压气储能地下储气库衬砌裂缝分布特征及演化规律研究

地下储气库衬砌的主要作用是将内压传递给围岩,且同时作为柔性密封层的附着基层。高内压作用下衬砌开裂可导致密封层出现反射型裂缝,进而引起高压气体的泄漏。为深入认识地下储气库衬砌的开裂特征,开发了基于FLAC3D平台的衬砌裂缝分析程序,研究了衬砌配筋方式、配筋率、钢筋保护层厚度、围岩类别和温压循环荷载作用等因素对衬砌开裂演化特征的影响。研究成果表明:对衬砌采取合理的配筋方式和改善围岩质量的措施可有效控制衬砌裂缝的宽度;采用分区配筋的方式可有效控制圆形断面隧洞式储气库衬砌中的最大裂缝宽度,同时降低衬砌的配筋量。空气压力和温度同步变化引起的热力耦合效应还有助于减小衬砌中出现的裂缝宽度。

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。

压缩空气储能地下储气库热力学改进模型研究

【目的】明晰地下储气库的热力学过程是压缩空气储能(compressed air energy storage,CAES)电站安全设计与运行调度的重要基础。【方法】现有地下储气库热力学模型在计算热量交换时,存在高压储气阶段热损失偏大和低压储气库阶段补热过多的不足。本文在全面分析地下储气库热力学模型理论基础合理性的前提下,先分析储气库热量计算偏差的形成根源;再提出改进模型。【结果】研究结果表明:现有的热力学计算解析模型忽略了CAES地下储气库在运行过程中温度分布的不均匀性,这种温度分布的不均匀导致储气室洞壁与压缩空气之间的对流换热模型失真,导致温度计算结果偏差大。考虑混合对流换热的改进模型二可以较好地解决储气阶段温度计算结果与真实结果之间偏差过大的问题。算例分析证明了改进模型二的合理性。【结论】本文的改进模型二可为CAES地下储气库容积优化设计与效率分析提供计算依据。

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。

地下储气库应急响应优化方法:基于智能体协同响应建模语言

地下储气库作为调节天然气供需、优化气源配置和保障供气安全的重要设施。传统的储气库应急响应机制常常依赖于各应急机构的经验和判断,缺乏一个系统化、科学化的决策支持方法来确保信息在应急过程中的高效传递,实现应急响应方案的最大收益。对此,提出了一种储气库应急响应优化方法,采用智能体协同响应建模语言,构建了储气库应急响应模型,提出了一种基于深度优先搜索策略的应急响应方案处置收益计算方法,利用收益率作为应急协同方案的鲁棒性指标,确定最优协同响应方案。最后以重庆相国寺储气库应急流程为例开展案例分析,结果表明,相比于原应急方案,最优协同响应方案的响应结束耗时减少38.4%,收益率提高26.61%。结合优化算法后的协同响应方案在缩短耗时、提高处置收益方面效果明显。

提高油气采收率全国重点实验室、国家能源页岩气研发(实验)中心、国家能源致密油气研发中心、国家能源地下储气库研发中心 2024年度开放课题申请指南

为了充分发挥国家级实验平台的优势,履行国家级平台的社会责任和义务,广泛开展与国内外有关单位的合作研究,中国石油勘探开发研究院将资助承建的提高油气采收率全国重点实验室、国家能源页岩气研发(实验)中心、国家能源致密油气研发中心、国家能源地下储气库研发中心4个国家级实验平台设立开放课题,现发布如下。一、平台简介提高油气采收率全国重点实验室原为提高石油采收率国家重点实验室,是2006年我国首批依托企业建设的36个国家重点实验室之一。实验室先后创立了中国陆相油藏精细水驱、化学驱、热采、CO_(2)驱油与埋存等理论技术体系,水驱、化学驱技术保持国际领先,是我国提高采收率技术发源地、引领者和主力军,开创并引领了我国CCUS (CO_(2)捕集、利用及封存)产业的发展。近年来,实验室紧密围绕国家油气重大需求和“双碳”战略,坚持“四个面向”,坚持“支撑当前、引领未来”,独创性地研发智能水驱、绿色化学驱、低碳热力驱等大幅度提高采收率技术和CCUS全产业链特色技术,积极承担重大科技攻关任务,努力提升国内油气供应能力,分享世界优质油气资源,带动国家固碳端碳增汇产业发展,在支撑我国提高采收率和CCUS理论技术创新发展和产业升级中发挥了重要作用。

地下储气库露点控制工艺适应性分析及应用

地下储气库核心装置是露点控制装置,不同类型储气库具有不同的采出气组分、含水量、含烃量,可选露点控制工艺路线差别较大,国产吸附剂品质不一,对工艺路线的选择有一定的限制。针对上述问题,结合油气田的露点控制工艺,分析论证出地下储气库露点控制工艺的总体思路;结合储气库特点、溶剂特点及吸附剂特性等对低温冷凝法、溶剂吸收法、固体吸附剂吸附法等工艺进行分析论证和优缺点对比,提出注乙二醇防冻剂+J-T阀节流制冷工艺、三甘醇脱水工艺、硅胶吸附工艺等3种露点控制工艺;以典型地下储气库工程实例进行技术经济比选,提出适用于油气藏、盐穴型、水层型地下储气库的露点控制工艺。研究结果可为后续地下储气库的建设和设计提供借鉴。

中原地下储气库项目档案管理实践

地下储气库被誉为天然气“地下银行”,是集季节调峰、事故应急、国家战略储备等功能于一体的能源基础性设施。“十四五”以来,中国石油化工股份有限公司中原油田分公司(以下简称“中原油田分公司”)已陆续建成白9块、卫11、文13西、文24等多个储气库,不仅担负起区域调峰保供重任,还为京津冀、雄安新区、黄河流域生态环境保护与高质量发展提供了安全、绿色、低碳的能源保障,是华北地区“国家级地下储气库调峰中心”。

基于Pipephase的地下储气库地面注入系统研究

随着传感技术和信息技术的快速发展和普及,石油和天然气行业以及天然气储存领域的信息不断增加。为了掌握储气库地面工程的运行规律并提高生产管理水平,我们对地下储气库地面注入系统进行了详细的研究。根据理想气体的状态方程,提出了注气井腔体压力的计算公式,并使用实际数据进行了验证。同时以井口压力计算公式为约束条件,并综合利用Pipephase模拟软件,模拟研究了单井腔体体积、注入流量对注入井腔体压力,注入站出口压力随注入时间变化的影响规律。最后利用Excel回归得到了注入井腔体压力和注入流量随注入时间变化的关系式。研究结果不仅可以为地下储气库地面系统建设和运行提供依据,也是数字化转型和智能化运营的基本保障。

中国石油地下储气库智能化建设进展及展望

在当前能源转型与安全形势日益严峻,中国石油地下储气库的智能化建设尤为重要。在可再生能源的快速发展面前,传统的储气方式已无法满足市场多元化的需求,亟需运营智能化手段提升管理的效率与安全性。地下储气库在平衡供需、保障能源安全方面发挥着关键的作用,也是实现气体资源合理利用的基础。搭建智能监控平台,实时的数据采集与分析,更好地掌握了储气库的运行状态,优化调度与维护,还能提高设备的可靠性,提升管理的科学化水平。不断引入智能传感器与自动化控制系统等新技术,提升储气库的自动化与智能化水平。同时,基于大数据分析的决策支持系统,提供了更为精准的依据,促进资源的高效利用。总之,中国石油地下储气库的智能化建设是适应时代发展的选择,将推动能源转型、保障能源安全。

地下储气库建设与环境保护协同机制探讨

地下储气库对于确保能源供应稳定具有举足轻重的作用。但在其建设与运营过程中,也可能对生态环境带来不容忽视的影响。因此,建立地下储气库建设与环境保护的协同机制显得尤为关键。本文将深入探讨地下储气库建设可能产生的环境影响,阐明协同机制的重要性,并针对如何平衡储气库建设与生态保护提出切实有效的建议和措施,以期实现双赢。

地下储气库成本动因及弹性管控分析

论文根据储气库业务的特点,分析了传统成本管理模式的局限,并提出转向战略成本管理模式的重要性,通过对生产过程中相对固定支出、与经营量直接相关变动支出、与经营量不直接相关的变动支出进行深入分析,从而可以更准确地了解成本构成和变化规律,建立弹性管控机制,进而采取有效措施进行成本优化。论文提出了弹性优化的主要措施,包括制定科学计划优化固定成本、源头把控优化动力材料成本、持续优化变动经营成本以及严格考核落地。最后,论文强调了开展企业战略成本管控的重要性,并提出了一系列深入分析和弹性管控措施,以助力企业实现高质量发展。

不同类型复杂地下储气库建库难点与攻关方向

地下储气库(以下简称储气库)在保障天然气安全供应方面发挥了不可替代的重要作用。为推进中国储气库业务高质量发展,有效应对天然气安全保供压力,总结了国外储气库建设与运行关键技术现状,梳理了国内储气库建设历程和形成的特色理论技术,分析了我国储气库领域面临的突出挑战,提出了未来储气库发展与攻关方向。研究结果表明:①国外储气库建库与运行技术成熟、装备配套、标准完善,建成了气藏型、油藏型、盐穴型、水层型等多类型储气库;②中国在库容设计、井筒质量控制、大排量注采设计、地面处理工艺与装备、风险识别监测以及盐穴造腔等方面形成了特色技术;③中国储气库在“扩容、达产”及提高库容利用效率、高含水油藏与低渗透气藏和复杂连通老腔等新类型储气库建库技术等系列领域面临挑战;④亟需破解5大科学问题,即超压背景下储气地质体密封性弱化动力学机制、高含水油藏建库储气空间扩展与注排控制理论、盐穴储气库强制对流溶蚀—扩散流固耦合机理、大尺寸井井壁失稳力学—化学耦合机理、长周期注采储气库完整性失效机理与灾害演化机理;⑤亟需解决6大技术问题,即提高库容动用率、新类型储气库建库、提高单井产能和老井处置、地面处理关键装备、风险管控以及数字化智能化等技术。结论认为,中国在常规气藏选址评价、建库技术方面已达到国际领先水平;“十四五”期间中国储气库库址资源向劣质化、复杂化、多样化转变,亟需建立不同类型储气库建库与运行体系,实现关键设备国产化,推动中国储气库数字化转型,打造储气库原创技术策源地。

复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法

我国地下储气库(以下简称储气库)建库目标包括复杂断块、强水侵、异常高压、高含油凝析气藏等复杂类型,普遍具有埋藏深、构造复杂、储层物性差、非均质性强等特点。常规气藏工程参数设计方法不适用,尤其在圈闭密封性分析、库容参数设计及注采能力评价等方面具有一定特殊性。为此,从建库目标地质特征出发,通过聚焦难点、自主创新、攻克技术瓶颈,形成了复杂断块储气库四维动态密封性评价技术,建立了异常高压储气库库容参数预测方法及水侵储气库分区带多因素耦合注采能力预测模型,论证了凝析气藏“提采—协同—储气”建库新模式和优化技术对策。研究结果表明:①通过物理模拟实验揭示了复杂断块储气库盖层疲劳损伤和断层滑移机理,实现了动态密封性指标定量化评价,为复杂断块型储气库库址筛选奠定了基础;②针对超高压裂缝型储气库岩石强应力敏感特性,建立了考虑压缩系数变化和束缚水膨胀的有效库容预测新方法,并形成了考虑周期时变和水侵影响的强水侵储气库不同区带多周期注采能力预测方法,实现了建库参数科学设计;③建立了凝析气藏提高采收率协同储气库建设新模式,明确了“提采—协同—储气”合理转换时机,形成了分阶段建库参数设计方法和井网部署对策。结论认为,形成复杂油气藏型储气库气藏工程关键参数设计系列方法有力支撑了中国石化复杂油气藏型储气库建设和运行,并对同类储气库建设具有指导作用。

气藏型地下储气库天然气损耗量研究进展与建议

天然气损耗量是直接影响地下储气库(以下简称储气库)安全生产和效益运营的关键参数,随着储气库的注采运行,天然气损耗准确评价显得越来越重要。国内对天然气损耗量的评价技术目前仍处于初级阶段,现有评价体系适用性较为受限。为此,在调研国内外关于地下储气库天然气损耗产生原因、天然气损耗量评价方法、天然气损耗监控措施等方面研究的基础上,梳理了储气库天然气损耗量评价和控制方法,并对预防我国储气库天然气损耗方面提出了管理建议。研究结果表明:①天然气损耗产生的原因主要包括储气地质体因素、井筒因素和地面设施因素,其中井筒因素和地面设施因素造成的损耗量低、易监控和计量,储气地质体因素造成的损耗隐蔽、难以直接计量。②定容气藏型储气库损耗计算方法主要有库存核实法和状态方程法,强水驱气藏型储气库主要采用产能变化分析法来估算损耗量。③成熟天然气市场国家的储气库建有完备的监检测系统,在运行过程中会持续跟踪与优化生产情况,定期开展天然气损耗量评价,并利用四维地质力学方法进行仿真模拟与在线预警。结论认为,我国储气库应完善储气地质体-井筒-地面“三位一体”的监检测系统,重视全生命周期动态监测与损耗评价,保障储气库安全高效运行。

鄂尔多斯盆地低渗透岩性气藏型地下储气库地质评价关键技术

鄂尔多斯盆地是我国最大的天然气生产基地和陆上管网枢纽中心,具有优越的地下储气库(以下简称储气库)建库地质资源、地理位置和气源等优势。为解决低渗透强非均质岩性气藏侧向封闭不明确、单井产能低等带来的储气库选址评价难、方案优化设计难等诸多问题,开展了岩溶型碳酸盐岩气藏和辫状河三角洲砂岩气藏侧向封闭性评价、碳酸盐岩储层裂缝表征与三维地质建模、大面积强非均质气藏局部甜点建库模式优化以及储气库注采井网优化设计等研究,并形成了低渗透岩性气藏型储气库地质评价关键技术。研究结果表明:①碳酸盐岩气藏侵蚀沟槽形成地层遮挡、致密层形成岩性遮挡,侧向封闭性良好,砂岩气藏储层内部阻流带发育、压力波及范围有限,设置过渡带可以实现边界的动态封闭;②裂缝是低渗透气藏的主要渗流通道,其精细表征是裂缝型碳酸盐岩气藏优化注采井位部署和储气库快速达容达产的基础;③核心注采区、中间过渡区、外围监测区的“三区带”建库模式,可以有效提升气库运行效率、降低天然气外溢风险;④基于强非均质气藏的储层地质特点优化注采气井井网井型,能够降低施工风险、提高气井产能和库容控制。结论认为,形成的低渗透岩性气藏型储气库地质评价关键技术有效解决了储气库选址和设计等难题,支撑了鄂尔多斯盆地气藏储气库的建设,为同类型低渗透岩性气藏改建储气库提供了有益参考和借鉴。

基于“两部制”背景的地下储气库库容优化

随着“两部制”收费模式的逐步推进,地下储气库运营面临着市场化资源配置、定价形成机制和运营机制等诸多方面的运营难题。其中合理调节地下储气库库容,对地下储气库推进市场化运营具有重要的意义,有利于地下储气库提高收益回收建设成本,实现资产的保值、增值。为此,基于需求不确定的报童模型,建立地下储气库库容新模型,计算了地下储气库对内对外2种业务的最优库容分配。研究结果表明:①地下储气库非市场化运营下内部用户的实际注气量大于市场化下理论最优注气量,在市场化运营时可以通过对内部用户注气量合理规划,获得更多利润;②内部企业最优注气量与工作气量呈现负相关关系,设置合理的工作气量,为对外业务保留合理的剩余注气能力可以为地下储气库增益增值;③地下储气库在定价时要充分考虑用户的承受能力和可操作性,通过库容优化配置和合理市场化定价的匹配组合,实现了更高收益。结论认为,以报童模型为基础构建储气库库容分配模型,得到了需求不确定情境下储气库的最优注气量,为地下储气库优化库容资源配置提供理论依据,有助于推动地下储气库市场化改革的进程,具有较好的理论意义和现实价值。

中国近海规划建设地下储气库的思考

随着国内天然气消费需求量的持续增长和对外依存度的不断攀升,为了保障我国天然气长期安全稳定供应和国民经济持续稳定发展的需要,落实天然气储备能力建设是应对季节调峰等的重要措施势在必行。在总结和分析我国近海建设储气库的必要性和可行性的基础上,结合我国储气能力建设现状,对近海储气库工程的方案及其建设和运营模式进行了思考。研究结果表明:①近海优质油气藏可以弥补陆上库容量的不足,重点研究海况条件及工程方案、建库及运营模式等因素,依靠中国几十年的海上工程技术和管理经验,海上作业是安全可靠的;②近海储气库与码头LNG接收站可协同设计“全海式”和“陆海式”两种建库方案,以及规划近海油气田开发建设与建库相协同的一体化建库思路;③通过“整体规划、分步实施”可降低建库成本;通过优化运营模式,可将大型气藏型储气库作为天然气经营的平台,与油气田生产、LNG进口、陆上管道气互联互通实现“多源协同、联调联供”;④全寿命周期动态管理气藏型储气库的“产注储销”,既可以带动周边边际油气田的开发,又可以提高油气田开发、储气库运营和天然气调峰保供的整体效益。

枯竭油气藏改建地下储气库钻采工艺技术研究

截止到2023年,我国已经建成并投产了22座地下储气库,其中有10座是在枯竭油气藏基础上改建而成的。在枯竭油气藏改建地下储气库钻采工程中会涉及较多工艺技术,如固井、射孔等等,这些技术不但能提升钻采工程的安全质量,对发挥地下储气库效果也有实际意义。本课题在此背景下,探究出钻采工艺技术,分析工艺技术优势和效果,为各部门提供参考。

天然气地下储气库CO_(2)作垫层气研究现状

针对天然气地下储气库垫层气的相关研究,从CO_(2)和CH_(4)的热力学性质对比以及相关混气实验,综述了CO_(2)作垫层气的可行性。从静态因素和动态因素两个方面,详细综述了CO_(2)作垫层气与工作气混合的影响因素,包括储层孔隙度、渗透率、温度、压力、CO_(2)垫层气比例等。论述了“CO_(2)-地层水-岩石”相互作用对储层结构和稳定性的影响。研究可为CO_(2)作天然气地下储气库垫层气的注采动态变化规律分析以及提高储气库天然气采收率提供理论借鉴。