CNG加气站储气系统解读课件

CNG加气站储气系统廖柯熹liaokxswpi@163.com西南石油大学石工院储运所2023/7/231CNG加气站储气系统2023/7/221目录储气方式与工艺CNG加气站储气井检测方法适应性分析储气井井筒漂移与井窜分析CNG加气站储气井泄漏监测系统目录储气方式与工艺2023/7/233CNG加气站储气方式与工艺2023/7/223CNG加气站储气方式与工艺压缩天然气的储存系统2023/7/234压缩天然气的储存系统2023/7/224压缩天然气的储存系统2023/7/235压缩天然气的储存系统2023/7/225压缩天然气的储存系统2023/7/236压缩天然气的储存系统2023/7/226压缩天然气的储存系统2023/7/237压缩天然气的储存系统2023/7/227压缩天然气的储存系统气瓶储气大气瓶：每个气瓶容积在500L以上的大气瓶组，每组3-6个，在国外应用得最多。2023/7/238压缩天然气的储存系统气瓶储气2023/7/228压缩天然气的储存系统气瓶储气

2023/7/239小气瓶组：每个气瓶容积在40-80L，每站40-200个。压缩天然气的储存系统气瓶储气2023/7/229小气瓶压缩天然气的储存系统2023/7/2310大容量高压容器储气单个高压容器，容积在2m3以上。压缩天然气的储存系统2023/7/2210大容量高压容器储气压缩天然气的储存系统2023/7/2311大容量高压容器储气单个高压容器，容积在2m3以上。压缩天然气的储存系统2023/7/2211大容量高压容器储气压缩天然气的储存系统2023/7/2312地下储气井①井管直径177.8-298.4（套管）；②单井水容积1～10（Nm3）；③井深80-200（m）；④工作压力（≤25MPa）。

CNG地下储气井压缩天然气的储存系统2023/7/2212地下储气井CNG加气站储气井检测方法适应性分析2023/7/2313CNG加气站储气井检测方法适应性分析2023/7/2213CNG加气站储气井主要失效形式

井窜失效：在储气井不断的充放气过程中，套管和水泥环胶结形成的第一界面最容易发生疲劳脱粘。发生脱粘就会使得套管与水泥环之间摩擦力变小，井筒也会相应向地面伸长。某一时刻伸长量大于临界值时，井筒可能就会窜出地面，造成井窜事故。储气井充放气过程CNG加气站储气井主要失效形式井窜失CNG加气站储气井主要失效形式

腐蚀与泄漏失效：泄漏是影响储气井安全的失效形式之一。泄漏包括井口装置泄漏和井下泄漏。井口装置泄漏发生在井口封头与井管螺纹联结、管件联结和井口装置的阀门等部位，可通过天然气浓度监测仪进行监测。井下泄漏是发生在井口以下部位，不宜发现，可通过项目研究开发的泄漏监测系统进行监控。腐蚀导致的储气井事故（宜宾）CNG加气站储气井主要失效形式腐蚀16储气井腐蚀检测超声波检测超声波检测优点是检测厚度大、灵敏度高、速度快、成本低、对人体无害，能对缺陷进行定位和定量。超声波探伤检测的局限性在于缺陷的显示不直观，容易受到主客观因素影响，以及探伤结果不便于保存，超声波检测对工作表面要求平滑，要求富有经验的检验人员才能辨别缺陷种类。16储气井腐蚀检测17储气井腐蚀检测涡流检测

美国西南研究院开发了一套基于远场涡流的智能检测器。这套检测设备检测的直径范围为6~8英寸（150~200mm），其上的传感器可以收缩以通过受限制的管段，例如弯头、三通、闸阀等。检测的速度为100mm/s，在直管段，检测距离能过达到500英尺（约150米），检测的精度可达到管道壁厚横截面的2~3%，在监控模式下，缺陷检查的灵敏度常常低于1%。17储气井腐蚀检测18储气井腐蚀检测漏磁检测

由于缺陷的漏磁信号和缺陷形状具有一定的对应关系，漏磁通信号的峰值和表面裂纹的深度有很好的线性关系，因此可以对缺陷进行量化，对缺陷的危险程度进行初步判断。由于传感器不能像磁粉一样紧贴在被检测表明，和被检测面有一定的提离值，因此降低了检测灵敏度。另外缺陷的形状特征和检测的信号特征不存在一一对应的关系，因此漏磁场检测只能给出缺陷的初步量化结果。18储气井腐蚀检测19MIT多臂井径仪直径：73mm长度：2.5m精度：1.0mm分辨率：0.10mm最大压力：100MPa最大温度：175℃最大测速：10m/min测量范围：80mm～210mm额定温度：150℃额定压力：105MPa工具直径：43mm长度：2.179m重量：13.6kg测量范围：50.8mm---177.8mm19MIT多臂井径仪直径：73mm长度技术比选20主要参数传感器数量直径mm长度mm重量kg额定温度℃额定压力MPa测量范围mm超声波检测12个探头4311819.517010544.5~177.8漏磁检测12个探头43217913.615010544.5~177.8涡流检测4810010009.012035152.4-203.2MIT-24B测臂24支4311819.517010544.5~177.8MIT-40B测臂40支7325003017010580.0~210.0MTT12个探头43217913.615010544.5~177.8仪器精度超声波径向分辨率：；径向精度：；垂向分辨率：/min的情况下为漏磁厚度精度：工具的精度依赖于缺陷的尺寸，无损伤油管精度为15%壁厚。缺陷分辨率：检测缺陷的能力依赖于缺陷的尺寸。直径的缺陷：50%的壁厚，35%的金属损失量。直径的缺陷：30%的壁厚，20%的金属损失量。涡流与管壁不直接接触，通过障碍能力较好，可测量20％壁厚变化，周向分辨率为，可提供储气井内影像。MIT径向分辨率：；径向精度：；垂向分辨率：/min的情况下为2.1082mm。MTT厚度精度：工具的精度依赖于缺陷的尺寸，无损伤油管精度为15%壁厚。缺陷分辨率：检测缺陷的能力依赖于缺陷的尺寸。直径的缺陷：50%的壁厚，35%的金属损失量。直径的缺陷：30%的壁厚，20%的金属损失量。技术比选20主要参数传感器数量直径长度重量额定温度℃额定压力21根据储气井结构和缺陷的检测要求，基于传感器数量、规格、适用压力、适用温度、测量范围和仪器精度对超声波检测、涡流检测、漏磁检测、MIT多臂井径仪检测和MTT磁测厚仪检测的检测方法进行分析，结合目前国内储气井专用检测设备应用情况，可采用远场涡流检测、超声波检测两种方法进行储气井腐蚀检测。技术比选21根据储气井结构和缺陷的检测要求，基于传感器数量、22储气井固井质量检测方法

声幅测井、SBT扇区胶结测井、MAK2Ⅱ声波/伽马变密度测井

声幅测井只能反映第一界面的胶结情况，无法识别第二界面的胶结质量。而SBT扇区胶结测井的缺点是当第一界面胶结差、尤其是存在微环时，SBT测井不能正确评价第二界面的胶结情况。MAK2Ⅱ声波/伽马变密度测井仪发射能量较强，测井时不受井内介质、套管尺寸和仪器偏心等诸多因素的影响，比常规VDL测井能更准确、真实地反映水泥胶结情况。综合利用伽马变密度测井，可判定水泥环内的微间隙、窜槽以及当第一界面胶结差时第二界面的胶结质量。因此，在具备条件下推荐采用MAK2Ⅱ声波/伽马变密度测井仪进行固井质量检测和评价。22储气井固井质量检测方法储气井井筒漂移与井窜分析2023/7/2323储气井井筒漂移与井窜分析2023/7/222324均匀应力下井筒力学模型（1）井筒为标准中允许的井筒，水泥环材料、地层材料性质为均质、连续、各向同性材料的线弹性材料；（2）固井过程中水泥浆完全充满环形空间，井筒居中不存在偏心，井筒和水泥环视为厚壁圆筒，井眼为垂直井眼不存在偏移，且为规则的圆形。井筒－水泥环－地层耦合模型24均匀应力下井筒力学模型（1）井筒为标准中允许的井筒25均匀应力下井筒力学模型第一界面和第二界面处的接触压力为：

井筒：水泥环：地层：25均匀应力下井筒力学模型第一界面和第二界面处的接触压力为：26非均匀应力下井筒力学模型根据弹性力学原理，非均匀地应力下地层水泥环井筒系统力学耦合问题可视为平面应变问题，建立相应的分析模型。井筒－水泥环－地层耦合模型井筒的位移分量为：26非均匀应力下井筒力学模型根据弹性力学原理，非均匀27储气井井窜力学模型由于储气井内的压力在充气过程中是变化的，井筒长度一般为100m～200m。由气体性质可知，井内的压力从井口到井底不可能达到瞬间平衡，因此气井内的压力是非均匀分布。由于井口处为高压天然气的入口，所以该处的井口压力最大，井底压力最小。这样就在井内形成了一个压力差，该压力差便是井窜的动力。储气井受力示意图27储气井井窜力学模型由于储气井内的压力在充气过程中28储气井界面脱粘示意图界面脱粘局部放大示意图界面的脱粘速率为：28储气井界面脱粘示意图界面脱粘局部放大示意图界面的脱粘速率29储气井井窜失效模型应用分析以某CNG加气站一站进行模型建立与应用，压缩机组采用撬装式结构，储气装置为储气井（4×3m3），设计日供气15000m3，最大日售气量达22000m3左右，平均售气量16750m3/日。1、边界条件：均匀地应力4MPa（地下159.04.米处），井筒内压力为25MPa；2、地层参数：地层弹性模量E地=5000MPa，地层泊松比0.4；3、水泥环参数：厚度为20mm，水泥环弹性模量28000MPa，泊松比0.2；4、井筒参数：外径177.8mm，壁厚10.36mm，弹性模量206000MPa，泊松比0.3。29储气井井窜失效模型应用分析以某CNG加气站一站30

由表中计算结果可知，推导的解析解公式的计算值与ANSYS计算结果非常接近，相对误差在2.5％以内，验证了模型的正确性，可用于分析储气井井窜失效规律。有限元计算模型

位置（MPa）井筒内壁第一界面第二界面解析解应力（MPa）170.178.916.7解析解等效应力（MPa）163.272.514.7有限元等效应力（MPa）164.875.815.3相对计算偏差（％）0.981.552.3330由表中计算结果可知，推导的解析解公式的计算值与A31

随半径的增大方向，径向应力由井筒内的压力25MPa减小到地层的地应力2MPa，当壁厚为10mm时，水泥环内外壁径向应力分别为：内壁3.33MPa，外壁2MPa。但是，可以看出井筒壁厚较小的组合系统的曲线变化要显著，说明它在径向上应力下降幅度明显。井筒壁厚对井筒受力的影响31随半径的增大方向，径向应力由井筒内的压力25M32水泥环壁厚较小的组合系统，其内壁所受的拉应力较大，厚壁圆筒在承受内压时，内壁是最危险的界面。从减小两个界面的应力来讲，采取较厚的水泥环是对整个系统受力分布是最有利的。水泥环厚度对井筒受力的影响32水泥环壁厚较小的组合系统，其内壁所受的拉应力较大33从保护水泥环完整性的角度来看，水泥石相对较低的弹性模量、较大的泊松比更有利于使水泥环不被破坏。但是，当水泥石弹性模量较小、泊松比较大时，其抗压强度一般较小，所以对水泥石的弹性参数和物理参数还需综合考虑。水泥环基本参数对井筒受力的影响33从保护水泥环完整性的角度来看，水泥石相对较低的弹34对某储气井进行现场调研，储气井最大漂移量为5.2mm，有限元计算结果为：井筒最大漂移量4.981mm，相对误差为5.57%，因此建立的漂移模型可用于储气井的井窜失效分析。储气井井窜漂移模型应用分析第一界面剪应力分布图第一界面径向应力分布图34对某储气井进行现场调研，储气井最大漂移量为5.2CNG加气站储气井泄漏监测系统2023/7/2335CNG加气站储气井泄漏监测系统2023/7/223536储气井工况仿真模型建立

基于质量守恒、能量守恒、动量守恒方程，建立CNG高压储气井动态工况仿真模型。储气井泄漏质量平衡图36储气井工况仿真模型建立基于质量守恒、能量守恒、37储气井工况仿真模型建立

进（出）气管道检测点截面示意图储气井微元示意图37储气井工况仿真模型建立进（出）气管道检测点截面示意图储38储气井泄漏动态监测系统开发

储气井泄漏动态监测系统由VB6.0写成，采用面向对象的程序设计方法，利用事件驱动方式来完成程序的控制。该系统基于Windows98/2000/XP操作平台，采用开放结构，支持Windows的各项功能和资源，利用VisualBasic与数据库间良好的连接特性，为系统的应用和具体操作创造良好的图文集成环境。38储气井泄漏动态监测系统开发储气井泄漏动态监测39监测界面参数设置监测曲线运行状况39监测界面参数设置监测曲线运行状况40时刻（min）充气量（Nm3）井口压力（MPa）实际储气量（Nm3）计算储气量（Nm3）1018.800212.9519.2412.9513.52312.7519.7112.7512.2941320.151313.62512.5520.612.5512.44612.9821.0912.9812.18713.4921.5613.4913.75813.9622.0813.9613.3912.7322.5612.7311.96充气工况第1组数据分析（共4组）40时刻（min）充气量井口压力实际储气量计算储气量101841充放气工况第1组数据分析（共4组）时刻（min）充气量（Nm3）放气量（Nm3）井口压力（MPa）实际储气量（Nm3）计算储气量（Nm3）10017.9700212.727.9818.134.744.98313.058.8318.284.224.221412.9412.2218.310.720.6512.572.7218.639.8510.7613.225.418.887.828.6712.9415.6718.79-2.73-2.92813.5111.4418.862.072.17911.547.51194.034.121013.219.3119.123.94.421112.4519.1218.9-6.67-7.151212.7321.0818.61-8.35-8.541312.7521.218.34-8.45-9.31412.5611.2818.3