膨胀管定位多分支井钻井完井技术与应用任荣权张燕萍（中国石油集团钻井工程技术研究院钻井机械研究所）徐长安陈健（中国石油勘探开发研究院）摘要：本文介绍了多分支井的关键技术和国内外应用情况，介绍了国家863项目膨胀管定位多分支井技术的主要特点、施工工艺和主要工具。
重点介绍了该技术在中国渤海南堡油田NP35-2-A6井上的应用情况。
关键词：多分支井钻井完井膨胀管斜向器一 . 引言多分支井技术是继定向井、侧钻井、水平井技术之后发展起来的在一个井眼里钻出若干个支井的钻井新技术，可以增大泄油面积，提高油井产量，全面减少油藏开发成本。
多分支井的关键技术主要集中在分支井眼与主井眼的分支接口处，其技术水平主要体现在接口支撑、接口密封和支井重入三个方面。
接口支撑是指各分支井眼的完井管柱都要和主井眼的套管相连接，其联接处要具有机械上的整体性，以解决井壁稳定和储层出砂等问题。
接口密封是指将各分支井眼不同压力系统的油气流分隔开，解决分采问题。
支井重入是指各分支井都要与主井眼沟通，实现从主井眼向任一分支井眼重新进入，以满足采油和修井作业的要求。
世界上各大石油公司和专业服务公司在多分支井技术上的竞争就在于实现多分支井连接性、分隔性和可进性等技术上是否更简单实用、更先进可靠。
本文介绍的膨胀管定位多分支井技术具有通径大、支井数目不受限制、支井重入等优点，简化了在主井筒内侧钻多分支井遇到的诸多技术难题。
该技术在中国渤海海上油田成功实施了3口井的作业，初步形成了一整套独具特色的多分支井钻井完井配套工具和工艺技术。
二 . 国内外多分支井技术应用情况多分支井的概念起源于上世纪30年代，而世界上首先开展多分支井技术研究和实践的是50年代初期的前苏联。
上个世纪，多分支井钻探在俄罗斯、北海油田和北美得到广泛应用，并逐步推广到中东、南美、欧洲与亚洲。
到今天多分支井在世界范围内的许多个油田已经创造了五、六千口分支井的应用记录，并日益得到开发商的重视。
目前国外多家石油公司均拥有自己全套的多分支井钻井、完井、开采和分支井重新进入等技术，并可独立对外承担多分支井施工作业。
国外多分支井技术在中国海上油田得到一定程度的应用，如Halliburton 4501TM、Weatherford Starburst TM和Baker HOOK TM多分支井技术在中国南海西江油田先后实施了15口多分支井，包括1口TAML Level 1、1口TAML Level 3、12口TAML Level 4和1口TAML Level 5多分支井[1]。
国内最早开展多分支井钻井技术尝试的是玉门油田1960年在老君庙地区的浅井上进行的，共钻成6口多分支井，均为裸眼完井，其中第1口多分支井共钻了4个分支。
四川油田在1965-1966年间钻成2口多分支井，均为裸眼完井。
从上世纪80年代后期开始，随着定向井和水平井技术的发展和成功应用，国内对多分支井技术的研究工作逐步重视起来，到了90年代后期，许多科研院所开始开展级别水平更高的多分支井技术的研究和应用工作。
近几年来，中国石油勘探开发研究院、辽河油田工程院和胜利油田钻井院利用自己的研究成果分别在国内打了3口、5口和3口TAML Level 4多分支井，这些技术的成功应用标志着我国多分支井技术已经进入新的发展阶段，并在世界分支井技术领域中占有一席之地。
三 . 膨胀管定位多分支井技术简介3.1技术特点“十五”期间，中国石油勘探开发研究院机械所与中海石油研究中心联合攻关，共同承担了国家高技术研究发展计划(863计划)“多分支井完井工具研制”研究项目。
项目组开发了主套管为7″和9-5/8″两个系列的多分支井钻井完井工具和工艺技术，形成了具有独立知识产权的膨胀管定位分支井技术。
关键技术包括：（1）膨胀管定位技术：在分支井技术领域中，率先将膨胀管技术应用于分支井定位，与其他分支井技术相比，主井筒通径最大，施工工艺简单。
（2）膨胀管座挂密封技术：自主研发的膨胀管座挂和金属密封技术，承载能力大、密封压力高、定位安全可靠。
（3）斜向器技术：可回收钻井完井一体化斜向器可完成开窗、钻进、下尾管、固井、套铣和回收等功能，简化了施工工艺，降低了作业难度。
（4）支井固井技术：可旋转尾管丢手固井工具具有旋转钻进的功能，保证了尾管串的顺利下入；具有固井初凝后不起钻挤水泥的功能，提高和改善了窗口乃至整个支井段的固井质量。
（5）套铣技术：解决了固井后斜向器和尾管重叠段套铣和回收一趟钻完成的技术难题，简化了施工工艺，降低了作业风险。
（6）支井重进技术：实现了任一支井的选择性进入，保证了支井采油、修井和油层改造等后续作业能够正常进行。
3.2施工工艺与主要工具施工工艺主要包括刮管、通径、下膨胀管、下斜向器、开窗、下尾管固井、套铣、钻铝堵、下重进斜向器、回收重进斜向器等工序，所使用的主要工具包括定向接头、膨胀管定位总成、轴承短节、斜向器总成、尾管丢手总成、翻板阀、套铣鞋、重进斜向器总成等18种专用工具（见表1）。
表1 主要工序与所使用的专用工具四 . 膨胀管定位多分支井技术应用案例膨胀管定位多分支井技术在渤海海上埕北油田CB-A22井和CB-A10井及南堡油田NP35-2-A6井成功地钻成了3口TAML Level 4分支水平井，取得了显著的经济效益。
本文仅介绍NP35-2-A6井的现场应用情况。
4.1 NP35-2-A6井基本情况该井是一口生产井，共有2个主支井，分别位于不同的油层，每个主支井眼里又侧钻了鱼骨刺井，共有5个水平井底，井身结构示意图见图1[2]。
下部主支井里侧钻了2个鱼骨刺井，形成的3个水平井底处在下部油层里。
上部主支井里侧钻了1个鱼骨刺井，形成的2个水平井底处在上部油层里。
图1 NP35-2-A6井井身结构示意图由于上下两个油层属于同一压力体系，上下主支井完成后可合采生产。
为了弄清各主支井的供产能力，采取了先完成下部主支井，试采求产后再打上部主支井的方式。
下部主支井9-5/8″套管下到下部油层着陆点，8-1/2″钻头加深完成主裸眼和2个鱼骨刺井，主裸眼下7″筛管并用带卡瓦顶部简易防沙封隔器悬挂在9-5/8″套管鞋之上。
下部主支井完成后下电泵试采三个月，日产油稳定在42-145方。
上部主支井从9-5/8″套管开窗后，8-1/2″钻头钻进到上部油层着陆点，下7″套管固井，6″钻头继续加深完成主裸眼和1个鱼骨刺井，主裸眼下4-1/2″筛管并用带卡瓦顶部简易防沙封隔器悬挂在7″套管鞋之上。
上部主支井完成后试采求产，日产油稳定在20-83方。
4.2 NP35-2-A6井上部主支井作业过程4.2.1 刮管作业（1）起下部主支井试采电泵。
（2）下刮管钻具组合：8-1/2″CONE＋弹簧式套管刮削器GX245T＋震击器。
（3）刮管至井深1359m，其中在膨胀管预定膨胀位置932.5m上下30m范围内刮管3次，确保膨胀管膨胀位置刮洗干净。
4.2.2 通径作业由于9-5/8″套管为新套管，下部主支井用8-1/2″钻头钻成，下部主支井下7″筛管之前和起出电泵后分别实施了刮管作业，膨胀管等下井专用工具外径均小于8-1/2″，经甲方、作业方和承包商研究决定，取消通径作业。
4.2.3 下膨胀管作业（1）下膨胀管钻具组合：膨胀管定位总成＋定向接头。
（2）下钻到膨胀管预定膨胀井深932.5m，用固井泵小排量缓慢打压，最高压力10.22MPa，3分钟后压力突然掉零，井口有返出，证明膨胀管膨胀结束。
（3）停泵，上提、下放钻柱0.5m，悬重不变，证明送入工具已脱手；下压20吨，证明膨胀管已膨胀牢固。
（4）对防喷器组试压，万能防喷器试压15MPa×10min合格，闸板防喷器试压15MPa×10min合格。
防喷器试压也检验了膨胀管密对下部主支井的封隔能力，达到了后续工序中上部主支井固井和挤水泥的压力要求。
4.2.4 下斜向器作业（1）下斜入器钻具组合：斜向器＋轴承短节。
（2）下钻至井深931.14m时钻压开始上升，当钻压升至9.5吨突然回零，表明剪切销钉已被剪断，送入工具脱手。
（3）继续下放钻具0.5m，悬重不变，证明送入工具确已脱手。
4.2.5 开窗作业（1）下开窗钻具组合：8-1/2″锥铣＋8-1/2″钻柱铣＋8-1/2″西瓜铣＋振击器＋5″加重钻杆。
（2）下钻至920m，开泵，缓慢下放多次轻压慢放探实斜向器鱼头位置，校深，上提至斜向器顶部以上1m左右，开泵至1600L/min，转速60-70r/min。
（3）缓慢下放至斜向器顶部，开始开窗作业。
初始钻压控制在0.5-1吨，磨铣进尺1m 后钻压提高至0.5-3吨。
磨铣至930.5m，磨铣工具全部进入地层，提高转速上下提放钻具5次反复修整窗口，无明显阻卡。
整个磨铣过程安全顺利，推算窗口长度为4.95m，历时19.0小时，平均机械钻速0.26m/h。
4.2.6 8-1/2″定向钻井作业（1）下旋转导向钻具组合：8-1/2″PDC钻头＋φ171.45mm导向马达（弯接头1.15°）＋φ190.5mm稳正器＋φ171.45mm Ontrack＋φ165.1mm无磁加重钻杆＋φ165.1mm浮阀＋φ165.1mm挠性接头/振击器＋5″加重钻杆。
（2）钻进至1442m，井斜86.7°、方位336°、垂深1101.72m、水平位移498m，已着陆进入上部油层。
4.2.7 7″尾管固井作业（1）下尾管管串组合：简易可钻钻头与浮鞋组合＋7"尾管1根＋浮箍2个＋7"短套管＋承托环＋7"尾管41根＋送球器＋短套管2根＋翻板阀＋变扣＋延伸筒＋尾管丢手总成＋5"钻杆。
为保证尾管串顺利下钻到底、提高窗口处固井质量和安全脱手，所使用的尾管丢手总成具有以下三大功能：具有旋转钻柱的功能；固井与挤水泥通道在井下可切换，具有固井初凝后不起钻挤水泥的功能；具有3种独立的丢手方式：2种液压方式和1种倒扣方式。
（2）下钻到底开泵循环两周，投小球，固井泵送球入座，确认到位后憋压8.5MPa剪切销钉；带压上提管柱0.19m时压力突然掉零，证明丢手工具已经脱手；重新下放管柱至原位置，继续打压12MPa剪切送球器；泵送送球器至承托环，打压至18MPa剪切球座，打通循环，进入正常尾管固井作业。
（3）复合胶塞碰压后上提钻柱11m（翻板阀关闭），循环清洗多余的水泥浆。
初凝2.5小时后注平衡水泥塞6方；起钻至水泥塞顶，循环清洗至返出干净；关闸板防喷器，固井泵间歇挤水泥，累计挤入4.8方，最大挤入压力7.6MPa；憋压候凝；放压，打开防喷器，起钻。
（4）组合8-1/2"钻水泥塞钻具组合，钻进至7"尾管顶部以上2m，起钻。
（5）组合6"钻水泥塞钻具组合，钻水泥塞及尾管附件至浮鞋以上5m。