储气库井注采管柱流体运移规律研究

杨尚谕，付太森，王建军，池 明，赵永安，宋延鹏

(1．中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室 陕西 西安 710077；2. 中石化中原储气库有限责任公司 河南 濮阳 457001；3.中国石油新疆油田公司工程技术研究院 新疆 克拉玛依 834000；4. 宝山钢铁股份有限公司 上海 201900；5.西安康普威能源技术有限公司 陕西 西安 710065)

·试验研究·

储气库井注采管柱流体运移规律研究

杨尚谕1，付太森2，王建军1，池 明3，赵永安4，宋延鹏5

(1．中国石油集团石油管工程技术研究院，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室 陕西 西安 710077；2. 中石化中原储气库有限责任公司 河南 濮阳 457001；3.中国石油新疆油田公司工程技术研究院 新疆 克拉玛依 834000；4. 宝山钢铁股份有限公司 上海 201900；5.西安康普威能源技术有限公司 陕西 西安 710065)

针对储气库井油管弯曲段气蚀严重的问题，利用k-ε湍流模型，通过理想气体状态方程确定了油管内天然气流动的初始条件和边界条件，基于有限元方法，研究了不同注气速度、弯曲角度等对油管任意截面位置处静压、波动压力、速度场分布的影响规律。结果表明：储气库油管内压力波动大小与注采气密度、速度等相关，且与注采气速度平方成正比；在油管弯曲段由于能量的急剧转化导致油管内压力出现波动，而垂直段和水平段内压力变化较为平缓，弯曲段油管B点压力波动程度较A点明显降低，而该截面静压分布则刚好相反，且油管内压与注气速率之间呈现非线性关系。

储气库；流动压力；注气速度；k-ε湍流模型

0 引 言

地下储气库注采管柱是保证气体注入、采出的安全通道，通常储气库井设计寿命要求≥30年[1]，因此，对储气库井注采管柱的质量就提出了较高的要求。地下储气库注采管柱不同于一般采气井完井管柱，储气库井注/采气压力在13 MPa到42 MPa范围内波动，压力波动范围较大[2-4]。同时，储气库井采气时完井管柱承受拉伸载荷，注气时承受压缩载荷，该压缩载荷高达管柱额定抗拉强度的80%以上，且在油管弯曲段部位发现明显的气蚀和腐蚀现象，此时储气库注采管柱单独考虑拉伸下的气密封特性已明显不足[5-8]。国内外专家学者[9-11]对储气库井油管柱管体和接箍的选材、优化设计以及受力等做了详细的研究，形成了相应的标准规范。

考虑到现场储气库井油管注采气过程油管载荷工况复杂多变，而井斜角度、弯曲角度、注采气速率、油管尺寸等对油管的受力状态影响较大，同时，基于理论的方法研究油管的受力状态尤为困难。笔者采用有限元方法，研究了注采气过程油管内的压力和天然气运移速度的变化规律，明确了油管弯曲段内变形失效的主要影响因素，为现场降低油管失效概率提供技术支持。

1 储气库井油管柱内流场分布理论分析

1.1 控制方程

储气库井注采管柱开始注采气时，油管入口速度较高，且针对大斜度井，弯曲段内流体呈湍流流动状态，笔者采用k-ε湍流模型[12]，该模型主要考虑了湍流粘度系数vt、湍流动能k及湍流动能耗散率ε的相互影响，关系表达式如式(1)所示：

(1)

将湍流动能和湍流动能耗散的生成、扩散和耗分别代入k-ε方程，假定湍流动能扩散系数=1，则得到封闭方程如式(2)和式(3)所示：

(2)

(3)

式中，Cμ、Cε1、Cε2为无量纲系数；Sij为油管内气体流速张量表示。

采用数值模拟与室内试验对比的方法，基于渐进性原则，确定了k-ε湍流模型中各参数的取值见表1：

表1 k-ε湍流模型各参数取值

1.2 注采气体状态方程

假定储气库井注采气体为理想气体[13]，其状态方程为

PV=nRT

(4)

式中，P为油管内气体压力,MPa；V为油管内气体体积,m3；n-油管内气体物质的量,mol；T为油管内气体温度,℃；R为通用气体常数,R=8.31 MPa·m3/(mol·k)。

1.3 注采管柱内气体密度方程

根据状态方程(4)得到：

(5)

式中，Z为气体压缩因子，无因次；M为气体分子量，无因次；γ为气体所占比例，无因次。

1.4 注采管柱内气体流速方程

注采管柱内气体速度方程[14]为：

(6)

式中，vsc为标准状态下气体流速，m/s；qsc为标准状况下的排量，m3/d。

2 储气库井油管柱内流场分布数值分析

2.1 储气库井注采管柱有限元模型建立

以新疆油田某储气库井为例进行研究，该井最大井斜角度90°，如图1所示，采用P110钢级Φ73.03 mm×5.51 mm油管注采气。取管材的弹性模量206 GPa、泊松比0.3，密度7 800 kg/m3，重力加速度9.8 m/s2。考虑到该井注气介质为天然气，取天然气相对密度0.55 g/cm3。k-ε湍流模型中各参数的取值见表1，现场注采气过程工况参数见表2。

表2 储气库井注采过程工况参数

2.2 储气库井注采管柱内流场影响因素分析

1)油管内压力场变化规律研究

储气库井油管注气过程中，油管弯曲段的压力呈现递增态势，考虑到弯曲段离心力的存在，弯曲段处横截面压力从内侧(图1中A)到外侧(图1中B)方向依次增加，如图2所示。油管任意截面处内外侧压力的不平衡使流体质点的运动发生变化，从而改变流动轨迹，各流体质点互相交换能量进而形成湍流的脉动作用。因此，在注采气过程中，当气流经弯曲段拐点发生转向，且加之弯曲段内侧气流挤压，使得油管内能量发生转化，弯曲段外侧压力明显升高。宏观表现为弯曲段外侧更容易发生磨损以及应力腐蚀。

图1 注采管柱几何尺寸及有限元模型图

图2 排量为400 000 m3/d时油管内不同位置处静压力场分布云图

理论研究及现场检测表明，储气库井油管注采气过程中压力存在波动，因此，笔者基于有限元方法确定了油管内压力波动范围的影响因素。结果表明：油管内压力波动大小与注采气密度、速度等有关，且与注采气流动速度平方成正比关系，油管弯曲位置处外侧压力波动程度明显降低，与管柱内静压分布刚好相反。如图3所示。

图3 排量为400 000 m3/d时油管内不同位置处压力波动云图

该工况下油管不同位置处压力与井斜深的关系曲线如图4所示。图1中②和④截面处由于能量的急剧转化导致油管内压力出现波动，而垂直段和水平段油管内压力变化较为缓慢。

图4 注气量400 000 m3/d工况下油管内压力与井斜深关系曲线

随着油管弯曲程度的增加，天然气对注采管柱的作用力显著改变，压力损失明显增大，表明弯曲油管显著改变了该处的流场，如图5所示。

图5 注气量400 000 m3/d时油管弯曲角度与流体压力的对应关系

随着日注气量的增加，流体质量增加，导致油管内天然气压缩程度增大使得管内压力上升，弯曲段附近压降梯度明显增加。同时，随着日注气量的增加，天然气流经油管的波动压力相应增加，而油管弯曲段任意截面内外壁面压力差的存在将导致油管振动。当该激振力的频率与油管固有频率相等时，将诱发油管发生共振，加剧油管的疲劳破坏。油管注气速度对管内压力的影响规律如图6所示：

通过拟合得到弯曲角度为90°时油管内压力与注气速率的关系表达式如公式(7)和(8)所示：

P静=0.002 51Q2+0.335 44Q+8.282 97

(7)

P动=-2.82×10-5Q3+0.001 64Q2+1.275 05

(8)

2)油管内速度场分布规律研究

油管内天然气的流动速度可根据公式(6)进行计算，考虑到油管内气体流速并不均匀，且在油管弯曲段内壁(图1中A)表面流速最大，在外壁(图1中B)表面流速最小；而在油管出口位置处内壁表面流速较小，外壁表面流速相对较大，且存在明显的过度区域。气体经过弯曲段由于离心力的作用形成二次漩涡，导致流场发生明显改变，气流流速瞬间增加，气体分子相互碰撞，油管内压力急剧上升，造成弯曲段压头损失，同时伴随有气体抬升力和横向摆动力，如图7所示。由于二次漩涡的存在，油管弯曲位置处易发生气蚀现象致使失效。

图6 90°弯曲段内流动压力与注气速率关系曲线

综上所述，通过有限元方法研究了储气库井油管注采气过程中弯曲段内流体静压力、波动压力和流动速度的变化规律，明确了油管弯曲段内易产生气蚀、应力腐蚀和断裂失效的原因，为后续控制套管腐蚀速率，降低油管失效概率提供技术支持。

3 结 论

1)采用了标准湍流的k-ε模型，对现场储气库油管注采气过程中油管弯曲段气蚀腐蚀现象进行了研究，表明k-ε模型能较好的运用于储气库高速注采气过程模拟；

2)给出了储气库油管内压力与注气速率的关系模型，可得到任意工况下油管内压的最大值；

3)明确了储气库油管弯曲段易发生失效的原因，为解决注采气过程油管失效的问题提供理论依据。

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Study on Migration Rule of Gas Storage Well Injection-production String Fluid

YANG Shangyu1, FU Taisen2, WANG Jianjun1, CHI ming3, ZHAO Yongan4, SONG Yanpeng5

(1.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,StateKeyLaboratoryforPerformanceandStructuralSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials,Xi′an,Shaanxi710077,China;2.SinopecZhongyuanGasStorageCo.Ltd.,Puyang,Henan457001,China;3.EngineeringTechnologyResearchInstituteofXinjiangOilfieldCompany,Karamay,Xinjiang834000,China；4.BaoshanIron&SteelCo.Ltd.,Shanghai201900,China；5.Xi′anCompwellEnergyTechnologyCo.Ltd.,Xi′an,Shaanxi710065,China)

For the serious cavitations problem of gas storage well bending tubing, using thek-εturbulence model, the initial and boundary conditions of natural gas flow were determined by the state equation of ideal gas. According to the finite element method, the static pressure, fluctuates pressure, velocity profile at the pipeline’s arbitrary section were studied under different gas injection rate, angle of bending. The results showed that the gas storage tubing pressure is induced by the change of fluid density and injection-production speed, and is proportional to the square of the steam injection rate. The tubing pressure fluctuates at the bending section due to the sharp transformation of energy, and the pressures change more gently at the vertical section and horizontal section. The pressure at tubing bending section fluctuations from point A to B significantly decreased, and the cross section of the opposite static pressure distribution, and tubing internal pressure shows non-linear relationship between internal pressure and gas injection rate.

gas storage; flowing pressure; gas injection rate;k-εturbulence model

杨尚谕，男，1986年生，2015年毕业于中国石油大学(华东)工程力学专业，获博士学位，现从事油井管柱力学分析工作。E-mail：yangshangyu@cnpc.com.cn

TE972

A

2096-0077(2017)02-0062-05

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.02.015

2016-06-17 编辑：葛明君)