辽河油田双6地下储气库注采工程研究
储气库Y型井口携砂采气临界冲蚀模拟研究
储气库Y型井口携砂采气临界冲蚀模拟研究贺梦琦;杨炎鑫;檀德库;王江宽;段吉彬;于晓聪;阚长宾【期刊名称】《表面技术》【年(卷),期】2024(53)11【摘要】目的研究储气库携砂采气过程中储气库生产通道冲蚀磨损的主要影响因素及规律。
方法在辽河油田双6储气库注采井管柱结构和生产工况条件下,开展室内冲蚀模拟实验和生产通道冲蚀数值模拟研究,通过数值分析,明确采气速度、生产压力、出砂速率、出砂粒径对管柱冲蚀速率的影响规律。
结合临界冲蚀理论计算结果,设计适用于出砂工况条件下储气库生产通道临界冲蚀系数取值的图版。
结果出砂速度、采气速度、生产压力在管柱冲蚀中起着主要作用,实验数据与预测结果的一致性较高,管柱最大冲蚀速率与日产气量的二次幂、井筒内压力的负二次幂、出砂速率的一次幂成正比。
此外,管柱变径部位的冲蚀速率随着服役时间的延长呈下降趋势,最终与管壁的冲蚀速率基本保持在相同数量级。
根据构建的临界冲蚀系数取值图版,在当前储气库出砂工况条件下,为了保证储气库满足服役年限,将临界冲蚀系数(C)取值为180,进一步考虑到储气库的最大产能情况,推荐C介于175~200之间。
结论通过储气库管柱冲蚀的实验模拟和数值模拟研究,建立了储气库注采井管柱的冲蚀速率模型,构建了储气库注采管柱临界冲蚀系数设计图版,有利于工程技术人员准确判断实时生产工况条件下储气库注采管柱的生产工况负荷、服役安全工况条件等,可以提供关键的实时性、安全性基础数据。
【总页数】11页(P160-170)【作者】贺梦琦;杨炎鑫;檀德库;王江宽;段吉彬;于晓聪;阚长宾【作者单位】中国石油辽河油田储气库公司;中国地质大学(武汉)资源学院;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TH117;TE931【相关文献】1.底水驱枯竭气藏型天然气地下储气库注采动态的数值模拟2.携砂液流对除砂器针型阀冲蚀作用模拟研究3.气藏型储气库注采运行物理模拟研究与应用4.含凹坑缺陷稠油热采井口用四通管的冲蚀数值模拟研究5.气藏型储气库注采全过程油气相行为模拟因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
例谈L360QB抗硫碳钢管道
例谈L360QB抗硫碳钢管道辽河油田双6区块气驱采油开发工程井场部分是辽河储气库建设的重要组成部分，气田有机硫含量较高，介质条件非常苛刻。
该系统大量使用了L360QB 抗硫碳钢管道。
本文以该项目天然气主输送管道为例，详细介绍该类抗硫化氢碳钢管道的焊接，为以后同类工程的焊接施工提供经验。
1 L360QB抗硫碳钢管道简介L360QB抗硫碳钢管道为气田地面集输工程的主输送管道，其C、S、P等杂质元素含量比较低，可焊性好；在强度等级上属于X52级别，屈服强度不小于360 MPa，抗拉强度不小于460 MPa。
2 L360QB管道的可焊接性分析L360QB管道是按GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》生产的抗硫化氢碳钢管道，该管道杂质元素控制非常严格，交货状态为形变热处理。
该类管道中的S、P等有害元素含量非常低，P≤0.010%，S≤0.002%，Mn/S≈720。
在研究这类钢的可焊性以后发现，此类钢碳当量低，可焊性好，冷裂倾向小；由于S、P等有害元素含量控制得非常严格.所以热裂倾向小；同时，由于其Mn/S≈720，在数值上非常高，焊接热影响区液化裂纹敏感性非常低；而且，由于其杂质含量控制严格，再热裂纹敏感元素含量低，焊接完成以后，焊缝金属中产生再热裂纹及层状撕裂等焊接缺陷的机会非常小。
总之，此类钢是一种可焊性非常好的钢。
3 L360QB管道焊接接头耐蚀性试验3.1 焊接接头耐蚀试件的取样加载应力（1）焊接接头耐蚀试件的取样GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》中关于HIC和SSC 的评价标准，主要是针对于管材和板材，没有专门焊接接头的取样规范，为此，查阅了大量文献，在大量试验经验的基础上，结合对相关规范的理解，确定了焊接接头的取样标准。
焊接接头的Hlc试样应垂直于焊缝取样，且焊缝应位于试件的中心线上，在整个圆周上等距120。
取3个试样，取样部位和试验后试样的切取和检查位置如图1所示。
辽河双6储气库安全管理难点分析与应对措施
工作研讨<匕工矣会2021年第8期这河双6储气库安全管理难点分析与应对措施刘应青张炳余陈治军辽河油田储气库公司辽宁盘锦124010摘要：近年来，随着天然气用气量突增以及调峰力度逐渐加大，进一步抓好辽河双6储气库 安全生产工作刻不容缓。
针对辽河双6储气库目前存在的安全管理难点进行了分析研究，制定了相应 的应对措施，并提出了今后几年安全管理的方向和抓手，为辽河储气库群建设提供安全保障。
关键词：天然气；储气库；安全管理；难点分析；应对措施辽河双6储气库担负着“气化辽宁”和东北 地区天然气季节调峰任务，对调整我国能源结 构、促进节能减排及国家战略储备方面具有重 大的社会意义和战略意义。
近2年，天然气供需 矛盾加大，导致中国天然气“气荒”问题显 现。
为解决“气荒”问题，公司广大干部员工 克服种种困难，辽河双6储气库坚持年注气、采 气量达数亿立方米以上，并确保了双6储气库安 全生产平稳运行。
1 双6储气库安全管理的难点1.1 储气库生产安全风险较大1.1.1风险涉及面多，安全管控难双6储气库的生产活动不仅涉及到油气井及 井场管理、油气化验管理和油气集输管理等油 气田相关专业，还涉及到高功率天然气压缩机 等大型设备安全管理、长输管道管理、天然气 集注与处理、仪表自动化管理、易燃易爆场所 消防系统管理、复杂工艺安全管理等非常规专 业，既有常规风险，又存在油田企业非常规专 业风险，涉及面广，安全管控难度大。
1.1.2 风险较大，一旦失控后果严重(1)储气库场站管线输送的介质为天然气，任何一处管线出现天然气泄漏，如遇到点 火源将发生火灾爆炸事故。
事故会进一步加剧可 燃物质的泄漏，造成更大的爆炸，形成恶性循 环。
(2)在注气期，天然气经压缩机升压后可 达20M P a 以上，高压气体-旦在管道接头、法 兰等薄弱地方发生管线刺漏，会造成人员伤 害、财产损失的严重后果以及环境污染的意外 事件。
(3) 储气库至秦沈管道之间有长达25k m 的大口径天然气长输管道，瞬时流量达62万m 3/h ， 路经多个村镇居民区。
辽河油田双6_储气库注采能力评价
文章编号：1000 − 7393(2022)06 − 0763 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.2022.06.016辽河油田双6储气库注采能力评价朱静 张继平 栾睿智 杨清玲中国石油辽河油田分公司引用格式：朱静，张继平，栾睿智，杨清玲. 辽河油田双6储气库注采能力评价［J ］. 石油钻采工艺，2022，44（6）：763-768,790.摘要：为保证辽河油田双6储气库应急调峰期间强注强采和安全运行要求，以SL1井为例，综合考虑库区地层压力安全区间10~24 MPa 、注采管柱抗冲蚀及地层携液能力三方面因素，开展双6储气库注采能力评价研究。
在2017−2020年“四注四采”周期内，连续开展产能试井，监测流压与注采气量，建立二项式产能方程，计算不同地层压力下的极限注采气量；计算得到Ø114.3 mm 气密封注采管柱的临界冲蚀流量及临界携液流量，确定单井安全注采制度；总结SL1井地层压力随累计注(采)气量变化规律，预测该井安全累计注气量为0.942×108~2.713×108 m 3；在库区连通并达到统一压力系统后，预测当双6库区安全库容为7.623×108~34.510×108m 3时，才能保证地层压力及注采气容量满足气库安全运行。
关键词：产能试井；储气库；注采能力；注(采)量；动态库容中图分类号：TE822 文献标识码： AEvaluation on injection-production capacity of Shuang 6 storage in Liaohe OilfieldZHU Jing, ZHANG Jiping, LUAN Ruizhi, YANG QinglingCNPC Liaohe Oilfield Company , Panjin 124010, Liaoning , ChinaCitation: ZHU Jing, ZHANG Jiping, LUAN Ruizhi, YANG Qingling. Evaluation on injection-production capacity of Shuang 6storage in Liaohe Oilfield ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(6): 763-768, 790.Abstract: In order to ensure the intensive injection, production and safe operation of the Shuang 6 storage in Liaohe Oilfield during the peak shaving period, taking Well SL1 as an example, the injection-production capacity of the Shuang 6 storage was evaluated by considering three factors including safe formation pressure of 10−24 MPa, erosion resistance of injection-production string, and formation liquid-carrying capacity. During the period of “four injections and four productions ” from 2017 to 2020, the tests for determining well productivity were carried out continuously, the flow pressure and gas injection-production volume were monitored, and the binomial productivity equation was established to calculate the limit gas injection-production volume under different formation pressures. The critical erosion flow rate and critical liquid-carrying flow rate of the Ø114.3 mm gas-sealed injection-production string was calculated, and the safe injection-production system of a single well was determined. Summarizing the change law of formation pressure in Well SL1 with the cumulative gas injection (production) volume, it is predicted that the safe cumulative gas injection volume of the well ranges from 0.942×108 m 3 to 2.713×108 m 3. After the storage area is connected and reaches a unified pressure system, it is predicted that only when the safe storage capacity of the Shuang 6 storage ranges from 7.623×108 m 3 to 34.510×108 m 3, can the formation pressure and gas injection-production capacity meet the safe operation requirements of the storage.Key words: well productivity test; storage; injection-production capacity; injection (production) volume; dynamic storage capacity基金项目: 中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“辽河油田原油千万吨持续稳产关键技术研究”子课题“辽河油田基岩潜山油藏高效开发技术研究”(编号：2011B-1204)；辽河油田公司科技项目“双6储气库扩容及复杂类型油气藏(马19、黄金带)建库关键技术”(编号：2020KJ-24-01)。
辽河油田双6储气库单井采气能力评价
辽河油田双6储气库单井采气能力评价陈显学;温海波【摘要】Shuang-6 Gas Storage in Liaohe oilfield is the largest gas cap and oil ring gas storage with edge and bottom water in China and there is no mature experience.Gas production capacity of injection-production wells is the key to peak shaving of the gas storage.Taking Well X as an example,a method suitable for Shuang-6 Gas Storage is established to evaluate gas production capacity of injection-production wells.The critical differential pressure of reservoir sand production is determined through indoor sand production experiment of cores;a binomial productivity equation for injection-production wells is established through systematic well testing;the critical differential pressure of reservoir sand production is substituted into the binomial productivity equation for injection-production wells and gas production capacity that reservoirs can support is obtained.The gas production capacity is constrained according to erosion flow rate in injection-production pipes of different sizes.The comprehensive evaluation results show that in Well X the upper limit of gas production rate that the reservoir can support reaches 282× 104m3/d,but constrained by erosion flow rate,the upper limit of gas production rate is determined as 122×104 m3/d.%辽河油田双6储气库是中国最大的气顶油环边底水储气库,没有先例可以借鉴.注采井采气能力是储气库应急调峰的关键,以X井为例,建立了适合双6储气库的注采井采气能力评价方法.通过室内岩心出砂实验,确定储集层出砂临界生产压差;通过采气系统试井,建立注采井二项式产能方程;将储集层出砂临界生产压差代入注采井二项式产能方程,得到储集层能承受的采气能力;依据对不同尺寸注采管柱冲蚀流量的评价,对采气能力进行约束.综合评价结果表明,X井储集层可承受的采气速度上限可达到282×104 m3/d,但受到冲蚀流量的约束,采气速度上限被限制在122×104 m3/d.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2017(038)006【总页数】4页(P715-718)【关键词】辽河油田;地下储气库;储集层;出砂实验;系统试井;冲蚀流量;采气能力【作者】陈显学;温海波【作者单位】中国石油辽河油田分公司天然气储供中心,辽宁盘锦124010;中国石油辽河油田分公司天然气储供中心,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE375地下储气库开发方式与一般气田不同，有注气和采气2种运行方式。
辽宁省环境保护厅关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程竣工环境保护验收意见的函
辽宁省环境保护厅关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程竣工环境保护验收意见的函文章属性•【制定机关】辽宁省环境保护厅•【公布日期】2016.11.24•【字号】辽环函〔2016〕312号•【施行日期】2016.11.24•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境保护综合规定正文辽宁省环境保护厅关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程竣工环境保护验收意见的函中国石油管道公司管道工程第三项目经理部：你公司报送的《关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程竣工环境保护验收申请表》及附送的《辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程竣工环境保护验收调查报告》（以下简称《验收调查报告》）等材料收悉。
根据现场检查意见和营口市、盘锦市环境保护局的初审意见，经我厅建设项目审查委员会2016年第8次会议审查，现提出验收意见如下：一、工程建设的基本情况工程起点位于大沈线的营口分输清管站（依托），终点为新建的双6联络站。
线路全长71km，管径D711mm，设计压力10MPa。
管道沿线设4个截断阀室，其中监控阀室2座，监视阀室2座。
本工程在营口分输站内新增1套清管器收（发）装置及外输管道，并配套建设气液联动阀；双6联络站设置清管器收（发）装置、过滤分离器、调压及加热设施等。
工程总投资77787.42万元，其中环保投资5545万元，占实际完成投资的7.13%。
2014年1月我厅以辽环函〔2014〕32号批复该工程环境影响报告书。
工程配套建设的环境保护设施现已同步投入使用。
二、环境保护措施及风险防范措施落实情况（一）项目总占地面积139.4公顷，与环评时期基本一致。
其中，临时占地137.5公顷，永久占地1.9公顷。
管道施工采取了分层开挖、分层回填措施；施工结束后及时进行了覆土平整、植被恢复和水土保持治理措施，区域内生态环境得到了恢复。
同时，投资45万元，委托盘锦市辽河保护区管理局开展鸟类观测站建设等鸟类保护工作。
双6_储气库大尺寸注采井钻井技术
文章编号：1000 − 7393(2023)04 − 0410 − 08 DOI: 10.13639/j.odpt.202211042双6储气库大尺寸注采井钻井技术王博 赵春 陈显学中国石油辽河油田公司辽河油田(盘锦)储气库有限公司引用格式：王博，赵春，陈显学. 双6储气库大尺寸注采井钻井技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（4）：410-417.摘要：为解决现有双6储气库注采井网无法满足高月调峰需求的问题，优化部署首批3口大尺寸注采井。
针对大尺寸井高强度注采交变载荷影响、大井眼钻井液携岩屑能力弱、固井顶替效率低等技术难题，优化设计盖层井身结构，技术套管封隔盖层顶部，生产套管封隔盖层中部，Ø177.8 mm 油层尾管半程固井封固盖层底部，提高了井筒完整性；采用连续岩屑称重技术实时监测岩屑返出量，降低井下事故风险；优选固井工具和施工参数，同时改善套管居中度提高固井质量，取得了良好的实践效果。
超声波成像测井结果显示，已完钻的双6-H431井Ø339.7 mm 技术套管的固井质量合格率为93.1%；Ø244.5 mm 生产套管的固井质量合格率达到99.9%，盖层连续优质井段长达221 m ，远高于储气库钻井行业标准。
研究成果可为辽河储气库及国内其他储气库后续的大尺寸井钻井工程提供实践经验。
关键词：双6储气库；大尺寸井；注采水平井；井身结构；固井配套技术；固井质量中图分类号：TE243 文献标识码： ADrilling technique for large-diameter injection-production wells ofthe Shuang-6 Underground Gas StorageWANG Bo, ZHAO Chun, CHEN XianxueLiaohe Oilfield (Panjin ) Gas Storage Co., Ltd., Liaohe Oilfield Company , PetroChina , Panjin 124010, Liaoning , ChinaCitation: WANG Bo, ZHAO Chun, CHEN Xianxue. Drilling technique for large-diameter injection-production wells of the Shuang-6 Underground Gas Storage ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(4): 410-417.Abstract: To deal with the incompetence of the current injection-production well pattern of the Shuang 6 Underground Gas Storage (UGS), the first three large-diameter injection-production wells were deployed. Given the intensive alternating load during injection and production, insufficient cutting-carrying of drilling fluids and low cement slurry displacement efficiency in large wells,optimize the design of the wellbore structure of the cover layer, seal the top of the cover layer with technical casing, seal the middle of the cover layer with production casing, and seal the bottom of the cover layer with a half way cementing of the Ø177.8 mm oil layer tail pipe, improving wellbore integrity; the continuous cutting weighting was performed to monitor cutting return in real time and reduce risks of downhole accidents; the cementing tools and parameters were optimized and the casing centering was enhanced for better cementing quality. These efforts resulted in excellent effects in practice. The cement bond logging showed the cementing qualification rates of the Ø339.7 mm intermediate casing and Ø244.5 mm production casing of the drilled well Shuang 6-H431 reach 93.1% and 99.9%, respectively, and the high-quality cemented section along the caprock is 221 m long. These indicators are far higher than those specified in the industrial standard of underground gas storage. This research provides practical experience for drilling engineering of large-diameter wells in the Liaohe UGS as well as other UGS in China.基金项目: 中国石油勘探与生产分公司重点科技项目“复杂断块储气库建库关键技术研究与现场试验”(编号：2022KT2301)。
辽宁省环境保护厅关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程环境影响报告书的批复
辽宁省环境保护厅关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程环境影响报告书的批复文章属性•【制定机关】辽宁省环境保护厅•【公布日期】2014.01.16•【字号】辽环函〔2014〕32号•【施行日期】2014.01.16•【效力等级】地方行政许可批复•【时效性】现行有效•【主题分类】正文辽宁省环境保护厅关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程环境影响报告书的批复辽环函〔2014〕32号关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程环境影响报告书的批复中国石油管道公司管道工程第三项目经理部：你单位报送的《辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程环境影响报告书》（以下简称“报告书”）收悉，经我厅2013年12月30日厅务会议讨论，批复如下：一、本工程管线起点为大连-沈阳天然气管道工程（以下简称大沈线）的营口分输清管站，终点为新建的双6联络站；沿途经过营口大石桥市和盘锦大洼县；线路全长71公里、管径711毫米、设计压力10.0兆帕；管道沿线不设置分输站，设置4座线路截断阀室，其中监控阀室2座、监视阀室2座；工程总投资77787.42万元。
营口分输清管站位于大石桥市有色金属工业园内，本工程在营口分输清管站内新增1套清管器收（发）装置及外输管道，并配套建设气液联动阀，通过预留阀与大沈线相连；双6联络站位于大洼县清水乡育红村北，毗邻双6储气库工程双6集注站南侧，该站为大沈线与双6集注站的联络站，站内设置清管器收（发）装置、过滤分离器、调压及加热设施等。
本工程实现了大沈线与双6集注站的连通，并实现了大沈线与秦皇岛-沈阳天然气管道（以下简称秦沈线）的联网，能够提高我省天然气管网调配的灵活性和运行的可靠性，保障我省天然气供气安全。
辽宁省发展和改革委员会以《关于同意中国石油辽河双6储气库配套管道工程项目开展前期工作的通知》（辽发改能源〔2011〕1775号），同意本工程开展前期工作。
辽宁省水土保持局以《关于辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程水土保持方案的复函》（辽水保函〔2012〕48号），对本工程水土保持方案予以认可。
地下储气库注采气完井管柱的设计与应用
・62・石油工业技术监督地下储气库注采气完井管柱的设计与应用贺梦琦中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院(辽宁盘锦124010)摘要作为国家发改委投资的第二批次高库容地下储气库，且作为辽东唯一的储气库，双6区块位于辽宁省盘锦市国家级自然保护区的双台子河流域，地层压力目前约为5MPa,按照地下储气库注采气井设计的基本要求，最大限度考虑了储气库工程强注强采的要求，设计了带循环洗压井、注气、采气、自动安全控制等功能的注采工艺管柱。
方案实施后，管柱性能稳定可靠，各种现场试验均达到设计要求，现场施工成功率高达100%双6储气库注采气完井管柱的设计，具有简单、安全、可靠、实用、长寿命等诸多优点，为国内地下储气库建设积累了宝贵的经验。
关键词地下储气库；注采气井；完井管柱；强注强采；安全控制；双6区块Abstract Shuang6block is the secontl batch of high volume underground gas storage invested by National Development and Refbnn Commission,and the only gas storage in the east of Liaoning province.The block is located in the Shuangtaizi River Basin of Panjin National Nature Reserve,Liaoning Province,and the formation pressure is about5MPa at present.According to the basic requirements of underground gas storage for the design of injection and production gas well,the injection and production process string with the functions of circulation well washing and killing,gas injection,gas production and automatic safety control is designed consider!ng the requirements of forced injection and forced production in gas storage engineering to the greatest extent.After the implementation of the design scheme,the performance of the string is stable and reliable,all kinds of field tests meet the design requirements,and the field construction success rate is up to100%.The shuang6gas storage injection-production completion string has many advantages,such as simple,safe,reliable,practical,long life and so on,and the design of it provides valuable experience for the constriction of underground gas storage in China.Key words underground natural gas storage;injection—production gas well;completion string;forced injection and forced production; security control;Shuang6block双6区块位于盘锦市双台子河下游西岸，欢喜岭油田东部，自1978年8月该区第一口井-双6井投产以来累计产油气当量687x10"t,为辽河油田原油稳产做出了巨大的贡献。
TGNET 软件在辽河油田双6储气库中的应用
TGNET 软件在辽河油田双6储气库中的应用张铄;吴明;牛冉;张志勇【期刊名称】《辽宁石油化工大学学报》【年(卷),期】2016(036)002【摘要】TGNET 软件是一款历史悠久的输气管道模拟软件,可以模拟单管输送简单模型,也可以模拟多气源、多循环管网、多压缩机、多阀门等在内的复杂技术系统,已经在全世界得到了广泛运用。
为了使 TGNET 软件在天然气输气管道运营中更好地发挥指导作用,利用 TGNET 软件对双6储气库实际生产情况进行了模拟。
模拟过程包括：建立集输管网模型；确定模拟时选用的气体模型、气体状态方程及摩阻系数公式,并输入气源、采气管线、集注站基本参数；启动模拟并输出结果。
根据模拟结果,对双6储气库模拟压力和实测压力进行了对比。
对比结果表明, TGNET 软件的模拟结果与实际生产压力的相对误差小于4.3%,TGNET 软件适用于辽河油田双6储气库的实际生产情况。
【总页数】4页(P36-39)【作者】张铄;吴明;牛冉;张志勇【作者单位】辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁抚顺 113001;辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁抚顺 113001;辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁抚顺 113001;辽河油田油建一公司，辽宁盘锦 124010【正文语种】中文【中图分类】TQ022.1【相关文献】1.TGNET软件特点及在天然气长输管道中的应用 [J], 王安鹏;冯玉华;刘旭;丁川2.TGNET软件在川西输气管道中的仿真应用 [J], 谢光惠3.TGNET软件在川西管网运行调度中的应用 [J], 罗林杰4.TGNET软件在川西管网运行调度中的应用 [J], 罗林杰;5.辽河油田双6储气库单井采气能力评价 [J], 陈显学;温海波因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
辽河油田双6地下储气库注采工程研究29页PPT
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6、黄金时代是在我们的前面，而不在 我们的 后面。
Байду номын сангаас
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7、心急吃不了热汤圆。
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8、你可以很有个性，但某些时候请收 敛。
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9、只为成功找方法，不为失败找借口 (蹩脚 的工人 总是说 工具不 好)。
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10、只要下定决心克服恐惧，便几乎 能克服 任何恐 惧。因 为，请 记住， 除了在 脑海中 ，恐惧 无处藏 身。-- 戴尔． 卡耐基 。
41、学问是异常珍贵的东西，从任何源泉吸 收都不可耻。——阿卜·日·法拉兹
42、只有在人群中间，才能认识自 己。——德国
43、重复别人所说的话，只需要教育； 而要挑战别人所说的话，则需要头脑。—— 玛丽·佩蒂博恩·普尔
44、卓越的人一大优点是：在不利与艰 难的遭遇里百折不饶。——贝多芬
45、自己的饭量自己知道。——苏联
双6储气库水平井钻井液技术
双6储气库水平井钻井液技术双6区块储气库井是国家级重点工程，在率先完成的几口定向井的施工中，多次发生卡钻、井漏等复杂事故。
由于水平井中大斜度井段和水平井段的存在，与直井段相比，带来了更多的井壁稳定、井眼净化、摩阻控制、防漏堵漏、保护油气层等方面的技术难题，因此，施工难度更大，长城钻探钻井液公司通过定向井施工经验，合理调整钻井液施工方案，在已经完成的6口水平井的施工中取得了良好的效果。
1 地质工程概况1.1 地质简况双南储气库属于辽河盆地西部凹陷双台子断裂背斜带，馆陶组底界深度1200m左右，岩性以浅灰白色厚层-块状砂质砾岩为主夹薄层灰绿、黄绿色砂质泥岩，成岩性差，易漏；东营组底界深度1900-2000m，岩性以灰绿色、绿色泥岩为主，造浆严重，另外下部夹碳质泥岩，易产生剥蚀掉块；沙1+2为主要目的层，底界深度（垂深）2300-2500m，岩性为浅灰色含砾砂岩、砂砾岩为主夹深灰色泥岩，由于目的层属枯竭气藏，局部井段地层压力系数极低，极易发生井漏、卡钻。
1.2 工程概况双六储气库水平井采用三开完井，表层套管封馆陶、技术套管下至油层顶，油层段采用筛管配合一定数量的遇油膨胀封隔器完井。
井深结构为：Φ660.4mm×52m/Φ508mm×50m + Φ444.5mm×1253m/Φ339.7mm×1250m +Φ311.1mm×2570m/Φ244.5mm×2565m+Φ215.9mm×3043m/Φ177.8 mm×0-2565 m +Φ168.3 mm×2565-3043 m（筛管）。
2 钻井液施工难点2.1 井壁稳定问题双南地区上部东营组地层岩性以软泥岩为主，极易水化分散，造浆性强，容易形成钻头泥包和井壁缩径。
三开目的层中地层压力系数极低，但是存在泥岩夹层，稍有处理不当就会导致深灰色泥岩坍塌掉块。
2.2 岩屑携带问题在大斜井段、水平段钻进过程中，钻屑易吸附在井壁上，导致钻井液中固相含量高，流变性失控，容易引起井下复杂情况的发生。
辽河油田双6储气库建设实施效果评价
192截至2021年，全国主干天然气管道总里程达到1.16×105km，年输气能力超过3.5×1011m 3，实现了“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。
随着中俄东线天然气管道（北段）通气，中国四大进口天然气通道（东北、西北、西南和海上）全部贯通。
2022年，全国天然气表观消费量3.663×1011m 3。
根据预测，到2030年，天然气消费量将突破5.0×1011m 3，天然气对外依存度也将超过50%。
在愈加严峻的形势面前，天然气安全保供已成为天然气生产销售企业必须履行的重大社会责任。
地下储气库是天然气安全保供的主要设施，也是国家能源安全保障的重要组成部分，国内的地下储气库与调峰需求仍存在较大差距[1]。
目前，储气库工作气量仅占全国天然气消费量的3%，远低于12%的国际平均水平，由于储气调峰能力不足，已严重制约我国天然气产业可持续发展。
1 双6储气库简介双6储气库是秦皇岛—沈阳天然气管道配套工程，利用双6区块枯竭式油气藏含气区建库，在盘锦末站与秦-沈线连接。
主要负责东北天然气管网辽宁地区季节调峰和安全平稳供气，向北与秦皇岛—沈阳天然气管道连接，向南与大-沈LNG天然气管道连接，可有效解决东北地区冬夏季天然气用量不均衡问题，同时还承载中石油天然气资源布局、缓解京津冀天然气用气压力、接收中俄东线天然气管道来气存储任务[2]。
双6储气库工程包括双6区块气驱采油及秦皇岛-沈阳天然气管道配套储气库工程两部分，注气系统于2014年4月26日正式投产，采气系统于2016年12月13日正式投产。
2 施工设计评价钻井工程施工设计：2010年9月开展20口新井施工设计，2011年7月完成设计工作。
钻井工程分两批先后实施部署，对20口新井进行重新设计。
因钻井工程单井实际投资增加，根据投资调整工作量，导致井数减少。
2012年4月完成第一批11口新井施工设计，2014年11月完成第二批7口新井施工设计。
辽河油田拟建全国最大的地下储气库群
Ｈｕａｎ．Ｑｉａｎ Ｐｉｎｓｈｕ＆ Ｌｉ Ｃｈｕｎ．Ｃｈａｌｌｅｎｇｅｓ ｔｏ ａｎｄ ｐｒｏｐｏｓａｌｓ ｆ ｏｒ ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ ｇａｓ ｓｔｏｒａｇｅ（ＵＧＳ）ｂｕｓｉｎｅｓｓ ｉｎ Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１７，３７（１）：１５３－１５９． ［２１］王 富平 ，冯 琦 ，崔 陈冬 ，胡 奥林 ．中 国天然 气差 别 价格 体 系研 究 ［Ｊ】．天 然气 工业 ，２０１７，３７（１２）：１ｌ２—１１８． Ｗａｎｇ Ｆｕｐｉｎｇ，Ｆｅｎｇ Ｑｉ，Ｃｕｉ Ｃｈｅｎｄｏｎｇ＆ Ｈｕ Ａｏｌｉｎ．Ｔｈｅ ｄｉｆｅｒｅｎ— ｔｉａｌ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｐｒｉｃｉｎｇ ｓｙｓｔｅｍ ｉｎ Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ， ２０１７．３７（１２）：ｌ１２－１ １８．
６９ｄａ８５＆ ｓｃｅｎｅ＝０．
［１５］王 新 哲 ，单卫 国 ．低 油 价对 亚 洲 ＬＮＧ市 场 的影 响 ［Ｊ］．国际 石 油 经济 ，２０１７，２５（６）：５８—６４．
Ｗ ａｎｇ Ｘｉｎｚｈｅ＆ Ｓｈａｎ Ｗ ｅｉｇｕｏ．Ｅｆｅｃｔｓ ｏｆｌｏｗ ｏｉｌ ｐｒｉｃｅ ｏｎ ＬＮ Ｇ
ｍａｒｋｅｔ ｉｎຫໍສະໝຸດ Ａｓｉａ［Ｊ］．Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｃｏｎｏｍｉｃｓ ２０１７．２５ （６）：５８·６４． ［１６】李 倩 ．前 三 季 度 ＬＮＧ进 口量 同 比增 ４３％［ＥＢ／ＯＬ］．（２０１７—１２－ ０６）［２０１８－０３一ｌ１］．ｈｔｔｐ：／／ｎｅｗｓ．ｃｎｐｃ．ｃｏｍ．ｃｎ／ｓｙｓｔｅｍ／２０１７／１２／０６
辽宁省环境保护厅关于督促辽河双6储气库工程履行环评审批手续的函
辽宁省环境保护厅关于督促辽河双6储气库工程履行
环评审批手续的函
文章属性
•【制定机关】辽宁省环境保护厅
•【公布日期】2014.05.06
•【字号】辽环函〔2014〕138号
•【施行日期】2014.05.06
•【效力等级】地方规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】环境保护综合规定
正文
辽宁省环境保护厅关于督促辽河双6储气库工程履行环评审
批手续的函
辽环函〔2014〕138号
中国石油天然气集团公司：
近年来，我厅先后受理审查了贵集团辽河油田“秦皇岛-沈阳天然气管道储气工程（盘锦末站至双6集注站）”和管道公司“辽河双6储气库配套管道（营口-盘锦联络线）工程”等项目。
这些工程的建设，对贵集团发展及我省“气化辽宁”、“蓝天工程”具有重大意义。
在项目服务过程中，我厅发现上述2项工程均依托辽河双6储气库，而2项工程的环境影响评价内容均未包含该储气库的相关内容。
该储气库工程未履行过环评审批手续，建设地点、占地面积、最大储气量、储气方式、环境影响等情况未提供。
根据《中华人民共和国环境影响评价法》等法律法规规定，现请贵集团公司抓
紧开展辽河双6储气库工程环境影响评价工作，并按规定程序履行环评审批手续。
辽宁省环境保护厅
2014年5月6日。
底水气藏型储气库注采渗流规律实验
底水气藏型储气库注采渗流规律实验
陈显学
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2022(29)4
【摘要】为深入研究底水气藏型储气库在多周期注采过程中的气-水两相渗流规律,以辽河油田S6储气库储层岩心为研究对象,开展多周期升压-卸压渗透率应力敏感性评价、多周期模拟注采气-水相渗特征评价实验,并结合扫描电子显微镜观察进行微观结构分析。
结果表明:研究区渗透率应力敏感性较低,多周期升压-卸压后渗透率有低幅度下降;随着气-水互驱次数的增加,束缚水饱和度和残余气饱和度分别下降和上升,而后逐渐趋于平衡;多周期循环注采导致微裂缝生成和微粒运移,微裂缝强化渗流能力占主导地位,含气饱和度、气相渗透率逐渐升高并逐渐趋于平衡,与实际运行中储气库前期扩容、后期逐渐平衡规律一致。
研究结果对合理配置注采参数和区域内新兴储气库建设提供技术指导。
【总页数】6页(P101-106)
【作者】陈显学
【作者单位】中国石油辽河油田分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE822
【相关文献】
1.水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究
2.微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律
3.水侵气藏型储气库气水微观渗流规律
4.气藏型储气库井注采动态不稳定流分析方法
5.气藏型储气库温度敏感性及其对气井注采能力的影响
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辽河储气库群注气能力全国第一
辽河储气库群注气能力全国第一
佚名
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2022(45)2
【摘要】5月23日记者获悉,双台子储气库3号、4号两台国产电驱高压离心式压缩机持续平稳运行,标志着双台子储气库国产注气系统试运投产成功。
至此,辽河储气库群整体注气能力从1400万立方米/天提升到3000万立方米/天,成为全国注气能力最大的储气库群。
同时,双台子储气库的新成员--双51库、双31库已开始首轮注气,双台子储气库达容达产速度加快,为今冬明春天然气保供攒足了“底气”。
【总页数】1页(P30-30)
【正文语种】中文
【中图分类】TE9
【相关文献】
1.文23储气库先导注气井注气能力影响因素分析
2.辽河油田双6储气库单井采气能力评价
3.辽河油田拟建全国最大的地下储气库群
4.四川首座储气库群累计注气突破1亿m^(3)
5.长春油田X断块气顶油藏型储气库注气能力评价
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储气库运行过程中大排量注气和采气的需要。
（2）储气库建设要求30-50年的运行寿命，因此，建议注采
油管和井下工具全部采用进口产品。
（3）辽河油田下一步将建设一批储气库群来满足东北地区乃
至北京季节调峰和应急调峰的需要，双6区块注采系统的研究
与设计结果将为其它区块改建储气库提供技术指导和借鉴。
请多提宝贵意见 谢谢大家！
三、注采工程研究
注采管柱推荐方案：
双6储气库注采井的直井采用 射孔完井工艺，水平井采用高强度 筛管进行防砂完井。注采管柱采用 L-80钢级、气密封螺纹油管，管柱
上配套井下安全阀、循环滑套、封
隔器、堵塞器坐落短节和测试坐落
短节。
图1 双6储气库管柱结构示意图
三、注采工程研究
注采管柱推荐方案：
优化设计后的注采管柱具备以下功能： （1）多工序联作，减少了作业环节，避免了储层的二次污 染，有效保护了储层； （2）能够实现注采井的自动控制；
井口的腐蚀工况条件为：CO2
分压0.19MPa；井底的腐蚀工况条 件为：CO2 分压0.24MPa。根据图 版，油管材质选择L80钢级。
三、注采工程研究
（5）油管强度校核
表3 注采管柱在不同状态时强度校核
状态 类型 自由 状态 坐封 状态 注气 末期 规格 （mm） 88.9 114.3 88.9 管柱自重 （kN） 369.9 582.9 369.9 浮力 （kN） 155.1 256.4 155.1 温度效应力 （kN ） 0 0 178.3 膨径效应力 （kN） 0 0 76.2 轴向力 （kN） 0 0 317.0 本体安全 系数 4.20 螺纹安全 系数 4.29 4.19 2.91
湿地，地势平坦，平均海 拔高程4m。道路为平坦的
双6区块地理位置图
砂石路，交通便利。
一、区块概况
构造特征
双6区块位于双台 子背斜带的中部高部位, 为北倾断鼻构造。断鼻 两翼较陡,地层倾角 11°—14°；各层位构 造形态继承性强。
一、区块概况
储层物性
双6区块小层孔隙度等值图 Ⅲ48
中孔、中渗储层
辽河油田双6地下储气库 注采工程研究
2011年9月
论文提纲
一、区块概况 二、地质方案要点 三、注采工程研究
四、结论和建议
一、区块概况
双6区块位于辽宁省盘 锦市盘山县曙光农场至坨 子里一线的双台子河流域， 双台子河下游西岸欢喜岭 油田东部，距盘锦市直线 距离为25km，距大洼县直
线距离24km。地表是苇田
115.9 54.4 94.2
470.6 254.8
376.2 267.4 397.9
2.91 3.62
3.63 3.45 3.44
采气 高峰
三、注采工程研究
1、油管的选择
2、井下工具的选择
三、注采工程研究
（1）井下工具技术性能要求
①采用气密封螺纹，满足气密封要求；
②金属材质具有不低于油管材质的抗腐蚀性能；
③耐压等级不低于35Mpa，耐温满足井筒温度场长期工作需要；
④抗拉强度不低于油管的抗拉强度；
⑤封隔器和井下安全阀及其它相关配件要相互配套；
⑥封隔器要满足耐酸要求。
三、注采工程研究
（2）配套工具
根据双6储气库注采井的特点，在井下注采管柱配套了流动短
接、安全阀、循环滑套、封隔器、堵塞器坐落短节和测试坐落
论文提纲
一、区块概况 二、地质方案要点 三、注采工程研究
四、结论和建议
三、注采工程研究
1、油管的选择
2、井下工具的选择
三、注采工程研究
（1）油管选择原则
①满足双6块的地质方案配产（注）要求；
②所选油管在配产（注）范围内，井筒内气体不会对油管
及管柱上配套工具产生冲蚀作用； ③井筒内气体流动能有效地把井底液体携带出地面，避免 井底积液； ④油管管体强度满足抗内压要求，螺纹强度满足抗拉极限
孔隙度：5%-26.8%， 平均17.3%； 渗透率：平均224×10-3 μm2； 粒度中值概况
流体性质
①原油：具四低（密度、粘度、含蜡、含硫）特点。
②天然气：相对密度0.6886～0.7131, CH4：80.14% ～81.9%。 凝析油含量183～289 g/cm3。 ③地层水：NaHCO3型。
载荷要求，螺纹类型满足安全生产要求；
⑤所选油管应与生产套管配套，并尽量节约成本。
三、注采工程研究
（2）注采油管尺寸设计
根据气藏工程配产指标，分部计算了Φ73 mm（2 7 8 ″）、 Φ88.9 mm（ 3 1 2 ″）和Φ114.3 mm（ 4 1 2″）油管采气时的最
小极限产量和冲蚀流速。
表1 不同油管采气时不发生冲蚀的安全产气量 （单位：×104m3） 油管外径 mm Φ 73 安全产气量 ×104m3/d Φ 88.9 Φ 114.3 地层压力MPa 10 30.01 45.10 78.86 13 34.69 52.12 91.14 16 38.63 58.05 101.51 19 41.90 62.96 110.09 22 44.58 66.98 117.13 24 46.09 69.26 121.11
12.07
7.75
13.54
8.37
14.63
8.81
15.40
9.09
15.89
9.21
16.11
根据以上结果，Φ73 mm油管在运行压力24 MPa时，最大 极限流量46.09×104 m3/d，不能满足直井50×104 m3/d的配产要
求，因此直井选择Φ88.9 mm油管，水平井选择Φ114.3 mm油管。
（3）可以实现后期的不压井作业；
（4）能够建立油套环空的沟通通道，以利于后期作业；
（5）能够实现地质监测地层参数的要求。
论文提纲
一、区块概况 二、地质方案要点 三、注采工程研究
四、结论和建议
四、结论和建议
（1）双6区块地下储气库注采系统的设计参考了大港油田储
气库的建设经验，管柱尺寸的选择和井下工具的配套可以满足
名称
三、注采工程研究
（2）注采油管尺寸设计
表2 不同油管采气时最小携液流量
名称 油管外径 mm Φ 73 卸载流量 ×104m3/d
（单位：×104m3）
地层压力MPa 10 4.60 13 5.15 16 5.57 19 5.86 22 6.05 24 6.13
Φ 88.9
Φ 114.3
6.91
地质共部 署20口注采井
（其中水平井
10口，直井10 口），作为注 气和采气合一 井。
二、地质方案要点
双6储气库运行压力：10.0 MPa-24.0 MPa ； 有效工作气量为16.0×108 m3；
基础垫气量：6.0×108 m3；
附加垫气量：14.0×108 m3，压力区间为5.0～10.0 Mpa；
一、区块概况
温度压力系统
地层压力：23.23-24.86 MPa，平均24.27 MPa；
地层温度：88-90 ℃，
地温梯度：3.09-3.21 ℃/100 m。
双6区块表现为正常的温度压力系统。
论文提纲
一、区块概况 二、地质方案要点 三、注采工程研究
四、结论和建议
二、地质方案要点
注采井部署
三、注采工程研究
（3）油管螺纹类型
对于高压气井，要实现长期安全生产，油管螺纹应选择
气密封螺纹。 目前，国内外油田常用的气密封螺纹主要有NEW VAM螺 纹、NK3SB螺纹、NSCT螺纹、FOX螺纹、VAGT螺纹等。这些 螺纹经历了多年的现场考验，从结构原理、室内试验、矿
场应用等方面能够满足气密封的需要。
近几年国内钢铁企业也都致力于气密封螺纹油管的研制 与开发，如上海宝钢、天津天钢等，所开发的气密封螺纹 油管在国内气藏开发中有所使用，取得了一定的效果。
三、注采工程研究
（4）油管材质的选择
当CO2分压：
＜0.021MPa ， 腐 蚀 可 以 忽 略 ； 0.021-0.21MPa，腐蚀可能发生； ＞0.21MPa，产生腐蚀。 经过计算：
最大库容量：36.0×108 m3，所对应的压力为24.0 Mpa；
二、地质方案要点
日最大调峰气量接近1500×104 m3/d；
平均直井单井采气能力设计为9.5～50×104 m3/d； 平均水平井单井采气能力设计为20.4～110×104 m3/d； 直井单井注气能力设计为18.7～40×104 m3/d； 水平井单井注气能力设计为48～85×104 m3/d。 运行周期为采气期150天，注气期165天，平衡期50天。
3.86
2.85 2.67 3.55 3.34 3.38 3.16
114.3 88.9
114.3 88.9 114.3
582.9 369.9
582.9 369.9 582.9
256.4 155.1
256.4 155.1 256.4
275.9 107.0
165.6 107.0 165.6
131.9 67.0
短节等工具，来实现相应的功能。
表4 管柱应有的功能和对应的配套工具
应有的功能 完井作业 循环洗井、掏空诱喷 管柱憋压 安全控制 注采气生产 油套管保护 地层参数监测 修井作业 循环压井 不压井作业 循环滑套 堵塞器、坐落短节 井下安全阀、封隔器 封隔器 测试坐落短节 循环滑套 堵塞器、坐落短节 配套工具