地下储气库操作规程汇编
地下储气库操作规程汇编
某油田分公司
二0一二年五月
目录
一、注气系统操作规程 (1)
二、注气开关井操作规程 (3)
三、采气系统操作规程 (5)
四、采气开关井操作规程 (7)
五、采气计量井倒井操作规程 (9)
六、过滤分离器更换滤芯操作规程 (11)
七、压缩机组防冻液添加操作规程 (13)
八、压缩机组润滑油添加操作规程 (15)
九、丙烷添加操作规程 (17)
十、甲醇添加操作规程 (19)
十一、移动注醇装置操作规程 (21)
十二、放空操作规程 (23)
十三、单井进计量分离器操作规程 (25)
十四、分离器排污操作规程 (26)
十五、污水外输缓冲罐排污操作规程 (27)
十六、轻烃缓冲罐手动排液操作规程 (28)
十七、天然气收发球筒操作规程 (29)
十八、防爆电动单梁桥式起重机（行吊）操作规程 (33)
十九、气动注脂机操作规程 (34)
二十、气动薄膜调节阀操作规程 (37)
二十一、电动球阀操作规程 (39)
二十二、紧急关断阀操作规程 (40)
二十三、井口阀组紧急关断阀操作规程 (41)
二十四、手动球阀操作规程 (43)
二十五、4RDSA-1/YB710-6-1500kw天然气压缩机组操作规程 (45)
二十六、NJLG330DW制冷压缩冷凝机组操作规程 (51)
二十七、干粉灭火器使用操作规程 (57)
二十八、消防设施操作规程 (59)
二十九、空气呼吸器操作规程 (62)
三十、便携式可燃气体浓度检测仪操作规程 (64)
三十一、靶式流量计操作规程 (65)
三十二、差压变送器放空操作规程 (68)
三十三、压力变送器更换操作规程 (70)
三十四、更换压力表操作规程 (72)
三十五、高压声光验电器操作规程 (74)
三十六、数字万用表操作规程 (75)
三十七、兆欧表操作规程 (77)
三十八、接地电阻测量仪操作规程 (79)
三十九、UPS电源操作规程 (81)
一、注气系统操作规程
1 适用范围
1.1本规程规定了地下储气库注气系统操作、巡检与维护内容；
1.2本规程适用于地下储气库注气系统操作、巡检与维护。
2 操作前的检查与确认
2.1检查确认仪表风系统已投运；
2.2检查确认自用气系统已投运；
2.3检查确认放空火炬系统投运；
2.4 检查确认集注站内所有安全阀根部阀及出口阀处于开启状态；
2.5检查确认注气系统所有手动排污阀处于关闭状态；
2.6检查确认注气系统所有手动放空阀处于关闭状态；
2.7检查确认脱水装置、脱烃装置已经停运、采气汇管进、出口总阀已关闭，并各井对采气汇管进口总阀（调压阀上游旋塞阀）打铅封；
2.8检查确认注气系统所有ESDV、BDV处于正常工作状态；
2.9检查确认计量分离器进口阀处于关闭状态；
2.10检查确认清丰分输站来气压力达到5.0-7.0MPa。
3 系统投运
3.1记录各井注气前的油套压，《根据注气运行方案》开启各井采气树生产阀；
3.2根据生产需要开启过滤分离器的进口阀、出口阀；
3.3根据生产需要开启生产分离器的进口阀、出口阀；
3.4倒通计量阀组出口相关流程；
3.4.1关闭脱水脱烃装置出口进计量阀组旋塞阀、计量阀组出口去天然气过滤分离器旋塞阀，并打铅封，悬挂警示牌；
3.4.2开启计量阀组出口去天然气去生产分离器旋塞阀、过滤分离器进口与生产分离器出口连通阀；
3.5开启计量阀组区相关阀门，各部位流量计投入使用；开启站内所仪表风控制阀门；
3.6与金堤变联系，地下储气库压缩机组准备开机；
3.7压缩机开机空载；
3.8关闭发球筒进口阀和发球筒旁通阀；
3.9开启进站电动球阀，系统充压；
3.10开启各井注气总阀；关闭压缩机组进、出口总管线连通阀；同时开启压缩机组出口回流阀组；
3.11按《压缩机操作规程》对压缩机组进行加载。
4 系统停运
4.1 注气期结束，压缩机组停机；
4.2 关闭清丰分输站来气总阀和各井进注气汇管总阀；
4.3关井。
5 巡检内容
5.1检查各压缩机、分离器、缓冲罐的现场压力、温度、液位与上位机显示是否一致；
5.2按巡检路线图进行巡检，详细记录机组各项参数（压力、温度）；
5.3注气期间，注意观察机组有无跑、冒、滴、漏现象。
二、注气开关井操作规程
1.适用范围
1.1本规程规定了地下储气库注气开关井操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库的注气开关井操作。
2.操作前的检查与确认
2.1 检查确认地面安全阀和井下安全阀处于正常工作状态
2.1.1井下安全阀压力为5000－6000psi；
2.1.2地面安全阀压力为4000－5000psi；
2.2检查确认液压油液位在规定范围内；
2.3检查确认集注站注气流程已倒通。
3操作步骤
3.1开井操作步骤
3.1.1接调度指令，准备工具、用具，卸掉喷嘴，录取油、套压；
3.1.2 缓慢开启采气树生产阀门；
3.1.3做好记录并汇报。
3.2关井操作步骤
3.2.1接调度指令，准备工具、用具，录取关井前油、套压；
3.2.2 关闭采气树生产阀，并向中控室汇报。
4技术要求
4.1 开关阀门时，严禁身体正对阀杆。
4.2 采气树闸阀禁止处于半开半关状态。
4.3 采气树阀门开、关到位后手轮必须回转1/4-1/2圈。
4.4 除紧急情况下，严禁用地面安全阀和井下安全阀关井。
4.5 未经允许严禁关闭采气树井边针阀。
三、采气系统操作规程
1 适用范围
1.1本规程规定了地下储气库注气系统操作、巡检与维护内容；
1.2本规程适用于地下储气库注气系统操作、巡检与维护。
2 操作前的检查与确认
2.1检查确认仪表风系统已投运；
2.2检查确认自用气系统已投运；
2.3检查确认放空火炬系统已投运；
2.4 检查确认采气系统所有安全阀根部阀及出口阀处于开启状态；
2.5检查确认采气系统所有手动排污阀处于关闭状态；
2.6检查确认采气系统所有手动放空阀处于关闭状态；
2.7检查确认采气系统所有ESDV、BDV处于正常工作状态；
2.8检查确认压缩机组已经停运；各井进注气汇管总阀旋塞阀处于关闭状态。
2.9确认左枣林阀室和清丰分输站做好接受气源的准备。
3 系统投运
3.1脱水装置打小循环试运；
3.2倒通气井进采气汇管流程：按《采气生产运行方案》开启单井来气采气汇管进、出口总阀、进采气汇管调压阀、进采气汇管截止阀、采气汇管进口下游旋塞阀；根据生产需要开启单井进计量分离器旋塞阀；
3.3根据生产需要开启生产分离器的进口阀、出口阀；
3.4倒通计量阀组出口相关流程；
3.4.1开启脱水脱烃装置出口进计量阀组旋塞阀；
3.4.2关闭计量阀组出口去过滤分离器旋塞阀和生产分离器旋塞阀、关闭过滤器分离器进口与生产分离器出口连通阀；
3.5开启各部位流量计上、下游阀，流量计投入使用；
3.6关闭发球筒旁通阀、开启进站球阀；
3.7远程开启进站电动球阀系统充压；
3.8露点装置投运，并通知清丰分输站做好调压准备，通知井场做好调压的准备；
3.9开井。
3.10 系统停运
3.10.1采气期结束后，关闭各生产井；
3.10.2按操作规程停运脱水装置；
3.10.3按操作规程停运脱烃装置；
3.10.4关闭收发球筒进站总阀。
4 巡检内容
4.1检查各分离器的现场压力、温度、液位与上位机显示是否一致；
4.2 检查甲醇系统是否正常；
4.3检查收发球筒是否带压，如有放空；
4.4检查外输阀组温度、压力，以及调节阀的开度是否正常；
4.5检查燃气调压区调压后燃气的压力是否在0.6MPa以下。
四、采气开关井操作规程
1.适用范围
1.1本规程规定了地下储气库采气开关井操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库的采气开关井操作。
2.操作前的检查与确认
2.1 检查确认地面安全阀和井下安全阀处于正常工作状态；
2.1.1井下安全阀压力为5000－6000psi；
2.1.2地面安全阀压力为4000－5000psi；
2.2检查确认液压油液位在规定范围内；
2.3检查确认甲醇储罐液位在规定范围内；
2.4检查确认喷嘴前后旋塞阀处于开启状态；
2.5检查确认集注站采气流程已倒通。
3操作步骤
3.1开井操作步骤
3.1.1接调度指令，准备工具、用具，录取油、套压；
3.1.2 开启甲醇泵注醇；
3.1.3缓慢开启采气树生产阀门；
3.1.4根据实际生产情况停注甲醇，做好记录并汇报。
3.2关井操作步骤
3.2.1接调度指令，准备工具、用具，录取关井前油、套压；
3.2.2 关闭采气树生产阀，并向中控室汇报。
4技术要求
4.1 开关阀门时，严禁身体正对阀杆。
4.2 采气树闸阀禁止处于半开半关状态。
4.3 采气树阀门开、关到位后手轮必须回转1/4-1/2圈。
4.4 除紧急情况下，严禁用地面安全阀和井下安全阀关井。
4.5 未经允许严禁关闭采气树井边针阀。
五、采气计量井倒井操作规程
1 范围
1.1本规程规定了地下储气库采气计量井倒井的操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库采气计量井倒井的操作。
2 操作前的检查与确认
2.1检查确认计量分离器排污阀及旁通阀已关闭并且污水流量计投入使用；2.2检查确认计量分离器天然气出口阀已开启，旁通阀关闭，天然气流量计投入使用；
2.3检查确认单井计量汇管进计量分离器旋塞阀已开启；
2.4检查确认多井来气进计量分离器旋塞阀已关闭；
2.5检查确认各阀门、法兰、管件无跑、冒、滴、漏现象；
2.6检查确认现场压力表、温度计、液位计的工作状况及标识完好；
2.7检查确认现场参数是否与中控室上位机显示一致。
3 操作步骤
A井计量倒B井计量
3.1开启A井来气进采气汇管旋塞阀；
3.2关闭A井来气进单井计量汇管旋塞阀；
3.3开启计量分离器排污阀，做好记录，污水排尽后关闭排污阀；
3.4开启B井来气进单井计量汇管旋塞阀；
3.5关闭B井来气进采气汇管旋塞阀。；
3.6观察计量分离器参数，待平稳后方可离开；
3.7做好记录并汇报。
4 技术要求
4.1开关阀门时，严禁身体正对阀杆。
4.2开关阀门时，不可用扳手、管钳等工具强行开、关。
六、过滤分离器更换滤芯操作规程
1适用范围
1.1本规程规定了地下储气库过滤分离器更换滤芯操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库过滤分离器更换滤芯操作。
2 操作前的检查与确认
2.1过滤分离器更换滤芯操作前的检查
2.1.1检查确认过滤分离器无跑、冒、滴、漏现象；
2.1.2检查确认过滤分离器无脱漆、锈蚀等现象；
2.1.3检查确认过滤分离器的现场压力表完好，现场压力表指针回零；
2.1.4检查确认过滤分离器入口旋塞阀、出口旋塞阀无内漏，如有内漏则需对阀门进行注脂处理；
3操作步骤
3.1导通另一路过滤分离器流程；
3.2关闭需操作的过滤分离器的入口旋塞阀、出口旋塞阀；
3.3缓慢开启过滤分离器低点排污旋塞阀和阀套排污阀，对过滤分离器进行低点排污，排出过滤分离器内的残留物，排污完毕后立即关闭过滤分离器低点排污旋塞阀和阀套排污阀；
3.4缓慢开启过滤分离器现场放空旋塞阀和节流截止阀，对过滤分离器进行放空，直到过滤分离器内的压力降为0为止；
3.5缓慢开启过滤分离器快开盲板的锁定装置，推开盲板，拆出滤芯，对滤芯进行清洗或更换滤芯；
3.6用抹布将快开盲板密封面清洁干净，在密封圈上抹好密封脂，清洁快开机构
螺栓螺纹并抹好3#通用锂基脂，关闭快开盲板，用专用工具将快开盲板上紧；
3.7关闭过滤分离器手动放空旋塞阀和节流截止阀，缓慢开启更换滤芯过滤分离器出口旋塞阀对过滤分离器进行充压，待过滤分离器压力与工艺管路压力持平后，全开过滤分离器出口旋塞阀；
3.8开启要进行操作的过滤分离器的入口旋塞阀；
3.9恢复原流程，清理好现场，向中控室汇报。
4技术要求
4.1更换滤芯前检查过滤分离器快开盲板密封性。
4.2采气结束后或压差超过0.15MPa时清理或更换滤芯。
4.3更换滤芯前对过滤分离器活动件注3#通用锂基脂保养。
4.4对过滤分离器进行充压和放空时，操作阀门应注意开度适当，避免容器急
剧升压和降压造成滤芯损坏。
七、压缩机组防冻液添加操作规程
1适用范围
1.1本规程规定了地下储气库压缩机组防冻液添加操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库压缩机组防冻液添加操作。
2操作前的检查与确认
2.1机组防冻液添加操作前检查
2.1检查确认防冻液泵机体无跑、冒、滴、漏；
2.2检查确认防冻液泵各紧固件无松动；
2.3检查确认防冻液泵进出口连接处无损坏。
2.4 检查确认机组仪表风系统工作正常；
3操作步骤
3.1准备好入口、出口接管，仪表风气动高压胶管和卡具、冰点仪；
3.2把防冻液桶运到机组附近；
3.3向中控室汇报, 使用气动泵给机组添加防冻液；
3.4从防冻液桶内中取样，使用冰点仪对防冻液冰点进行检测，当冰点测量结果符合要求时方可对机组进行添加；
3.5开启高位水箱呼吸阀，给循环水系统泄压，卸下高位水箱加装快速接头备帽，记录高位水箱液位计的液位；
3.6用高压胶管把高位水箱和气动泵和防冻液油桶连接起来，用高压胶管把仪表风和气动泵连接起来；
3.7开启高位水箱入口球阀，开启仪表风给气动泵加压，把防冻液从防冻液桶内压到高位水箱中；
3.8机组防冻液添加完成后，卸下高压胶管，记录高位水箱液位，关闭高位水箱入口球阀，关闭呼吸阀，整理好现场，向中控室汇报。
4技术要求
4.1防冻液加注过程中，要严格控制仪表风控制阀的开度，密切注意防冻液的添加速度(≤10L/min)，防止因加注速度过快造成冒罐发生。
4.2每季度对防冻液泵加清水清洗。
4.3每季度对防冻液泵各紧固件进行紧固。
4.4每季度对防冻液泵试运行一次。
八、压缩机组润滑油添加操作规程
1适用范围
1.1本规程规定了地下储气库压缩机润滑油添加操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库压缩机润滑油添加操作。
2操作前的检查与确认
2.1压缩机组润滑油添加操作前检查
2.1.1检查确认压缩机组润滑油系统无跑、冒、滴、漏；
2.1.2检查确认压缩机组润滑油系统的高位油箱液位计、呼吸阀、入口球阀等各紧固件无松动；
2.1.3检查确认压缩机组润滑油系统的高位油箱液位计、放空阀、入口球阀等开关灵活；
2.1.4检查压缩机组润滑油高位油箱的液位计的液位；
2.1.5检查确认灭火器完好，工作正常。
3操作步骤
3.1把润滑油桶运到储罐附近；
3.2记录润滑油储罐的液位高度；
3.3将吸入软管插入润滑油桶；
3.4开启润滑油储罐的放空阀；
3.5开启润滑油油泵、储罐进口球阀；
3.6启泵加润滑油到储罐的规定范围内；
3.7停泵；关闭润滑油油泵、储罐进口球阀；关闭储罐的放空阀；记录润滑油储罐的液位；
3.8 记录润滑油高位油箱液位计的液位；
3.9开启润滑油高位油箱入口球阀；开启储罐加压球阀；
3.10 密切关注润滑油高位油箱的液位上涨情况，当润滑油高位油箱油位高度达到液位计2/3时，关闭储罐加压球阀；关闭高位油箱入口球阀，储罐放空；3.11收拾工具，清理现场。
4技术要求
4.1润滑油添加过程中，密切注意润滑油的添加速度和高位润滑油箱的液位，防止因加注速度过快造成冒罐发生。
4.2压缩机组润滑油添加操作前润滑油经过专业润滑油站检测合格并出具检测报告。
4.3每季度对机组润滑油油泵维护保养。
4.4每月对机组润滑油高位油箱液位计进行检验。
4.5定期更换润滑油滤清器滤芯。
九、丙烷添加操作规程
1适用范围
1.1本规程规定了地下储气库丙烷添加操作内容；
1.2本规程适用于地下储气库丙烷添加操作。
2操作前的检查与确认
2.1检查确认丙烷缓冲罐无跑、冒、滴、漏；
2.2检查确认烷缓冲罐的液位计、液位计球阀、放空阀等附属设备无松动；
2.3检查确认丙烷缓冲罐的液位计、放空阀开关灵活；
2.4检查丙烷缓冲罐液位计的液位；
2.5检查确认丙烷缓冲罐的排污阀、进口阀、出口阀门已关闭；
2.6检查确认灭火器完好，工作正常。
3操作步骤
3.1准备好高压接管、丙烷质量组分仪器等工具、用具；
3.2引导丙烷储罐车开到丙烷缓冲罐附近；
3.3接好丙烷罐车的静电接地线，灌装现场备好消防器材，将罐车静置15分钟后准备灌装；
3.4使用丙烷储罐车给丙烷缓冲罐添加丙烷；
3.5卸下丙烷缓冲罐入口备帽，用高压胶管把储罐车和丙烷缓冲罐连接起来，随后开启丙烷储罐车丙烷出口阀和高压胶管排空阀对高压胶管进行排空；待丙烷高压胶管被丙烷充满后关闭高压胶管排空阀；
3.6开启入口球阀，记录丙烷缓冲罐原始液位；
3.7人站在上风口上，丙烷储罐车加压，把丙烷从丙烷储罐车压到丙烷缓冲罐中；
地下储气库的建设与发展
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
国外盐穴地下天然气储气库建库技术发展
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
国内储气库建设现状
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
加大地下储备库建设力度保障油气供给安全
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，
地下储气库技术的应用与展望
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。
储气库建设问题研究
储气库建设问题研究 摘要 地下储气库是天然气生产调峰和天然气资源储备的最佳选择，是保证天然气安全供应的基本手段。国外发达国家的地下储气库建库技术已经比较成熟，地下储气库运行管理技术、相关的技术标准、规范和法律也比较完善。国内枯竭气藏建库技术基本成熟，枯竭油藏建库技术尚在摸索之中，盐穴储气库建库技术取得了长足的进步，含水层构造储气库的研究才刚起步。本文论述了地下储气库的特点与类型，国内外地下储气库的发展情况、地下储气库的注采气工艺流程。展望了中国地下储气库的未来，建库目标将从目前的调峰型向战略储备型方向延伸及发展，建库技术水平也将在实践中不断得到提高。 关键词：地下储气库，天然气，枯竭油田，含水层 目录 第1章前言 (1) 第2章地下储气库的作用和类型 (3) 2.1地下储气库的作用 (3) 2.2地下储气库的类型 (5) 第3章地下储气库建设的发展趋势 (6) 3.1地下储气库气体构成及发展趋势 (6) 3.2地下储气库建设发展趋势 (6) 3.3我国地下储气库的发展趋势 (8) 第4章结论 (10) 参考文献................................................. 错误！未定义书签。致谢................................................. 错误！未定义书签。
第1章前言 从上个世纪以来，我国的整体综合实力得到飞速发展，这使我国能源、交通、国防等方面的建筑都向修建大型的地下工程方向发展。而地下储气库在我国发展比较晚，到目前为止地下储气库也比较少，真正意义上的地下储气库是大张沱储气库，但是这与发达国家相比还是有很大的差距，为了实现经济的持续增长的目的，国家促使我国天然气工业的大规模发展，并已经确定把利用天然气作为改善大气环境、优化能源结构的重要措施。 天然气在当代社会中，无论是人们的生产，还是生活都已经被广泛应用，另外天然气也是必须的战略储备；并且可以应用于商业运作，提高经济效益；但是它也存在着许多可能遇到的问题，例如在单气源的城市，如果管道发生导致供气中断的事故时，就会是整个城市的供气中断，随着天然气进口的增加，堕之增加还有供气的政治风险，既也有可能因为政治原因导致管道供气中断。这些问题都是正常用气的潜在隐患，地下储气库作为应急气源即可保证上述意外出现时仍然有正常供气，并且有更好的安全保障，发生意外爆炸事故的概率非常小，即使战争爆发，地下储气库受到影响也要远远比地上设施小的多。另外，一直以来天然气的供需都存在着不均衡性，如在京津地区夏季低峰用气和冬季高峰用气相差数倍，但仅仅靠管道的调节是无法满足需求的。以上这些原因必将使地下储气库迅速发展。天然气工业在我国仍处于刚发展阶段，要想使我国地下储气库的发展水平赶上发达国家仍然是任重而道远的。
建设石油地下储备的重要性和必要性(新编版)
( 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，
国外天然气地下储存建设技术进展
目前，世界各国对天然气的需求量不断增强，天然气 在一次能源消费中所占的比例越来越大。由于受自身资 源的制约，许多国家对进口天然气的依存度越来越大。为 了确保能源安全，不少国家纷纷采取积极措施，以解决 天然气的存储和余缺调节问题。 建设地下储气库是调节天然气市场季节性供需矛盾 的一种比较先进的方法，现已成为天然气供销链中非常 重要的一环。目前，全球天然气地下储气库开发建设的 基本情况如下：□ 中国石油长庆油田公司采油三厂 张耀民 廖鑫海 黄建平 中国石油大港油田公司钻采工艺研究院 李国韬 张 军摘 要：建设地下储气库是调节天然气市场季节性供需差异的一种较为先进的方法，目前已得到了世界 各国的高度重视。本文介绍了国外地下储气库开发建设的现状以及有关四维地震勘探技术、垫底气设计技术、大井眼井和水平井技术、盐穴储气库技术、线性岩层洞穴建库技术和储气库优化等新技术的研究情况。 关键词：天然气 地下 储存技术 ２０００年，全世界总工作气量达到３１００×１０８ｍ３，日调峰能力达到４４．６×１０８ｍ３。西欧各国，约有地下储气库７８座，工作气量约５５０×１０８ｍ３，日调峰能力达到１０．９×１０８ｍ３。东欧及中亚各国，约有地下储气库６７座，工作气量约１３１０×１０８ｍ３，日调峰能力达到１０×１０８ｍ３［１］。由于受天然气市场变化的刺激，近年来世界地下储气库库容呈迅猛上扬势头，截至２００４年，全世界地下储气库总数达６１０座。地下储气库技术得到了世界各国的高度重视，其相关技术也得到了快速发展。我国的地下储气库技术已经 国外天然气地下储存建设技术进展
起步，截至目前已利用６座废弃的油气藏建造地下储气库存储天然气，尚有５座油气藏地下储气库和１座盐穴储气库正在建设中。我国的地下储气库技术与国外相比还存在一定的差距。目前国外正致力于发展以下几项新技术。一、寻找适于建库地质体的四维地震 勘探技术寻找适于建库的地质体不同于勘探一个油气藏，前者要更复杂一些。一个有合适盖层的油藏，并不一定能够用来储存天然气。能够储存天然气的地质构造必须保证储存的天然气不会泄露，既要有盖层的连续性，也必须有构造的密闭性。现代精细地震勘探技术能够显示较小的构造，甚至气—液界面和地层岩相的侧向变异。正处于研究阶段的四维地震技术是勘探适宜用作地下储气库构造的比较有应用前景的技术［２］（图１）。四维地震技术基于多项技术，如以均匀间距置于地面或永久置于井内的地震传感器；多层覆盖地震技术，如ＡＶＯ（Ａｍｐｌｉｔｕｄｅ ＶｅｒｓｕｓＯｆｆｓｅｔ），能更好地研究油藏岩石的物理性质［３］。能够用某种气体来替代天然气作垫底气，将会明显降低这部分的投资成本。国外对惰性气体或混合气体作为垫底气进行了试验，目前应用较多的是混合气，已经试验 了７座储气库［４，５］。应用混合气作为垫底气需要专门的技术、模型和测量工具以准确处理气体混相现象。试验结 果表明，应用垫底气后，投资成本可降低２０％。 三、大井眼井和水平井技术 在地下储气库中用大井眼完井能够明显地提高天然气调峰量。如果没有液体（油、水、凝析液）产出，在国外一定要用大井眼完井，这已经成为一条设计准则。此外，为了降低生产管柱延程压力损失，大部分井都设计为单一管径，减少缩径，避免发生气体紊流。 在地下储气库中钻水平井的主要目的也是提高单井调峰气量。若油藏渗透率较低，水平井比直井更具适用性。对于同一个油藏，水平井的调峰气量比直井高１．５～６倍，这主要取决于油藏性质和水平段的长度。在运行过程中，水平井还能抑制水的锥进。如果水平段在气水界面上，在采气过程中，由于水平段的压力损失要小于直井，因此能减小水体锥进速度。 在渗透率极低的含水层建库，这些技术绝对是需要 的。对于低渗透枯竭油藏改建地下储气库，这些大井眼、 水平井也是适用的。 四、盐穴储气库技术 油藏型储气库和含水层储气库都是将天然气储存在 天然的岩石孔隙中，而盐穴储气库与此不同，它是将天 然气储存在人工溶盐后形成的腔体中。降低盐穴储气库建设成本的主要方法是应用现代溶盐技术增加盐穴体 积；降低最小运行压力，提高最大运行压力。 盐穴用作储气库始于２０世纪６０年代。美国的第一座 盐穴储气库１９６１年建于密歇根州Ｍａｒｙｓｖｉｌｌｅ；加拿大的第一座盐穴储气库１９６４年建于萨斯喀彻温省的梅尔维尔；亚美尼亚的第一座盐穴储气库１９６４年建于Ａｂｏｖｉａｎ； 法国的第一座盐穴储气库１９６８年建于Ｔｅｒｓａｎｎｅ；德国的 第一座盐穴储气库１９６９年建于基尔。 盐穴储气库发展初期，其尺寸和容量相对较小，只有（３～１０）×１０８ｍ３／ｄ。随着工程技术的发展，到２０世纪图 １ 四维地震实例（据ＫＢＢ）深化地震勘探技术能够减小地下储气库建设初期的不确定性，减少观察井的数量，有助于将储气井布在构造的有利部位，减少井的数量。二、垫底气设计技术在建造一座地下储气库投资成本中，垫底气的费用占了最大的比例，一般要占到总投资的３０％～４０％。如果
国外地下储气库的技术与发展
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
储气库-基本情况
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
地下储气库地面工程工艺设计的原则
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。
试析地下储气库建设技术研究现状及建议
试析地下储气库建设技术研究现状及建议 发表时间：2019-04-03T11:40:30.793Z 来源：《建筑模拟》2019年第2期作者：张世强李东明宋光东 [导读] 地下储气库发展历史悠久，欧美国家的建设历史已经超过了一个世纪，全球范围内的储气库建设总量也达到了一定规模。 张世强李东明宋光东 管道局第五工程公司电气仪表工程分公司河北任丘 062552 摘要：地下储气库发展历史悠久，欧美国家的建设历史已经超过了一个世纪，全球范围内的储气库建设总量也达到了一定规模。但是，由于我国工业发展历史较短，在能源调供管理上也存在经验不足的状况，所以对地下储气库等能源储存管理单位的建设也相对不足。总而言之，我国地下储气库的发展任重道远，如果想要实现长远、有序的发展，必然需要对其发展趋势进行深入了解，而了解目前国际总体发展趋势就显得尤为必要。 关键词：地下储气库；建设技术；研究现状；建议 引言 如今，我国可利用能源相对匮乏，所以天然气生产调峰以及天然气资源储备的重要性不言而喻，而地下储气库是其生产调峰以及资源储备的最佳手段，并且能够保证天然气的安全供应，目前我国在天然气储气库技术的研究并不完善，需要相关从业人员积极探索与创新。 1中国地下储气库发展面临的主要问题 1.1复杂环境修建苦难 我国天然气资源主要集中在西部地区，但是西部地区经济落后，地质环境复杂，在修建过程中必然会受到地形与社会经济方面的阻碍，由此便会在很大程度上增加储气库修建的成本与风险。另外，综合我国地下储气库技术的发展状况来看，复杂地质环境的建库需要还远远无法得到满足。 1.2调峰上限不足 我国储气技术发展时间相对较短。所以，储气库在数量和规模方面还有所不足，这也就导致储气运营能力与实际调峰需要不匹配的状况产生。根据相关数据表示，我国储气库调峰能力不到5%，而国际认为的合理调峰应该保持在11%；另外，随着我国天然气开发量的不断增加，现阶段的调峰能力百分比还将继续降低。由此也可以认识到我国储气库建设的紧迫性。 1.3市场竞争不足 缺乏市场竞争是储气库市场发展受限的主要原因。储气库的建设、运营等环节都在国有企业的掌控之下，社会资本无法进入其中。在这种状况的长期影响下，我国储气库市场竞争力整体不强，在技术更新方面需求不大，而这也就导致储气库发展受到限制。 1.4运营机制不成熟 运营机制不成熟是发展过程中的又一难题，储气库管理建设不足直接导致运营能力低下的状况产生，相关单位如果不能对成本与效益进行有效处理，必然会导致储气库的运营举步维艰。 1.5相关政策措施缺乏可执行性规定 为了推动储气库发展，我国在政策方面给予了极大支持，但是从事储气库发展状况来看却并不理想。究其原因，可以认识到相关政策的实施没有落到实处。一方面，政策本身存在缺陷，对于支持行为没有明确进行规定，而这也就导致相关部门无法进行有效工作；另一方面，政策的执行没有受到监管，久而久之也就难以发挥实际效用。 2地下储气库建设技术要点 2.1枯竭油气藏气库的建库技术 我国在枯竭油气藏建库的技术已经比较成熟，已经研发出了一系列相关的技术，其主要有：一、地质方案设计技术。二、废弃井封井技术。三、钻井、固井、完井技术。四、钻井液技术。五、储层保护技术。六、工程配套技术等。我国科研人员，在本国枯竭油气藏特殊性的基础上，进行了大量建库工程配套技术的研发，让我国的建库技术有了非常大的发展。我国目前在枯竭油气藏运行、管理和维护方面的研究上还处于探索的阶段，各种技术依然非常不成熟。陶卫方等学者对储气库的调峰方式进行了优化，有效改善了一些气酷调峰难的问题。丁国生等学者设计了一整套的修井工艺，有效解决了储气库在维护管理中出现的一些难题。 2.2盐穴储气库技术 溶腔技术。通过大量的实验验证发现，溶腔过程的溶解角度的变化，往往对溶解速率造成不同的影响，当溶解角度为45度时，溶解速度达到最大值。我国袁进平研究的喷嘴式、延伸喷嘴式、软管式促溶工具，在很多储气库开发应用的过程中，已经取得了成功。国内对溶腔形状控制的研究，一般采用的是模拟实验仿真的方法，其主要应用的有岩盐溶蚀模拟技术、对流扩散模拟技术和单井形态控制技术。尤其在解决溶腔溶解过程中的泥质夹层垮塌这一技术难题上，也取得了很大的进步。 在相关盐腔稳定性研究中，也取得了很大的突破，但还没有形成完善的稳定性评价指标。根据相关盐层破坏的模拟实验表明，如果岩盐结构表面有裂纹产生，其经常为柱状的。夹层部分为压拉破坏，其表现为由内到外的锥形剪裂。在稳定性研究的过程中，一般都会建立一个和真实岩盐受力分析相一致的数学模型，利用该模型来进行各种计算，有效得出盐腔的变形规律。随着技术的不断发展，建模技术越来越成熟，建模结果和真实结果越来越相近。目前，国内的稳定性评价指标上还没有完全统一起来，这主要是由于我国地质条件相对比较复杂，地质构造变化非常快，各地岩盐也存在着较大的差别，难以只用一种评价指标来进行衡量。 密封性能分析。为了研究盐腔的密封性能，主要采用的是实验分析和建模分析两种手段。国外主要根据空间的结构和大小变化的情况，来分析出造成密封性降低的原因，并进行大量的实验来进行验证。我国在相关的研究上，主要侧重于盐穴储气库夹层的特点的研究，利用实验模拟的方法来对密封性进行研究，并取得了不错的研究结果。掌握了岩盐与夹层孔隙率与渗透率在气压作用下的变化规律，可以有效计算出地下储气库的最大储气压力。建立了含软弱夹层岩盐储气库的等效边界气流渗流模型，可以很好反映夹面层流的实际情况，可以有效得出气库天然气的渗透规律。 2.3加强对储气库建设核心技术的攻关，高度重视储气库的安全管理 较之于国外，我国的储气库在技术上仍存在着不少的差距，例如缺乏高压大型注采核心技术与装备、注气压缩机仍需依赖进口等，这
我国的储气库现状
我国的储气库现状： 我国在大庆曾利用枯竭气藏建造过两座地下储气库。萨尔图 1 号地下储气库于1969 年由萨零组北块气藏转建而成，最大容量为3800X 104m3,年注气量不到库容的1/2,主要用于萨尔图市区民用气的季节性调峰。在运行十多年后，因储气库与市区扩大后的安全距离问题而被拆除;又于1975 年建成大庆 喇嘛甸地下储气库，该地下储气库是大庆合成氨的原料工程之一，建在喇嘛甸油田气顶部，地面设施的设计注采能力为40 X 104m3, D95年注气量为2060 X 104m3，不足库容的0.5%，通过近年来的两次扩建，大庆喇嘛甸地下储气库的日储气能力达到100 X 104m3,年注气能力达到1.5 X l08m3，总库容己 经达到25.0 X l0 8m3，，到目前为止已经安全运行30年，累计采气10X l08m3。 我国首次大规模采用储气库调峰是在陕京输气管道工程。为了解决北京市季节用气的不均衡性问题，保证向北京市稳定供气，1999 年修建了大港油田大张坨地下储气库。大张坨地下储气库采用目前国内最先进的循环注气开采系统，有效工作采气量为 6 X l0 8m 3/a ，特殊时期的最大日调峰能力为 1000X 104m3。大港储气库除了供应北京以外，还有部分天然气供应天津、河北沧州等地。为保证供气安全，2001 年来，继大张坨地下储气库后又建成了板876 地下储气库，板中北高点地下储气库。 3 座地下储气库全部为凝析油枯竭气藏储气库，位于地下2200—2300m处，四周边缘为水，较好的地层 密封性避免了天然气流失。3座地下储气库日调峰能力为1600X 104m3，最大日调峰能力将达到 2930X 104m3。其中，板876地下储气库年有效工作采气量为I X l08m3,最大日调峰能力为300 X 104m3, 板中北高点地下储气库年有效工作采气量为 4.3X I08m3。大港3个储气库己经累计注气近8X I08m3, 而且配套设施完善，能够在3min 内启动整个应急供应系统，保证了北京的用气需量。 为保证西气东输管道沿线和下游长江三角洲地区用户的正常用气，现在长江三角洲地区选择了江苏省 金坛市的金坛盐矿和安徵省定远币的定远盐矿建设盆穴地下储气库。这两个盐矿地理位置优越，地质条件得天独厚，盐矿储量规模大，含盐品位高，地面淡水资源丰富，盐矿开采己形成一定规模。设计总的调峰气量为8X I08m3,有效储气量为17.4 X I08m3，建成后日注气量为1500X 104m3，日采气量范围4000 X 104m3,完全可以满足长江三角洲地区季节调峰的要求，将于2008年前建成投入使用，2020 年达到建设规模。初设金坛单腔盐穴几何形状为边部不规则的短轴椭球形腔体，盐穴高度为135m （顶、 底部预留密封厚度）,平均直径为55m，储气容积达到25X 104m3。在储气库运行工作压力范围为 5.5? 16MPa,储层温度为45C的情况下，有效工作气量可以达到2900X 104m3°确定建库部署23个盐穴（部分利用老溶腔），可形成储备有效的工作气量 6.7 X I08m3o定远盐矿埋藏浅，盐层顶面一般在300?400m 之间，可建单腔盐穴储气体积8.54X 104m3o在储气库运行工作压力为2?6.3MPa，储层温度为20? 33'C的情况下，有效工作气量为400 X 104m3o初设建库部署36个盐穴，形成总储备有效工作气量 43 1.4X 10 m o 为完善陕京二线天然气输配系统，我国拟在华北地区建设一座新的地下储气库。通过前期对华北地区建库库址的筛选评价，认为华北油田任11 井潜山油藏在建库地理位置、地质条件以及注气提高原油采收率等方面具有一定优势，可