山东菏泽盐穴储气库注采气规模设计方法

巴金红 任凭 金作良 王建夫 齐磊

1江苏国能石油天然气有限公司

2中国石油储气库分公司

3中国石油盐穴储气库技术研究中心

盐穴储气库是地下储气库的主要类型之一，具有密封性好、注采速率快、注采频率高以及垫底气可回收等优点[1-3]。盐穴储气库的注采气规模设计多是根据经验确定，缺乏科学合理的评价指标。随着项目建设运行，部分项目在注采气规模方面存在设计不足的情况，盐穴注采气能力无法充分发挥，不能完全满足天然气市场调峰需求。以金坛储气库为例，近几年已经连续多次发生下游需求大于极限采气能力的情况[4-5]。目前金坛储气库正在扩建，计划在原注气、采气能力500×104m3/d、1 500×104m3/d（包含应急采气900×104m3/d）的基础上增加注气能力500×104m3/d、采气能力1 200×104m3/d。相国寺储气库也存在原设计注采能力明显不满足市场需求而不得不进行扩容扩产的情况，2021 年计划在原采气能力2 450×104m3/d 的基础上扩产至2 850×104m3/d，后续扩能计划还在设计中。呼图壁、双6、苏桥等国内多个储气库都存在类似情况（表1）。

表1 国内部分储气库库容工作气与采气规模Tab.1 Storage capacity，working gas volume，and gas production scale of some domestic gas storages

为避免后续储气库建设发生此类问题，科学合理设计盐穴储气库注采气规模十分必要。盐穴储气库注采气规模设计总体考虑三个原则：满足本省及周边地区天然气调峰要求；满足储气库腔体及井筒的安全极限采气能力；满足储气库市场运行条件下经济效益最大化。基于此，提出了一种盐穴储气库注采气规模设计方法。建立了单腔注采气能力计算模型，以山东菏泽盐穴储气库为例进行计算。结合山东省天然气市场调峰需求，兼顾经济效益确定了该库的注采气规模。该方法将盐穴储气库注采气规模设计科学化、规范化，能够更好发挥盐穴储气库灵活调峰能力，凸显盐穴储气库应急调峰作用，实现盐穴储气库经济效益最大化。

1 单腔注采气能力计算模型

盐穴储气库是在盐岩溶腔中储存天然气，与常规多孔介质气藏不同，开采过程不受流入动态的约束，只受流出动态影响[6-7]。因此，溶腔的日采气能力受到以下3个因素限制：注采管柱尺寸及井口冲蚀流量、腔体体积和压降速度限制流量、天然气水合物限制流量。

1.1 注采管柱尺寸及井口冲蚀流量

气体冲蚀是指高速流动的气体携带液滴、固体颗粒或CO2、H2S 作用在套管时，对套管产生的切断、剥落或刺穿等冲蚀破坏。一旦天然气从井口泄漏，将发生大火，需要重点考虑。由于最大流速出现在井口，注采气时冲蚀破坏一般也发生在该位置，所以选择井口压力来计算冲蚀流量。注采气能力通过垂直管流方程和冲蚀流量计算公式计算，溶腔的采气能力由垂直管流和冲蚀流量计算公式[8]共同确定。

1.1.1 垂直管流公式

式中：pwf为井底流动压力，MPa；pwh为井口流动压力（气体相对密度）=0.588；H为油管长度，m；-T为井筒气柱平均温度，322 K，地面温度293 K，地下盐腔温度351 K；-Z为平均压缩因子；f为油管摩阻系数，根据采气速度、管径、绝对粗糙度计算；qg为天然气日产量，104m3/d；D为油管内径，cm；e 为自然常数，2.71。

1.1.2 冲蚀流量计算公式

式中：qe为受冲蚀流速约束的油管通过能力，104m3/d；A为油管截面积，m2；p为井口压力，MPa。

1.1.3 压缩因子Z计算

天然气压缩因子是给定温度和压力条件下，一定量真实气体所占的体积与相同温度、压力下等量理想气体所占体积的比值，天然气压缩因子与气体组分、压力和温度有关。确定压缩因子的方法有图版法和计算方法，计算方法分拟合法和采用状态方程法，下面为经验公式计算压缩因子，计算压力低于35 MPa[9]：

式中：ppr为天然气的视对比压力；Tpr为天然气的视对比温度；ρpr为无因次对比密度，计算采用迭代法。已知p、T，计算Z的计算流程如下：①根据所给条件，计算Tpc、ppc；②根据给定的p、T，计算Tpr、ppr；③赋初值，取Z0=1，计算ρpr；④将ρpr带入求Z，将Z带入求ρpr，反复5次即可。

1.1.4 天然气黏度μg计算

LEE、GONZALEZ 和EAKIN 等人根据4 个石油公司提供的8个天然气样品，在温度37.8 ℃～171.2 ℃和压力0.101 3～55.158 MPa 的条件下，进行黏度和密度实验测定，得到下列相关经验方程，对纯烃类气体的最大偏差±3%，最大偏差约±10%[10]：

式中：μg为天然气在P和T条件下的黏度，mPa·s；T为天然气所处的温度，K；M为天然气相对分子质量，g/mol；ρg为天然气的密度，g/cm3（压力对天然气黏度的影响，已经隐含在天然气密度计算公式中）。

1.1.5 油管摩阻系数f计算

天然气采气量较大，可以认为是紊流，摩阻系数f采用Jain公式计算。

首先计算雷诺数Re，即

式中：qsc为标准工况下天然气采气速度，104m3/d；d为采气管柱内径，m。

用Jain公式计算f：

式中：Δ 为绝对粗糙度，0.000 015 2 m。

1.2 腔体体积和压降速度限制流量

盐穴储气库储存的天然气库容量、工作气量可由气体状态方程来计算，通过不同压力条件下的库容量可以计算出采出或注入的天然气量。

气体状态方程：

通过计算不同压力下的库容做差，得到可采出的天然气量ΔVsc：

式中：Vsc为标况下天然气体积，m3；Tsc为标况下温度，293 K；psc为标况下压力，0.101 MPa；Zsc为标况下压缩因子，1；p为溶腔压力，MPa；V为溶腔体积，m3；T为溶腔温度，K；n为气体摩尔数，kmol；Z为溶腔压力温度条件下的压缩因子；R为通用气体常数，0.008 31。

可见，对于给定体积的溶腔，可根据不同的压降计算可采出或注入的天然气量。

1.3 天然气水合物限制流量

在一定温度、压力下，天然气能够与水结合，形成结晶状水合物，也称水合物。天然气水合物是水和低分子量烃（C1～C4烃类可以形成水合物，C5及以上烃类不能形成水合物[11]）或非烃组分（CO2、H2S）所形成的的结晶状笼型化合物（图1）。形成原理为水分子借助氢键形成主体结晶网格，晶格中孔穴内充满轻烃或非烃分子。

图1 天然气水合物及分子结构Fig.1 Natural gas hydrate and its molecular structure

水合物生成条件需要满足有自由水存在、低温、高压条件。盐穴储气库由于注气排卤不彻底，盐腔底部一般存在几千至几万方剩余卤水；最高运行压力一般为套管鞋深度最小主应力的80%（可达7～32 MPa），而地面井口温度与当地气温有关，寒冷的北方地区可达零下20～30 ℃。这些运行条件为水合物的生成创造条件，水合物一旦生成就会降低采气量，甚至堵塞井筒或井口。

天然气水合物生成压力和温度预测方法有查图法、经验公式法、相平衡计算法和统计热力学法四大类。图解法是矿场实际应用非常方便和有效的一种方法，使用时可根据天然气相对密度计算某一压力下水合物生成温度。如果已知密度不在曲线上时，可用内插法确定水合物生成条件[9]。

已知天然气相对密度和操作温度，用线性内插法求生成水合物的压力ph，内插公式为

已知天然气相对密度和操作压力，用线性内插法求生成水合物的温度T，内插公式为

式中：γg为天然气相对密度，γg1＜γg＜γg2；p1、p2为相对密度γg1、γg2的天然气，在操作温度下生成水合物的压力，MPa；T1、T2为相对密度γg1、γg2的天然气，在操作压力下生成水合物的温度，K。

为了便于计算也可将密度在0.5～1.0 g/L之间的天然气水合物ph-T图版回归成公式

式中：p*为参考压力，分别由以下回归公式计算（表2）。

表2 参考压力p*的拟合公式Tab.2 Fitting formula of reference pressure p*

注采气时的井口和井底温度压力可采用相关热力学模拟软件来计算。将计算得到的井口或井底压力温度与水合物生成条件对比可知是否会生成水合物。如果预测有水合物生成，预防方法主要有井口加热、注入抑制剂（如甲醇、乙二醇、二甘醇等）或调整注采气制度等[12-13]。

1.4 注采气能力分析软件

为了便于计算，采用C#语言编制了储气库注采气能力计算软件（图2），可对安全极限注采气能力进行分析。软件主要功能有油管注采气能力计算、腔体压降采气能力计算、天然气压缩因子计算、水合物生成压力温度曲线计算，且具有数据导出功能。

图2 注采气能力计算软件Fig.2 Gas injection and production capacity calculation software

2 盐穴储气库注采气规模设计

山东菏泽盐穴储气库位于山东省菏泽市单县黄冈镇南部，地处苏鲁豫皖四省交汇处的山东一侧[14]。根据钻遇盐层情况，建库深度选择1 452～1 613 m，其盐层累计厚度达132 m，含矿率达82%，不溶物平均含量26%，根据稳定性评价设计运行压力在10～25 MPa，根据管道气源组分（表3）计算出天然气相对密度为0.588。

表3 菏泽储气库天然气组分Tab.3 Natural gas components of Heze Gas Storage 摩尔分数/%

2.1 安全极限注采气能力分析

2.1.1 井筒尺寸及冲蚀限制流量

TPC曲线表示在不同井底压力、井口压力条件下的油管最大产能，菏泽储气库采用7"直径管柱作为注采气管柱，需要计算出动态曲线TPC和冲蚀流量曲线来确定注采气能力。

图3 为采气TCP 曲线，由图3 可知，当井底压力为25 MPa（运行压力上限）时，受到冲蚀流量限制，最大单井流量限制在400×104m3/d。当井底压力为10 MPa（运行压力下限）时，单井冲蚀流量限制为229×104m3/d。可以看出冲蚀流量是限制管柱采气能力最主要的因素，但7"注采气管柱最小冲蚀采气量也高达229×104m3/d，一般可以满足采气速度的需求。经过计算，冲蚀流量限制的单井采气量平均值为314.5×104m3/d。山东菏泽储气库一期工程20 口井，得到最小、平均、最大采气流量分别为4 580×104m3/d、6 290×104m3/d、8 000×104m3/d。

图4 为注气TCP 曲线，由图4 可知，随着井口压力降低，注气量减少，井口压力最低可比井底压力小1 MPa。当井底压力为10 MPa、井口压力为24 MPa时，最大注气流量为1 581×104m3/d，受到冲蚀流量限制，最大单井注气流量402×104m3/d。当井口压力为9 MPa，冲蚀流量最小为244×104m3/d，平均为323×104m3/d。据此得到山东菏泽储气库最小、平均、最大注气流量分别为4 880×104m3/d、6 460×104m3/d、8 040×104m3/d。

2.1.2 单日采气压降限制流量

根据金坛储气库现场经验，盐腔体积为20×104m3、压力为13.7 MPa 条件下单日压降0.55 MPa，日采气量约110×104m3。同样条件下该软件模拟结果约为115×104m3，相差5×104m3，相对误差4.5%，表明该软件计算精度较高，可用于采气量计算。菏泽储气库单腔有效体积为24×104m3，腔体形态如图5 所示。运行压力为10～25 MPa，单腔库 容5 833×104m3，工作气3 472×104m3。设计日采气压降为0.5 MPa/d（金坛储气库最大单日压降控制在0.5 MPa/d以内），计算得到采气量范围在94×104～120×104m3/d，对应井底压力为25～10.5 MPa，平均为110×104m3/d（图6）。假设菏泽储气库一期工程平均单腔有效体积24×104m3，共20 口井，据此估算采气规模最小、平均、最大值分别为1 880×104m3/d、2 200×104m3/d、2 400×104m3/d。

图5 盐腔形态数值模拟结果Fig.5 Numerical simulation results of salt cavity morphology

图6 单腔0.5 MPa/d的压降速度下采气量Fig.6 Gas production volume under pressure drop rate of 0.5 MPa/d in single cavity

为了进一步分析采气压降对采气量的影响，计算了24×104m3盐腔0.5、0.6、0.7、0.8、0.9、1 MPa/d 单日压降的采气量，对应采气流量分别为127×104m3/d、152×104m3/d、177×104m3/d、203×104m3/d、228×104m3/d、253×104m3/d。结果显示每增加0.1 MPa/d 的压降可增加约15%的采气能力，当压降速度由0.5 MPa/d 增加到1 MPa/d，日采气能力翻了一倍，可以看出提高单日压降是提高采气速度的一种有效方法。

2.1.3 天然气水合物生成限制流量

为了判断是否有水合物生成，采用金坛A井进行腔体和井筒的温度准确度验证。A井基本信息为腔体体积19.8×104m3，运行压力7～17 MPa，初始盐腔温度59 ℃，初始盐腔压力11.89 MPa（盐腔中部压力），连续采气13天。采气末期监测仪器显示腔体中部温度51.7 ℃，而模拟温度51.1 ℃，相差0.6 ℃（图7），证明计算结果比较准确。

图7 金坛现场监测腔体温度拟合曲线Fig.7 Fitting curve of cavity temperature for on-site monitoring in Jintan

菏泽储气库设计盐腔体积24×104m3，运行压力10～25 MPa，腔顶埋深1 440 m，盐腔初始温度58 ℃，以0.5 MPa/d 压降速度（采气流量约110×104m3/d）可连续采气30 天。此时，计算腔体温度26 ℃，井口温度16.5 ℃，井口压力9 MPa。根据菏泽储气库气源组分得到的天然气相对密度为0.588，利用图版法（公式（16）～（18））得到天然气水合物生成曲线（图8）。可以看出16.5 ℃下水合物生成压力10 MPa，井口状态点落在水合物生成曲线右侧，据此判断井筒无水合物生成，但是比较接近水合物生成线。冬季菏泽地面温度可低至-1 ℃，在地面采气管线中可能会出现水合物，因此，建议采取地面管线隔热措施或考虑井内加入乙二醇等水合物抑制剂的方式。

图8 天然气水合物生成压力温度曲线Fig.8 Pressure-temperature curve of natural gas hydrate formation

2.2 山东省天然气市场调峰需求及注采气规模确定

2.2.1 调峰需求

2020 年山东省天然气消费量为213×108m3，较2019 年增长13%，预计到2030 年全省天然气需求量达到560×108m3[15]。2020山东省天然气供应不均衡情况如图9所示，从10月至次年1月天然气消费量高于平均值，12 月份不均匀系数最高达到1.48。2020 年山东省年天然气消费量达到了213×108m3，月均消费量为17.75×108m3，据此得到12 月份调峰采气需求为8.52×108m3，日调峰采气需求为2 840×104m3/d。考虑到山东省现有LNG等其他储气调峰设施的储气调峰能力1.94×108m3[13]，日采气能力为646×104m3，则山东省剩余日调峰需求约为2 200×104m3/d。

图9 2020年山东省天然气月消费不均匀系数Fig.9 Uneven coefficient of natural gas monthly consumption in Shandong Province in 2020

当不均匀系数均小于1 时，需要储气库注气。2 月份天然气消费不均匀系数最小为0.72，则月注气量为4.97×108m3，日注气量为1 656×104m3/d。考虑到现有LNG 储配站储气能力1.94×108m3，日注气能力为646×104m3，则山东省剩余日注气需求约1 000×104m3/d。

2.2.2 注采气规模

菏泽储气库建设一期设计20 口井，单井有效体积24×104m3，运行压力10～25 MPa，根据以上分析得到菏泽储气库各影响因素限制下的注采气规模（表4）。可以看出井筒及冲蚀流量不是限制单井注采气能力的因素，而腔体体积、压降和天然气水合物则是限制注采气能力的关键因素。在技术限制条件下单井平均注、采气能力可达2 200×104m3/d，而山东省天然气市场高月注采气调峰需求分别为1 000×104m3/d、2 200×104m3/d，从技术限制条件来看，菏泽盐穴储气库可满足山东省内目前的天然气调峰需求。

表4 各限制因素下的注采气能力Tab.4 Gas injection and production capacity under various limiting factors 104 m3/d

菏泽储气库注采气规模按照天然气消费高月、高日进行应急供气市场定位原则，则设计菏泽储气库采气规模2 200×104m3/d，注气规模1 000×104m3/d。菏泽储气库设计工作气6.94×108m3，1个注采周期中采气需要31 天，注气70 天，共101天；2个注采周期则需要202天，3个注采周期需要303天。考虑到其他设备维护等时间，即一年最多进行3个注采周期，可有效保障地区天然气供应。

3 结论

（1）山东菏泽储气库腔体体积24×104m3，单日极限压降速度0.5 MPa/d，受技术条件限制，菏泽储气库最小、最大注采气能力分别为1 880×104m3/d、2 400×104m3/d，平均注、采气能力2 200×104m3/d。同时，数值模拟稳定性评价表明单日压降速度可以适当提高至1.0 MPa，可以进一步增强盐穴储气库的注采气能力。

（2）综合考虑山东省天然气市场供需形势和技术条件限制，设计菏泽储气库注采气规模分别为1 000×104m3/d、2 200×104m3/d。