摘 要

摘　要：地下储气库注采井与常规气田开发井运行W-况存在着很大差异，要求具有采气和注气双重功能，能够实时监测井下动态，在长期(30～50a)频繁剧烈的注呆气和压差变化下能够确保井筒

摘　要：地下储气库注采井与常规气田开发井运行W-况存在着很大差异，要求具有采气和注气双重功能，能够实时监测井下动态，在长期(30～50a)频繁剧烈的注呆气和压差变化下能够确保井筒的密封性和安全性。为此，针对鄂尔多斯盆地榆林南地下储气库注采井气量大、周期性强注强采的特点以及高安全性能、长使用寿命等的特殊要求，应用节点分析方法对天然气的流入、流出注采过程、不同尺寸油管注呆能力等进行了分析，并结合冲蚀流量和临界携液流量等的计算结果，最终确定了l类注采井(小于等于200×10⁴m³／d)采用Æ139.7mm油管，Ⅱ类注采井(小于等于80×10⁴m³／d)采用Æ114.3mm油管。通过管柱结构优化设计，注呆井采用井下悬挂压力计测压完井管柱，从上至下完井工具包括“上流动短节+井下液控安全阀+下流动短节+循环滑套+永久式封隔器+磨铣延伸筒+堵塞坐落短节+带孔管+悬挂坐落短节”等。现场2个注采周期运行试验结果表明，完井管柱能够满足地下储气库生产运行要求，其设计方法可供同类储气库注采井完井设计时参考。

关键词：鄂尔多斯盆地  榆林南地下储气库  完井管柱  节点分析  敏感性  冲蚀流量  完井工具  井下安全阀  强注强采

An optimal design of completion string of an injection and production well in the Yulinnan Underground Gas Storage

Abstract：Unlike a conventional gas(kvelot)ment wcll，an underground gas storage(UGS)wcII has a dual funclion of gas production and injection．In this case，any downhoh,condition change requires to be timely monitore(t，and thc tightness and safetv of the wellbore should be ensured under long-tern(30-50 years)frequent and intense gas production and injection wittl the fluetuation of differential pressure．In view of this，aimed at a large gas anlount，periodic intensive injection and production，higtl safety performance，and long service life of an UGS well in the Yulinnan UGS，Ordos Basin，node analysis is applied to natural gas inflow and outflow dynamics and the capacity of different sized tuding．Combined with the calculation results of crosion flow and critical carrying liquid flow，the analysis restilts show that Æl39.7mm tubing is used in Class Ⅰ wells(≤200×10⁴m³／d)while Æll4.3mm tubing used in Class Ⅱ wells(≤80×10⁴m³/d)．With an optimal design of string structu re，a pressure gauge is hung downhole in the UGS well tomeasure the pressure of completion string．The completion tools frum tup to bottom include“upper flow coupling+downhole hydraulic control safety valve+lower flow coupling+sliding side door+permanent packer+mill out extension+R landing nipple+perforatted pup joint+RN landing nipple”．The test results of two injection cycles indicate that the completion string is capable of meeting the requi renlellts for an UGS well and its design can be taken as a valuable referencc．

Keywords：Ordos Basin，Yulinnan Underground Gas Storage，completion string，node an}llysis，scnsitivity，erosion flow，completion tools,subsurface safety valve，intensive injection and production

鄂尔多斯盆地榆林南地下储气库选择上占生界二叠系山西组二段为储气层。气藏主砂体发育区气层厚度较大，向两侧砂体尖灭形成泥岩遮挡，是典型的砂岩岩性气藏，储层表现出较强的非均质性。储气层山。3亚段的孔隙度为6.36％，渗透率为13.84mD(最大值为409mD)，为低孔、低—中渗气藏。气藏埋深为2841m，原始地层压力为27.2MPa，地层温度为86℃。天然气相对密度为0.58，甲烷含量为94％，H2S含量为4.05mg／m³，CO2含量为l.78％。

储气库采用注气和采气双功能水平井，水平段采用筛管完井^[1]，连续油管均匀布酸酸洗工艺。设计以1a为1个注采周期，4个月采气，8个月注气和检修。采气最低井口压力6.4MPa，注气最高井口压力28MPa。

1　注采井产能方程的确定

由于储层非均质性强，气井产能存在差异，榆林南储气库注采井按照采气量2类井(表1)设计。气井二项式产能方程^[2]如下：

p²r-p²wf＝aqsc+bq²sc

式中a表示层流系数；b为紊流系数；qsc为气井绝对无阻流量，l0⁴m³／d。

 

2　油管敏感性分析

采用节点分析方法，计算不同油管对气井产能的影响规律，用于指导注采井油管尺寸设计。选择井底为节点，首先做出流入动态曲线(IPR)，然后根据给定井口压力(pwh)，计算各种油管尺寸的产量和井底流压(pwf)的关系，并做出油管动态曲线(TPR)，IPR曲线和TPR曲线的交点即为各种油管的生产协调点^[3-5](图1)。

 

 

储气库注采井产能高，油管对产量敏感。以无阻流量200×10⁴m³／d的气井为例，Æ114.3mm及以下尺寸的油管，随着气量的增加，井筒压力损失增加明显(图2)。

 

3　油管尺寸的选择

注采井油管尺寸的选择首先需要满足地质与气藏工程设计的注、采气量要求，同时需要满足后期井下作业和连续酸洗作业的要求。

3．1　满足采气要求的油管尺寸

采气管柱尺寸的选择需要考虑协调点产量、冲蚀流量和临界携液流量等3个方面。

3．1．1协调点产量计算

协调点产量是气井在一定井口压力条件下所能达到的最大气量。运用节点分析软件PIPESIM采用Hagedorn-Brown模型，在井口压力6.4MPa条件下，对不同油管的协调点产量进行了计算。结果表明：在一定井口压力条件下，随着地层压力下降，油管协调点产量下降；相同条件下管径越大，协调点产量越大(图3、4)。

 

 

3．1．2抗冲蚀性分析

高速流动的气体在金属表面上运动，在气体杂质机械磨损与腐蚀介质的共同作用下，会使油管腐蚀加速。实践表明，气体流速超过21.3m／s时，管柱冲蚀趋于严重。储气库注采井运行过程中井口压力为整个井筒压力分布的最低点，冲蚀分析选择井口为研究点。表2是不同油管在对应井口压力下的冲蚀流量^[6-8]。

 

3．1．3油管携液能力分析

按照Turner携液模型计算了不同井底流压下的最小携液流量(表3)。榆林南储气库注采水平井产量高，产量能够满足携液生产的要求，携液能力不是油管尺寸确定的主要因素。

 

3．1．4满足采气要求的油管尺寸

综合考虑注采井协调点产量、冲蚀流量、携液生产能力等因素。按照储气库上限压力(指地层压力)24.6MPa、下限压力l9.1MPa两种情况，井口压力6.4MPa，计算不同油管的最大合理产量。

如表4所示，无阻流量为200×10⁴m³／d时，采用Æ139.7mm可以满足86×10⁴～126×10⁴m³／d的采气要求；无阻流量为80×10⁴m³／d时，采用Æll4.3mm可以满足35×10⁴～65×10⁴m³／d的采气要求。

 

3．2　满足注气的油管尺寸

注气产能方程采用与采气产能方程同一个产能方程。在注气压力28MPa条件下，分别计算各类井的注入能力(表5)。综合考虑协调点注气量和冲蚀流量，3种油管均能够满足注气量要求。计算结果同时也表明，满足采气要求的油管尺寸均能够满足注气要求。

 

3．3油管尺寸选择

综合油管的注、采气能力及后期作业需求，Ⅰ类井采用Æ139.7mm油管，Ⅱ类井采用Æ114.3mm油管。

4　管柱结构的优化设计

4．1　设计原则

①能够实现井下快速关断；②能够实施更换管柱；③能够建立井内循环；④能满足动态实时监测的需要；⑤单井工具采用同一厂家成熟产品，具有良好的防腐和密封性能。

4．2　管柱结构及功能设计

根据榆林南储气库基本情况和注采井运行过程中的功能需求，注采井采用井下悬挂压力计测压完井管柱(以下简称完井管柱)，结构如图5、表6所示。油管和完井工具采用气密封扣，保证管柱整体密封性。完井管柱从上至下包括：流动短节+井下液控安全阀+流动短节+滑套+锚定总成+永久式封隔器+磨铣延伸筒+堵塞工作筒+带孔管+悬挂工作筒^[9-10]。

 

 

完井管柱结构及功能特点：①安装了井下液控安全阀，能够在异常情况下快速关断井筒，防止气井失控；②循环滑套可以建立油套环空的通道，能够进行压井作业；③封隔器以上油管可以正旋起出；④永久封隔器配合环空保护液，可以减小生产流体对套管的腐蚀，延长气井使用寿命；⑤可以实现封隔器下部油管堵塞。更换上部管柱作业；⑥井内可以悬挂临测仪器；⑦管柱整体通径满足连续油管通过和作业要求^[11-13]。

4．3　完井管柱实施效果

榆林南储气库注采试验井榆A和榆B采用井下悬挂压力汁测压完井管柱。榆A井采用Æ114.3mm油管，完井管柱全井段最小内径67.7mm(RN坐落短节处)；榆B井采用Æl39.7mm油管，完井管柱全井段最小内径112.9mm(RN坐落短市处)。完井工具入井前测试合格，完井管柱下入施工顺利，封隔器一次坐封、试压及功能测试正常。完井后钢丝作业和连续油管储层改造管柱通过顺畅。

目前2口井已经完成了2个周期的注采试验。油套环空无带压情况，注采过程中采用存储式电子压力计监测井底压力变化(图6、7)，井下投捞检测工具钢丝作业顺利，完井管柱功能正常。

 

 

榆林南注采试验井榆A和榆B井注气过程中，井筒压力损失分析见表7所示，计算压力损失与实测的误差小于2％。现场试验表明，室内节点分析软件模拟计算结果符合气井实际运行工况。

 

5　结论及认识

1)利用节点分析方法模拟油管注采能力，是确定注采井油管合理尺寸的可靠方法。

2)井下悬挂压力计测压完井管柱能够满足井简安全控制、井下动态检测的要求。

3)悬挂压力计测压完井管柱采用的永久式封隔器能够保护生产套管不与注采流体介质接触，尽可能延长注采井使用寿命。

4)油管尺寸是限制管柱最大注采气量的主要因素。

 

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本文作者：汪雄雄　樊莲莲　刘双全　韩强辉

作者单位：中国石油长庆油田公司油气工艺研究院

  “低渗透油气田勘探开发”国家工程实验室