含水层型地下储氢库垫层气类型优选及注采参数优化.pdf
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1、第 12 卷 第 9 期2023 年 9 月Vol.12 No.9Sept.2023储能科学与技术Energy Storage Science and Technology含水层型地下储氢库垫层气类型优选及注采参数优化郝永卯1,任侃1,崔传智1,吴忠维2(1中国石油大学(华东)石油工程学院,山东 青岛 266580;2长江大学石油工程学院,湖北 武汉 430100)摘要:发展地下储氢技术是克服可再生能源波动性和间歇性的有效方法;为确保采出更多的氢气,地下储氢库需要注入垫层气以提高地层压力、抑制地层水的流动。鉴于含水层型储氢库垫层气的研究较少且基本为定性研究,本工作通过数值模拟方法建立储氢库机理
2、模型,该模型考虑垫层气注入种类、不同组合、注入量和注入速度因素对氢气采出程度的影响。结果表明,在第一个注采周期中,垫层气的注入对于氢气采出程度的影响更为明显,其中甲烷方案将氢气的采出程度提高18.41%;二氧化碳作垫层气时可能会因为甲烷化反应而产生较差的作用;氢气的采出程度随垫层气分子量的增加而降低,随垫层气的注入量增加而增加;注入垫层气能够提高地层压力、抑制地层水的流动,二者共同作用可以降低重力偏析的影响,进而增加氢气的采出程度;在储氢库的早期阶段,垫层气的合理注入对储氢库的运行至关重要。关键词:氢气储存;含水层;垫层气;氢气采出程度doi:10.19799/ki.2095-4239.202
3、3.0348 中图分类号:TE 822 文献标志码:A 文章编号:2095-4239(2023)09-2881-07Optimization of cushion gas types and injection production parameters for underground hydrogen storage in aquifersHAO Yongmao 1,REN Kan1,CUI Chuanzhi1,WU Zhongwei2(1School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum(East China),Qin
4、gdao 266580,Shandong,China;2School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan 430100,Hubei,China)Abstract:The advancement of UHS(underground hydrogen storage)technology offers a viable solution to the volatility and intermittent nature of renewable energy.In increasing hydrogen production,the
5、 UHS must inject cushion gas to increase formation pressure and inhibit formation water flow.Since studies on cushion gas in the aquifer are limited and qualitative,the mechanism model of the hydrogen storage reservoir is established using a numerical simulation method that considers the effects of
6、cushion gas injection types,different combinations,injection volumes,and injection rates on hydrogen recovery.The results showed that the impact of cushion gas injection on hydrogen recovery in the first injection-production cycle was more obvious,and the methane scheme increased the hydrogen recove
7、ry by 18.41%.Carbon dioxide as a cushion gas may have a poor effect because of the methanation reaction.The hydrogen recovery decreases with the increase in molecular weight 储能系统与工程收稿日期:2023-05-22;修改稿日期:2023-07-03。基金项目:国家自然科学基金项目(51974343),山东省自然科学基金项目(ZR2017MEE054)。第一作者:郝永卯(1976),男,博士,副教授,主要从事油气田开发、
8、天然气水合物开采技术方面的研究工作,E-mail:;通讯作者:崔传智,博士,教授,主要从事油气渗流理论、油气田开发技术方面的研究工作,E-mail:。引用本文:郝永卯,任侃,崔传智,等.含水层型地下储氢库垫层气类型优选及注采参数优化J.储能科学与技术,2023,12(9):2881-2887.Citation:HAO Yongmao,REN Kan,CUI Chuanzhi,et al.Optimization of cushion gas types and injection production parameters for underground hydrogen storage in
9、 aquifersJ.Energy Storage Science and Technology,2023,12(9):2881-2887.2023 年第 12 卷储能科学与技术of cushion gas and increases with the increase in injection amount of cushion gas.Moreover,the injection of cushion gas can increase formation pressure and inhibit formation water flow,reducing the influence of
10、gravity segregation and increasing hydrogen recovery.In the early stage of hydrogen storage,the reasonable injection of cushion gas is crucial for the operation of hydrogen storage.Keywords:hydrogen storage;aquifer;cushion gas;hydrogen recovery增加风能、太阳能等可再生能源的利用能够减少二氧化碳排放和缓解气候变化,从化石燃料向可再生能源的过渡被认为是解决气
11、候问题的最重要措施之一,风能被认为是化石燃料最可行的替代方案之一,也是电力的主要来源1。然而,风能的季节性、地理限制以及每年变化的能源需求,导致可再生能源的过剩或短缺2,因此需要将储能技术与电网系统相结合,把剩余能源通过电解水转化为氢气储存在地下,以达到平衡能源缺口的目的。考虑到通过这个过程会产生大量的氢气,需要非常大的介质进行储存,一般选择盐穴3、枯竭油气藏和含水层等进行储存,具体如图1所示4,其中,广泛分布的含水层为安全、高效的长期储氢提供了可能性5,已有学者论证其储存氢气的可行性6-9。在储氢库周期注采实际操作中,为了维持一定的地层压力、抑制地层水的流动10,需要在注气前注入一定量的垫层
12、气(如氮气、二氧化碳、甲烷等)。Zamehrian等11通过数值模拟,对氮气、甲烷和二氧化碳分别作为枯竭气藏型储氢库垫层气进行比较,得出注入氮气作为垫层气能够较高增加地层压力,进而提高氢气的采出程度。Heinemann等12通过数值模拟得到,垫层气与工作气的比值主要取决于包括储层深度、圈闭形状和储层渗透率等地质参数。Sadeghi等13采用机理模型数值模拟,研究了分子扩散、储层岩石物性对常规储层中垫层气与工作气的混合影响,结果表明随着储层岩石纵向渗透率和压缩性的增加,垫层气与工作气的混合量增加。Sadeghi 等14利用油藏数值模拟软件 Eclipse E300构建裂缝储层模型,对裂缝储层垫层
13、气与工作气之间的混合效应进行研究,得出在生产初期分子扩散使得垫层气扩散到裂缝储层的远端,提高早期生产时工作气的纯度;但在生产后期分子扩散活跃,垫层气很快到达井筒周围,导致产生与早期截然不同的效果。目前,关于含水层型储氢库垫层气的研究基本为定性研究且研究颇少,本工作在数值模拟方法的基础上,对垫层气不同注入种类、不同组合、注入量、注入速度因素对氢气采出程度的影响进行分析,为含水层型储氢库垫层气的优选及注采参数优化提供参考依据。图1地下储氢的能源系统示意图Fig.1Diagram of an energy system for underground hydrogen storage2882第 9
14、期郝永卯等:含水层型地下储氢库垫层气类型优选及注采参数优化1 含水层型储氢库模型建立由于目前世界上没有关于含水层中储存纯氢的现场数据,仅有少数天然气与氢气混合储存的现场案例4-5。因此本工作利用数值模拟技术研究了机理模型中垫层气对于含水层型储氢库的影响。1.1模型描述机理模型如图2所示,模型的网格设置为515110,平面网格步长为20 m,纵向网格步长为5 m,总厚度为50 m,根据国外研究总结15和应用分析16,设置模型顶深为800 m,此外,根据式(1)可求得地层压力为8 MPa,模型中心设置一口注采井。根据国外对于含水层型储氢库的一般标准和要求17,设置模型的水平渗透率为100 10-3
15、 m2,垂直渗透率为水平渗透率的0.3倍,孔隙度为0.20。基础模型数据如表1所示。Pp=Ph=10-6gh(1)式中,Pp为地层压力,MPa;Ph为静液压力,MPa,当为正常地层压力时,Pp=Ph;为液体密度,kg/m3;g为重力加速度,取10 m/s2;h为液柱的垂直高度,m。气体的临界压力、临界温度、偏心因子、分子量、压缩因子、临界体积如表 2 所示18,Peng-Robinson状态方程适用于气液两相平衡计算且在临界状态能够得到较高的精度19,因此选用Peng-Robinson状态方程进行模拟。根据美国地质调查局数据20,得到在25 的纯水中,氢气的扩散系数为0.98410-9 m2/
16、s。Peng-Robinson状态方程计算公式:P=RTVm-b-acVm2+2bVm-b2(2)a=0.45724R2Tc2Pc(3)b=0.07780RTcPc(4)c=1+(0.37464+1.54226-0.269922)(1-Tr0.5)2(5)Tr=TTc(6)式中,P 为压力,Pa;R 为气体常数,取8.314 J/(molK);T为温度,K;Vm为气相的摩尔体积,m3/mol;a、b、c为方程参数;Tc为临界温度,K;Pc为临界压力,Pa;为偏心因子,无量纲;Tr为对应温度,无量纲。同时,相渗数据可通过广义Corey相对渗透率模型计算得出21,气相相对渗透率和水相相对渗透率计算
17、公式分别为气相相对渗透率krg(Sw)=krgcw(1-Sw-Sgc1-Sgc-Swc)ng(7)表1基础模型参数Table 1Base model parameter参数网格大小网格尺寸顶深横向渗透率纵横向渗透率比值孔隙度数值51511020 m20 m5 m800 m100 mD0.30.20参数岩石压缩系数地层水压缩系数初始地层温度初始地层压力残余气饱和度数值2.010-3 MPa-14.510-4 MPa-150 8 MPa0.2 渗透率常用单位,1 mD=0.98710-3 m2。图2机理模型示意图Fig.2Schematic diagram of mechanism model表2
18、各气体物理性质对比Table 2Comparison of physical properties of each gas气体CO2N2CH4H2临界压力/MPa7.283.354.541.30临界温度/31.05-146.95-82.55-239.96偏心因子0.2250.0400.008-0.214分子量44.01028.01316.0432.016压缩因子0.27360.29050.28760.3199临界体积/(L/mol)0.09400.08950.09900.066928832023 年第 12 卷储能科学与技术水相相对渗透率krw(Sw)=krwgc(Sw-Swc1-Swc)nw
19、(8)式中,krg为气相相对渗透率;krw为水相相对渗透率;krgcw为束缚水对应的气相相对渗透率;krwgc为残余气对应的水相相对渗透率;Sw为含水饱和度;Sgc为残余气饱和度,考虑氢气残余,取值0.2;Swc为束缚水饱和度,取值0.2;ng为计算气相相对渗透率的参数,取值3;nw为计算水相相对渗透率的参数,取值2.5。依据广义Corey相对渗透率模型,绘制的气-水相对渗透率如图3所示。1.2储氢库运行方案设计在基础模型中,考虑了5年的注采周期循环,其中每个注采周期分别为注气6个月,关井3个月,采气3个月。设置注入氢气速度为20000 m3/d,根据调峰和储氢库运行管理要求,设定气体采出量等
20、于气体注入量,因此采气速度设置为40000 m3/d,此外,根据国外经验,设置储氢库的最小压力限制为1.5 MPa。在考虑注入垫层气方案中,先向储库中注入垫层气6个月,注气速度为20000 m3/d,接着关井8个月,待储库稳定后开始注采周期生产。2 含水层型储氢库垫层气优选研究在本部分,本文作者给出了基础模型(无垫层气注入)和不同垫层气注气方案的模拟结果,通过对比基础模型和不同垫层气注气方案的计算结果,研究了注入垫层气和垫层气种类对含水层型地下储氢库的影响,进而优选出适合含水层型储氢库的垫层气类型。2.1注入垫层气对氢气采出程度的影响将基础模型与不同垫层气注气方案进行对比,可以认识到垫层气对于
21、储氢库的重要性,同时可以对比不同类型的垫层气对储氢库生产性能的影响,图4为不同方案下地层平均压力和注气速度随时间的变化情况,图5为不同方案下采气速度随时间的变化情况。地层中注入垫层气会导致地层气体体积增加,由于模型为封闭边界,因此地层气体体积增加会导致地层压力增加。从图4和图5可以看出,在氢气注采周期中,地层平均压力随着氢气的注入而增加,随着氢气的采出而降低。同时,和基础模型(无垫层气注入)相比,注入三种不同的垫层气都能相应提高地层平均压力,进而提高稳定生产时间,在第一个注采周期结束后,有垫层气注入的方案的稳定生产时间相比于基础模型提高了 88。由于氮气和甲烷在储层热力学条件下具有较高的气体压
22、缩系数,因此使得地层平均压力的变化大于二氧化碳作垫层气的注入方案,在第一个注采周期尤为明显。此外,垫层气的注入也会抑制地层水的流动,扩大井筒周围低含水饱和度区域(图6)。00.51.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0相对渗透率Swkrgkrw图3归一化相对渗透率曲线Fig.3Normalized relative permeability curve图4注入垫层气对地层平均压力和注气速度的影响Fig.4Effect of gas injection on formation average pressure and gas injection ra
23、te010000200003000040000500001234567采气速度/(m3/d)时间/年基础模型采气速度N2作垫层气采气速度CH4作垫层气采气速度CO2作垫层气采气速度图5注入垫层气对采气速度的影响Fig.5Effect of injection cushion gas on gas withdrawal rate2884第 9 期郝永卯等:含水层型地下储氢库垫层气类型优选及注采参数优化考虑到地下储氢库的运行成本,每个注采周期结束时的氢气采出程度(累计采出量与累计注入量的比值)和累计采出氢气的量是非常重要的。表3为不同方案下氢气累计注入量及采出量对比。从表3可以看出,在第一周期循环
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