盐穴储气库溶腔过程中腔体净容积及油水界面计算实例

李海伟，杨清玉

（中国石油西气东输管道公司储气库管理处，江苏镇江212028）

盐穴储气库溶腔过程中腔体净容积及油水界面计算实例

李海伟，杨清玉

（中国石油西气东输管道公司储气库管理处，江苏镇江212028）

建立地下盐穴储气库溶腔净容积和油水界面计算模型，利用溶腔过程中压力、密度等生产及相关地质参数，计算腔体净容积和油水界面深度，为不同阶段的溶腔腔体体积评估和溶腔井下工况诊断提供依据。目前该溶腔净容积及油水界面深度计算方法已经在金坛盐穴储气库溶腔现场得到了应用。

盐穴；溶腔；净容积；油水界面；计算

盐穴溶腔是盐穴储气库建设关键环节之一，一般溶腔周期3～5年，分5～7个阶段完成。每个阶段溶腔完成后要通过声呐测量作业来确认实际腔体的形状，并以此作为下一个阶段溶腔设计模拟的依据。在每个阶段溶腔期间，通过溶腔生产参数计算该阶段地下腔体体积是否达到了本阶段设计要求，并作为该阶段溶腔是否结束的主要依据。为控制溶腔过程中腔体上溶速度及腔体形状，在腔体顶部注入阻溶剂（常采用柴油或氮气）。由于阻溶剂不溶于水也不溶解岩盐矿物，阻溶剂与腔体内卤水的界面深度即是腔顶的深度，油水（或气水）界面的控制是整个溶腔过程中最重要的环节之一。由于溶腔大小和形状直接关系到储气库的经济效益和运行安全，因此，在溶腔生产过程中适时计算腔体净容积和油水界面深度尤为重要。

1　腔体净容积计算

1.1计算模型

由公式（2）、（3）、（4）可推导出：

由公式（1）、（5）、（6）、（7）可推导出：

由公式（1）（3）（5）（7）可推导出：

式中：Ve-盐岩总体积，m3；Vi-盐岩中不能溶解的矿物体积，m3；Vs-盐岩中可溶解的矿物体积，m3；Vb-溶腔内不溶物塌落后的堆积体积，m3；Vf-溶腔净体积，m3；Vp-从溶腔内采出到地面的矿物盐折算到地下的体积，m3；Ms-从溶腔内采出到地面的矿物盐质量，kg；ρs-地下盐岩密度，kg/m3；Cb-溶腔腔体内卤水浓度，g/L；Cp-溶腔内采出来的卤水浓度，g/L；Vl-从溶腔内采出到地面的卤水体积，m3；α-溶腔盐岩段不溶矿物含量，小数，由测井或岩心分析资料获得；β-溶腔盐岩段不溶矿物膨松系数，小数，一般取1.2～1.8。

图1　

图2　

图3　

1.2应用实例

金坛地下盐穴储气库某溶腔井进行反循环溶腔，某日采盐量（Ms）657 t，卤水平均浓度为（Cb）308 g/L，溶腔盐岩层段不溶物的含量（α）为20.7%，不溶物的膨胀系数为（β）1.6，地层条件下固体盐的密度（ρs）为2 165 kg/m3，计算腔体当日地下新增加的净容积和地下溶蚀的盐岩体积。

由公式（8）可计算得：Vf=306.6 m3/d

由公式（9）可计算得：Ve=446.1 m3/d

即某腔体当日地下新增加的净容积为306.6 m3，地下溶蚀的盐岩体积为446.1 m3。

2　油水界面位置计算

金坛盐穴储气库采用双管溶腔，溶腔外、内管分别选用APIΦ177.8 mm、Φ114.3 mm的长圆螺纹钢管，阻溶剂选用国标0号柴油，溶腔过程中采用正反循环两种方式溶腔。

2.1溶腔管柱水力摩阻计算

式中：Pf-从井口到某一深度处的管柱摩阻，Pa；L-管柱长度，m；d-管柱内径，m；λ-水力摩阻系数，无因次；ρ-液体密度，kg/m3；V-管内液体流速，m/s；Re-雷诺数，无因次；μ-动力粘度系数，Pa·s；ε-管道表面粗糙系数；Δ-管道表面绝对粗糙度值。新油管该值范围：0.14 mm～0.15 mm，旧油管该值范围：0.5 mm～0.6 mm。

（1）层流流态：

（2）紊流流态（水力光滑区）：

（3）紊流流态（混合摩擦区）：

说明：溶腔过程中内管（无论卤水或淡水）流量在50 m3/h～300 m3/h范围时，处于混合摩擦区的紊流流态，摩阻计算满足（15）。

2.2腔体内压力计算

式中：Ph-井腔内液体某一深度处的压力，MPa；Pl-溶腔内管井口处液体的压力，MPa；Po-井口处柴油压力，MPa；ρ-注入液体密度，kg/m3；ρo-柴油密度（阻溶剂），kg/m3；ρb-排除液体密度，kg/m3；h-从井口起的计算长度，m；Pf-从井口到某一深度处的摩阻，MPa；g-9.8 m/s2；ho-从井口起到油水界面的长度。

2.3应用实例

图4　金坛盐穴储气库某井溶腔示意图

井号：金坛储气库某井；生产日期：2014-06-27；溶腔方式：正循环；阻溶剂：柴油；溶腔管柱：内管（4 1/2"）深度L=1 120 m；外管（7"）深度h1=1 059.41 m；注水量：Q=50.3 m3/h；柴油密度：ρo=840 kg/m3；溶腔内管进口压力：Pl=4.45 MPa；井口柴油压力：Po=4.67 MPa；排出卤水密度：ρb=1 182 kg/m3；注入淡水密度：ρ=1 000 kg/m3；溶腔内管直径：d=0.100 54 m；溶腔内管（旧油管）表面绝对粗糙度值取中间值：Δ=5.5 mm；注入淡水平均温度31 C°，查表可知动力粘度系数：μ=0.000 784 Pa·s。

由公式（11）可计算得：Re=225 958；

由公式（15）可计算得：λ=0.075 4；

由公式（10）可计算得：Pf=1.304 MPa；

由公式（17）可计算出在溶腔内管管脚处压力：Ph= 14.123 MPa；

由公式（19）可计算得：ho=1 050.8m。在2014年7月8日对该溶腔进行的声呐测量中测得油水界面（腔顶位置）深度为ho=1 050 m。

3　结论及认识

（1）本文中介绍的利用溶腔生产参数计算腔体净容积的方法简便，目前已在金坛盐穴储气库的溶腔过程中得到应用，与声呐测量得到的腔体净体积进行对比，证实此方法的可靠性。为尽可能减小计算误差，计算中不溶物含量参数应选用溶腔井段深度进行加权平均。

（2）利用溶腔生产参数计算油水界面，可以较准确判断井下工况，减少利用仪器进行井下油水界面测井次数，节约了溶腔投资成本。

（3）在溶腔过程中，即使注入水流量不发生变化，卤水浓度、管壁粗糙度、采出卤水温度等参数也会随着注入水温度、注入水含杂质情况及腔体直径的变化发生一定改变，如果再考虑计量和监测仪表带来的误差，这些因素都可能导致油水界面计算误差超出允许值。因此，油水界面计算并不能完全替代测井作业，并且应利用每次测井得到的油水界面值对计算参数进行修正。

［1］杨清玉，等.盐穴溶腔腔体净容积的计算方法［J］.中国井矿盐，2010，41（1）：22-23.

［2］袁恩熙.工程流体力学［M］.北京：石油工业出版社，2010.

A model for calculation of the net volume and oil-brine interfacein in salt gas storage

LI Haiwei，YANG Qingyu
（Gas Storage Department，West-East Pipeline Co.，CNPC，Zhenjiang Jiangsu 212028，China）

Create a model for the calculation of the net volume and oil-brine interface in the underground salt gas storage.Calculate the net volume and the oil-brine interface with the operational and geological parameters such as pressure，density，which provides proofs for the evaluation of the cavern＇s volume and the diagnosis of the downhole working conditions. This calculation method is currently being applied in the Jin Tan salt cavern underground gas storage on site.

salt caven；solution mining；net volume；oil-brine interface；calculation

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.016

TE972.2

A

1673-5285（2015）06-0056-03

2015-05-06

李海伟，男（1986-），助理工程师，2010年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，现主要从事盐穴储气库钻井、井下作业工程管理工作，邮箱：cqklihaiwei@petrochina.com.cn。