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111.
调整井作为在原有井网基础上补充的一些零散井或成批成排的加密井,对于老油田挖潜、改善注采井网关系具有重要意义。但是海上油气开发平台设计面积有限,其中给井槽专用的区域面积也随之有限,最终导致井槽数量有限。一些后续的调整井经常遇到无剩余井槽可用的情况。S平台便存在这种问题,其中一个大尺寸井槽原先所钻老井,采用全井段封固固井,水泥返高至井口附近,再利用过程中需要先进行老井弃井,需要对φ3397和2245 mm双层套管切割、起出处理。以此为例,介绍了大尺寸井槽的弃井再利用技术。 相似文献
112.
土耳其贝帕扎里天然碱矿是土耳其现已发现的2个天然碱矿之一,现今采矿区域到达矿区边缘,为了在规范条件下最大程度提高资源回采率,需在矿区边缘布置对接井组对矿区边缘的矿产进行水溶开采。矿区边缘地质条件复杂,多条褶皱带和断裂带位于本文研究区域。在前期钻井施工过程中,发现此区域有明显的地质异常情况,如首采层的尖灭、呈V形变化、倾角大且不规则变化等。针对贝帕扎里矿区边缘对接井组施工中出现的几个典型异常问题,采用了套管锻铣技术、方位伽马配合定向钻进及“慧磁”中靶系统、增加勘探井布井密度等技术措施,有效地解决了出现的问题。 相似文献
113.
我国煤层气井渗透率测试方法目前广泛采用注入/压降试井。通过对试验井的裸眼测试和套管测试发现,套管测试渗透率是裸眼测试的9.82倍,裸眼测试渗透率明显偏低。裸眼测试渗透率低的主要原因是注入和关井时间较短,未出现径向流。由于我国煤层气区块大多处于勘探阶段,且多采用裸眼注入/压降方法,开展区块裸眼和套管注入/压降的对比测试,可以获取区块标准井的注入时间和关井时间,提高渗透率解释结果的准确性。 相似文献
114.
115.
简述了陇东煤田地区地层特点,分析影响钻探施工的主要因素,采取增大钻头外径、优化钻孔结构、优选适岩钻头、完善泥浆体系等配套技术措施,重点阐述了粘附卡钻事故的预防和处理技术。 相似文献
116.
117.
页岩气生产井投产前,都要进行大规模分段压裂,生产套管必须能承受不低于90 MPa的施工压力。2013年涪陵工区试验井组相继出现2口井稳不住压现象,导致长水平段分段压裂的储层改造工艺受限,该问题一时成为制约涪陵页岩气田钻井生产和质量的一大“瓶颈”。为此,从生产套管设计、施工、治理3个方面进行了防漏堵漏技术措施研究,并取得一些进展,较好地满足了页岩气高效开发的需要。本文介绍了涪陵页岩气一期产建套管防漏堵漏对策与实践成果,为国内类似页岩气区块的开发提供借鉴和参考。 相似文献
118.
页岩气调查井荥地1井设计井深1600 m,钻探施工过程中发现多个高应力涌水破碎带,最大涌水量达135 m3/h,井口压力达2.5 MPa;并且地层水中溶解有硫化氢,从涌水中挥发出来的硫化氢气体最大含量达100 ppm;水温较高,在1300 m处涌水温度达到50 ℃;这些问题给施工带来了极大的困难,并增加了安全风险。针对以上问题,介绍了钻井过程中所采取的注水泥浆堵水技术、高密度钻井液平衡钻进技术、多级套管固井技术,并总结了每种技术的特点,为川西南地区以后的页岩气调查井钻探工作提供参考。 相似文献
119.
晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8 832 m3/d,日均产气量达到2 694 m3,验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。 相似文献
120.