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静33─侧平71套管侧钻短半径水平井,是“九五”国家重点科技攻关项目。为开发低渗低产高凝原油,在原静33─71井177.8mm套管中,从2060.20m段铣至2067.93m,长度7.73m。打水泥塞后,采用国产工具和仪器从2061.00m定向侧钻短半径水平井,完钻井深2354.82m,垂深2121.36m,水平位移262.32m,水平段长211.05m,曲率半径35~49m,入靶点井斜角89.4°,各项指标全部达到设计要求。试采平均日产原油7.78t,效益显著。文中重点介绍该井的主要施工技术和施工中存在的主要问题。 相似文献
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《采油工程》2006,(3):52-52
美国等西方国家的侧钻水平井技术属世界领先水平,主要用来使枯竭井恢复生产,开发了导向钻井系统、水力加压器、动力水龙头、铰接马达等多种井下工具,成功研制出了用于短半径水平井的MWD系统,以及用挠性管装置代替钻机进行侧钻水平井,具有钻12m短半径水平井的能力。加拿大在八十年代就已熟练掌握了一套在不同地区和地质构造中侧钻中半径水平井技术。这套技术适于1200~2300m的中深井,水平位移可迭450—650m,曲率半径为90—95m。这类侧钻井技术在20世纪80年代趋于成熟,现正处于高速发展时期,井下工具的配套已基本完成,并开发出包括随钻陀螺测量系统在内的至少五种并眼测量系统。 相似文献
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TK40 6H侧钻短半径水平井是西北石油局在塔河油田利用已钻无产能直井井眼侧钻钻水平井而布署的第一批短半径水平井 ,也是国内目前已钻的最深的短半径水平井 ,设计侧钻造斜井深在 5 30 0m以下 ,施工难度大 ,该批短半径水平井的钻成并获得良好的产能 ,使国内水平井钻井技术迈上了新的台阶。本文主要从该油田短半径水平井钻井的技术难点入手 ,对TK40 6H侧钻短半径水平井的设计和施工进行了分析和阐述 ,并通过主要工艺技术分析 ,阐明了技术实施的着眼点和配套的技术措施 相似文献
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塔河油田侧钻短半径水平井技术 总被引:5,自引:3,他引:2
分析了塔河油田侧钻短半径水平井的难点,详细介绍了该油田侧钻水平井施工措施和注意事项,并以TK406CH井为例,介绍了该技术的现场应用情况。该油田20余口干井和老井的测钻施工表明,侧钻短半径水平井技术对干井或老井挖潜具有重要意义,值得进一步推广应用。 相似文献
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为了提高稠油热采及小规模砂体的开发效果,大庆油田设计施工了侧钻超短半径水平井J37-26-P14井。该井完钻井深629.62 m,造斜率20°/m,曲率半径仅为3.30 m,造斜段水平位移为2.90 m,总水平位移为22.70 m,水平段长19.58 m。该井施工中存在剖面设计紧凑、地层可钻性差、侧钻难度大、井眼曲率大造成钻具摩阻大等技术难点,在对超短半径的井身结构及井眼轨迹剖面进行优化设计和主要技术难点进行分析的基础上,制定了相应的技术措施,确保该井顺利完钻。该井的顺利完成,为其他侧钻超短半径水平井积累了宝贵经验。详细介绍了该井的设计与施工情况。 相似文献
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辽河油田为开采杜84块超稠油,试验用水平井蒸汽辅助全力泄油,钻成一对平行水平井,杜84平1-1井为采油井,在下方;杜84平1-2井为注汽井,在上方。先钻下方的采油井,后钻上方的注汽井。两口井完钻井深分别为1214.00m和1189.00m,入靶点垂深分别为796.81m和760.51m,水平段长分别为325.53m和307.71m,2口井水平段垂直间距最大11.98m,最小10.43m,技术套管下入油层10~15m,完井管柱均采用φ168mmTBS筛管和φ177.8mm盲管,并用悬挂封隔器挂于技术套管鞋以上30m处。文中主要介绍了地质情况、井身结构设计原则、井身剖面设计要求、造斜段和水平段井眼轨迹控制技术等。 相似文献
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塔里木轮南地区碳酸盐岩裂缝性油气藏地层压力系数与地层破裂压力系数相近,钻井液安全密度窗口小于循环压耗,钻井过程中井漏和溢流经常同时发生,无法进行正常钻进和起下钻作业。针对喷漏共存以及碳酸盐岩不能实现稳产等难题,通过对解放128水平井和轮古2大斜度井的欠平衡钻井实践,总结分析了水平井、大斜度井欠平衡钻井的准备及其相关钻井技术。采用了环空打一个重“泥浆帽”,关井,钻具内用清水作为冷却液边漏边钻,顺利地完成了一口造斜点5060m,斜深5750.30m(垂深5341.73m),水平段长259.47m的水平井;使用边喷边钻钻井工艺,成功地钻成了一口造斜点5102m,斜深5500m(垂深5368.13m),水平位移277.2m的大斜度井(井斜66°)。利用“吊罐”起下钻技术,解决了井漏情况下的换钻头、测斜、中测、电测、完井等作业。 相似文献
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大庆高160-侧平38井设计与轨道控制 总被引:1,自引:1,他引:0
高160-侧平38井是大庆油田第一口接近短半径的侧钻水平井,目的是开发厚油层上部未动用的剩余油。段铣套管长度井深977~995.20m。第一次由977.60m侧钻至1032.04m,由于测量仪器故障使井底井斜角落后10°,被迫用水泥封固。因对井眼扩大率估计不足,水泥只封到1011m。第二次用2.75°弯螺杆从1007m悬空侧钻,至井深1028.53m井底井斜角落后11°,原因是配合接头扣未上紧,使全力增斜变为稳斜扭方位或降斜,被迫再次用水泥封固。第三次由990.78m悬空侧钻(水泥面991.12m),至1102.88m进靶,入靶点井斜87.2°,垂深1061.24m、靶前距70.12m。水平钻至1182.88m,最大井科90.3°,井眼轨道波动幅度为靶线上0.61m,靶线下0.29m。文中介绍了前期准备工作、工程设计和井眼轨道控制。 相似文献
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岚M1-1煤层气多分支水平井充气钻井技术 总被引:2,自引:0,他引:2
为开采煤层气提高煤气产量,设计钻探了岚M1-1煤层气多分支水平井,该井煤层气储量大,埋深在900 m处左右。钻进时,先钻一口直井并在煤层段造洞穴,在距200 m处钻一口水平井,水平段连通洞穴,再在水平段上对称侧钻出10个分支井眼。钻进中,采用欠平衡钻井技术,直井眼充气,钻井液与气体在洞穴处混合,形成负压钻井。直井和水平井的上直段采用钟摆钻具组合。水平井的主井眼和分支井眼均采用导向钻具组合、无线测量技术,井壁稳定技术采用高黏度钻井液。造洞穴采用液压伸臂式扩眼器,水平井上直井段500 m处打悬塞,直井洞穴上部悬挂?127 mm割孔尾管进行完井。结果为,总进尺7993 m,生产时效100%,全井组平均机械转速8.69 m/h,锻铣造洞穴成功率100%,水平井与洞穴直井一次连通,悬空侧钻分支一次成功率100%,电测一次成功率100%,完井一次成功率100%。结果表明,岚M1-1多分支水平井工艺技术先进,10个分支数量在国内最多,控制面积在国内最大,为今后国内煤层气井钻进技术提供了宝贵的经验。 相似文献
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TZ406双台阶水平井钻井技术 总被引:3,自引:0,他引:3
TZ406是1口预探井,目的是探明油层情况,经济有效地开发薄油层。施工中先采取钻导眼探明油气含量、卡准油气层位置,回填一段后,再通过钻双台阶水平井利用1个井眼开发已探明的2个不同深度薄油层。整个施工过程中,仅下339.7mm×502m表层套管,无技术套管,裸眼段长达3628.83m。采用了MWD无线随钻仪器,倒装钻具组合,优化了钻井参数,实现了精确中靶。完钻井深4131m,垂深3686.83m,井斜89.98°,方位48.72°,水平位移538.26m。该井安全无事故,初期试采日产原油86t。为该地区经济高效勘探开发,摸索出一条成功之路 相似文献
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委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m~10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。 相似文献
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杜汉油田是卡塔尔主要的陆上油田,该油田全部采用水平井钻井技术开发油藏,水平位移在1200-1600m之间,水平段长度在800-1600m之间,一般采用(?)152.4或(?)155.6井眼,若发生井下复杂情况或井下事故,需要采用(?)95.3或井眼更小的水平井钻井技术进行施工。文中以DK-353B井为例详细探讨了胜利定向井公司打入卡塔尔市场以来形成的一整套小井眼水平井设计、施工方法,特别是目前完成的DK-353B井,是杜汉油田开发七十多年来所完成的第一口超小井跟水平井。 相似文献
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ZX105井是部署在四川盆地川西凹陷知新场构造的首口勘探水平井,目的层为下沙溪庙组,设计完钻井深为3 726 m(垂深为2 506 m),水平段长为1 001 m。该井二开下套管至井深2 847 m,坐吊卡接悬挂器后活动套管时遇卡。针对ZX105井下套管遇卡技术难题,通过卡套管原因分析,判断本次卡套管类型为压差黏附卡套管,并得出井身结构缺陷是卡套管的主要原因。分析表明,一开套管下深浅,二开下套管遇卡时套管已进入水平段214 m,上部套管没有足够的冲击重量使水平段套管移动,同时井底较高的正压差,是造成本次水平井卡套管的主要原因,由此形成了套管解卡处理思路。该井采用了降低钻井液密度、三次泡解卡剂、环空憋压等手段后,首次实现川西水平井套管解卡成功,为川西中江地区下沙溪庙目的层的开发提供了宝贵施工经验。 相似文献
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长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术 总被引:1,自引:0,他引:1
鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4~0.6),成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m,创长庆气田水平段Φ215.9 mm井眼的施工记录,Φ139.7 mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×104 m3/d 的高产气流。应用效果表明:该体系较好地保护了山23储层,钻完井施工作业安全顺利。 相似文献