国外地下储气库新技术

国外地下储气库新技术
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：
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。

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起步，截至目前已利用6座废弃的油气藏建造地下储气库，但我国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。

1.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。

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。

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。

2.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。

国外对于隋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。

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%。

3.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，为了降低生产管柱沿程压力损失，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。

4.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世纪末，欧洲盐穴储气库的总容量已达到(400～600)×1012m3/d。

盐穴容量主要受注采气井压力损失和设备运行中安全要求的限制。

降低最小运行压力能够增加有效工作气量，减少垫底气的投资。

最小运行压力每降低1MPa，能节省约10%～15%的总投资。

单腔最大储气能力与最大运行压力有关，最大运行压力提高10%，有效工作气量大约能增加15%。

但是，最大运行压力受到盐层气密封性的制约。

一般来说，最大运行压力要小于盐层上覆地层的重量，梯度大约为0.23MPa/m；一些特殊的区块，梯度小于
0.2MPa/m。

溶盐建腔的费用约占总投资的25%～35%，而且需要一个长期的过程，每溶1m3的盐需要7～9m3的水。

溶盐所形成的盐水浓度大约为300kg/m3。

通常被工业用来生产氯化钠，或重新注回地下，甚至被排放到海里。

溶盐建腔需要两根管柱，一根注入水，另一根返出盐水。

同时要做各种检测，以保证溶盐后能够形成符合设计的腔体形状。

管柱鞋深度需要根据溶盐情况逐步调整，但是必须在顶部利用液化石油气、原油、氮气，甚至天然气形成保护层，以保护上部顶板不被溶解。

目前，世界上许多国家致力于溶盐优化技术的研究(如SMRI或INVDIR的SALTXX以及Gaz de France的SURMOVINER)。

据说，利用新的研究成果，至少可使工艺步骤和声波检测的次数减少50%，投资降低10%以上。

在溶盐过程中，加压注入气体(天然气或惰性气体)、柴油、液化石油气等都可以保护顶板。

腔体溶成后，需要重新完井，用以排出盐水并实施首次注气。

天然气从排卤管柱和生产油管(或套管)的环形空间内注入，盐水通过排卤管柱采出。

建库总体时间与盐丘(含盐构造)大小有关，有的需要一年多，有的需要几年。

边溶盐、边储气是盐穴建库的一项新技术，已在美国得克萨斯州Moss盐矿和路易斯安那州Egan盐矿成功应用，明显降低了投资。

这种盐腔的初始部分还是利用传统的水溶盐方式形成的。

首先将上部盐层溶至设计的尺寸，而此时下部还未溶解。

这种技术需要专门的设备，如井口和溶盐管柱，在保证上部腔体储气的同时，使下部能够继续顺利溶盐建腔；上部盐腔排卤储气的同时，下部盐层开始溶解建腔。

上部储存的气体恰好可以作为下部盐层溶解时的顶板保护层。

在溶盐过程中，气体和盐水的界面被严格控制，基本保持在盐腔中部。

一旦下部的盐层溶解到与上部腔体基本相同的直径时，继续利用上述完井方式和井口设备优化储气库的运行，扩大储气能力。

此时，气和盐水的界面也不再维持在原来的位置，而是经常地上下移动。

这时更要严格控制气体盐水界面，以保护顶板，避免天然气泄漏。

盐穴储气库一般建在厚度约150～400m 的盐层里。

厚度在60～l00m的薄盐层也能用于建造地下储气库，只是储气能力较小，在(5～10)×104m3/d之间。

但是某些区块，主要是沉积盆地的边缘，盐层厚度还不足60m，显然利用常规技术在这种盐层上建造地下储气库是不可能的，主要问题在于溶盐流道的控制。

薄盐层中肯定掺杂着不溶解层，与普通的大尺寸盐腔不同，在这种盐层中重力不能发挥关键的分离作用。

根据地质力学以及1000～3000m2横截面积上盐穴流道形状三维模型研究，对于这种盐层，建造一个水平段几百米、容量(10～100)×104m3的地下储气库是合适的。

这种气库的投资比常规盐穴储气库要高15%～20%。

但在欧洲和北美，这项技术正在逐渐被广泛应用。

俄罗斯也正计划应用该技术。

5.线性岩层洞穴建库技术
线性岩层洞穴建库技术为那些没有合适地质构造建造地下储气库的国家提供了一种选择，主要原理是把气体以高压(15～25MPa)储存在相对较浅(100～200m)的线性岩石洞穴中。

压力由固定在水泥层里的管线传递，岩石的作用就是承受高压。

这种气库的局限在于地层的岩石性质。

在瑞典的Grangesberg，成功应用该技术在地下50m处建造了一个130m3的腔体。

1997年，在瑞典南部Skallen 建造了一个示范性气库，库容40000m3。

这种气库的先导性试验及相关测试已于2003年完成。

该气库的建设成本约是普通气库建设成本的2～4倍，但维护运行成本远远低于液化石油气储存设备的运行成本。

由于输送气量大，液化石油气的储存设备一年内可以循环几次，因此相同条件下它的服务成本和其它储气设备的运行成本相当。

6.储气库优化运行技术
目前，许多新的技术被用来帮助管理者更加有效地管理地下储气库。

比较重要的有：非胶结孔隙油藏砾石充填防砂技术；聚合物调剖控水技术；非胶结孔隙油藏固结技术；用于改进设计的数学模型和软件，包括能提供油藏几何形状和岩石性质的三维模拟软件；地下储气库设备维修和操作技术；新的测井工具，如核磁共振、改进的三维地震传感器、多种流体及砂粒探测器；永久传感器和井内光纤能随时提供油藏参数(尤其是盐穴)等。

除技术改进、新技术研发外，气库的业主和操作者还致力于解决技术和经济
上的优化问题。

目前，较多关注的有：一是较复杂的判断工具，如风险管理、随机模拟等；二是如何把气库模型联结成一个简化的气体网络模型；三是每个设备的日常管理和控制；四是真实的经济数据，如边际成本、运行成本、每个设备储存产出气量的变化，以及依靠进口维持气量的成本。