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。
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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