盐穴储气库采气积液危害及防控技术

摘要：我国层状盐岩盐穴储气库普遍存在夹层发育、注采压力波动剧烈、卤水残留量大等工程特点，采气生产过程中井筒及腔体极易产生积液问题，严重制约储气库调峰保供能力与设备运行安全。本文以华北油田河南储气库现场生产数据为依托，系统阐述积液对气井产能、井筒管材、腔体围岩、地面集输系统四大维度的安全危害，结合储气库高低产交替的周期性注采工况，提出源头控液+井筒分级排液的组合防控工艺，结合现场生产痛点，指明积液防控智能化监测、绿色化学药剂研发、一体化井下工具升级三大发展方向，可为国内同类层状盐岩盐穴储气库积液治理与安全生产运维提供工程参考。

关键词：盐穴储气库；采气积液；卤水；排液技术；腔体稳定性；河南储气库

一、采气积液对盐穴储气库及气井的多重危害

（一）增加井筒回压，降低采气产能与调峰能力。井筒底部积液会形成静态液柱压力，直接作用于气层与腔体内部，大幅提升井底流动压力，抵消地层产气驱动力。根据河南储气库现场实测数据，当井筒积液高度达到20m时，井底回压增加约0.22MPa，单井采气量下降12%~18%；积液高度超过50m后，气井产能降幅突破30%，无法达到设计采气指标。盐穴储气库核心功能是管网季节调峰与应急保供，高峰期需要短时间大排量采气，积液导致气井提产受限，高峰供气能力不足，直接影响区域天然气管网供气稳定性。此外，积液会改变井筒气流流态，从环雾流转变为段塞流，气流携液效率进一步变差，形成“积液增多-产能下降-携液能力不足-积液进一步加重”的恶性循环。

（二）腐蚀井筒管材与井下工具，缩短井筒服役寿命。盐穴储气库积液以饱和氯化钠卤水为主，同时溶解天然气中微量硫化氢、二氧化碳等酸性气体，形成强腐蚀性电解质溶液。油管、封隔器、井下节流器等钢制设备长期浸泡在卤水中，会发生电化学腐蚀与点蚀，卤水含盐量越高，腐蚀速率越快。河南储气库检修数据显示，长期存在积液的气井，油管内壁年均腐蚀速率可达0.18mm/a，远高于无积液气井0.04mm/a的腐蚀速率；同时卤水结晶盐垢会附着在管壁和井下工具表面，造成节流通道堵塞、封隔器密封失效，增加井下作业检修频次与维护成本。

（三）扰动腔体气液界面，破坏盐穴腔体稳定性。盐穴腔体依靠底部固定高度卤水垫平衡围岩地应力，抑制盐岩蠕变缩腔。井筒积液会反向回流至腔体底部，抬升腔体整体气液界面，改变原有应力平衡状态；同时采气过程中气液两相剧烈扰动，会冲刷腔体侧壁盐岩层，加剧盐岩溶蚀垮塌风险。对于河南储气库典型层状盐岩腔体，泥质夹层遇水极易软化剥落，积液回流会大幅增加腔体掉块、腔体容积缩减风险，降低储气库有效库容，缩短腔体整体使用年限。

（四）诱发气井段塞流，威胁地面集输设备安全。井筒大量积液会引发严重气液段塞流，间歇性的液塞随高压天然气进入地面集输管线、分离器和调压设备，造成管线压力剧烈波动、分离器液位骤升，严重时会导致地面设备过载停机、安全阀频繁起跳。极端工况下，大体积液塞冲击还会造成集输管线振动、焊缝疲劳开裂，带来现场安全生产隐患，同时增加地面脱水脱盐系统的处理负荷，提升场站运维成本。

二、现有主流采气积液防控技术及现场应用效果

（一）井筒优化连续携液技术。该技术属于低成本被动防控技术，核心原理是通过缩小油管内径、优化管柱结构，提升井筒气流流速，保证气流临界携液流速，依靠天然气自身动能带出井筒积液，无需额外井下动力设备。目前现场常用小直径油管柱、锥形携液管柱两种工艺。该技术优势为无井下运动部件，故障率极低，适配储气库高峰期大排量采气工况；短板在于低气量稳采阶段气流流速不足，无法满足携液要求，仅适用于采气量波动小、低产时段短的气井。河南储气库共有8口井应用该技术，高峰期携液合格率达92%，低产期携液合格率仅57%，需要搭配其他辅助排液工艺使用。

（二）泡沫排水采气技术。泡沫排水是国内气田及储气库应用最广泛的主动排液工艺，通过井下加注起泡剂，降低积液表面张力，将井筒积液分散为低密度泡沫，减小气液两相密度差，提升天然气携液能力。针对盐穴卤水高矿化度特点，河南储气库选用耐高盐型起泡剂，适配饱和卤水介质。该技术施工简便、作业成本低，可通过井口连续加注或间歇加注药剂实现自动化排液；缺点是药剂耐温耐盐上限有限，长期加注会产生泡沫残留，污染腔体底部卤水垫，同时泡沫进入地面集输系统后，会增加分离器消泡难度。该工艺适合中低产、中度积液盐穴气井，单井单次药剂成本低于300元，综合经济效益优异。

（三）柱塞气举排液技术。柱塞气举依靠柱塞作为机械隔离界面，将井筒积液与天然气分隔，利用地层气藏压力推动柱塞及上部液体上行，实现间歇精准排液，无需外部能源，适配储气库低压低产采气阶段。结合储气库注采周期，采用智能化间歇控制模式，匹配注采节奏自动启停排液。现场应用结果表明，柱塞气举可有效消除低压阶段井筒积液，气井产能回升20%~25%；但该技术不适用于腔体出渣、管壁结垢严重的井，腔体沉渣容易卡堵柱塞，井下故障风险偏高，河南储气库目前仅在4口洁净腔体气井试点应用。

（四）腔体卤水界面精准调控技术。区别于常规气井排液技术，该技术立足盐穴储气库自身结构特点，通过监测腔体气液界面高度，动态调整底部卤水垫液位，减少气流卷吸卤水液滴源头积液；同时在采气末期开展短时间回注稳压操作，平稳气液界面波动，抑制卤水卷吸进入井筒。该技术从源头控制原生卤水积液，无井下作业、无化学药剂污染，是适配盐穴储气库的特色防控技术，目前已在河南储气库全域推广，可减少井筒卤水来源40%以上，大幅降低后续井筒排液压力。

三、防控技术组合方案与未来发展趋势

（一）技术优化组合方案。单一积液防控技术无法适配盐穴储气库全周期注采工况，结合河南储气库季节调峰、高低产交替运行特点，开展多工艺组合优化是提升积液防控效果的核心路径。结合现场运行经验，推荐适配河南储气库的组合防控方案：全周期依托腔体卤水界面调控技术从源头减少卤水卷吸；高峰期搭配小直径油管柱实现连续自主携液；平稳中产阶段加注耐盐泡沫剂辅助排液；低压低产调峰间歇期启用智能化柱塞气举。多级组合工艺覆盖全注采周期，可将气井积液故障率从原先31%降至8%以下，有效保障气井稳定生产。

（二）现场现有技术短板。目前河南储气库积液防控仍存在三处痛点：一是现有监测手段滞后，无法实时精准监测井筒积液高度与腔体气液界面变化，多依靠压力、产量参数间接判断，调控存在滞后性；二是高盐卤水适配性药剂性能不足，长效耐盐起泡剂稳定性有待提升；三是井下排液工具适配盐穴出渣工况能力差，柱塞、井下工具易受沉渣影响故障频发。

（三）技术发展趋势。未来盐穴储气库积液防控将朝着智能化、源头化、绿色化三个方向发展。第一，搭建光纤实时监测系统，实现井筒积液、腔体气液界面全天候动态监测，联动排液设备实现自动预警、自动排液；第二，研发超高盐无残留绿色起泡剂，消除化学药剂对腔体卤水垫的污染，适配盐穴特殊介质环境；第三，研发防砂防沉渣一体化井下排液工具，适配层状盐岩腔体掉块、出渣工况，提升井下工具使用寿命；第四，结合储气库注采大数据，建立积液动态预测模型，提前预判积液风险，实现从被动排液向主动预判防控转变。

四、结论

1）华北油田河南储气库层状盐岩地层夹层多、压力交变频繁，采气积液分为腔体卤水卷吸形成的原生积液与井筒降温相变形成的凝析水次生积液，高低产交替工况进一步加剧积液堆积，是制约气井产能与腔体安全运行的关键问题。

2）采气积液会造成气井产能下降、井筒管材腐蚀、腔体稳定性破坏以及地面集输设备冲击四大危害，不仅提升运维成本，还会直接影响储气库调峰保供核心功能。

3）单一排液技术无法适配储气库全周期注采工况，采用“腔体源头控液+井筒分级排液”组合工艺，可适配高峰、平稳、低压全阶段生产需求，现场防控效果提升显著。

4）后续需结合智能化监测与大数据预测技术，优化适配盐穴高盐、出渣、压力交变特殊工况的专用排液工艺，进一步提升盐穴储气库积液防控智能化水平，保障储气库长期安全、高效、稳定运行。