CN107100673A - 一种盐穴储气库井的造腔方法 - Google Patents

Abstract

一种盐穴储气库井的造腔方法，属于盐岩水溶造腔技术领域。在生产套管内套置造腔外管，在造腔外管内套置造腔内管，所述生产套管的上端返高至地面，造腔内管的下端低于造腔外管的下端；在造腔外管的外侧沿着造腔外管的长度方向分别布置3～6组油水界面监测电极，各组油水界面监测电极的信号输出端分别连接至地面的油水界面仪显示器；本发明利用地面操作实现对保护液深度的控制，可大大减少提管柱次数、增加溶腔底部盐岩溶解、增加腔体有效体积、提高造腔效率、缩短造腔周期、节约造腔成本。

Description

一种盐穴储气库井的造腔方法

技术领域

本发明属于盐岩水溶造腔技术领域。

背景技术

为满足我国东部地区对天然气的需求，已建成了“西气东输”和“川气东送”工程。为了有效解决天然气季节调峰和意外事故应急，需要建立天然气存储空间。相比地面储气罐，地下盐穴储气库具有地面设施占地面积小、安全性好、库容量大、对用气不均匀性调节能力强等优点，因此被各国普遍采用，成为天然气输配系统安全稳定运行的可靠保证。

盐穴储气库造腔大多选择厚的盐层采用自下而上的水溶法造腔，且为了有效控制上溶、增加侧溶，利用柴油密度小于水、油水不相溶的原理，多选用0#柴油作为保护剂（也称作油垫）。由于柴油在溶腔顶部形成保护层，生产一段时间后，如果不动管柱继续生产，将造成腔体直径过大、与相邻腔体之间的安全矿柱距离减小，导致腔体稳定性减弱甚至引起地面沉降等安全问题，就需要上提管柱来溶蚀上部盐岩。

经过调研，在自下而上造腔的造腔方式中，调整管柱的方法有以下4种：（1）造腔外管和内管同步移动；（2）只移动造腔外管，而造腔内管不动；（3）两管都不动，只改变保护剂（油垫）；（4）不分级，先溶底部，一次上提腔体高度的一半，然后到顶，一至两次成形。

我国可建地下储库的岩盐均为层状岩盐，盐层厚度薄、泥岩夹层多、盐矿品位不高，在水溶造腔过程中会产生大量不溶物，因此在造腔的大部分时间里，造腔内管都是被不溶物掩埋的，但是利用不溶物之间的空隙仍然是可以进行水溶造腔的。如果采用上述（1）法，动管柱次数较多，当管柱被起出后，由于不溶物填埋，无法下至原来深度，使底部被不溶物覆盖的盐岩就无法被采出，这样就会导致盐岩溶解不充分，造成资源浪费。以某地区200m厚盐层为例，建一个体积约为20万方的溶腔，动管柱的次数为7-9次。如果采用上述（2）法，该方法在软件模拟的时候是可以实现的，但是在实际造腔井中，要移动造腔外管必须要先起出内管，由于不溶物堆积，起出内管后很难下入原来的深度，因此该方法在实际操作中是无法实现的。如果采用上述（3）法，当保护剂（油垫）位置与出水口距离在水动力范围内时，效果较好，但是随着保护剂（油垫）位置上移，保护剂（油垫）位置与出水口距离超出水动力范围后，将形成无效水循环，造成资源浪费。如果采用上述（4）法，该方法动管柱次数最少，可以用于80-100m左右盐层造腔，对于200m左右的盐层，用该方法很难完成造腔，且对腔体形态控制难度较大。此外，一口造腔井正常上提造腔内管和造腔外管，作业时间为10-15天，动管柱次数增加，作业时间必然会增加，直接导致储气库建腔周期长、投资成本高。

由于盐岩多夹层的特点，所以现有的以上各种盐穴储气库造腔井施工过程中若频繁动管柱会导致底部盐岩溶解不充分、沉渣空间不足、影响有效体积、影响造腔效率、延长造腔周期、增加投资成本等问题。

发明内容

本发明目的在于提出一种盐穴储气库井造腔方法，用保护液来控制造腔，以减少提管柱次数、促进溶腔底部盐岩溶解、增加腔体有效体积。

本发明包括置于井下的生产套管，在生产套管内套置造腔外管，在造腔外管内套置造腔内管，所述生产套管的上端返高至地面，造腔内管的下端低于造腔外管的下端；在造腔外管的外侧沿着造腔外管的长度方向分别布置3～6组油水界面监测电极，各组油水界面监测电极的信号输出端分别连接至地面的油水界面仪显示器；在生产套管和造腔外管的环空处通过增压泵注入保护剂，以在盐穴储气库井内卤水和上部盐层之间形成隔离保护层，进行造腔；当油水界面仪显示器反映出的隔离保护层到位于最下方的油水界面监测电极时，且当腔体的体积达到设计要求时，退出部分保护剂，直至油水界面仪显示器反映出的隔离保护层退到中电极为止停止退出保护剂，继续进行造腔；当油水界面仪显示器反映出的隔离保护层到达位于最上方的油水界面监测电极时，则停止造腔；对造腔外管和造腔内管同步上提后再继续进行造腔。

本发明利用地面操作实现对保护液深度的控制，从而减少提管柱次数、增加溶腔底部盐岩溶解、增加腔体有效体积、提高造腔效率、缩短造腔周期、节约造腔成本。在盐穴储气库造腔井中此方法，每口井可减少作业2～3次，效果明显。本发明可以应用于盐穴储气库井造腔，也可以用于盐井、芒硝井等盐类矿藏水溶法开采中。

由于受到生产套管与造腔外管环空体积以及井口密封条件的限制，为了避免电极失灵的情况对腔体的影响，本发明采用超细电缆，设计的电极合理个数为3～6组。

更为实用地，本发明采用3组电极，如果有电极损坏或者不灵时，就失去了监测的作用，尤其当上电极不正常时，对腔顶形状控制只能凭经验。

当所述油水界面监测电极为3组，位于最下方的油水界面监测电极布置在造腔外管下端上方的5～10m处，位于中间的油水界面监测电极布置在最下方的油水界面监测电极上方的15～20m处，位于最上方的油水界面监测电极布置中间的油水界面监测电极上方的15～20m处。

以3组油水界面监测电极控制造腔盐层段的厚度以及调整管柱的次数是较为合理的，一般控制造腔段高度可达到50m。最下方的油水界面监测电极为最下方的监测点，该点如距离造腔外管的下端太近，则容易受到水流波动的影响，因此位于最下方的油水界面监测电极布置在造腔外管下端上方的5～10m处。

中间的油水界面监测电极和最下方的油水界面监测电极之间的距离是该阶段增加腔体体积的重要阶段，且上面有最上方的油水界面监测电极控制，无需担心上溶过快无法控制油水界面的问题，因此位于中间的油水界面监测电极布置在最下方的油水界面监测电极上方的15～20m处，可以大一些。

最上方的油水界面监测电极段距离出水口都比较远，无论正循环还是反循环，都难以波及到，且控制腔体上部，需要控制腔顶形状，因此位于最上方的油水界面监测电极布置中间的油水界面监测电极的距离不能太大。根据不同盐层厚度，优选15～20m之间。

附图说明

图1为本发明的施工过程的一种结构示意图。

图2为A井设计造腔时间与实际造腔时间对比图。

图3为A井设计注油量与实际注油量对比图。

图4为B井设计注油量与实际注油量对比图。

具体实施方式

如图1所示，本系统设有置于井下的生产套管1，在生产套管1内套置造腔外管3，在造腔外管3内套置造腔内管4，生产套管1的上端返高至地面，造腔内管4的下端低于造腔外管3的下端。

在造腔外管3的外侧沿着造腔外管3的长度方向的H1、H2和H3高度上分别布置三组油水界面监测电极，各组油水界面监测电极的信号输出端分别连接至地面的油水界面仪显示器8。

在生产套管1和造腔外管3的环空处通过增压泵9连接保护剂（大多采用0#柴油）罐体10，以向环空处注入保护剂2，使在盐穴储气库井内卤水和上部盐层之间形成隔离保护层，进行造腔。

图1中，5、6、7为不同阶段形成的盐穴储气库井腔体，11为注油口/退油口，12为电极读数测量口。

当油水界面仪显示器8反映出的隔离保护层位于最下方的油水界面监测电极（如图1中H1）时，且当腔体的体积达到设计要求时，通过增压泵退出部分保护剂，直至油水界面仪显示器8反映出的隔离保护层退到中电极为止停止退出保护剂，继续进行造腔。

通过油水界面仪显示器8反映出的隔离保护层（即油垫）所在高度位置，油垫从H1至H2，再至H3逐步往上提，在每个点都可以用保护剂（油垫）控制油水界面位置，减少上溶增加侧溶，这样能增加盐穴储气库井腔体的直径和体积，如果直接用H3控制，反循环时，清水从造腔外管出来后，上溶至H3处，造成的盐穴储气库井腔体直径和体积较小。

当油水界面仪显示器反映出的隔离保护层到达位于最上方的油水界面监测电极（如图1中H3）时，则停止造腔。

此时再通过其它设置对造腔外管3和造腔内管4同步上提后再继续进行以上循环造腔。

以下以某储气库2口造腔的具体试验为例进一步说明：

在使用该方法后，共减少动管柱次数7次，平均单井缩短造腔周期212天，降低造腔费用186万元，有效缩短造腔时间、降低造腔成本。

目前已经有2口井完成造腔，且在造腔过程中都采用了这种管柱调整与保护液控制方法，共缩短造腔时间14.13%，节约投资成本12.69%。

按以往技术，A井盐层厚度860-1027m，固井深度895m，造腔段132m，原设计如下:

该井造腔阶段设计提油垫6次，提内管7次、提外管5次，正常情况下，提油垫作业0.5天/次，提内管作业10天/次左右，提内、外管作业15天/次左右，整个作业时间约100天。

该井采用本发明方法造腔后，造腔情况如下：

该井造腔阶段提油垫5次，提内管3次、提外管2次，整个作业时间约65天。与设计相比，减少提内管4次、减少提外管3次，减少作业时间35天。

按以往技术，B井盐层厚度880-1043m，固井深度913m，造腔段130m，原设计如下:

该井造腔阶段设计提油垫6次，提内管7次、提外管5次，正常情况下，整个作业时间约100天。

该井采用本发明方法造腔后，造腔情况如下：

该井造腔阶段提油垫6次，提内管4次、提外管3次，整个作业时间约88天。与设计相比，减少提内管3次、减少提外管2次，减少作业时间12天。

对比设计与实际造腔情况，采用本发明方法后A井缩短造腔周期172天，减少柴油用量138.58方，减少造腔费用129万元；B井缩短造腔周期253天,减少柴油用量53.52方，减少造腔费用233万元，效果显著。

如图2，A井设计造腔时间1501天，设计体积17.1万方，采用本发明方法后A井实际造腔时间1329天，实际造腔体积19万方，缩短造腔周期172天，增加腔体体积1.9万方，缩短了造腔时间，节约了造腔费用。

如图3，A井设计最大柴油用量210方，实际柴油用量71.42方，减少柴油用量138.58方，减少柴油费用110.86万元。

如图4，B井设计最大柴油用量132.8方，实际柴油用量74.78方，减少柴油用量53.52方，减少柴油费用59.82万元，效果显著。

通过对比可见：本发明方法停井次数少，提管次数少，可以大大提高生产盐穴储气库井的造腔效率，并大大降低生产成本。

本发明可以应用于盐穴储气库井造腔，也可以用于盐井、芒硝井等盐类矿藏水溶法开采中。

Claims (2)

1.一种盐穴储气库井的造腔方法，包括置于井下的生产套管，在生产套管内套置造腔外管，在造腔外管内套置造腔内管，所述生产套管的上端返高至地面，造腔内管的下端低于造腔外管的下端；在生产套管和造腔外管的环空处通过增压泵注入保护剂，以在盐穴储气库井内卤水和上部盐层之间形成隔离保护层，进行造腔；

其特征在于：在造腔外管的外侧沿着造腔外管的长度方向分别布置3～6组油水界面监测电极，各组油水界面监测电极的信号输出端分别连接至地面的油水界面仪显示器；

当油水界面仪显示器反映出的隔离保护层到位于最下方的油水界面监测电极时，且当腔体的体积达到设计要求时，退出部分保护剂，直至油水界面仪显示器反映出的隔离保护层退到中电极为止停止退出保护剂，继续进行造腔；

当油水界面仪显示器反映出的隔离保护层到达位于最上方的油水界面监测电极时，则停止造腔；对造腔外管和造腔内管同步上提后再继续进行造腔。

2.根据权利要求1所述盐穴储气库井的造腔方法，其特征在于：所述油水界面监测电极为3组，位于最下方的油水界面监测电极布置在造腔外管下端上方的5～10m处，位于中间的油水界面监测电极布置在最下方的油水界面监测电极上方的15～20m处，位于最上方的油水界面监测电极布置中间的油水界面监测电极上方的15～20m处。