地下储气库天然气损耗及控制

1、作者简介:王起京,1963年生,高级工程师;1984年毕业于大庆石油学院油田开发专业;长期从事气田开发研究工作,2000年以来从事储气库建设和运行管理工作。地址:(100101北京朝阳区亚运村汇园公寓J 座11门1002室。电话:(01084975042,139*。E 2mail :wqj19地下储气库天然气损耗及控制王起京张余刘旭王凤田(北京华油天然气有限责任公司王起京等.地下储气库天然气损耗及控制.天然气工业,2005;25(8:100102摘要从1999年以来,陕京输气管道工程已相继建成了大张坨、板876和板中北3座地下储气库,这些储气库对于北京、天津和华北地区冬季调峰供气起到了不可替代

2、的作用。目前与“西气东输”管线相配套的地下储气库正处于设计和建设当中,而更多的地下储气库也正在被规划和研究中。天然气损耗是储气库的特有参数之一,它不仅关系到储气库运行的经济特性,而且还是评价一个储气库成败的关键。文章根据几年来对已建储气库的运行观察、研究,对储气库天然气的损失进行了归纳和总结,并有针对性地提出了控制措施,对储气库的设计、运行及减少天然气损耗有一定的指导意义。主题词地下储气库天然气损耗控制措施近年来,我国的天然气工业得到了快速发展,相继建成了陕京线、涩兰线、“西气东输”线和忠武线等长输管线,陕京二线也即将建成投产。上述几条长输管线与“西气东输”管线的连通线建成后,将形成长输管线网

3、络。随着长输管道的兴建和投产,需要配套建设地下储气库,以解决季节调峰供气和城市供气安全问题。地下储气库一般由废弃的油气藏、地下含水层、盐穴或废弃矿坑等改造而成,前3种地质体,尤其是废弃的油气藏将是我国建设储气库的主要对象。因地质结构的复杂性、天然气的易流动性和储气库设施等方面的原因,在储气库建设、运行过程当中,不可避免的存在着天然气的各种损耗。这就增大了储气库的运行管理成本,甚至影响储气库建设的成败。一、储气库天然气损耗的构成储气库不同于一般的油气藏,一般的油气藏的开发周期在1020年,而一个成功建设的储气库的使用寿命在50年以上(世界上第一座地下储气库已安全运行了80余年。储气库的天然气损耗

4、一方面包含了确实跑出地下构造和集输气系统的天然气,同时还包含了因特殊原因注入到地下而长期不能够发挥经济效益的那部分天然气。储气库的天然气损耗包括如下几个方面。1.地质方面(1从构造溢出点逃逸的天然气因储气库构造圈闭高度有限、注气压力过高,天然气推动边水逐渐向构造低部位推移,当气水边界被推进到构造溢出点时,天然气将从构造中溢出,造成天然气泄漏和损失。(2断层或盖层的扩散储气库的盖层一般为封闭条件较好的泥岩、页岩,封闭性的好坏取决于盖层的品质和厚度,泥、页岩的纯度越高,厚度越大,封闭性就越好。但由于盖层分布的不均衡、注气压力过高,将有可能使泥、页岩盖层产生突破,造成天然气逃逸。内部断层尤其是对油气

5、起控制作用的边部断层,因注水作用、构造运动或注气压力过高,会破坏断层的封闭性,也会造成天然气的损失。(3储气库扩容损失利用废弃的油气藏、水藏改建的储气库,库容的形成是一个较长期的过程,最终形成稳定工作气的时间最短也需要数年,而油藏、水藏改建的储气库最长需要10年。在库容不断增大的过程中,不仅工作气量不断增大,垫底气量也在不断增加,增加的垫气量一般占增加库容部分的55%60%,这部分天然001储运与集输工程天然气工业2005年8月气长期积压在地下,不能够发挥应有的作用,若按照储气库寿命50年计算,折算这部分天然气的现值接近0。虽然这部分天然气没有发生实际的损失,但从经营和经济的角度分析,可完全等

6、同于损失。这部分损失可通过每年的注、采生产以及所建立的储气库库容地层压力关系曲线进行分析和计算。(4原油或地层水的溶解若储气库由废弃的油藏或带有油环的气藏改建而成,注气后残余的原油将溶解部分天然气。这部分天然气中的一部分可在采气过程中被采出,形成一定的工作气,而另一部分则将长久被封存在地下不能够发挥作用。同样,地层水中也会溶解一部分天然气。2.工程方面(1注采井的泄漏若注采井因套管丝扣泄漏、套管腐蚀破损,且生产套管存在固井质量问题,天然气将从井筒内产生泄漏。泄漏的天然气可进入到它所经过的砂层、水层,直至上串到地面,这不仅会造成天然气的损失,还可能产生环保事故甚至安全事故。这部分泄漏气具有较强的

7、隐蔽性,难以确定具体的数量。(2地面管线或设备的泄漏因注采气管线、地面设施的腐蚀而产生的泄漏,因管线打孔盗窃而产生的天然气损失。(3注采井作业有组织的放喷注采井在压井作业后,需放喷排除井筒压井液恢复生产,一般通过点火把的方式,需要燃放一定数量的天然气。注采井作业完成后,往往需要测定注采井产能的变化,放喷时需要测定几个不同制度下的压力和产量,这部分气量一般是经过计量的。(4地面注采气系统有组织放空有组织的放空包括系统维修时的管线或设备减压放空和全部放空,注气压缩机停机时注气系统从高压状态向低压状态平压时需放空部分天然气。(5突发事故引起的天然气泄漏包括注采井外力破坏、管线外力破坏等突发事故所造成

8、的天然气泄漏。储气库在发生突发事故时,控制系统会自动切断事故段与其他段的联系,因此天然气泄漏一般局限在事故段上下游一段,损失量可通过计算确定。对于气井发生的重大井喷着火事故,也可根据气井的生产能力、井喷的时间估算天然气损耗量。3.凝液携带作为凝析气藏改建的储气库,注气后可将反凝析在地层内的凝析油重新挥发在天然气中,这部分凝析油可随着天然气产出地面。因此凝析气藏改建储气库后,可在很大程度上提高凝析油的采收率。但与此同时,在天然气处理过程中,这部分凝析油在地面减压或低温状态下重新被分离出来,将携带走部分天然气。这部分天然气若被回收,需要进行再次降压分离,分离出的天然气因压力太低,无法进入到天然气外

9、输系统,因此将无法彻底回收,从而造成损失。损失量的大小,一方面取决于凝析油的含量、凝析油的组成和性质;另一方面则取决于天然气处理系统的压力大小和凝液外输的温度。实际损失量与凝析油的数量呈正比,系统的处理压力越高,凝液外输的温度越低,携带量就越大,含量越多、凝析油密度越小,单位携带量就多。同样,由废弃的油藏改建的储气库,也可提高原油的采收率,采出的原油在地面分离后也会携带走部分天然气,从而造成损失。二、实例我国某储气库是由凝析气藏改建而成,已进行了4个注气和采气周期的生产。该气藏在改建储气库之前,为一个正在进行循环开发的凝析气藏,地层压力水平下降到了约20M Pa,计算气藏内剩余的工作气量为2.

10、19×108m3。改建成储气库后,到2003年3月底,储气库累计注气11.57×108m3,累计调峰供气12.85×108m3,储气库总注气量+原先剩余底工作气为13.76×108m3,平衡差为0.9125×108m3,即天然气的损失量,按总注气量11.57×108m3计算,天然气损失率为7.89%。上述损失当中,不包括注气阶段压缩机的燃气消耗、采气阶段的生产和生活消耗(这些用气量另行计量,已统一纳入生产成本消耗中。三、措施及建议从上述理论分析和实例可以看出,储气库的天然气损失不容忽视,应根据不同储气库的特点,从设计、建设和管理入手,

11、采取有效措施,努力降低消耗,提高储气库的管理水平。(1储气库建设的成败关键在于库址的选取,要选择储层物性好、盖层品质好且分布面积大、断层11第25卷第8期天然气工业储运与集输工程少、构造圈闭高度大的地质构造。而保障天然气的密封性则是选库的关键。选择气藏改建储气库,在储气库的运行压力不高于原始地层压力的情况下,密封性方面有充分保障,当储气库的运行压力高于原始压力,或选择油藏、水藏等构造改建储气库时,必须对构造的盖层、断层的密封性进行多方面的分析、评价和认识。(2美国利用废弃油气藏改建的地下储气库已达365座,其中用油藏改建的储气库只有9座,比例仅为2.47%;凝析气藏、带油环的凝析气藏或带气顶的

12、油藏构造改建的储气库共35座,比例为9.59%,而利用纯气藏改建的储气库所占的比例则高达87.67%。利用纯干气藏建库,一方面可加快建库进程,另一方面因采出流体中不含凝析油或原油,避免了采出气进行脱油再处理。(3储气库的运行压力(上限压力和下限压力是一项重要的设计指标。运行上限压力关系到储气库的密封性和能否发生溢出点溢出,在保障盖层和断层封闭的条件下,要经过科学计算,确保注入的天然气不会从溢出点溢出而造成损失。在保障天然气外输及防止边水重新影响储气库生产井产量的情况下,要求尽量降低储气库的运行压力下限。这样既提高了储气库的工作气量和运行效率,又可降低垫底气量(可在储气库的运行中逐步摸索最佳下限

13、压力。(4储气库的注采井每年要经历从最高运行压力到最低压力的快速变化,频繁的压力交互变化将对井的结构产生影响。为提高井的使用寿命和安全,必须对注采井进行防漏设计。要求生产套管必须采用金属对金属的气密封特殊丝扣,同时要求每层套管固井水泥必须上返到地面,最大可能减少天然气从套管泄漏的可能性。此外,配合防漏设计,在注采井生产管柱上也采用特殊丝扣油管,并配套井下封隔器、伸缩短接和井下安全阀等工具,实现注采井生产时的“零套压”,也可有效保护套管和减少注采井天然气泄漏的机会,井下安全阀可保障在意外情况发生时能够从井下及时关闭天然气喷发的通道,减少意外损失。气井的维修和井下作业中,可充分利用现成的地面采气管

14、线和采气系统,实现“全密闭”式的循环压井和天然气放喷,避免天然气向空中排放,既有效减少资源浪费,又满足了安全和环保要求。(5加强对气库的监测,建立动态监测系统网络:对于废弃油气藏改建的储气库,要尽量利用废弃的油气井进行修复后作为观察井,对于利用水藏改建的储气库,要在目的层的构造低部位、盖层或上覆砂岩层分别设立观察井,定期观察井的压力变化和流体性质的变化,以便对天然气的运移情况、天然气的损失情况进行直接和间接的分析、判断,及时采取消减措施。(6采气系统设计:对凝析气藏、油藏改建的储气库,尽量减少凝液或原油的携带损失,一是对凝液分离时进行加温,减少凝液中天然气溶解量;二是对已经携带走的天然气再次进

15、行降压分离,尽量对低压状态的天然气进行回收利用。参考文献1谭羽非.基于数值模拟方法计算天然气地下储气库的渗漏量.天然气工业,2003;23(2:991022王起京,张余等.大张坨地下储气库地质动态及运行效果分析.天然气工业,2003;23(2:89923陈永武.“西气东输”展现中国管道工业辉煌.天然气工业.2003;23(4:144谭羽非.天然气地下储气库混气问题的数值求解方法.天然气工业,2003;23(2:1021055喻平仁.川南地区地下储气库选址初步设想.天然气工业,2003;23(2:109113(修改回稿日期2005206206编辑居维清储运与集输工程天然气工业2005年8月ly

16、and have the resolution rate of more than80%for the f racturing fluid pluggers.The techniques are used for field test and good results of production increase are achieved. With the techniques,17wells are f ractured.The accumula2 tive production increase reaches more than ten thousands tons for oil a

17、nd several millions cubic meters for gas.Obvi2 ous economic benefits are obtained.SUB JECT HEADING S:Low2permeable reservoir,De2 velopment,Fracturing,Operation,Production increaseLiu Yijiang,born in1963,is studying for doctoral de2 gree.Add:Petroleum University,Changping District, Beijing(102249,Chi

18、naTel:(01089734978E2 mail:xdkangWE LL TESTING TECHN OLOG Y OF H ORIZON2 TAL WE LLS IN G AS FIE LDS WITH HIGH SU L2 FUR CONTENT1Liu Huaqiang,L uo Banglin(Gas Recovery Re2 search Instit ute of Sout hwest Branch,PCL.N A2 T U R.GA S I N D.v.25,no.8,pp.97-99,8/ 25/2005.(ISSN1000-0976;In ChineseABSTRACT:T

19、here are no mature well testing tech2 niques in China for horizontal wells with high sulfur content. According to the characteristics of Feixianguan oolitic beach gas reservoirs in L uojiazhai of northeast Sichuan i.e.the gas covers up to13.74%of H2S and10.41%of CO2;the pro2 duction of a gas well re

20、aches(1000-3000×10m3/d.when gas production testing,based on the experience of field pio2 neer well testing f rom the2vertical gas wells with high sul2 f ur content of Wells L uojia6&7,with caref ul design,care2 f ul preparation,caref ul organization,and careful operation to overcome the pro

21、blems of high sulf ur content,big testing production,complex well2head blowout system,long blow2 out riser,long and heavy testing tool string,large deviation angle,difficult putting the pressure gauge down,and great upward force caused by high speed flow of the formation flu2 id with big production

22、etc.,a set of well testing techniques and methods are developed for horizontal gas wells with high sulfur content,which guarantee the continuity of testing op2 eration,the accuracy of testing data,and the safety of oper2 ating staff and equipment.The methods achieve success in the systematical well

23、testing of the horizontal gas well of Well L uojia11and several other well tests.The techniques fill the blank of well testing technology of horizontal gas wells with high sulf ur content and big production in China.SUB JECT HEADING S:H2S,Gas well,Directional well,Well test,Technique,Sichuan Basin,N

24、ortheastLiu H u aqiang(senior engineerwas born in1966.Add:South Second Section of Zhongshan Ave.,Guanghan, Sichuan(618300,ChinaTel:(08385151051E2 mail:liuhqG AS LOSS AN D CONTR OL OF UN DERGR OUN D G AS STORAGES1Wang Qijing,Zhang Yu,Liu Xu,Wang Fengtian(Beijing Huayou Gas Lt d.N A T U R. GA S I N D.

25、v.25,no.8,pp.100-102,8/25/ 2005.(ISSN1000-0976;In ChineseABSTRACT:Since1999,3underground gas storages of Dazhangtuo,Ban876and Banzhongbei have been built for Shaan2Jing Gas Transmission Pipeline.The gas storages are very important for winter peak2cutting gas delivery of Bei2 jing,Tianjin and North C

26、hina area.Now,the underground gas storages for“West2East G as Transmission pipeline”are being designed and built.More underground gas storages are being investigated.G as loss is one of the special parameters of gas storages,which not only is related in the economic features of gas storage operation,but also is the key t