劉繼芹，焦雨佳，李建君，施錫林

1.中國石油東部管道有限公司儲氣庫項(xiàng)目部，江蘇鎮(zhèn)江 212000

2.中國科學(xué)院武漢巖土力學(xué)研究所巖土力學(xué)與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北武漢 430071

鹽穴儲氣庫回溶造腔技術(shù)研究

劉繼芹1*，焦雨佳1，李建君1，施錫林2

1.中國石油東部管道有限公司儲氣庫項(xiàng)目部，江蘇鎮(zhèn)江 212000

2.中國科學(xué)院武漢巖土力學(xué)研究所巖土力學(xué)與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北武漢 430071

為提高地下鹽穴儲氣庫的經(jīng)濟(jì)性，在確保運(yùn)行安全前提下，開發(fā)企業(yè)要求鹽穴儲氣庫地下凈體積盡可能大，而在造腔過程中由于地質(zhì)情況、工程故障以及認(rèn)識不到位等原因?qū)е虑惑w部分鹽層未得到充分溶蝕，體積沒有達(dá)到最優(yōu)，為充分利用日漸匱乏的適合建庫鹽層，有必要進(jìn)行回溶造腔，提高單腔有效體積。利用注氣排鹵管柱，在注氣排鹵后，回注淡水，驅(qū)頂天然氣使鹵水界面至設(shè)計深度，對界面下鹽層進(jìn)行回溶擴(kuò)腔。為此，建立了回溶造腔數(shù)學(xué)模型，并針對金壇儲氣庫L井進(jìn)行回溶造腔模擬研究。結(jié)果表明，L井回溶造腔一個輪次可有效提高腔體有效體積13.04%，效果顯著。研究結(jié)果對提高鹽層利用率和已有腔體有效體積等具有重要意義。

鹽穴儲氣庫；回溶造腔；腔穴修補(bǔ)；天然氣阻溶；數(shù)值模擬

劉繼芹，焦雨佳，李建君，等.鹽穴儲氣庫回溶造腔技術(shù)研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2016，38(5)：122128.

LIU Jiqin，JIAO Yujia，LI Jianjun，et al.Back-leaching Technology in The Construction of Underground Salt Cavern Gas Storage[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition)，2016，38(5)：122128.

引言

隨著天然氣消費(fèi)量的逐年增長，天然氣應(yīng)急調(diào)峰需求也在不斷提高[1—2]，鹽穴儲氣庫作為一種安全、高效的地下存儲方式越來越受到中國天然氣企業(yè)的青睞[3—5]。鹽穴地下儲氣庫的建設(shè)投資成本較高，為了提高地下鹽穴儲氣庫的經(jīng)濟(jì)性，在確保運(yùn)行安全前提下，開發(fā)企業(yè)要求鹽穴地下凈體積盡可能大，而在建庫過程中由于地質(zhì)情況、工程故障以及認(rèn)識不到位等原因?qū)е蔓}穴腔體部分鹽層未得到充分溶蝕，體積沒有達(dá)到最優(yōu)[6—7]。同時，隨著中國鹽穴儲氣庫的建設(shè)，綜合考慮鹽穴儲氣庫選址的影響因素，中國可供鹽穴儲氣庫建腔的鹽礦資源越來越缺乏，造腔過程中必須充分利用鹽層，優(yōu)化資源配置[8—9]。使用柴油作為造腔阻溶劑安全、可控性好，是目前鹽穴儲氣庫造腔過程中普遍的選擇[1—0]。但是由于各種復(fù)雜情況導(dǎo)致部分層段未得到充分溶蝕的腔體，一般腔頂直徑較大或出現(xiàn)嚴(yán)重偏溶，繼續(xù)使用常規(guī)柴油阻溶方式進(jìn)行修補(bǔ)，柴油需求量巨大，經(jīng)濟(jì)成本太高，這種情況在金壇儲氣庫造腔過程中已經(jīng)出現(xiàn)。

董建輝等[1—1]開展了造腔過程中使用氮?dú)庾鳛樽枞軇┑脑烨还に嚴(yán)碚撗芯?，給出了腔體內(nèi)氣水界面穩(wěn)定時的井口注氣量計算模型。19世紀(jì)90年代，美國和德國等國已經(jīng)開展利用天然氣回溶工藝技術(shù)研究[12—13]，Sta?furt S 106使用回溶工藝，該井庫容增加7×104m3，Victor 7井使用回溶技術(shù)單腔庫容增加了11×104m3，采用天然氣作為阻溶劑回溶技術(shù)在德國普遍使用。雖然國外進(jìn)行了相關(guān)回溶造腔礦場試驗(yàn)，但還沒有成熟的商業(yè)模擬軟件可以有效模擬回溶造腔過程，指導(dǎo)回溶工程試驗(yàn)。中國還沒有進(jìn)行過相關(guān)理論研究及礦場試驗(yàn)。

對存在由于各種復(fù)雜情況導(dǎo)致部分層段未得到充分溶蝕的腔體進(jìn)行造腔擴(kuò)容，要求盡量減少作業(yè)工序，管柱組合簡單。此時造腔作業(yè)基本完成，要用大量阻溶劑控制鹵水界面深度保護(hù)腔頂，可以考慮使用天然氣作為阻溶劑，經(jīng)濟(jì)成本相對較低，天然氣直接來源于管道，又可重新回采入管道[1—4]。本文考慮應(yīng)用注氣排鹵管柱進(jìn)行回注淡水造腔，通過控制腔內(nèi)淡水的注入及天然氣的排出而控制氣鹵界面，保護(hù)腔體上部偏溶部分或已達(dá)設(shè)計要求的部分，防止腔頂繼續(xù)溶蝕，同時對下部未達(dá)溶部分進(jìn)行擴(kuò)容。

1 工藝設(shè)計

1.1 管柱結(jié)構(gòu)

回溶造腔作業(yè)一般在注氣排鹵完成后，此時地面天然氣管線已連接至井口，方便天然氣的取用，114.3 mm內(nèi)管及177.8 mm外管造腔管柱已更換為114.3 mm單管(圖1，Vs腔體有效體積，m3；Vsy剩余液體積，m3；Vsp不溶物體積，m3)。進(jìn)行回溶造腔作業(yè)時，減少了地面管線及地下管柱改造，降低了作業(yè)成本，回溶造腔結(jié)束后，提出單管，即可進(jìn)行注采氣運(yùn)行[1—5]。注氣排鹵時留一定的剩余鹵水可防止天然氣漏出，引發(fā)安全問題，不溶物為造腔時所沉積。

圖1 回溶造腔時管柱結(jié)構(gòu)Fig.1Strings structure of back-leaching

1.2 回溶造腔

回溶造腔過程通過中心管注入淡水，天然氣從環(huán)空管中排出(圖2a)，氣液界面下鹽壁在淡鹵水的作用下逐步融解(圖2b)，鹽穴半徑增大(圖2c)，當(dāng)?shù)⑷胫猎O(shè)計深度時，停注靜溶，待腔內(nèi)鹵水飽和后環(huán)空注天然氣進(jìn)行注氣排鹵作業(yè)。將氣鹵界面排至設(shè)定安全深度(圖2d)。此過程為回溶造腔一個輪次，如腔體仍未達(dá)到要求，可再進(jìn)行一個輪次回溶造腔?；厝茉烨恢饕芪g腔體中下部鹽巖，同時保護(hù)了腔體頂部。

回溶注淡水到腔頂一個輪次腔體溶鹽為

式中：Cs—飽和鹵水濃度，kg/m3；

ΔVsalt—回溶掉的鹽所占體積，m3；

a—鹽巖中不溶物含量，%；

b—不溶物膨脹系數(shù)，無因次；

ρsalt—純鹽密度，kg/m3。

圖2 回溶造腔步驟Fig.2Back-leaching steps

腔體有效體積增加量為ΔVs=ΔVsalt-ΔVsalt·a· b，由式(1)，有

2 回溶造腔數(shù)學(xué)模型

將腔體縱向劃分為等高度網(wǎng)格，橫向劃分為以井為中心的等角度扇形網(wǎng)格[16—19]。設(shè)網(wǎng)格高度足夠小，為ΔH；見圖3，從下往上對網(wǎng)格編號，設(shè)氣鹵界面所在網(wǎng)格編號為N；腔體徑向等角度劃分為K等份，見圖4；腔內(nèi)不溶物界面所在網(wǎng)格編號為M，則t時刻

式中：Rij—縱向第i個，平面j方向上網(wǎng)格半徑，m；

ΔH—網(wǎng)格高度，m；

Q—淡水注入量，m3/s；

ρ注—注入淡水密度，kg/m3；

Msaltt—t時刻的溶鹽量，kg；

ρt—t時刻腔內(nèi)鹵水密度，kg/m3。

不溶物沉積所占體積為溶鹽體積中不溶物膨脹后體積

式中：RINij—縱向第i個，平面j方向上網(wǎng)格初始半徑，m。 t

圖3 腔體縱向網(wǎng)格劃分Fig.3Cavity Longitudinal meshing

時刻腔內(nèi)不同深度，不同方向的半徑為

式中：Kij—鹽巖溶蝕速率，m/s；

Δt—時間步長，s。

鹽巖溶蝕速率計算公式為

T—腔內(nèi)溫度，°C；

Ct—t時刻腔內(nèi)平均鹵水濃度，kg/m3。

鹽巖溶蝕系數(shù)主要受側(cè)溶角(圖5)的影響，其計算公式為：

當(dāng)0≤ψ≤ψg時

式中：kw—水平方向的鹽巖溶蝕系數(shù)

kr—垂直方向的鹽巖溶蝕系數(shù)

ψg—側(cè)溶角，(°)。

圖5 鹽壁溶蝕角度示意圖Fig.5Salt rock dissolution angle diagram

腔內(nèi)鹵水在t時刻的平均濃度為

根據(jù)數(shù)學(xué)模型，回溶造腔模擬計算流程圖見圖6，具體計算步驟為：

圖6 計算流程圖Fig.6Computer process diagram

(1)根據(jù)注淡水量、溶鹽量結(jié)合鹵水濃度計算鹵水量，求取t時刻腔內(nèi)鹵水與天然氣界面位置，根據(jù)溶鹽量體積計算不溶物生成量計算不溶物界面位置；

(2)根據(jù)鹵水與天然氣界面位置判斷是否到達(dá)設(shè)計深度，如到達(dá)，停注靜溶，否則保持原注入速度注淡水；

(3)計算t～t+Δt期間腔體半徑增加量，及t+Δt時刻的腔體半徑；

(4)計算t+Δt時刻腔內(nèi)鹵水的濃度，并判斷鹵水是否飽和，如飽和計算結(jié)束，否則繼續(xù)步驟(1)。

3 實(shí)例應(yīng)用

金壇儲氣庫L井腔體主體部分平均直徑基本都在60 m以內(nèi)，還遠(yuǎn)小于初設(shè)最大直徑80 m，且L井與周圍鄰井安全礦柱值都大于200 m，P/D≥2.5，但由于考慮到腔頂明顯向南側(cè)溶，腔頂最大偏溶半徑達(dá)約40 m，見圖7、圖8。若該井要繼續(xù)溶腔，需防止腔頂繼續(xù)溶蝕，柴油量需求量將巨大，經(jīng)濟(jì)成本太高；若使用回溶造腔，經(jīng)濟(jì)成本將大大降低，擴(kuò)容潛力巨大，將大大增加單腔庫容。

圖7 L井三維顯示圖Fig.73D display of Well L

L井軸線腔底深度1 122 m，考慮網(wǎng)絡(luò)劃分方法局限，1 122 m以下兜狀體積不考慮入模型，軸線腔頂深度為1 026 m，假設(shè)管柱深度為1 118 m，氣鹵界面位置為1 117 m，將腔體垂直劃分網(wǎng)格間隔為0.25 m，徑向每5°劃分一個網(wǎng)格，考慮鹽巖中不溶物垂向非均質(zhì)性，回溶淡水注入速率為150 m3/h，為保護(hù)腔頂，設(shè)定1 035 m為回溶氣鹵液面上限。

回溶造腔一個輪次后，腔體最大直徑由70.90 m增加到76.94 m，符合安全標(biāo)準(zhǔn)，腔體體積由172 070 m3增大到194 500 m3，增加腔體體積22 430 m3，擴(kuò)容13.04%，效果顯著，與理論計算吻合?；厝芎笄惑w形狀與初始形狀截面對比見圖9、圖10。由圖9(藍(lán)色虛線為溶蝕后的腔體，下同)可知，腔底由于不溶物的堆積深度抬升到1 118 m，回溶造腔很好地保護(hù)了腔頂。由圖11可知，腔體下部平均半徑增加較上部顯著，最大值為4.5 m。

圖8 L井北南、西東方向截面圖Fig.8North-south and west-east direction cross-sectional view of Well L

圖9 L井回溶一個輪次后縱向截面對比圖Fig.9Longitudinal cross-sectional view of Well L after one turnover

圖10 L井回溶一個輪次后水平截面對比圖Fig.10Horizontal cross-sectional view of Well L after one turnover

圖11 L井不同深度半徑平均增加量Fig.11Average increase of Well L's radius at different depth

初始管柱深度決定著腔內(nèi)剩余飽和鹵水的量，管柱下放太深，注氣排鹵時不溶物容易堵塞管柱，管柱下放太淺，剩余液太多，不能充分利用腔體。一般情況下，至少預(yù)留液面超過管柱底部1 m左右以保護(hù)注氣排鹵過程。同時，管柱深度決定的初始飽和鹵水深度也影響著回溶造腔的效率及腔體形狀的變化，假設(shè)初始?xì)恹u液面深度分別在1 117，1 110，1 100 m，完成一個回溶造腔輪次后，腔體半徑平均增加量如圖12所示，初始液面越低，腔內(nèi)剩余飽和鹵水越低，腔體下部半徑較上部增加越顯著。這主要是初始液面越高，腔內(nèi)飽和鹵水越多，回溶初期，雖然注入了淡水，但腔內(nèi)鹵水濃度仍較高，由式(6)知，液面以下鹽壁的溶蝕速率仍較低，降低了腔體下部和上部半徑的變化差距。

圖12 管柱位置對半徑平均增加量影響Fig.12String position's effect on radius average increase

表1為不同初始液面位置時進(jìn)行回溶造腔一個輪次造腔增加的腔體體積，初始液面位置越高，雖然可以降低腔體底部半徑增加量，但同時也降低了腔體體積的增加，適合針對底部半徑擴(kuò)容潛力較小的腔體。

表1 不同初始液面下回溶效果Tab.1Back-leaching effects of different initial blanket level

4 結(jié)論

(1)回溶造腔時，可直接利用注氣排鹵管柱，管柱結(jié)構(gòu)簡單，可有效對中下部未達(dá)容腔體進(jìn)行擴(kuò)容，管護(hù)腔頂，充分利用有限可建庫鹽層，利用管道天然氣作為阻溶劑，節(jié)約工程成本。

(2)建立了回溶造腔數(shù)學(xué)模型，根據(jù)數(shù)學(xué)模型，編制回溶造腔軟件，考慮鹽巖不溶物縱向非均質(zhì)性及腔壁角度對溶蝕速率的影響。

(3)回溶造腔模擬結(jié)果顯示，經(jīng)過一個輪次回溶造腔后，有效擴(kuò)容22 430 m3，充分利用L井下部鹽層，同時研究了不同初始管柱深度對擴(kuò)容體積及腔體形狀發(fā)展趨勢的影響。

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劉繼芹，1988年生，男，漢族，山東濟(jì)寧人，助理工程師，碩士，主要從事鹽穴儲氣庫造腔工藝技術(shù)研究。E-mail：liujiqin@petrochina.com.cn

焦雨佳，1986年生，女，漢族，四川內(nèi)江人，助理工程師，主要從事儲氣庫方面的工作。E-mail：jiaoyujia@petrochina.com.cn

李建君，1982年生，男，漢族，江蘇常州人，工程師，碩士，主要從事鹽穴儲氣庫建設(shè)工作。E-mail：cqklijianjun@petrochina.com.cn

施錫林，1983年生，男，漢族，山東泰安人，博士，主要從事石油天然氣地下儲備方面的研究工作。E-mail：xlshi@whrsm.ac.cn

編輯：王旭東

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Back-leaching Technology in The Construction of Underground Salt Cavern Gas Storage

LIU Jiqin1*，JIAO Yujia1，LI Jianjun1，SHI Xilin2
1.Gas Storage Project Department of Eastern Gas Pipeline Co.Ltd.，PetroChina，Zhenjiang，Jiangsu 212000，China 2.State Key Laboratory of Geomechanics and Geotechnical Engineering，Institute of Rock and Soil Mechanics，CAS，Wuhan，Hubei 430071，China

In order to improve the economic efficiency，the developer always requires to maximize the net volume of the underground gas storage facilities on the premise of operation safety.However，due to geological reasons，engineering failures and inadequate comprehemsion，some salt layers often fail to dissolve during the storage-building process.To make the best use of the increasingly deficient salt formations suitable for underground gas storage facilities，back-leaching can be used to optimize the volume of the gas storage facility.After gas-injection and debrining，fresh water is injected by tubing strings to pushtheinterfaceofthebrineandgasatthedesigneddepth.Bydoingthatthesaltformationsbelowtheinterfacecanbeleached again，which will enlarge the volume of the leached caverns.We established the back-leaching mathematic models and wrote calculation program.The pilot back-leaching in well-L in Jintan project shows the effective volume of the cavern can be raised by 13.04 percent.This research is important for enhancing the efficiency of the use of salt formations and will improve the effective volume of the built caverns.

salt cavern gas storage；back-leaching；cavity repair；SMUG；numerical simulation

10.11885/j.issn.16745086.2015.02.24.02

16745086(2016)05012207

TE822

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20161010.1050.006.html

20150224

時間：20161010

劉繼芹，E-mail：liujiqin@petrochina.com.cn

中國石油科技重大專項(xiàng)(2015E 40)，國家自然科學(xué)基金(51404241)。