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RMRS在稠油/超稠油开发中的应用 总被引:4,自引:0,他引:4
RMRS可以直接探测钻头到目标井的距离和方位,随着井深的增加不会产生累积误差,可用于SAGD双水平井和连通井的井眼轨迹控制中。在稠油/超稠油开发中,SAGD双水平井对采收率的贡献最大,但是仅依靠双水平井井型具有一定的限制,而双水平井加连通井的方案为浅层稠油/超稠油开发开辟了新的途径。在双水平井加连通井方案的施工中,可以只用RMRS完成双水平井水平段和水平井与直井连通的井眼轨迹探测。因此,RMRS在稠油/超稠油(特别是浅层稠油/超稠油)开发中具有广阔的应用前景。 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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目前国内外浅层(超)稠油开发技术还存在一定的局限性。浅层稠油SAGD水平井与采油直井联合开采技术方案,能有效解决水平井开采中沉没度不够、油井维护困难等诸多问题。针对该方案实施中存在水平井钻井难度大、两井连通风险高等一系列技术难题,借助最新的MGT磁导航钻井技术,实现了水平井井眼轨迹的精确控制,满足了SAGD水平井轨迹控制的要求。结合MGT磁导航技术,采用研制的特殊大直径套管段铣和扩眼造穴工具,保证了水平井和直井的成功连通。SAGD水平井与直井采用砾石充填完井方式,合理制定两井联合完井工艺流程,形成了完整的适合SAGD水平井与直井联合作业的砾石充填完井工艺。 相似文献
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黄盐平1井是江汉油田首口设计施工的采卤连通水平井,水平段穿行盐层191m,准确命中B靶与王东12-13井直接连通。阐述了连通水平井的井身剖面设计、井眼轨迹控制、盐层水平井钻井技术、事故预防等技术问题。该井钻探成功为提高采卤效率提供了一条崭新的路途。 相似文献
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HW903浅层斜直水平井钻井技术 总被引:4,自引:1,他引:3
介绍了克拉玛依油田HW903浅层斜直水平井的工程设计及现场施工工艺,并对钻柱优化设计、井眼轨迹控制、技术套管的可下入性及钻柱与井眼的相容性等进行了技术探讨。该井的成功,为推广应用浅层斜直水平井钻井技术奠定了良好的基础。 相似文献
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和顺地区煤层气远端水平连通井钻井技术 总被引:6,自引:1,他引:5
针对和顺煤层气区块的地质特点及远端水平连通井的施工难点,结合和平1井组的钻井方案,介绍了煤层气远端水平连通井的井眼轨道及井身结构优化设计、利用地质导向进行轨迹控制、采用强磁连通仪实现井眼远端连通、在清水中加入氯化钾对储层和井壁进行有效保护,以及优选水平井裸眼完井+排采井套管完井方式和双凝-双密度水泥浆体系等关键技术。实践表明,这一系列技术能够保障远端水平连通井的顺利实施,形成了较为成熟的煤层气水平连通井钻井工艺模式,并取得了良好的应用效果。 相似文献
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两口阶梯式水平井的设计与施工 总被引:10,自引:6,他引:4
介绍了胜利油田临2-平1井和田18-平1井两口阶梯式水平井的设计与施工情况。提出了阶梯式水平井井身剖面设计模式与井眼轨迹控制技术。总结分析了阶梯式水平井的适用条件、施工方法、钻具组合特征、钻井液体系选择及技术经济评价等问题,为我国今后利用水平井开发复杂区块的油气藏探索出了一条成功之路。 相似文献
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自水平井技术发展以来,人们就开始了分支井钻井的尝试。所谓分支井钻井,就是从一个主井眼中侧钻出多个分支井眼的钻井,而主井眼可以是直井,也可以是水平井。主井眼为直井的分支井可以开采不同的油气层,相当于多口开发不同层位的定向井或水平井,能有效开采多层段的油气藏;而主井眼为水平井的分支井则更大程度地提高了油藏的裸露程度,增加了油藏的泄油面积,能进一步提高原油产量和采收率。因此,分支井可以用来提高原油采收率及单个油藏或多个油藏的开采效率,减少井场数量,提高油田开采的综合经济效益。 相似文献
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基于沁水盆地郑庄区块3#煤层的地质和力学特征,其适于采用多分支水平井钻井技术开发煤层气。但由于煤层较脆,且存在互相垂直的天然裂缝,钻进极易引起井下垮塌、卡钻等复杂事故的发生,更严重的甚至会使井眼报废。郑1平-3H井是渤海钻探在沁水盆地郑庄区块的一口科学实验井,为解决煤层气多分支水平井钻井难题,首先将郑1平-3H井的排采直井"洞穴"置于稳定的煤层顶板上,与水平井主支实现硬穿针,从而根除排采洞穴垮塌和上下井眼错位的问题;其次使主井眼在煤层顶部延伸,钻主支时优化钻井液,解决井眼稳定和井眼重入问题,确保形成稳定的排水输灰通道。煤层气多分支水平井井眼轨迹控制技术、U型井联通技术及悬空侧钻技术的采用较好地解决了煤层气多分支水平井钻井的上述难题,具有重要实践意义。 相似文献
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织金煤层气区块存在煤层钻遇率低、储层保护难度大、水平连通井钻井成本高、经济收益低等问题,为此,在分析该区块J形水平井工程技术难点的基础上,从井眼轨道优化设计、井身结构优化设计、井眼轨迹控制技术等方面进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究,并在织平1井进行了试验。织平1井顺利完钻,水平段长500.00 m,水平位移818.98 m,最大井斜角97.6°,钻遇煤层293.00 m,煤层钻遇率58.6%,远高于水平连通井的煤层钻遇率(43.6%),且钻井成本为U形水平连通井的58%。这表明,采用J形水平井钻井技术可以解决织金煤层气区块存在的问题,可以在织金区块推广应用。 相似文献
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井眼轨迹对水平井产能的影响 总被引:1,自引:1,他引:0
一般情况下,实际完钻的水平井并不是绝对水平的,井眼轨迹成波浪状起伏。当井筒弯曲程度较大时,采用常规水平井产能公式进行计算会产生较大的误差,因此有必要对这种水平井的产能特征做深入分析。文中将井眼轨迹弯曲的水平井近似认为是由一系列斜直井组成的连续结构,通过在垂直井产能公式中加入井斜拟表皮系数和部分穿透拟表皮系数2项参数修正,建立了各向异性油藏中斜直井的产能公式,并将该公式与Joshi水平井产能公式的计算结果进行了对比,研究了井眼轨迹弯曲对水平井产能的影响规律。结果表明,当地层各向异性较强时,井眼轨迹的弯曲可以克服垂向渗透率低的不利地质因素,保证水平井获得较高的产量,并且此时水平井的产能随着弯曲段倾斜角的增大而增大;当地层各向异性较弱时,井眼轨迹的弯曲会降低水平井的产能。
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