地下储气新工艺

建立地下储气库的系统工艺有：综合工艺，分层工艺和潜流能量利用工艺。近年来，在岩盐层中建立地下储气库的新工艺有：单井多层储气库建造工艺，边施工边运行的地下储气库建筑工艺和不使用非溶剂建立地下储气库工艺。这些新工艺不仅缩短了储气库建造周期，还可达到较高的技术经济指标和生态标。文章对地震活跃区下地敢训安全稳定性问题也作了研究。     

天然气的地下贮存

作为天然气供应调峰的一种手段，用地下贮气库贮存天然气已得到迅速发展。文章从贮气库的发展历史、贮气目的、贮气库类型和相关技术性问题方面为读者提供一个完整的贮气库概念。     

地下储气库——一个新时代的标志

介绍了天然气地下输储存的意义，地下储气库的类型，存储费用，世界各地的地下储气库数量及其容量，全球２０１０年的存储需求。     

地下储气库储气量的校核

天然气从地下储气库中泄露逸出不仅表示库存现金的流失,同时也削减了气库向市场供气的能力.文章通过介绍地下储气库储气量校核时所用到的基本概念,包括恒体积储气库、水流驱动的储气库、压力-存量迟滞图,讨论地下储气库内的存气量的相关问题,同时对存气量估算的精确度和相对误差进行了讨论.     

地下储气库的优化管理

近年来 ,大量的科技开发使天然气的地下储存成为天然气工业中一个效率很高的部门。在天然气工业系统中有 2 2个地下储气库在发挥着作用 ,其中有些储气库 ,如北斯塔夫拉波尔储气库是独一无二的。俄罗斯还在较短时间内建造了世界上最大的含水层储气库——卡西莫夫储气库。对不稳定地层 -储层的加固广泛采用了现代方法 ,开发出了采用大口径气举管的气井建设与操作工艺。卡西莫夫地下储气库的气井采用了直径为 16 8mm的自喷管 ,使气井产量大大高于 2 40 0 m3/d的设计产量 ,达到 70 0 0～ 90 0 0 m3/d。开发出了水平井的钻井工艺。库雪夫地下储气…     

地下储气库的力学分析

对地下储气库的力学模型进行了讨论,分析了地下储气库力学分析所要的岩性分析、荷载分析和工况分析等问题,并对最大储气压力及过程作了阐述。     

利用浅层构造建设地下储气库的研究

目前，世界上已建成四大类型的地下储气库。文章借鉴国外成功经验，制定了我国利用浅层构造建库的选库标准及条件；并结合陕北气田向北京供气的实际情况，在冀中北部地区研究发现的构造中，优选评价出两个浅层构造初选建库目标，建库容量均能满足用户季节调峰和事故应急需求。对于京津地区建设地下储气库的决策具有参考价值，对我国其它地区进行类似工作也有实用意义。     

高压气地下储气井在城市燃气调峰中的应用

高压气地下储气井是一种全新的城市燃气调峰站储气系统,目前已经得到广泛应用。阐述了高压气地下储气井调峰的特点与原理,综合分析了目前常见城市燃气调峰的方式和优缺点,指出高压气地下储气井在城市燃气调峰中需要进一步研究气质控制、储气井的选用和设计标准、井间距、套管内外腐蚀、套管疲劳强度、固井技术、自动控制和监测系统等问题。     

国外天然气地下储存建设技术进展

建设地下储气库是调节天然气市场季节性供需差异的一种较为先进的方法,目前已得到了世界各国的高度重视。本文介绍了国外地下储气库开发建设的现状以及有关四维地震勘探技术、垫底气设计技术、大井眼井和水平井技术、盐穴储气库技术、线性岩层洞穴建库技术和储气库优化等新技术的研究情况。     

地下储气库储存空间的选择

认为修建地下储气库的关键是选择适合燃气储存的地下空间。首先，依据历年供气的统计资料，计算作为调节用气高峰之用的地下储气库有效库容；进而对包括超容积，垫底容积及其他无法界定容积的灰容积进行“白化”处理，求取设计库容。     

凝析气藏改建地下储气库的研究与实践

地下储气库对调节冬夏季节天然气供需矛盾、保障用户需求优化集输系统功能有重要作用。地下储气库建设在国外已有百余年的历史.而我国尚处于起步阶段。随着陕气进京及北京.蓝天工程"项目的实施。保障北京用气已成为供气方首要解决的问题。在对地下储 气库概念及原理进行阐述的基础上、提出 了建立地下储气库应具备的首要条件。通过国内外有关资料的调研分析.总结出地下储气库建库地质筛选原则同时以大港油田凝析气藏地下储气库建设方案为例、介绍了地下储气库设计依据、设计原理及储气库运行方案优化。     

凝析气藏改建地下储气库的研究与实践

地下储气库对调节冬夏季节天然气供需矛盾、保障用户需求优化集输系统功能有重要作用。地下储气库建设在国外已有百余年的历史.而我国尚处于起步阶段。随着陕气进京及北京.蓝天工程"项目的实施。保障北京用气已成为供气方首要解决的问题。在对地下储 气库概念及原理进行阐述的基础上、提出 了建立地下储气库应具备的首要条件。通过国内外有关资料的调研分析.总结出地下储气库建库地质筛选原则同时以大港油田凝析气藏地下储气库建设方案为例、介绍了地下储气库设计依据、设计原理及储气库运行方案优化。     

地下储气库注采管柱密封试验研究

为了研究注采管柱在交变载荷下的密封性能,评价注采管柱气密封螺纹对储气库井工况的适用性,通过研究储气库井工况下注采管柱所受载荷的变化情况,在实验室内进行注采管柱气密封循环试验。以177.80 mm×9.19 mm的气密封螺纹套管为例,按标准密封循环试验和多周次气密封循环试验分别进行。试验结果表明,依据API RP 5C5标准进行的套管气密封试验不满足储气库井多次注采作业和压力的变化需求;在拉伸-压缩载荷交变循环过程中,注采管柱在注采压力下的耐压缩能力较低,且经过多周次交变循环后其额定密封承载能力下降。     

枯竭油气藏型地下储气库库址优选研究

天然气地下储气库能够解决天然气供应与消费之间的矛盾。由于天然气地下储气库库址的确定具有多目标性,因此在选择和建设天然气地下储气库前期必须对储气库库址进行充分的技术和工程论证。文章针对枯竭油气藏型天然气地下储气库的特点,在研究确定枯竭油气藏型天然气地下储气库库址优选原则的基础上,采用模糊数学中的综合评判方法,对天然气地下储气库库址进行综合评判,得到了最优库址。确定了油气藏剩余价值、储层发育情况、储层埋深、储层厚度、盖层性质及厚度、储层孔隙度、储层渗透率和储气库容量8项评价因素,通过计算实例,验证了采用综合评判法优选枯竭油气藏型天然气储气库库址的可行性。     

大张坨储气库储层注采渗流特征研究

大张坨地下储气库是陕京输气管道的配套工程，保障天然气的调峰需要和供气安全，是由一个正在进行循环注气开发的凝析气藏改建而成的。为了保证地下储气库的长期使用寿命，需要研究在反复强注强采过程中气层的孔渗变化情况，为此开展了不同覆压条件下的孔隙度和渗透率反复测试实验和气水往复驱替实验。不同覆压孔渗测试实验结果证实,在储气库运行压力变化范围内孔隙度和渗透率变化幅度不大，而且这种变化基本上是可逆的。气水往复驱替实验结果证实，在气水两相反复驱替过程中气相有效渗透率呈下降的趋势，而且随着驱替次数的增加，两相共流区缩小，残余水下的气相渗透率和残余气下的水相渗透率都呈下降趋势。因此，只要将注采井选择在气藏构造的高部位，就能控制气水两相反复驱替造成的储层渗透率降低，这样不仅能够实现少井高产的目的，而且能够保证该储气库正常使用。这得到储气库运行实践的佐证。     

天然气地下储气库的经济性分析

随着世界天然气工业的发展，天然气存储得到了世界各国的关注。天然气地下储气库已经成为存储天然气的重要方式。文章在简要讨论天然气地下储气库的作用和类型的基础上，分析了枯竭油气藏型地下储气库的改建费用，并结合天然气长输管道和天然气价格讨论了天然气地下储气库的经济性。     

永安油田永21块地下储气库气井产能的确定

为保证山东大中城市安全平稳供气,胜利油气区拟利用永21块废弃气藏建设地下储气库。由于该气藏已经水淹,注气过程中很难将含水饱和度降低到原始状态,因此气库运行过程中,必然存在气水两相渗流,并且随着运行周期的变化,含水饱和度不断变化,气井的产能也不断变化。利用已投产井的试气资料,建立了永21块无水条件下的气井产能方程,借鉴室内气驱水物模实验,建立了永21块气相相对渗透率与注采倍数的关系方程,通过修正产能方程中的相对渗透率值,建立了永21块不同运行周期的产能方程,解决了储气库带水气井产能的计算难题。     

The Optimization of Underground Gas Storage in a Partially Depleted Gas Reservoir

Abstract

Underground gas storage (UGS) is a well-known technology to supply variable demand of natural gas market. The objective of this work is to demonstrate the feasibility of UGS development in an Iranian depleted fractured gas reservoir. For this purpose, gas demand analysis was conducted based on yearly consumption, and the peak condition demand was obtained. Then, a full-field multicomponent reservoir model was constructed based on the rock and fluid data and comprehensive production history. A modified Peng-Robinson equation was used to estimate the phase behavior of the reservoir and injection fluid. The compositional model was verified through performing history matching on gas production rate.

After history matching, an injection/withdrawal (I/W) schedule was designed to meet necessary gas consumption. Production scenarios were conducted to obtain optimum operating conditions for this reservoir. It was determined that at least four new wells are required to establish successful UGS plan to meet the target withdrawal rate. Results show that the use of a horizontal well is superior to a vertical well because of less water production during storage cycles. Water cut, productivity, and injectivity indexes of individual wells were considered as prominent factors to find the optimum well pattern, using a connection transmissibility factor to compare the capacity of each well to produce. In addition to constant I/W rate, a variable I/W rate scenario was proposed whose result showed no difference compare to the results obtained in previous runs.

Results show that the reservoir under study is capable of providing peak gas consumption during the cold months in Iran.