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题名关井阶段CO_(2)作储气库垫层气的动态影响规律
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作者
曹洪源
柏明星
杜思宇
张志超
刘业新
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机构
东北石油大学石油工程学院
东北石油大学提高采收率教育部重点实验室
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出处
《石油与天然气化工》
CAS
CSCD
北大核心
2024年第3期37-42,共6页
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基金
国家自然科学基金“枯竭油藏型储气库二氧化碳作垫层气机理及注采动态规律研究”(52174020)
国家重点研发计划“二氧化碳提高油藏采收率与地质封存一体化关键技术及应用示范”(2022YFE0206700)。
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文摘
目的为应对地下储气库中的垫层气损失,采用经济气体CO_(2)作为垫层气,目前,CO_(2)作垫层气在实际应用中存在各种条件限制,且对其在关井阶段的应用研究较少,有必要对在关井阶段CO_(2)作垫层气对天然气储气库的运行影响因素进行研究。方法利用有限元模拟CO_(2)作储气库垫层气时,研究关井阶段储气库动态参数(注气压力、注气速率和CO_(2)垫层气比例)对混气带的影响规律。结果注气压力对混气带的影响不大,将其控制在12 MPa左右最为合理,此时混气带占储气面积的比例为23.7315%;混气带面积占比随注气速率的增大而减小,但是在注气口附近会出现混合区域,导致回采天然气时出现大量的混合气体,所以注气速率控制在0.7×10^(8) m^(3)/d时最为合理,这时混气带面积占比为18.3246%;CO_(2)作垫层气的比例对天然气-CO_(2)之间的混合影响明显,当CO_(2)垫层气比例为20%时,混气带面积占比为7.2365%。结论根据实验结果设计针对混气带的控制措施,当注气压力控制为12 MPa时,注气速率为0.7×10^(8) m^(3)/d,当CO_(2)垫层气比例为20%时,能让储气库的运作更为经济,实验结果可为实际储气库的建设提供参考。
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关键词
地下储气库
CO_(2)
关井阶段
注气压力
注气速率
垫层气比例
混气带占比
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Keywords
underground gas storage
CO_(2)
shut-in period
gas injection pressure
gas injection rate
cushion gas ratio
proportion of gas mixing zone
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分类号
TE972
[石油与天然气工程—石油机械设备]
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