鹽穴儲氣庫老井封堵界面膠結強度試驗研究

基金項目：中國石油天然氣集團有限公司課題“鹽穴壓縮空氣與氫氣儲能工程關鍵技術研究”（2021DJ5402）；常州大學科研啟動基金項目“深水高溫高壓控壓鉆井井筒壓力預測與控制”（ZMF22020060）；江蘇省高等學校基礎科學（自然科學）研究面上項目“石墨烯和碳化硅顆粒改性PDC鉆頭胎體磨損與腐蝕機理研究”（22KJD430001）。

蔡楚楚，王江帥，付盼，等.鹽穴儲氣庫老井封堵界面膠結強度試驗研究93-97

Cai Chuchu，Wang Jiangshuai，Fu Pan，et al.Experimental study on the consolidation strength of old well plugged back interface in salt cavern gas storage93-97

現階段進行的水泥塞封堵界面膠結強度測試研究未考慮高溫高壓對其測試的影響，且大多數開展的是常溫常壓下水泥塞的剪切膠結強度測試。為此，設計了鹽穴儲氣庫老井封堵水泥塞綜合膠結強度原位測試裝置，并在80 ℃、15 MPa的模擬條件下，開展了不同界面、不同水泥塞長度和直徑及水泥漿體系條件下的水泥塞膠結強度測試試驗，明確了不同因素對膠結強度的影響規律。試驗結果表明：水泥塞-巖石/套管界面的膠結強度受水泥漿體系影響較大，鹽層水泥漿體系下的界面膠結強度大于蓋層水泥漿體系下的界面膠結強度；水泥塞-巖石界面膠結強度略大于水泥塞-套管界面膠結強度；水泥塞-巖石/套管界面的拉伸膠結強度低于剪切膠結強度，且兩者之比為0.41～0.45。研究成果可為鹽穴儲氣庫老井封堵界面密封失效的預測提供重要的理論支撐。

鹽穴儲氣庫；界面膠結強度；水泥漿體系；水泥塞直徑；水泥塞長度

TE972

A

012

Experimental Study on the Consolidation Strength of Old Well Plugged Back Interface in Salt Cavern Gas Storage

Cai Chuchu1" Wang Jiangshuai1" Fu Pan2，3" Deng Song1" Yin Wen1

（1.School of Petroleum and Natural Gas Engineering，Changzhou University; 2.CNPC Engineering Technology Ramp;D Company Limited; 3.National Engineering Research Center of Oil amp; Gas Drilling and Completion Technology）

The existing cement plug consolidation strength tests do not take into account the influences of high temperature and high pressure，and are mostly conducted on the shear consolidation strength of cement plugs at normal temperature and normal pressure. Therefore，an in-situ testing device for the comprehensive consolidation strength of old well plugged back cement plug in salt cavern gas storage was designed for cement plug consolidation strength tests under different interface，cement plug length/diameter and cement slurry system conditions，at the simulated temperature and pressure （80 ℃ and 15 MPa），to clarify the influences of different factors on the consolidation strength. The experimental results show that the consolidation strength of the cement plug-rock/casing interface is greatly affected by the cement slurry system; the interfacial consolidation strength under the salt layer cement slurry system is greater than that under the caprock cement slurry system; the cement plug-rock interfacial consolidation strength is slightly greater than the cement plug-casing interfacial consolidation strength; the tensile consolidation strength of the cement plug-rock/casing interface is lower than the shear consolidation strength，and the ratio of them is 0.41–0.45. The research results provide important theoretical support for the prediction of sealing failure at old well plugged back interface in salt cavern gas storages.

salt cavern gas storage; interfacial consolidation strength; cement slurry system; cement plug diameter; cement plug length

0" 引" 言

鹽穴老井井筒封堵效果不達標會造成天然氣泄漏，甚至會引發爆炸等安全事故［1-3］。因此，鹽穴儲氣庫廢棄老井井筒的安全有效封堵尤為重要［4-6］，而水泥塞-巖石/套管界面的膠結強度是影響鹽穴儲氣庫老井封堵界面密封失效的關鍵參數之一［7-10］。

國內外學者在膠結強度測試方面做了相關研究。L.G.CARTER等［11］通過試驗研究了水泥環界面的膠結問題，將剪切膠結強度定義為套管在水泥環中移動所需的力。羅長吉等［12］開展了固井水泥環界面膠結強度試驗研究，為進一步提高水泥環膠結質量提供了技術方向。楊振杰等［13］通過試驗測出了固井液與套管的界面膠結強度。唐世忠等［14］研制了水泥膠結強度評價裝置，定量計算水泥與界面的剪切強度，定性評價固井水泥與井壁的膠結強度。楊遠光等［15］研制了水泥環界面拉伸膠結強度測試裝置，并提出了相應的測量方法。劉保波等［16］設計并開展了海洋環境模擬試驗，探究水泥類型對固井水泥環膠結強度與密封性的影響。關志剛等［17］為研究壓力或溫度變化條件下油氣井筒環空水泥環的失效形式與機制，建立了循環加載下水泥環密封完整性評價試驗裝置。

綜上發現，上述研究的基礎大多建立在固井水泥環界面膠結強度上，缺乏水泥塞-巖石/套管界面膠結強度的試驗研究。且現階段進行的膠結強度測試研究受限于測試裝備，未考慮高溫高壓對水泥塞膠結強度測試的影響，大多數進行的是常溫常壓下水泥塞的剪切膠結強度測試。為此，筆者設計并研發了一種針對鹽穴儲氣庫老井封堵水泥塞綜合膠結強度的原位測試裝置，在80 ℃、15 MPa的模擬條件下，開展了不同界面、不同水泥塞長度和直徑及水泥漿體系條件下的水泥塞膠結強度測試試驗，明確了不同因素對膠結強度的影響規律，以期為水泥塞-巖石/套管界面剝離失效的長度模擬提供較為準確的基礎數據，促進提高鹽穴儲氣庫老井封堵效果的研究。

1" 試驗裝置

圖1為水泥塞綜合膠結強度原位試驗測試裝置。該裝置主要包括3個模塊：①加壓模塊，利用液壓泵實現為水泥塞加壓的功能；②原位測試模塊，利用圍壓腔加壓模擬地層壓力，通過在巖石/套管上纏繞加熱帶實現升溫的功能；③防護罩模塊，防止試驗過程中的樣品破碎后外蹦，保障試驗安全進行。

2" 試驗方案

2.1" 水泥塞的制備

依據文獻［18］制備水泥漿，選用蓋層封堵用水泥漿體系為：超細水泥+增韌材料+降失水劑+分散劑+消泡劑+硅砂+現場淡水；鹽層封堵用水泥漿體系為：G級高抗硫油井水泥+增韌材料+降失水劑+分散劑+緩凝劑+消泡劑+硅砂+現場淡水。

將水泥塞模具清洗干凈晾干后，在水泥塞模具內壁上刷1層潤滑油，用于后期水泥塞脫模和模具的快速拆卸，防止水泥塞凝固后難以取出。將制備好的水泥漿邊攪拌邊緩慢注入模具內，每次試驗前的試樣需要攪拌約30次，避免水泥漿體系中產生的氣泡影響后續膠結強度的測試，待其混合均勻后將模具在設計的養護條件（80 ℃、15 MPa）下養護1 d，形成水泥塞。

2.2" 膠結強度測試

2.2.1" 試驗步驟

（1）水泥塞養護完成后，從水泥塞模具中取出，形成的標準水泥塞直徑為80 mm、長度為100 mm。將水泥塞放置于測試區域，開始進行試驗，利用圍壓腔模擬地層壓力，液壓缸為水泥塞提供推力，測試把水泥塞頂出去的推力大小。

（2）將上述推力轉換為界面膠結強度。

（3）更換頂部蓋板，再次試驗，計算拉伸膠結強度。

（4）通過改變水泥塞的直徑和長度，重復步驟（1）～（3），實現不同水泥塞長度、直徑條件下的剪切和拉伸膠結強度測試。

（5）通過更換模擬井壁模塊的材料（巖石、套管）、水泥漿體系，重復步驟（1）～（3），實現不同水泥塞-巖石/套管界面、水泥漿體系條件下的剪切和拉伸膠結強度測試。

2.2.2" 測試方法與強度計算

圖2為剪切、拉伸膠結強度測試裝置組件。圖2a為剪切膠結強度測試裝置組件，利用壓力機提供試驗需要的力，通過壓力傳感器與數據記錄設備記錄壓力機輸出的力值，并結合固定模套與水泥塞間的界面面積計算剪切膠結強度。

圖2b為拉伸膠結強度測試裝置組件，依靠壓力機的頂桿對膠結蓋板施加力，通過數據記錄設備記錄膠結蓋板脫離時的力值，并結合水泥塞和膠結蓋板間的接觸面積計算抗拉膠結強度。

測試裝置的膠結強度測試公式如下。

剪切膠結強度測試：

p1=F1/A1（1）

A1=πDL（2）

式中：p1為水泥塞與井壁界面間的剪切膠結強度，kPa；F1為使水泥塞與井壁發生滑移時的推力，kN；A1為膠結蓋板與水泥塞間的界面面積，m2；D為水泥塞的直徑，m；L為水泥塞的高度，m。

拉伸膠結強度測試：

p2=F2/A2（3）

A2=πD2/4（4）

式中：p2為水泥塞與井壁界面間的拉伸膠結強度，kPa；F2為膠結蓋板與水泥塞脫離時的最大拉力，kN；A2為膠結蓋板與水泥塞間的界面面積，m2。

3" 試驗結果及分析

為測試不同試驗條件對水泥環膠結強度的影響，開展了不同水泥漿體系（1#蓋層水泥漿體系和2#鹽層水泥漿體系）、水泥塞-巖石/套管界面、 水泥塞長度和直徑條件下的膠結強度測試試驗。試驗結果如圖3和圖4所示。

由圖3和圖4可以看出：

（1）當水泥塞直徑（或長度）一定時，隨著水泥塞的長度（或直徑）的增大，水泥塞-巖石/套管界面的膠結強度均在增大。這是因為隨著水泥塞直徑（或長度）的增大，水泥塞的面積越大、強度越高，從而導致其膠結能力越強。

（2）水泥塞-巖石界面的膠結強度要大于水泥塞-套管界面的膠結強度，拉伸膠結強度低于剪切膠結強度，且兩者之比為0.41～0.45。這是因為水泥塞與巖石形成緊密、高強度的膠結，對于可靠封堵和長期穩定性至關重要。巖石地層通常是硬質、致密的，需要水泥塞能夠牢固地黏附在其表面，以防止氣體或液體的泄漏。相反，水泥塞與套管壁接觸時需要具有一定的適應性和柔韌性，以確保與套管的良好貼合，因此水泥塞-套管界面的膠結強度相對較低，主要考慮與套管的貼合性和適應性，以實現最佳的封堵效果。

（3）2#鹽層體系下的水泥塞膠結強度要大于1#蓋層體系下的膠結強度。這是因為水泥塞養護溫度低于100 ℃時，試驗所用的硅砂與G級高抗硫油井水泥發生化學反應產生SiO2，會降低水泥塞-巖石/套管體系中CH的晶體含量，抑制α-C2SH（水化硅酸二鈣，一種影響水泥膠凝性能的硅酸鹽礦物）的生成，并隨著養護時間的延長逐漸生成一種具有良好網格結構的Ca5Si6O16（OH）2·4H2O（雪硅鈣石）化合物，其具有抗沖擊負荷能力較強等特點，會提高水泥塞體系中的分子致密度，從而提高抗壓和抗拉強度。

4" 結" 論

設計了水泥塞綜合膠結強度原位測試裝置，并給出了相應的測試方法，利用該裝置可實現不同界面、不同水泥塞長度和直徑及水泥漿體系條件下水泥塞膠結強度的測試。

（1）水泥塞膠結強度受水泥漿體系影響較大，鹽層水泥漿體系下的剪切/拉伸膠結強度大于蓋層水泥漿體系；但水泥塞膠結強度受水泥塞長度、直徑影響較小。

（2）水泥塞-巖石界面膠結強度要略大于水泥塞-套管界面，拉伸膠結強度低于剪切膠結強度，且兩者之比為0.41～0.45。

研究成果具有工程指導意義，可為后續水泥塞-地層/套管界面剝離失效長度模擬提供較為準確的基礎數據，進而為鹽穴儲氣庫老井封堵界面密封失效預測提供支撐。

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第一蔡楚楚，女，生于2000年，現為在讀碩士研究生，研究方向為儲庫井筒完整性技術。地址：（320400）江蘇省常州市。email：s22040820013@smail.cczu.cn。

通信作者：鄧嵩，email：dengsong@cczu.cn。

2024-01-23

任武