储气库注采管柱腐蚀规律及保护措施

储气库注采管柱井下腐蚀环境复杂,致使管柱腐蚀穿孔或者断裂落井,直接威胁到储气库安全运营。以某储气库为研究对象,分析注采气过程中管柱腐蚀机理和影响因素,制定相应的防治措施,以延长气井管柱的使用年限,保障储气库安全、平稳运行。分析表明:管柱腐蚀主要为电化学腐蚀和冲蚀,电化学腐蚀是由CO2和H2O引起,腐蚀部位在1 900 m以上,腐蚀形态为均匀腐蚀和小孔腐蚀;冲蚀发生在采气期和注气期,安全阀和滑套最先发生冲蚀。防腐措施适合采取控制注采气量和油管内投缓蚀棒的方法,腐蚀监测技术适合采取挂片失重法。     

石油热采注汽管线腐蚀破裂原因

通过宏观形貌、化学成分、金相组织、力学性能、X射线衍射、扫描电镜观察等分析手段判断出热采注汽管线的最终破裂原因是氢腐蚀造成.但是在氢腐蚀发生前,由于某种原因,注汽管首先发生了不均匀的局部腐蚀,氢腐蚀伴生于局部腐蚀.     

大港地下储气库大气量紧急调峰注采工艺

随着京津地区冬季用气形势的日益紧张,天然气供需矛盾越为突出,这就要求地下储气库需具备紧急情况下大气量调峰的能力。针对仍采用7in生产套管如何提高地下储气库紧急调峰能力的问题进行了研究。通过对3套工艺管柱的对比论证,并经现场实践,最终形成了7in生产套管配套4．5in注采气油管的工艺形式,使日安全供气能力达到了（100～120）×10^4m^3,极大地提高了地下储气库的调峰能力,并且节约了成本,降低了投资。     

大港地下储气库注采气井修井难点分析及对策

大港油田建成的六座用于城市调峰的大型地下储气库,为陕京输气管线的平稳运行和京津地区居民用气提供了坚实的保障。随着储气库的运行,部分注采井需要进行修井作业。对储气库注采气井修井中的难点进行了分析,提出了解决问题的方法,这些方法应用于现场,取得了很好的效果。     

相国寺储气库注采气井的安全风险及对策建议

四川盆地相国寺地下储气库是我国西南地区第一个储气库,其安全平稳运行关系到整个西南地区的用气需求和经济发展。国内外地下储气库事故的统计分析结果表明,注采气井的安全风险相对较大。目前相国寺储气库地层运行压力为11.7~28.0 MPa,CO₂分压为0.53 MPa,加之生产前期天然气中还含有钻井液、盐酸、凝析水以及少量H₂S等物质,腐蚀环境也较为复杂。为此,根据相国寺注采气井油、套管的材质、固井水泥体系、井下安全阀和封隔器的类型,结合相关文献和实验资料,开展了注采气井的安全风险分析。结果表明：注采气井的油管和套管主要因腐蚀、冲蚀和应力变化的影响导致失效;水泥胶结质量和测井方法的影响将导致固井质量存在缺陷;井下安全阀主要因液压系统和控制线路故障、冲蚀和人为操作不当等原因导致失灵;封隔器主要因应力变化、腐蚀及密封元件变形等原因导致封隔失效。根据存在的这些安全风险,提出了相应的对策措施建议,可为相国寺及类似地下储气库的安全生产和管理提供参考。     

地下储气库注采动态预测模型

我国地下储气库建设才刚刚起步,目前尚缺乏一套相对成熟的地下储气库注采周期内动态模拟预测以及调峰气量计划配置的实用方法。从气体状态方程入手,推导出了一种预测地下储气库压力和注采气量关系的实用二元回归模型。经国内某地下储气库实例计算表明,该回归模型实用性较强,在地下储气库一个注采周期内的预测精度完全可以满足矿场要求,有利于运行管理部门优化配置地下储气库运行中的天然气供应、销售及储存。     

注水井腐蚀原因分析及防护对策

胜利油田注水井腐蚀严重,结合注水水质,分析了腐蚀严重原因：注水井的腐蚀主要是回注污水中Cl含量高、细菌滋生严重、含较高的HCO3-及硫化物造成,且随着注水井温度的升高,腐蚀因素在不断变化。主要分析了东辛采油厂污水中高矿化度、高游离CO2对注水井造成的腐蚀;在现河采油厂注水井油套环空腐蚀主要是由于细菌滋生、繁殖造成的腐蚀。结合注水井实际现状,实施相对应的防护措施：在注水井管柱上应用渗氮油管,延长了管线使用寿命;在回注污水过程中有选择性地投加缓蚀剂、杀菌剂;在油套环空中实施环空保护技术,实施后取得较好的效果,对延长注水井有效寿命具有重要意义。     

陕224储气库注采井注采能力影响因素分析

利用衰竭气藏建设地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点。2012年,长庆气区优选在靖边气田陕224井区建设下古酸性气藏储气库试验区。目前已完成3口注采水平井、1座集注站以及地面工艺配套设施,初步具备投产要求。由于该井区地质条件复杂,大井眼注采水平井实施难度大,储层改造方式限制,加之区块开发程度高、目前地层压力低,导致注采水平井产能较低,不利于开展储气库注采能力评价。本文通过对注采井地质、钻井、试气等三个方面分析现阶段注采井注采能力影响因素,提出改善注采井注采能力的有效方法及措施,提高注采井注采能力,为陕224储气库注采试验做准备。     

储气库注采管柱静、动力学安全性评价及软件开发

在储气库高速交变注采的特殊工况下,注采管柱的力学强度安全性将变得非常复杂。为了准确方便地评价注采管柱的力学强度的安全性问题,开展了储气库注采管柱静、动力学安全性评价研究,并开发了相应的评价软件。首先,根据注采管柱的实际结构和受力特点,建立了封隔器对管柱作用力的计算模型和注采管柱振动的有限元模型,通过模态分析,研究了带封隔器管柱的固有频率和振型;在模态分析的基础上,对储气库注采管柱进行了瞬态动力学研究,分析了距封隔器不同距离管柱的振动位移、速度和加速度的变化规律;根据不同时刻管柱的轴向力和应力分析,计算得到了注采管柱的动力学安全系数;最后,开发了储气库注采管柱静、动力学强度安全性评价软件,该软件包括数据库模块、管柱静力学分析模块、管柱动力学分析模块和管柱安全性评价模块,为储气井注采参数的优化或优选以及注采管柱安全的运行提供参考。     

天然气地下储气库注采完井工艺

简述了地下储气库的类型。对枯竭型地下储气库、完井管柱结构、注采完井管柱结构及施工工艺进行了介绍；对盐穴型地下储气库有溶腔和无溶腔注采完井作业施工工艺进行了系统分析，为国内地下储气库的建设提供了指导和借鉴。     

大港油田驴驹河储气库注采渗流机理研究

为深入研究大港油田板桥地区储气库在多周期注采过程中气水两相流体的渗流规律,以该地区驴驹河储气库储层岩心为对象,开展储层流体相渗特征及储层注采模拟岩心渗流特征实验研究。结果表明：经过多次气水交互驱替实验后,出现气水相渗滞后现象,孔隙系统中部分区域孔喉微小,导致相渗滞后现象更为明显;建库储层在周期性注采过程中,气驱水纯气带受膨胀携液作用影响,储气空间增加;气水过渡带受气水互锁作用影响,气相渗流及动用率降低。该研究可为驴驹河储气库开发动态分析、预测、调整、提高采收率、设计库容参数以及安全运行提供科学依据,也为后期储气库数值模拟研究分析奠定基础,达到准确评价与预测储气库产能的目的。     

砂岩储气库注采井完井工艺技术

砂岩储气库注采井必须满足安全和强注强采的要求,注采井射孔工艺推荐高孔密、深穿透以及油管传输一次负压射孔。注采井管柱采用永久封隔器或可取封隔器防止井流物对上部套管和井下安全系统的腐蚀,并采用气密封丝扣。注采井管材选择应考虑储存气体含腐蚀介质的情况,管柱尺寸应考虑最大采气量下的气体冲蚀和满足携带液体的能力,井口应耐高压和腐蚀,并装配井下安全阀。以我国已建成的第一座储气库——大张坨储气库为例,总结了砂岩储气库的完井工艺,可为后续储气库的完井设计提供借鉴。     

辽河油田双6储气库注采能力评价

为保证辽河油田双6储气库应急调峰期间强注强采和安全运行要求,以SL1井为例,综合考虑库区地层压力安全区间10~24 MPa、注采管柱抗冲蚀及地层携液能力三方面因素,开展双6储气库注采能力评价研究。在2017—2020年“四注四采”周期内,连续开展产能试井,监测流压与注采气量,建立二项式产能方程,计算不同地层压力下的极限注采气量;计算得到?114.3 mm气密封注采管柱的临界冲蚀流量及临界携液流量,确定单井安全注采制度;总结SL1井地层压力随累计注(采)气量变化规律,预测该井安全累计注气量为0.942×108~2.713×108 m3;在库区连通并达到统一压力系统后,预测当双6库区安全库容为7.623×108~34.510×108m3时,才能保证地层压力及注采气容量满足气库安全运行。     

相国寺储气库钻井技术助力注采井

备受关注的相国寺储气库注采井目前已完钻6口,正钻井4口。所钻各井均运用了前不久通过专家评审验收的重点科研项目“相国寺储气库钻井工艺技术应用研究”的成果,不仅解决了钻井过程中的防漏治漏、快速钻井、固井等技术问题,确保了注采井安全、优质、快速钻进,而且对其他储气库的建设也有重要参考价值和借鉴意义。     

相国寺储气库注采井固井技术

相储7井是相国寺储气库区块上第一口先导注采试验井。固井有以下难点:①地层破裂压力低,易发生漏失;②产层压力系数低,易伤害;③储气库注采井要经受周期性高低压变化,注采管柱承受交变应力对层间封隔要求高;④井斜度大,套管不易居中,影响顶替效率。采取了以下措施:①采用正注反打工艺,防漏堵漏水泥浆、双凝双密度水泥浆、变排量施工等措施减少漏失、降低储层伤害;②优化水泥浆和水泥石性能,技术套管采用防漏增韧水泥浆体系,油层尾管采用双密度弹性水泥浆,确保固井质量长期稳定;③模拟套管在井下实况,优化扶正器安放、使用螺旋大倒角刚性扶正器,改变流场,提高顶替效率;④采用裸眼封隔器措施,延长注采井的使用寿命。通过采取以上措施,全井取得优异电测固井质量。     

地下储气库注采压缩机可靠性维修管理模式

传统的事后维修模式不能合理分配有限的维修资源,难以满足地下储气库大型注采压缩机可靠性和安全性要求。基于动设备以可靠性为中心的维修管理理念,建立了地下储气库注采压缩机风险评价方法,开展了以可靠性为中心的维修决策分析,辨识出高中风险故障模式、故障原因与关键部件,制定了针对故障原因的维修策略与任务。建立了由程序文件和作业文件组成的注采压缩机完整性管理文件,开发了地下储气库注采压缩机专业管理系统,形成了一套地下储气库注采压缩机以可靠性为中心的维修管理模式。应用实践表明,该设备管理模式可更合理配置维修资源,保障了地下储气库注采压缩机的可靠与安全运行。     

地下储气库注采管柱密封试验研究

为了研究注采管柱在交变载荷下的密封性能,评价注采管柱气密封螺纹对储气库井工况的适用性,通过研究储气库井工况下注采管柱所受载荷的变化情况,在实验室内进行注采管柱气密封循环试验。以177.80 mm×9.19 mm的气密封螺纹套管为例,按标准密封循环试验和多周次气密封循环试验分别进行。试验结果表明,依据API RP 5C5标准进行的套管气密封试验不满足储气库井多次注采作业和压力的变化需求;在拉伸-压缩载荷交变循环过程中,注采管柱在注采压力下的耐压缩能力较低,且经过多周次交变循环后其额定密封承载能力下降。     

火山岩气藏改建地下储气库注采能力

火山岩气藏改建地下储气库,目前中国还没有先例。气井注采能力是改建储气库的一个关键参数,以徐深气田D区块为例,建立了适合火山岩气藏改建储气库注采能力的一套计算方法。在建立单井校正点二项式产能方程基础上,得到直井和水平井的平均产能方程;通过流入、流出节点法计算理想条件下不同油管尺寸、地层压力及井口压力下的最大注入和采出能力;通过控制冲蚀流量、临界水锥产量、临界携液产量等对气井最大采出能力进行约束,以确保储气库采气阶段边底水不会发生快速水侵,从而得到气井合理注入采出能力。综合多方法计算结果表明:D区块直井的采出能力上限为12×10~4m~3/d,注入能力上限为20×10~4m~3/d;水平井的采出能力上限为50×10~4m~3/d,注入能力上限为70×10~4m~3/d。     

新疆油田呼图壁储气库注采工程进展顺利

<正>新疆油田公司呼图壁储气库设计库容107×10~8m~3,工作气量45.1×10~8m~3,是目前国内库容量和工作气量规模最大的储气库,也是新疆地区改建的第一座地下储气库。储气库2013年6月9日一次性投注成功,到2017年,已平稳完成4个注采周期的运行,目前进入第5个运行周期。储气库在呼图壁县东约4.5km,东南距乌鲁木齐市约78km,既满足乌鲁木齐市、乌石化、独石化等新疆主要用户用气需求,同时还可兼顾内地主要用户连续供气。在呼图壁储气库建设过程中,来自新疆油田公司工程技术研究院的注采工程项目组,先后攻克了