老湾—磨盘潜高的池22、池35、池37、池38、池47、池61井在T 1j 22—T 1j 12层均有显示,电测解释
均为气层或产层。其中池47井试油已获工业气流。
高峰场构造峰1、峰4、峰5、峰6、峰7、峰11井都在嘉一层发生不同程度的气浸、井涌显示,峰6、峰7、峰9、峰13井T 1j 22层有一定的储层发育,厚度一
般6～16m ,以鲕状灰岩为主。因此,该构造具有较
大的勘探潜力。
31双家坝区块
该区块勘探主攻目的层为飞仙关组。已钻过飞仙关组的探井和开发井共13口,其中12口井都存在飞仙关组储层,电测解释结果有产层、可能含气层、含气层、气层四种。储层的孔隙度较低,仅有5口井中有孔隙度达到5%以上的储层段。但储层连片分布,厚度较大,即使孔隙低也可获得气井。如七里8井测试井段3871.5～3878.2m ,声波孔隙度仅2%～5%,获气1.43×104m 3/d 。
该区块内在飞仙关组试油井仅2口井,有必要
对该区块飞仙关组作进一步的勘探。
结 论
(1)川东腹区在当前开发上产任务紧迫、而天然
气储量资源准备不够充分的情况下,“十五”以后要继续保持高产稳产态势,当务之急是在已开发区块内实施滚动勘探开发战略,寻找石炭系气藏储量、产能接替目标。
(2)川东腹区实施滚动勘探的主攻目的层系是资源潜力较大的T 1j 22和T 1f 3等两大重要产气层系。
(3)在川东腹区二叠系、三叠系实施滚动勘探开
发具有许多十分有利的条件。在二叠系、三叠系滚
动勘探的技术方法上,首先要深入开展地质基础研究,充分利用旧井上试回采。若缺乏旧井上试,则应优选勘探井位目标,实施滚动勘探钻井工作。
(4)川东腹区近期滚动勘探工作优选目标区块是铁山区块、大池干井区块和双家坝区块。
(收稿日期 2002-11-18 编辑 钟水清)
作者简介:王起京,1963年生,高级工程师;1984年毕业于大庆石油学院开发系油田开发专业;长期从事气田开发研究工作,曾获省部级科技成果二等奖2次、三等奖1次,现从事地下储气库建设和管理工作。地址:(100000)北京市朝阳区亚运村汇源公寓J 座11门503室。电话:(010)84975042。
大张坨地下储气库地质动态及运行效果分析
王起京 张余 刘旭
(北京天然气集输公司)
王起京等.大张坨地下储气库地质动态及运行效果分析.天然气工业,2003;23(2):89～92
摘 要 大张坨储气库地处我国天津市大港区南5公里的独流碱河的滞洪区内,构造位置处于大港油田板桥油气田构造带的西部,是一个在正进行循环注气开发的凝析气藏———大港油田板桥油气田B52气藏———的基础上改建而成的地下储气库,目的层为沙河街组沙一下段板二油组的砂岩储层。该气藏1994年投入循环注气开发,
2000年改建为我国第一个天然气地下储气库,并于2000年12月投入冬季调峰生产,已完成了二个冬季调峰采气、
一个注气周期的生产,目前正进行注气生产。通过对大张坨储气库运行资料的分析,系统总结了有水气藏改建储气库的生产运行特点和动态规律,对我国其他储气库的建设和运行管理有指导作用。
主题词 大张坨气田 沙河街组 地下储气库 体积 运行 天然气 供应量 调整
大张坨储气库其构造为一鼻状构造,东南侧为断距达200～770m 、平面延伸超过15km 、对油气分布起控制作用的大张坨断层,构造的上倾方向为断层和岩性尖灭,构造的低部位为水域,并通过该水域
与板桥构造中部的其他气藏相连。构造埋深-2565m ,溢出点深度-2800m ,圈闭面积12?
98?第23卷第2期 天 然 气 工 业 工程建设
km 2。盖层为三叠系沙河街组一段中、上部以暗色泥
岩为主、厚度为500～800m 的砂泥岩组合,其中厚
度为430m 的暗色泥岩直接覆盖在储集层上部,是理想的盖层,气藏在平面及纵向上具有良好的封闭性。储层为板二1油组的1～4层,岩性为岩屑长石粉砂岩和细纱岩,储层的孔隙度为10.2%～29.3%,一般在20%～25%,渗透率为100×10-3～300×
10-3μm 2,气井的有效渗透率最高达180×10-3μm 2,为中孔、中高渗储层。气藏属常规的温度压力系统,原始地层压力29.77MPa ,压力系数为1.12,地层温度105℃。气藏的原始气液界面为-2675m ,含气高度为110m ,含气面积6.16km 2。气藏内原始天然气为富含凝析油的凝析气,凝析油含量高达630g/m 3,天然气相对密度为0.6035～0.7659,凝析油相对密度为0.732～0.764。地层水为NaHCO 3型,总矿化度为7084mg/m 3。气藏含气面积内的有效厚度为4.612.4m ,平均为7.67m ,计算的天然气地质储量为14.87
×108m 3、凝析油为122.45×104t ,用压降法核实气藏的原始天然气地质储量为13.86×108m 3。
气藏开采及气库运行状况
该气藏于1974年的B52井钻探时发现,1994年前气藏一直未投入开发。但因该气藏通过低部位的水体与板中的北高点和南高点气藏相连通,受上述
二个油气藏开发的影响,该气藏于1994年投入开发时,地层压力已由29.77MPa 下降到了25.06MPa ,
地层压力的下降幅度达4.17MPa 。1994年6月B52井投入试采,1995年1月开始按照“二注二采”井网进行循环注气开发,到1999年底累计生产凝析油25.34×104t ,净采出天然气1.33×108m 3,地层压力下降到了20.24MPa ,凝析油的采出程度达21%,天然气的采出程度为8.68%。
2000年改建为天然气地下储气库,新部署注采井12口,利用老井4口,形成16口井的注采井网。2000年11月采气系统建成,并于同年12月14日开
始进行第一阶段的调峰,至2001年3月15日调峰结束,阶段采出天然气0.98×108m 3,气藏的地层压力由20.24MPa 下降到17.58MPa 。2001年3月26日开始采用二台老压缩机给TZ1、TZ2井注气,单井日注气量13×104～15×104m 3,新压缩机组于2001年6月相继投入注气生产,投入注气井12口,到2001年11月15日,大张坨储气库在本注气周期共计注气4.36×108m 3,地层压力上升幅度达12.92MPa 。2001年11月16日开始第二个阶段的调峰生
产,共开井9口,2002年2月12日调峰结束,本采气期阶段累计生产天然气1.46×108m 3,储气库的阶段压降幅度为5.15MPa 。
地质动态及运行效果分析
1.储层的平面连通性
(1)含气范围内储层平面连通性好,有利于储气库的注采及凝析油采收率的提高
大张坨储气库为层状地层,储集层在平面上具有较好的延展性和连通性,并在动态资料得到了较好的反映:2000年10月试油时,K3、K4、K6、K9井采用电子压力计实测的地层压力为19.72～20.29MPa ;在储气库平面产出差异较大的情况下,2001年2月K4、K10、K7、K8、K11井的实测地层压力接近,未投产的B52井和投产时间较短的气井,其井口压力与其他井呈同步下降趋势。储气库的平面连通性好,对储气库的注气和调峰供气、提高凝析油的驱替效率、改善储气库的储集性等,都是极为有利的。
(2)储层在平面上具有大范围的连通,与水域及相邻气藏属同一动压力系统
该气藏在未投产的情况下,受板中北、板中南高点气藏生产的影响,气藏的地层压力呈逐渐下降的趋势,至1994年气藏投入循环注气开发时,受上述影响,气藏的地层压力下降幅度达4.17MPa ;处于
构造低部位的B848、
B896井,在2001年注气后进行了动态监测,其地层压力受储气库注采的影响呈周期性变化(见图1),由此分析,
大张坨储气库与其相图1 B848、896井地层压力变化曲线
邻的板中南、北高点,B848—1气藏等,属于同一水动力系统,储气库与气藏之间存在相互影响。
2.注采井的产能普遍较高,对发挥储气库的调峰作用极为有利
?
09?工程建设 天 然 气 工 业 2003年3月
大张坨储气库的储层物性较好,探井试气和生产时的单井产能较高,试油及生产时的产量在10×104～22×104m3/d。注采井在钻井和完井过程中,采取了一系列的储层保护措施(如采用优质钻井液、单封技术、二级固井技术、试油及射孔联座、大负压差射孔等等),见到了良好的效果,经测井评价及部分注采井的不稳定试井资料分析,证实储层污染得到了有效控制(K3、K4、K6、K9、K11等5口井储层的机械表皮系数均接近于零,K4井两次测试其机械表皮系数均小于零,K11井的表皮系数只有0.31, K3、K9两口物性较差的气井的视表皮系数分别只有-3.73和1.3),使得注采井的产能得到进一步发挥和提高,9口新完钻的主力注采井试油时12.7mm 气嘴单井产量在25×104～30×104m3/d,其中K4井、K11井的生产压差仅0.323、0.58MPa,计算气井的无阻流量达140×104m3/d左右。
在第一调峰阶段,高峰期的单井产量达到了34.6×104m3/d,第二调峰阶段的单井产量一般在45×104～70×104m3/d,高峰期的单井产量平均达65×104m3/d以上,调峰生产过程中均未发现气井出砂现象。经二个冬季的调峰生产,初步认为,储气库的单井生产能力和总体调峰能力达到了设计要求。但在生产中距气水边界较近的K11、TZ1井已有地层水产出。
大张坨气藏为高含凝析油的凝析气,通过注气,储气库尤其是注气井井筒附近的流体性质发生了较大的变化,这将有利于注采井产能的改善和提高。K11井于2001年2月(注气前)和2002年2月(注气后)分别进行了改进的等时试井,在同一压力条件下(23.5MPa),第一次测试计算的无阻流量为180×104m3/d,第二次测试计算的无阻流量则提高到360.9×104m3/d。产能提高的主要原因是注气后,气井周围的流体由原来的凝析气转变为干气,流体的黏度减小,天然气黏滞阻力和紊流效益减小。
3.库容分析
图2为大张坨储气库从1994年开发以来到2001年3月的气藏压降曲线,该曲线的横坐标为累计净采出井流物量,纵坐标为气藏的视地层压力。大张坨储气库的压降曲线呈较好的直线关系,表明虽然气藏的低部位存在水体,但水体在气藏开发及储气库运行阶段所表现出的能量有限,利用该压降曲线计算和设计的储气库库容是有理论和实践依据的。
2001年度,阶段注入天然气4.36×108m3,
阶段
图2 大张坨储气库的库容分析曲线
压力曾升高达12.92MPa,经分析该测压点正处于压降曲线上。2001年冬季调峰生产天然气1.46×108m3,地层压力下降到25.5MPa。经对比发现,在该生产阶段,地层压力的下降速度增大,在压降曲线上发生偏离,弹性产率减小。经分析造成压力下降快的主要原因是:在整个生产期间,气区的地层压力一直高于水域及与之相连的其他气藏的压力,在压力差的作用下,储气库的气水边界一直向外侧缓慢推移,储气库的储集空间逐渐增大,从而加快了储气库在生产阶段地层压力下降的速度。
从K11井前后二次不稳定试井资料的处理结果也发现,随着注气储气库的压力升高,气藏的气水边界在逐渐的向外部水体方向推移:K11井2001年2月份测试确定的气水边界距离为262m,2002年1月17日测试资料处理后计算新的气水边界距井的距离为285m,气水边界向外推移了23m。气水边界的推移在生产动态资料上也有所反映:K11井2001年2月取两只水样,总矿化度分别为6818、6669mg/L,为碳酸氢钠水型,与水域的B51井水样的分析化验结果接近;2002年1月24日再次取水样分析,矿化度下降到了1250mg/L。
此外,从大张坨储气库2002年2月调峰结束到同年5月10日恢复注气期间的测压结果也证实,注采井和水域观察井的地层压力均有不同幅度的下降(B848由2002年2月19日的24.93MPa下降到24.29MPa,下降幅度0.64MPa,B896井由24.522 MPa下降到24.19MPa。),均为气水边界向外推移引起压力扩散所造成的。
初步预测,大张坨储气库2002年注气可使地层压力恢复到储气库运行压力上限的29MPa,库容将比2001年增加2000×104～4000×104m3,再过1～2个注采周期,库容将逐渐接近和达到设计指标。
4.关于凝析油的分析
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第23卷第2期 天 然 气 工 业 工程建设
大张坨储气库的原始天然气为高含凝析油的凝
析气,凝析油含量在原始条件下高达630g/m 3,在循环注气开发阶段采出凝析油25.34×104t ,累计气油比达4300m 3/t ;第一调峰阶段生产天然气0.978×108m 3,阶段生产气油比为4900m 3/t ,凝析油的含量较高。大张坨储气库在2001年全面进入注气阶段后,为了在短期内提高储气库的地层压力,为储气库调峰生产准备充足的气源条件,采取的是对所有的注采井进行注气,各井的吸收量由各井的吸气能力自行分配。注入的干气将凝析气驱替到气藏的边部和井与井之间的部位。因此,在调峰生产阶段,气井在生产时产出气主要为干气。本阶段生产天然气为1.46×108m 3,仅产出少量凝析油,平均气油比为7.5×104m 3/m 3,大多数井的气油比高达10×104m 3/m 3以上(上述结果与数值模拟预测结果基本一致)。可见,采用笼统注气方式,不利于凝析油的生产和库容的提高。
结 论
(1)试油、试井及调峰生产的实践证明,大张坨储气库的注采井生产能力较高,在目前的注采井网
条件下达到了储气库设计的产量要求,注采井在钻
井和完井施工过程中所采取的储层保护措施,取得
了良好的效果。
(2)储层在平面上具有较好的连通性,这对于提高凝析气的驱替效率和提高凝析油采收率以及腾空库容极为有利。
(3)大张坨储气库在注气时最合理的注采气井网是中低部位注气和中高部位采气,采用合理的注气井网,不仅能够提高凝析油的开采效率,同时能够降低边水的影响。
(4)大张坨储气库的气区与水域连通性好,储气库周边水域和气藏地层压力较低的情况下,气水边界缓慢向外部推移,储气库的库容量缓慢增大,逐渐接近库容设计值。此外,较低的水域压力,大大减少了边部注采井产水的可能性,有利于气井的生产管理。
(5)大张坨储气库是我国第一个工业性的大型储气库,在今后的运行过程中要加强对气藏的动态监测,时刻注视储气库的动态变化,不断摸索其运行特点,以最大程度地发挥储气库的功能,并为我国储气库的运行管理提供可借鉴的经验。
(收稿日期 2002-08-13 编辑
居维清)西南油气田喜获9项重大发现
2002年,中国石油西南油气田分公司在老气田部署一批新井,喜获9项重大发现,新获井口产能164×104m 3/d ,占当年新获井口产能的44%。
黄草峡气田位于四川盆地东部,1980年1月草1井开钻,10年间陆续钻井18口,获气井11口,产气总量约40×104m 3/d 。到2001年年底只有4口井产气,产气总量不足10×104m 3/d 。西南油气田分公司组织技术人员综合分析了黄草峡气田的地震资料、钻井录井资料和气田生产动态资料,利用数值模拟等新技术再次测算气田各储气层的储量,确定了新的钻探目的层,并在两个旧井场上新钻了草30井和草31井,测试产量分别为54.61×104m 3/d 和38.2×104m 3/d ,无阻流量分别为197×
104m 3/d 和182.42×104m 3/d 。
2002年,中国石油西南油气田分公司在老气田上新钻井、加深井18口,获工业气井14口。除在黄草峡气田外,另有8个
老气田新发现了重要储气层。南气田池57井最终获得测试产量67.71×104m 3/d ,无阻流量150.26×104m 3/d ;沙坪场气田天东85井获气12×104m 3/d ,天东84井等3口井见到良好孔隙性储气层;龙会2井也取得突破,获得无阻流量226×104m 3/d 的高产气流,投产后在日产30×104m 3和50×104m 3情况下均能稳定生产;麻柳场气田麻5井等4口井均获工业气流,4口井的测试产量之和为45×104m 3/d ;宜宾构造也取得重要进展,宜4井等3口井获工业气流,3口井的测试总产量为39×104m 3/d ;金华构造金17井通过加深修井后气产量达到230.3×104m 3/d ;临18井采用新工艺、新技术改造储层渗透性,获气5.0×
104m 3/d ;同福场构造同福5井等3口井完钻后也展现了良好的开发前景。
陈敏 摘自《中国石油报》
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29?工程建设 天 然 气 工 业 2003年3月
culated and the optimal exploration program is determined.The results from the method coincide with the results from other e2 valuation methods,and accord with the real situation.S o,it is verified that the method is effective.Besides,the urstoff evalua2 tion methods of fuzzy data entropy can also be used for ranking and classifying of other engineering.
SUB JECT HEADING S:Fuzzy mathematics,Data,G as fields,Development program,Evaluation
Yong Q idong(assistant prof essor,Doctor)was born in 1964,is a whole2life researcher of China Management Science Research Institute and a member of U.S MCDM. Add:Dap2 ing,Chongqing(400016),China Tel:(023)68573750
POTENTIAL OF REAL IZING THE RESOURCE REPLACEMENT FOR PERMIAN AN D TRIASSIC IN EAST SICHUAN HINTER LAN D AN D ITS FEA2 SIBI L IT Y RESEARCH
Feng Wankui,Shao Y ong and Jia Changqing (Chongqing G as Field of Southwest Oil and G as Field Branch,PCL).N A TU R.GA S IN D.v.23,no.2,pp. 87～89,3/25/2003.(ISSN100020976;In Chinese)
ABSTRACT:Chongqing2East Sichuan region is the princi2 pal reserve2production area of natural gas in Sichuan Basin, Which has a decisive influence on Sichuan2to2east natural gas transmission project.Because the exploration difficulty in2 creased,the reserve accreting velocity was obviously slowed down and there was a rapid drop in the reserve2production ra2 tio.If there is no new discovery,a long2term high2stable produc2 tion can’t be maintained.In consideration of the structure and present situation of the gas reserves and resources in this region, through analyzing the potential of the rolling exploration and development carried out for Permian and Triassic,it is pointed out in ths paper that such a rolling exploration and development is a job of small investments and quick returns,which should be the trend of the chongqing G as Field in the near future.Finally, relevant technical measures and a tentative idea of short2term work are put forward and the short2term work targets are opti2 mized in the paper also.
SUB JECT HEADING S:Natural gas,Rolling exploration and development,East Sichuan,Hinterland,Permian,Triassic
Feng W ankui(senior engineer),born in1948,is now a deputy director of the Chongqing G as Field,the S outhwest Oil and G as Field Branch,PCL. Add:Daqing Village,Dashiba, Jiangbei District,Chongqing(400021),China Tel:(023) 67311340
GEOLOGICAL PERFORMANCE OF DAZHANG2 TU O UN DERGR OUN D G AS ST ORAGE AN D ITS OPERATION EFFICIENCY ANALYSIS
Wang Qijing,Zhang Yu and Liu Xu(Beijing G as G athering and Transferring Co.Ltd).N A TU R.GA S IN D.v.23,no.2,pp.89～92,3/25/2003. (ISSN100020976;In Chinese)
ABSTRACT:Dazhangtuo underground gas storage is locat2 ed in the stagnantly flooded area of the Duliujianhe River five kilometers south of the Dagang District,Tianjin.Storage struc2 ture is situated in the western part of the Banqiao field structural belt of Dagang Oil Field and the underground gas storage was set up through reforming on the basis of the B52gas reservoir in Banqiao field of Dagang Oil Field.This reservoir is a condensate gas reservoir in which a recycle gas injection development is car2 rying out,its objective formation being the sandstone reservoir of Ban-2oil2bearing layers belonging to the lower interval of the first member of Shahejie Formation.The recycle gas injection development was adopted in1994for this gas reservoir which was reconstructed as the first underground gas storage in China in2000and put into winter peak shaving production in Decem2 ber2000.Up to now,two winter peak shaving gas production and one gas injection cycle production have been finished and the2002gas injection production year is carrying out at pre2 sent.Through analyzing the operation data on Dazhangtuo un2 derground gas storage,the production2operation characteristics and performance rules of the gas storage reconstructed from a water2carrying gas reservoir are summarized in the paper,which is of a guiding role in the construction,operation and manage2 ment of the other gas storages in China.
SUB JECT HEADING S:Dazhangtuo gas field,Shahejie Formation,Underground gas storage,Volume,Operation,Natu2 ral gas,Supply quantity,Adjustment
W ang Q ijing,born in1963,is a senior engineer. Add: Room503,Door11,Building J,Huiyuan Apartment House, Y ayun Village,Chaoyang District,Beijing(100000),China Tel:(010)84975042
COMPL ETION TECHN OLOG Y OF D RI LL ING G AS ST ORAGE IN JECTION2PR OD UCTION WE LLS ON A DEPL ETE D G AS FIE LD
Zhao Chunlin,Wen Qinghe,Song Guihua and Chai Xijun(Research Institute of Drilling and Pro2 duction Technology,Dagang Oil Field).N A TU R. GA S IN D.v.23,no.2,pp.93～95,3/25/2003. (ISSN100020976;In Chinese)
ABSTRACT:Dazhangtuo gas storage is the first large2sized underground gas storage in China and it was put into production in December2000.Its being established has made a contribution to improving the gas2supply conditions and bringing the atmo2 spheric environment under control for Beijing.Ban876under2 ground gas storage is an extension project of Dazhangtuo gas storage and it is located in Ban2Ⅱ1depleted condensate reservoir with extra2low formation pressure.The burial depths of the
01
N A TU RA L GA S IN DUS T R Y/Mar.,2003
近年来，随着我国经济的快速发展，对天然气的需求量也持续增长，国内输气管道建设规模不断扩大，遍及全国的天然气管道网络基本形成，相应的天然气网络的供气安全也面临着极大挑战。 2009年末，受特殊天气影响，全国多个地区出现“气荒”，中石油等上游供气企业制定了一些应急规划，各下游燃气企业也着手准备小型液化天然气(LNG)储备站等储备调峰措施。中国石油天然气股份公司规划在2020年前建成有效工作气量达450×108m3的地下储气库，其中2011年～2015年，要先期在六个油田（大港油田、华北油田、辽河油田、西南油气田、新疆油田、长庆油田）建设10座总工作气量达240×108m3的地下储气库。根据目前初步完成的构造筛选工作，第一批地下储气库库容指标预测如表。 表中石油规划第一批地下储气库汇总表
根据股份公司勘探与生产分公司审查，唐家河地下储气库不具备建库条件，大港油田板南地区共有三个断块符合建库条件，分别是：板G1断块、白6断块和白8断块，有效工作气量合计×108m3。 本报告主要对板南地下储气库地面工程建设的可行性进行研究。 2、我国已建地下储气库建设现状 地下储气库是输气管道建设不可缺少的重要组成部分，1999年大港油区大张坨地下储气库的建设，正式揭开了我国大型城市调峰型地下储气库建设的序幕，随后几年，股份公司相继将大港油区的板876气藏、板中北高点气藏、板中南高点气藏和板808、828油气藏改建成与陕京线、陕京二线配套的地下储气库，并将华北油田的京58气藏、永22气藏改建成与陕京二线配套的地下储气库，将金坛盐穴改建成与西气东输管道配套的地下储气库，且计划将江苏刘庄气藏改建成与西气东输配套的地下储气库，同时对金坛储气库进行扩建，建设金坛二期工程。已建及在建地下储气库概况如表和表。 表我国已建地下储气库汇总表
万方数据
第９卷第１期郭彬等．国外盐穴地下天然气储气库建库技术发展２００２年１月 可以采用正向循环，也可以采用反向循环，洞穴的淋洗过程见图２。这２种方法都可以使盐穴得到稳定的形态。法国索非公司的建库经验证明，通过对２种方法进行对比发现，反向淋洗的采盐率比正向淋洗的采盐率高得多。 图２洞穴淋洗过程示意图 大部分情况下，盐层中含有一定的硬石膏和页岩夹层。在溶矿期间，不坚实的岩层会掉到盐穴的底部，堆成碎石堆，结果使储气空间减少。在有些情况下，碎石所占的体积为整个盐穴开采体积的３０％～４０％。 为了控制并保证气库顶上方的淋洗质量，不破坏气库的完整性，以及其承压能力不受到损害，通常采用比水轻的碳氢物质（如丙烷、丁烷、柴油）作为表面材料喷涂在盐穴顶表面。这些材料通常是防腐的水不溶物，它们附着在盐的表面，可以防止盐穴淋洗时，上部盐被溶解下来。实践证明，应用效果较好。 ３深度、几何形状及大小 由于盐丘与盐层的性质各异，在盐丘及盐层上，造穴的具体设计也不同。对于盐丘来说，在造穴深度上有很大的弹性，盐穴深度可达到１８２８．８ｍ（６０００ｆｔ）以下；但对盐层来说，１８２８．８ｍ就是造穴深度的最大极限值。美国Ｐ睁ＫＢＢ公司经计算并研究认为，当盐穴的深度达到１０６６．８～１５２４．０ｍ（３５００～５０００ｆｔ）时，在钻井、淋洗盐穴、气体压缩及气库运行等方面所花的费用都是最经济的。 初始的溶腔形状是圆柱形，经改造后，可以形成圆形。改造的原因是，圆形经岩石力学理论证明，最稳定。 对于盐层储气库来讲，尽管球形是一个理想 的形状，但由于有些盐层给出了限定的厚度，并希望建得尽可能大，以减少工程费用。因此，实际的工作中，盐穴的溶腔形状就会被建成为扁椭圆形。确切的溶腔几何形状由声纳扫描仪进行检测（见图３）。 图３声纳测试示意圈 在美国，储气库溶腔的大小是以最低可容纳的工作气体积来设计。一般来说，设计的最小溶腔一般可容纳８４．９５１～１６９。９０２ｄａｍ３的工作气，单个大气穴可建在盐丘上，而盐层则不同，它可以建若干个小气穴，以满足储气量的要求。 ４密封性 在向盐穴注入天然气期间，水蒸气的含量和水的露点温度会有所增加，这是因为要从剩余的盐中吸收水蒸气的结果。因此，将气库中的气体送到分支管线之前需要配备相应的地面设施和动力，对气体进行干燥。 西德建盐穴储气库的密封经验是在盐穴的表面安置一个密封夹层，使其具有对水蒸气的渗透尽可能低的特性，以防止或减缓气体中水蒸气含量的增加［３］，这个密封层对防止产生气体水化层及管线腐蚀也有一定的作用。 气穴建好后，还需要对其进行密封性试验［４］。通常，外部水压实验可以用于气库结合面的密封性实验。但这还不够，因为水在结合面处不漏并不等于从里到外都不漏。对于盐穴气库而言，最后水泥套管及生产管柱从内至外的密封性试验非常严格。由于这个原因，在对套管及生产管柱进行密封性试验时，都采用市场上可提供的ＨＯＬＤ 系统——氦气漏失探测仪（见图４）。 万方数据
储气库注气分离器及过滤器检修 危险作业方案 编制：高小云 审核：管汉平 编制单位：储气库维修中心 编制日期：2007年1月11日
储气库注气分离器和过滤器危险作业方案 一、施工目的、内容及时间 1、施工目的 储气库分公司所属各库的注气分离器和过滤器以及燃气过滤器需在注气前需进行检修，此项工作由储气库维修中心负责。 为保证本次检修作业的正常进行和安全，特编写本作业方案。 2、施工内容 1）关闭分离支路进口阀、进口旁通阀、出口阀并锁定，检查其是否存在内漏，如有内漏应进行处理。 2）分别打开旋风分离器和过滤分离器的排污阀进行排污，排污结束后，关闭排污阀，开过滤器放空阀泄压为零，关闭放空阀。 3）缓慢打开旋风分离器补水阀，从注水口处及过滤器上部放空阀分别注入适量清水保证内部粉尘充分湿润，避免干燥的硫化亚铁粉末与空气中氧接触发生自燃，关闭放空阀。 4）用氮气置换旋风分离器和过滤分离器内的天然气。 5）旋风分离器清理： a.氮气置换合格后，缓慢打开旋风分离器人孔盖，开始清理旋风分离器。 b.缓慢打开旋风分离器底部法兰盲板，在底部法兰开口处放置一盛水的容器接收 清理出的粉尘。 c.使用非金属或铜制工具由人孔和底部法兰处彻底清理分离器内积存的粉尘，清 理出的粉尘应排入盛水的容器中。 d.清理完毕，经检查符合要求后安装人孔盖和底部盲板。 6）过滤分离器清理： a.氮气置换合格后开始清理过滤分离器。 b.缓慢打开过滤分离器快开盲板，如发现仍存有干燥粉尘应立即用清水湿润。 c.拆除旧滤芯，检查过滤分离器内部组件，清理分离器内部污物并用清洁的抹布 擦拭干净。 d.安装新滤芯，检查、清洁快开盲板密封面和O型圈，O型圈如损坏应更换，在快 开盲板密封面涂上黄油，缓慢关闭快开盲板。
地下储气库的建设与发展 发表时间：2019-01-17T14:35:40.557Z 来源：《防护工程》2018年第31期作者：贾新辉郭志明何长宏张英东 [导读] 这不仅对于天然气公司的品牌信誉产生影响，同时造成生活生产中不便利，与国外发达国家存在不小的差距。 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司储气库管理处陕西西安 710000 摘要：地下储气库在进行调控峰值以及稳定提供天然气上是十分重要的。中国天然气地下储气库由于发展尚未成熟，但是国家对于天然气使用的普及，基本上多数居民都能用上天然气，这种供给与需求的不对等，造成地下储气库调控峰值能力无法满足其需求。这篇论文是根据实际工作经验，站在较为宏观角度上，对目前中国天然气建设技术现状进行分析，然后根据经验对于地下储气库未来需求提出相关建议，帮助地下储气库建设与发展提供想法。 关键词：地下储气库；建设技术；发展；建议 引言 地下储气库建设是根据不同的储气库特性，将天然气进行压缩储存的技术方式，并且在各种天然气使用高峰期将其取出，满足高峰时期居民的使用要求，所以在进行储存、调控峰值的过程中各个技术使用操作都十分重要。现在天然气储气库建设已经发展一段时间，但是由于发展进度赶不上时代改变，所以在需要调控峰值的阶段，地下储气库无法完全发挥其作用，这不仅对于天然气公司的品牌信誉产生影响，同时造成生活生产中不便利，与国外发达国家存在不小的差距。 1地下储气库建设技术的当前现状进展 1.1枯竭油气藏建设地下储气库技术 枯竭油气藏是当前最为适合建设地下储气库的技术方式，在中国也是建设地下储气库的首要之选，目前由于气田的开采不断进行，已经出现枯竭油气田的开发基本经历了产量升高、产量稳定、产量减少的几个阶段，现在气田地层压力已经下降至废弃压力的附近区域。对于这几个开采阶段研究，建设枯竭油气藏地下储气库是可靠有效的。但是当前中国对这项技术开始发展，但是研究使用较为不成熟，在枯竭油气藏地下储气库运营、使用、监控等方面技术工艺还处于初级阶段，系统零散，体系混乱。但是经过国内研究，在以下几点已经有了研究成果：第一，对枯竭油气藏地下储气库调控峰值方式进行相应的改善优化，提出京津冀地区高峰值时间调控峰值的可行性方案；第二，对于一些特殊地区输气管道腐蚀问题进行阐述探讨，研制出合理的修复气井的工艺流程；第三，对于地下储气库的管理维护系统的问题进行分析，总结有效的运行管理技术经验，形成切实可行的科学技术。通过对于以上枯竭油气藏建设地下储气库技术研究，已经解决较为核心的问题，但是其技术发展还有较远的路要走。 1.2盐穴储气库技术研究及应用现状 这些年以来，由于盐穴地下储气库可以弥补金属储气罐的各种不足，所以这两年来得到较大的关注与研究，国内外由于应用需求，对盐穴地下储气库的各个方面进行分析研究：水溶开采技术、腔体建造工艺、稳定性检测、密封性提升等。同时对于盐穴地下储气库，中国对此研究深入，形成自己特色的技术工艺。中国对于盐穴地下储气库的建设经历了技术探究、技术应用与改善、成熟与完善阶段，目前中国对于盐穴地下储气库建设已经拥有多项特色专利技术，完成老腔的改善扩建、腔体密闭性检测、光纤检测油水临界面等，同时为了能够提高盐穴地下储气库高效运营，研究出相关的体系技术方法。但是中国盐穴地下储气库，仍然还存在腔体建造速度缓慢、腔体形态不适合、改造困难、适宜建造地下储气库地址较少的问题。 2对于中国地下储气库建设技术需求研究及建议 通过上述对于中国建设地下储气技术研究，并且针对不同特征的储气库其技术发展水平也是不太一致，中国目前枯竭油气藏地下储气库建设技术因为起步较晚，基本发展时间较长，已经进入初级发展阶段，较国外先进技术水平有较大差距，但是盐穴地下储气库建设技术能够有自己特色技术，发展较为顺利，但是属于新兴技术，有其薄弱环节亟待解决，为了面对今后的挑战，需要摸清未来的需要，尽快进行研究开发，帮助中国地下储气库更上一个台阶。 2.1优化枯竭油气藏地下储气库 目前枯竭油气藏地下储气库建设技术在国内使用较为广泛，并且在各个专家学者的研究下，其相关技术也有较好的发展，但是目前为止还是处于初级阶段，系统问题层出不穷，这就需要各个公司能够根据我国东西部地质环境条件，对于需要改扩建的枯竭油气藏地下储气库建设技术进行研究优化，根据本单位的执行方案，提出以下建议：第一，积极研究国外先进的技术经验与管理理念，优化运营，改善生产技术，加快发展进程；第二，对于枯竭油气藏地下储气库各个方面的地质勘查、方案设计、工作原理、建库手段、采气井网布置进行研究开发，研制出属于中国特色创新技术，拥有企业核心发展力。 2.2改善盐穴储气库薄弱环节 对于盐穴储气库，我国企业已经开发研制出多种中国特色技术，所以可以将精力集中在盐穴储气库较为薄弱的环节，进行突破研究：第一，提高水溶开采中夹层垮塌控制水平；第二，地下储气库运行过程中，防止天然气水合物产生，提高天然气品质；第三，利用建设技术改善与管理优化，加快腔体建造速度，提高生产效率；第四，根据地质环境选择合适腔体形态分析。 2.3制定地下储气库管理标准 无论利用那种地下储气库建设技术，都应该根据技术特征、使用需求、安全等级，制定地下储气库建设管理标准，改善目前国内对于地下储气库规范标准不全面，企业应该按照自己需求，进行相应补充。这些企业规范与标准的建立健全，可以帮助地下储气库减少使用风险，减少维修率，提高使用效率，增加收益。 2.4建设数字化地下储气库 中国建设地下储气库受到地质环境问题的影响，所以建设复杂，并且对于潜在危险忽略，这导致我国企业技术在对于储气库建设中规划设计、施工建设、运行使用中皆与国外有较大差距，实质性原因就是进行地下储气库数字化建设。所以，企业应该实现全寿命周期的数字化系统建设，能够建立数字化地下储气库，直接实现流程各个环节的实时监控，建立以储备地层渗流为关键、井网－地上为限制约束条件，集地下地面于一体的三维仿真数值模拟技术，建立数字化储气库，实现储气库地下－井网－地上的多维度设计、运营模式管理，提高
地下储气库技术的应用与展望 1 地下储气库特点与类型 地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。 与地面球罐等方式相比较，地下储气库具有以下优点：储存量大，机动性强，调峰范围广；经济合理，虽然造价高，但是经久耐用，使用年限长达30～50年或更长；安全系数大，安全性远远高于地面设施。 目前世界上典型的天然气地下储气库类型有4种：枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库、废弃矿坑储气库。 ①枯竭油气藏储气库 枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建设，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠的特点。目前全球共有此类储气库逾400座，占地下储气库总数的75%以上。 ②含水层储气库 用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气场所。含水层储气库是仅次于枯竭油气藏储气库的另一种大型地下储气库形式。目前全球共有逾80座含水层储气库，占地下储气库总数的15%左右。 ③盐穴储气库 在地下盐层中通过水溶解盐而形成空穴，用来储存天然气。从规模上看，盐穴储气库的容积远小于枯竭油气藏储气库和含水层储气库，单位有效容积的造价高，成本高，而且溶盐造穴需要花费几年的时间。但盐穴储气的优点是储气库的利用率较高，注气时间短，垫层气用量少，需要时可以将垫层气完全采出。目前世界上有盐穴储气库共44座，占地下储气库总数的8%。
④废弃矿坑储气库 利用废弃的符合储气条件的矿坑进行储气。目前这类储气库数量较少，主要原因在于大量废弃的矿坑技术经济条件难以符合要求。 2 国际上地下储气库发展 地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年。加拿大建成世界上第一座地下储气库。到目前为止，全世界有地下储气库550座左右，可以进行调峰的气量约3500×108m3。这些储气库分属不同国家的逾100家公司，其中既有储气量超1000×108m3的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1～2座地下储气库的小公司。 由于地下储气库在调峰和保障供气安全方面具有不可替代的作用和明显的优势，因而越来越受到许多国家的重视。相关资料显示，全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%。就国际上储气库发展趋势看，欧美国家正在不断加大储气库的建设力度，增大储气量，除了常规的调峰应急需要外，已经开始研究建立天然气的战略储备课题。美国已经就长输管网地下储气库建立相关的法律，欧洲国家也有立法的趋势。 3 中国地下储气库项目介绍 中国的地下储气库建设起步较晚，20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设地下储气库的尝试。20世纪90年代初，随着陕京天然气输气管道的建设，为确保北京、天津的安全供气，国家开始加大力度研究建设地下储气库技术。2000年11月，我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨地下储气库，总库容达到46.0×108m3，总可利用气量为20.0×108m3左右，日最大供气量近2000×104m3。2003年利用气量为7.6×108m3，占陕京输气管道年销售量的28%。2006年冬季高峰期，该地下储气库每天向北京供气逾1 600×104m3，弥补陕甘宁天然气的供应量缺口。
加大地下储备库建设力度保障油气供给安 全 [关键词]石油，自然气，储备，普查 石油和自然气储备是为了保障国家的经济安全和社会稳定，由中心政府直接投资或者其他方式，拥有和控制一定数目的原油、成品油和自然气储备。这是国家为了保障能源安全稳定供给的重要手段之一。在发生战事、大规模禁运等非常时期，则可用于应对国际石油市场的剧烈动荡，减缓或屏蔽可能给国民经济带来的冲击。从1973年第一次世界石油危机以后，美国、日本、西欧一些国家都相继建立了石油和自然气战略储备。从他们的储备方式来看，地下储备库已成为储备的主要方式。 1、建设石油地下储备的重要性和必要性 首先，建设地下油气储备库是保障能源安全的重要措施。现代战争中，重要经济目标是重点打击的对象，而油气设施在国民经济和战争上的重要性，使其成为打击的主要对象。从战略的角度看，建设地下油气储备有利于保护油气战略资源。 其次，地下油气储备库建设有利于防止恐怖袭击，油库是恐怖分子袭击的重点。地下油气储备库治理轻易，不易接触，不易引爆。 再次，建设地下油气储备库可以大量节省土地资源，保护地面环境，而且地下油气储备库，特别是盐***地下油气储备库的建设本钱仅为地下建设本钱的1／10，可以节约大量的建设资金。 第四，由于自然气长间隔输送的特性，如何保障管道安全运行，保障自然气平稳运行非常重要。根据世界各国的经验，利用地下储气库进行调节，是确保自然气安全平稳供气的最有效途径。 从国外经验来看，地下战略油气储备库主要由地下盐***、地下岩洞和废弃油气躲组成，因此，利用盐***、地下岩洞和废弃油气躲建设油气储备库是今后发展的主要方向。
2、国外油气地下储备概况 、国外石油地下储备概况 发达的石油进口国主导着石油地下储存的技术发展。石油地下储存主要方式包括两大类。 第一类是利用地下岩洞储存石油。地下岩洞安全性好，油品长期储存，不易变质。从20世纪50～60年代至今，国外很多国家都将地下岩洞作为国家原油战略储备库。目前，瑞典等国家正在研究用洞库储存ING和CNG。利用地下岩洞建立石油储备的国家主要有北欧的瑞典、芬兰，亚洲的日本、韩国和新加坡等。 第二大类型是地下盐***储备，利用深部盐层，通过水溶方式形成地下溶洞并储存石油，该方式储存量大，埋躲深度大，一般达500～1500m，造价低，广泛被具有盐层建库地质条件的国家所采用。美国、德国、法国等国家的地下石油储备方式主要为盐***石油储备。美国石油储备美国能源部于1977年2月16日，美国能源部制定了战略石油储备计划，当年4月18日生效。在此后的10多年时间内，美国利用德克萨斯和路易斯安娜两个州墨西哥沿岸的地下盐***建立了总储存能力为10109bbl(109t)的五大战略石油储备基地，储备的主要对象是原油。美国战略石油储备采用地下盐***储存方式。储备系统全部分布在得州和路州的墨西哥湾沿岸。每个储油库都有数目不一的洞***，典型的洞***直径为60m，高为610m。只要往洞***底部注水，原油上升即可抽出。美国战略石油储备盐***储油库，单个储油库所包含的洞***数从6个到22个不等。美国近6109bbl原油储存在62个盐***中，并全部位于德克萨斯州和路易斯安娜州。 、国外自然气地下储备概况 国际上主要自然气消费大国均已经建立了自己国家的自然气战略储备，其战略储备一般3～6个月的国内自然气消费量，除战略储备外，还有一部分贸易储备，约占自然气年消费量的15%～20%。从俄罗斯与乌克兰的自然气之争对欧洲自然气供给引起的国际争端就可以看出，保障自然气的安全运行，必须建设相应的自然气储备。 自然气地下储存比石油储存更加受到自然气主要消费国的重视，自然气地下储存作为一门产业技术发展已相当完善、成熟。国外第一座地下储气库建于1915年，至今已有八多年的历史，这一技术在20世纪80年代以来发展较快。据统计，
中国天然气地下储气库现状及发展趋势 发表时间：2019-11-12T15:26:03.850Z 来源：《基层建设》2019年第22期作者：马万军杨炜樱 [导读] 摘要：伴随着经济和科学技术水平的快速发展，我国在天然气事业的发展日益增长。 深圳市燃气集团股份有限公司深圳 518049 摘要：伴随着经济和科学技术水平的快速发展，我国在天然气事业的发展日益增长。但由于供求之间存在着一定问题，供应商和客户之间没有建立和谐关系，往往会导致天然气在夏季处于低输出，冬至高输出的情况。现如今，我国为了解决这一问题，建立了人工天然气地下储气库，不仅仅可以扩大储存天然气的空间，还对供气的安全起到保护作用。与此同时，天然气地下储气库还可以解决好供求之间存在的问题，其主要功能是可以安全储存采集到的天然气，解决夏、冬季节导致的低高输出问题，促进我国天然气可持续发展战略目标。本文将通过分析中国天然气地下储气库的现状及未来发展趋势，希望能够促进天然气的良好发展。 关键词：中国天然气；地下储气库；现状；发展趋势 前言 由于天然气在冬季的需求量是最多的，我国就建设了人工的地下储气库，为满足供求的需要。地下储气库主要是利用低下盐穴将天然气进行压缩，然后安全储存起来，这样就可以保证在冬季使用高输出期，可以取出使用，满足人们在冬季对天然气的需求。为此，这种调配过程是非常关键的，其中每一个环节都关系天然气储存的安全。尽管我国天然气地下储气库还正在发展阶段，还不能做到快速满足市场的需求，调配能力还不是很强，但也在不断开发研究中。另外，我国建立的天然气地下储气库还不是很多，技术上也无法与发达国家相比，严重影响了天然气事业发展的趋势。 一、我国天然气地下储气库发展的现状 中国是一个土地辽阔，人口众多的国家，对于天然气的需求量也是非常紧缺的。实际的调查结果显示，我国仅建立了25座天然气地下储气库，远远无法满足人们在冬季的需求量，尽管在夏季使用的量极少，可没有足够的地下储气库，天然气无法进行储存。1999年，我国建立了第一座天然气地下储气库，名为大张坨储气库，这座地下储气库调配好京津冀地区的天然气使用情况，奠定了天然气地下储气库的发展之路，同时也提高天然气供气的能力。相继之后，又建立了金坛储气库，提高了长江三角洲地区天然气的调配能力。就前几年来看，我国天然气地下储气库调配值一直处于低值阶段，与世界发达国家之间的差距甚远，从中显示出了建设地下储气库数量不足的问题。随着我国在科学技术方面的发展，天然气地下储气库开始建立起网络型的天然气骨干线路，对建设的投入越来越大，政府也在积极支持商业的天然气地下储气库建设，不停地推动我国资源的快速发展。尽管我国在天然气地下储气库中的储备量还存在着不足，但也一直在发展建设中。为此，我国必须要加大力度不断建设良好的地下储气库，不断提高地区之间的调配值，满足了大部分人对天然气的需求。 二、我国天然气地下储气库发展趋势 1.加大地下储气库建设的力度 由于我国是一个人口众多的国家，对于天然气的消费是很高，在冬季的需求一直是不上增的状态，导致了天然气在冬季供不应求。现如今，国外很多发达国家的天然气调配值已经在消费值的20%以上，而我国的天然气调配值还是处于低级阶段，还是存在着一定的差距。众所周知，天然气主要是通过地下储气库进行调配，地下储气库中数量关系到人们的日常生活。为了能够有效保证天然气的储备量，我国要加大对地下储气库的建设，这样才可以增加天然气地下储气库的储备量，满足人们对于天然气的需求量，适应市场的需求，从而平衡天然气在需求中供应关系。此外，在对地下储气库进行建设时，一定要严格按照国家建设的要求进行，确保天然气在地下储气库的安全。为此，我国要加大对天然气地下储气库建设的力度，提高我国天然气调配的数量。 2.合理安排天然气储气库的布局 在建设天然气地下储气库时，要先了解天然气地下储气库建设主要是包括建设的地区、建设的类型以及建设的作用。相关的建设部门要满足这三个方面的原则，综合考虑地下储气库的建设，这样才能制定科学合理的规划计划。首先，就建设的地区来说，要根据不同地区建设不同的地下储气库，要满足当地的环境、地形以及气候等等。比如，在一些水分含量高的地区，可以考虑建设汗水层储气库，利用高压气体对含水层中的水排走，剩下的无水层就可以进行成为储气的地方；含盐层高的地区，考虑盐穴储气库，使用寿命长，但其造价高，时间长。其次，天然气地下储气库的类型也是很多种，比如：盐穴储气库，含水层储气库以及枯竭油气藏储气库等等。枯竭油气藏储气库是在上油漆的基础上建设的，是如今最经济、最常见的一种地下储气库类型。其主要特点是造价低，运行效率高，值得大量建设。最后，建设的作用主要为了满足天然气储存以及调配。在一些需求量大的地区多建设地下储气库，而在一些需求量少的地区，可以建设小型经济实用的地下储气库，这样就可以就实现天然气地下储气库的科学合理安排，促进我国天然气的发展。 3.积极建设数字化储气库 随着大数据时代的快速发展，我国天然气地下储气库的建设要顺应时代复杂的步伐。从实际的情况来看，我国的地区是非常复杂，对天然气地下储气库建设的影响是非常之大，不仅会影响到天然气的储存效果以及安全，还会导致在进行建设、设计以及运输过程中出现严重的问题，拉大与发达国家的差距，并且在技术水平上也远远跟不上发达国家的脚步。为此，我国在加大对地下储气库的建设时，要多学习发达国家先进的理论知识以及技术，研究总结出适合我国地质建设的天然气地下储气库。在建设天然气地下储气库时，可以充分运用现代化信息技术，建立大数据化的数字地下储气库，其主要特点是有效方便，科学进行天然气的开采以及储备，降低了天然气地下储气库存在的安全隐患。为此，我们必须充分结合我国地质特点以及用气结构等实际情况进一步加大天然气储气库核心技术研究的投入，构建起以储层渗流为核心，井筒-地面为约束调整以及集地下面与一体的三维仿真数值模拟技术，同时稳步推进数字化储气库建设，从而打造出集储气库地下-井筒-地面于一体化的设计与运行管理模式。这样一来不仅可以为储气库运行效率提升与扩容达产提供有力支持，并且还能有效地预警和防范地下储气库建设、运行时所出现安全风险。 三、结束语 综上所述，我国天然气地下储气库的建设对于天然气事业的发展是非常重要的，它不仅仅关系到我国的经济的经济效益以及社会效益，同时也关系到人民生活水平的提高。尽管在天然气地下储气库建设的过程中，会存在着很多因素的干扰，相关的部门以及企业要做好相对应的措施，解决好突出的问题。为此，我国在天然气地下储气库发展中，要不断加大对天然气地下储气库地建设，提高地下储气库的建设水平，多学习发达国家的经验，不断推动商业天然气地下储气库的发展，奠定好天然气地下储气库的基础，促进我国天天然气事业的
天然气地下储气库与LNG的对比 天然气地下储气库是天然气业务调峰与应急的手段之一，集团公司目前已建设的有大庆喇嘛甸、大港大张沱、大港板876、金坛盐穴等6座储气库，其中大庆喇嘛甸地下储气库是在一个带油环气顶上建设的，是我国投产最早的地下储气库。另外目前还有5座地下储气库正在建设当中，2015年前，我国还将规划建设10余座储气库，总工作气量超过60亿立方米。 LNG作为天然气调峰和应急措施之一，具有选址不受地理位置、地质结构、距离、容量等限制，占地少、造价低、工期短、维修方便等优点，尤其是LNG用于调峰应急反应迅速、供应量灵活，是城市燃气进行季节调峰和应对事故状态下安全供气的有效手段。 天然气地下储气库是国际通用的天然气调峰和应急措施之一，储量大、适应性强、经济性较好，尤其在季节调峰方面作用显著，但其储量与储采比受地质条件限制较多。目前是各国大型天然气管网最通用的储备手段，集团公司也在天然气管网建设的同时布置了地下储气库的建设。 下面通过一个对比表对这两种天然气调峰与应急储备手段进行比较（见表1-1）。 表1-1 LNG装置与天然气地下储库特点对比表
从上表可以看出，虽然LNG装置在投资与运行成本上高于地下气库，但其布置灵活，用途更广泛，经济效益好。这两种天然气调峰与应急手段互为补充、各有所长，应综合布置、统筹规划。 1崔立宏. 大港油田地下储气库可行性研究[J]. 石油勘探与开发, 1998(5) 舒萍,刘玉萍,丁日新. 大庆喇嘛甸地下储气库建设与管理[J] .天然气勘探与开发, 2005,28(3) 2杨毅、周志斌、李长俊天然气地下储气库的经济性分析[J] 天然气技术,2007(1)
老湾—磨盘潜高的池22、池35、池37、池38、池47、池61井在T 1j 22—T 1j 12层均有显示,电测解释 均为气层或产层。其中池47井试油已获工业气流。 高峰场构造峰1、峰4、峰5、峰6、峰7、峰11井都在嘉一层发生不同程度的气浸、井涌显示,峰6、峰7、峰9、峰13井T 1j 22层有一定的储层发育,厚度一 般6～16m ,以鲕状灰岩为主。因此,该构造具有较 大的勘探潜力。 31双家坝区块 该区块勘探主攻目的层为飞仙关组。已钻过飞仙关组的探井和开发井共13口,其中12口井都存在飞仙关组储层,电测解释结果有产层、可能含气层、含气层、气层四种。储层的孔隙度较低,仅有5口井中有孔隙度达到5%以上的储层段。但储层连片分布,厚度较大,即使孔隙低也可获得气井。如七里8井测试井段3871.5～3878.2m ,声波孔隙度仅2%～5%,获气1.43×104m 3/d 。 该区块内在飞仙关组试油井仅2口井,有必要 对该区块飞仙关组作进一步的勘探。 结 论 (1)川东腹区在当前开发上产任务紧迫、而天然 气储量资源准备不够充分的情况下,“十五”以后要继续保持高产稳产态势,当务之急是在已开发区块内实施滚动勘探开发战略,寻找石炭系气藏储量、产能接替目标。 (2)川东腹区实施滚动勘探的主攻目的层系是资源潜力较大的T 1j 22和T 1f 3等两大重要产气层系。 (3)在川东腹区二叠系、三叠系实施滚动勘探开 发具有许多十分有利的条件。在二叠系、三叠系滚 动勘探的技术方法上,首先要深入开展地质基础研究,充分利用旧井上试回采。若缺乏旧井上试,则应优选勘探井位目标,实施滚动勘探钻井工作。 (4)川东腹区近期滚动勘探工作优选目标区块是铁山区块、大池干井区块和双家坝区块。 (收稿日期 2002-11-18 编辑 钟水清) 作者简介:王起京,1963年生,高级工程师;1984年毕业于大庆石油学院开发系油田开发专业;长期从事气田开发研究工作,曾获省部级科技成果二等奖2次、三等奖1次,现从事地下储气库建设和管理工作。地址:(100000)北京市朝阳区亚运村汇源公寓J 座11门503室。电话:(010)84975042。 大张坨地下储气库地质动态及运行效果分析 王起京 张余 刘旭 (北京天然气集输公司) 王起京等.大张坨地下储气库地质动态及运行效果分析.天然气工业,2003;23(2):89～92 摘 要 大张坨储气库地处我国天津市大港区南5公里的独流碱河的滞洪区内,构造位置处于大港油田板桥油气田构造带的西部,是一个在正进行循环注气开发的凝析气藏———大港油田板桥油气田B52气藏———的基础上改建而成的地下储气库,目的层为沙河街组沙一下段板二油组的砂岩储层。该气藏1994年投入循环注气开发, 2000年改建为我国第一个天然气地下储气库,并于2000年12月投入冬季调峰生产,已完成了二个冬季调峰采气、 一个注气周期的生产,目前正进行注气生产。通过对大张坨储气库运行资料的分析,系统总结了有水气藏改建储气库的生产运行特点和动态规律,对我国其他储气库的建设和运行管理有指导作用。 主题词 大张坨气田 沙河街组 地下储气库 体积 运行 天然气 供应量 调整 大张坨储气库其构造为一鼻状构造,东南侧为断距达200～770m 、平面延伸超过15km 、对油气分布起控制作用的大张坨断层,构造的上倾方向为断层和岩性尖灭,构造的低部位为水域,并通过该水域 与板桥构造中部的其他气藏相连。构造埋深-2565m ,溢出点深度-2800m ,圈闭面积12? 98?第23卷第2期 天 然 气 工 业 工程建设
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 建设石油地下储备的重要性和 必要性(新编版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
建设石油地下储备的重要性和必要性(新 编版) [摘要]石油和天然气储备是保障国家能源安全的重要措施，地下储备库是一种安全和节约的储备方式。国外石油储备主要为地下溶洞和盐穴，天然气储备的发展有战略储备向以废弃气藏为主的大型化，民用储备向灵活性大、周转率较高的小型气库发展的趋势。我国目前地下油气储备库处于建设的初期，随着进口依存度的不断增大，需普查适合油气地下储存的地区，进一步重视和加大地下储备技术的研发，保障国民经济的快速发展。 [关键词]石油，天然气，储备，普查 石油和天然气储备是为了保障国家的经济安全和社会稳定，由中央政府直接投资或者其他方式，拥有和控制一定数量的原油、成品油和天然气储备。这是国家为了保障能源安全稳定供应的重要手
段之一。在发生战事、大规模禁运等非常时期，则可用于应对国际石油市场的剧烈动荡，减缓或屏蔽可能给国民经济带来的冲击。从1973年第一次世界石油危机以后，美国、日本、西欧一些国家都相继建立了石油和天然气战略储备。从他们的储备方式来看，地下储备库已成为储备的主要方式。 1、建设石油地下储备的重要性和必要性 首先，建设地下油气储备库是保障能源安全的重要措施。现代战争中，重要经济目标是重点打击的对象，而油气设施在国民经济和战争上的重要性，使其成为打击的主要对象。从战略的角度看，建设地下油气储备有利于保护油气战略资源。 其次，地下油气储备库建设有利于防止恐怖袭击，油库是恐怖分子袭击的重点。地下油气储备库管理容易，不易接触，不易引爆。 再次，建设地下油气储备库可以大量节省土地资源，保护地面环境，而且地下油气储备库，特别是盐穴地下油气储备库的建设成本仅为地下建设成本的1／10，可以节约大量的建设资金。 第四，由于天然气长距离输送的特性，如何保障管道安全运行，
国外地下储气库的技术与发展 最早的天然气地下储气库是1916年在美国利用枯竭气田建造的，开创了地下储气的先例。迄今在世界各地天然气地下储气设备总有效容积约250Gm3，共建立了551座地下储气库，其中425座主要是利用枯竭油气田，83座是利用含水构造层，39座是利用含盐岩层，4座是利用废弃矿井。到目前为止，美国、加拿大、丹麦、德国、法国、前苏联和英国等，对利用枯竭油气田建造地下储气库，都已有了多年的实践，并进行了系统的研究，积累了丰富的经验。 一、建设地下储气库的规划要点 天然气地下储气库主要由地下储集层、气井及地面设施等基本部分构成。地面设施包括压缩机站、集输系统、气体处理和计量站。地下储气库的建设需具有一定条件，要符合储气要求的技术特性，主要包括： 1、地质条件的选择 地下储集层应具有较高渗透性(一般在250～1000 mD)的非固结砂层，以中细砂为特征，比较结果表明：非固结砂层构造的储气容量、运行气量和气田峰值都好于固结砂层。 顶部盖层密闭性能要好，以保证竖向和侧向不漏气，选取的顶部盖层一般是由压实的层状粘土和其它细粒矿物质所组成的页岩，为致密的不渗透岩层。 弱的水驱，以避免抽气时随储气压力的降低，边水和底水进入气藏，使气藏孔隙空间的体积缩小，有效容积减少，降低采收率。 要求能承受较大波动的日回采量和注入流量。 2、完整的技术数据 首先必须有确定的储气库开发参数，主要包括原枯竭油气田的孔隙度、渗透率、储集层厚度分布等值线、原始地层压力、含水饱和度以及最大储气能力、全部井数和井口压力等，这些参数能说明地质构造特点和对输配系统的要求。 在掌握原始地层参数的基础上，还需要进行技术经济分析和各种方案的比较，包括确定储气库的总容积、有效容积、气帽容积；注入和排出燃气的功率消耗；储气库充气和排气所需的时间；钻井、地面设施及与输配系统的连接等所需的投资规模。 二、数值模拟分析的研究
地面工程工艺设计的原则 地下储气库地面工程的工艺设计，除应遵循天然气储运设计的一般原则外，还应强调三点： 1．将地下储气库作为一个子系统放在整个天然气输配的大系统中，根据总投资和总消耗功率相对最低的原则，优选大系统中各环节间相互制约的基本参数和储气库地面工程的流程形式。 如果在已建或部分建成的输配气系统中新建地下储气库，则应与已建部分尽可能协调一致。 2．地下储气库的地面工程必须与所处地层的勘探、开发、监测和动态分析密切结合，切实做到“地上适应地下”。 地面工程设计必须以可靠的地质资料为依据，而“看不见，摸不着”的地层情况需要在工程投产后，通过生产实践和对地层的监测、分析来检验和修正。储气层所能承受的最大注气压力及最大库容量等基本参数需要经过一定的注采周期才能确定，所以储气库的地面工程常分期建成，一期工程带有探试性(设计的“库容量”约为理论最大“库容量”的70％左右)，经试注采，取得必要的数据后，再决定是否上二期工程，原订的设计规模是否需要调整……。 在工程设计中必须考虑到保护地层，即天然气注入地层前必须经过净化处理，以免将润滑油和其它杂质带入地层中，影响地层渗透率。 由于地下储气库地面工程常分期建设，设计中必须充分考虑近期工程与远期工程的结合。在—期工程的总图设计中，必须为二期工程预留场地；在流程设汁中，要考虑前后的衔接和统一。 下文将什对建在衰竭气藏中的地下储气库讨论其基本参数和流程形式的选择。 基本参数的选择 最大注气压力 因此在确定最大注气压力时，既要充分利用储气层的储气能力，又要保证储气层圈闭的密封性。在井口处的最大注气压力可参考以下经验数据：可取与储气层平均深度等高的水柱静压头；当有5m以上厚度的粘土盖层时，可以取这个水静压头的1.3—1.5倍。②可取储气层的原始压力或原始压力的1.15—1.2倍。 而根据国外的经验，实际最大注气压力和相应的最大储气容量应通过注气的实践才能确定。在地下储气库投运的前几个注采周期内，“最大”注气压力一般取最大允许压力理论值的70％左右，通过几个注采周期，在观测、分析和评价储气层圈闭的密封性的基础上，再确定最大注气压力以及相应的最大储气容量。
储气库 1 地下储气库特点与类型 地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。 与地面球罐等方式相比较，地下储气库具有以下优点：储存量大，机动性强，调峰范围广；经济合理，虽然造价高，但是经久耐用，使用年限长达30～50年或更长；安全系数大，安全性远远高于地面设施。 目前世界上典型的天然气地下储气库类型有4种：枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库、废弃矿坑储气库。 ① 枯竭油气藏储气库 枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建设，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠的特点。目前全球共有此类储气库逾400座，占地下储气库总数的75%以上。 ② 含水层储气库 用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气场所。含水层储气库是仅次于枯竭油气藏储气库的另一种大型地下储气库形式。目前全球共有逾80座含水层储气库，占地下储气库总数的15%左右。 ③ 盐穴储气库 在地下盐层中通过水溶解盐而形成空穴，用来储存天然气。从规模上看，盐穴储气库的容积远小于枯竭油气藏储气库和含水层储气库，单位有效容积的造价高，成本高，而且溶盐造穴需要花费几年的时间。但盐穴储气的优点是储气库的利用率较高，注气时间短，垫层气用量少，需要时可以将垫层气完全采出。目前世界上有盐穴储气库共44座，占地下储气库总数的8%。 ④ 废弃矿坑储气库 利用废弃的符合储气条件的矿坑进行储气。目前这类储气库数量较少，主要原因在于大量废弃的矿坑技术经济条件难以符合要求。 2 国际上地下储气库发展 地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年。加拿大建成世界上第一座地下储气库。到目前为止，全世界有地下储气库550座左右，可以进行调峰的气量约3500×10m。这些储气库分属不同国家的逾100家公司，其中既有储气量超1000×10m的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1～2座地下储气库的小公司。 由于地下储气库在调峰和保障供气安全方面具有不可替代的作用和明显的优势，因而越来越受到许多国家的重视。相关资料显示，全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%。就国际上储气库发展趋势看，欧美国家正在不断加大储气库的建设力度，增大储气量，除了常规的
往复式压缩机填料的拆卸与安装 文章发布时间:10-02-03 大张坨地下储气库现有大型天然气压缩机4台，由于机组运行时间较长，机组故障率也明显增加，而因为填料原因引起的故障也较为多见。以C机组为例，一次在操作工巡检时发现二级压缩缸密封填料漏气较为严重，经过拆检发现，因金属填料在盒内失去定位控制，长时间磨擦，使填料盒和活塞杆造成严重磨损，需要全部更换这些部件。 填料函的材料、组成及性能分析 1、过去的填料环材料是铜。然而，铜对酸性气体是不适用的(气体中含有硫化氢)。如今，PEEK、铸铁和特氟隆材料以其卓越的耐酸性和在非酸性气体中的优良性能，已经成为标准的填料环材料。通常的填料环由PEEK 材料的减压环，特氟隆/铸铁材料的单作用填料环，完全为特氟隆材料的双作用填料环和铸铁材料的刮油环组构成，特氟隆材料是掺入玻璃钢和二硫化钼，压力侧双环一级放空口供油，三到五个密封环密封组曲轴箱侧，这可以使材料减低摩擦力及磨损。 2、填料函是包在活塞杆上的密封件，填料由一个或多个环组成，包容在填料盒内，运行时提供润滑、清洗、冷却、密封、温度和压力等功能。填料盒内装配有密封环，每个环都是为了阻止或限制气流进入大气或隔离室。每组填料环分别装配在单独的填料函中。每个密封环紧箍在活塞杆上达到密封作用，同时紧紧粘住与活塞杆成直角的填料函槽面。密封环可以沿活塞杆自由横向移动，也可以在填料盒的环槽内自由“浮动”，如图1。
3、一套填料基本包括：一个起减压作用的减压环;其二是阻止气流泄漏到排气孔的几个密封环;其三是双作用的排气控制环，阻止气流从排气孔泄漏到隔离室。新填料靠近压力一侧的密封承受的压力降最大。由于填料会磨损，所以活塞环泄漏面积会随着使用期增长而增加，下游的密封环将承受越来越大的压力降。 填料密封环的工作原理 1、往复式压缩机填料密封环的作用是防止气缸中的高压气体沿着活塞杆方向泄漏，它是压缩机中最重要的零部件之一，也是压缩机最主要的外泄漏途径之一。通常情况下，我们常说的填料密封环是一种动密封环，即只有在压缩机工作时才起密封作用(一般的压力工况)，而压缩机停机时或者其它特殊情况下，它并不能起密封作用。而在不工作情况下起密封作用的密封环，我们通常称为静密封环。 2、这里的动密封指作用到填料密封环上的压力随着活塞的往复运动而成明显的周期变化，也即压力为脉动压力，如通常的双作用气缸，这种脉动变化的压力是填料密封环密封气体所必需的。为了便于说明，下面以最常用的填料密封环(如图二①)来解释实际的工作原理，该环由一片径向切口环和一片切向切口环组成， 为典型的单作用环。