辽河油田双6储气库建设实施效果评价

李闯 高广威 康健

辽河油田经济技术研究院 辽宁 盘锦 124010

截至2021年，全国主干天然气管道总里程达到1.16×105km，年输气能力超过3.5×1011m3，实现了“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。随着中俄东线天然气管道（北段）通气，中国四大进口天然气通道（东北、西北、西南和海上）全部贯通。2022年，全国天然气表观消费量3.663×1011m3。根据预测，到2030年，天然气消费量将突破5.0×1011m3，天然气对外依存度也将超过50%。在愈加严峻的形势面前，天然气安全保供已成为天然气生产销售企业必须履行的重大社会责任。

地下储气库是天然气安全保供的主要设施，也是国家能源安全保障的重要组成部分，国内的地下储气库与调峰需求仍存在较大差距[1]。目前，储气库工作气量仅占全国天然气消费量的3%，远低于12%的国际平均水平，由于储气调峰能力不足，已严重制约我国天然气产业可持续发展。

1 双6 储气库简介

双6储气库是秦皇岛—沈阳天然气管道配套工程，利用双6区块枯竭式油气藏含气区建库，在盘锦末站与秦-沈线连接。主要负责东北天然气管网辽宁地区季节调峰和安全平稳供气，向北与秦皇岛—沈阳天然气管道连接，向南与大-沈LNG天然气管道连接，可有效解决东北地区冬夏季天然气用量不均衡问题，同时还承载中石油天然气资源布局、缓解京津冀天然气用气压力、接收中俄东线天然气管道来气存储任务[2]。双6储气库工程包括双6区块气驱采油及秦皇岛-沈阳天然气管道配套储气库工程两部分，注气系统于2014年4月26日正式投产，采气系统于2016年12月13日正式投产。

2 施工设计评价

钻井工程施工设计：2010年9月开展20口新井施工设计，2011年7月完成设计工作。钻井工程分两批先后实施部署，对20口新井进行重新设计。因钻井工程单井实际投资增加，根据投资调整工作量，导致井数减少。2012年4月完成第一批11口新井施工设计，2014年11月完成第二批7口新井施工设计。

注采气工程施工设计：2013年8月完成第一批11口井注采气工程施工设计，2016年5月完成第二批7口井注采气工程施工设计。

老井封堵工程施工设计：2010年8月，开展39口老井封堵施工设计，2010年10月完成全部设计工作。

地面工程施工图设计：2011年9月开展地面工程施工图设计，2012年5月完成施工图初版图纸设计。2015年初对施工图设计进行两次升版，2016年9月完成双6储气库主体工程施工图设计。

工程施工图设计与初步设计符合性评价：工程施工图重大调整3次，分别为钻井工程20口注采井分两批实施，地面工程双一联合站改造施工图调整，双向输气联络线及配套设施施工图调整。钻井工程调整的主要原因为结合建库实际需要、气水界面变化等对井位部署进行优化。地面工程两次调整的主要原因为实际运行参数与前期调研数据有所变化，考虑到储气库投产运行后统一管理，对管理模式、管理界面进行重新划分。与初步设计相比，两次重大调整在设备数量、建筑结构、通信仪表等专业方面进行了持续优化。

3 招投标及采购工作评价

3.1 市场运作评价

工程市场运作采取发包、计划配置、议标、招标、招标改谈判5种方式。市场运作按照辽河油田有关施工市场管理规定和市场资源配置的要求，建设单位对限下项目进行发包，对限上项目按照规定程序，规范有序的组织项目招投标。在项目建设前期，按照辽河油田内部市场管理办法文件要求，根据项目单项工程合同额和工程专业要求，建设单位采取发包、计划配置、招标等方式选择承包商。对于危险性高、风险大、技术难度大的油气田开发类建设项目，由辽河油田内部企业以计划配置的方式承担。

3.2 物资采购评价

业主单位采购的设备、材料主要为大宗材料和关键设备，该部分设备、材料由储气库公司委托采购管理部进行招标采购。工程总承包商（EPC）总承包商提供相关技术文件、招标技术支持，储气库公司通过企业资源计划管理系统（ERP）系统上报物资采购计划，形成委托采购订单，辽河油田物资公司与相关供应商签订物资采购合同。

EPC总承包商采购的设备、材料主要涉及到“技术新、要求高、压力大”的设备、材料，该部分设备与施工图设计关联度大，由总承包单位与业主、油田公司有关处室共同进行招标采购。通用二级物资由EPC总承包商自行组织招标，与中标供货商签订采购合同。

施工单位自采设备、材料主要包括与施工关联度大的并不影响税金的土建材料、装饰材料和地材，由施工单位与供货商自行签订采购合同。

3.3 合同管理评价

各采购单位具备相关行业专业服务资质，外部企业均具有辽河油田公司市场准入，满足工程建设要求，建设单位就各单项工程分别与采购单位签订施工、监理、技术服务、采购等合同，约定双方权利义务、设备到货周期和主要工程量等内容。受物资采购、管理界面划分、设计调整、工期延误等因素的影响，合同变更次数较多。

工程进口设备到货质量基本满足合同要求，与当时同等国产产品相比，基本能够满足储气库压力等级高，设备口径大，精度等级高的要求，产品技术条件满足国际标准，但进口设备供货周期长，存在到货延迟现象。

4 工程建设及管理评价

4.1 工程管理评价

工程运作模式采用业主+监理+EPC管理方式。辽河油田公司全面指导工程建设；建设单位成立项目经理部，具体管理、协调、监督项目的运作；总承包单位成立项目管理部，全面负责项目的具体实施；监理单位代表业主实施项目旁站监理工作；质量监督单位对工程主体质量实施监督工作；施工单位、施工分包单位均成立项目管理部，具体负责项目的施工管理。

4.2 技术指标评价

（1）钻井工程评价

双6区块气驱采油开发工程计划部署20口生产井，5口观察井。截至后评价时点，新钻井18口其中15口生产井，3口观察井，采用6个平台布井。钻井总进尺4.99×104m，均采用三开井身结构，水平井采用筛管和封隔器完井，定向井采用尾管悬挂或套管回接完井。

（2）注采气工程评价

注采井直井采用射孔完井工艺，水平井采用高强度筛管进行防砂完井。施工阶段定向井、水平井注采管柱采用13cr钢级、VAM TOP气密封螺纹Ф114.3mm油管。与初步设计相比，施工阶段定向井油管尺寸由Ф88.9mm优化为Ф114.3mm，油管材质由L-80优化为L-80-13cr，井下工具水平井用封隔器由可取式改为永久式，取消磨铣延伸筒，井口防腐等级由EE级升级为FF级。

由于钻井工程分两批实施，第一批11口新井于2012年8月完钻，第二批7口新井于2015年4月完钻，造成注采气工程施工进度随之调整，第一批11口新井于2013年10月底完井，第二批7口新井于2016年5月底完井。

（3）老井封堵评价

双6井区有各类老井41口，初步设计封堵老井39口，按施工目的分为修复再利用井和永久性封井两大类。封堵老井作业于2011年3月开始，2014年初完成全部39口老井封堵。双6储气库部分井存在环空带压现象[3]，虽然施工时井身质量、固井质量符合设计要求，但井身结构、固井水泥环质量的持久性能否满足储气库“强注强采”的生产特点还有待进一步的观察[4]。

（4）地面工程评价

地面工程主要包括：注采井场、集输管道、双一联改造、集注站、双向输气管道系统以及相应的供电线路、通信线路、道路等公用配套辅助工程。与初步设计相比，地面工程施工图发生重大调整两次，分别是双一联合站改造施工图调整，双向输气联络线及配套设施施工图调整。此外，在施工阶段，结合现场实际情况，对部分管线路由等进行了优化，其他未发生重大变化。

地面工程实际于2011年10月10日开工建设，注气系统于2014年4月20日机械竣工，2014年4月26日正式投产，采气系统于2016年9月30日机械竣工，2016年12月13日正式投产，地面工程建设工期较长。

4.3 工程质量评价

工程建设施工期间，焊接一次合格率为96.8%，分项工程一次合格率100%，单位工程合格率100%，实现质量控制目标。施工过程中，没有质量事故发生，无三级以上安全责任事故；投产前由油田公司组织相关单位进行工程验收，工程试运、投产一次成功，投产后运行正常。

5 建设实施评价结论

（1）工程施工图设计符合国家、行业、地方标准、规范要求，与初设相比，除重大调整外基本按照初步设计批复内容进行设计，各专业施工图设计深度满足储气库建设要求。

（2）工程施工、技术服务、物资采购等承包方选择程序和方式基本符合油田公司市场管理、物资采购规定要求，各采购单位资质能力满足储气库建设需要，但存在招标过程不够规范，部分进口物资到货延期等问题。

（3）工程合同总体履行情况较好，但部分项目合同变更较多。

（4）工程管理模式适应工程总体建设要求，充分运用工程总承包在设计、采购、施工等方面的技术优势，较好地发挥了“业主+监理+EPC”管理模式的优势。

（5）工程整体质量基本达到设计要求，受钻井工程分批实施、地层漏失影响，建井周期较长；地面工程发生施工图重大调整，其他单位工程工艺流程、施工工艺、设备选型等基本满足设计要求；注采气工程、封井作业各技术指标基本符合设计要求。

（6）工程施工过程中，工程施工质量符合施工质量验收统一标准和相关专业验收规范的规定，符合工程勘察、设计文件的要求，全部单位工程验收合格，评定结果合格。施工期间无安全事故发生，达到技术、质量、经济、安全等预期目标，各种运行参数达到设计标准，符合设计要求，满足实际生产需要。

6 结束语

1）进口设备使用后，个别备件损坏，在采购进口备件时，采购周期长，且单体价格高，具有唯一性，给后续正常生产运行带来不便。建议在技术条件完全满足的前提条件下，寻求国产化替代产品，缩短采购周期，保障生产。

2）自第二轮注气开始，部分井出现环空带压情况，通过对气体组分、来源分析，查找环空带压及漏气原因，以及开展化学封堵和水泥封堵作业，取得了一定的效果。建议总结前期经验，优化施工设计，寻找适合气井环空封堵材料，为下步施工做好技术储备。

3）储气库业务具有技术新、压力高、风险大等特点。目前国内涉及此领域的有关标准覆盖面不足，储气库相关配套的标准规范体系亟待建立和完善，建议建设单位提前做好各种技术和管理储备。