地下儲氣庫地面工藝參數及氣井流量計量技術

何 彬 吳家文 崔紅霞 石為為

（1.中國石化集團國際石油勘探開發有限公司，北京 100083；2.大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712；3.大慶油田工程有限公司，黑龍江大慶 163712；4. 中國華油集團油氣資源事業部，北京 100101）

地下儲氣庫儲存天然氣是確保向天然氣用戶平穩供氣的最佳選擇［1］。國外發達國家地下儲氣庫已發展了70余年，獲得了顯著的經濟效益［2］。國內由于受天然氣資源和長距離輸送方面的限制，儲氣庫的發展還處于起步階段。

結合喇嘛甸地下儲氣庫喇二注氣站，著重就地下儲氣庫的注氣規模、壓縮機的選擇、注氣壓力確定、潤滑油吸附和過濾分離技術、氣井流量計量工藝等進行了探討，并在現場進行了應用。注氣后，儲氣庫油氣界面沒有發生明顯變化，說明注入氣沒有發生外漏，油氣界面繼續保持穩定。

1 注氣規模的確定

1.1 儲氣庫調峰能力

1.1.1 地下構造情況 喇嘛甸油田是一個受構造控制的帶氣頂的背斜油田，含油面積100 km2，含氣面積18.1 km，天然氣地質儲量35.7×10 m，原始地層壓力10.08 MPa，原始地層溫度40 ℃，地層壓力為7.38 MPa。1.1.2 儲氣庫的能力分析 由于喇嘛甸油田地下儲氣庫是基于喇嘛甸砂巖的氣頂，儲氣庫的階段調峰能力主要取決于油氣區壓力的控制。目前油氣區壓力基本趨于平衡。當油氣區壓差控制在±0.5 MPa之間時，不會發生明顯的氣竄和油浸現象。因此，在維持目前油區工作制度不變的情況下，儲氣庫的調峰能力為1.3×108m3左右。

1.1.3 氣井注氣能力分析 目前油田平均單井注氣能力可以達到10×104m3/d，如果按注氣上限120× 104m3/d的規模，則需開井10~12口井，現有14口氣井可以滿足日注、采100×104m3（波動上限120%）天然氣的要求。

1.2 注入氣源

可供喇嘛甸儲氣庫注入的氣源是大慶喇薩杏油田夏季多余的油田氣和天然氣化工裝置停產檢修時的放空氣量［3-5］。

1.2.1 喇薩杏油田2001?2015年天然氣產量預測

根據大慶喇薩杏油田2001?2015年開發規劃方案的原油產量和2000年、2001年油田產能自耗天然氣冬夏季的生產實際數據，推算出了2001?2015年喇薩杏油田天然氣的產量。預測結果表明，2001?2015年喇薩杏油田天然氣的產量逐年減少。原油集輸自耗氣冬夏季相差較大，比例在2.84∶1左右。由于自耗氣冬夏季相差較大，可集氣量冬夏季相差也較大，約100×104m3/d左右。

1.2.2 天然氣平衡狀況預測 夏季大用戶正常生產時氣量基本平衡，但用戶檢修時儲氣庫調峰能力不足；冬季供氣量的不足逐年增加，用戶最低負荷運轉也很難保證。目前夏季最大調峰用戶之一的大慶石油管理局龍鳳熱電廠2001年開始進行油氣改煤工程，從2003年開始夏季用氣量開始減少，這樣就加大了對儲氣庫調峰能力的需求。

1.2.3 可供注入氣源規模的確定

（1）油田產能自耗天然氣夏季的平衡氣余量。由天然氣產量預測結果推斷出的2001?2015年油田天然氣系統的平衡狀況，可得出的這期間需儲氣庫調峰的注采氣量為1.2×108m3/d。

（2）化工裝置停產檢修時的放空氣量。檢修期剩余氣量的利用程度取決于合理的調度和安排，這部分放空氣量已在2001?2015年油田天然氣系統平衡中統一考慮。

綜合以上分析結果，一期工程注氣規模確定為60×104m3/d，波動范圍為80~120%；二期工程注氣規模為40×104m3/d。

2 壓縮機及注入壓力

2.1 壓縮機選擇

由于氣源供氣量、供氣壓力的穩定性受季節、氣溫等影響很大，這就要求注氣壓縮機必須保證適應氣量、壓力等工藝操作參數大幅度的變化，因此引進了3臺美國DRESSER-RAND公司生產的VIP型注氣壓縮機。

VIP壓縮機氣缸的冷卻方式采用風冷形式，氣缸重量僅為類似水冷氣缸的25%~30%。選擇VIP壓縮機能夠降低能耗，節省配件儲備，減少繁雜的維護程序，為儲氣庫平穩注氣提供可靠的保證。

每臺壓縮機的氣缸尺寸均相同，其中一臺（A機組）帶有進氣閥卸荷器和手動余隙調節裝置，另外兩臺（B機組和C機組）只有余隙調節裝置。A機組排量23×104m3/d，B機組和C機組每臺排量24.6× 104m3/d，A機組的卸荷器和余隙閥精確控制流量范圍到（9.1~23）×104m3/d。三臺機組聯合使用，使得流量可控制在（10~72）×104m3/d范圍內，并做到在無回流循環的情況下實現步長1×104m3/d的調節。這樣，不僅在供氣氣量不平穩的情況下注氣量可實現平穩調整。而且可以達到節能降耗的目的。

2.2 壓縮機驅動方式的確定

適用于注氣的活塞壓縮機的驅動方式有兩種，一種是電機驅動機；另一種是天然氣引擎驅動機。按壓縮機 機組功率在600 kW，對這兩種驅動方式對比如下。

（1）驅動機采用天然氣發動機，效率一般為36%，考慮帶動潤滑油泵、冷卻泵后，效率在32%~34%之間，即1 kW·h的電耗天然氣量為0.28~0.3 m3。

（2）采用電動機，效率為95%。電源引自電站，電站的燃氣輪機發電機組的效率平均取37.91%。由于該電站用天然氣需增壓，考慮其動力、變配電損失后，電動機輸出端效率為31.0%，考慮壓縮機潤滑油泵、冷卻水用電后效率降為29.4%。

以上分析可看出，從降低注氣成本、減少調度環節上考慮，采用天然氣發動機驅動的效率高于電動機驅動。

2.3 注入壓力的確定

設計過程中確定注入壓力時，一般情況下既要充分利用儲氣層的儲氣能力、保護儲氣層封閉圈的密封性，又要考慮能適應壓力大幅度變化的工況。壓縮機的工況與儲氣庫地層壓力密切相關，在注氣過程中，注氣壓縮機出口壓力隨儲氣層壓力的升高而上升，變化幅度很大。

喇氣庫現地層壓力為7.38 MPa。根據生產數據，注氣站出站壓力8.5 MPa時，單井平均日注氣5.1 ×104m3，推算如果注氣壓力9 MPa時，可注入7× 104m3。以上注入壓力與地層壓力的關系，基本符合國外資料介紹情況，即注入壓力與地層壓力之比為1.15~1.20倍。預計注氣站擴建后，每年注氣結束后氣層壓力升幅小于0.06 MPa。如實施冬采夏注，則推算井口處的注氣壓力不小于10 MPa。考慮管網阻力損失和站內處理壓力損失等其他因數，壓縮機出口壓力定為12 MPa。

根據美國IGC天然氣技術咨詢公司介紹的注入壓力確定方法，應考慮以下幾個方面：（1）不超過原始地層壓力；（2）管線壓降；（3）地層污染等其他因素再加10 %余量。

根據此方法核算后，進一步證明壓縮機出口壓力為12 MPa是可行的。采氣壓力應按喇二壓氣站配出壓力確定，壓力等級為1.6 MPa。

3 潤滑油吸附和過濾分離技術

壓縮機出口天然氣中，通常夾帶有少量的潤滑油蒸汽，注入地下會污染地層，降低其滲透率，造成注入壓力逐漸增高，為減少地層污染必須將這些油蒸汽脫除。

在此以前國外都是采用烏克蘭流程，即在壓縮機出口先采用活性炭吸油蒸汽，然后再經陶瓷過濾器過濾掉活性炭粉塵的技術。通過對美國、法國地下儲氣庫的考查發現，目前壓縮機出口油蒸汽的吸附技術大有改進，僅需通過一個特制的分離器（過濾分離器）即可達到目的［6］。

在本次喇嘛甸地下儲氣庫地面工藝方案設計中采用了這種過濾和分離相結合的特殊結構的過濾分離技術，并在過濾分離器的液相段的擋板處，增設了一個高、低壓平衡小孔。這樣一方面解決了由于濾芯堵塞更換不及時造成壓差過高所帶來的不安全隱患，另一方面避免了液相段排放壓差過高造成逆流的可能性。該工藝與原國外該類型儲氣庫流程比既簡化又能節省投資。5 μm以上的油蒸氣液滴能夠100%被吸附。

4 氣井地面計量工藝

除用超聲波流量計外也采用了1臺彎管流量計進行高壓單井天然氣計量試驗，通過試驗結果證明均可滿足標準要求。超聲波流量計適用于大管徑氣體流量的高精度測量（管徑可達1.6 m ，精度0.5%），測量范圍（量程比）寬，可精確測量脈動流，氣體通過流量計無壓力損失，流量計可同管道系統一起進行通球、清洗（無阻擋條件，探頭可以提升），重復性很高，不受安裝條件的影響。彎管流量計適應性強，測量范圍寬，直管段要求不嚴格，前5D、后2D即可滿足要求，氣體通過流量計無附加阻力損失，安裝方便，耐磨損，免維護，測量精度高，重復性好。兩種流量計不僅可實現注、采氣的雙向計量，而且計量精度不受氣體帶液量的影響，還具有流程簡單、投資少、計量精確等特點。

4.1 超聲波流量計原理

在有流體流動的管道中，超聲脈沖順流時傳播的速度要比逆流時快；流過管道的流體的速度越快，這兩種超聲脈沖傳播的時間差越大，則流量也越大

式中，C為聲速，m/s，變量；L為聲程，m，常量；φ為管軸線與聲程的夾角，常量；tAB為由A到B的時間，s；tBA為由B到達A的時間，s；d為垂直于水流方向上兩換能器之間水平距離，m。

從式（3）中可以看出，流量的準確計算是由通過時間的準確測量來保證的，只要精確地測出時間，就可以保證精度。

超聲流量計不依靠流體的功能，因此，它能檢測很小的流量，從而具有很寬的量程比。由于它能在反正兩個方向上測量時間差，這種氣體超聲流量計可自動給出雙向氣流的流量測量值［7-11］。

4.2 彎管流量計的工作原理

當具有一定流速的流體流經彎管時，由于受到彎曲管道的限制，流體被迫作向心加速運動，完成90°旋轉。該向心加速度的大小與流體流速V的平方成正比，與流體的密度ρ成正比。除此之外，該向心加速度的大小還受到彎管幾何結構尺寸中心線曲率半徑R和管徑D的影響［12］。彎管流量計的流量公式可由下式確定

式中，α（D）為流量系數，是管徑D的函數；Dp為彎管外側與內側壓力的壓差值，MPa。

根據式（3），在彎管傳感器幾何結構確定之后，只要測取流體流經彎管的外、內側壓力差Dp和流體密度ρ就可準確確定流體的流速V，就可通過式（4）進一步確定流量Q。

5 現場應用

5.1 地層適應性分析

目前，注采氣量都大幅度上升，平均單井日采氣14.5×10 m，比擴建前增加了兩倍以上。

從儲氣庫地層壓力變化來看，2011年3月采氣階段末地層壓力為7.93 MPa，如表1所示。比2010年10月注氣階段末下降了0.33 MPa。2010年10月注氣階段末地層壓力為8.26 MPa，比2010年3月采氣階段末地層壓力上升了0.31 MPa，與2009年10月相比下降了0.01 MPa。根據實際數據計算，儲氣庫每注采2600×104m3天然氣，地層壓力升降0.1 MPa，與理論計算的每采出2600×104m3天然氣，地層壓力下降0.1 MPa的結果符合非常好。

表1 地下儲氣庫地層壓力匯總 MPa

監測資料表明儲氣庫油氣界面沒有發生明顯變化，說明注入氣沒有發生外漏，油氣界面繼續保持穩定［13-18］。

從下部氣頂及外圍油區看，注氣對地下構造及油區開發沒有造成不良影響，氣頂外油井生產情況也沒有發生明顯變化。

在實際生產中，平均單井日采氣9.2×104m3。比擴建前增加了1倍以上。單井注氣時，日注氣能力在10.34×104m3以上；多井同注時，平均單井日注量為6.82×104m3，比擴建前提高了2.1倍。

5.2 注氣設備適應性分析

在2010年6月份大化檢修時，供氣壓力超過0.75 MPa，3臺注氣壓縮機同時滿負荷運行，注氣量達到75×104m3/d；當大化停止檢修，8月份氣溫較高，來氣壓力介于0.62~0.73 MPa之間時，投運2臺機組（B機組和C機組）滿負荷運行，日注氣可達到50×104m3；在9月底、10月初氣溫偏低，來氣壓力介于0.58~0.64 MPa之間時，投運了A機組和B機組（或C機組），注氣量保持在（37~50）×104m3/d范圍內；在氣溫較低的10月中旬以后，來氣壓力小于0.59 MPa時，只能單獨運行A機組，其注氣量可保持在（11~25）×104m3/d范圍內。3臺機組的混合應用，其連續運轉能力及高度自控能力保證了在供氣量不穩定的情況下，實現不停機平穩過渡，從而為儲氣庫的高速注氣提供了保障。即不用變頻電機流量調節實現在（11~75）×104m3/d范圍內步長為1×104m3/d的連續調節，詳見A機組2011年4月生產實際運行數據表，如表2所示。

表2 A機組生產實際運行數據

由表2可以看出，通過A機組每個氣缸帶有的卸載閥，可以使得該機組的流量調節可在25%、50%、75%、100%范圍內運行，另外機組還可以在一定的排量下根據壓力的大小自動少量的調節處理量。這樣加上機組余隙調節和B、C機組的組合就可實現（11~75）×104m3/d范圍內步長為1×104m3/d的連續調節。

喇嘛甸儲氣庫已經平衡運行近10年，注氣狀況表明地面工藝參數、注氣設備、地下情況具有較好的適應性，能夠長期穩定安全地運行。

6 結論

（1）地面工藝參數的選擇應充分考慮儲氣庫規模、注入氣來源及計量設備的適應性，使地面適應地下、計量設備準確可靠。

（2）儲氣庫的長期安全穩定運行表明地面與地下具有較好的適應性，該技術可在全國同類型儲氣庫推廣應用。

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