地下储气库

城市民用天然气用量随时间、季节变化而波动。用管道储气进行日用气不均衡调峰、地下储库储气进行季节用气不均衡调峰最佳。本文介绍了不同地下储气库的特点和建造、使用条件及各种不同的运行和经营效果。在众多的地下储气库种类中，枯竭气藏型地下储气库为最优。     

相国寺石炭系气藏改建地下储气库运行参数设计

相国寺气田位于重庆市渝北、北碚区境内。该气田石炭系气藏地理位置优越,储层分布稳定,储层渗流性好,气质纯,气井产能高,井间连通性好,开发中表现出视均质气藏特征,盖层和断层封闭性好,水体能量有限,地层水不活跃,非常有利于改建地下储气库。为此,在比较了枯竭气藏改建地下储气库与气藏开发的异同之后,根据相国寺地下储气库的定位及调峰需求（主要用于解决川渝地区天然气市场的季节调峰问题,可为中卫-贵阳管线提供季节调峰,同时具备天然气战略储备应急能力）,利用该气藏丰富的静态资料和长期开发的动态资料,优化设计了储气库的上限压力、下限压力、库容量、工作气量、垫底气量、注采井数等关键运行参数。模拟结果表明：相国寺气田石炭系气藏改建地下储气库后,运行压力介于11.7～28.0 MPa,库容量可达40.5×10⁸ m³,垫底气量为17.7×10⁸ m³,工作气量为22.8×10⁸ m³,储气库具备较强的调峰能力。最后还对该储气库的注采方案进行了设计分析。     

地下储气库注采动态预测模型

我国地下储气库建设才刚刚起步,目前尚缺乏一套相对成熟的地下储气库注采周期内动态模拟预测以及调峰气量计划配置的实用方法。从气体状态方程入手,推导出了一种预测地下储气库压力和注采气量关系的实用二元回归模型。经国内某地下储气库实例计算表明,该回归模型实用性较强,在地下储气库一个注采周期内的预测精度完全可以满足矿场要求,有利于运行管理部门优化配置地下储气库运行中的天然气供应、销售及储存。     

地下储气库设计模式及配套技术

从我国天然气市场的发展对地下储气库建设的需求出发，立足于国内地下储气库建设现状，分析了国内已建地下储气库的类型、改建条件和规模；系统介绍了地下储气库的设计建设模式及配套技术，包括圈闭评价技术、地质综合评价技术、开发状况评价技术、运行参数优化技术、布井优化技术、注采井径优化技术和动态监测技术；在汇总国内地下储气库规划建设地区资料的基础上，展望了国内地下储气库的发展建设前景。     

输气管道配套地下储气库调峰技术

地下储气库具有储气量大、储气成本低等特点,是天然气管道用户的一种重要调峰手段。近几年,华北地区地下储气库在解决用户季节用气不均衡问题上发挥了积极作用。结合大港地下储气库群和陕-京输气系统的实际运行情况,引用工程实践数据验证了地下储气库参与季节调峰、事故应急调峰、日调峰的作用。对地下储气库的调峰作用进行了分析,认为,在我国输气管网日臻完善的形势下,利用管道气源、输气管网与地下储气库有效联合调峰是未来天然气用户系统的调峰趋势,气源是基础、输气管网是辅助、地下储气库是主导。     

文96地下储气库注采气工艺技术

文96地下储气库是榆林到济南输气管道的配套工程,用于满足季节调峰及管网事故应急。通过深入分析文96地下储气库注采气运行特点及上下游调峰需求,结合气藏气体性质特征、气库工作参数和榆济管网工艺现状,研究形成适合中原地区枯竭气藏储气库的配套注采气工艺技术。经过现场实践证实,所形成的注采气工艺技术能够满足文96储气库调峰注采气生产需要;注气系统运行平稳,为同类型气库建设及生产运行提供参考。     

油气藏型地下储气库建库相关技术

世界油气藏型地下储气库的调峰工作气量占已经投运地下储气库总工作气量的83%,目前中国天然气调峰应急储备类型也以油气藏型地下储气库的应用最为广泛。为此,分析了全球天然气调峰储备现状及中国天然气调峰应急储备的需求,将国外天然气利用发达国家地下储气库的建设历程划分为3个阶段：发展初期、快速发展期和平稳发展期。论述了油气藏型地下储气库在中国天然气供需产业链中的重要作用：油气藏型地下储气库具有油气藏开发历史情况清楚、建库地质资料丰富、投资经济、建设周期短、投产快等优点,建设周期一般只需3~5年,在有条件的天然气消费区域附近首选油气藏改建地下储气库,可实现快速应急调峰的目标。进而阐述了建设油气藏型地下储气库的核心关键技术：①库容恢复与有效工作气量的优化技术;②储气库运行调峰应急能力优化技术;③储气库交变载荷运行状况下的井身结构优化技术。     

考虑出砂影响的地下储气库极限调峰能力评价——以准噶尔盆地H储气库为例

H地下储气库(以下简称储气库)位于准噶尔盆地南缘，是中国石油2010年启动建设的6座国家商业储气库之一，设计库容107×10⁸ m³、年工作气量45.1×10⁸ m³，是目前国内储气规模最大、调峰能力最强的储气库。受储气库周期运行时率短、调峰采气强度高、压力往复交变快等复杂运行模式的影响，H储气库表现出现有井网高峰调峰能力不足、注采井产量合理配置及优化调控难度大、供气高峰期部分注采井极易储层出砂等问题，特别是储层出砂问题直接影响储气库高峰极限调峰能力的充分发挥，且带来极大的安全风险。为此，针对储气库储层出砂风险，研究建立了注采井极限调峰能力评价方法，保障了储气库高效调峰及安全运行。研究结果表明：(1)通过对临界携液流量模型、临界冲蚀流量模型、临界出砂流量模型的研究，优选了适合准噶尔盆地H储气库的限制性流量模型；(2)利用节点分析方法结合限制性流量模型，可确定注采井合理调峰区间与应急增供区间；(3)利用限制性流量模型，可定量评价注采井在不同地层压力与井口压力条件下的极限调峰能力，最大限度地满足储气库季...     

大港油田地下储气库可行性研究

通过对大港油田已枯竭的板８２０气藏的更加深入的地质研究，重新评价了该气藏的储集层和盖层，论证了作为地下储气库的地质可行性；通过对开发史分析研究，论证了作为地下储气库的开发可行性，并计算了气藏开发动态储量。根据多年来对天津市供气规律，确定了储气库调峰周期和基本参数。设计了注采井生产能力和注采方案。根据经济评价，认为利用废弃气藏作为地下储气库经济效益显著。图２表１（郭海莉摘）     

西气东输管道地下储气库工程建设展望

地下储气库在保证天然气长输管道的安全平稳高效运行、保障天然气用户的能源需求方面,发挥着至关重要的作用。概述了地下储气库的类型、特点和作用,分析了国内外地下储气库的现状和发展动态。对我国西气东输管道地下储气库工程的进一步发展提出展望,建议应根据我国现有建库地质条件进行长线布局,在管道中上游地区以建设大型油气藏型地下储气库为主,用于季节调峰和对国外进口的天然气进行战略储备;在管道中下游地区以建设高调配能力的盐穴型地下储气库为主、含水构造型地下储气库为辅的格局,用于管道的调峰和高效运行。     

水侵枯竭气藏型储气库运行初期合理配注方法

在早期建设的水侵枯竭气藏型地下储气库投产之初,以节点压力综合评价方法确定的注气能力来进行配注。但由于对储气库短期高速渗流特征认识不清,注气量大且速度过快,导致气驱水前缘非均匀稳定外推,对有效库容恢复和扩容达产效率均会产生不利影响。为此,通过室内机理分析和注采动态跟踪研究,明确了地层亏空程度、气水分布特征、地层倾角、注气井控半径是影响储气库配注的主要地质因素。利用气水地层渗流基本理论和物质平衡原理,以注气驱替气水界面稳定运移气体临界渗流速度和注气井控范围内地层吸气能力为约束,借鉴国外储气库注气量优化设计经验,建立了水侵枯竭气藏型储气库投产运行初期合理配注方法,成功指导了国内某地下储气库投产方案的设计。该储气库实际运行效果表明:经过3个周期运行,注气驱替效果好,稳定扩容,达容率超过85%,预计第4周期将达到90%。结论认为,所建立的配注方法具有一定的适用性,为国内同类型储气库投产方案设计提供了科学依据。     

我国地下储气库钻井完井技术现状与发展建议

地下储气库是目前世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段,具有存储量大、储气成本低、安全系数大等优点,而钻井完井工程是地下储气库建设中耗资最大、历时最长的环节,且井筒完整性直接影响地下储气库长期运营的安全性和可靠性。目前,我国已建成枯竭气藏储气库和盐穴储气库共32座,初步形成了我国储气库特色钻井完井技术体系,包括枯竭气藏储气库的井型优化设计、超低压地层防漏堵漏与储层保护、韧性水泥浆固井、大流量注采完井和老井评价及再利用,盐穴储气库钻井完井、建腔及腔体形态控制、老腔改造利用技术和注采井筒完整性等特色技术,但与国外相比,在井眼尺寸、井型设计、工艺技术水平等方面均存在较大的差距,需要开展枯竭气藏储气库大井眼水平井钻井完井、盐穴储气库丛式定向井钻井、含水层储气库钻井完井和注采井筒完整性等技术攻关,形成完善的地下储气库钻井完井技术体系,以满足我国储气库高质量发展及国家能源战略的需求。      

金坛盐穴储气库定向井提高盐岩利用率研究与应用

为解决盐穴储气库区块内布井困难、建井数量少、库容量和工作气量达不到区块建库需求等问题,通过定向井井眼轨道设计、套管下入等问题分析,提出适用于金坛盐矿区地质条件的盐穴储气库丛式定向注采井的设计方案,区块布井数量由前期可研方案的12口井,调整至20口井。定向井布井方式较常规直井布井方式井数增加60%以上,经济效益和社会效益明显。实践表明,定向钻井适合于金坛区块情况,可明显增加区块库容量,最大限度合理利用盐矿资源。金坛地区现场实施定向井18井次,井筒质量等各项参数符合建库需求,未来可扩大至其他盐穴储气库区块,对加快国内盐穴储气库建库效率具有重要意义。     

气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术

气藏型地下储气库是目前全球最主要的地下储气库类型,其工作气量约占全球各类储气库总工作气量的75%。为了提高气藏型地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的科学性和可靠性、优化储气库运行参数,从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,综合采用物理模拟和数值模拟两种技术手段,重点研究了复杂地质条件气藏改建储气库圈闭动态密封性和气水高速交互渗流机理,建立了盖层、断层动态密封性评价和库容参数评价的关键技术。研究结果表明:(1)储气库注采工况交变应力对盖层原始静态毛细管密封和力学完整性具有不同程度的弱化作用,采用动态突破压力、剪切安全指数等指标可以全面量化评价圈闭的密封性;(2)基于高速注采互驱实验揭示的孔隙局部动用机理,建立了以有效含气孔隙为基础的储气库库容量设计方法。矿场应用实例表明,该技术应用于大型多层H储气库,有效指导了储气库建库地质方案设计,该储气库经过5个周期注采后达容率为91.8%,调峰能力由投产初期的2.7×10~8 m~3快速增至36.3×10~8 m~3,运行指标与方案设计吻合程度高。     

地下储气库多周期运行注采气能力预测方法

注采气能力预测是地下储气库安全运行的核心技术之一,其预测值的准确与否直接影响到上游气田和整个天然气管网的调配生产以及下游用户的用气安全。为此,基于有水气藏型地下储气库多周期注采运行规律,根据地下储气库多周期运行盘库分析方法,利用地下储气库盘库库容参数的定义,通过一系列的数学推导,创建了地下储气库多周期运行注采气能力预测数学模型及预测方法。实例应用结果表明：①该模型预测结果与地下储气库实际运行结果十分接近,预测模型适用性较好、预测精度高;②通过地下储气库多周期运行动态分析并准确把握库容参数未来变化趋势,能够合理预测及评价地下储气库多周期运行注采气能力的变化。目前该方法应用于已建地下储气库注采气能力预测及优化配产配注中,现场应用效果较好,为进一步提高地下储气库运行效率、降低储气成本提供了技术支持。     

管网独立后我国储气库公司的经营策略探讨

随着我国油气管理体制改革的不断推进，原来捆绑经营的地下储气库（以下简称储气库）将与管道逐步实现业务分离、财务独立乃至产权独立，如何做好储气服务的经营，便成为储气库运营企业亟待思考并解决的问题。为此，以美国储气库运营企业为例，系统分析了其在天然气市场化改革前后管理体制、服务类型和经营策略的变化，进而结合我国储气库业务经营中的关键因素和现存问题，对我国储气库企业的经营提出了建议。结论认为：①美国天然气市场化改革之后，传统的储气服务商通过设立子公司的形式实现了管输与储气的财务分离和经营统一，新建储气库通过开放季的形式进行预售从而锁定客户，将注采能力作为经营重点加强管理，向老客户提供优先续约权从而兼顾公平与效益；②我国的储气库经营还面临着现行储转费测算方法难以反映储气库实际运行成本、对注采能力重要性的认识有待加强等储多问题；③我国储气库经营企业应建立新的储气服务费定价机制，加强对注采能力的管理和经营，将城市燃气企业作为重点用户加强管理并与之深入合作，在合同设计中对气质、注采能力分配等关键参数进行明确规定，进一步细化服务细则。     

呼图壁储气库边底水水侵前缘动用及注采风险评价

具边底水储气库注采容易引起气水界面移动,水侵前缘运移及注采风险评估,对储气库水侵区库容的恢复和动用及注采井调峰能力的提升极其重要.以呼图壁储气库为例,评价了边底水储气库气水前缘恢复动用的可行性,利用示踪剂数值模拟技术确定注气前缘位置,通过多轮次注气驱替,提高储集层渗流能力.建立了影响注采井水侵的动、静态参数评价指标体系...     

水淹衰竭型地下储气库的达容规律及影响因素

水淹衰竭型地下储气库库容动态变化过程中的驱水达容规律具有复杂性和普遍性,是研究地下储气库达到设计库容时间及最终能达到库容量的重要依据。为此,以大港地下储气库群5个投产运行多年的水淹衰竭型地下储气库为例,通过含水岩心气驱扩容室内实验,揭示了地下储气库的达容规律：①地下储气库库容量呈现逐渐增加的趋势,并最终趋于最大库容量;②地下储气库投产初期库容增速快,后期增速变缓;③地下储气库地下垫气量与工作气量呈正增长关系,但增长不同步。进而总结出了影响地下储气库达容的主要因素：地下储气库的构造特征、储层物性、注采能力、水体分布以及扩容方式。     

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??With many advantages like huge gas storage capacity, reliable safety factor, etc., underground gas storage (UGS) has become one indispensable terminal facility in natural gas pipeline network. However, because UGS operation is a multi-objective issue related to economic benefit, working risk and efficiency, etc., it is helpful to make a rational injection and production scenario for the gas injection cycle of the underground gas in order to lower the power consumption of compressors thereby to reduce operating costs in the end. In view of this, based upon the integrated simulation model of underground and above-ground pressure system of gas storages, taking into account such impacts of factors as environmental situation, geological conditions, safety factors, etc. a dual objective function was established according to the pipeline levels, with the single-well gas injection quantity as the variable. Then, the non-dominated sorting genetic algorithm II??NSGA_II??was applied to make a gas injection and production scheme with the actual production requirement as a constraint condition. Finally, an optimal analysis was conducted of the above scheme. Results show that the NSGA_II-based scheme is reasonable and efficient, not only meeting the production requirement but considering such conditions as geological environment, safety operation, etc. This scheme also helps reduce the energy consumption of compressors by above 40% and as a result, significantly cut down the energy waste.