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。     

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。     

考虑出砂影响的地下储气库极限调峰能力评价——以准噶尔盆地H储气库为例

H地下储气库(以下简称储气库)位于准噶尔盆地南缘，是中国石油2010年启动建设的6座国家商业储气库之一，设计库容107×10⁸ m³、年工作气量45.1×10⁸ m³，是目前国内储气规模最大、调峰能力最强的储气库。受储气库周期运行时率短、调峰采气强度高、压力往复交变快等复杂运行模式的影响，H储气库表现出现有井网高峰调峰能力不足、注采井产量合理配置及优化调控难度大、供气高峰期部分注采井极易储层出砂等问题，特别是储层出砂问题直接影响储气库高峰极限调峰能力的充分发挥，且带来极大的安全风险。为此，针对储气库储层出砂风险，研究建立了注采井极限调峰能力评价方法，保障了储气库高效调峰及安全运行。研究结果表明：(1)通过对临界携液流量模型、临界冲蚀流量模型、临界出砂流量模型的研究，优选了适合准噶尔盆地H储气库的限制性流量模型；(2)利用节点分析方法结合限制性流量模型，可确定注采井合理调峰区间与应急增供区间；(3)利用限制性流量模型，可定量评价注采井在不同地层压力与井口压力条件下的极限调峰能力，最大限度地满足储气库季...     

孤家子气田储气库关键指标设计优化技术

从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,以气藏为基础,以需求为依据,通过气藏工程理论分析和数值模拟计算等方法与技术对孤家子废弃气田改建储气库的气井注采能力、库存量、有效工作气量、注采井网优化等关键指标进行研究.设计孤家子储气库有效库容量4.6×108 m3,工作气量2.1×108 m3,上限压力15.6 MPa、下限压力8.5 MPa.基于分区产能方程,考虑冲蚀流量、最低携液流量、不同的井口压力与地层压力确立了注采周期不同注采阶段的气井的注采能力,并通过数值模拟方法得到验证.储气库运行采取注采同井方案,对6个独立的区块分别部署井网,共优化部署注采新井15口,其中注采气井10口、单采气井5口,数模论证最大调峰能力263×104m3/d.设计了孤家子储气库的气藏工程方案和技术政策,并对建设中的风险点进行优化,为吉林省第一座地下储气库地质方案的科学合理设计,提供了重要依据.     

新疆H型储气库注采气能力评价方法

新疆H型储气库是目前中国最大的地下储气库,其注采气能力评价方法具有一定代表性。依据新疆H型气藏特点,采用节点分析法来评价储气库气井的注采能力。利用地层临界出砂压差、冲蚀流量、临界携液流量、地层破裂压力和地面压缩机额定功率来分别约束气体流入和流出方程,通过二者协调点确定气井的合理注采气量。研究表明：新疆H型储气库应采用φ11.43 cm油管,合理采气量为50×10⁴～118×10⁴ m³/d,合理注气量为48×10⁴～160×10⁴ m³/d。该研究为合理选择完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口压力提供参考。     

油气藏型储气库产能计算新方法

气井产能研究不仅是气藏动态描述的核心，也是储气库注采气能力分析、注采方案编制的重要依据。目前常规二项式、指数及一点法产能方程是针对气藏开发建立的，对储气库周期性高速注采的适用性还没有相关研究。为此，针对油气藏型储气库产能计算方法开展相关研究，通过储气库气井地层压力、井底流压和注采气量的关系，建立了油气藏型储气库产能方程，并明确方程中各参数的物理意义，进而界定层流和紊流的阈值。不同于常规气藏产能方程，油气藏型储气库产能方程中的生产压力平方差与产量的平方比随着产量的增加而降低，呈幂函数关系，在双对数坐标系中呈线性关系。建立的油气藏型储气库产能方程是对常规气藏产能方程的拓展，为储气库的注采气能力研究提供了理论依据。为验证新建立产能方程的适用性，分别应用二项式产能方程和新建立的产能方程对X储气库4 口压力监测井的实测生产数据进行拟合对比，结果表明新建立的产能方程更符合油气藏型储气库产能变化规律。     

榆林南地下储气库注采井完井管柱的优化设计

地下储气库注采井与常规气田开发井运行工况存在着很大差异,要求具有采气和注气双重功能,能够实时监测井下动态,在长期(30~50a)频繁剧烈的注采气和压差变化下能够确保井筒的密封性和安全性。为此,针对鄂尔多斯盆地榆林南地下储气库注采井气量大、周期性强注强采的特点以及高安全性能、长使用寿命等的特殊要求,应用节点分析方法对天然气的流入、流出注采过程、不同尺寸油管注采能力等进行了分析,并结合冲蚀流量和临界携液流量等的计算结果,最终确定了Ⅰ类注采井(小于等于200×104 m3/d)采用139.7mm油管,Ⅱ类注采井(小于等于80×104 m3/d)采用114.3mm油管。通过管柱结构优化设计,注采井采用井下悬挂压力计测压完井管柱,从上至下完井工具包括"上流动短节+井下液控安全阀+下流动短节+循环滑套+永久式封隔器+磨铣延伸筒+堵塞坐落短节+带孔管+悬挂坐落短节"等。现场2个注采周期运行试验结果表明,完井管柱能够满足地下储气库生产运行要求,其设计方法可供同类储气库注采井完井设计时参考。     

基于压力监测的水平井临界出砂预警模型——以新疆H储气库为例

新疆H储气库作为中国最大的气藏型砂岩储气库,调整方案采用水平井整装部署,单井具有强注强采和大排量吞吐的特点,若生产压差过大,会破坏岩石骨架,携带出的砂粒冲蚀生产管柱甚至堵塞井筒导致气井停产,影响储气库的整体调峰能力。开展基于压力监测的水平井临界出砂预警模型研究,利用适用于H储气库的物质平衡方程、状态方程和流动方程,建立水平井动态生产压差监测模型;同时开展水平井临界出砂压差现场测试,确定岩石坚固程度判断指标“C”公式模型以预测临界出砂压差,二者结合形成水平井动态出砂压差预警模型,模型压力与实测压力吻合率超93%。不仅可以实现对水平井动态生产压差的实时监测,还为水平井最大调峰能力评价和后续调峰配产奠定了基础。     

基于有效渗透率的单井增产潜力定量评价——以新疆H储气库为例

地下储气库为天然气季节调峰和应急安全供气提供重要保障,具有单井注采能力大、快速响应强注强采、大排量吞吐等特点。新疆H储气库是中国最大的地下储气库,在第1—第4周期注采运行过程中,存在同一构造区域内单井产能差异大、优化注采界限增产幅度有限的问题,因此开展了基于有效渗透率的单井增产潜力定量评价方法研究。利用动态和静态生产资料对单一产能主控影响因素进行分析,同时以稳定点二项式产能方程为基础,建立了一种基于修正有效渗透率的单井增产潜力定量评价模型,并绘制了模型图版,实现了对单井增产潜力的定量描述。截至第6周期采气末期,根据模型图版优选的5口措施井已完成酸化作业,总计增加产能191.0×10⁴ m³/d,模型预测产能符合率达93.8%,储气库整体调峰能力提升至1 691.0×10⁴ m³/d。     

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点，采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题，考虑应力敏感和气体物性变化的影响，对二项式产能方程进行修正，在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法，并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算，进行影响因素分析。结果表明：对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层，气井合理采气量在低压下受流出动态控制，在高压下受冲蚀流量限制，合理注气量在高压下受流出动态控制，在低压下受冲蚀流量限制；而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层，气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%～9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%～35.29%;现有井筒结构条件下，当注气量为55×10⁴～70×10⁴m³/d时，摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑，对该类储气库的建设运行具有指导意义。     

适用于大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术——以重庆相国寺地下储气库为例

重庆相国寺地下储气库的注采井以大斜度井和水平井为主,完井管柱复杂且单井注采气量大,常规的测试工具、仪器和工艺都无法满足气井注采能力测试的需要,亟需研发与之相适应的测试技术。为此,通过工具配套、仪器改进、工艺优化,形成了适用于该储气库大注采气量水平井注采能力测试的连续油管测试技术,在现场成功进行了10口井12井次的注采能力测试,并对测试结果进行了对比分析。研究结果表明:①所形成的技术能够满足大注采气量水平井注采能力测试的要求,测试获得的气井最大注气量为260×10~4 m~3/d,最大采气量为225×10~4 m~3/d;②同一口井的注采能力存在着差异,因而有必要针对每口井在不同注采周期进行注采能力的测试与评价;③大注气量情况下,近井地带呈现高速非达西渗流状态,对注采安全有可能形成威胁,周期注气后近井地带储层温度降低将影响库容大小。结论认为,所形成的连续油管测试技术录取的数据真实可靠,为储气库注采井的注采能力评价、单井注采计划安排和库容盘点等提供了技术支撑。     

中国石油长线发力加快储气能力建设 未来将新建7座储气库(群)

正2018年3月15日,最后一口采气井关停,中国石油各储气库结束2017年供暖季采气周期,开始由采气转换为注气,最大限度为今年冬季储备调峰资源。在2017年供暖季中,中国石油储气库采出调峰量74.1×108 m~3,调峰能力占天然气销售量的4.88%,日最大调峰能力8 000×104 m~3,在天然气调峰保供中的作用日益凸显     

地下储气库注采井临界冲蚀流量优化计算方法

临界冲蚀流量是限制注采井注采能力的关键因素,目前通常参照API RP 14E标准进行计算,其计算结果趋于保守,但还未有明确的室内实验或现场数据表明可在API RP 14E的基础上提高临界冲蚀流量。为此,基于腐蚀速率首次提出了临界冲蚀速率的概念;综合考虑影响管柱冲蚀的温度、压力、气体组分、含水率、含砂量以及管柱材质等因素,同时引入壁面剪切应力,开展真实注采工况下的室内等效模拟实验,进而求得实验工况下的临界冲蚀系数(C);在此基础上,建立了现场常用的N80、SM80S和S13Cr等3种材质管柱的C取值图版。研究结果表明:①含砂量、含水率、CO_2分压以及壁面剪切应力为冲蚀主控因素;②含砂量对上述3种材质的管柱冲蚀影响最为显著,其中N80和SM80S管柱冲蚀对壁面剪切应力和含水率较为敏感;③对于S13Cr管柱,当含砂量小于250 mg/L时,C值可取100,当流体不含砂、含液时,C值可取180,当流体为气相时,C值可取275;④对于N80、SM80S管柱,当流体不含砂、含液时,根据含水率和壁面剪切应力不同,C值介于100～180,当流体为气相时,C值可取275;⑤针对新疆呼图壁地下储气库注采井采出流体含水率为0.001 0‰、不出砂,管柱材质为S13Cr,C取值为180,通过室内冲蚀实验证实管柱样品在注采工况下均未出现冲蚀痕迹,并且冲蚀速率极低、无点蚀。结论认为,所建立的C取值图版结果可靠,可以为临界冲蚀流量的科学合理确定提供指导。     

储气库注采管柱横向振动动力学机理研究

储气库注采管柱在进行注采作业时会发生横向振动,可能引起管柱磨损进而发生断裂,同时管柱发生横向共振时会增加管柱的弯曲应力,加速管柱的破坏,因此在储气库注采天然气时要避免管柱发生横向共振,且尽量较小最大横向振动位移。针对注采管柱横向振动问题,结合能量法和变分法建立了注采管柱横向流固耦合振动模型,并采用分离变量法对注采管柱横向流固耦合振动方程进行了求解。根据现场实测井的基本数据,对注采管柱展开了不同气量下最大横向位移分析以及不同气量对管柱振动频率的影响分析。分析结果表明:A井注采工况下应该避免1.85×10~6m~3/d的采气量和1.72×10~6m~3/d的注气量,且采气量最好不要超过2.00×10~6m~3/d;注气量不要超过2.50×10~6m~3/d,可以通过避免上述气量的注采措施减小横向振动对注采管柱的破坏。研究结果对现场注采管柱作业时的横向振动诊断评估和安全防范具有重要意义。     

新型强注强采完井管柱的研究与试验

地下储气库短期调峰所需注采气量过高,存在冲蚀风险,导致常规气井完井管柱难以满足储气库高气量、强注强采要求,并且注采交变应力周期变化致使多数储气库井套管带压,难以保证储气库长寿命安全注采。为此,设计了新型强注强采完井管柱及配套工具。根据不同缩径尺寸对管柱冲蚀的影响,优化井下安全阀上、下两端冲蚀流动短节内径,应用可移除封隔器配合预应力完井可以减小交变应力对封隔器上、下端卡瓦的影响。利用PIPESIM和WELLCAT等软件模拟注采气、坐封和套管试压等不同工况下封隔器的受力,管柱收缩长度及管柱整体强度,为优化工具尺寸及补偿预应力提供了理论与数据支持。新型强注强采完井管柱已在现场成功试验11井次,作业成功率100%,注气阶段各功能正常,说明注采气完井管柱设计合理,能够满足储气库强注强采及安全控制要求。     

中国首座盐穴储气库累计采气量突破24亿立方米

<正>日前,由中国石油华北油田公司(以下简称华北油田)管理的江苏金坛储气库完成了由注气到采气的转换工作。由于注、采转换迅速,2019年1—3月,该储气库已开始第二个轮次的注采过程,累计采气量为1.08×10~8m~3。自2007年投用以来,金坛储气库12年完成近50轮注采循环,最高日采气量达到1 235×10~4m~3,累计采气量突破24×10~8m~3。按照每户每天1.5m~3用气量计算,可满足长江三角洲地区800多万户家庭调峰期燃气需求量。     

呼图壁储气库注采井完成首次酸化措施先导试验

正2018年5月9日,随着井口油压上升到13MPa,每小时产液3m~3,标志着新疆油田公司呼图壁储气库HUK23井酸化作业施工顺利成功实施。HUK23井是呼图壁储气库作业区的一口注采气井,该井目前最大日采气能力仅为43×10~4m~3。为进一步提高单井提采潜力,不断加大气井挖潜力度,综合分析论证,并查看HUK23井钻、试、采等历史资料,得出这口井有     

考虑安全稳定运行的大型枯竭气藏储气库注采优化

大型枯竭气藏储气库通常含有多个注采区块,区块间地层压差过高会破坏储层的稳定性。为实现注采过程中地层压力均衡变化,以各周期区块间地层压力方差值最小化为目标函数建立优化模型。该模型将数学优化技术与储气库安全稳定性问题进行了结合,并以各区块开井数和单井注采气量为决策变量,以储气库注采气总量、最大单井注采气量、最大区块地层压力等为约束条件。将所建立的优化模型应用于文23大型枯竭气藏储气库,成功求解了该储气库在年工作气量为30×10⁸m³/a条件下的优化注采方案。研究结果表明,所获得的优化注采方案在满足储气库注采气量要求的前提下,不仅能够降低各区块间地层压差,实现储气库整体地层压力的均衡变化,还能有效避免极端高压区块的出现,进一步保障了储气库的安全稳定运行。该研究成果对储气库注采运行方案的设计具有一定的指导意义。     

朝阳沟油田储气库注采井油管尺寸优选

以朝阳沟油田储气库中储层备件中等的井为例,运用节点分析方法,考虑气井产能、压降损失、携液及抗冲蚀能力等因素,优选出合理的油管管径．研究结果表明：注采能力随着油管直径和井口压力增大而增大;压力损失随着注采气量的增大而增大,但随着油管内径的增大而减小;油管的抗,中蚀能力随内径和井口流压的增大而增大。储气库注采井选用3．5 mm油管较为合理,可同时避免冲蚀和井底积液产生。     

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。