摘要：压缩空气储能技术(CAES)利用压缩空气储能,是一种规模大、灵活、低碳的储能技术。云应储能库注采井普遍具有地层温度低、井眼尺寸大、漏失风险未知、注采周期频繁、井筒长期封隔要求高等固井难点,固井难度大。故开展了湖北应城压缩空气储能固井工艺研究,结合紧密堆积设计理论、晶相结构诱导设计,研发了1套适用于盐穴储能库注采井固井的低温抗盐韧性水泥浆,并形成了相关配套固井工艺。水泥浆密度范围为1.88~1.93 g/cm^(3),稠化时间易调,沉降密度差为0,游离液为0,API失水量不大于50 mL,抗盐达半饱和,7 d弹性模量小于6.13 GPa,低温30℃下起强度时间小于10 h,24 h抗压强度大于14 MPa。该项技术成功应用于湖北云应盆地压缩空气储能项目注采井表层套管及生产套管固井,固井质量合格率为100%,优质率大于95%,同时对盐穴储能库固井提供技术支持和借鉴。

摘要：深井高温高压环境对流体密度和流体流变参数影响较大,忽略其作用使得井筒压力认识不准确,制约着钻完井作业安全。基于能量守恒原理,建立了井筒温度计算模型,考虑流体流态对温度压力影响,建立了温压耦合条件下井筒压力计算方法,结合现场实测数据验证了温度压力模型计算可靠性。研究表明:温度对流体密度和流变参数影响程度大于压力,随着井深增加,环空流体密度和动切力逐渐增大。随着循环时间增加,井底温度逐渐降低,环空流体密度、动切力及流性指数逐渐增大,而稠度系数逐渐降低;温压耦合条件下环空ECD低于未考虑工况,两者相差0.067 g/cm3。因此,若不考虑耦合对流体密度和流变参数影响时,使得设计流体密度偏低,易诱发溢流或井喷事故发生。该研究成果与认识为深层超深井井筒温度压力精细评价奠定了关键理论基础,降低了钻完井井下作业风险。

摘要：针对狮70井三开钻遇高压盐水层和漏失层,钻井液不能压稳高压水层,同时井底存在内循环,环空压力系统紊乱,固井期间易发生漏失,高压盐水层不易封固,固井质量难以保证的难题,通过水泥浆性能实验及固井工艺研究,设计了抗高温高密度堵漏水泥浆体系,该体系密度1.88~2.40 g/cm~3,沉降稳定性小于0.03 g/cm~3,SPN值小于3,稠化时间可调,24 h抗压强度大于18 MPa。现场采用正注反挤固井施工工艺,根据施工参数预测出施工需要的水泥浆稠化时间,通过缩短尾浆稠化时间,并在替浆后期降低施工排量的方法,使水泥浆在小排量顶替过程中逐渐稠化凝固,从而达到快速封固高压水层的目的,再通过反挤施工封固漏层以上井段,顺利完成了该井?273.05 mm尾管固井施工,套管鞋及漏层处固井质量优质,盐水层处固井质量合格,为该区块尾管固井积累了成功经验。

摘要：在200℃以上超高温下,加砂水泥石强度发生衰退,导致超高温深井固井水泥环层间封隔失效,无法满足高温油气井长期开采的需求。对加砂水泥石的强度衰退机理进行探索,研究发现超高温下加砂水泥水化生成平行疏松的硬硅钙石,孔隙率增大,是其力学性能衰退的根本原因。通过高温水化产物优化设计,优选晶体层间距为纳米尺寸的含铝矿物和纳米管材料,开发了一种新型超高温水泥石抗强度衰退材料DRB-4S。在240℃下,DRB-4S加量为10%~20%时,水泥石28 d强度不衰退且大于50 MPa。通过X射线衍射分析、扫描电镜测试、孔结构测试等方法进一步对DRB-4S抗强度衰退机理进行了分析,晶体层间距为纳米尺寸的含铝矿物促进了高温稳定水化产物铝硅钙石的生成,纳米管的加入抑制了雪硅钙石向硬硅钙石转化,并且在水泥石中起到桥联填充作用,降低了水泥石的孔隙率。掺有DRB-4S的固井水泥浆失水量小于50 mL,稠化时间易调,稳定性良好,总体施工性能良好,为高温油气井长期开采提供了有力的技术支持。

摘要：克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7 368.2 m,井底静置温度为164℃,压力为180 MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58 g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7 368.2 m的井段使用。

摘要：RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田EL ROBLE区块的一口气井。三开?311.2 mm井眼,油基钻井液密度1.48g/cm^3,自上而下钻遇多套高压气层和漏失层,钻井液安全密度窗口窄,多次发生严重井漏和气侵,边堵漏、边压井完成三开进尺,下入?244.5 mm技术套管3 127.13 m。套管到底开泵循环发生严重气侵,出现溢流,低排量压井,节流循环13周,钻井液密度逐渐调整到1.51 g/cm^3,建立脆弱平衡,但井下开始出现漏失迹象。针对又溢又漏的井下复杂情况,固井采用防漏、堵漏、改善水泥界面胶结强度的硅酸钠固井前置液,双凝双密度机体抗侵防气窜水泥浆体系及低排量施工和关闭井口环空候凝等系列措施,完成固井施工作业。固井检测水泥浆返至设计高度,封固质量优质,满足气井封固要求。

摘要：冷探1井五开Ø190.5 mm钻头钻至井深5708.5 m,下入Ø139.7 mm尾管,尾管悬挂器经验证不能丢手,固井失败风险加大。同时,固井施工还面临尾管一次封固段长2506 m、上下温差65℃、水泥浆综合性能要求高、水泥浆侵害有机盐钻井液严重、地层存在高压气层、油气上窜速度高难压稳、井控风险高等难题。通过控制过提50 kN、200 kN、300 kN、350 kN、400 kN,上提静停2~3 min,然后下放至原悬重1150 kN,每次动作重复操作3~4次反复丢手验证的方法,顺利拔出了中心管,悬挂器最终丢手成功。采用抗高温防气窜水泥浆体系及先导保护钻井液和抗污染冲洗加重隔离液,确保固井安全,提高固井质量。高温防气窜水泥浆体系浆体流动度大于21 cm,稠化时间在设计范围内且可调,滤失量小于50 mL,游离液为0,沉降稳定性不大于0.02 g/cm3,水泥石抗压强度发展迅速,48 h顶部抗压强度达14 MPa以上,满足深探井油层尾管固井技术要求,确保了冷探1井Ø139.7 mm尾管固井的成功施工。

摘要：针对超高温超高密度水泥浆设计中难于协调的超高密度与高强度、良好流动性与浆体稳定性的矛盾问题,利用粒度级配原理建立了以水泥为水化胶凝材料和颗粒表面存在吸附水化膜的三级颗粒紧密堆积粒度级配新模型,并应用该模型通过室内优化和添加剂优选实验,实现了以还原铁粉和铁矿粉加重、硅粉热稳定和微硅充填的双三级颗粒级配的组配加重,进行超高密度水泥浆的实验优化。开发出了抗温达200℃,密度达2.82 g/cm3的超高密度防气窜水泥浆体系。室内评价结果表明,该体系综合性能协调良好,防气窜能力强,说明所建立的三级颗粒级配新模型和应用该模型采用双三级颗粒级配进行超过密度水泥浆实验设计的可靠性和实用性。

摘要：固井工作对于油气井的高效运行有着根本性的作用。为了确保其产量和寿命,就必须结合油气井的实践,采取针对性的固井工艺技术。以侧钻井故障工艺技术为例,就固井工艺技术的原理、改进和应用提出建议,以更好地促进固井效果的提升。

摘要：磴探1井尾管固井一次封固段长2235 m,地层承压能力低,漏失风险大,井眼大且不规则,顶替效率难以保证;裸眼段下部油层段长、上部水层多、层间间断短,压稳难度大;疏松砂岩地层井壁与水泥浆胶结质量差,层间封隔易失效。通过提高地层承压能力、清洁井眼、降低固井施工漏失风险,优化浆柱结构、合理加放扶正器提高固井顶替效率;采用双密三凝水泥浆体系和环空加压工艺压稳油气水层;采用界面增强型冲洗隔离液和微膨胀韧性水泥浆体系提高二界面胶结质量。微膨胀韧性水泥浆体系浆体流动度22 cm,稠化时间在设计范围内且可调,滤失量小于50 mL,游离液为0,沉降稳定性0.01 g/cm^(3),膨胀率大于0.4%,弹性模量小于6.0 GPa,水泥石抗压强度发展迅速,24 h抗压强度达30 MPa以上,满足深探井油层尾管固井技术要求,确保了磴探1井Ø139.7 mm尾管固井质量,为后续该区块深探井固井提供了技术借鉴。