王玲

中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院（遼寧盤錦124010）

儲氣庫注采工藝配套技術(shù)研究

王玲

中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院（遼寧盤錦124010）

為滿足東北及北京地區(qū)冬季對天然氣的需求，中國石油加大了對東北天然氣管網(wǎng)及地下儲氣庫的投資建設(shè)。作為遼河油田第二批上報篩選的儲氣庫，興古7潛山具有儲層埋藏深、氣井工況復(fù)雜、臨近城區(qū)等難點。從安全角度進行分析，優(yōu)選出油管材質(zhì)L80-13Cr，Φ114.3mm的BGT油管作為注采完井管柱，并結(jié)合管柱功能設(shè)計了地面安全閥、井下安全閥等工具組成的安全控制系統(tǒng)。該項目能夠有效應(yīng)對氣井泄露、憋壓、著火等安全事故，降低城區(qū)氣井安全隱患，提高儲氣庫生產(chǎn)和管理水平，具有廣泛的應(yīng)用前景和較高的安全與社會效益。

儲氣庫；注采氣井；完井管柱；強注強采；安全控制

興隆臺潛山位于遼寧省盤錦市興隆臺區(qū)，構(gòu)造上位于渤海灣盆地遼河西部凹陷南部興隆臺-馬圈子潛山構(gòu)造帶東北部，油水界面統(tǒng)一為-4 670 m，潛山帶含油面積55.49 km2，2010年12月上報探明石油地質(zhì)儲量1.27×108t。興隆臺潛山儲氣庫是以興隆臺潛山為依托，針對目前潛山天然能量有限、壓力加速下降、產(chǎn)量遞減快、油水界面上升等棘手問題，從穩(wěn)產(chǎn)百萬噸與提高采收率的需求出發(fā)，利用興隆臺潛山現(xiàn)有井網(wǎng)，擬考慮采取頂部注氣、下部采油的方式，前期利用秦沈管線氣源采取氣驅(qū)采油，由氣驅(qū)開發(fā)逐步過渡到儲氣庫。氣驅(qū)開發(fā)結(jié)束后，即儲氣庫建成時，可實現(xiàn)最大庫容量31.15×108m3，運行壓力19～30 MPa，工作氣量可達11.63×108m3。

1 興古7潛山建儲氣庫注采井面臨的難點

1.1 儲層埋藏深

世界上儲氣庫氣藏的埋藏深度一般在2 200 m以內(nèi)［1］。儲氣庫埋藏越深，注采氣需要克服的摩阻損失越大，因此注氣時需要較高的井口壓力。作為遼河油田第二批上報篩選的儲氣庫，興古7儲氣庫氣藏埋藏深度在3 800 m以下，單井注氣深度達到了2 800 m，這對儲氣庫井的完井管柱、井下工具及井口的配套提出了更高的要求。

1.2 強注強采配產(chǎn)量變化大

儲氣庫設(shè)計最大庫容量為31.0×108m3，工作氣量可達11.63×108m3。平均單井采氣能力為30×104～92×104m3/d；單井注氣能力為11×104～66×104m3/d。儲氣庫運行期間，地層壓力短時間內(nèi)周期性變化［2］，注采氣井井筒要求承受高強度沖蝕及復(fù)雜交變應(yīng)力的作用。

1.3 管柱腐蝕條件惡劣

興古7儲氣庫運行壓力19～30 MPa（按垂直深度3 000 m計算），目前氣源來氣組分中CO2含量約占2.7%，對應(yīng)分壓遠高于美國腐蝕工程師協(xié)會關(guān)于CO2分壓腐蝕的標準0.2MPa［3］，因此在儲氣庫投產(chǎn)運行初期，受含水量較高因素的影響，興古7注采井首先面臨的是腐蝕問題。

1.4 安全等級高

興古7儲氣庫的所在地面位置多屬于開發(fā)區(qū)與城市邊緣居民生活區(qū)附近，該區(qū)域人口稠密，生態(tài)和環(huán)境都較為敏感，對應(yīng)作業(yè)井控級別均為2級以上?？紤]預(yù)測的井口注采氣壓力較高，稍有不慎將造成重大安全事故，因此對儲氣庫完井管柱的安全控制［4］要更加謹慎。

1.5 注采氣井服役壽命長

作為調(diào)峰和保障安全供氣的主要設(shè)施，儲氣庫單井的使用年限一般為30年以上［5-6］，然而東北地區(qū)晝夜溫差大，歷史最低溫度更是有過-30℃的記錄，溫度的波動變化會進一步影響注采井的壽命。

表1 儲氣庫期間注采氣井口壓力預(yù)測表

表2 不同油管注氣條件下不發(fā)生沖蝕的安全注氣量

表3 不同油管采氣條件下不發(fā)生沖蝕的安全采氣量

表4 不同油管采氣條件下氣井卸載量

2 注采氣井工藝管柱及配套技術(shù)

2.1 井口壓力的預(yù)測

根據(jù)井筒內(nèi)氣體流動能量方程推算井口壓力，參考平均溫度、壓縮系數(shù)公式，計算參數(shù)與結(jié)果見表1。

2.2 油管的選擇

注采氣井油管的選擇包括尺寸、扣型和材質(zhì)等。首先所選油管在配產(chǎn)范圍內(nèi)不應(yīng)對管柱及其配套工具發(fā)生沖蝕作用［7］；采氣時要避免積液壓井［8］；油管應(yīng)滿足氣密封及防腐蝕［9］要求，螺紋強度滿足各種應(yīng)力條件下抗拉極限載荷要求等。

根據(jù)地層壓力變化范圍，計算了在不同注采氣量、不同工況下，Φ73mm、Φ88.9mm和Φ114.3 mm油管的最小極限產(chǎn)量和沖蝕流量。設(shè)計井深度2 800m（斜深4 040～5 187 m），采出氣比重0.6，地層溫度107℃，溫度梯度3.01℃/100 m，運行壓力區(qū)間19.0～30.0 MPa，計算結(jié)果見表2～表4。

根據(jù)計算結(jié)果，同時考慮沖蝕效應(yīng)，各尺寸油管在其注氣配產(chǎn)條件下均不會發(fā)生沖蝕，其中僅Φ114.3mm尺寸油管，在采氣條件下不會發(fā)生沖蝕，且對應(yīng)采氣井井口壓力為14.03MPa時，對應(yīng)的卸載流量為18×104m3時，遠小于當前配產(chǎn)量，不會存在井底積液壓井現(xiàn)象。因此水平井注采氣井采用Φ114.3mm油管。

2.3 油管材質(zhì)與扣型

優(yōu)選注氣管柱的材質(zhì)要從井流物的腐蝕性分析、注氣管柱防腐蝕工藝、注氣完井工藝的要求等多方面綜合考慮，結(jié)合秦沈管線來氣組分確定油管材質(zhì)，考慮二氧化碳腐蝕工況，計算來氣組分二氧化碳分壓為0.37MPa，因此管柱的材質(zhì)推薦采用抗腐蝕能力較強的13Cr鋼（圖1）［10］。

圖1 油管材質(zhì)選擇圖

對于高壓氣井，要實現(xiàn)長期安全生產(chǎn)，油管螺紋需選擇氣密封螺紋。氣密螺紋克服了API接頭在抗漏失和抗高張力負荷方面的局限，使用梯形扣代替API的圓扣，用鋼性密封代替了API的螺紋密封［11］，從而大大地提高了抗漏失性能，根據(jù)現(xiàn)有注氣試驗情況使用BGT氣密封螺紋油管可以滿足扣型要求。

2.4 強度影響因素分析

對于油管的強度，考慮絲扣連接強度、抗內(nèi)壓強度和抗外擠強度。重點需要關(guān)注的是絲扣連接強度，計算絲扣連接屈服強度時，以油管在井口處最大軸向拉力為計算校核點。該點受力為：油管重力、活塞效應(yīng)力、溫度效應(yīng)和壓力導(dǎo)致的膨徑效應(yīng)，這些力將導(dǎo)致油管伸長或者縮短。

根據(jù)受力分析公式對注氣管柱在不同狀態(tài)時的受力進行了計算并核對了安全系數(shù)，忽略影響較小的活塞效應(yīng)力與彎曲效應(yīng)力［12-15］，計算結(jié)果見表5。

表5 管柱在不同狀態(tài)時強度校核

計算條件：油管下入深度3 000m，注氣末期地層溫度107℃，計算結(jié)果顯示，各尺寸油管均滿足條件，結(jié)合沖蝕流量預(yù)測推薦使用Φ114.3mm油管。

2.5 配套井下工具

2.5.1 液控井下安全閥

井下安全閥一般安裝于井口以下100～200 m，通過地面液壓控制安全閥閥板開關(guān)。由地面自動或手動泵向液缸室泵入液壓油，當壓力超過設(shè)定值時彈簧被壓縮，液缸下行推動閥板，并保持開啟狀態(tài)，正常生產(chǎn)，失去液壓作用時自動關(guān)閉，起到安全控制的作用。

2.5.2 循環(huán)滑套

鋼絲開關(guān)滑套在完井及生產(chǎn)過程中可實現(xiàn)負壓氣舉誘噴、替環(huán)空保護液、洗井、壓井等功能，可以保證多次開關(guān)仍能密封。

2.5.3 可取式井下封隔器

王新強，王歡，熊偉，等.空間外差信號提取中多重信號分類算法準則的影響[J].光子學(xué)報，2018，47(12)：1228001

為了保護套管免受高溫高壓的影響，延長管柱壽命，設(shè)計了可取式封隔器。該封隔器與管柱下端堵塞器坐落短節(jié)配合，進行液壓打壓坐封。坐封后，通過正轉(zhuǎn)管柱將封隔器上部油管脫出，可實現(xiàn)不壓井情況下對封隔器上部管柱進行更換，同時配備專用打撈工具對封隔器本體進行打撈，無需磨銑，不損壞套管與封隔器，大大降低了更換成本。

2.5.4 坐落短節(jié)

上坐落短節(jié)為堵塞器坐落短節(jié)，主要是為液壓坐封及后期修井作業(yè)時防止壓井液對地層的損害。下坐落短節(jié)為測試坐落短節(jié)，用來懸掛生產(chǎn)測試中的井下溫度壓力計以達到測溫、測壓的目的，需配合上部打孔油管使用。

綜上，注采管柱上配套流動短節(jié)、井下安全閥、循環(huán)滑套、永久式封隔器、堵塞器坐落短節(jié)和測試坐落短節(jié)等井下工具，管柱結(jié)構(gòu)見圖2。優(yōu)化設(shè)計后的注采管柱具備以下功能：具有較強的防腐蝕能力及氣密封性能；能夠?qū)崿F(xiàn)井下的自動控制，進行套管保護、延長管柱免修期；能夠建立油套環(huán)空的溝通通道，以利于后期作業(yè)；可以實現(xiàn)后期的不壓井作業(yè)，具有很高的安全性能；能夠動態(tài)實時監(jiān)測地層參數(shù)的要求。

圖2 注采井管柱示意圖

3 采氣樹及安全控制

3.1 采氣樹

興古7儲氣庫采氣樹承受的井口壓力確定為15～33MPa，根據(jù)現(xiàn)行井口裝置標準，推薦選用等級為70MPa的井口裝置。根據(jù)秦沈管線來氣組分計算，井口的腐蝕工況條件為：CO2分壓0.34 MPa，井口環(huán)境為酸性腐蝕環(huán)境，因此井口裝置防腐等級采用FF級。根據(jù)井口所處的環(huán)境，遼寧省冬季溫度最低有-30℃記錄，因此選用L-U級（-46～121℃）。此外，根據(jù)測試要求與安全控制系統(tǒng)要求，增加井口穿越器；為防止氣體組分含水，在井口增加固定式加醇裝置。

3.2 安全控制系統(tǒng)

1）當?shù)孛嫘孤痘虿蓺鈽鋼p壞時，控制系統(tǒng)接收低壓電磁閥感應(yīng)信號，液壓管線泄壓，關(guān)閉井下安全閥。

2）當流程憋壓時，控制系統(tǒng)接收高壓電磁閥感應(yīng)信號，液壓管線泄壓，依次關(guān)閉地面安全閥、井下安全閥。

3）當井口著火時，控制系統(tǒng)易熔塞破壞傳遞感應(yīng)信號，液壓管線泄壓，依次關(guān)閉地面安全閥、井下安全閥。

4 結(jié)論

1）該設(shè)計考慮了注采氣作業(yè)等復(fù)雜工況中的應(yīng)力變化、管柱沖蝕、管柱腐蝕、獨立安全控制等難點，保障了儲氣庫安全、平穩(wěn)、高效運行。

2）氣井管柱配產(chǎn)配注達到油藏設(shè)計要求，管柱設(shè)計合理、安全可靠，滿足了現(xiàn)場的使用要求。

3）安全控制系統(tǒng)最大程度地降低了城區(qū)氣井的安全隱患，有效預(yù)防了安全事故的發(fā)生，提高了儲氣庫生產(chǎn)和管理水平，應(yīng)用前景廣泛，具有顯著的安全效益及社會效益。

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CNPC increased the investment in the construction of the natural gas pipeline network and underground gas storage in the Northeast of China to meet the demand of northeast and Beijing for natural gas in winter.Xinggu 7 buried hill is the second batch of gas storage selected by Liaohe Oilfield，and it has deeply buried reservoir，complex gas well conditions and is close to the city.From the view of safety，L80-13Cr is selected as the material of tubing，BGT tubing of Φ114.3mm is as the injection-production completion well pipe string，and the safety control system composed of ground safety valve and downhole safety valve is designed according to the func?tion of pipe string.The project can effectively deal with the leak，hold pressure，fire and other accidents of gas well，reduce the security risks of urban gas well，and improve the production and management level of the gas storage.It has a broad application prospect，high se?curity and good social benefit.

gas storage；gas injection and gas production well；well completion pipe string；strong injection and strong production；safety control

左學(xué)敏

2016-06-30

王玲（1983-），女，工程師，主要從事儲氣庫井工程、開發(fā)勘探部署與評價研究工作。