Study on the Influence of Salt Rock Creep on the Integrity of Cement Sheath Gas Seals
-
摘要: 盐岩具有可溶性和可塑性，钻井及固井过程中易发生塑性变形或蠕动流动，导致井眼呈不规则形状，使套管发生变形或被挤毁，影响盐岩层段井筒气密性，从而影响油（气）井的正常生产及安全。为了给盐岩层段的井筒气密性评价提供理论依据，基于岩石物理试验及三维有限元法，分析了盐岩地层对固井一界面、二界面气密性的影响。分析得知：固井一界面对气体的密封能力强于水泥石本身的气密性，盐岩蠕变可增强固井二界面的气密封能力；盐岩层气体密封能力主要取决于固井二界面的密封能力和水泥石自身密封能力；盐岩层气体密封能力与界面接触压力呈复杂正相关性。基于分析结果，建立了固井二界面气体密封压力定量评价模型。固井二界面气体密封压力定量评价模型可评价目标区盐岩地层气密性，对其他地区类似地层固井施工也有借鉴作用。Abstract: Salt rocks are prone to plastic deformation or creeping flow during drilling and cementing due to their solubility and plasticity. This may result in irregular wellbores and deformed or even collapsed casings, which influences air tightness of wellbore in salt rock interval and thereby threatening the normal production and safety of oil (gas) wells. This study aimed to provide a theoretical basis for air tightness evaluations of wellbores in salt rock intervals. For this purpose, the influences of salt rock intervals on the air tightness of the first and the second interfaces in cementing were analyzed by means of petrophysical experiments and three dimensional (3D) finite element simulations. The following results are obtained: The first interface is superior to the cement stone itself in gas sealing ability, and the ability of the second interface can be enhanced from salt rock creep. The gas sealing ability of salt rock intervals is mainly depends on the sealing ability of the second interface and cement stone itself. The gas sealing ability of salt rock intervals has a complex positive correlation with interface contact pressure. A model for quantitative evaluation of gas seal pressure at the second interface in cementing was built based on the analysis results. With this model, the air tightness of salt rock intervals in target areas can be evaluated, and it can provide reference for the cementing in similar intervals in other areas.
-
Keywords:
- salt rock /
- creep /
- air tightness of wellbore /
- judgment criteria /
- contact pressure
-
柱塞气举装置由于设备简单、前期投资和运行费用低，在陆地上气井开发后期成为高油气比、低产能油井的首选方式[1-4]。为改进柱塞举升技术，Zhao Kunpeng等人[5]采用VOF-CFD数值方法求解流动模型，提出柱塞与油管最佳的直径比为0.96。柱塞作为井筒中的气、液、固分隔装置，可根据地层压力控制开关井，将气井中的积液举升至井口排出，实现排水采气[6-8]。出于安全考虑，在距离海上气井井口约200 m处安装安全阀，以便在发生突发情况时，保护平台上作业人员的安全[9-12]，通常安全阀与油管的内径不一致，因此海上气井的生产管柱多为复合管柱结构。目前具有变径功能的柱塞大致分为弹块式组合柱塞和伞式柱塞[13-16]，弹块式组合柱塞用于解决页岩气井井口生产时扩径、生产管柱缩径等问题，柱塞由上下2组弹块以及中间的连接杆组成，通过管柱缩径段时弹块在弹簧的作用下收缩扶正。伞式柱塞仿照雨伞结构，中间有温控环支撑伞片，通过温度变化环控制柱塞直径。然而，弹块式组合柱塞无法在变径通过安全阀的同时保证举液效率，而伞式柱塞温控环需要针对工况严格选择材料，目前尚处于概念性阶段。
为此，笔者针对海上气井复合管柱结构，在常规柱塞结构的基础上进行了变径结构设计，通过室内试验验证了变径柱塞稳定通过变径管柱的可行性，分析了变径柱塞扩径所需进气压力与举液量之间的关系，根据试验数据分析了变径柱塞举液效率，为海上气井应用变径柱塞提供了参考。
1. 变径柱塞结构设计
东海某气井油管内径为62.0 mm，加装安全阀处内径为58.7 mm。关井下行时，变径柱塞最大外径应小于安全阀内径；开井时，变径柱塞扩径携液上行，与安全阀碰撞缩径以通过安全阀，将井下液体举升至井口；井口捕捉器捕捉变径柱塞，完成排水采气的一次循环。
根据柱塞气举技术规范要求[17]，为使变径柱塞获得最佳举升效率，变径柱塞扩径时最大外径设计为59.5 mm，缩径时最小外径设计为56.0 mm。变径柱塞结构如图1所示。
2. 变径柱塞受力分析
为使扩径后的变径柱塞具有良好的密封性能，在常规柱塞密封槽结构的基础上加入迷宫密封，解决了变径柱塞扩径后密封槽齿间隙液体易泄露问题，提高了变径柱塞气举效率，改善了其密封性能。如图2所示，变径柱塞交错齿通过其与锥体的接触点处受力，与锥体产生相对运动，使变径柱塞扩径。
2.1 扩径受力分析
变径柱塞中心轴处的零部件由螺纹连接，相互不发生相对位移。开井后，生产管柱内气体进入变径柱塞底部空腔，推动活塞向上运动，使交错齿与防撞环受到向上的推力，与锥体发生相对运动。由于锥体与交错齿接触部分具有一定斜度，交错齿沿斜面向上运动，完成柱塞扩径。变径柱塞扩径时锥体与交错齿接触点处的受力分析如图3所示。
![]()
图 3 变径柱塞扩径受力分析Figure 3. Force acting on diameter-variable plunger during diameter enlargementFg1=Gl+Gp=ρlgShl+mpg (1) 式中：Fg1为气体推动活塞向上的推力，N；Gp为柱塞重力，N；Gl为柱塞所举液体的重力，N；ρl为液体密度，kg/L；S为油管横截面积，m2；hl为柱塞所举液柱的高度，m；mp为柱塞质量，kg。
当进气压力大于变径柱塞自身重力、变径柱塞举液质量和交错齿扩张弹性力施加在锥体上的垂向分力之和时，变径柱塞开始扩径。变径柱塞发生扩径时的进气压力与变径柱塞举液量的关系曲线如图4所示。在变径柱塞气举过程中，液体密度、油管横截面积与变径柱塞自重均为定值，此时变径柱塞的举液量与扩径所需进气压力成正比。因此变径柱塞举液量越多，扩径所需进气压力越大。
2.2 缩径受力分析
变径柱塞扩径后举液上行，由于变径柱塞扩径时最大外径为59.5 mm，安全阀内径为58.7 mm，因此变径柱塞的变径结构（交错齿）会与安全阀发生碰撞。交错齿上表面设计有30°倒角，碰撞力Fim可以分解为径向力和轴向力，变径柱塞与安全阀碰撞缩径时交错齿与锥体接触点处的受力状况如图5所示。
![]()
图 5 变径柱塞缩径受力分析Figure 5. Force acting on diameter-variable plunger during diameter reduction假设柱塞在上行过程中温度不变：
p1V1=p2V2 (2) 式中：p1为开井时变径柱塞的启动压力，MPa；V1为开井时变径柱塞启动时气体体积，m3；p2为变径柱塞碰撞安全阀时的气压，MPa；V2为变径柱塞碰撞安全阀时气体膨胀的体积，m3。
采用式（2）计算交错齿与安全阀发生碰撞缩径时的气压，可得碰撞时气体作用在变径柱塞上的推力。
Fimy=Fg2−Gp−Gl (3) Fim=Fimycos60∘ (4) 式中：Fg2为缩径时进气压力，N；Fim为交错齿与安全阀碰撞时的碰撞力，N；Fimy为交错齿与安全阀碰撞时的碰撞力径向分力，N。
当进气压力小于碰撞产生的轴向力、变径柱塞和所举液体所受重力之和时，变径柱塞将缩径通过安全阀。变径柱塞排水采气的动力由开井时井底产生的压差提供，假设变径柱塞举液量不变，随着变径柱塞上行，气体体积膨胀，作用在变径柱塞上的推力逐渐减小[18]。考虑变径柱塞上行过程会产生摩擦和其他损耗，实际开井时变径柱塞上行时进气压力应大于发生碰撞缩径时计算出的推力。
由交错齿与锥体接触点的受力分析可知，井底压力为变径柱塞扩径、缩径与整个气举过程提供动力。当变径柱塞举液量过多时，井底压力不足，无法提供足够的进气压力，变径柱塞将无法缩径通过安全阀，导致排水采气失败；当变径柱塞上方举液量过少时，无法合理利用气井能量，举液效率低，造成资源浪费。因此，变径柱塞举升时进气压力及举液量的合理选择将会成为提高举液效率的关键。
3. 变径柱塞室内试验
影响柱塞排水采气的因素包括地层能量、产液能力、产气量和气液比等[19-20]，模拟柱塞排水采气过程，进行变径柱塞室内排水采气试验。空气压缩机提供变径柱塞举升的动力；柱塞泵为模拟试验提供液体来源；基于海上气井复合管柱，采用内径62.0 mm透明管×1.00 m+金属螺纹短节+内径58.7 mm透明管×1.00 m +金属螺纹短节+内径62.0 mm透明管×1.00 m的管柱（见图6）。
3.1 变径行为观测试验
通过观测透明管柱内的变径柱塞气举过程，确定变径柱塞在上行过程中能否在一定气体压力推动下完成变径，与缩径短节碰撞后缩径，顺利通过试验管柱，以验证变径柱塞结构设计的合理性。
图7为变径柱塞缩、扩径状态的对比，图7（a）为变径柱塞缩径状态，交错齿缝隙合拢，此时变径柱塞最大外径为56.0 mm；图7（b）为变径柱塞在一定气压下的扩径状态，交错齿外扩出现间隙，此时变径柱塞最大外径为59.9 mm。
![]()
图 7 变径柱塞变径状态对比Figure 7. Comparison of diameter-changing status of diameter-variable plunger经验证，变径柱塞在进气压力足够的前提下，可以多次顺利完成扩径并与安全阀碰撞缩径，可以在海上气井复合变径管柱中顺利运行。
3.2 举液量与进气压力试验
确定变径柱塞试验管柱后，空气压缩机提供的气量越多，进气压力越高。以变径柱塞上方举液量为变量，记录扩径时对应的进气量，获得变径柱塞扩径所需进气量与举液量之间的关系（见图8）。由图8可看出，变径柱塞在排水采气时举液量越多，扩径所需进气量越大，表明所需进气压力越高。
![]()
图 8 举液量与进气量的关系曲线Figure 8. Relationship between liquid lifting capacity and air intake capacity3.3 举液效率试验
进行变径柱塞举液效率试验，控制试验时初始进气压力不变，调节进气阀开度的大小，从而改变变径柱塞气举上行的进气量；变径柱塞气举试验的举液量为定值21.87 L，初始进气压力为1.76 MPa，进气阀开度为自变量，试验得到进气阀开度（进气量）与变径柱塞举液效率之间的关系（见图9）。
![]()
图 9 进气阀开度与举液效率的关系曲线Figure 9. Relationship between intake valve opening and liquid lifting efficiency由图9可得，随着进气阀开度增大，举液效率随之增大，当进气阀开度为70%～80%时，举液效率随着进气阀开度的增大而显著增大；当进气阀开度在80%～100%时，举液效率无明显变化。进气阀开度为80%时，举液效果最优为84.44%；开度为70%时，举液效果最低为68.89%。试验表明，变径柱塞室内排水采气试验举液效率最高可达84.44%，平均举液效率75%，可以将井底积液有效排出，提高气井产气效率。
变径柱塞室内排水采气试验表明，所设计变径柱塞结构可以在复合管柱结构中顺利运行，变径柱塞扩径所需进气压力与气举时的举液量呈正比，变径柱塞装置具有良好的举液效率，可以满足排水采气的需求。
4. 结论与建议
1）针对海上气井复合管柱结构，设计了一种变径柱塞，该变径柱塞可扩径、缩径，能顺利通过变径管柱，满足海上气井复合管柱排液采气需求。
2）变径柱塞扩径所需进气压力与举液量成正比，该变径柱塞在实现变径的同时，还具有良好的举液效率。
3）设计过程中未考虑变径柱塞与井筒之间的摩擦和井下温度与井深之间的关系，后续可进一步细化变径柱塞受力分析，为变径柱塞的精细化设计提供参考。
-
![]()
图 3 蠕变时间对固井二界面气体密封能力的影响
Figure 3. Effect of creep time on gas sealing ability of the second interface in cementing
![]()
图 4 界面气体密封能力随地层深度的变化关系
Figure 4. Variation of gas sealing ability of interface with depth of the formation
![]()
图 5 界面接触压力随二界面封固长度的变化关系
Figure 5. Variation of interface contact pressure with the sealing length of the second interface
![]()
图 6 气体撑开界面压力随二界面封固长度的变化关系
Figure 6. Variation of interface pressure against gas expansion with the sealing length of the second interface
![]()
图 9 WX4-3井固井质量综合评价结果
Figure 9. Comprehensive evaluation result of cementing quality of WX4-3 Well
表 1 固井一界面气体密封能力
Table 1 Gas sealing ability of the first interface of cementing
模拟套管长度/mm 密封压力/MPa 接触压力/MPa 18.9 7.20 1.35 28.7 6.00 1.38 39.0 9.40 1.98 47.9 9.80 1.98 58.2 10.30 2.02 69.5 10.80 1.98 78.4 10.00 2.01 
下载: 导出CSV
表 2 固井二界面气体密封能力
Table 2 Gas sealing ability of the second interface in cementing
试验方案 岩样 围压/MPa 突破压力/MPa 接触压力/MPa 方案1 1 2.0 0.1 2 2.0 1.0 0.9 3 6.0 4.0 1.9 方案2 1 4.0 0.6 0.5 2 6.0 2.7 2.6 3 10.0 5.6 方案3 4 6.0 7.8 5.7 5 8.0 1.0 7.6
下载: 导出CSV
表 3 蠕变试验参数取值
Table 3 Parameters of creep experiment
试验方法 参考取值 A n m 单轴蠕变 4.14×10–6 2.000 –0.94 围压蠕变 3.74×10–6 1.876 0
下载: 导出CSV
表 4 WX4-3井盐岩层段固井二界面密封压力
Table 4 Sealing pressure of the second interface in cementing for the salt rock interval of Well WX4-3
地层深度/m 候凝不同时间后的固井二界面密封压力/MPa 24 h 48 h 72 h 600 h 1000 h 2 300 39.03 42.95 44.72 50.03 50.70 2 350 40.04 44.00 45.78 51.14 51.81 2 400 40.97 45.00 46.82 52.28 52.96 2 450 71.20 67.08 65.23 59.71 59.02 2 500 43.01 47.20 49.06 54.55 55.22 2 550 43.75 48.06 49.98 55.64 56.32 2 600 44.62 49.07 51.04 56.76 57.45 2 650 45.65 50.12 52.10 57.87 58.56 2 700 46.81 51.27 53.24 59.00 59.69 2 750 47.66 52.20 54.22 60.10 60.81
下载: 导出CSV
表 5 WX7-7井盐岩层段固井质量评价结果
Table 5 Cementing quality evaluation results of salt rock interval of Well WX7-7
测井次序 界面 固井质量评价结果占比，% 好 中 差 第一次
（固井3 d）一界面 0.3 7.1 92.6 二界面 0.7 99.3 第二次
（固井32 d）一界面 8.2 15.9 75.9 二界面 1.7 11.9 86.4 第三次
（固井47 d）一界面 21.4 21.4 57.2 二界面 10.8 17.0 72.2
下载: 导出CSV
-
[1] 王志战. 枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术研究: 以文23储气库为例[J]. 石油钻探技术,2019,47(3):156–162. doi: 10.11911/syztjs.2019059 WANG Zhizhan. Key mud logging technologies for depleted sandstone gas storage: case study of the Wen 23 Gas Storage[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(3): 156–162. doi: 10.11911/syztjs.2019059
[2] 梁卫国,徐素国,刘江,等. 金坛储气库岩盐蠕变特性及其实用本构研究[J]. 辽宁工程技术大学学报(自然科学版),2007,26(3):354–356. doi: 10.3969/j.issn.1008-0562.2007.03.011 LIANG Weiguo, XU Suguo, LIU Jiang, et al. Research on creep property and practical constitutive equation of rock salt in Jintan gas storage of China[J]. Journal of Liaoning Technical University(Natural Science Edition), 2007, 26(3): 354–356. doi: 10.3969/j.issn.1008-0562.2007.03.011
[3] 赵金洲. 文23地下储气库关键工程技术[J]. 石油钻探技术,2019,47(3):18–24. doi: 10.11911/syztjs.2019063 ZHAO Jinzhou. The key engineering techniques of the Wen 23 Underground Gas Storage[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(3): 18–24. doi: 10.11911/syztjs.2019063
[4] 袁光杰,夏焱,金根泰,等. 国内外地下储库现状及工程技术发展趋势[J]. 石油钻探技术,2017,45(4):8–14. YUAN Guangjie, XIA Yan, JIN Gentai, et al. Present state of underground storage and development trends in engineering technologies at home and abroad[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 8–14.
[5] 马跃,陈勉,金衍,等. 相对湿度对盐膏岩蠕变规律影响的机理研究[J]. 石油钻探技术,2013,41(4):19–22. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.04.005 MA Yue, CHEN Mian, JIN Yan, et al. Mechanism of effect of relative humidity on creep behavior of gypsum rock[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(4): 19–22. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2013.04.005
[6] GE Weifeng, CHEN Mian, JIN Yan, et al. Analysis of the external pressure on casings induced by salt-gypsum creep in build-up sections for horizontal wells[J]. Rock Mechanics and Rock Engineering, 2011, 44(6): 711. doi: 10.1007/s00603-011-0162-5
[7] MOTA B, MATSCHEI T, SCRIVENER K. The influence of sodium salts and gypsum on alite hydration[J]. Cement and Concrete Research, 2015, 75: 53–65. doi: 10.1016/j.cemconres.2015.04.015
[8] SCHUG B, MANDEL K, SCHOTTNER G, et al. A mechanism to explain the creep behavior of gypsum plaster[J]. Cement and Concrete Research, 2017, 98: 122–129. doi: 10.1016/j.cemconres.2017.04.012
[9] 李正杰,武志德,王汉鹏,等. 一种层状盐岩相似材料的蠕变特性[J]. 油气储运,2017,36(7):789–794. LI Zhengjie, WU Zhide, WANG Hanpeng, et al. Creep characteristic of a material similar with layered salt rock[J]. Oil & Storage and Transportation, 2017, 36(7): 789–794.
[10] GHOLAMI R, RABIEI M, AADNOY B, et al. A methodology for wellbore stability analysis of drilling into presalt formations: a case study from southern Iran[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, 167: 249–261. doi: 10.1016/j.petrol.2017.11.023
[11] 张强星, 刘建锋, 廖益林, 等. 层状盐穴储库中三种典型岩石蠕变特征[J]. 科学技术与工程, 2019, 19（28）: 297-303. ZHANG Qiangxing, LIU Jianfeng, LIAO Yilin, et al. Creep characteristics of three typical rock in layered salt cavern reservoir[J]. Science Technology and Engineering, 2019, 19(28):297-303.
[12] 崔峰, 马成卫. 基于蠕变全过程的广义凯尔文体力学损伤模型改进与验证[J]. 西安科技大学学报, 2019, 40（1）: 58 -63． CUI Feng, MA Chengwei. Improvement and verification of generalized Kelvin damage model based on the whole creep process[J]. Journal of Xi’an University of Science and Technology, 2019, 40(1):58-63．
[13] 徐帅, 张青庆, 李小明, 等. 金坛盐穴储气库注采运行参数优化设计研究[J]. 石油钻采工艺, 2020, 42(4): 490-496. XU Shuai, ZHANG Qingqing, LI Xiaoming, et al. Optimization design of injection/production parameters of Jintan salt-cavern gas storage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(4): 490-496.
[14] WANG Tongtao, YANG Chunhe, YAN Xiangzhen, et al. Allowable pillar width for bedded rock salt caverns gas storage[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2015, 127: 433–444. doi: 10.1016/j.petrol.2015.01.040
[15] 梁卫国,徐素国,赵阳升,等. 盐岩蠕变特性的试验研究[J]. 岩石力学与工程学报,2006,25(7):1386–1390. doi: 10.3321/j.issn:1000-6915.2006.07.013 LIANG Weiguo, XU Suguo, ZHAO Yangsheng, et al. Experimental study on creep property of rock salt[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2006, 25(7): 1386–1390. doi: 10.3321/j.issn:1000-6915.2006.07.013
[16] 陈锋,杨春和,白世伟. 盐岩储气库蠕变损伤分析[J]. 岩土力学,2006,27(6):945–948. doi: 10.3969/j.issn.1000-7598.2006.06.019 CHEN Feng, YANG Chunhe, BAI Shiwei. Investigation on creep damage of natural gas storage in salt rock layer[J]. Rock and Soil Mechanics, 2006, 27(6): 945–948. doi: 10.3969/j.issn.1000-7598.2006.06.019
[17] 刘伟,李银平,霍永胜,等. 盐岩地下储库围岩界面变形与破损特性分析[J]. 岩土力学,2013,35(5):526–531. LIU Wei, LI Yinping, HUO Yongsheng, et al. Analysisof deformation and fracture characteristics of wallrock interface of underground storage caverns in saltrock formation[J]. Rock and Soil Mechanics, 2013, 35(5): 526–531.
[18] 敖海兵,陈加松,胡志鹏,等. 盐穴储气库运行损伤评价体系[J]. 油气储运,2017,36(8):910–916. AO Haibing, CHEN Jiasong, HU Zhipeng, et al. Study on thedamage assessment system of salt-cavern gas storage[J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2017, 36(8): 910–916.
[19] 冯福平,赵恩远,艾池,等. 蠕变地层水泥环特性对套管应力的影响[J]. 石油钻采工艺,2012,34(4):36–39. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.010 FENG Fuping, ZHAO Enyuan, AI Chi, et al. Effect of cement sheath properties on casing stress in creep formation[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(4): 36–39. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2012.04.010
[20] 胡其志,王芝超,丁志刚. 基于分数阶导数的岩石蠕变本构模型研究[J]. 河南理工大学学报(自然科学版),2021,40(6):163–168. HU Qizhi, WANG Zhichao, DING Zhigang. Study on the rock creep constitutive model based on fractional derivative[J]. Journal of Henan Polytechnic University(Natural Science), 2021, 40(6): 163–168.
[21] 苏彦,张向东,周林林. 岩石分数阶蠕变损伤本构模型研究[J]. 河北工程大学学报(自然科学版),2020,37(1):19–23. SU Yan, ZHANG Xiangdong, ZHOU Linlin. Study on constitutive model of fractional creep damage of rock[J]. Journal of Hebei University of Engineering (Natural Science Edition), 2020, 37(1): 19–23.
-
期刊类型引用(1)
1. 孙博颖，李万钟，王维旭，刘超，任丰伟. 柱塞仿生表面织构设计和密封性能分析. 机电工程技术. 2024(02): 94-98 . 
百度学术
其他类型引用(0)
计量
- 文章访问数: 507
- HTML全文浏览量: 225
- PDF下载量: 109
- 被引次数: 1
