筒分两车安装，有效减小了作业车载重和尺寸。

1.2.3 气化采煤连续管作业机

成功研制了LG90/60Q-1200、LG360/82Q-1200、LG360/73Q-2260共3种气化采煤橇装连续管作业机。开发了预警与可控后退控制系统，实现快速响应、间歇拖动，研制的多通道旋转接头，满足了连续管外管、内管的分别注入和热电偶信号传输。

1.2.4 连续管采油修井一体化作业机

按照一套作业机既能满足连续管电泵采油管柱与装置起下作业，又能适应冲、刮、洗、捞等多种连续管常规作业的要求，成功研制LG180/60-1700连续管采油修井一体化作业机，兼容敷缆连续管与内置电缆连续管两种采油管柱，配套备用注入头与滚筒兼容连续管修井作业。

1.2.5 连续管自动化作业机

基于电液控制和干式控制柜，成功研制LG450/50-6000自动化连续管作业机，具备自动巡航、紧急处理（遇阻、遇卡停机，溜管自动处理等）、状态监测、故障报警等自动化功能。该作业机已顺利完成宜探6井气举排液、宜201H1-8井首段射孔2井次的现场作业。

1.3 连续管作业软件开发

1.3.1 连续管作业综合软件

随着应用规模提升和作业复杂性增加，利用软件进行作业设计、预测分析和实时监控已成为连续管作业的必备手段。2020年，中国石油成功开发了国内首套具有自主知识产权的连续管作业综合软件CTAS1.0。该软件高度适应国产连续管装备和国内应用特点，推出1年已应用60余套，打破了CTES、MEDCO等国外同类软件的垄断局面，并将持续升级与推广，以实现逐步替代。该软件在消化吸收的基础上建立了自主模型算法体系，采用适合增量开发的软件架构、利于扩展的数据库与接口设计，包含力学、流体、疲劳3个基本分析模块和冲砂、气举、速度管柱[9]3个典型工艺模块，实现了分析软件、采集系统、在线检测系统的通信与集成，初步具备了可视化实时监控功能。

1.3.2 连续管作业监测预警与评估系统

该系统以作业装备及连续管为对象，利用“现场端专用软件+相关装置+数据中心软件”，运用物联网技术，构建了多功能、多角色、综合性管理平台[10]。通过利用该系统，技术与管理人员可对作业过程、装备状态进行远程监测、诊断与安全评估[11]，对作业数据、装备状态数据、连续管疲劳数据与缺陷检测数据进行集中管理；
维保人员可制订周期性维修与保养、规范化检修计划。该系统填补了国内空白，有力地推动了连续管作业与装备管理向远程操作、数字化方式转变。

经过“十三五”期间的示范与应用推广，中国石油连续管作业机年作业量保持快速增长（图2），2016—2020年年均递增22%，2020年突破5000井次。依托大庆与青海快速修井、长庆速度管柱、川渝与新疆储层改造、新疆测井测试4个示范工程，推广快速修井、速度管柱完井管柱、储层改造配套作业、测井测试4类主体工艺。自2019年起，主体工艺年作业量合计达3000井次以上，占比超60%，示范引领见成效。

图2 “十三五”期间中国石油连续管作业量统计

2.1 连续管快速修井

中国石油创新打造小修技术升级新模式，助力老油田常规作业降本提速。通过推广应用，完善了一体化作业机、高速射流工具、作业液在线循环处理装置三大关键技术；
在青海、大庆等老油田，按一体化作业机规模化作业示范模式，单机年作业200～300井次，实现了1∶3替代小修（一台一体化作业机替代3台修井机）。其中，大庆油田主要用于注入井解堵除垢、采出井油管内清蜡[12]等6种工艺（表1），2019—2020年作业1022井次，单机年最高作业量达300井次；
在青海油田，主要用于注入井解堵除垢、低压气井氮气泡沫冲砂、新投井通洗井3种工艺，2019—2020年作业619井次，涵盖了油井、气井、水井，单机年最高作业量为300井次。在吉林、玉门、辽河、冀东、华北、大港等油田推广连续管快速修井也取得了显著效果，吉林、玉门油田单机年作业量达到100井次以上。

表1 大庆油田2019—2020年连续管快速修井主要作业工艺统计

2.2 连续管速度管柱与采气完井管柱

在长庆气田，连续管速度管柱继续保持排水采气主体技术地位，连续管采气完井管柱成为改善气井全生命周期生产的重要新技术。2010—2020年，连续管速度管柱在长庆累计应用约1200口井，连续管速度管柱已成为长庆排水采气三大主体技术之一[13-14]。2018年以来，连续管采气完井管柱在长庆已应用300多口井，形成了“φ50.8mm连续管+节流器+柱塞”一体化完井技术，相比常规油管带压完井+中后期排水采气，完井周期缩短了50%，完井作业成本降低3万元/井。

2.3 连续管储层改造

连续管储层改造主要包含连续管压裂及连续管储层改造配套作业，贯穿储层改造全过程，有力支撑了低产井和非常规油气的经济开发。

“十三五”期间，连续管压裂形成了连续管底封压裂、连续管跨隔压裂、连续管填砂压裂和连续管水力喷射压裂4种方式、6种场景应用。一趟管柱最多压裂40段以上，单日最多压裂10段以上。其中，（1）连续管底封压裂应用最广，代表性应用场景包括3种：一是取代常规管柱压裂，灵活分层改善压裂效果，带压拖动提高时效，在新疆、大庆、长庆油田推广应用了450口井；
二是用于小直径井筒，通洗井压裂一体化，避免压裂后钻磨，提高时效，在新疆、长庆油田推广应用了200口井；
三是取代桥塞压裂，密切割定点压裂取代多簇多段压裂，降低水功率，在大庆和长庆油田推广应用了15口井，压裂424段。（2）连续管跨隔压裂主要应用于薄层精准改造，在新疆和大庆油田已推广应用了33口井、272层。（3）连续管填砂压裂主要应用于常规压裂工具难以下入的工况，在新疆、青海和川庆油田共推广应用了27口井。（4）连续管水力喷射压裂主要应用于小规模改造，延伸水平缝长，控制裂缝垂向延伸，在新疆用于边（底）水储层改造106口井。

页岩/致密油气水平井储层改造连续管配套作业，已推广应用20余项工艺。按压裂阶段进行工艺分类，具体包括：压裂前的通洗井、固井质量测井、首段射孔工艺，压裂中的解除砂堵、解卡、打捞、输送桥塞或射孔工艺，压裂后的钻磨桥塞、清理井筒、产液剖面或生产测井、连续管完井工艺。在这些工艺中，通洗井、射孔、钻磨3项工艺占比60%，冲砂、测井、打捞3项工艺占比23%。

2.4 连续管测井测试

连续管测井测试涵盖特殊工艺井测试和水平井测井射孔应用。现阶段特殊工艺井测试主要包括两种类型：一是稠油火驱移动点火测试，2018—2020年在新疆油田稠油老区进行了72井次点火作业；
二是SAGD井连续管测试，已在新疆油田推广实施作业113井次。由于有缆连续管作业成本较高，目前连续管测井应用以水平井连续管输送存储式测井和连续管输送枪弹射孔为主，年作业量约为400井次。随着技术持续发展，连续管光纤（电缆）井下成像、产液剖面测井等技术已开始试验并初步应用。

3.1 超深层已成为增储上产重点突破方向，不断挑战参数极限

中国石油现有井最大井深已超过8800m，地层压力最高达到140MPa，关井压力最高达到115MPa，地层温度最高达到260℃。需要持续提升连续管作业装备能力，管径φ50.8mm的最大作业深度要超过9000m；
需要攻关突破抗200℃以上高温的连续管钻磨动力钻具、适应105MPa以上高围压的连续管射流工具，替代国外同类产品，攻克8000m级超深小井筒解堵的世界级难题；
需要将超深井应用由解堵复产拓展到试油、完井领域，提升应用规模和深层作业占比，转变超深井的作业方式。

3.2 页岩/致密油气开发向深层超长水平段发展，不断挑战作业能力极限

国内最长水平段记录不断刷新，2021年最长水平段已超过5000m（华H90-3井，水平段5060m），亟须提高连续管装备能力与作业能力。要瞄准4000m以上超长水平段作业，突破φ60.3mm以上大管径大容量装备、现场对接加长配套技术，以及振荡牵引与高效清洁工具、高效减阻剂等提升延长水平段下入深度的技术。

3.3 长停井和低产低效井数量庞大，不断挑战增产成本的下限

目前，国外可使用φ50.8mm或φ60.3mm小直径连续管实施φ120.65mm或更小井眼短半径侧钻，侧钻最长水平段达1000m，最大造斜能力达45°～50°/30m，工具面调整精度1°。国内开展的连续管侧钻试验，主要基于φ73.0mm或更大直径的连续管，需要利用加重钻杆加大钻压，在专用钻头、钻具、配套仪器、欠平衡工艺等方面与国外还有较大差距。亟须突破无需加重钻杆、低钻压连续管钻进技术，瞄准“死井复活”试验推广小井眼加深钻井、欠平衡钻井、短半径侧钻，发挥高效低成本优势；
亟须攻关和完善1000m级连续管侧钻水平井关键工具与工艺，瞄准低渗透、超低渗透储层的低成本增产并开展持续研究。

3.4 立足提质增效推动技术转化和升级，不断挑战技术推广的效益水平

目前我国连续管作业技术推广应用规模依然较小，以局部区域“单台设备规模化作业”为主，远不能满足生产需求，难以形成规模效益。中国石油每年油（气、水）井井下作业约21万井次，但连续管作业量2020年仅为5200井次，占比不到2.5%；
油田之间发展不均衡，仅在长庆、新疆、大庆、青海、川渝实现示范区内小规模应用，其余油田尚处于拓展应用阶段；
油田内部发展不均衡，仅局部实现规模应用；
设备利用率参差不齐，最高单机年作业量达300井次，最低单机年作业量不足10井次。

页岩气、致密油水平井连续管作业仍需提高效益水平。需坚定连续管替代钻杆/油管作业的总体方向，推进国产化、标准化，降低成本，提高效率；
需重视复杂井井况分析与工具工艺优化，减少井下复杂情况，着力提高盈利水平。

3.5 自动化智能化技术快速发展，不断挑战技术水平与竞争力

目前，斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿等国际油服公司已初步形成了连续管智能作业技术，基于井下实时参数可实时优化作业方案，主要技术构成包括井下工具与仪器（数据采集）、电缆/光纤及硬件（数据传输）、软件平台与专家系统（数据解释与决策）3部分。中国石油也亟须加快连续管智能化进程，提升相应技术水平，降低作业风险，增强核心竞争力[15]。

目前，中国石油连续管作业技术仍处于高速发展的初级阶段，有极大的成长空间。现有技术主要集中在修井、储层改造、采油采气3个领域，钻井、测井、试油、管道管线4个领域有待加快技术攻关与试验；
现有应用以套管内、油管内作业为主，裸眼井与过油管作业需尽快缩小与国外先进技术水平的差距；
未来应用需适应深井、长水平段等复杂井作业的要求，持续完善。

中国石油连续管作业技术要实现持续创新发展，必须解决制约其发展的技术瓶颈问题，为此：

一要重点攻关关键核心技术，突破超深井、超长水平段等作业所需的核心装备与工具，研究配套连续管低钻压钻进、连续管实时测井与分层测试等作业所需的关键技术与工具仪器。

二要坚持专项推广与滚动研究并行推进的总体思路，推动连续管技术快速进步、成果快速转化，为“稳油增气、提质增效”双重战略提供“高效率、低成本”的工程技术手段。

三要加快连续管技术中心建设，进一步提升标准化水平与保障能力。建立连续管作业装备、工具、管材的研究试验体系、生产服务体系、技术培训体系；
建立共享服务平台，形成连续管技术与服务的物联网、数据共享中心；
打造技术服务产业链，协同推进，持续提升技术提供方的产品水平和技术支持能力、技术实施方的专业化技术服务水平，不断激发油田等技术需求方的应用热情，促进生产运行与施工组织。

猜你喜欢 口井管柱水平井 高压高产气井测试管柱螺纹安全分析*石油机械(2022年3期)2022-03-22高压高产气井完井管柱振动特性及安全分析*石油机械(2022年1期)2022-01-18非均布导流下页岩气藏压裂水平井产量模拟西南石油大学学报(自然科学版)(2021年3期)2021-07-16新疆玛湖油田水平井低摩阻导向钻具组合优选与应用矿产勘查(2020年5期)2020-12-25机采井集中热洗方法及节能效果分析石油石化节能(2020年3期)2020-04-04多级多段细分注水管柱动态力学分析及蠕动规律中国石油大学学报（自然科学版）(2019年6期)2020-01-10窄内径多孔层开管柱的制备及在液相色谱中的应用分析化学(2017年12期)2017-12-25浅论水平井压裂酸化技术的改造山东工业技术(2016年15期)2016-12-01陈毅当红娘为叶飞牵红线北广人物(2016年6期)2016-02-28浅议水平井开发的经济效益中国新技术新产品(2012年20期)2012-12-28

相关热词搜索：作业 中国石油 进展