新疆H型储气库注采气能力评价方法

2015-02-17李道清崔国强

特种油气藏 2015年5期

关键词：携液储气库冲蚀

王彬，陈超，李道清，崔国强，庞晶

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

新疆H型储气库注采气能力评价方法

王彬，陈超，李道清，崔国强，庞晶

(中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

新疆H型储气库是目前中国最大的地下储气库，其注采气能力评价方法具有一定代表性。依据新疆H型气藏特点，采用节点分析法来评价储气库气井的注采能力。利用地层临界出砂压差、冲蚀流量、临界携液流量、地层破裂压力和地面压缩机额定功率来分别约束气体流入和流出方程，通过二者协调点确定气井的合理注采气量。研究表明:新疆H型储气库应采用ø11.43 cm油管，合理采气量为50×104～118×104m3/d，合理注气量为48×104～160×104m3/d。该研究为合理选择完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口压力提供参考。

节点分析;采气能力;注气能力;冲蚀流量;携液流量;评价方法;新疆H型储气库

0 引言

新疆H型储气库位于准噶尔盆地南缘，是在新疆油田原H型气田基础上改建的。作为国家重点建设项目，新疆H型储气库是西气东输管网首个大型配套系统，也是西气东输二线首座大型储气库，总库容达 107.0×108m3，生产库容为 45.1× 108m3，其兼顾季节调峰与战略储备双重功能，是国内目前规模最大、建设难度最大的储气库项目。自2013年6月投注以来，新疆H型储气库已近完成2个周期的注采运行，目前正在进行第3周期注气阶段，而对于如何实现多周期优化配产、配注是储气库高效平稳运行的关键。

1 改进节点分析法

通常，节点分析法是先求出气体流入流出曲线的协调点，再通过和临界携液流量、冲蚀流量等限制条件对比后取合理值［1-3］。为了减小工作量，提高评价效率，将地层、井筒限制条件分别耦合到流入、流出方程中，由此可以直接确定合理配产、配注量(图1)。

由图1可知，在采气过程中，由于受地层临界出砂压差的影响，流入曲线3、4、5、6未能与横轴相交;另外，受最小携液量和冲蚀流量的影响，流出曲线1、2左右两端范围受限。以曲线1为例，在满足曲线3、4、5的条件下，交点处所对应的合理产气量分别为75×104、110×104、136 ×104m3/d，而与曲线6无交点，合理产气量则为右端点流量148×104m3/d。

图1 节点分析合理采气量

2 气井流入流出动态

单井的注采气能力由地层流入方程、垂直管流方程、临界出砂流量方程、冲蚀流量方程和临界携液流量方程共同确定。

2.1 地层流入方程

新疆H型储气库气井投注前进行了大量试气工作，结合试气产能公式和注气稳定渗流方程，确定了新疆H型储气库气井的二项式地层稳定渗流方程:

式中:qg为天然气产量，104m3/d;pr为地层压力，MPa;pwf为井底压力，MPa。

新疆H型储气库合理生产压差采用多种模型进行计算，包括Mohr—Coulomb、抗张强度法、产层岩石坚固程度判断指数法、出砂临界生产压差法和井壁稳定法［4］。利用这5种方法回归得到合理生产压差和地层压力的关系式:

式中:Δp为生产压差，MPa。

2.2 垂直管流方程

采气井的流出动态通过垂直管流方程确定:

其中，s=0.03415γgH/(TavZav)。

式中:pwh为油管井口压力，MPa;Tav为井筒内动气柱平均温度，K;Zav为井筒内动气柱平均偏差系数; d为油管内直径，cm;γg为天然气相对密度;H为气层中部深度，m;λ为油管阻力系数［5］;s为表皮系数。

2.3 管内冲蚀流量方程

当气井产气量过大时，会对管壁和井下工具产生冲蚀磨损，因此，必须将高压气体流速控制在冲蚀流速以下，以减少或避免冲蚀的发生。目前储气库建设中，冲蚀流量主要依据APIRP14E推荐公式［6］:

式中:qe为冲蚀产气量，104m3/d;C为经验系数，取值120;p为井筒压力，MPa;Z为井筒内动气柱平均偏差系数;T为井筒内气柱平均温度，K。

2.4 临界携液流量方程

临界携液流量采用Turner公式［7］:

式中:qsc为临界携液流量，104m3/d;A为油管内截面积，m2;Vg为气流携液临界速度，m/s;ρL为液体密度，kg/m3;ρg为气体密度，kg/m3;σ为界面张力，10-3N/m。

3 合理注采气能力评价

3.1 合理产气量

采气过程将井底视为节点，利用方程组(8)，求解不同井口压力、地层压力和油管尺寸下的合理产气量(图2)。

式中:pr(i)为地层压力，MPa;pwf(i)为井底流压，MPa;a、b为二项式产能方程系数;qg(i)为日产气量，104m3/d;Δpmax(i)为最大生产压差，MPa;qo(i)为合理产气量，104m3/d;qsc(i)为临界携液流量，104m3/d;qe(i)为冲蚀产气量，104m3/d。

由图2可知，受临界出砂压差、临界携液流量和冲蚀流量的影响，以井底为节点的流入流出动态曲线范围有一定程度的缩小，其中流入流出曲线的交点即为一定油管尺寸、井口压力和地层压力条件下的合理产气量。

3.2 合理注气量

配注方法与配产类似，只是将整个注气过程视为采气的逆向流动，流入流出曲线只需考虑冲蚀流量、地面压缩机额定排量和不稳定流临界速度的影响［8-11］。不同井口压力、地层压力和油管尺寸下的合理注气量如图3所示。

图2 不同管径油管的采气节点分析

图3 不同管径油管的注气直井节点分析

由图3可知，受冲蚀流量的限制，以井底为节点的流入流出动态曲线范围有一定程度的缩小，其中流入、流出曲线的交点即为一定油管尺寸、井口压力和地层压力条件下的合理注气量，随着油管尺寸和井口压力的下降，气体逐渐摆脱冲蚀流量的影响，致使协调点的范围逐渐扩大。

图4 地层压力下随油管内径变化的合理注采气量

3.3 应用效果

根据改进的节点分析法确定不同条件下的合理注采气量，得到合理注采气量随油管内径、井口压力的变化曲线(图4)。图4a表明，当井口压力不变时，合理注气量随油管内径增大而增大;当油管内径不变时，合理注气量随井口压力增大而增大。图4b表明，当井口压力不变时，合理采气量随油管内径增大而增大，但ø12.70 cm油管较ø11.43 cm油管增幅较小;当油管管径不变时，合理采气量随井口压力增大而增大。

通过分析，确定储气库采气井采用ø11.43 cm油管，合理采气量为50×104～118×104m3/d，合理注气量为48×104～160×104m3/d。根据储气库气井的注采能力评价结果，对不同周期储采过程分别进行配产和配注，实际运行和方案设计对比结果表明，二者之间符合率较高(图5)。

图5 注采实际运行与方案设计对比

由于储气库兼顾应急调峰任务，合理配产量需要结合实际情况，部分井会低于方案设计合理产气量，如图5a中D3、D4、D6井实际运行产气量下调，而注气过程中，若注气量小于方案设计，则需要判断是否受到边水侵入、井底污染、配钻停注等因素影响。由图5b可知，D5、D9井方案设计合理注气量偏小，结合不稳定试井结果表明，2口井存在不同程度的井底污染;D10、D12井实际运行注气量未能达到方案设计，结合产液剖面测试结果表明，2口井存在边水侵入。