王 彬，陳 超，李道清，崔國強，龐 晶

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

新疆H型儲氣庫注采氣能力評價方法

王 彬，陳 超，李道清，崔國強，龐 晶

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

新疆H型儲氣庫是目前中國最大的地下儲氣庫，其注采氣能力評價方法具有一定代表性。依據(jù)新疆H型氣藏特點，采用節(jié)點分析法來評價儲氣庫氣井的注采能力。利用地層臨界出砂壓差、沖蝕流量、臨界攜液流量、地層破裂壓力和地面壓縮機額定功率來分別約束氣體流入和流出方程，通過二者協(xié)調(diào)點確定氣井的合理注采氣量。研究表明:新疆H型儲氣庫應(yīng)采用?11.43 cm油管，合理采氣量為50×104～118×104m3/d，合理注氣量為48×104～160×104m3/d。該研究為合理選擇完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口壓力提供參考。

節(jié)點分析;采氣能力;注氣能力;沖蝕流量;攜液流量;評價方法;新疆H型儲氣庫

0 引言

新疆H型儲氣庫位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣，是在新疆油田原H型氣田基礎(chǔ)上改建的。作為國家重點建設(shè)項目，新疆H型儲氣庫是西氣東輸管網(wǎng)首個大型配套系統(tǒng)，也是西氣東輸二線首座大型儲氣庫，總庫容達 107.0×108m3，生產(chǎn)庫容為 45.1× 108m3，其兼顧季節(jié)調(diào)峰與戰(zhàn)略儲備雙重功能，是國內(nèi)目前規(guī)模最大、建設(shè)難度最大的儲氣庫項目。自2013年6月投注以來，新疆H型儲氣庫已近完成2個周期的注采運行，目前正在進行第3周期注氣階段，而對于如何實現(xiàn)多周期優(yōu)化配產(chǎn)、配注是儲氣庫高效平穩(wěn)運行的關(guān)鍵。

1 改進節(jié)點分析法

通常，節(jié)點分析法是先求出氣體流入流出曲線的協(xié)調(diào)點，再通過和臨界攜液流量、沖蝕流量等限制條件對比后取合理值［1-3］。為了減小工作量，提高評價效率，將地層、井筒限制條件分別耦合到流入、流出方程中，由此可以直接確定合理配產(chǎn)、配注量(圖1)。

由圖1可知，在采氣過程中，由于受地層臨界出砂壓差的影響，流入曲線3、4、5、6未能與橫軸相交;另外，受最小攜液量和沖蝕流量的影響，流出曲線1、2左右兩端范圍受限。以曲線1為例，在滿足曲線3、4、5的條件下，交點處所對應(yīng)的合理產(chǎn)氣量分別為75×104、110×104、136 ×104m3/d，而與曲線6無交點，合理產(chǎn)氣量則為右端點流量148×104m3/d。

圖1 節(jié)點分析合理采氣量

2 氣井流入流出動態(tài)

單井的注采氣能力由地層流入方程、垂直管流方程、臨界出砂流量方程、沖蝕流量方程和臨界攜液流量方程共同確定。

2.1 地層流入方程

新疆H型儲氣庫氣井投注前進行了大量試氣工作，結(jié)合試氣產(chǎn)能公式和注氣穩(wěn)定滲流方程，確定了新疆H型儲氣庫氣井的二項式地層穩(wěn)定滲流方程:

式中:qg為天然氣產(chǎn)量，104m3/d;pr為地層壓力，MPa;pwf為井底壓力，MPa。

新疆H型儲氣庫合理生產(chǎn)壓差采用多種模型進行計算，包括Mohr—Coulomb、抗張強度法、產(chǎn)層巖石堅固程度判斷指數(shù)法、出砂臨界生產(chǎn)壓差法和井壁穩(wěn)定法［4］。利用這5種方法回歸得到合理生產(chǎn)壓差和地層壓力的關(guān)系式:

式中:Δp為生產(chǎn)壓差，MPa。

2.2 垂直管流方程

采氣井的流出動態(tài)通過垂直管流方程確定:

其中，s=0.03415γgH/(TavZav)。

式中:pwh為油管井口壓力，MPa;Tav為井筒內(nèi)動氣柱平均溫度，K;Zav為井筒內(nèi)動氣柱平均偏差系數(shù); d為油管內(nèi)直徑，cm;γg為天然氣相對密度;H為氣層中部深度，m;λ為油管阻力系數(shù)［5］;s為表皮系數(shù)。

2.3 管內(nèi)沖蝕流量方程

當(dāng)氣井產(chǎn)氣量過大時，會對管壁和井下工具產(chǎn)生沖蝕磨損，因此，必須將高壓氣體流速控制在沖蝕流速以下，以減少或避免沖蝕的發(fā)生。目前儲氣庫建設(shè)中，沖蝕流量主要依據(jù)APIRP14E推薦公式［6］:

式中:qe為沖蝕產(chǎn)氣量，104m3/d;C為經(jīng)驗系數(shù)，取值120;p為井筒壓力，MPa;Z為井筒內(nèi)動氣柱平均偏差系數(shù);T為井筒內(nèi)氣柱平均溫度，K。

2.4 臨界攜液流量方程

臨界攜液流量采用Turner公式［7］:

式中:qsc為臨界攜液流量，104m3/d;A為油管內(nèi)截面積，m2;Vg為氣流攜液臨界速度，m/s;ρL為液體密度，kg/m3;ρg為氣體密度，kg/m3;σ為界面張力，10-3N/m。

3 合理注采氣能力評價

3.1 合理產(chǎn)氣量

采氣過程將井底視為節(jié)點，利用方程組(8)，求解不同井口壓力、地層壓力和油管尺寸下的合理產(chǎn)氣量(圖2)。

式中:pr(i)為地層壓力，MPa;pwf(i)為井底流壓，MPa;a、b為二項式產(chǎn)能方程系數(shù);qg(i)為日產(chǎn)氣量，104m3/d;Δpmax(i)為最大生產(chǎn)壓差，MPa;qo(i)為合理產(chǎn)氣量，104m3/d;qsc(i)為臨界攜液流量，104m3/d;qe(i)為沖蝕產(chǎn)氣量，104m3/d。

由圖2可知，受臨界出砂壓差、臨界攜液流量和沖蝕流量的影響，以井底為節(jié)點的流入流出動態(tài)曲線范圍有一定程度的縮小，其中流入流出曲線的交點即為一定油管尺寸、井口壓力和地層壓力條件下的合理產(chǎn)氣量。

3.2 合理注氣量

配注方法與配產(chǎn)類似，只是將整個注氣過程視為采氣的逆向流動，流入流出曲線只需考慮沖蝕流量、地面壓縮機額定排量和不穩(wěn)定流臨界速度的影響［8-11］。不同井口壓力、地層壓力和油管尺寸下的合理注氣量如圖3所示。

圖2 不同管徑油管的采氣節(jié)點分析

圖3 不同管徑油管的注氣直井節(jié)點分析

由圖3可知，受沖蝕流量的限制，以井底為節(jié)點的流入流出動態(tài)曲線范圍有一定程度的縮小，其中流入、流出曲線的交點即為一定油管尺寸、井口壓力和地層壓力條件下的合理注氣量，隨著油管尺寸和井口壓力的下降，氣體逐漸擺脫沖蝕流量的影響，致使協(xié)調(diào)點的范圍逐漸擴大。

圖4 地層壓力下隨油管內(nèi)徑變化的合理注采氣量

3.3 應(yīng)用效果

根據(jù)改進的節(jié)點分析法確定不同條件下的合理注采氣量，得到合理注采氣量隨油管內(nèi)徑、井口壓力的變化曲線(圖4)。圖4a表明，當(dāng)井口壓力不變時，合理注氣量隨油管內(nèi)徑增大而增大;當(dāng)油管內(nèi)徑不變時，合理注氣量隨井口壓力增大而增大。圖4b表明，當(dāng)井口壓力不變時，合理采氣量隨油管內(nèi)徑增大而增大，但?12.70 cm油管較?11.43 cm油管增幅較小;當(dāng)油管管徑不變時，合理采氣量隨井口壓力增大而增大。

通過分析，確定儲氣庫采氣井采用?11.43 cm油管，合理采氣量為50×104～118×104m3/d，合理注氣量為48×104～160×104m3/d。根據(jù)儲氣庫氣井的注采能力評價結(jié)果，對不同周期儲采過程分別進行配產(chǎn)和配注，實際運行和方案設(shè)計對比結(jié)果表明，二者之間符合率較高(圖5)。

圖5 注采實際運行與方案設(shè)計對比

由于儲氣庫兼顧應(yīng)急調(diào)峰任務(wù)，合理配產(chǎn)量需要結(jié)合實際情況，部分井會低于方案設(shè)計合理產(chǎn)氣量，如圖5a中D3、D4、D6井實際運行產(chǎn)氣量下調(diào)，而注氣過程中，若注氣量小于方案設(shè)計，則需要判斷是否受到邊水侵入、井底污染、配鉆停注等因素影響。由圖5b可知，D5、D9井方案設(shè)計合理注氣量偏小，結(jié)合不穩(wěn)定試井結(jié)果表明，2口井存在不同程度的井底污染;D10、D12井實際運行注氣量未能達到方案設(shè)計，結(jié)合產(chǎn)液剖面測試結(jié)果表明，2口井存在邊水侵入。

4 結(jié)論

(1)通過改進常規(guī)節(jié)點分析方法，建立起一套適合新疆H型儲氣庫的注采分析模型。

(2)依據(jù)注采模型，確定該氣庫宜采用?11.43 cm油管，合理采氣量應(yīng)為50×104～118× 104m3/d，合理注氣量應(yīng)為48×104～160×104m3/d。

(3)應(yīng)用模型計算結(jié)果對不同周期注采過程進行配產(chǎn)、配注，實際運行和方案設(shè)計對比表明，二者之間符合率較高，該模型具有較強的實用性。

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編輯劉 巍

TE328

A

1006-6535(2015)05-0078-04

20150601;改回日期:20150807

國家科技重大專項“地下儲氣庫地質(zhì)與氣藏工程關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用”(2015E-4002)

王彬(1967-)，男，教授級高級工程師，1990年畢業(yè)于西南石油學(xué)院采油工程專業(yè)，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事天然氣開發(fā)相關(guān)研究工作

陳超(1987-)，男，工程師，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)石油工程專業(yè)，2013年畢業(yè)于該校油氣井工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事氣藏工程方面研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.016