鹽穴儲氣庫溶腔過程中腔體凈容積及油水界面計算實例

李海偉，楊清玉

（中國石油西氣東輸管道公司儲氣庫管理處，江蘇鎮江212028）

鹽穴儲氣庫溶腔過程中腔體凈容積及油水界面計算實例

李海偉，楊清玉

（中國石油西氣東輸管道公司儲氣庫管理處，江蘇鎮江212028）

建立地下鹽穴儲氣庫溶腔凈容積和油水界面計算模型，利用溶腔過程中壓力、密度等生產及相關地質參數，計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估和溶腔井下工況診斷提供依據。目前該溶腔凈容積及油水界面深度計算方法已經在金壇鹽穴儲氣庫溶腔現場得到了應用。

鹽穴；溶腔；凈容積；油水界面；計算

鹽穴溶腔是鹽穴儲氣庫建設關鍵環節之一，一般溶腔周期3～5年，分5～7個階段完成。每個階段溶腔完成后要通過聲吶測量作業來確認實際腔體的形狀，并以此作為下一個階段溶腔設計模擬的依據。在每個階段溶腔期間，通過溶腔生產參數計算該階段地下腔體體積是否達到了本階段設計要求，并作為該階段溶腔是否結束的主要依據。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（常采用柴油或氮氣）。由于阻溶劑不溶于水也不溶解巖鹽礦物，阻溶劑與腔體內鹵水的界面深度即是腔頂的深度，油水（或氣水）界面的控制是整個溶腔過程中最重要的環節之一。由于溶腔大小和形狀直接關系到儲氣庫的經濟效益和運行安全，因此，在溶腔生產過程中適時計算腔體凈容積和油水界面深度尤為重要。

1　腔體凈容積計算

1.1計算模型

由公式（2）、（3）、（4）可推導出：

由公式（1）、（5）、（6）、（7）可推導出：

由公式（1）（3）（5）（7）可推導出：

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-溶腔內不溶物塌落后的堆積體積，m3；Vf-溶腔凈體積，m3；Vp-從溶腔內采出到地面的礦物鹽折算到地下的體積，m3；Ms-從溶腔內采出到地面的礦物鹽質量，kg；ρs-地下鹽巖密度，kg/m3；Cb-溶腔腔體內鹵水濃度，g/L；Cp-溶腔內采出來的鹵水濃度，g/L；Vl-從溶腔內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，由測井或巖心分析資料獲得；β-溶腔鹽巖段不溶礦物膨松系數，小數，一般取1.2～1.8。

圖1　

圖2　

圖3　

1.2應用實例

金壇地下鹽穴儲氣庫某溶腔井進行反循環溶腔，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%，不溶物的膨脹系數為（β）1.6，地層條件下固體鹽的密度（ρs）為2 165 kg/m3，計算腔體當日地下新增加的凈容積和地下溶蝕的鹽巖體積。

由公式（8）可計算得：Vf=306.6 m3/d

由公式（9）可計算得：Ve=446.1 m3/d

即某腔體當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　油水界面位置計算

金壇鹽穴儲氣庫采用雙管溶腔，溶腔外、內管分別選用APIΦ177.8 mm、Φ114.3 mm的長圓螺紋鋼管，阻溶劑選用國標0號柴油，溶腔過程中采用正反循環兩種方式溶腔。

2.1溶腔管柱水力摩阻計算

式中：Pf-從井口到某一深度處的管柱摩阻，Pa；L-管柱長度，m；d-管柱內徑，m；λ-水力摩阻系數，無因次；ρ-液體密度，kg/m3；V-管內液體流速，m/s；Re-雷諾數，無因次；μ-動力粘度系數，Pa·s；ε-管道表面粗糙系數；Δ-管道表面絕對粗糙度值。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：

（2）紊流流態（水力光滑區）：

（3）紊流流態（混合摩擦區）：

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

2.2腔體內壓力計算

式中：Ph-井腔內液體某一深度處的壓力，MPa；Pl-溶腔內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-從井口起的計算長度，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度。

2.3應用實例

圖4　金壇鹽穴儲氣庫某井溶腔示意圖

井號：金壇儲氣庫某井；生產日期：2014-06-27；溶腔方式：正循環；阻溶劑：柴油；溶腔管柱：內管（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；溶腔內管進口壓力：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；溶腔內管直徑：d=0.100 54 m；溶腔內管（舊油管）表面絕對粗糙度值取中間值：Δ=5.5 mm；注入淡水平均溫度31 C°，查表可知動力粘度系數：μ=0.000 784 Pa·s。

由公式（11）可計算得：Re=225 958；

由公式（15）可計算得：λ=0.075 4；

由公式（10）可計算得：Pf=1.304 MPa；

由公式（17）可計算出在溶腔內管管腳處壓力：Ph= 14.123 MPa；

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

3　結論及認識

（1）本文中介紹的利用溶腔生產參數計算腔體凈容積的方法簡便，目前已在金壇鹽穴儲氣庫的溶腔過程中得到應用，與聲吶測量得到的腔體凈體積進行對比，證實此方法的可靠性。為盡可能減小計算誤差，計算中不溶物含量參數應選用溶腔井段深度進行加權平均。

（2）利用溶腔生產參數計算油水界面，可以較準確判斷井下工況，減少利用儀器進行井下油水界面測井次數，節約了溶腔投資成本。

（3）在溶腔過程中，即使注入水流量不發生變化，鹵水濃度、管壁粗糙度、采出鹵水溫度等參數也會隨著注入水溫度、注入水含雜質情況及腔體直徑的變化發生一定改變，如果再考慮計量和監測儀表帶來的誤差，這些因素都可能導致油水界面計算誤差超出允許值。因此，油水界面計算并不能完全替代測井作業，并且應利用每次測井得到的油水界面值對計算參數進行修正。

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

［2］袁恩熙.工程流體力學［M］.北京：石油工業出版社，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年畢業于中國石油大學（華東）資源勘查工程專業，現主要從事鹽穴儲氣庫鉆井、井下作業工程管理工作，郵箱：cqklihaiwei@petrochina.com.cn。