刘继芹，焦雨佳，李建君，施锡林

1.中国石油东部管道有限公司储气库项目部，江苏镇江 212000

2.中国科学院武汉岩土力学研究所岩土力学与工程国家重点实验室，湖北武汉 430071

盐穴储气库回溶造腔技术研究

刘继芹1*，焦雨佳1，李建君1，施锡林2

1.中国石油东部管道有限公司储气库项目部，江苏镇江 212000

2.中国科学院武汉岩土力学研究所岩土力学与工程国家重点实验室，湖北武汉 430071

为提高地下盐穴储气库的经济性，在确保运行安全前提下，开发企业要求盐穴储气库地下净体积尽可能大，而在造腔过程中由于地质情况、工程故障以及认识不到位等原因导致腔体部分盐层未得到充分溶蚀，体积没有达到最优，为充分利用日渐匮乏的适合建库盐层，有必要进行回溶造腔，提高单腔有效体积。利用注气排卤管柱，在注气排卤后，回注淡水，驱顶天然气使卤水界面至设计深度，对界面下盐层进行回溶扩腔。为此，建立了回溶造腔数学模型，并针对金坛储气库L井进行回溶造腔模拟研究。结果表明，L井回溶造腔一个轮次可有效提高腔体有效体积13.04%，效果显著。研究结果对提高盐层利用率和已有腔体有效体积等具有重要意义。

盐穴储气库；回溶造腔；腔穴修补；天然气阻溶；数值模拟

刘继芹，焦雨佳，李建君，等.盐穴储气库回溶造腔技术研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2016，38(5)：122128.

LIU Jiqin，JIAO Yujia，LI Jianjun，et al.Back-leaching Technology in The Construction of Underground Salt Cavern Gas Storage[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition)，2016，38(5)：122128.

引言

随着天然气消费量的逐年增长，天然气应急调峰需求也在不断提高[1—2]，盐穴储气库作为一种安全、高效的地下存储方式越来越受到中国天然气企业的青睐[3—5]。盐穴地下储气库的建设投资成本较高，为了提高地下盐穴储气库的经济性，在确保运行安全前提下，开发企业要求盐穴地下净体积尽可能大，而在建库过程中由于地质情况、工程故障以及认识不到位等原因导致盐穴腔体部分盐层未得到充分溶蚀，体积没有达到最优[6—7]。同时，随着中国盐穴储气库的建设，综合考虑盐穴储气库选址的影响因素，中国可供盐穴储气库建腔的盐矿资源越来越缺乏，造腔过程中必须充分利用盐层，优化资源配置[8—9]。使用柴油作为造腔阻溶剂安全、可控性好，是目前盐穴储气库造腔过程中普遍的选择[1—0]。但是由于各种复杂情况导致部分层段未得到充分溶蚀的腔体，一般腔顶直径较大或出现严重偏溶，继续使用常规柴油阻溶方式进行修补，柴油需求量巨大，经济成本太高，这种情况在金坛储气库造腔过程中已经出现。

董建辉等[1—1]开展了造腔过程中使用氮气作为阻溶剂的造腔工艺理论研究，给出了腔体内气水界面稳定时的井口注气量计算模型。19世纪90年代，美国和德国等国已经开展利用天然气回溶工艺技术研究[12—13]，Staßfurt S 106使用回溶工艺，该井库容增加7×104m3，Victor 7井使用回溶技术单腔库容增加了11×104m3，采用天然气作为阻溶剂回溶技术在德国普遍使用。虽然国外进行了相关回溶造腔矿场试验，但还没有成熟的商业模拟软件可以有效模拟回溶造腔过程，指导回溶工程试验。中国还没有进行过相关理论研究及矿场试验。

对存在由于各种复杂情况导致部分层段未得到充分溶蚀的腔体进行造腔扩容，要求尽量减少作业工序，管柱组合简单。此时造腔作业基本完成，要用大量阻溶剂控制卤水界面深度保护腔顶，可以考虑使用天然气作为阻溶剂，经济成本相对较低，天然气直接来源于管道，又可重新回采入管道[1—4]。本文考虑应用注气排卤管柱进行回注淡水造腔，通过控制腔内淡水的注入及天然气的排出而控制气卤界面，保护腔体上部偏溶部分或已达设计要求的部分，防止腔顶继续溶蚀，同时对下部未达溶部分进行扩容。

1 工艺设计

1.1 管柱结构

回溶造腔作业一般在注气排卤完成后，此时地面天然气管线已连接至井口，方便天然气的取用，114.3 mm内管及177.8 mm外管造腔管柱已更换为114.3 mm单管(图1，Vs腔体有效体积，m3；Vsy剩余液体积，m3；Vsp不溶物体积，m3)。进行回溶造腔作业时，减少了地面管线及地下管柱改造，降低了作业成本，回溶造腔结束后，提出单管，即可进行注采气运行[1—5]。注气排卤时留一定的剩余卤水可防止天然气漏出，引发安全问题，不溶物为造腔时所沉积。

图1 回溶造腔时管柱结构Fig.1Strings structure of back-leaching

1.2 回溶造腔

回溶造腔过程通过中心管注入淡水，天然气从环空管中排出(图2a)，气液界面下盐壁在淡卤水的作用下逐步融解(图2b)，盐穴半径增大(图2c)，当淡水注入至设计深度时，停注静溶，待腔内卤水饱和后环空注天然气进行注气排卤作业。将气卤界面排至设定安全深度(图2d)。此过程为回溶造腔一个轮次，如腔体仍未达到要求，可再进行一个轮次回溶造腔。回溶造腔主要溶蚀腔体中下部盐岩，同时保护了腔体顶部。

回溶注淡水到腔顶一个轮次腔体溶盐为

式中：Cs—饱和卤水浓度，kg/m3；

ΔVsalt—回溶掉的盐所占体积，m3；

a—盐岩中不溶物含量，%；

b—不溶物膨胀系数，无因次；

ρsalt—纯盐密度，kg/m3。

图2 回溶造腔步骤Fig.2Back-leaching steps

腔体有效体积增加量为ΔVs=ΔVsalt-ΔVsalt·a· b，由式(1)，有

2 回溶造腔数学模型

将腔体纵向划分为等高度网格，横向划分为以井为中心的等角度扇形网格[16—19]。设网格高度足够小，为ΔH；见图3，从下往上对网格编号，设气卤界面所在网格编号为N；腔体径向等角度划分为K等份，见图4；腔内不溶物界面所在网格编号为M，则t时刻

式中：Rij—纵向第i个，平面j方向上网格半径，m；

ΔH—网格高度，m；

Q—淡水注入量，m3/s；

ρ注—注入淡水密度，kg/m3；

Msaltt—t时刻的溶盐量，kg；

ρt—t时刻腔内卤水密度，kg/m3。

不溶物沉积所占体积为溶盐体积中不溶物膨胀后体积

式中：RINij—纵向第i个，平面j方向上网格初始半径，m。 t

图3 腔体纵向网格划分Fig.3Cavity Longitudinal meshing

时刻腔内不同深度，不同方向的半径为

式中：Kij—盐岩溶蚀速率，m/s；

Δt—时间步长，s。

盐岩溶蚀速率计算公式为

T—腔内温度，°C；

Ct—t时刻腔内平均卤水浓度，kg/m3。

盐岩溶蚀系数主要受侧溶角(图5)的影响，其计算公式为：

当0≤ψ≤ψg时

式中：kw—水平方向的盐岩溶蚀系数

kr—垂直方向的盐岩溶蚀系数

ψg—侧溶角，(°)。

图5 盐壁溶蚀角度示意图Fig.5Salt rock dissolution angle diagram

腔内卤水在t时刻的平均浓度为

根据数学模型，回溶造腔模拟计算流程图见图6，具体计算步骤为：

图6 计算流程图Fig.6Computer process diagram

(1)根据注淡水量、溶盐量结合卤水浓度计算卤水量，求取t时刻腔内卤水与天然气界面位置，根据溶盐量体积计算不溶物生成量计算不溶物界面位置；

(2)根据卤水与天然气界面位置判断是否到达设计深度，如到达，停注静溶，否则保持原注入速度注淡水；

(3)计算t～t+Δt期间腔体半径增加量，及t+Δt时刻的腔体半径；

(4)计算t+Δt时刻腔内卤水的浓度，并判断卤水是否饱和，如饱和计算结束，否则继续步骤(1)。

3 实例应用

金坛储气库L井腔体主体部分平均直径基本都在60 m以内，还远小于初设最大直径80 m，且L井与周围邻井安全矿柱值都大于200 m，P/D≥2.5，但由于考虑到腔顶明显向南侧溶，腔顶最大偏溶半径达约40 m，见图7、图8。若该井要继续溶腔，需防止腔顶继续溶蚀，柴油量需求量将巨大，经济成本太高；若使用回溶造腔，经济成本将大大降低，扩容潜力巨大，将大大增加单腔库容。

图7 L井三维显示图Fig.73D display of Well L

L井轴线腔底深度1 122 m，考虑网络划分方法局限，1 122 m以下兜状体积不考虑入模型，轴线腔顶深度为1 026 m，假设管柱深度为1 118 m，气卤界面位置为1 117 m，将腔体垂直划分网格间隔为0.25 m，径向每5°划分一个网格，考虑盐岩中不溶物垂向非均质性，回溶淡水注入速率为150 m3/h，为保护腔顶，设定1 035 m为回溶气卤液面上限。

回溶造腔一个轮次后，腔体最大直径由70.90 m增加到76.94 m，符合安全标准，腔体体积由172 070 m3增大到194 500 m3，增加腔体体积22 430 m3，扩容13.04%，效果显著，与理论计算吻合。回溶后腔体形状与初始形状截面对比见图9、图10。由图9(蓝色虚线为溶蚀后的腔体，下同)可知，腔底由于不溶物的堆积深度抬升到1 118 m，回溶造腔很好地保护了腔顶。由图11可知，腔体下部平均半径增加较上部显著，最大值为4.5 m。

图8 L井北南、西东方向截面图Fig.8North-south and west-east direction cross-sectional view of Well L

图9 L井回溶一个轮次后纵向截面对比图Fig.9Longitudinal cross-sectional view of Well L after one turnover

图10 L井回溶一个轮次后水平截面对比图Fig.10Horizontal cross-sectional view of Well L after one turnover

图11 L井不同深度半径平均增加量Fig.11Average increase of Well L's radius at different depth

初始管柱深度决定着腔内剩余饱和卤水的量，管柱下放太深，注气排卤时不溶物容易堵塞管柱，管柱下放太浅，剩余液太多，不能充分利用腔体。一般情况下，至少预留液面超过管柱底部1 m左右以保护注气排卤过程。同时，管柱深度决定的初始饱和卤水深度也影响着回溶造腔的效率及腔体形状的变化，假设初始气卤液面深度分别在1 117，1 110，1 100 m，完成一个回溶造腔轮次后，腔体半径平均增加量如图12所示，初始液面越低，腔内剩余饱和卤水越低，腔体下部半径较上部增加越显著。这主要是初始液面越高，腔内饱和卤水越多，回溶初期，虽然注入了淡水，但腔内卤水浓度仍较高，由式(6)知，液面以下盐壁的溶蚀速率仍较低，降低了腔体下部和上部半径的变化差距。

图12 管柱位置对半径平均增加量影响Fig.12String position's effect on radius average increase

表1为不同初始液面位置时进行回溶造腔一个轮次造腔增加的腔体体积，初始液面位置越高，虽然可以降低腔体底部半径增加量，但同时也降低了腔体体积的增加，适合针对底部半径扩容潜力较小的腔体。

表1 不同初始液面下回溶效果Tab.1Back-leaching effects of different initial blanket level

4 结论

(1)回溶造腔时，可直接利用注气排卤管柱，管柱结构简单，可有效对中下部未达容腔体进行扩容，管护腔顶，充分利用有限可建库盐层，利用管道天然气作为阻溶剂，节约工程成本。

(2)建立了回溶造腔数学模型，根据数学模型，编制回溶造腔软件，考虑盐岩不溶物纵向非均质性及腔壁角度对溶蚀速率的影响。

(3)回溶造腔模拟结果显示，经过一个轮次回溶造腔后，有效扩容22 430 m3，充分利用L井下部盐层，同时研究了不同初始管柱深度对扩容体积及腔体形状发展趋势的影响。

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刘继芹，1988年生，男，汉族，山东济宁人，助理工程师，硕士，主要从事盐穴储气库造腔工艺技术研究。E-mail：liujiqin@petrochina.com.cn

焦雨佳，1986年生，女，汉族，四川内江人，助理工程师，主要从事储气库方面的工作。E-mail：jiaoyujia@petrochina.com.cn

李建君，1982年生，男，汉族，江苏常州人，工程师，硕士，主要从事盐穴储气库建设工作。E-mail：cqklijianjun@petrochina.com.cn

施锡林，1983年生，男，汉族，山东泰安人，博士，主要从事石油天然气地下储备方面的研究工作。E-mail：xlshi@whrsm.ac.cn

编辑：王旭东

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Back-leaching Technology in The Construction of Underground Salt Cavern Gas Storage

LIU Jiqin1*，JIAO Yujia1，LI Jianjun1，SHI Xilin2
1.Gas Storage Project Department of Eastern Gas Pipeline Co.Ltd.，PetroChina，Zhenjiang，Jiangsu 212000，China 2.State Key Laboratory of Geomechanics and Geotechnical Engineering，Institute of Rock and Soil Mechanics，CAS，Wuhan，Hubei 430071，China

In order to improve the economic efficiency，the developer always requires to maximize the net volume of the underground gas storage facilities on the premise of operation safety.However，due to geological reasons，engineering failures and inadequate comprehemsion，some salt layers often fail to dissolve during the storage-building process.To make the best use of the increasingly deficient salt formations suitable for underground gas storage facilities，back-leaching can be used to optimize the volume of the gas storage facility.After gas-injection and debrining，fresh water is injected by tubing strings to pushtheinterfaceofthebrineandgasatthedesigneddepth.Bydoingthatthesaltformationsbelowtheinterfacecanbeleached again，which will enlarge the volume of the leached caverns.We established the back-leaching mathematic models and wrote calculation program.The pilot back-leaching in well-L in Jintan project shows the effective volume of the cavern can be raised by 13.04 percent.This research is important for enhancing the efficiency of the use of salt formations and will improve the effective volume of the built caverns.

salt cavern gas storage；back-leaching；cavity repair；SMUG；numerical simulation

10.11885/j.issn.16745086.2015.02.24.02

16745086(2016)05012207

TE822

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20161010.1050.006.html

20150224

时间：20161010

刘继芹，E-mail：liujiqin@petrochina.com.cn

中国石油科技重大专项(2015E 40)，国家自然科学基金(51404241)。