鹽穴儲(chǔ)氣庫溶腔過程中腔體凈容積及油水界面計(jì)算實(shí)例

李海偉，楊清玉

（中國(guó)石油西氣東輸管道公司儲(chǔ)氣庫管理處，江蘇鎮(zhèn)江212028）

鹽穴儲(chǔ)氣庫溶腔過程中腔體凈容積及油水界面計(jì)算實(shí)例

李海偉，楊清玉

（中國(guó)石油西氣東輸管道公司儲(chǔ)氣庫管理處，江蘇鎮(zhèn)江212028）

建立地下鹽穴儲(chǔ)氣庫溶腔凈容積和油水界面計(jì)算模型，利用溶腔過程中壓力、密度等生產(chǎn)及相關(guān)地質(zhì)參數(shù)，計(jì)算腔體凈容積和油水界面深度，為不同階段的溶腔腔體體積評(píng)估和溶腔井下工況診斷提供依據(jù)。目前該溶腔凈容積及油水界面深度計(jì)算方法已經(jīng)在金壇鹽穴儲(chǔ)氣庫溶腔現(xiàn)場(chǎng)得到了應(yīng)用。

鹽穴；溶腔；凈容積；油水界面；計(jì)算

鹽穴溶腔是鹽穴儲(chǔ)氣庫建設(shè)關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，一般溶腔周期3～5年，分5～7個(gè)階段完成。每個(gè)階段溶腔完成后要通過聲吶測(cè)量作業(yè)來確認(rèn)實(shí)際腔體的形狀，并以此作為下一個(gè)階段溶腔設(shè)計(jì)模擬的依據(jù)。在每個(gè)階段溶腔期間，通過溶腔生產(chǎn)參數(shù)計(jì)算該階段地下腔體體積是否達(dá)到了本階段設(shè)計(jì)要求，并作為該階段溶腔是否結(jié)束的主要依據(jù)。為控制溶腔過程中腔體上溶速度及腔體形狀，在腔體頂部注入阻溶劑（常采用柴油或氮?dú)猓Ｓ捎谧枞軇┎蝗苡谒膊蝗芙鈳r鹽礦物，阻溶劑與腔體內(nèi)鹵水的界面深度即是腔頂?shù)纳疃龋退ɑ驓馑┙缑娴目刂剖钦麄€(gè)溶腔過程中最重要的環(huán)節(jié)之一。由于溶腔大小和形狀直接關(guān)系到儲(chǔ)氣庫的經(jīng)濟(jì)效益和運(yùn)行安全，因此，在溶腔生產(chǎn)過程中適時(shí)計(jì)算腔體凈容積和油水界面深度尤為重要。

1　腔體凈容積計(jì)算

1.1計(jì)算模型

由公式（2）、（3）、（4）可推導(dǎo)出：

由公式（1）、（5）、（6）、（7）可推導(dǎo)出：

由公式（1）（3）（5）（7）可推導(dǎo)出：

式中：Ve-鹽巖總體積，m3；Vi-鹽巖中不能溶解的礦物體積，m3；Vs-鹽巖中可溶解的礦物體積，m3；Vb-溶腔內(nèi)不溶物塌落后的堆積體積，m3；Vf-溶腔凈體積，m3；Vp-從溶腔內(nèi)采出到地面的礦物鹽折算到地下的體積，m3；Ms-從溶腔內(nèi)采出到地面的礦物鹽質(zhì)量，kg；ρs-地下鹽巖密度，kg/m3；Cb-溶腔腔體內(nèi)鹵水濃度，g/L；Cp-溶腔內(nèi)采出來的鹵水濃度，g/L；Vl-從溶腔內(nèi)采出到地面的鹵水體積，m3；α-溶腔鹽巖段不溶礦物含量，小數(shù)，由測(cè)井或巖心分析資料獲得；β-溶腔鹽巖段不溶礦物膨松系數(shù)，小數(shù)，一般取1.2～1.8。

圖1　

圖2　

圖3　

1.2應(yīng)用實(shí)例

金壇地下鹽穴儲(chǔ)氣庫某溶腔井進(jìn)行反循環(huán)溶腔，某日采鹽量（Ms）657 t，鹵水平均濃度為（Cb）308 g/L，溶腔鹽巖層段不溶物的含量（α）為20.7%，不溶物的膨脹系數(shù)為（β）1.6，地層條件下固體鹽的密度（ρs）為2 165 kg/m3，計(jì)算腔體當(dāng)日地下新增加的凈容積和地下溶蝕的鹽巖體積。

由公式（8）可計(jì)算得：Vf=306.6 m3/d

由公式（9）可計(jì)算得：Ve=446.1 m3/d

即某腔體當(dāng)日地下新增加的凈容積為306.6 m3，地下溶蝕的鹽巖體積為446.1 m3。

2　油水界面位置計(jì)算

金壇鹽穴儲(chǔ)氣庫采用雙管溶腔，溶腔外、內(nèi)管分別選用APIΦ177.8 mm、Φ114.3 mm的長(zhǎng)圓螺紋鋼管，阻溶劑選用國(guó)標(biāo)0號(hào)柴油，溶腔過程中采用正反循環(huán)兩種方式溶腔。

2.1溶腔管柱水力摩阻計(jì)算

式中：Pf-從井口到某一深度處的管柱摩阻，Pa；L-管柱長(zhǎng)度，m；d-管柱內(nèi)徑，m；λ-水力摩阻系數(shù)，無因次；ρ-液體密度，kg/m3；V-管內(nèi)液體流速，m/s；Re-雷諾數(shù)，無因次；μ-動(dòng)力粘度系數(shù)，Pa·s；ε-管道表面粗糙系數(shù)；Δ-管道表面絕對(duì)粗糙度值。新油管該值范圍：0.14 mm～0.15 mm，舊油管該值范圍：0.5 mm～0.6 mm。

（1）層流流態(tài)：

（2）紊流流態(tài)（水力光滑區(qū)）：

（3）紊流流態(tài)（混合摩擦區(qū)）：

說明：溶腔過程中內(nèi)管（無論鹵水或淡水）流量在50 m3/h～300 m3/h范圍時(shí)，處于混合摩擦區(qū)的紊流流態(tài)，摩阻計(jì)算滿足（15）。

2.2腔體內(nèi)壓力計(jì)算

式中：Ph-井腔內(nèi)液體某一深度處的壓力，MPa；Pl-溶腔內(nèi)管井口處液體的壓力，MPa；Po-井口處柴油壓力，MPa；ρ-注入液體密度，kg/m3；ρo-柴油密度（阻溶劑），kg/m3；ρb-排除液體密度，kg/m3；h-從井口起的計(jì)算長(zhǎng)度，m；Pf-從井口到某一深度處的摩阻，MPa；g-9.8 m/s2；ho-從井口起到油水界面的長(zhǎng)度。

2.3應(yīng)用實(shí)例

圖4　金壇鹽穴儲(chǔ)氣庫某井溶腔示意圖

井號(hào)：金壇儲(chǔ)氣庫某井；生產(chǎn)日期：2014-06-27；溶腔方式：正循環(huán)；阻溶劑：柴油；溶腔管柱：內(nèi)管（4 1/2"）深度L=1 120 m；外管（7"）深度h1=1 059.41 m；注水量：Q=50.3 m3/h；柴油密度：ρo=840 kg/m3；溶腔內(nèi)管進(jìn)口壓力：Pl=4.45 MPa；井口柴油壓力：Po=4.67 MPa；排出鹵水密度：ρb=1 182 kg/m3；注入淡水密度：ρ=1 000 kg/m3；溶腔內(nèi)管直徑：d=0.100 54 m；溶腔內(nèi)管（舊油管）表面絕對(duì)粗糙度值取中間值：Δ=5.5 mm；注入淡水平均溫度31 C°，查表可知?jiǎng)恿φ扯认禂?shù)：μ=0.000 784 Pa·s。

由公式（11）可計(jì)算得：Re=225 958；

由公式（15）可計(jì)算得：λ=0.075 4；

由公式（10）可計(jì)算得：Pf=1.304 MPa；

由公式（17）可計(jì)算出在溶腔內(nèi)管管腳處壓力：Ph= 14.123 MPa；

由公式（19）可計(jì)算得：ho=1 050.8m。在2014年7月8日對(duì)該溶腔進(jìn)行的聲吶測(cè)量中測(cè)得油水界面（腔頂位置）深度為ho=1 050 m。

3　結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）本文中介紹的利用溶腔生產(chǎn)參數(shù)計(jì)算腔體凈容積的方法簡(jiǎn)便，目前已在金壇鹽穴儲(chǔ)氣庫的溶腔過程中得到應(yīng)用，與聲吶測(cè)量得到的腔體凈體積進(jìn)行對(duì)比，證實(shí)此方法的可靠性。為盡可能減小計(jì)算誤差，計(jì)算中不溶物含量參數(shù)應(yīng)選用溶腔井段深度進(jìn)行加權(quán)平均。

（2）利用溶腔生產(chǎn)參數(shù)計(jì)算油水界面，可以較準(zhǔn)確判斷井下工況，減少利用儀器進(jìn)行井下油水界面測(cè)井次數(shù)，節(jié)約了溶腔投資成本。

（3）在溶腔過程中，即使注入水流量不發(fā)生變化，鹵水濃度、管壁粗糙度、采出鹵水溫度等參數(shù)也會(huì)隨著注入水溫度、注入水含雜質(zhì)情況及腔體直徑的變化發(fā)生一定改變，如果再考慮計(jì)量和監(jiān)測(cè)儀表帶來的誤差，這些因素都可能導(dǎo)致油水界面計(jì)算誤差超出允許值。因此，油水界面計(jì)算并不能完全替代測(cè)井作業(yè)，并且應(yīng)利用每次測(cè)井得到的油水界面值對(duì)計(jì)算參數(shù)進(jìn)行修正。

［1］楊清玉，等.鹽穴溶腔腔體凈容積的計(jì)算方法［J］.中國(guó)井礦鹽，2010，41（1）：22-23.

［2］袁恩熙.工程流體力學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

A model for calculation of the net volume and oil-brine interfacein in salt gas storage

LI Haiwei，YANG Qingyu
（Gas Storage Department，West-East Pipeline Co.，CNPC，Zhenjiang Jiangsu 212028，China）

Create a model for the calculation of the net volume and oil-brine interface in the underground salt gas storage.Calculate the net volume and the oil-brine interface with the operational and geological parameters such as pressure，density，which provides proofs for the evaluation of the cavern＇s volume and the diagnosis of the downhole working conditions. This calculation method is currently being applied in the Jin Tan salt cavern underground gas storage on site.

salt caven；solution mining；net volume；oil-brine interface；calculation

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.016

TE972.2

A

1673-5285（2015）06-0056-03

2015-05-06

李海偉，男（1986-），助理工程師，2010年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事鹽穴儲(chǔ)氣庫鉆井、井下作業(yè)工程管理工作，郵箱：cqklihaiwei@petrochina.com.cn。