储气库注采工艺配套技术研究

王玲

中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院（辽宁盘锦124010）

储气库注采工艺配套技术研究

王玲

中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院（辽宁盘锦124010）

为满足东北及北京地区冬季对天然气的需求，中国石油加大了对东北天然气管网及地下储气库的投资建设。作为辽河油田第二批上报筛选的储气库，兴古7潜山具有储层埋藏深、气井工况复杂、临近城区等难点。从安全角度进行分析，优选出油管材质L80-13Cr，Φ114.3mm的BGT油管作为注采完井管柱，并结合管柱功能设计了地面安全阀、井下安全阀等工具组成的安全控制系统。该项目能够有效应对气井泄露、憋压、着火等安全事故，降低城区气井安全隐患，提高储气库生产和管理水平，具有广泛的应用前景和较高的安全与社会效益。

储气库；注采气井；完井管柱；强注强采；安全控制

兴隆台潜山位于辽宁省盘锦市兴隆台区，构造上位于渤海湾盆地辽河西部凹陷南部兴隆台-马圈子潜山构造带东北部，油水界面统一为-4 670 m，潜山带含油面积55.49 km2，2010年12月上报探明石油地质储量1.27×108t。兴隆台潜山储气库是以兴隆台潜山为依托，针对目前潜山天然能量有限、压力加速下降、产量递减快、油水界面上升等棘手问题，从稳产百万吨与提高采收率的需求出发，利用兴隆台潜山现有井网，拟考虑采取顶部注气、下部采油的方式，前期利用秦沈管线气源采取气驱采油，由气驱开发逐步过渡到储气库。气驱开发结束后，即储气库建成时，可实现最大库容量31.15×108m3，运行压力19～30 MPa，工作气量可达11.63×108m3。

1 兴古7潜山建储气库注采井面临的难点

1.1 储层埋藏深

世界上储气库气藏的埋藏深度一般在2 200 m以内［1］。储气库埋藏越深，注采气需要克服的摩阻损失越大，因此注气时需要较高的井口压力。作为辽河油田第二批上报筛选的储气库，兴古7储气库气藏埋藏深度在3 800 m以下，单井注气深度达到了2 800 m，这对储气库井的完井管柱、井下工具及井口的配套提出了更高的要求。

1.2 强注强采配产量变化大

储气库设计最大库容量为31.0×108m3，工作气量可达11.63×108m3。平均单井采气能力为30×104～92×104m3/d；单井注气能力为11×104～66×104m3/d。储气库运行期间，地层压力短时间内周期性变化［2］，注采气井井筒要求承受高强度冲蚀及复杂交变应力的作用。

1.3 管柱腐蚀条件恶劣

兴古7储气库运行压力19～30 MPa（按垂直深度3 000 m计算），目前气源来气组分中CO2含量约占2.7%，对应分压远高于美国腐蚀工程师协会关于CO2分压腐蚀的标准0.2MPa［3］，因此在储气库投产运行初期，受含水量较高因素的影响，兴古7注采井首先面临的是腐蚀问题。

1.4 安全等级高

兴古7储气库的所在地面位置多属于开发区与城市边缘居民生活区附近，该区域人口稠密，生态和环境都较为敏感，对应作业井控级别均为2级以上。考虑预测的井口注采气压力较高，稍有不慎将造成重大安全事故，因此对储气库完井管柱的安全控制［4］要更加谨慎。

1.5 注采气井服役寿命长

作为调峰和保障安全供气的主要设施，储气库单井的使用年限一般为30年以上［5-6］，然而东北地区昼夜温差大，历史最低温度更是有过-30℃的记录，温度的波动变化会进一步影响注采井的寿命。

表1 储气库期间注采气井口压力预测表

表2 不同油管注气条件下不发生冲蚀的安全注气量

表3 不同油管采气条件下不发生冲蚀的安全采气量

表4 不同油管采气条件下气井卸载量

2 注采气井工艺管柱及配套技术

2.1 井口压力的预测

根据井筒内气体流动能量方程推算井口压力，参考平均温度、压缩系数公式，计算参数与结果见表1。

2.2 油管的选择

注采气井油管的选择包括尺寸、扣型和材质等。首先所选油管在配产范围内不应对管柱及其配套工具发生冲蚀作用［7］；采气时要避免积液压井［8］；油管应满足气密封及防腐蚀［9］要求，螺纹强度满足各种应力条件下抗拉极限载荷要求等。

根据地层压力变化范围，计算了在不同注采气量、不同工况下，Φ73mm、Φ88.9mm和Φ114.3 mm油管的最小极限产量和冲蚀流量。设计井深度2 800m（斜深4 040～5 187 m），采出气比重0.6，地层温度107℃，温度梯度3.01℃/100 m，运行压力区间19.0～30.0 MPa，计算结果见表2～表4。

根据计算结果，同时考虑冲蚀效应，各尺寸油管在其注气配产条件下均不会发生冲蚀，其中仅Φ114.3mm尺寸油管，在采气条件下不会发生冲蚀，且对应采气井井口压力为14.03MPa时，对应的卸载流量为18×104m3时，远小于当前配产量，不会存在井底积液压井现象。因此水平井注采气井采用Φ114.3mm油管。

2.3 油管材质与扣型

优选注气管柱的材质要从井流物的腐蚀性分析、注气管柱防腐蚀工艺、注气完井工艺的要求等多方面综合考虑，结合秦沈管线来气组分确定油管材质，考虑二氧化碳腐蚀工况，计算来气组分二氧化碳分压为0.37MPa，因此管柱的材质推荐采用抗腐蚀能力较强的13Cr钢（图1）［10］。

图1 油管材质选择图

对于高压气井，要实现长期安全生产，油管螺纹需选择气密封螺纹。气密螺纹克服了API接头在抗漏失和抗高张力负荷方面的局限，使用梯形扣代替API的圆扣，用钢性密封代替了API的螺纹密封［11］，从而大大地提高了抗漏失性能，根据现有注气试验情况使用BGT气密封螺纹油管可以满足扣型要求。

2.4 强度影响因素分析

对于油管的强度，考虑丝扣连接强度、抗内压强度和抗外挤强度。重点需要关注的是丝扣连接强度，计算丝扣连接屈服强度时，以油管在井口处最大轴向拉力为计算校核点。该点受力为：油管重力、活塞效应力、温度效应和压力导致的膨径效应，这些力将导致油管伸长或者缩短。

根据受力分析公式对注气管柱在不同状态时的受力进行了计算并核对了安全系数，忽略影响较小的活塞效应力与弯曲效应力［12-15］，计算结果见表5。

表5 管柱在不同状态时强度校核

计算条件：油管下入深度3 000m，注气末期地层温度107℃，计算结果显示，各尺寸油管均满足条件，结合冲蚀流量预测推荐使用Φ114.3mm油管。

2.5 配套井下工具

2.5.1 液控井下安全阀

井下安全阀一般安装于井口以下100～200 m，通过地面液压控制安全阀阀板开关。由地面自动或手动泵向液缸室泵入液压油，当压力超过设定值时弹簧被压缩，液缸下行推动阀板，并保持开启状态，正常生产，失去液压作用时自动关闭，起到安全控制的作用。

2.5.2 循环滑套

钢丝开关滑套在完井及生产过程中可实现负压气举诱喷、替环空保护液、洗井、压井等功能，可以保证多次开关仍能密封。

2.5.3 可取式井下封隔器

王新强，王欢，熊伟，等.空间外差信号提取中多重信号分类算法准则的影响[J].光子学报，2018，47(12)：1228001

为了保护套管免受高温高压的影响，延长管柱寿命，设计了可取式封隔器。该封隔器与管柱下端堵塞器坐落短节配合，进行液压打压坐封。坐封后，通过正转管柱将封隔器上部油管脱出，可实现不压井情况下对封隔器上部管柱进行更换，同时配备专用打捞工具对封隔器本体进行打捞，无需磨铣，不损坏套管与封隔器，大大降低了更换成本。

2.5.4 坐落短节

上坐落短节为堵塞器坐落短节，主要是为液压坐封及后期修井作业时防止压井液对地层的损害。下坐落短节为测试坐落短节，用来悬挂生产测试中的井下温度压力计以达到测温、测压的目的，需配合上部打孔油管使用。

综上，注采管柱上配套流动短节、井下安全阀、循环滑套、永久式封隔器、堵塞器坐落短节和测试坐落短节等井下工具，管柱结构见图2。优化设计后的注采管柱具备以下功能：具有较强的防腐蚀能力及气密封性能；能够实现井下的自动控制，进行套管保护、延长管柱免修期；能够建立油套环空的沟通通道，以利于后期作业；可以实现后期的不压井作业，具有很高的安全性能；能够动态实时监测地层参数的要求。

图2 注采井管柱示意图

3 采气树及安全控制

3.1 采气树

兴古7储气库采气树承受的井口压力确定为15～33MPa，根据现行井口装置标准，推荐选用等级为70MPa的井口装置。根据秦沈管线来气组分计算，井口的腐蚀工况条件为：CO2分压0.34 MPa，井口环境为酸性腐蚀环境，因此井口装置防腐等级采用FF级。根据井口所处的环境，辽宁省冬季温度最低有-30℃记录，因此选用L-U级（-46～121℃）。此外，根据测试要求与安全控制系统要求，增加井口穿越器；为防止气体组分含水，在井口增加固定式加醇装置。

3.2 安全控制系统

1）当地面泄露或采气树损坏时，控制系统接收低压电磁阀感应信号，液压管线泄压，关闭井下安全阀。

2）当流程憋压时，控制系统接收高压电磁阀感应信号，液压管线泄压，依次关闭地面安全阀、井下安全阀。

3）当井口着火时，控制系统易熔塞破坏传递感应信号，液压管线泄压，依次关闭地面安全阀、井下安全阀。

4 结论

1）该设计考虑了注采气作业等复杂工况中的应力变化、管柱冲蚀、管柱腐蚀、独立安全控制等难点，保障了储气库安全、平稳、高效运行。

2）气井管柱配产配注达到油藏设计要求，管柱设计合理、安全可靠，满足了现场的使用要求。

3）安全控制系统最大程度地降低了城区气井的安全隐患，有效预防了安全事故的发生，提高了储气库生产和管理水平，应用前景广泛，具有显著的安全效益及社会效益。

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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

左学敏

2016-06-30

王玲（1983-），女，工程师，主要从事储气库井工程、开发勘探部署与评价研究工作。