买专利卖专利找龙图腾，真高效！ 查专利查商标用IPTOP,全免费！专利年费监控用IP管家,真方便！

申请/专利权人：长江大学

摘要：本发明属于能源存储技术领域，公开了一种枯竭气藏压缩空气储能库设计方法及系统，包括：枯竭气藏压缩空气储能库选址选层的综合评价；注采井井距与井网优化；注采井井筒参数计算；枯竭气藏压缩空气储能工作制度设计。本发明充分利用了枯竭气藏的天然密封性等条件，为压缩空气储能系统提供了显著的优势，可能降低建设成本、提高系统效率。本发明提供了一套综合方法，包括选址、选层、库容估算、井型优选、井距优化等，这种综合方法可能更全面地解决了压缩空气储能系统建设和运行中的多个技术问题。本发明采用显式四阶Runge‑Kutta数值求解方法对流动参数进行耦合计算，提供了一种数值模拟的手段，有助于更准确地分析系统在不同条件下的运行情况。

主权项：1.一种枯竭气藏压缩空气储能库设计方法，其特征在于，包括：S1，枯竭气藏压缩空气储能库选址选层的综合评价；S2，注采井井距与井网优化；S3，注采井井筒参数计算；S4，枯竭气藏压缩空气储能工作制度设计；S1具体包括：S101,建库区压缩空气储能电站建设的主要目的是调节电力峰谷，改善电力品质；这两者是决定压缩空气储能区域选址的首要因素，具体包括：区域有电力负荷中心或存在峰、谷用电量差；区域有光伏或风力能源间歇性能源分布；区域有储层发育区、储量富集区、气井高产区；区域地震、地质构造史及构造运动情况稳定；区域工程地质及水文地质条件良好；区域交通便利；S102，建库层位压缩空气储能的建库层位是决定其能否成功的关键因素：取所选建库区各层位的岩心做敏感性测试，具体包括：计算层位的渗透率范围，若层位渗透率低于某一值时，总渗透率损失率随渗透率降低而急剧增大，该值为渗透率下限；渗透率低于该下限值的层位具有较强的周期应力敏感性和应力敏感性，不能满足压缩空气储能多周期强注强采需求；计算层位的孔隙度，其中有效孔隙度反映连通孔隙的大小，次生孔隙度能表征大孔隙发育程度，裂缝孔隙度反映储层渗流能力；有效孔隙度越大、裂缝和次生孔隙越发育，储层含气性越好；计算层位的有效厚度，利用有效孔隙度与有效厚度的乘积代表储集能力指数，反映储层的储集能力；选择边底水能量较弱的层位，水淹程度相对较低；比较层位的当前压力与储能库工作上下限压力，低于下限压力需要垫气量大，接近上限压力建库难度大；S103，库容参数设计：库容量作为建库的重要运行指标，也是设计其它运行指标的前提，准确计算库容量对衡量储气库的调峰能力具有十分重要的意义；运用静态法与物质平衡法的原理计算该压缩空气储能的库容量，并对不同地层压力下库容量进行动态预测；基于物质平衡法的基本原理，建立该压缩空气储能在注气过程中的物质平衡方程式，对该压缩空气储能的库容量进行动态预测，具体包括：注气过程物质平衡方程式：在储气库注气过程中，假设储层的孔隙体积保持不变，油气藏废弃时存留在储气库中的天然气量在标准状况下为Gi，总的库容量为G，则累积注气量Gp为： 式中Bgi为原始天然气体积系数，无因次；Bg当前地层压力下天然气的体积系数，无因次；Gi油气藏废弃时存留在储气库中的天然气量在标准状况下为，G总的库容量，Gp则累积注气量；采气过程物质平衡方程式：对无水侵或不产水的干气藏在储气库采气过程中，假设储层的孔隙体积保持不变，油气藏废弃时存留在储气库中的天然气量在标准状况下为Gi，总的库容量为G，则累积采气量Gp为：Gp＝G-Gi+CtGBgiΔp2 考虑枯竭气藏采出过程中边底水入侵，物质平衡方程如下： 式中：Gp为累计产出的天然气量，m3；Bg当前地层压力下天然气的体积系数，无因次；Wp累计产出水量，m3；Bw为地层水体积系数，无因次；Bgi为原始天然气体积系数，无因次；Ce为气藏容积的压缩系数，MPa-1；G原始天然气储量，m3；We累计水侵量，m3；Δpf为地层压为降，MPa；Ct地层容积的压缩系数，MPa-1；S2具体包括：S201，注采井之间存在最优井距：在褶皱翼部部署井位时，对于地层倾角较小的平缓地区，采用矩形、菱形、梅花形井网设计方案，最大限度利用资源；S202，根据大倾角地层压降漏斗的特点，适当缩小走向井间距，增大倾向井间距，以便形成有效的井间干扰，扩大压降传播范围；在向斜轴部地区，适当缩小井距，更快的降低储层压力；S203，当气藏压力系数较大时，适当减小采气井井距，提高气藏的采气效果；随着气藏压力系数的减小，适当增大井距，达到增加排气效果的目的；S204，根据式得出井控面积，利用库区面积除以井控面积求得控制有效库容的最小井数；S205，用压缩空气储能每个注采周期内为满足调峰的需求注采气量除以对应条件下的单井的最大注采量，得到需要的最大井数；综合二者实现对库容的有效控制，且满足调峰的用气需求；S206，根据物质平衡方程可得井控半径计算方法如下： 式中：为采气初时工作井井控范围内地层平均含气饱和度；Vgi为采气初时井控范围内含气体积，m2；Vb为采气初时井控范围内地层孔隙体积，m3；reib为初始井控半径，m；φ为储层平均孔隙度；h为储层有效厚度，m；Sgr为残余气饱和度；S207，注采井井型：针对储气库储层特征和生产特征综合多方面对比；S208，考虑该区块多套含气层系的发育走向，若纵向发育则选直井更好，反之则选水平井；针对建库层位不同水平段长度下水平井产能和直井产能替换比进行计算对比产能，若水平井产能无明显优势则直井为合理注采井井型；S209，水平井产能釆用如式所示的Joshi水平井产能方程： 式中:q为水平井产量，m3d；K0为有效渗透率，mD；h为气层厚度，m；Δp为生产压差，MPa；μ为气体粘度，mPa·s；B0为体积系数，无因次；a为水平井椭圆泄油体半长轴，m；b为水平井椭圆泄油体半长轴，m；L为水平段长度，m；β为各向异性系数，无因次；rw井筒半径，m；re为外边界半径，m；Kh为气层水平方向渗透率，mD；Kv为气层垂直方向渗透率，mD；S210，注采井抗冲蚀能力：高速注采选择注采管柱时需要考虑冲蚀的影响，计算不同管径冲蚀流量随井口压力的变化：S211，只要井口处的气流速度能满足不产生明显冲蚀的条件，则井筒中管柱任何断面处的速度也一定能满足条件；井口处油管的冲蚀流速与气井相应的冲蚀流量和油管内径的关系式可由下式表示： 式中:qe为气井井口处的冲蚀流量，104m3d；d为油管内内径，mm；ds为油管、套管环形空间的当量直径，mm；D为套管内径，mm；D1为油管外径，mm；ve为冲蚀流速，ms；ρg为气体密度，kgm3；γg为气体相对密度；P为油管流动压力，MPa；Z为气体偏差系数；T为气体温度；S212，携液能力计算方法：在确定油管尺寸时，必须考虑气井携液问题；最小携液产气量采用李闽公式： ρg＝3.4844×103γgpwfZT12式中，qcr为最小携液产气量，104m3d；A为油管内截面积，m2；vg为气流携液临界速度，ms；ρL为液体密度，kgm3；ρg为液体密度，kgm3；σ为界面张力，mNm；S213，根据李闽模型计算不同尺寸油管临界携液流量随井口压力的变化，在最低井口压力时，各类油管的临界携液流量均需要小于该管径的气井生产流量以证明气井具备连续带液生产能力；S214，注采井产能分析：枯竭气藏压缩空气储能注气时天然气通过井筒注入井底后，向周围扩散；采气时井底压力小于地层压力，气体向井底汇聚；井底压力变化可由气藏稳定渗流方程如下式： 其中： 式中：C为状态系数，采气时取值1，注气时取值-1；pr为地层原始静压，MPa；pwf为井底流动压力，MPa；qg为气井井口产量，104m3d；K为地层有效渗透率，10-3μm2；h为地层有效厚度，m；μg为气层平均状态下的参考黏度，mPa·s；psc、Tsc为气体标准状态下的压力和温度，psc＝0.1013MPa，Tsc＝273.15K；φ为气层孔隙度，无因次；Ct为地层综合压缩系数，MPa-1；t为时间，h；S为表皮系数，无因次；D为非达西流动系数，m3d-1；rw为井的折算半径m；S3具体包括：S301，注采压力计算：气体从井底沿油管流到井口，假定为稳定流取长度为dl的管段为控制体，则根据能量方程写出：dp+ρvdv+ρgdH+dW+dLW＝016式中：dp——管长dl内对应的总压降；ρ——流动状态的气体密度，kgm3；G——重力加速度，ms2；l——油管长度，m；v——气体流速，ms；dW——外界对气体所做的功；dLW——摩擦引起的压力损失；d为油管内径，m；对于垂直管气体流动：从管鞋到井口没有功的输出，也没有功的输入，即dW＝0；动能损失忽略不计，即υdυ＝0；则式写成： f为阻力系数，用Colebrook公式： 式中Re为雷诺数：d为油管内径，m；e为油管内壁绝对粗糙度，m；标准状态取为：psc＝0.101325MPa，Tsc＝293K；qsc为标准状态下气体流量，m3d；则在管内任意一点p，T下， 考虑到井内气体向上流动时，沿气体方向压力是逐渐递减的，改写成积分形式整理后可得： 方程中，p、T为l的函数，Z又是T和p的函数，用迭代法将井筒全长H分成n段，段长为ΔH；每一段中，T、Z用该段的平均值，即求解可得： 同理可得气体注入过程有： 式中p2为计算段的终点流动压力，MPa；p1为计算段的起点流动压力，MPa；为在条件下气体的压缩系数；d为油管内径，m；为流动管柱ΔH段内气体平均温度，K；T1与T2分别为计算段起始点与终点的温度，K；S中间参数；由式从已知的井口压力ptf开始，逐段往下计算，直到井底即可求出井底压力pwf；由式从已知的井底压力pwf开始，逐段往上计算，直到井口即可求出井口压力ptf；S302，注采温度计算：Shiu和Beggs将松弛距离、比定压热容、井底温度、地温梯度视为常数，导出了油井沿井深z的温度计算公式为： 式中：Twf井底流体温度，K；gT井筒静温梯度，Km；A松弛距离，m；表征任意流通断面的地温按井筒内流体温度梯度折算到流体温度曲线所产生的相对距离；Cpm——井筒流体混合物的平均比定压热容，Jkg·K；gf——井筒内流体温度梯度，Km；根据流体在油管内做一维流动假设，流动参数只在流动方向上发生变化，油管内任意截面处流体参数均匀，由质量守恒定律得到单位时间内流入单元体的质量等于流出单元体的质量，则微分形式的连续方程为： 根据动量定理，则压力梯度为： 式中:f为管壁摩擦系数，无量纲；由于油管管径变化很小，故Joule-Thomson系数甚小可以忽略，根据式11～式13，则温度梯度为： 式中q气体流量，104m3d；Twf为摩擦热量，J；S303，注采气体密度和流速计算：气体密度根据实际气体状态方程得到在深度方向上微分形式为： 式16中:M为气体摩尔质量，kgmol；R为气体常数，R＝8.314JmolK；Z为压缩因子，无量纲；T为热力学温度，K；油管内任意温度和压力条件下，气体密度和气体流速为： 式中：γg为气体相对密度；P为气体压力，MPa；qsc为标准状态下气体流量，m3d；S304，数值求解：根据式分别得出注气过程和采气过程中温度梯度、压力梯度、密度梯度、速度梯度的微分方程组为： 式中:Cp为天然气定压比热；Cp＝1243+3.14T+7.931×104T2-6.881×107T336将密度梯度、速度梯度、压力梯度、温度梯度分别记为Fii＝1，2，3，4初始条件记为井口或井底处密度、速度、压力、温度，步长记为x； 利用经典的四阶Runge-Kutta求解此方程组，计算过程如下: 以井口或者井底的流动参数为初值，通过显式Runge-Kutta的数值求解方法依次计算，从而输出任一深度处气体的密度、流速、温度、压力参数；S4具体包括：S401，运行压力区间设计上限压力的设计原则是兼顾工作气量且不破坏储气库封闭性；S402，下限压力的设计原则是调峰稳定供气能力时的最低气层压力；S403，注采时间规划及注采井数设计：运用数值模拟技术建立工区模型，以考虑气井产水影响下单井生产能力为基础，设计工作气量方案，并对不同工作气量条件下注采井井数进行分析；S404，计算基础垫气量，是指油气藏废弃时所留存在储层中的气体总量；S405，计算附加垫气量，是指当地下储气库达到运行压力的下限时所增加的垫气量。

全文数据：

权利要求：

百度查询： 长江大学 一种枯竭气藏压缩空气储能库设计方法及系统