地下储气库地面工艺参数及气井流量计量技术

何 彬 吴家文 崔红霞 石为为

（1.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100083；2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；3.大庆油田工程有限公司，黑龙江大庆 163712；4. 中国华油集团油气资源事业部，北京 100101）

地下储气库储存天然气是确保向天然气用户平稳供气的最佳选择［1］。国外发达国家地下储气库已发展了70余年，获得了显著的经济效益［2］。国内由于受天然气资源和长距离输送方面的限制，储气库的发展还处于起步阶段。

结合喇嘛甸地下储气库喇二注气站，着重就地下储气库的注气规模、压缩机的选择、注气压力确定、润滑油吸附和过滤分离技术、气井流量计量工艺等进行了探讨，并在现场进行了应用。注气后，储气库油气界面没有发生明显变化，说明注入气没有发生外漏，油气界面继续保持稳定。

1 注气规模的确定

1.1 储气库调峰能力

1.1.1 地下构造情况 喇嘛甸油田是一个受构造控制的带气顶的背斜油田，含油面积100 km2，含气面积18.1 km，天然气地质储量35.7×10 m，原始地层压力10.08 MPa，原始地层温度40 ℃，地层压力为7.38 MPa。1.1.2 储气库的能力分析 由于喇嘛甸油田地下储气库是基于喇嘛甸砂岩的气顶，储气库的阶段调峰能力主要取决于油气区压力的控制。目前油气区压力基本趋于平衡。当油气区压差控制在±0.5 MPa之间时，不会发生明显的气窜和油浸现象。因此，在维持目前油区工作制度不变的情况下，储气库的调峰能力为1.3×108m3左右。

1.1.3 气井注气能力分析 目前油田平均单井注气能力可以达到10×104m3/d，如果按注气上限120× 104m3/d的规模，则需开井10~12口井，现有14口气井可以满足日注、采100×104m3（波动上限120%）天然气的要求。

1.2 注入气源

可供喇嘛甸储气库注入的气源是大庆喇萨杏油田夏季多余的油田气和天然气化工装置停产检修时的放空气量［3-5］。

1.2.1 喇萨杏油田2001−2015年天然气产量预测

根据大庆喇萨杏油田2001−2015年开发规划方案的原油产量和2000年、2001年油田产能自耗天然气冬夏季的生产实际数据，推算出了2001−2015年喇萨杏油田天然气的产量。预测结果表明，2001−2015年喇萨杏油田天然气的产量逐年减少。原油集输自耗气冬夏季相差较大，比例在2.84∶1左右。由于自耗气冬夏季相差较大，可集气量冬夏季相差也较大，约100×104m3/d左右。

1.2.2 天然气平衡状况预测 夏季大用户正常生产时气量基本平衡，但用户检修时储气库调峰能力不足；冬季供气量的不足逐年增加，用户最低负荷运转也很难保证。目前夏季最大调峰用户之一的大庆石油管理局龙凤热电厂2001年开始进行油气改煤工程，从2003年开始夏季用气量开始减少，这样就加大了对储气库调峰能力的需求。

1.2.3 可供注入气源规模的确定

（1）油田产能自耗天然气夏季的平衡气余量。由天然气产量预测结果推断出的2001−2015年油田天然气系统的平衡状况，可得出的这期间需储气库调峰的注采气量为1.2×108m3/d。

（2）化工装置停产检修时的放空气量。检修期剩余气量的利用程度取决于合理的调度和安排，这部分放空气量已在2001−2015年油田天然气系统平衡中统一考虑。

综合以上分析结果，一期工程注气规模确定为60×104m3/d，波动范围为80~120%；二期工程注气规模为40×104m3/d。

2 压缩机及注入压力

2.1 压缩机选择

由于气源供气量、供气压力的稳定性受季节、气温等影响很大，这就要求注气压缩机必须保证适应气量、压力等工艺操作参数大幅度的变化，因此引进了3台美国DRESSER-RAND公司生产的VIP型注气压缩机。

VIP压缩机气缸的冷却方式采用风冷形式，气缸重量仅为类似水冷气缸的25%~30%。选择VIP压缩机能够降低能耗，节省配件储备，减少繁杂的维护程序，为储气库平稳注气提供可靠的保证。

每台压缩机的气缸尺寸均相同，其中一台（A机组）带有进气阀卸荷器和手动余隙调节装置，另外两台（B机组和C机组）只有余隙调节装置。A机组排量23×104m3/d，B机组和C机组每台排量24.6× 104m3/d，A机组的卸荷器和余隙阀精确控制流量范围到（9.1~23）×104m3/d。三台机组联合使用，使得流量可控制在（10~72）×104m3/d范围内，并做到在无回流循环的情况下实现步长1×104m3/d的调节。这样，不仅在供气气量不平稳的情况下注气量可实现平稳调整。而且可以达到节能降耗的目的。

2.2 压缩机驱动方式的确定

适用于注气的活塞压缩机的驱动方式有两种，一种是电机驱动机；另一种是天然气引擎驱动机。按压缩机 机组功率在600 kW，对这两种驱动方式对比如下。

（1）驱动机采用天然气发动机，效率一般为36%，考虑带动润滑油泵、冷却泵后，效率在32%~34%之间，即1 kW·h的电耗天然气量为0.28~0.3 m3。

（2）采用电动机，效率为95%。电源引自电站，电站的燃气轮机发电机组的效率平均取37.91%。由于该电站用天然气需增压，考虑其动力、变配电损失后，电动机输出端效率为31.0%，考虑压缩机润滑油泵、冷却水用电后效率降为29.4%。

以上分析可看出，从降低注气成本、减少调度环节上考虑，采用天然气发动机驱动的效率高于电动机驱动。

2.3 注入压力的确定

设计过程中确定注入压力时，一般情况下既要充分利用储气层的储气能力、保护储气层封闭圈的密封性，又要考虑能适应压力大幅度变化的工况。压缩机的工况与储气库地层压力密切相关，在注气过程中，注气压缩机出口压力随储气层压力的升高而上升，变化幅度很大。

喇气库现地层压力为7.38 MPa。根据生产数据，注气站出站压力8.5 MPa时，单井平均日注气5.1 ×104m3，推算如果注气压力9 MPa时，可注入7× 104m3。以上注入压力与地层压力的关系，基本符合国外资料介绍情况，即注入压力与地层压力之比为1.15~1.20倍。预计注气站扩建后，每年注气结束后气层压力升幅小于0.06 MPa。如实施冬采夏注，则推算井口处的注气压力不小于10 MPa。考虑管网阻力损失和站内处理压力损失等其他因数，压缩机出口压力定为12 MPa。

根据美国IGC天然气技术咨询公司介绍的注入压力确定方法，应考虑以下几个方面：（1）不超过原始地层压力；（2）管线压降；（3）地层污染等其他因素再加10 %余量。

根据此方法核算后，进一步证明压缩机出口压力为12 MPa是可行的。采气压力应按喇二压气站配出压力确定，压力等级为1.6 MPa。

3 润滑油吸附和过滤分离技术

压缩机出口天然气中，通常夹带有少量的润滑油蒸汽，注入地下会污染地层，降低其渗透率，造成注入压力逐渐增高，为减少地层污染必须将这些油蒸汽脱除。

在此以前国外都是采用乌克兰流程，即在压缩机出口先采用活性炭吸油蒸汽，然后再经陶瓷过滤器过滤掉活性炭粉尘的技术。通过对美国、法国地下储气库的考查发现，目前压缩机出口油蒸汽的吸附技术大有改进，仅需通过一个特制的分离器（过滤分离器）即可达到目的［6］。

在本次喇嘛甸地下储气库地面工艺方案设计中采用了这种过滤和分离相结合的特殊结构的过滤分离技术，并在过滤分离器的液相段的挡板处，增设了一个高、低压平衡小孔。这样一方面解决了由于滤芯堵塞更换不及时造成压差过高所带来的不安全隐患，另一方面避免了液相段排放压差过高造成逆流的可能性。该工艺与原国外该类型储气库流程比既简化又能节省投资。5 μm以上的油蒸气液滴能够100%被吸附。

4 气井地面计量工艺

除用超声波流量计外也采用了1台弯管流量计进行高压单井天然气计量试验，通过试验结果证明均可满足标准要求。超声波流量计适用于大管径气体流量的高精度测量（管径可达1.6 m ，精度0.5%），测量范围（量程比）宽，可精确测量脉动流，气体通过流量计无压力损失，流量计可同管道系统一起进行通球、清洗（无阻挡条件，探头可以提升），重复性很高，不受安装条件的影响。弯管流量计适应性强，测量范围宽，直管段要求不严格，前5D、后2D即可满足要求，气体通过流量计无附加阻力损失，安装方便，耐磨损，免维护，测量精度高，重复性好。两种流量计不仅可实现注、采气的双向计量，而且计量精度不受气体带液量的影响，还具有流程简单、投资少、计量精确等特点。

4.1 超声波流量计原理

在有流体流动的管道中，超声脉冲顺流时传播的速度要比逆流时快；流过管道的流体的速度越快，这两种超声脉冲传播的时间差越大，则流量也越大

式中，C为声速，m/s，变量；L为声程，m，常量；φ为管轴线与声程的夹角，常量；tAB为由A到B的时间，s；tBA为由B到达A的时间，s；d为垂直于水流方向上两换能器之间水平距离，m。

从式（3）中可以看出，流量的准确计算是由通过时间的准确测量来保证的，只要精确地测出时间，就可以保证精度。

超声流量计不依靠流体的功能，因此，它能检测很小的流量，从而具有很宽的量程比。由于它能在反正两个方向上测量时间差，这种气体超声流量计可自动给出双向气流的流量测量值［7-11］。

4.2 弯管流量计的工作原理

当具有一定流速的流体流经弯管时，由于受到弯曲管道的限制，流体被迫作向心加速运动，完成90°旋转。该向心加速度的大小与流体流速V的平方成正比，与流体的密度ρ成正比。除此之外，该向心加速度的大小还受到弯管几何结构尺寸中心线曲率半径R和管径D的影响［12］。弯管流量计的流量公式可由下式确定

式中，α（D）为流量系数，是管径D的函数；Dp为弯管外侧与内侧压力的压差值，MPa。

根据式（3），在弯管传感器几何结构确定之后，只要测取流体流经弯管的外、内侧压力差Dp和流体密度ρ就可准确确定流体的流速V，就可通过式（4）进一步确定流量Q。

5 现场应用

5.1 地层适应性分析

目前，注采气量都大幅度上升，平均单井日采气14.5×10 m，比扩建前增加了两倍以上。

从储气库地层压力变化来看，2011年3月采气阶段末地层压力为7.93 MPa，如表1所示。比2010年10月注气阶段末下降了0.33 MPa。2010年10月注气阶段末地层压力为8.26 MPa，比2010年3月采气阶段末地层压力上升了0.31 MPa，与2009年10月相比下降了0.01 MPa。根据实际数据计算，储气库每注采2600×104m3天然气，地层压力升降0.1 MPa，与理论计算的每采出2600×104m3天然气，地层压力下降0.1 MPa的结果符合非常好。

表1 地下储气库地层压力汇总 MPa

监测资料表明储气库油气界面没有发生明显变化，说明注入气没有发生外漏，油气界面继续保持稳定［13-18］。

从下部气顶及外围油区看，注气对地下构造及油区开发没有造成不良影响，气顶外油井生产情况也没有发生明显变化。

在实际生产中，平均单井日采气9.2×104m3。比扩建前增加了1倍以上。单井注气时，日注气能力在10.34×104m3以上；多井同注时，平均单井日注量为6.82×104m3，比扩建前提高了2.1倍。

5.2 注气设备适应性分析

在2010年6月份大化检修时，供气压力超过0.75 MPa，3台注气压缩机同时满负荷运行，注气量达到75×104m3/d；当大化停止检修，8月份气温较高，来气压力介于0.62~0.73 MPa之间时，投运2台机组（B机组和C机组）满负荷运行，日注气可达到50×104m3；在9月底、10月初气温偏低，来气压力介于0.58~0.64 MPa之间时，投运了A机组和B机组（或C机组），注气量保持在（37~50）×104m3/d范围内；在气温较低的10月中旬以后，来气压力小于0.59 MPa时，只能单独运行A机组，其注气量可保持在（11~25）×104m3/d范围内。3台机组的混合应用，其连续运转能力及高度自控能力保证了在供气量不稳定的情况下，实现不停机平稳过渡，从而为储气库的高速注气提供了保障。即不用变频电机流量调节实现在（11~75）×104m3/d范围内步长为1×104m3/d的连续调节，详见A机组2011年4月生产实际运行数据表，如表2所示。

表2 A机组生产实际运行数据

由表2可以看出，通过A机组每个气缸带有的卸载阀，可以使得该机组的流量调节可在25%、50%、75%、100%范围内运行，另外机组还可以在一定的排量下根据压力的大小自动少量的调节处理量。这样加上机组余隙调节和B、C机组的组合就可实现（11~75）×104m3/d范围内步长为1×104m3/d的连续调节。

喇嘛甸储气库已经平衡运行近10年，注气状况表明地面工艺参数、注气设备、地下情况具有较好的适应性，能够长期稳定安全地运行。

6 结论

（1）地面工艺参数的选择应充分考虑储气库规模、注入气来源及计量设备的适应性，使地面适应地下、计量设备准确可靠。

（2）储气库的长期安全稳定运行表明地面与地下具有较好的适应性，该技术可在全国同类型储气库推广应用。

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