苏桥地下储气库群注采工程风险与安全保障体系
丁建东1, 杨永祥1, 丁熠然2, 刘靓雯1, 潘众1, 荣伟1
1.中国石油华北油田公司采油工程研究院
2.西南石油大学

作者简介:丁建东,1965年生,高级工程师;主要从事地下储气库科研和设计方面的研究工作。地址:(062552)河北省任丘市中国石油华北油田公司采油工程研究院。ORCID: 0000-0002-6737-8206。E-mail: cyy_dingjd@petrochina.com.cn

摘要

毗邻雄安新区的苏桥地下储气库群是目前世界上储层埋藏最深、运行压力最高的地下储气库群,其注采工程面临着一系列的技术难题和安全风险。为此,从自然环境、社会环境和工程建设等3个方面对该地下储气库群进行了分析。结果表明:①该地下储气库群地理位置较为特殊,存在着受自然灾害影响的风险;②该地下储气库群位于京津冀中心地带,存在着一定的社会风险;③该地下储气库群地质条件复杂,在施工建设过程中也存在着一定的风险。由此构建了由三级安全保障系统和三级安全控制系统组成的保障体系:①基于完井工程、井下管柱和井口安全的三级安全保障系统,从源头上保证该地下储气库群强注强采的安全;②在地下储气库安全控制设计中,提出了从单井到地下储气库群一体化系统的设计理念,建立了单井就地独立控制、井场集中联动应急安全控制、远程统一控制等三级控制系统。结论认为:三级安全保障系统和三级安全控制系统的应用,有力地保障了该地下储气库群的平稳运营。

关键词: 苏桥地下储气库群; 完井工程; 注采工程; 井身结构; 固井; 管柱; 井口; 风险分析; 安全控制
Risk analysis and a safety control system of the injection-production project in the Suqiao underground gas storage group, North China
Ding Jiandong1, Yang Yongxiang1, Ding Yiran2, Liu Liangwen1, Pan Zhong1, Rong Wei1
1.Petroleum Production Engineering Research Institute, PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552, China
2. Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
Abstract

The Suqiao underground gas storage (UGS) group, deepest in the world and adjacent to the Hebei's Xiongan New Area, is operating under such ultra-high pressures that the involved injection-production engineering project is meeting great challenges and safety risks. In view of this, the challenges and risks were first analyzed from the aspects of natural setting, social environment and project construction. Due to their peculiar geographical location, especially in the Beijing-Tianjin-Hebei Center, both natural disasters and social risks to some degree pose threats on the project. Besides, because of their complicated geological conditions, great challenges will have to be encountered in the project construction. Therefore, three-level safety guarantee and control systems were thus established to efficiently guarantee the safe and smooth operation of the whole project. The three-level safety guarantee system based upon well completion, downhole tubing strings, and wellhead control primarily ensures the safety of intensive injection and production; and the integrated three-level safety control system from an individual well to the UGSs realizes a single well's local independent control, the centralized emergency control on the well site, and the remote control in the master-control room.

Keyword: Suqiao underground gas storage tanks; Injection-Production Project; Wellbore configuration; Cementing; Tubing string; Well head; Risk analysis; Safety control

位于冀中凹陷文安斜坡苏桥— 信安镇古潜山带的苏桥地下储气库群包括苏4、苏49、顾辛庄、苏1及苏20等5座储气库, 储藏埋深为3600~5500 m; 最高井口压力达42 MPa、井底压力达52 MPa, 是目前世界上储层埋藏最深、运行压力最高的储气库群。生产运行的过程中, 注采管柱不仅面临井深的挑战, 还面临高温、高压、交变载荷、不均匀地应力等技术难题。同时, 由于该储气库群是利用枯竭油气藏改建而成的, 其运行还受到生产中地层水、凝析液、储藏中H2S和CO2气体等多种因素的影响。为此, 笔者从自然环境风险、社会环境风险和工程建设风险等3个方面对苏桥地下储气库群进行分析, 根据储气库建设要求提出了注采工程安全保障的应对策略; 从注采工程设计角度出发, 对预防事故的发生做了全面系统的分析和设计。

1 苏桥地下储气库群注采完井风险分析

常规油气田是一个衰竭性的开发过程, 地层能量和压力不断降低, 生产过程不会对井筒产生较大的破坏。而地下储气库井的运行过程是一个交变的过程, 是一个大排量、快速、反复、交变、注采的过程[1, 2], 需要在较短的时间内(一般约200 d)将天然气注入储层, 使地层压力恢复到原始地层压力或高于原始地层压力, 然后又在较短的时间内(一般约120 d)将储层内的全部工作气(储气量的40%~60%)采出, 如此反复循环。由此可见, 地下储气库的运行工况比常规天然气开发要复杂得多。

1.1 自然环境风险分析

苏桥地下储气库群地处华北平原的中部, 属于海河冲积平原之冀中平原亚区, 该地区河流众多, 其平原地貌为诸多河流泛滥淤积而成, 是典型的冲积平原。其自然环境风险主要包括地震与洪水。苏桥地区地震峰值加速度为0.15 g, 地震基本烈度为Ⅶ 度, 6 级以下地震对生产影响不大, 7 级以上地震则可能导致井口、地面设备及人员伤害, 严重时可能发生井筒损坏, 从而引起井喷等恶性事故。此外, 苏桥地下储气库群有两个井场位于东淀泛区, 一旦发生洪水, 对井口、站场及井筒的破坏性极强[3]

1.2 社会环境风险分析

苏桥地下储气库群位于京津冀中心地带, 毗邻雄安新区, 在地下储气库群周边有许多学校、工厂、企业、商贸中心等人员集中场所, 还覆盖着大量的农田和林地, 同时该储气库群周边有密集的高速公路、铁路、河流等经过, 一旦发生事故将会影响周边的交通和人员安全。

1.3 工程风险分析

1.3.1 地质构造风险分析

苏桥古潜山气藏顶面为一个四周被断层切割的近矩形断块山, 东西两侧被北东向断层切割, 南北两端被北西向断层切割。由此构成了该古潜山的密封构造, 其封闭性受上覆盖层和断层侧向封堵条件控制。但由于改建为地下储气库后其气藏将会受到反复注气、采气的作用。因此需要在地下储气库设计时, 考虑断层构造是否会受交变应力的作用引起断层移动、盖层是否会在交变应力作用下产生裂缝等相关问题[4, 5]

1.3.2 固井质量风险分析

地下储气库改建前是一个枯竭气藏, 其地层压力系数最低仅有0.18 MPa/100 m, 这样低的地层压力给钻井和固井带来巨大的困难, 主要包括以下风险:①地层承压能力低, 水泥浆易漏失和窜槽; ②地层易垮塌, 井径扩大率高, 难以保证固井质量; ③水泥封固段长, 顶底温差大, 顶部水泥浆易出现超缓凝现象, 强度发展缓慢; ④水泥环要承受最高49 MPa的注气压力及交变应力的反复变化, 对水泥石的强度、弹韧性及致密性要求高, 水泥浆设计难度大[6, 7]

1.3.3 超深超温超压风险分析

目前世界上已建地下储气库一般埋深在2 000 m以内。而苏桥地下储气库群平均完井深度一般在5000 m左右, 最深已达5 505 m。以这样的超深井来改建地下储气库在世界上也是绝无仅有的, 超深随之带来的是超温、超压, 这种超深、超温、超压条件将会给注采井井身结构、注采管柱、注采设备以及注采完井工艺带来一系列的挑战。

1.3.4 腐蚀性气体风险分析

苏桥地下储气库群原始油气藏中含有2.31%的CO2气体, 属于低含CO2气藏, 而注入气中含有2.37%的CO2气体。在采气过程中需要将储层内的地层水带出, 这样必将引起油套管的金属腐蚀[8]

苏桥地下储气库群不仅含有CO2而且还含有H2S等腐蚀气体。苏4储气库H2S含量为32~59 mg/m3, 苏49储气库的H2S含量为45.71~59.34 mg/m3。按照GB/T 26979— 2011《天然气藏分类》进行划分, 苏桥储气库群属于低含硫气藏, 注采完井管柱和工具存在着应力腐蚀开裂的危险[9, 10, 11]

通过对苏桥地下储气库群自然环境、社会环境和工程建设等3个方面的风险分析可以看出, 注采井是储气库生产运行的咽喉和通道, 注采井的安全决定着地下储气库的安全。

2 注采安全保障体系

在地下储气库建设过程中, 建立安全保障体系至关重要。据苏桥地下储气库群超深、高温、高压的特性, 笔者提出以下安全保障策略:①注采工程设计必须保证储气库长期安全生产运行的要求; ②注采工程设计必须满足储气库强注强采的要求; ③注采工程设计必须满足绿色环保的要求; ④从完井着手, 建立以完井设计、井下管柱、井口控制的三级安全保障系统; ⑤从储气库群着手, 建立以单井独立安全控制、井场集中控制、远程统一控制的三级安全控制系统。

3 三级安全保障系统
3.1 完井工程安全保障系统

多开井身结构加强井筒安全保障。由于苏桥地下储气库群钻井将穿越多种复杂地层, 如浅层水层、松软地层、C— P复杂岩性地层、低压储层等, 为了从源头上保证地下储气库的安全, 要从井身结构上加强井筒的安全。因此采用多开井身结构。苏桥地下储气库群井身结构分为2种, 定向井采用Ø 177.8 mm套管坐进潜山顶, 水平井采用Ø 244.5 mm套管坐进潜山顶, 均采用四开钻井方案, 除筛管井段外要求水泥浆全井段封固。

承压堵漏平衡压力固井提升井筒安全质量。为保障地下储气库长久、高效、安全地运行, 保证一次固井质量合格率及盖层段的封固质量是关键。固井由全井笼统堵漏改为分段随钻堵漏, 以固井质量为中心, 合理提高承压能力。采用平衡压力固井技术, 实现最大水泥浆密度和注替排量。苏桥地下储气库群某井承压平衡压力固井浆柱结构如图1所示[12]

图1 某井承压平衡压力固井浆柱结构示意图

高温韧性水泥浆技术提高井筒承受注采交变载荷能力。地下储气库井套管及水泥环要承受长期周期性交变的高强度注采, 要求水泥石的变形能力大于常规油井水泥, 以满足水泥环完整性要求。为此, 研制了耐高温韧性水泥体系, 新体系的水泥石在保证相对较高强度的同时, 弹性模量降低了20%~50%, 水泥浆综合性能良好, 提高了井筒承受注采交变载荷的能力, 保证了苏桥地下储气库群固井质量[13]

气密封套管技术是井筒安全的重要保障。为了提高井筒的密封效果, 生产套管全部采用BGC型气密封套管。气密封套管螺纹在地面连接后全部经过气密封测试, 测试无气体漏失为合格。

承压堵漏平衡压力固井、高温韧性水泥浆和气密封套管等技术保证了苏桥地下储气库群井身结构的安全性, 从完井技术上形成了第一道安全屏障。

3.2 井下管柱安全保障系统

3.2.1 井下管柱结构设计

井下管柱是地下储气库注气采气的重要生产通道, 它直接关系到地下储气库生产运行的安全。井下管柱在结构设计上首先考虑的是如何保证井筒、地面人员和设备的安全, 因此设计了以井下封隔器+井下安全阀为主体的管柱结构(图2)。封隔器从井筒内建立第一道安全屏障, 可以阻止气体外泄; 井下安全阀从油管内建立起另一道安全屏障, 当出现紧急情况时可以从井内进行关断。

图2 苏桥地下储气库群注采管柱结构示意图

3.2.2 管柱强度校核与动态工况受力分析

受力分析是校核注采管柱安全的一个重要部分, 通过对各种工况下储气库运行的受力进行分析, 判断注采管柱是否安全。受力分析不仅要考虑管柱正常起下和生产运行的状态, 还要考虑特殊极端状态(如环空保护液漏失、封隔器异常解封、管柱发生损坏等)[14]

以苏桥地下储气库群某井为例, 管柱长度为4450 m, 封隔器深度为4 250 m, 油管为Ø 114.3 mm, 13Cr110钢级, 对该井注气末期进行油管受力分析, 其计算结果如表1、2所示。

表1 某井注气末期井口及井底压力、温度计算结果表
表2 某井注气末期管柱受力分析表

3.2.3 管柱气密封性设计

在注采管柱中使用最多的是油管, 油管的密封性决定着管柱的密封性。在苏桥地下储气库群, 注采管柱的油管全部设计为BGT1或BGT2型气密封油管螺纹连接, 进一步的保障了注采管柱的安全性。

3.2.4 环空保护液设计

在超深、超高温地下储气库的井筒中, 注采管柱以及封隔器承受着巨大的载荷应力。当封隔器坐封后, 需在油管和套管环空填充特制的环空保护液, 以减轻油套管接头、封隔器承受的压力, 平衡油管和套管之间的压差。同时, 带有缓蚀效果的环空保护液也可以抑制油管和套管的腐蚀倾向。

对不同类型缓蚀剂采用电极法进行防腐性能评价, 并采用高温高压静态腐蚀挂片法对不同温度区间范围的环空保护液体系进行评价, 对比分析不同分压下环空保护液投入量对腐蚀速率、阻垢率、杀菌率的影响, 优化筛选配制了适合高温条件抗CO2、H2S的XHS-4型缓蚀阻垢剂进行环空保护。

3.2.5 井下紧急关断设计

井下安全阀是井下安全控制的关键设备, 安装在距离井口约120 m处的注采管柱上, 具有防止井喷、截断流体的功能, 是地下储气库注采管柱必不可少的完井工具。井下安全阀有很多种, 超深、超高温的地下储气库一般选用自平衡式井下安全阀。当发生意外情况时, 它能进行地面控制或自我调节, 实现关闭动作, 从而完成对井内流体的控制。

通过井下管柱结构设计、管柱强度校核与受力分析、管柱气密封性设计、环空保护液设计和井下紧急关断设计等手段, 保证了井下管柱的安全性, 从井筒内形成了第二道安全屏障。

3.3 井口安全保障系统

3.3.1 双翼双阀采气树结构设计

采气树是连接井下与地面管道的重要组成部分。根据注采井注入采出介质、温度、压力的不同, 分别选用了DD、EE和FF级采气树。为保证安全, 油管四通和闸阀阀体为整体模锻, 闸阀为全通径金属双向浮动密封, 并采用双翼双阀采气树结构设计。采气树性能级别为PR2, 产品规范级别为PSL-3G。

3.3.2 自立式井口安全阀的设计

在井口处, 由于地面环境、集输管线和人为等因素, 气体存在泄漏的风险。为及时控制气体的泄漏, 在采气树的翼阀上设置了无需外部动力源即可独立执行的自立式井口安全阀。同时, 井口安全阀和井下安全阀联动配合, 可以实现快速、有序、平稳关井, 有效保护地面及井筒的安全。

3.3.3 输气管线安全保障设计

地面输气管线在生产运行中由于管线腐蚀、管道破裂、管道堵塞、水合物生成、压缩机故障、其他注采设备故障等原因均会造成管柱失压或超压。因此需要对管线运行压力进行监测和控制[15]。在输气管的井口处设计了一套地面输气管线安全保障系统(图3), 它由地面安全阀、输气管线高低压导阀和控制装置组成。在输气管线上安装一组高低压导阀, 当输气管线处于正常压力范围时高压传导阀、低压传导阀均处于关闭状态; 当输气管线超出正常压力上限时, 高压导阀工作, 液控管线泄压, 地面自立式安全阀关闭, 阻断输气管线供气; 当输气管线低于正常压力下限时, 低压导阀工作, 液控管线泄压, 地面自立式安全阀关闭, 阻断输气管线供气。

图3 地面输气管线安全控制装置示意图

通过双翼双阀采气树结构设计、自立式井口安全阀的设计和输气管线安全保障设计保证了井下管柱的安全性, 在井口形成了第三道安全保障。

4 三级安全控制系统

在超深、超高温地下储气库安全控制系统设计中, 根据风险分析、设备防护功能、操作方法以及操作顺序等要求, 设计了单井独立控制、井场集中控制、远程统一控制的三级控制体系(图4)。

图4 三级安全控制系统设计示意图

4.1 一级安全控制系统

第一级安全控制系统设置为单井就地独立控制(图5)。单井独立控制的目的是不与其他井发生联动反应, 如当修井或维护作业时, 可通过人工操作该系统的地面控制盘, 关闭或打开单井, 一般设置在距离井口20~50 m的范围内。

图5 单井独立控制系统示意图

第一级安全控制系统主要是对易熔塞、井口安全阀、高低压传感器、井下安全阀进行控制, 地面控制盘以液压系统和控制部件为依托对各部分进行有序、及时的关断控制。如生产过程中管线出现压力突然增高、突然泄漏、井场出现不可控制的火情时, 地面控制盘会自动监测并关闭安全阀, 防止事故的进一步扩大, 对现场人员、环境和生产设施起到了安全保护作用。

4.2 二级安全控制系统

第二级安全控制系统为井场集中联动应急安全控制(图6)。当井场某口井或某个位置发生爆炸、火灾、井喷等事故时, 需要把井场内的全部井关闭。一般设置在人员撤离井场的最后位置, 如井场逃生处。设计采用一键关闭功能, 通过一键操作切断井场内全部井的生产通道, 阻止气体泄漏。

图6 井场集中控制系统示意图

4.3 三级安全控制系统

第三级安全控制系统为远程统一控制(图7)。远程统一控制是储气库运行的统一调令, 它根据生产实际需要进行决策。远程控制一般设置在中心控制室, 可全面监控和控制井场的注采情况。在单井或多井作业、井场火灾等事故发生时, 均可在中心控制室进行人工操作。中心控制室不仅可操作单井或多井的关断, 同时具有独立的紧急集中关断装置, 在井场发生不可控制情况或需要全部关井时, 可一键操作实现全部关断。

图7 远程统一控制系统示意图

5 结束语

苏桥地下储气库群在运营过程中存在着自然风险、社会风险和工程风险。为此, 在进行地下储气库安全保障设计时, 建立了基于完井工程、井下管柱和井口安全的三级安全保障系统, 从源头上保证地下储气库强注强采的安全。同时, 在该地下储气库安全控制设计中, 提出了从单井到地下储气库群一体化系统的设计理念, 建立了单井就地独立控制、井场集中联动应急安全控制、远程统一控制等三级控制系统。通过三级安全保障系统和三级安全控制系统的应用, 有力地保障了该地下储气库群的平稳运营。

The authors have declared that no competing interests exist.

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