夏季天然气地下储气库的优化运行分析

由于储库地质构造的非均质性以及储层存储和传输流体能力的不同，若库内并的注入量不合理，可能导致压缩机消耗功率过大，甚至局部压力升高过快，使天然气溢失甚至发生危险，通过建立水驱气藏型天然气地下储气库的注采动态数学模型，确定出储库注气时的压力、含水饱和度变化的动态特征，以储库压缩机站的功率最小消耗量为目标函数，以给定时间内城市剩余天然气总额和注入时各单井压力、含水饱和度的限制为约束条件，来确定库内各单井的最佳注入量，编制出夏季储库最优运行方案，为实际地下储气库注气过程的优化运行提供理论依据。     

底水驱天然气地下储气库单井运行动态的模拟分析

天然气地下储气库的运行,准确的确定库内各单井的运行动态非常重要。通过建立单井二维气水两相径向模型,采用全隐式牛顿迭代解法,数值模拟出在满足城市调峰需求时储库内单井的动态特征。模拟实例的计算结果表明：储库注采运行初期,压力变化较快后趋平衡,且采出同量气体△p升高变化大。该模型对改善储库的储存效果,提高采收率,具有很大的理论指标意义。     

盐穴天然气地下储气库腔群优化配产模型

根据盐穴储气库注采运行特性,将储气库多腔注采运行考虑为一个系统,在满足城市调峰需求、溶腔注采井筒不被天然气冲蚀和溶腔最低运行压力3种约束限定条件下,以腔群总压降最小为优化目标,提出了盐穴储气库腔群配产模型,基于有约束条件的复形调优法对模型进行了求解,确定出库内各单腔的最佳采出量.模拟结果表明优化配产后各溶腔压降明显低于均产,优化配产后溶腔总压降低于等量配产0.717 MPa.对于大容积采气能力高的溶腔,可实现大流量的采气,研究成果可应用于盐穴储气库注采运行方案的确定及多腔优化生产调度.     

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

通过建立底水驱枯竭气藏型天然气地下储气库的注采动态数学模型,采用分数步长解法,以储库平均地层压力和含水饱和度的动态变化为目标函数,数值模拟出储气的历史过程,预测储库的储存容量,研究储库注采的动态特征。     

天然气地下储气库垫层气与工作气混合的模拟研究

天然气地下储气库的建筑是调节城市用气不均衡性、平抑供气峰波动的最合理有效的手段之一,在储气库进行注采动态运行时,避免注入气与垫层气发生混合是关键技术问题,本文通过分别建立三维两相渗流模型和三维气体扩散模型,采用跳跃式的求解方法,首先求出库内各点瞬态压力分布,再根据达西定律确定出速度分布,最后通过求解三维气体扩散数值模型,可动态的确定垫层气的需求量和注采天然气所需的最佳储气压力,残存气与储存天然气的混合而导致的回采气体浓度的变化,为保证储库满负荷的优化运行提供科学依据。     

含水层型地下储库惰性气体作垫层气数值模拟

以廉价的惰性气体代替天然气作为含水层型地下储气库垫层气时,不同气体之间的相互掺混会影响回采气的质量,因此,确定储库内气体浓度动态分布情况非常重要.通过建立气水渗流模型及气体扩散模型,采用有限元法,对封闭边界条件储库的建库及工业运行过程进行模拟,分别对单井注氮单井注采天然气及从边缘井注氮中心井注采天然气这两种情况下,储库压力、含水饱和度、气体浓度的动态变化情况进行分析.单井情况下,停止回采时,回采气中氮气浓度达9.665%,说明由于对流及扩散作用,氮气与天然气存在一定程度的混合.多井情况下,停止回采时,氮气浓度只有0.094%,说明多井注采可以有效抑制天然气与氮气的混合.     

天然气地下储气库最优设计方案的确定

天然气地下储气库的建设是一项大型、复杂、具有多目标性的工程项目，必须在建设前期对各种设计方案进行充分的技术和工程论证，从中确定出最优设计方案。将灰色系统理论与物元分析法有机地结合起来，将各种方案的评价指标按其属性分为三类，对储库各方案特征量所具有的灰数特性和各影响因素间的不相容性加以分析，提出基于灰色物元分析方法来研究天然气地下储气库的设计方案，进而确定最优方案。算例计算结果客观，符合工程实际。为科学地确定实际地下储库最优设计方案提供了理论依据。     

天然气地下储气库开发风险评价研究

在分析了天然气地下储气库开发风险因素的基础上，建立了基于人工神经网络(ANN)及模糊综合评价的天然气地下储气库开发风险评价模型，并进行了实例分析．分析结果表明，所建立的风险评价模型可以克服很多不确定性因素的干扰，更加直接、客观地进行风险评价，为天然气地下储气库开发决策提供依据．     

低渗透气藏型储气库储层物性参数的反演分析

低渗透气藏改建的地下储气库注气过程,渗透率和孔隙度随着地层压力变化显著。为更准确的模拟计算低渗透气藏地下储气库的注采过程,必须掌握储气库渗透率和孔隙度随地层压力的变化规律。首先基于地质统计学中的变差函数理论,以井点已知信息为条件,确定储层物性参数的初始分布。基于反问题理论,利用地层压力的测量值和计算值之差构造目标函数,将储层物性参数的反演识别问题转化为最优化问题。通过地层压力对孔隙度和渗透率变化率的求解,利用共轭梯度法实现了对储层物性参数的反演。通过案例证明了模型的正确性。以储气库中的某一区域为研究对象进行反演分析,结果表明：虽然渗透率和孔隙度在初始时在储层中的分布规律基本一致,但是在注气结束时各位置的渗透率和孔隙度变化率都不相同,二者之间的相关性不再一致。其中渗透率变化最大的位置出现在5#注采井附近,其值由1.66×10^-3μm²增加到2.81×10^-3μm²,增加了近70%。并利用最小二乘法拟合得到了渗透率和孔隙度与地层压力之间的函数关系式。本研究成果可以为低渗透气藏改建地下储气库的注采模拟提供...     

酯交换法合成碳酸二甲酯的反应精馏过程模拟与优化

以实际碳酸二甲酯工业生产装置为对象，建立反应精馏过程非平衡级混合池模型，对酯交换法合成中的反应精馏塔进行模拟计算和操作分析，并在此基础上以反应转化率为目标，对反应精馏塔的操作备件进行优化，其模拟结果与实测值吻合良好．单纯形法优化计算得到的最优操作条件为：进料摩尔比9．8646，回流比14、8796，塔顶采出量27．2368mol／s，甲醇进料位置为第93块板，PC转化率高达81％．模拟优化结果对反应精馏塔的生产具有重要的指导意义．     

Performance analysis for underground gas storage reservoir in depleted gas field

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Dynamic simulation research on injection and withdrawal performance of underground salt cavern natural gas storage

Owing to perfect impermeability,dynamics stability,flexible and efficient operation mode and strong adjustment,underground salt cavern natural gas storage is especially adapted to be used for short-term dispatch.Based on characteristics of gas flow and heat transfer,dynamic mathematic models were built to simulate the injection and withdrawal performance of underground salt cavern gas storage.Temperature and pressure variations of natural gas in gas storage were simulated on the basis of building models during withdrawal operation,and factors affecting on the operation of gas storage were also analyzed.Therefore,these models can provide theore-tic foundation and technology support for the design,building and operation of salt cavern gas storage.     

基于层次分析法和熵权法的地下储气库注气方案优选

针对地下储气库注气方案综合评价涉及因素较多的问题,提出基于改进的层次分析法(AHP)和熵权法相结合的综合评价模型,确定包括注气井数量、注气井层位、注气井注气能力、系统单位电耗、机组效率等9个评价指标的综合权重,采用模糊隶属函数法对评价指标进行无量纲化处理得到各指标的标准评价值,并用线性加权法计算各方案总评分,确定出最优注气方案。笔者以国内某枯竭油气藏型地下储气库为例,对同一注气量工况下的各注气方案进行综合评价,实现储气库注气方案的优选。优选结果与现场使用方案一致。结果表明:层次分析法与熵权法结合使用兼具主观性和客观性,使得注气方案评价更加客观、准确、可靠,对地下储气库最优注气方案的确立提供了一定的借鉴作用。     

Numerical Simulation and Analysis of Migration Law of Gas Mixture Using Carbon Dioxide as Cushion Gas in Underground Gas Storage Reservoir

One of the major technical challenges in using carbon dioxide（ CO2） as part of the cushion gas of the underground gas storage reservoir（ UGSR） is the mixture of CO2and natural gas. To decrease the mixing extent and manage the migration of the mixed zone,an understanding of the mechanism of CO2and natural gas mixing and the diffusion of the mixed gas in aquifer is necessary. In this paper,a numerical model based on the three dimensional gas-water two-phase flow theory and gas diffusion theory is developed to understand this mechanism. This model is validated by the actual operational data in Dazhangtuo UGSR in Tianjin City,China.Using the validated model,the mixed characteristic of CO2and natural gas and the migration mechanism of the mixed zone in an underground porous reservoir is further studied. Particularly,the impacts of the following factors on the migration mechanism are studied： the ratio of CO2injection,the reservoir porosity and the initial operating pressure. Based on the results,the optimal CO2injection ratio and an optimal control strategy to manage the migration of the mixed zone are obtained. These results provide technical guides for using CO2as cushion gas for UGSR in real projects.     

A numerical investigation of gas flow behavior in two-layered coal seams considering interlayer interference and heterogeneity

Multiple-seam gas coproduction is a technology with potential to achieve economic targets. Physical experiments could replicate gas flow dynamics in two seams. In this study, numerical simulation was conducted based on physical experiments. Through calibration, the simulated results agreed with the experimental results. Three findings were obtained. First, the pressure distribution intrinsically depends on the depressurization effectiveness in each coal seam. The gas pressure difference and interval distance influence the pressure distribution by inhibiting depressurization in the top seams and bottom seams, respectively. Second, the production contribution shows a logarithmic relationship with the permeability ratio. The range of the production contribution difference grows from 11.24% to 99.99% when the permeability ratio increases 50 times. By comparison, reservoir pressure has a limited influence, with a maximum of 13.64%. Third, the interlayer interference of the top seams and bottom seams can be intensified by the reservoir pressure difference and the interval distance, respectively. The proposed model has been calibrated and verified and can be directly applied to engineering, serving as a reference for reservoir combination optimization. In summary, coal seams with a permeability ratio within 10, reservoir pressure difference within 1.50 MPa, and interval distances within 50 m are recommended to coproduce together.     

CO2做低渗气藏储气库垫层的气水边界稳定性分析

将低渗透枯竭气藏改建为地下储气库的关键问题之一是气水界面的稳定性.为分析以CO_2做垫层气的低渗透气藏改建储气库在扩容建库和季节调峰时气水界面的稳定运移,根据枯竭气藏储层的特点,建立基于低渗透微裂缝储层的双重孔隙介质模型.以中原油田文23改建储气库的地下储层为研究对象,讨论扩容建库时CO_2垫层气的注入方式对气水界面稳定性的影响,以及储气库季节调峰时气水界面的运移特性.研究表明:在扩容建库阶段,CO_2连续注气驱水能快速扩容,但降低了气水界面和储层内压力场稳定性;间歇注气扩容方式在4个周期后扩容速率降低了4.8%,但更好地保证气水界面的稳定运移和储层内压力场的稳定;在季节调峰阶段,溶解态和超临界态CO_2的相互转换更好地保证气水边界和储层内压力场的稳定,同时提高储层空间利用率.