地下储气库库容参数计算

目前,国内外常用油气藏工程方法进行地下储气库库容参数的研究,并采用数值模拟方法对气库参数以及运行指标进行预测。

基于储能效率分析的CAES地下储气库容积分析

地下储气库容积大小是大规模压缩空气储能(compressed air energy storage,CAES)电站规划设计的基础性参数之一。为准确确定与电站装机容量相匹配的定容储气库容积,在地下储气库内压缩空气?的计算方法基础上,推导了地下储气库储能效率计算公式,并提出了基于储气库储能效率、膨胀装置效率和机组发电效率分析的储气库容积确定方法。利用算例验证了算法的正确性与合理性,在此基础之上,定量分析了影响储气库储能效率和容积大小的主要因素。研究结果表明:储能效率均随充放气循环次数的增加逐渐上升,上升趋势在后期趋于平缓。储气库泄漏量对储能效率影响较大,泄漏量越大,储能效率越低。总体上储气库运行压力差和密封层对流换热系数越大,储气库储能效率越高,但运行压力差达到一定数值后,提高运行压力差对储能效率的提高作用有限。储能效率越高、运行压力差越大,所需地下储气库的容积越小。在机组设备能力允许的情况下,应优选运行压力高、运行压力差大的设备运行方案,以减少储气库的建设费用。

基于多轮次注采渗流实验分析的挥发性油藏储气库建库可行性评价

油藏型储气库兼具提高原油采收率及储存天然气两大作用,目前受到了国内外专家的广泛关注。但油藏建库远比气藏建库复杂,国内外针对油藏型储气库渗流特征、相态变化特征、建库可行性等方面的研究较少,严重制约了油藏型储气库的发展。为此,以冀东油田某断块油藏为例,开展多周期注采相渗实验测试、长细管混相压力实验测试,结合油气相态实验与气驱油多周期注采实验,分析明确油藏型储气库建库可行性及建库过程中的渗流规律。研究结果表明:①原油与天然气混相压力为36.2 MPa(高于设计上限压力35 MPa),注采过程中不能发生混相;②注入气溶解能够使原油黏度降低、体积膨胀,经5轮次注采后,天然气抽提能力变弱,原油黏度降低幅度减小,注气改善原油性质的能力略有下降;③经过5轮次油—气和水—气注采后,油和水仍保持较高的渗流能力,但气—油、气—水两相共渗区变窄,渗流能力减弱,气驱油和水效率有一定下降;④相比于水驱,经过5轮次注采后,可提高原油采收率20%,岩心内含气饱和度达到47%。结论认为,多周期注采后能够形成较大库容,且在此基础上能够大幅度提高采收率,该研究成果可为油藏型储气库建设提供技术支持。

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。

文96地下储气库运行实践探讨

文96地下储气库是典型的枯竭气藏型地下储气库,通过对文96地下储气库运行连通性、动态库容、边水变化、单井注采能力等的深入分析,总结了边水气藏改建地下储气库的运行规律和动态特征,文96地下储气库投产后运行实践证实储气库平面连通,注采井注采能力达到设计要求,地面配套注采工艺系统运行效果良好,通过高部位强注、低部位缓注、合理控制生产压差等措施于注采气期间较好地控制了边水运移,达到了排液扩容的目的,库容逐步接近设计的库容量。