中国天然气汽车的发展历程充分说明，天然气汽车加气站储气方式的多样化和储气技术的完善和提高，是天然气汽车产业发展的基础。
CNG加气站的储气，从储气方式看，80年代是地面储气瓶储气，到90年代中期四川开发出了地下井式储气；从地面储存容器上看，既有小气瓶组，也有大型气瓶组，四川还开发了大型焊接储存容器。这些储存方式和储存容器的开发，促进了天然气汽车产业的发展。
CNG加气站的高压储气系统，国内外以前一般采用的是高压地面储存装置。由于都是高压容器，多数又安装在地面，对产品质量、安装质量或维修使用要求很高，任何一个环节出现问题，都会造成恶性安全事故；地面储气占地面积较大。尤其在大中城市建设CNG加气站这些问题更显突出。
于是，我们利用石油系统成熟的钻井、储存与生产技术、经验相结合，采用地下井储存高压天然气的方式。
我们首先在华油天然气股份有限公司的荣县CNG加气站应用钻井工艺，打井储气。首批地下储气井投产后，在总结经验的基础上，又在华油天然气股份有限公司的7个CNG加气站上扩大使用，使储气井的工艺技术不断完善和提高。由于储气井储气与气瓶储气相比，优点突出，很受欢迎，于是迅速在自贡、内江、宜宾、隆昌、泸州、重庆、大足推广。近几年，该项技术得到了进一步的完善和提高，并推广到广汉、绵阳、德阳、成都、新都、新疆、上海等地，深受用户的好评，现已在 40个CNG加气站打储气井240口，全部投产一次成功。最早的储气井已安全使用8年，至今无一安全事故。99年被四川省人民政府评为“99四川名优特新博览会‘金'奖”称号。实践证明，地下储气井是CNG站经济适用、安全可靠的高压储气方式。国家建设部已将此技术列入行业标准CJJ84-2000《汽车用天然气加气站技术规范》中，并以建标[2000]83号通知自2000年7月1日起强制执行。
一、储气井安全可靠。
地下储气井是通过钻井、下套管、固井按石油钻井规程完成的一套石油钻井工艺成果。中国的天然气工业已有四十多年历史，如自贡被国务院命名为“功勋气井”的自二井已产气45亿立方米天然气，H2S含量(80mg/m3)，每日带水近70立方米的恶劣生产环境下已连续使用三十多年，至今该井还以每天6万方产气量正常生产。川东地区的气井压力多在40-50MPa，H2S含量平均2-4克/m3，井深4000-5000米，上百口井，已安全生产几十年。
储气井采取钻井下套管的方式将气井井身埋于地下，井口只留下进、出气、排污及压力表系统。一口深度为100米(经济井深)的储气井可存储500- 1000立方米天然气，一座日产10000-15000立方米的加气站需打6口储气井。储气井储气能力大，占地面积小，操作简便，安全可靠，而且运行费用低，是目前川渝两地和许多省外CNG站储气方式的首选方案之一。
(一)设计原则
CNG加气站地下井储气执行CJJ84-2000J22-2000《汽车用燃气加气站技术规范》及GB3165《石油井口装置》做到安全、经济。
(二)储气井工艺设计
CNG加气站储气井分三组设置：分别为高压组、中压组、低压组；设计压力32MPa，额定工作压力为25MPa。井身结构：井深为80-150米，套管上、下底封头与套管采用管箍连接，封头采用优质碳素钢材、套管底封头腐蚀裕量大于5mm，套管与井底、井壁空间用水泥浆固井。储气井井口设进出排气口；为排除井内积液，从井口下排液管至井底，通过气压排液；经脱硫、增压、深度脱水后的天然气从井口进气端输入井内，从井口排气端输出，充装CNG汽车。
(三)储气井力学分析和评估
经过中国成达化学工程公司(化八院)使用NASTRAN软件，对储气井结构进行全面力学分析，完全达到设计要求。
(四)材料选择
1．套管
套管选用N80钢级以上的石油套管。该型套管是为了满足石油、天然气勘探开发设计的抗硫专用套管。套管的连接采用API标准螺纹扣。采用NASTRAN软件，把储气井分为9956个单位，20803个节点进行了全面计算和评估。
7"套管总体薄膜应力为：
Pc(Di+δ)/2δ=25.6×(160.28+8.36)／2
×8.36
=258.20Mpa
按应力强度最大的端点分析结论如下：
|
应力分类
|
强度校核
|
评定结果
|
|
总体薄膜应力
|
S1=258.20＜KStm =278.47MPa |
通过
|
|
局部薄膜应力
|
S2=261.01＜1.5KStm =417.70MPa |
通过
|
井底封头选用30CrMo锻件加工制作，采用API标准螺纹与套管连接。井底封头总体薄膜应力为：
Dc(Di+S)/48=25.6×(160十20)/4×120＝57.60MPa
按应力强度最大的端点分析结果如下：
|
应力分类
|
强度校核
|
评定结果
|
|
总体薄膜应力
|
S1=57.60＜KStm =278.47MPa
|
通过
|
|
局部薄膜应力
|
S2=57.60＜1.5KStm =417.70MPa
|
通过
|
3．井口封头
井口封头选用30CrMo锻件加工制作。总体薄膜应力为：
Dc(Di+δ)/2δ=25.6×(80+49)/2×49＝33.70MPa
分析评定结果如下表：
|
应力分类
|
强度校核
|
评定结果
|
|
总体薄膜应力
|
S1=33.70＜KStm =278.47MPa
|
通过
|
|
局部薄膜应力
|
S2=33.70＜1.5KStm =417.70MPa
|
通过
|
4．危险点的疲劳评定
套管螺纹部分允许循环次数为：1.90603×104， 接箍允许循环批次数为：2.21329×105，套管允许循环次数为：2.79376×105，短节允许循环次数为：4.09525×104。从以上危险点的疲劳评定可以看出：最低指标表明储气井寿命可达26年以上。
(三)工艺及安装
1．储气井为储气压力≤25.0MPa的高压CNG气体及液化气储存系统。
2．储气井设计压力32MPa，额定工作压力为25.0MPa。为了提高储气井取气率，宜按1:2:3容积比分为高、中、低压三组。
3．储气井需设进气口、排气口、压力表和安全阀。
4．为了使井内气体随时保持干燥，储气井需设排液管，排液管选用Φ14-Φ18无缝钢管。
5．储气井平面布置按有关规定执行，但宜布置在靠近增压机房与充气岛之间，工艺流向合理，接管方便。
二、储气井是最经济的一种储气方式。
根据中华人民共和国行业标准《汽车用燃气加气站技术规范》中多项条款规定，采用储气井方式，其安全、消防间距等都最经济。
1．“采用井管贮气和地上压缩机间的加气站可不设消防给水”。采用储气井可省去需自设消防给水池(并且按20L／S连续3小时火灾时间计算水池容量，即为216立方米)，动力备用柴油机及防爆墙等开支(在土地珍贵的大城市水池一项建设就需几十万元)。
2．储气井占地面积小。气瓶储气，至少要30多m2的气瓶库房，即使大罐储气，占地面积也不低于10-15m2；而储气井最多只要3-5m2占地面积即可，节约了大量占地和费用。
3．储气井运行成本低。储气井是一种免维护设备，根据中国成达化学工程公司(化八院)计算结论：“此高压储气井的有限元分析结果表明，此设备按 JB4732进行设计评定，满足强度要求，气井埋于地中部分最大压力允许次数为1.90630E4次，顶部短节可用到4.09525E4次。”按此结论，储气井可用26年，投资者可减少每年的维护检测费用。
三、有关专家关心的几个问题。
1．关于井口装置。
我们在所使用的储气井系统中，按照国家现行井口装置标准进行配置，无一处采用过平盖焊接的连接方式。整个储气井系统均按标准采用的是丝扣及法兰连接方式，是安全可靠的。
2．关于储气井套管的强度问题。
储气井连接方式为API标准螺纹连接。该储气井强度远大于"规范"规定值，而且外壁有水泥固井，是完全符合安全和强度要求的。
3．关于固井质量问题。
采用石油钻井固井工艺，水泥浆经循环后填满整个井壁环行空间，固井质量是可靠的。
4．强度和密封性及定期检验。
石油工业中对气井的强度和密封性以及定期检验也是一种常规性的工作方法。对储气井采用VST对井下检验，能及时发现强度和密封性方面的缺陷。
5．排水方法：
该井排水是采用下插排水管至井底利用压差排水方法，排水方便彻底。
结论语：
储气井安全、经济、方便、恒温、排水彻底、抗静电，即使发生故障不会产生恶性后果。
经国家法定部门鉴定认为：
高压储气井的有限元分析结果表明，储气井按JB4732进行设计评定，满足强度要求，气井埋于地下部分最大压力允许次数为1.90630×104，顶部短节可用到4.09525×104次。
CNG加气站压缩天然气储气井试验项目的研究、设计、施工、试验是成功的。储气井装置符合有关技术标准要求。作为一种新的储气方式进入CNG加气站建设市场，必将推动CNG／NGV产业的发展。
