中国大规模盐穴储氢需求与挑战

氢能是来源广泛且低碳清洁的能源,大力发展氢能产业是实现双碳目标和应对全球能源转型的重要举措。在氢能“制备―储存―运输―应用”全产业链中,储氢难问题长期制约着氢能产业高质量发展。盐穴储氢具有成本低、规模大、安全性高和储氢纯度高等突出优势,是未来氢能大规模储备的重要发展方向,也是我国能源低碳转型的重大战略需求。综合调研了我国制氢产业和氢能消费现状,分析了我国盐穴储氢的需求。调研了国外利用盐穴储存天然气和氢气的技术及工程现状,总结了我国盐穴储气库发展和建设历程。对比了利用盐穴储存天然气、氦气、压缩空气和氢气的异同点,提出我国盐穴储氢面临三大科技挑战:层状盐岩氢气渗透与生化反应、盐穴储氢库井筒完整性管控、储氢库群灾变孕育与防控。研究成果明确了我国氢气储备需求的快速增长趋势和大规模盐穴储氢的重点攻关方向。

中国水层CO_(2)地质封存技术攻关方向

在国家“碳达峰碳中和”战略目标下,为了延长化石能源行业的生命周期,亟需进行大规模碳减排的重大革命,其中CO_(2)地质封存(CCS)这一大规模碳减排的托底技术,已在全球达成共识。为此,系统梳理了全球CCS发展趋势,并针对中国CCS地质特点和工程技术现状,分析了中国发展水层CCS面临的挑战和难点,提出了中国水层CO_(2)地质封存技术的攻关方向。研究结果表明:①中国水层CCS起步早,当前正在开展世界级规模水层CCS先导试验,技术水平与国外并行,CCS有望成为中国未来大规模碳减排的主要手段;②鉴于中国水层多无法回避陆相沉积、断裂发育、非均质性强等先天条件,中国未来建设大规模水层CCS将面临封存规模大、封存成本高和长期封存安全性等3个方面关键技术的挑战;③从推动和形成CCS负碳新产业角度,中国未来水层CCS碳埋存需要攻克CCS地质体评估、CO_(2)高速注入、低浓度CO_(2)封存、降低成本和地质监测等5个关键技术。结论认为,该研究认识进一步坚定了中国发展水层CCS技术的信心,提出的5个方面关键技术为快速形成负碳领域的国家战略科技力量明确了攻关方向,同时为后续推动大规模地下储氢、储氦、压缩空气储能等战略性新兴行业的发展提供了前瞻性技术支撑。

国内地下储气库库址变化新趋势与发展建议

“十四五”期间,国内地下储气库巨大的调峰缺口与资源劣质化形成鲜明对比,储气库建设面临库址资源缺乏、技术难度升级等技术挑战。通过系统调研分析全球储气库类型及特征,提出了国内储气库库址变化新趋势;从建库新模式、理论技术、配套政策等方面探索了储气库建设发展对策,并针对国内天然气资源与市场分离、多调峰方式并存、储气库类型地域差异等特点,构建了储气库建设总体布局与数字化发展方向。研究得出,国内储气库库址呈现多样化、大型化、复杂化和数字化4大新趋势;通过采用大面积低渗透岩性气藏“三区带”和油藏气驱采油与储气库协同建库的新模式,能够激活一批库址资源,极大提升调峰能力;攻关储气地质体动态密封性评价、高速交互注采渗流机理与库容设计、复杂盐层造腔新工艺及提高空间动用等新技术,能大幅提升运行效率、降低安全风险。研究结果为充分挖掘库址资源、指导复杂储气库高效设计提供了科学支撑。

基于高干度泡沫实验的非均质咸水层CO_(2)封存能力分析

CO_(2)咸水层封存是实现“碳中和”目标的一项重要技术手段。高干度泡沫不仅能更好地控制CO_(2)流度而且还能适应地层的非均质性,明显提高了咸水层的空间利用效率。为探究高干度CO_(2)泡沫在非均质咸水层中的调剖效果与CO_(2)封存能力,利用自行设计的高温高压驱替实验装置,进行了不同渗透率级差的并联岩心CO_(2)泡沫驱室内实验研究,分析了驱替过程中岩心的气液产出情况与CO_(2)饱和度的变化规律,指出了不同渗透率级差非均质岩心模型的碳封存效果与机理。研究结果表明:①与CO_(2)气驱相比高干度泡沫驱用于CO_(2)咸水层埋存具有更大优势,当岩心渗透率级差介于2.6~10.8时,泡沫均能有效封堵高渗透岩心,使阻力因子维持在36左右,增大了驱替压差与低渗透岩心的产气、产液速度;②岩心中气相饱和度与渗透率存在一定关系,当岩心的渗透率小于2450 mD时,最高气相饱和度随渗透率增加而增大,当渗透率超过2450 mD时,岩心最高气相饱和度在80%左右;③采用高干度泡沫驱可以有效扩大岩心中CO_(2)封存量,渗透率级差为4时,泡沫驱的CO_(2)封存体积较气驱增长219%,当渗透率级差扩大至10.8,CO_(2)封存量能始终维持在较高水平。结论认为,咸水层条件下CO_(2)泡沫驱替实验探究了CO_(2)封存能力变化,提供了非均质储层提高碳封存效率的实验认识,可为非均质咸水层中CO_(2)的地质封存技术优化提供参考和借鉴。

胜利油田储气库技术进展及发展方向

天然气地下储气库是战略储备、应急调峰、保障国家能源安全的重要基础设施,是老油田产业布局优化及绿色低碳转型发展的方向之一。胜利油田地质条件复杂,气藏埋藏浅、规模小、分布零散,油藏及含水圈闭资源丰富,但密封性评价难。针对这些特点,自“十三五”以来,储气库相关研究取得较大进展,先后完成了疏松砂岩气藏、气顶油藏和水层等不同类型储气库的研究和方案设计,建成了中国首座水淹废弃气藏型储气库——永21储气库,形成了具有胜利特色的水层型储气库目标筛选评价、水层型储气库注采运行优化设计、储气库圈闭密封性评价和储气库跟踪评价等关键技术。目前,其他类型储气库建设仍面临资料少、规模小、效益差、圈闭动态密封性评价难度大等问题和挑战,需要在油藏型储气库库址筛选评价、零散气砂体组合建库、高含水油藏协同建库等方面提出相应的技术对策和攻关方向,为胜利油田储气库规模建设、绿色发展提供技术支撑。

超临界CO_(2)作用下无烟煤结构响应特征及高压吸附机理

中国深部煤层气资源丰富,将CO_(2)注入深部煤层,在提高煤层气采收率同时,还可实现CO_(2)地质封存(CO_(2)-ECBM)。通常,深部煤层CO_(2)处于超临界态并显著影响煤体吸附能力,但对于超临界CO_(2)作用下煤体结构演化及吸附机理尚不清晰。为此,以山西晋城成庄矿二叠系山西组三号煤层为研究对象,开展了无烟煤对超临界CO_(2)的高压吸附实验,结合傅里叶变换红外光谱(FTIR)、X射线衍射光电子能谱(XPS)测试及比表面积(BET)测试,分析了超临界CO_(2)高压吸附引起的无烟煤化学结构与孔隙结构响应特征,最后揭示了无烟煤对超临界CO_(2)的高压吸附特性及吸附机理。研究结果表明:①超临界CO_(2)高压吸附存在突变点,35℃时突变点位于临界压力(8 MPa)附近,在突变点处的吸附能力最小;②超临界CO_(2)可使芳香环枝接官能团、醚氧键、羟基氢键断裂,脂肪结构甲基脱落,可为CO_(2)提供更多的吸附位点,增强了无烟煤表面吸附能力;③超临界CO_(2)改变无烟煤介孔的孔隙结构特征和分形特征,吸附后平均孔径、孔体积、比表面积、分形维数呈增大趋势,孔隙粗糙度增大,对孔隙结构改造作用表现为“增孔、扩孔、粗糙化”,可提供更多吸附空间,增强了无烟煤吸附能力;④在深部煤层中注入CO_(2),应优先选择高孔隙度、高渗透性储层,注入煤层环境应尽可能远离CO_(2)临界点区域,储层对CO_(2)才有最大吸附能力。结论认为,成果认识为深部煤层CO_(2)可注性及封存潜力评估提供了重要的理论依据,对煤层气高效开发具有重要现实意义。

天然气地下储气库智能化建设关键技术及其发展趋势

中国储气库在数字化转型和智能化建设方面已经取得了重要成果,储气库智能化建设发展了油气藏-井筒-管网一体化耦合模拟和数字孪生等关键技术。搭建了智能储气库云平台框架,采用“数据+平台+应用”的建设模式,充分利用数据中心、物联网和工业互联网等新型基础设施,支撑各业务板块管理、研究、生产和服务等需求。储气库智能化建设研发了储气库信息化管理平台、储气库一体化综合管理平台、基于数字孪生一体化仿真的决策系统和储气库全生命周期数字化平台。智能储气库未来建设将重点发展地质体数字孪生、高精度建模、可视化动态展示、智能运营、实时智能风险预警、工业软件国产化以及北斗卫星导航系统、卫星互联网等新技术。

基于C-FRAM的油气藏型地下储气库设计期关键风险因素辨识方法

油气藏型地下储气库设计工作围绕运营阶段的功能实现与建设阶段的相应改增建任务开展,前期的储气库设计偏差可能会对储气库建设乃至投产运营产生深远的影响。功能共振分析方法(FRAM)主要用于分析扰动在系统中的传播路径。由于储气库设计期需要综合的信息繁多、跨度广泛,为考虑在复杂网络中各功能模块的影响力,首先针对储气库设计期功能的特点提出一种考虑功能模块中心性的系统功能共振分析方法(C-FRAM),然后以重庆相国寺储气库为例开展案例分析,最后提出对设计期储气库的规模部署与下游供应调峰需求、地质实施方案、老井利用等方面的建议。结果表明:引入功能模块系统中心性有助于修正储气库设计期关键风险因素排序。

地下盐岩溶腔储库单井水平溶解建造流体运移研究

为提高水平盐穴储库单井后退式溶腔建腔速率,通过相似模型试验与数值计算开展建腔期注水方向对腔内流体运移规律影响研究。数值模拟结果表明:注入淡水接触腔内卤水后浓度会迅速升高,当浓度达到23%左右变为缓慢升高;上下同时入射有利于快速溶腔,垂直向下入射有利于建造更大腔体。相似模型试验流体运移规律与数值模拟基本一致,证明了数值模型的正确性。试验发现:腔内流体主要分为羽流区、边界溶解区、对流扩散区和底部饱和区4个区域;改变注水方向使羽流区流体浓度和流速改变,进而影响边界溶解区高度,与水平入射相比,垂直向上入射、上下型入射、四周型入射和垂直向下入射高度增加了22.2%、26.9%、51.1%、135.6%;改变注水方向使淡水初始向下流速改变,进而改变底部饱和区高度,与水平入射相比,垂上、四周、上下、垂下入射高度降低0%、12.9%、29.9%、70.1%。

气顶砂岩油藏型储气库运行上限压力和库容量定量评价研究

提高运行上限压力是增加储气库工作气量最直接、最有效且综合效益最优的方案。通过在矿场井中原位实测得到的最小主应力,对冀东南堡油田1-29气顶砂岩油藏型储气库的运行上限压力和库容量进行了定量评价,研究结果表明:基于最小主应力准则,盖层发生拉张破坏对应的上限压力最低,即根据实测最小主应力确定南堡油田1-29储气库的运行上限压力为27.2 MPa。基于有效库容计算模型,综合考虑气层含水量、残余水和边缘孔隙以及油层的波及系数、气驱液效率和含油空间利用率等因素,将上限压力从原始地层压力22.5 MPa提升到27.2 MPa,储气库的有效库容从15.46×10^(8)m^(3)增加到18.14×10^(8)m^(3),库容量增加约17.3%,预期可显著提升储气库的经济效益。研究成果对其他地下储气库运行上限压力和库容量定量评价具有一定参考价值。

盐穴储气库多步造腔流场浓度场规律

盐穴储库水溶造腔过程中流场特征和浓度场分布会很大程度影响腔体的扩展和腔体最终形态,而流场特征和浓度分布无法通过技术手段进行监测。为研究盐穴水溶多阶段造腔过程中流场特征、浓度场分布及它们对腔体扩展的影响规律,基于建立的盐穴储库多场耦合流动模型进行了相关的数值模拟计算,并与金坛两口储库井进行数据对比。模拟结果与现场造腔数据相一致,验证了模型的准确性。基于模拟结果和数据,分析了水溶多阶段造腔各阶段的流场特征、浓度场分布规律,并分析流场和浓度场的分布如何影响腔体的扩展。结果表明:正循环造腔会形成一个涡流,主要起冲蚀作用,一定程度抑制溶蚀作用;反循环会形成两个涡流,下部的促进卤水排出,上部促进溶蚀作用;强制对流会引起涡流,涡流强度随腔体扩大逐渐减弱,涡流使腔内流体流动,促进了对流扩散过程,从而影响浓度场的分布,最终影响到腔体扩展,通过调整正反循环方式、管柱的位置、油垫位置及注入量可以控制腔体的形态扩展;造腔前期主要受到冲蚀作用,造腔效率高,腔体表面积小使得造腔速率较慢,腔体主要向中下部扩展;后期随着腔体扩大,主要以溶蚀作用为主,造腔速率高,腔体主要向中上部扩展。研究结果和规律对现场造腔工艺设计提供一定的理论基础,对提高现场造腔效率、优化造腔工艺参数具有指导意义。

二氧化碳作天然气地下储气库垫层气的可行性

CO_(2)用作天然气地下储气库垫层气,在储气库运行过程中,注采参数等因素不合理导致CO_(2)与天然气之间过渡混合和天然气采收率低等问题。开展了CO_(2)和CH_(4)物性对比及混气实验,论证了CO_(2)作垫层气的可行性;建立储气库二维模型,模拟CO_(2)作垫层气注采过程,对影响CO_(2)-CH_(4)混合程度的地层参数和运行参数进行分析。研究结果表明:CO_(2)垫层气比例不超过20%,采出气中CO_(2)摩尔含量不高于3%,CO_(2)-CH_(4)混合程度、储层平均压力下降幅度较小。渗透率越大,工作气回采携带CO_(2)垫层气量越多,实际CO_(2)垫层气量占比减小,CO_(2)垫层气量不足以为工作气开采提供“助力”。孔隙度对CO_(2)-CH_(4)混合程度几乎没有影响。合理控制采气速度能有效抑制混合带发展,即在用气高峰适当提高采气速度,用气低谷减小采气速度保证最低用气标准。研究结果为CO_(2)作天然气地下储气库垫层气的工程实践提供理论指导。

油藏型储气库库容影响因素及其变化规律研究

针对目前中、低含水饱和度对自由气库容量影响的研究较少的问题,开展室内实验模拟了多次注气-焖井-采气实验,并根据相似原理,利用实验数据建立了自由气库容量与初始含水饱和度、注采次数的量化表征模型。结果表明,自由气库容量随注采次数的增多而增大,但单次注采后的增幅快速降低;含水饱和度(初始含水饱和大于50%)的提高有利于油藏改建储气库,但是建库初期的注采能力和库容提高相对缓慢;当初始含水饱和度由50%提高到85%时,经过6次注采后,含气饱和度降低幅度约9.27%,而当注采次数分别增至20、30、50时,自由气库容量增加幅度分别为0.51%、3.34%、6.61%。研究结果可为油藏型储气库的注采能力及库容评价提供借鉴。

枯竭油藏型储气库库容量化室内实验研究

在油藏改建地下储气库时,为了研究不同初始含水饱和度对库容的影响,利用实际矿场岩心开展了不同初始含水饱和度条件下气驱油水多轮次注采实验,分析了不同初始含水饱和度下气驱油水后的驱替效率及建库效果。结果表明,低含水饱和度条件下,油相的相对渗透率显著高于水相而更易被驱替出,因此主要通过气驱油来提高储气空间;中、高含水饱和度时,水相更易被驱替出,储气空间的提高逐渐由被驱替出的原油体积贡献转向于由驱替出的水相体积贡献。相同注采轮次下,由于储层岩石水湿及渗吸作用,高初始含水饱和度时的剩余水饱和度增大,气驱油水总的驱替效率降低,储气库的注采能力和库容相对减小;储层初始含水饱和度增大会降低气驱油水的驱替效率,不利于提高原油采收率及储气库扩容;初始含水饱和度越高,储气库达容时间越久,建库初期的注采能力越低。该研究成果可为油藏型储气库注采能力评价和库容分析提供指导。

盐穴压缩空气储能库注采井筒体系优化设计

盐穴因其密封与稳定特性成为压缩空气储能库(以下简称储能库)首选,储能库可以实现大规模的清洁储能,能实现电力供需的“削峰填谷”,是实现“双碳”目标的重要方向之一。井口装置、注采管和封隔器组成的井筒体系是储能库与地面设备的连接通道,然而受气体注采流量的限制和冲蚀作用的影响,现阶段的小通径井筒严重限制了压缩空气储能电站的装机规模。为优化储能库注采井筒体系,对大通径井口装置、耐腐蚀套管和大尺寸封隔器的设计与加工中存在的主要问题进行了分析,并结合工程实际提出了解决措施和合理化建议。研究结果表明:(1)井口装置设计需考虑到每层套管头座挂芯轴悬挂器台阶的承载强度,需要校核及验证悬挂器最小壁厚处的抗外挤强度、承受井下反压时顶丝的抗剪切强度等参数;(2)套管选材应充分考虑制造工艺及经济成本在盐穴压缩空气储能工况中的适用性,建议在易发生冲蚀处使用耐蚀合金纯管材,其余部位优选具有性价比的耐腐蚀套管;(3)大尺寸封隔器建议整体采用芯轴设计,胶筒选用氢化丁腈橡胶或四丙氟橡胶等材质,卡瓦建议采用笼式桶状。结论认为,提出的注采井筒体系设计优化措施,能够为该类型储能项目的大尺寸井筒注采体系设计与优化提供方法和思路。

边水气藏型储气库运行动态参数计算方法及应用

基于“罐式”概念的传统物质平衡方法无法定量计算储气库采气阶段的水侵区残余气量,也无法定量分析边水非稳态水侵过程中的工作井运行动态参数变化规律。为了解决该问题,文中首先建立了考虑水侵区残余气量的改进物质平衡方程,并在此基础上根据气水非稳态渗流理论推导了工作井采气阶段关键运行动态参数解析模型;然后采用某边水气藏型储气库工作井的基础资料,定量分析了其在采气阶段运行动态参数的变化规律,并对计算结果进行了对比验证;最后讨论了该计算方法的特点和适用性。研究表明:该方法能够定量分析边水气藏型储气库非稳态水侵过程中时变井控参数变化规律,掌握不同区域压力变化特征,量化计算水侵区残余气量,明确工作井有效井控库容量。运行动态参数计算结果表明,随着生产时间的增加,时变井控半径逐渐减小,水侵区残余气量逐渐增大;在相同水侵量下,相较于采气末期,采气初始阶段的时变井控参数与残余气损失的增加量较小,体现了储气库采气能量由早期主要依靠弹性能驱动向晚期依靠边水补能的转变过程。研究成果对同类边水气藏型储气库运行规律探究、库容参数及运行动态分析、工作井合理工作制度制定具有明确的现实意义与实用价值。

含水层地下储氢圈闭盖层密封性评价——以Y含水圈闭为例

结合国内外含水层储气库建设中影响盖层密封性的关键指标,构建含水层地下储氢圈闭盖层密封性评价体系,分析得出适合中国含水层盖层密封性评价方法——层次分析法,并运用层次分析法和多因子综合评价法相结合的方法定性分析了华东某油气区内的Y含水圈闭盖层静态密封能力。结果表明:(1)盖层静态密封性评价体系中直接盖层厚度、岩石脆性等传统评价因素占比较高,其次为地层水的酸碱性、矿物类型等特殊因素。(2)基于层次分析法和多因子综合评价法分析可知,Y含水圈闭的盖层在静态条件下具备一定的封气能力,能够在一定程度上封隔储集层中的氢气,避免氢气逸散。研究表明,该评价体系可为初步评价含水层地下储氢盖层密封性提供一定的指导与理论依据。

缝洞型碳酸盐岩储气库地应力变化特征及力学完整性研究

缝洞型碳酸盐岩储层非均质性极强,储集空间结构和渗流关系复杂,为地应力分析、注采参数选择、力学完整性评价带来了诸多挑战。因此,为进一步明确缝洞型碳酸盐岩储气库运行过程中的地应力变化、保证储气库运行过程中的力学完整性、提高上限压力,建立机理模型,分析缝洞型碳酸盐岩储气库应力分布特征及四维地应力变化规律,同时评价不同介质力学完整性。结果表明:①缝洞型碳酸盐岩储层相较于均质储层在缝洞处应力集中较为明显,尤其溶洞边界易出现应力的极小值;②缝洞处孔隙压力及应力变化更为剧烈,储气库运行过程中溶洞边界更易发生剪切或张拉破坏;③在采气过程中,溶洞边界沿最小主应力方向更易发生剪切破坏,注气过程中,溶洞边界沿最大主应力方向更易发生张拉破坏;④缝洞型储层整体相较于均质储层更易在注气过程发生张拉或剪切破坏,采气过程缝洞型储层整体较为安全,但洞周围更易发生剪切破坏。研究成果可为缝洞型碳酸盐岩储气库地应力分析和力学完整性评价工作提供理论及方法支撑。

枯竭油气藏储气库出砂机理及防砂研究进展

枯竭油气藏储气库出砂会导致储层损害、井下管柱磨蚀及地面辅助设备故障等危害,严重影响储气库安全运行和有效储气能力。本文从油气藏开发阶段与储气库运行阶段出砂的异同出发,调研分析了现有枯竭油气藏储气库出砂机理、临界出砂生产压差预测以及防砂工程措施,对储气库出砂研究进展进行分析总结,指出了现有研究的不足以及未来攻关的方向。

呼图壁储气库采气系统节能降耗技术

针对呼图壁储气库采气系统部分运行参数偏离最优值、节能效率较低的现状,采用夹点分析和分析方法对采气系统进行能效分析,基于HYSYS软件模拟研究了关键参数之间的相互影响关系,提出了节能降耗方案。方案主要在气气换热器选型、乙二醇富液进塔温度优化、再生塔回流比优化以及相变炉系统节能降耗优化四个方面开展。建立了进站压力及J-T阀背压与气气换热器理论KA值之间的计算模型,实现了气气换热器优化选型;提出了乙二醇富液最优进塔温度67℃,确定了再生塔回流比为0.06,运行再生塔顶冷凝器,可使乙二醇消耗量减小84.6%;提出了利用再生塔排空气体余热预热外输气的方案,可使系统能耗降低9.0%。以上优化方案在较少地改动系统情况下有效降低了采气系统总能耗。