“中国西南储气能力”建设的技术基础与发展思考

为保障国家天然气安全平稳供应,2019年国家能源局启动了川渝天然气千亿立方米级“气大庆”的建设项目,将四川盆地天然气储气调峰和战略应急保供能力建设提升至国家战略安全高度。此外,中国石油在“十四五”期间确立了打造“西南储气中心”的战略目标,积极攻关各项地下储气库(以下简称储气库)建库技术难题,已初步形成“西南储气中心”建设格局。为此,在分析四川盆地建设储气库面临的挑战基础上,系统梳理总结了中国石油近17年在四川盆地的发展规划、建设现状、技术进展等方面的成果,并对打造“中国西南储气能力”提出了具体的攻关方向。研究结果表明:(1)四川盆地天然气资源丰富且拥有与全国天然气管网互连互通的完善管网设施,能够为盆地储气库建设提供坚实基础;(2)提出了复杂盆地气藏的“十指标”选址体系,建立了完善的储气库库址优选技术;(3)形成了储气库建库运行七大特色技术,健全了碳酸盐岩气藏建库主体技术系列;(4)构建了国内首个储气库地质体、井、地面完整性管理评价技术体系,保障了储气库安全稳定运行。结论认为,为支撑国家天然气千亿立方米级“气大庆”建设,提出了“中国西南储气能力”建设的概念,其核心是以中国石油初步建成的企业级“西南储气中心”为基础,走出单一油公司储气库建设模式,建立政府主导协调、跨企业的储气库协同共建共享共营机制,全面推动四川盆地整体储气能力建设,保障国家天然气能源安全。

港华金坛盐穴储气库项目

一、工程概况,该项目是国内第一个由城市燃气企业为主体规划、投资、建设和运营管理的天然气大型地下储气设施,与近年国家力推的天然气产供储销政策高度契合,极具规划前瞻性。该项目位于江苏省常州市金坛区,建设内容包括注采站1座、井场3座、储气井3口、超高压管线13.3 km,至今已稳定供应天然气近2亿m^(3)。

基于无量纲化思想的柔性恒压储气装置优化设计

针对柔性恒压储气装置储能特性与材料变形、结构尺度之间的复杂相关性,提出一种无量纲化的结构改进设计方法,以描述储气装置的压力及能量变化规律。从橡胶的本构模型着手,利用有限元仿真思想研究应变能转换机制,分析结构参数与储能特性之间的关系。搭建储气装置充放气试验台,针对不同结构参数及压力工况,进行储气装置的能量变化规律验证。采用仿真及实验相结合的方式,研究尺度变化对能量特性的影响规律。为优化储气装置结构以及应用方面的研究奠定了理论基础。

以气电为支撑的综合能源基地储气与调峰方式

气电是解决风光新能源出力随机性、波动性、间歇性的关键调峰调频电源,也是支撑风光综合能源大基地、电力特高压外送通道建设的主体调节电源。清洁低碳高效的天然气将在新型能源体系中发挥不可替代的调节作用。以气电为支撑的综合能源基地用气特性与传统行业用气特性存在较大差异,综合能源基地用气的“冬夏双峰”季节性波动、逐日不规则波动、日内小时规则波动等特征对储气与调峰的保障要求更高。在分析地下储气库、气田灵活调峰、LNG储罐、地面高压球罐和高压管道等储气调峰方式技术经济性的基础上,结合综合能源基地用气特性探索出多系统层次、多时间尺度的储气与调峰方式,并从政策支持、示范应用及技术攻关角度提出相应建议。

管线钢储气过程热力变化及其对压缩空气储能特性的影响

由于压缩空气储能系统在储气过程中,储气库中压缩空气的压力和温度不断发生变化,会直接影响压缩机的输出功率和实际储气量,以管线钢作为储气库的形式为例,采用数值求解微分方程的方法首先分析了15 m管线钢在绝热工况下压缩空气的温升效应,并采用Fluent进行仿真验证。在考虑管线钢温升以及不同传热工况下,对3 024 m的长距离管线钢进行了储气过程的热力计算,并将储气过程与压缩机做功过程进行耦合计算,获得储气过程中压缩空气的压力和温度,压缩机的输出功率、储气库实际储气量等参数的变化规律。结果表明:当综合传热系数为0 W/(m^(2)·K)、1 W/(m^(2)·K)、5 W/(m^(2)·K)和25 W/(m^(2)·K)时,充气结束时的压缩空气质量平均温度分别为315.39 K、311.65 K、301.52 K和291.35 K,储气量分别为244.64 t、252.60 t、275.77 t和301.35 t。

复杂地质条件储气库“极限动用”理论与实践

针对复杂地质条件储气库,基于20余年的运行实践,结合储气库系列攻关成果,揭示了储气地质体承压动力学机制,发现了“多轮相渗滞后”和“分区差异动用”气水互驱渗流规律,提出了以“储气库储气最多、井注入产出能力最大、空间利用效率最高”为目标的复杂地质条件储气库“极限动用”理论,形成了储气地质体极限承压、井极限产能、储气空间极限调峰能力三位一体的评价方法。实现了储气地质体在上限压力条件下获得最大储气空间(库容)、充分发挥地层-井筒气体流动协调的井极限产能以及满足有限时率不稳定渗流条件的最佳井网密度,获得下限压力条件下的最大调峰能力,达到安全和能力的双重极限效果。新疆呼图壁、西南相国寺、辽河双6等地下储气库的运行实践证明,“极限动用”理论有力推动了中国储气库业务高质量发展。

船舶LNG低压供储气系统燃料泵控制方法研究

本研究针对船舶双燃料发动机燃料低压供储气系统的燃料泵控制,提出一种改进后的PID调节算法的控制算法,满足各工况下双燃料发动机供气压力及流量要求。在样机台架试验过程中,对比经典PID控制方法和该算法控制的燃料泵后端压力等,该方法输液稳定,确保缓冲罐压力平稳,控制精度高,反应时间快,超调量小。

云南省天然气储气设施实现新突破

云南能投集团不断强化能源电力保供能力,助力云南经济社会高质量发展,由其承建的曲靖、玉溪两个应急气源储备中心已经圆满完成建设并具备储气条件,实现云南省天然气储气设施从无到有的突破,两个储气中心在承担中缅天然气管道应急调峰功能的同时,为全省新增储气能力3600万m^(2),有力保障省内天然气稳定供应。

衡阳盐矿区深部地下空间储气地质条件适宜性初评

衡阳盐矿区一带地下深部空间富含盐矿资源,其中湘衡盐矿矿山更是具备中国特大型盐岩矿床,盐岩开采留下的盐腔空间具备用于能源储存及高污染废物的永久处置的潜力。通过对衡阳盐矿区一带的地层、构造、矿层特征、盐矿空间分布、顶底板及盖层工程地质特征的论述,对衡阳盐矿区一带深部盐腔储气的地质条件适宜性进行初步评价,结果表明:研究区一带可分为白露港-金甲岭盐矿段和茶山坳盐矿段,水平分布受构造控制明显,盐矿主要分布在茶山坳段第三岩性带(E_(2)x^(1-3)),中上部以盐岩矿层为主体,夹钙芒硝岩、钙芒硝泥岩、硬石膏岩及泥岩,偶夹紫红色泥岩;评价认为白露港-金甲岭盐矿段较茶山坳盐矿段矿体埋深及保存条件更好,可作为地下储气库建设首选场地。

管道末段储气调峰分析方法

在复杂输气管道稳定过程分析方法的基础上,建立了输气管道储气能力分析方法。该方法可以根据管道起点或终点的压力限制条件和稳态输量,确定管道末段储气调峰的能力和用储气库参与小时调峰的需求,能够系统地分析复杂输气管网工艺过程,确定管道末段储气调峰能力,是一种简便、实用的近似方法。在瞬态分析前,可对管网系统末段储气调峰能力进行预测和判断。经计算比较,提出的方法与SPS系统分析结果吻合很好,可用于预测管道的储气能力。在实际应用中,特别是在管道可行性研究和设计阶段具有重要的价值。

油气藏型储气库技术标准体系研究与构建

随着世界经济的飞速发展和人类对天然气使用需求的日益增加,欧美国家不断加快储气库建设力度。近年来,我国亦在加快推动储气能力建设,储气库建设进入了“黄金发展时期”。本文分析了国内外储气库标准化现状,并对油气藏型储气库标准体系构建的必要性进行了充分论证,结合实际建立了油气藏型储气库技术标准体系,提出了标准化规划方向,高标准助力储气库建设加速驶入“快车道”。

中外地下储气库储气产品对比分析与借鉴

美国、欧盟国家储气库业务发展较成熟,储气库容量规模大,市场化程度高,部分已经实现独立经营管理。从各公司的储气服务来看,均提供了绑定产品和非绑定产品,并在商业运营中基于储气特性制定更为详细的产品,以满足不同用户需要。中国已逐渐开展地下储气库储气产品交易,但是现有储气库注采能力不足,社会参与度不足。基于“不同库容+不同注采速率”的产品逻辑组合,结合不同用户的注采优先级和容量费、注采费等相关费率的调整,中国地下储气库储气产品可考虑设置储气库容量服务产品、存借气服务产品、储气库储备产品、储气库销售天然气产品。为推进储气库建设和储气服务发展,建议加强储气库调峰的战略定位,坚持市场化发展目标,设计多元化的储气产品以满足用户需要,鼓励扩大储气调峰设施开放范围,提高储气服务对于我国天然气产业稳定发展的重要作用。

中石化地下储气库建设成就与发展展望

地下储气库(以下简称储气库)是天然气产供储销产业链中的重要环节之一,较之于国内天然气调峰需求量,我国目前已建成储气库的储气能力明显不足。近年来,中国石油化工集团有限公司(以下简称中石化)持续加大储气库建设及技术攻关力度,已经建成文23、文96以及金坛共计3座储气库,实现了天然气季节调峰及应急供气,形成了具有中石化特色的储气库建设及运行配套技术,2021年中石化将新建成9座储气库,整体进入储气库建设的快车道。为了完善中石化储气调峰体系,系统分析了国内外储气库发展的现状,对中石化已建的储气库进行了详细解剖,并结合国家对储气库建设的要求,对中石化储气库建设的发展前景进行了展望。研究结果表明:①中石化具有丰富的建库资源,主要分布在华北地区和“川气东送”沿线等中东部天然气消费中心附近,具有较好的区位优势,预计储气库库容超过1000×10^(8)m^(3);②根据国家储气调峰需求与中石化天然气发展规划,中石化将打造华北地区和长江经济带两大调峰中心,建成西北、东北地区调峰站,逐步完善储气调峰体系、实现天然气全产业链效益的最大化;③基于中石化调峰设施中远期发展战略,依托油气藏、盐穴、含水层等不同类型储气库建库资源,2035年中石化将建成300×10^(8)m^(3)储气能力。

油气藏型储气库地质体完整性内涵与评价技术

地下储气库(以下简称储气库)全生命周期完整性管理已成为其长期安全有效运行的重要保障,目前我国油气藏型储气库完整性及其评价技术以地面设施和注采井为主,地质完整性评价对象与概念不明确且缺乏系统的评价技术。为此,在总结相关研究成果的基础上,提出了以储气地质体为评价对象的地质体完整性概念,建立了油气藏型储气库地质体完整性评价技术体系,并以新疆呼图壁储气库为实例开展了储气库地质体完整性评价。研究结果表明:①储气库地质体完整性是指在储气库运行过程中,储气地质体各组成部分能够满足运行要求、安全经济地完成季节与应急调峰任务的各项性能指标的完整程度,其内涵是在储气库运行生命周期内,地质体的储层以及盖层、断层和圈闭可以为用户持续稳定提供气量,并保证储气库安全运行,其核心是在储气库运行生命周期内保持天然气存储的可靠性、安全性和经济性的程度;②地质体完整性评价技术体系由圈闭有效性、盖层完整性、断层稳定性、储层稳定性4项评价技术构成;③评价结果显示,呼图壁储气库具有提高上限压力扩大调峰气量的潜力。结论认为,油气藏型储气库地质体完整性评价技术体系的建立,健全了储气库完整性评价技术系列,对油气藏型储气库长期安全有效运行、提高运行上限压力、增强调峰能力等具有指导作用和应用价值。

气藏型地下储气库地质体注采运行风险分级与管控

地下储气库(以下简称储气库)是由储气地质体、储气库井、地面设施组成的储气系统,其中储气地质体是必不可少的重要组成部分。目前气藏型储气地质体在完整性评价方面中研究较多,对风险分析与风险等级划分尚属空白。为此,在分析气藏型储气构造密封性失效的风险的基础上,完善了气藏型储气地质体的概念,然后对储气构造的危害因素进行识别、分析、等级划分。研究结果表明:(1)气藏型储气地质体是由储气构造和监测构造组成的地下三维空间内地层、构造、流体等的集合体;(2)气藏型储气地质体的风险评价技术系列由储气构造密封性失效、储气空间体积减少两项风险分析技术构成;(3)气藏型储气地质体风险等级从低到高可划分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级,分别对应可接受、可容忍、不可接受三类风险。结论认为,气藏型储气地质体风险分析与分级体系的建立,弥补了储气库风险分析缺少地质体的缺陷,为气藏型储气库安全运行管理提供了重要支撑,有力地保障了“天然气银行”的正常运行。

广东阳江LNG调峰储气库项目储罐工程完工逾六成

2023年2月14日下午,随着最后1m3混凝土将储罐拱顶钢结构完全覆盖,标志着广东阳江LNC调峰储气库项目2号储罐拱顶第一层混凝土浇筑完成。至此,项目储罐工程完工67%。

水下储气装置的水动力学特性分析

在复杂的海洋环境中,由于受到海流的影响,水下储气装置会发生疲劳破坏。针对这一问题,采用模型实验与数值模拟相结合的方法对水下储气装置的水动力学特性进行了研究。首先,选取气球状储气装置作为研究对象,依据相似原理设计了储气装置的缩尺模型,并对其进行了水动力学实验;然后,采用大涡模拟(LES)方法对储气装置进行了数值模拟,分析了其流场结构及受力特性;最后,通过对比数值模拟结果与实验结果,对数值模拟结果的可靠性进行了验证。研究结果表明:气球状储气装置的涡结构复杂、旋涡尺度丰富,并且装置后方存在明显的卡门涡街,0.4 m/s流速下平均阻力系数和升力系数分别稳定在0.09和0.04。该结果描述了气球状水下储气装置在复杂海洋环境中的水动力学特性,可以为储气装置的优化设计提供一定的理论依据。

长距离输气管道储气调峰方式的选择

介绍了几种长距离输气管道调峰量的确定方法和储气方式储气量的确定方法 ,对几种储气方式进行了经济比较分析 。

油藏改建地下储气库库容量计算方法

库容量计算是地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的核心研究内容之一,油藏建库由于存在气油水三相渗流和复杂的气—油组分交换相行为,其库容形成机理与气藏建库具有显著差别。为此,基于多轮气驱、相平衡实验和数值模拟等研究,剖析了油藏建库库容形成机理及其影响因素,结合建库不同阶段储层流体分布及运移特征,提出了将建库油藏纵向划分为气驱纯油带、气驱水淹带/油水过渡带和纯水带3个不同区带,进行差异化计算库容量的新思路,并建立了以“有效储气孔隙体积”为核心,综合考虑不同流体区带注气微观驱替效率、宏观波及系数、剩余油二次饱和溶解及其性质变化等多相渗流和相行为的油藏建库库容量多因素预测数学模型和计算方法。研究结果表明:①油藏水驱后气驱改建储气库,微观气驱效率和宏观波及系数是影响油藏建库库容规模的主控因素;②剩余油二次饱和溶解及其体积收缩对库容规模具有一定的影响,原油挥发性越强、建库稳定剩余油越多,剩余油二次饱和溶解和原油性质变化对库容量影响越显著;③冀东油田堡古2挥发性油藏建库次生气顶自由气有效库容量为18.61×10^(8)m^(3),其中气—油组分交换相行为引起的建库稳定剩余油收缩增加库容量为2.81×10^(8)m^(3),贡献率为15.1%,自由气和剩余油二次饱和溶解总库容量为28.60×10^(8)m^(3)。结论认为,该方法在冀东油田堡古2号、南堡1号储气库进行了应用实践,所建立的油藏库容计算模型具有良好的应用效果,但由于油藏建库机理较气藏更为复杂,目前水淹区和纯油区的宏观波及系数和微观驱替效率以室内试验、数值模拟计算为主,高强度注采引发的气窜、气油水互锁等对库容的形成将产生较大影响,建库运行过程中需加强动态监测,实时修正数值模型,并建立合理的注气和排液技术界限,合理控制油气界面稳定扩展,提升达容达产效率。

基于云平台的智能化储气系统设计

以地下储气库安全、智能化地注入与天然气智能化采集为目标,设计基于云平台的智能化储气系统。系统的基础设施层在地下储气库注采井中设置天然气传感模块。通过天然气传感模块采集注采井内的天然气浓度、流量、液压等数据。所采集的天然气数据传送至井口安全控制模块。井口安全控制模块利用技术层的比例积分微分(PID)神经网络的智能控制算法,控制地下储气库注采井井口安全阀关断,保障地下储气库的安全生产。智能化储气全过程在系统的业务层完成。业务层结合引擎模块、开发工具模块、支撑模块、管理模块共同合作为云平台用户提供服务。系统通过虚拟机迁移控制方法降低云平台的资源消耗,以提升云平台运算效率。系统测试结果表明,所设计的系统可以智能化地控制地下储气库注采井井口安全阀,保障天然气的良好注入与采集。