虞維超，薛魯寧，黃維和，張也，溫凱，宮敬*

1中國石油大學(xué)(北京)油氣管道輸送安全國家工程實驗室, 北京 102249

2 中國石油管道科技研究中心油氣管道輸送安全國家工程實驗室, 廊坊 065000

3 中國石油天然氣股份有限公司, 北京 100007

儲氣庫可靠性一體化分析方法研究

虞維超1，薛魯寧2，黃維和3，張也1，溫凱1，宮敬1*

1中國石油大學(xué)(北京)油氣管道輸送安全國家工程實驗室, 北京 102249

2 中國石油管道科技研究中心油氣管道輸送安全國家工程實驗室, 廊坊 065000

3 中國石油天然氣股份有限公司, 北京 100007

地下儲氣庫作為大型天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)的重要組成部分，確保其安全可靠運(yùn)行對保障管網(wǎng)系統(tǒng)的供氣能力尤為重要。本文針對枯竭油氣藏型地下儲氣庫的工藝特點(diǎn)和功能分區(qū)，將儲氣庫系統(tǒng)工藝流程分為采氣工藝和注氣工藝；功能區(qū)塊分為地下儲層、注采井系統(tǒng)和地面系統(tǒng)。通過注采井系統(tǒng)將地下儲層和地面系統(tǒng)聯(lián)系起來，并采用基于一體化的可靠性分析方法，計算給定注采任務(wù)下，儲氣庫系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性。最后，以某儲氣庫為例，對其運(yùn)行可靠性進(jìn)行評價。

地下儲氣庫；運(yùn)行可靠性；一體化分析；地下儲層；注采井系統(tǒng)；地面系統(tǒng)

隨著天然氣需求的增加，天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)作為天然氣輸送的主要方式之一，其在能源安全和經(jīng)濟(jì)發(fā)展中的地位日益提升。因此，如何提高管網(wǎng)系統(tǒng)的供氣安全，保障用戶供氣已經(jīng)成為當(dāng)前的研究熱點(diǎn)。天然氣需求受季節(jié)和氣溫的波動較大，而供給相對穩(wěn)定，為滿足供需平衡，必須采用調(diào)峰措施來保障管網(wǎng)系統(tǒng)安全平穩(wěn)供氣。地下儲氣庫(Underground Gas Storage, UGS)、高壓長輸管道的末段儲氣能力、以及調(diào)峰型LNG(Lique fi ed Natural Gas, LNG)接收站均可在匹配峰荷和增加供氣可靠性等方面發(fā)揮重要作用。特別是地下儲氣庫，其作用主要可以分為兩大方面：一方面在管網(wǎng)系統(tǒng)正常工作時，可以用于季節(jié)性調(diào)峰，即在用氣低谷時將富余天然氣注入儲氣庫內(nèi)儲存，在用氣高峰時將儲氣庫內(nèi)天然氣提取供給用戶；另一方面在意外事故導(dǎo)致管道系統(tǒng)供氣中斷時，它們可以作為應(yīng)急氣源，提高供氣可靠性[1]。因此，地下儲氣庫的安全可靠運(yùn)行對保障管網(wǎng)系統(tǒng)的供氣能力和提高系統(tǒng)的供氣可靠度具有重要意義[2]。

根據(jù)國際天然氣聯(lián)盟(IGU)的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，自1915年在加拿大安大略省Welland氣田建成第一座地下儲氣庫以來，截至2015年，全球在運(yùn)營的地下儲氣庫約630座，其中枯竭油氣藏型占78%。我國于20世紀(jì)70年代在大慶油田開始嘗試地下儲氣庫建設(shè)，1999年建成第一座真正意義上的商業(yè)調(diào)峰儲氣庫，即天津大港大張坨地下儲氣庫[3]。截止到2015年年底，我國共建立11座地下儲氣庫，其中10座是枯竭油氣田型儲氣庫，1座鹽穴型儲氣庫，總的工作氣量176億立方米，主要分布在環(huán)渤海和東部地區(qū)[4]。從儲氣庫類型來看，主要包括枯竭油氣藏型、含水層、鹽穴和巖洞，其中枯竭油氣藏型地下儲氣庫應(yīng)用最為廣泛，其可靠性研究也是本文研究的重點(diǎn)?？萁哂蜌獠匦偷叵聝鈳炱淙珘勖诳杉?xì)分為五個階段：規(guī)劃階段、設(shè)計階段、施工階段、運(yùn)營階段和廢棄階段，國內(nèi)外研究重點(diǎn)在前四個階段，每個階段都有不安全因素存在[5]。截至到2008年全球枯竭油氣藏型地下儲氣庫的事故共16起，事故發(fā)生率約為3%。美國為儲庫事故高發(fā)區(qū)，共計14起，約占事故總數(shù)的88%，而發(fā)生在加利福尼亞州的事故高達(dá)11起，占總數(shù)的69%[6]。

由此可知，儲氣庫在運(yùn)營階段，其可靠運(yùn)行受到諸多因素影響，且儲氣庫一旦失效，會造成較大的人員傷亡和經(jīng)濟(jì)損失，因此對儲氣庫運(yùn)行可靠性進(jìn)行研究具有重要意義和價值。儲氣庫具有“高產(chǎn)低產(chǎn)變化頻繁、高壓低壓變化強(qiáng)烈、周期注采長期使用”的特點(diǎn)，需要其具有“注得進(jìn)、采得出、存得住”的功能[7]，對于儲氣庫可靠性的研究，具有其獨(dú)特之處，目前國內(nèi)外學(xué)者也對這方面做了大量研究。

1 儲氣庫可靠性研究現(xiàn)狀

儲氣庫是由多類型單元組成的復(fù)雜系統(tǒng)，基于其功能分區(qū)，將儲氣庫系統(tǒng)分為地下儲層、注采井系統(tǒng)和地面系統(tǒng)。其中地面系統(tǒng)設(shè)備單元按注采氣工藝特點(diǎn)，分為注氣工藝設(shè)備，包括過濾器、壓縮機(jī)、空冷器、高壓管段及閥門，以及采氣工藝設(shè)備，包括閥門，分離器、空冷器、換熱器、壓力管道等。

根據(jù)失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計，枯竭油氣藏型地下儲氣庫主要存在三種事故類型：儲庫密閉性問題、注采井或套管的結(jié)構(gòu)損壞和地面設(shè)施的失效[8]，國內(nèi)外對于枯竭油氣藏儲氣庫可靠性研究也主要集中在這三方面。

儲氣庫失效事故大部分與儲庫密閉性有關(guān)[9]，文獻(xiàn)[10]針對儲氣庫泄漏而造成的運(yùn)行過程中氣體從儲層遷移、泄露到地面的事故，對氣體遷移機(jī)理、遷移路徑和對應(yīng)的風(fēng)險進(jìn)行研究，并提出了相應(yīng)的預(yù)防措施。文獻(xiàn)[11]將凸集模型引入到儲氣庫不活動斷層滑移非概率可靠度分析中，建立了斷層滑移極限狀態(tài)函數(shù)和儲氣庫斷層滑移非概率可靠度計算模型。文獻(xiàn)[12-13]對影響斷層滑移可靠性的主要因素進(jìn)行了分析，采用地質(zhì)力學(xué)和數(shù)值模擬的方法，確定孔隙壓力為斷層可靠性最敏感因素。文獻(xiàn)[14]采用響應(yīng)面方法分析儲氣庫注氣過程對斷層可靠性的影響，并得到斷層參數(shù)的變化對斷層可靠性有較大影響的結(jié)論。文獻(xiàn)[15]以板中北儲氣庫為例，綜合定性和定量方法，系統(tǒng)評價了板中北儲氣庫斷層封閉完整性。文中在采用了目前通用的斷層封閉完整性評價方法：泥巖涂抹因子計算方法[16]和斷層泥質(zhì)比率法的同時，還使用自然伽馬多元回歸法定量評價斷層封閉完整性。文獻(xiàn)[5]從儲氣庫巖體材料受力破壞角度出發(fā)，采用摩爾-庫倫準(zhǔn)則建立儲氣庫蓋層極限狀態(tài)方程，并利用蒙特卡洛算法計算蓋層可靠度。

套管是儲氣庫采出注入的通道，它的運(yùn)行安全直接關(guān)系到儲氣庫注采任務(wù)能否順利完成，是油氣儲庫運(yùn)營的重要樞紐。據(jù)統(tǒng)計，套管損壞所造成儲氣庫事故約占儲氣庫事故總數(shù)的31%[17]。因此，對套管進(jìn)行安全評價和可靠性研究顯得十分重要。傳統(tǒng)的套管安全評價不考慮套管運(yùn)行過程中的不確定性因素，采用安全系數(shù)法對套管強(qiáng)度進(jìn)行評價[18]。針對傳統(tǒng)的安全系數(shù)方法的不確定性，文獻(xiàn)[19]基于結(jié)構(gòu)可靠度理論和隨機(jī)原理，采用量化風(fēng)險評價的方法，考慮套管運(yùn)行過程中的各種不確定性因素，計算套管在不同荷載下結(jié)構(gòu)可靠度。文獻(xiàn)[20]考慮了儲氣庫運(yùn)營過程中儲庫套管受到儲氣內(nèi)壓、材料參數(shù)和幾何尺寸等不確定性因素的影響，建立了鹽巖儲氣庫的套管結(jié)構(gòu)模型和基于Von Mises屈服準(zhǔn)則的套管結(jié)構(gòu)功能函數(shù)，應(yīng)用響應(yīng)面法結(jié)合蒙特卡洛抽樣計算獲得儲庫在高壓和低壓運(yùn)行條件下套管結(jié)構(gòu)可靠度的變化規(guī)律。文獻(xiàn)[21]依托973課題——油氣儲庫群運(yùn)營中的災(zāi)變風(fēng)險評估與調(diào)控機(jī)制，研究了套管在不同風(fēng)險因子下的失效概率變化情況。文獻(xiàn)[22]對套管的設(shè)計和套損修復(fù)提出可行建議和措施。文獻(xiàn)[23]通過對三維套管-水泥環(huán)-圍巖系統(tǒng)失效概率及敏感性因素進(jìn)行分析，得出采氣階段，由儲氣庫腔體應(yīng)力狀態(tài)和體積變形規(guī)律確定的最大采氣降壓速率不會影響套管系統(tǒng)的安全性。文獻(xiàn)[24]基于故障樹模型，提出采用可靠性理論對套管壽命進(jìn)行預(yù)測的方法，并根據(jù)套管損壞數(shù)據(jù)，對模型結(jié)果加以驗證。

對于地面系統(tǒng)的可靠性研究，文獻(xiàn)[25]采用RBI(基于風(fēng)險的檢驗)技術(shù)，分析和確定地下儲氣庫地面系統(tǒng)風(fēng)險等級和風(fēng)險值，并提出提高系統(tǒng)安全性的措施。文獻(xiàn)[26]基于API581對地下儲氣庫站場進(jìn)行了風(fēng)險評價，根據(jù)各設(shè)備存在的風(fēng)險因素不同，將站場設(shè)備分為壓縮氣體單元、氣體處理單元和管段單元進(jìn)行風(fēng)險分析，并根據(jù)分析結(jié)果，提出了降低站場風(fēng)險的措施。文獻(xiàn)[27]對壓縮機(jī)系統(tǒng)危險因素進(jìn)行辨識，建立壓縮機(jī)失效的事故樹模型；并基于RCM理論對壓縮機(jī)系統(tǒng)進(jìn)行FMEA分析；且對壓縮機(jī)爆炸事故危害進(jìn)行研究。文獻(xiàn)[28]采用有限元分析方法對儲氣庫注氣壓縮機(jī)在注氣過程中故障情況進(jìn)行動態(tài)故障模擬分析。文獻(xiàn)[29-30]開展了以可靠性為中心的維修決策分析，建立了地下儲氣庫注采壓縮機(jī)風(fēng)險評價方法，制定了針對故障原因的維修策略與任務(wù)。文獻(xiàn)[31]重點(diǎn)研究了幾個影響地下儲氣庫系統(tǒng)可靠性置信區(qū)間下限確定的特定部件(儲氣罐、集輸管線和安全閥等)，根據(jù)構(gòu)成儲氣庫系統(tǒng)的特定部件(儲氣罐、集輸管線和安全閥等)壽命的分布不同，構(gòu)建相應(yīng)的模型。

以上針對地下儲氣庫運(yùn)行可靠性的研究，都只是對儲氣庫系統(tǒng)某一單元或設(shè)備進(jìn)行的分析，缺乏對儲氣庫整體的可靠性評價，而且對于設(shè)備可靠性的評價，大部分是基于結(jié)構(gòu)可靠度原理，沒有將儲氣庫注采工藝分析和可靠性計算結(jié)合，不能夠反映設(shè)備實際運(yùn)行情況。本文的研究是在吸收總結(jié)儲氣庫各組成單元可靠性研究的基礎(chǔ)上，提出有別于一般站場的可靠性分析方法，將儲氣庫工藝計算與可靠性評價相結(jié)合，突出儲氣庫周期注采的特點(diǎn)，形成一套適用于儲氣庫可靠性分析的一體化評價方法。

2 基于儲層狀態(tài)空間模型的儲氣庫運(yùn)行可靠性一體化評價方法

2.1 儲氣庫可靠性一體化評價方法框架

儲氣庫可靠性一體化評價方法包括三個層級，如圖1所示：較低層級的系統(tǒng)注采氣工藝計算；中間層級的基于工藝計算結(jié)果的設(shè)備單元可靠度評價；最高層級的基于系統(tǒng)可靠性理論，給定工況下儲氣庫系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性評價。

2.2 儲氣庫系統(tǒng)工藝計算

圖1 儲氣庫可靠性一體化評價方法框圖Fig. 1 Flowchart for evaluating operating reliability of UGS

圖2 注氣工藝流程圖Fig. 2 Flow chart of gas injection process

儲氣庫系統(tǒng)包括注入、采出天然氣兩類工藝。具體為，注氣工藝流程：干線天然氣來氣經(jīng)進(jìn)站過濾器處理，由往復(fù)式壓縮機(jī)組增壓和出口油過濾器氣凈化，通過注采氣閥組調(diào)節(jié)處理，經(jīng)注氣井注入地下儲層；采氣工藝流程：地下儲層天然氣經(jīng)采氣井采出，由注采氣閥組調(diào)節(jié)處理，進(jìn)入地面系統(tǒng)氣體處理設(shè)施處理后外輸。具體工藝流程如圖2和圖3所示。

圖3 采氣工藝流程圖Fig. 3 Flow chart of gas production process

根據(jù)工藝特點(diǎn)，儲氣庫工藝計算分為注氣工藝計算和采氣工藝計算兩種。采用地層產(chǎn)能公式、注采過程中油管流動動態(tài)分析和井口壓力與井底壓力計算模型、地面系統(tǒng)水力-熱力計算模型(包括管道水力-熱力計算模型、地面設(shè)備水力-熱力計算模型)可以確定在給定工況和不同開井方案下，設(shè)備單元壓力、流量、溫度等參數(shù)，從而為設(shè)備可靠度計算提供數(shù)據(jù)支持。

2.2.1 地層產(chǎn)量模型

(1)地層壓力在注采過程中的變化

本文所研究對象是弱邊水驅(qū)動氣藏，邊水作用有限。因此，采用定容氣藏的物質(zhì)平衡方程式對儲氣庫庫容量進(jìn)行研究，并得到給定注采周期內(nèi)地層壓力和儲氣庫庫容量關(guān)系。

(2)儲氣庫氣井產(chǎn)能公式[32-33]

通過對比氣井達(dá)西公式、紊流條件下的二項式產(chǎn)能公式和Fetkovich公式(指數(shù)式)，發(fā)現(xiàn)適用于高產(chǎn)氣井和紊流的二項式產(chǎn)能公式最適用于儲氣庫氣井，即

式中：qsc為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下(293K，101KPa)下單井氣體產(chǎn)量，m3/d；；Pr為地層壓力，MPa；Pwf為井底流壓，MPa；K為地層滲透率，10-3μm2；h為氣層厚度，m；μ為氣體黏度，mPa· s；為平均溫度，K；為平均氣體偏差系數(shù)；re為泄油半徑，m；rw為井筒半徑，m；s為表皮因子，無量綱；rg為氣體相對質(zhì)量；Dq為慣性系數(shù)，(m3/d)2；β為速度系數(shù)，m-1。注氣過程也可以采用該公式。

2.2.2 注采氣過程中油管流動特性分析和井口井底壓力計算

(1)對于采氣工藝，由井筒流出動態(tài)模型計算氣柱垂直管流壓力，得到采氣時井口和井底壓力關(guān)系：

式中：Pwh為油管井口壓力，MPa；為井筒內(nèi)動氣注平均溫度，K；為井筒內(nèi)動氣注壓縮系數(shù)；D為油管直徑，cm；γg為天然氣相對密度；H為氣層中部深度，m；f為油管阻力系數(shù)。

(2)對于注氣工藝，井底和井口壓力關(guān)系為

2.2.3 地面系統(tǒng)水力計算

(1)高壓管段水力-熱力計算模型

參照規(guī)范[34]，對高壓管道進(jìn)行水力計算：

式中：Qsc為儲氣庫注采氣量，m3/d；P1為輸氣管道計算段的起點(diǎn)壓力(絕)，MPa；P2為輸氣管道計算段的終點(diǎn)壓力(絕)，MPa；d為輸氣管道內(nèi)直徑，cm；λ為水力摩阻系數(shù)；Z為氣體壓縮系數(shù)；Δ為氣體的相對密度；為氣體的平均溫度，K；Lp為輸氣管道計算段的長度，km。

(2)注氣壓縮機(jī)組工藝計算模型

式中：Ns為壓縮機(jī)組的實際軸功率，kW；γ為氣體的絕熱指數(shù)；Ps為壓縮機(jī)組進(jìn)口狀態(tài)下壓力，Pa；Z1為壓縮機(jī)進(jìn)氣條件下氣體壓縮機(jī)系數(shù)；Z2壓縮機(jī)排氣條件下氣體壓縮系數(shù)；η為壓縮機(jī)組的絕熱系數(shù)；ηm為壓縮機(jī)組的機(jī)械效率；ηt為壓縮機(jī)組傳動效率。

(3)地面氣體處理設(shè)備如過濾器、分離器、換熱器和空冷器，其水力-熱力計算模型與常規(guī)天然氣站場的計算方法相同。

2.3 設(shè)備可靠度計算

設(shè)備單元可靠度計算主要采用基于運(yùn)行工況的評價方法。對于設(shè)備單元，都有其運(yùn)行負(fù)荷承受的上限或是臨界值，當(dāng)設(shè)備實際運(yùn)行工況在臨界值以下時，認(rèn)為是可靠運(yùn)行；當(dāng)運(yùn)行工況超過其臨界值，則認(rèn)為發(fā)生失效，不能滿足任務(wù)要求。根據(jù)設(shè)備運(yùn)行工況超過臨界值后的失效后果不同，將其分為基于結(jié)構(gòu)破壞的硬失效評價方法和基于停機(jī)保護(hù)的軟失效評價方法。

2.3.1 基于結(jié)構(gòu)破壞的硬失效評價方法

(1)地層可靠度模型

對于注氣流程，采用拉伸破壞(壓裂)準(zhǔn)則，建立其限狀態(tài)方程：

對于采氣流程，基于摩爾庫倫失效準(zhǔn)則，建立其極限狀態(tài)方程：

式中：Pw為井筒壓力，MPa；σv為井眼受軸向應(yīng)力，MPa；σh為最小水平地應(yīng)力，MPa；C0為單軸抗壓強(qiáng)度，MPa；v為泊松比；α為biot系數(shù)，與巖性有關(guān)，無量綱；T0為材料的抗拉強(qiáng)度，MPa。

greservoir≤0表示地層處于失效狀態(tài)，地層可靠度為Rreservoir=1-Prob(greservoir≤0)。

(2)套管可靠度模型

根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[35]，得到套管受壓破壞極限狀態(tài)方程，其表達(dá)式為：

式中：Pt為套壓，MPa；Pba為套管三軸抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa；Ta為套管三軸抗拉強(qiáng)度；ri為管材內(nèi)半徑，mm；ro為管材外半徑，mm；σa為軸向應(yīng)力；σy為屈服強(qiáng)度，MPa；t為壁厚，mm；Dc管材外徑，mm；AP為管材截面積，mm2，；Dci為管材內(nèi)徑，mm。

(3)油管可靠度模型

油管受壓破壞極限狀態(tài)方程的表達(dá)式為

2.3.2 基于停機(jī)保護(hù)的軟失效評價方法

對于地面系統(tǒng)大部分設(shè)備單元，例如壓縮機(jī)、分離器、過濾器等，設(shè)備實際運(yùn)行工況超過臨界值，會導(dǎo)致其性能參數(shù)超過安全閾值而出現(xiàn)設(shè)備停機(jī)保護(hù)情況。因此，對于此類設(shè)備，分析其設(shè)備停機(jī)保護(hù)的軟失效情況，采用基于運(yùn)行狀態(tài)的可靠度分析方法對其可靠度進(jìn)行評價。

(1)壓縮機(jī)可靠度模型

注氣壓縮機(jī)是儲氣庫的核心設(shè)備，只有壓縮機(jī)安全可靠運(yùn)行，才能保證整個儲氣庫的正常運(yùn)轉(zhuǎn)。對于注氣壓縮機(jī)的可靠度評價，主要有基于故障樹可靠性建模、基于重要單元結(jié)構(gòu)的可靠度建模、基于故障數(shù)據(jù)的可靠度建模和基于運(yùn)行工況的可靠度建模[39-40]。前3種方法存在兩大問題：1)對壓縮機(jī)故障數(shù)據(jù)需求較高；2)不能反映不同的注氣工況下壓縮機(jī)實際運(yùn)行狀態(tài)。因此，針對缺乏壓縮機(jī)故障數(shù)據(jù)，以及需要將注氣工藝和可靠性評價結(jié)合的需求，本文采用基于運(yùn)行工況的可靠度建模方法對壓縮機(jī)可靠度進(jìn)行評價。

建立往復(fù)式壓縮機(jī)基于運(yùn)行狀態(tài)的極限狀態(tài)方程，其表達(dá)式為

其中：Nset為壓縮機(jī)最大軸功率，kW。

采用公式(19)，得到壓縮機(jī)組可靠度計算公式：

(2)分離器、過濾器、換熱器和空冷器可靠度模型

地面系統(tǒng)其他設(shè)備單元，如過濾器、空冷器、換熱器和分離器等設(shè)備，屬于壓力容器，建立以下極限狀態(tài)方程，即

其中：Pset_filter、Pset_cooler、Pset_exchanger、Pset_separator分別為過濾器、空冷器、換熱器和分離器最大允許壓力，MPa；Pop為設(shè)備在不同工況下實際運(yùn)行壓力，MPa。

采用公式(20)-(23)，可以得到過濾器、空冷器、換熱器和分離器單元可靠度：

2.4 儲氣庫可靠性一體化評價方法

儲氣庫系統(tǒng)是一個典型的多級分層系統(tǒng)，按功能分區(qū)可以分為地下儲層、注采井系統(tǒng)和地面工程系統(tǒng)，通過注采井系統(tǒng)將地下儲層和地面系統(tǒng)相聯(lián)系。基于單元可靠度評價結(jié)果，采用系統(tǒng)可靠性理論，可以對各子系統(tǒng)的可靠性進(jìn)行評價。

(1)對于地面系統(tǒng)，按照實際注采氣工藝的可靠性框圖，如圖4和圖5所示，采用系統(tǒng)可靠性理論評價其可靠性。

圖4 儲氣庫注氣工藝地面系統(tǒng)可靠性框圖Fig. 4 Reliability block diagram of gas injection process

圖5 儲氣庫采氣工藝地面系統(tǒng)可靠性框圖Fig. 5 Reliability block diagram of gas production process

注氣工藝時：

采氣工藝時：

(2)對于注采井系統(tǒng)，在給定的任務(wù)下，只需所有N口井中，存在k口井正常工作即可，可以簡化為k/n冗余系統(tǒng)，采用遞歸算法或通用生成算法，計算注采井系統(tǒng)可靠性：

因此，儲氣庫系統(tǒng)運(yùn)行可靠性為：

其詳細(xì)的一體化分析流程如圖6所示。

3 算例

采用某枯竭氣藏型地下儲氣庫實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，基于本文提出的可靠性模型，評價該儲氣庫在注采氣期間系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性。在算例計算時，進(jìn)行以下假設(shè)：

(1) 不考慮輔助生產(chǎn)系統(tǒng)對儲氣庫可靠性的影響；

(2) 設(shè)備單元采用確定的失效判據(jù)；

(3) 設(shè)備的狀態(tài)相互獨(dú)立；

(4) 不考慮各子系統(tǒng)之間可靠性的相互影響。

該儲氣庫位于環(huán)渤海地區(qū)，已運(yùn)行15年，共有17口可注可采井。采用擬合方法得到地下儲氣庫地層壓力和地下儲量的關(guān)系：

其中：Qin為地下儲量，億m3。

由實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)可知，該儲氣庫地層壓力正常區(qū)間為15～29.77 MPa(見圖7)。

圖6 儲氣庫可靠性一體化分析流程Fig. 6 Procedure for evaluating the operating reliability based on the integration method

圖7 儲氣庫地層壓力與儲庫儲量關(guān)系Fig. 7 Relationship between reservoir pressure and inventory of UGS

3.1 注氣算例

儲氣庫系統(tǒng)注氣前地層壓力25.5 MPa，現(xiàn)需注氣320萬m3/d，注氣時間為30天，儲氣庫沖蝕累計天數(shù)0天。注氣站干線來氣壓力2.7 MPa。注氣站與注采平臺的注氣管線采用Φ219 mm×18 mm無縫鋼管(X60材質(zhì))。

需要注意的是，儲氣庫運(yùn)行工況和系統(tǒng)可靠性與儲氣庫開井方案即開井?dāng)?shù)目直接相關(guān)。以開10口井為例，計算在此開井方案下，系統(tǒng)的工藝參數(shù)以及設(shè)備單元可靠度。

圖8 注氣期內(nèi)地層壓力隨注氣時間變化Fig. 8 Dependence of reservoir pressure on the time of injection cycle

圖9 開井?dāng)?shù)為10時，地層壓力、井底流壓、井口壓力、地層可靠度和注采井系統(tǒng)可靠度變化隨注氣時間變化Fig. 9 Dependence of reservoir pressure, bottom-hole pressure, wellhead pressure, reliability of reservoir and reliability of well system on the time of injection cycle whenk=10

采用文中提出的方法，計算注氣期內(nèi)地層壓力、井底壓力、井口壓力、壓縮機(jī)出口壓力隨注氣時間的變化情況以及地層可靠度、注采井系統(tǒng)可靠度和地面系統(tǒng)可靠度變化情況，最終得到儲氣庫系統(tǒng)運(yùn)行可靠度(圖8-圖11)。工藝計算結(jié)果表明，儲氣庫在開10口井時，油管的氣體流量小于油管最大沖蝕流量，油管未發(fā)生沖蝕。

圖10 開井?dāng)?shù)為10時，壓縮機(jī)出口壓力，管道、壓縮機(jī)、進(jìn)站過濾器和出口油過濾器可靠度隨注氣時間變化Fig. 10 Dependence of discharge pressure, reliability of pipeline, compressor units, fi lters on the time of injection time whenk=10

圖11 給定注氣任務(wù)時，系統(tǒng)在不同開井方案下可靠性計算結(jié)果Fig. 11 Operating reliability of underground gas storage for case of gas injection

通過本文提出的方法，可以計算儲氣庫系統(tǒng)在不同開井方案即開井?dāng)?shù)目下，系統(tǒng)運(yùn)行可靠性。由計算結(jié)果可知，當(dāng)開井?dāng)?shù)為10時，儲氣庫系統(tǒng)完成給定注氣任務(wù)的運(yùn)行可靠性最高，為0.862 21。地面設(shè)備除注氣壓縮機(jī)外，存在較大冗余，且易于管理和維修，因此其可靠度要高于地下系統(tǒng)各單元，可靠度趨近于1；儲氣庫注氣工藝運(yùn)行可靠性主要受地層可靠度和壓縮機(jī)組可靠度影響。

3.2 采氣算例

儲氣庫采氣前地層壓力30 MPa，需采氣500萬m3/d，采氣時間10天，儲氣庫沖蝕累計天數(shù)0天。井口節(jié)流閥閥后控制壓力為6.5 MPa。注采平臺與集氣站的集氣管線采用Φ325 mm×8 mm螺旋焊縫鋼管(X60材質(zhì))。

儲氣庫運(yùn)行工況和系統(tǒng)可靠性與儲氣庫開井方案即開井?dāng)?shù)目直接相關(guān)，本文以開10口井為例，計算在此開井方案下，完成給定采氣任務(wù)的系統(tǒng)可靠度。

首先，計算地層壓力、井底壓力、井口壓力隨采氣時間變化規(guī)律，以及地層可靠度、注采井系統(tǒng)可靠度和地面系統(tǒng)可靠度變化規(guī)律，最終得到儲氣庫系統(tǒng)可靠度(圖12-圖14)。

由工藝計算可知，儲氣庫在開10口井的情況下，油管的氣體流量小于油管最大沖蝕流量，油管未發(fā)生沖蝕。且因該儲氣庫采用井口節(jié)流、中壓集輸工藝，在采氣量不超過最大允許采氣量時，地面設(shè)備冗余度高，易于管理和維修，設(shè)備的可靠度趨近于1。

采用本文提出的方法，可以計算儲氣庫系統(tǒng)在不同開井方案即開井?dāng)?shù)目下，系統(tǒng)運(yùn)行可靠性。由計算結(jié)果可知，當(dāng)開井?dāng)?shù)為10時，儲氣庫系統(tǒng)完成給定采氣任務(wù)的運(yùn)行可靠性最高，為0.940 65。

圖12 采氣期內(nèi)地層壓力隨采氣時間變化Fig. 12 Dependence of reservoir pressure on the time of production cycle

通過上述兩個算例可知：1)儲氣庫在不同的開井方案即開井?dāng)?shù)目下，系統(tǒng)運(yùn)行可靠性不同，需要選擇最優(yōu)的開井?dāng)?shù)，以確保系統(tǒng)可靠性最高；2)儲氣庫系統(tǒng)注氣時，系統(tǒng)可靠度主要受壓縮機(jī)組和地層可靠度影響；采氣時，地面系統(tǒng)采用井口節(jié)流、中壓集輸?shù)墓に嚕?dāng)采氣量不高于最大允許采氣量時，地面系統(tǒng)可靠度趨近于1，系統(tǒng)可靠度主要受地層可靠度影響；3)本文提出的一體化方法可以對儲氣庫完成給定注采任務(wù)的能力進(jìn)行評價或預(yù)測。

圖13 開井?dāng)?shù)為10時，地層壓力、井底流壓、井口壓力、地層可靠度和注采井系統(tǒng)可靠度變化隨采氣時間變化Fig. 13 Dependence of reservoir pressure, bottom-hole pressure, wellhead pressure, reliability of reservoir and reliability of well system on the time of production cycle whenk=10

圖14 給定采氣任務(wù)時，系統(tǒng)在不同開井方案下的可靠性計算結(jié)果Fig. 14 Operating reliability of underground gas storage for case of gas production

4 結(jié)論

儲氣庫可靠性一體化分析是儲氣庫可靠性評價的關(guān)鍵。以往的研究只是對儲氣庫各子單元的可靠度進(jìn)行分析，對整體可靠性的研究較少。本文提出的儲氣庫運(yùn)行可靠性一體化分析方法，將儲氣庫按工藝流程分為注氣工藝流程和采氣工藝流程；按功能分區(qū)分為地下儲層、注采井系統(tǒng)和地面系統(tǒng)。根據(jù)儲氣庫的工藝特點(diǎn)將儲氣庫各個功能分區(qū)聯(lián)系起來，采用文中提出的可靠性一體化評價方法，計算給定任務(wù)下儲氣庫系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性，計算結(jié)果能夠反映系統(tǒng)完成給定注采氣任務(wù)的能力。通過本文研究得到以下結(jié)論：

(1)儲氣庫系統(tǒng)設(shè)備單元可靠度的評價中，地下儲層、注采井和管道側(cè)重的是結(jié)構(gòu)安全，采用結(jié)構(gòu)可靠度計算方法進(jìn)行分析；地面系統(tǒng)大部分設(shè)備單元，例如壓縮機(jī)、分離器、過濾器等，采用的是基于設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)的可靠度計算方法進(jìn)行分析。

(2)儲氣庫運(yùn)行工況和系統(tǒng)可靠性與開井方案即開井?dāng)?shù)目k直接相關(guān)，實際運(yùn)行時，需要選擇最優(yōu)的開井?dāng)?shù)，以確保系統(tǒng)運(yùn)行可靠性最高。

(3)通過一體化的可靠性分析方法，可以計算在給定任務(wù)情況下，儲氣庫系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性，為儲氣庫系統(tǒng)運(yùn)行管理、事故維修提供技術(shù)支持。

致謝

本研究得到中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院彭熾博士研究生的大力幫助，在此表示誠摯的感謝。

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An integration method for evaluating the operating reliability of underground natural gas storage

YU Weichao1, XUE Luning2, HUANG Weihe3, ZHANG Ye1, WEN Kai1, GONG Jing1
1 National Engineering Laboratory for Pipeline Safety, China University of Petroleum-Beijing, Beijing 102249, China
2 National Engineering Laboratory for Oil and Gas Pipeline Transportation Safety, China Petroleum Pipeline Science and Technology Research Center, Langfang 065000, China
3 PetroChina Co Ltd, Beijing 100007, China

Underground natural gas storage in depleted oil and gas reservoirs is an important part of the large-scale natural gas pipeline network, and ensuring its safe and reliable operation is especially important to guarantee the gas supply capacity of the pipeline network system. According to the process characteristics and the function zoning of the Underground Gas Storage (UGS), the process is separated into the gas injection process and gas production process, and the function zoning is divided into reservoir, wells system containing multiple injection/production wells and surface system. In this paper, through the wells system, the reservoir and surface system are connected, and the operating reliability of Underground Gas Storage (UGS) under required gas injection and production tasks is calculated based on the integration method. Finally, the actual data of an underground natural gas storage is used to evaluate its operating reliability.

underground natural gas storage; operating reliability; integration method; reservoir; wells system; surface system

10.3969/j.issn.2096-1693.2017.01.010

(編輯 馬桂霞)

*通信作者, ydgj@cup.edu.cn

2016-08-05

國家自然科學(xué)基金(51504271)和國家十三五科技重大專項(2016ZX05066005-001)聯(lián)合資助

虞維超, 薛魯寧, 黃維和, 張也, 溫凱, 宮敬. 儲氣庫可靠性一體化分析方法研究. 石油科學(xué)通報, 2017, 01: 102-114

YU Weichao, XUE Luning, HUANG Weihe, ZHANG Ye, WEN Kai, GONG Jing. An integration method for evaluating the operating reliability of underground natural gas storage. Petroleum Science Bulletin, 2017, 01: 102-114. doi: 10.3969/j.issn.2096-1693.2017.01.010