第二章-天然气输送及储存93培训讲学
天然气储运知识培训
2020/10/10
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• 立式分离器占地面积小，适合于处理含固体杂质较多的油气 混合物，可以在底部设置排污口定期排放和清除固体杂质。 卧式分离器处理含固体杂质较多的油气混合物时，由于固相 杂质有45℃~60℃的静止角，故在分离器底部沿长度方向需设 置几个排放口。
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2.6.2 进口转向器 1.导流档板
可能是球形盘，平板，角铁，锥形 物，或者是任何一种能使液流方向和速 度快速变化的东西。档板主要是用结构 支撑加以固定，以承受冲击动量载荷。 使用半球形或锥形的装置，其优点是它 比板或角铁所产生的扰动要小些，从而 减少再夹带或乳化的问题。
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2.6 两相分离器的外壳及内部构件
2.6.1 分离器的外壳 为内部承受压力的容器。它是一个圆形筒体，
其内径及长度的尺寸，根据气体和液体的处理量， 以及操作压力和温度等参数来设计确定，两端有 通常是椭球形或球形的封头。筒体及封头的壁厚， 按高压容器设计的要求及方法设计成有足够的厚 度，以承受高的压力。
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四个部分（段）：
• 基本相分离段——流体从管线进入分离器，首先通过基
本“相”分离段，使流体带有的能量得到控制或消减；
• 重力沉降段——使气体和液体的流量能保证流体在分离
器内的速度经常在最大的允许线性速度以内，以便它们 得到分离和沉降；
• 除雾段或聚集段——减少气体的紊流，使气体中夹带
燃气的储存培训课件(PPT)
压缩天然气(CNG)储气瓶组
03
由多个高压钢瓶组成，用于储存压缩天然气，适用于小规模储能
2024/1/28
储存功能
确保燃气的安全、稳定储存，满足调峰、 应急等需求。
调压功能
将储存的高压燃气减压至用户所需的压力 ，保证供气稳定性。
计量功能
对储存和输出的燃气进行精确计量，实现 燃气贸易的公平、公正。
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安全检查与隐患排查
定期对燃气储存设施进行 安全检查，包括储罐、管 道、阀门、仪表等设备的 完好性和安全性。
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建立隐患排查机制，对发 现的安全隐患进行及时整 改，确保储存设施的安全 运行。
加强对燃气储存设施的维 护和保养，确保其处于良 好的工作状态。
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安全培训与应急演练
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介绍储罐、储气瓶、地下储气库等储存设 备的结构和工作原理。
安全防护措施
阐述防火、防爆、防雷击等安全防护措施 在燃气储存中的重要性。
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燃气储存的分类与特点
分类
根据储存方式的不同，燃气储存可分 为地上储罐储存、地下储气库储存、 液化储存等。
特点
分析各类燃气储存方式的优缺点，如 地上储罐投资少、建设周期短，但占 地面积大；地下储气库储存量大、安 全性高，但投资大、建设周期长。
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环保技术创新
鼓励企业加大环保技术研 发力度，引进先进的环保 技术和设备，提升燃气储 存行业的环保水平。
循环经济理念
推动燃气储存行业实现循 环经济，促进资源节约和 综合利用，降低对环境的 影响。
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05
燃气储存的维护与保养
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设施与设备的日常检查与维护
天然气储运与利用技术
天然气储运与利用技术第一章：天然气的储存天然气是一种重要的清洁能源，其储存对于能源的持续供应至关重要。
天然气储存技术主要包括地下储气库和气体压缩储存两种形式。
地下储气库通常采用盐穴储存方法。
在地质条件适宜的盐穴中，通过注入高压天然气，将其吸附在盐层孔隙中的原则实现储存。
这种储存形式具有体积大、容量高、安全可靠的特点。
气体压缩储存主要是通过将天然气压缩到高压状态，以减小体积并增加存储密度。
高压气体储存罐是主要的储存设备，一般采用钢制气瓶或气瓶组的形式。
这种储存形式适用于较小规模的储气需求，如家用燃气储存。
第二章：天然气的运输天然气的运输主要包括管道运输和液化天然气（LNG）运输两种形式。
管道运输是天然气最常见的运输方式，特点是快速、经济、可靠。
通过建设起点至终点的管道网络，将天然气从产区输送至消费区。
管道运输技术包括管道设计、施工和维护等环节。
液化天然气运输是将天然气冷却至极低温度下，使其转变为液态，通过特殊的LNG船舶进行运输。
液化天然气的体积很小，便于长距离的运输。
该运输形式适用于远离陆地的气田开发和远洋运输需求。
第三章：天然气的利用技术天然气的利用技术包括能源利用和化工利用两个方面。
能源利用主要集中在天然气的燃烧利用，用于发电、供热和工业生产。
燃气锅炉、燃气轮机和燃气发电站是常见的利用设备。
天然气燃烧相较于传统煤炭燃烧具有高效、清洁的特点。
化工利用是指将天然气中的成分分离并转化为不同化学品的过程。
例如，将甲烷转化为合成气（一氧化碳和氢气）后再制备不同的化学产品，如甲醇、乙烯等。
这种利用形式对石油和煤炭的依赖较小，具有较低的碳排放。
第四章：天然气利用技术的发展趋势随着环境保护意识的增强和能源结构的调整，天然气储运与利用技术正朝着更加高效、低碳的方向发展。
在储存技术方面，未来地下储气库将更加注重安全性和环保性。
研究开发新型储气材料和技术，提高储存密度和容量。
气体压缩储存技术也将更加便携、高效，方便家庭和商业用户储存天然气。
天然气输配系统基础知识培训教材
天然气输配系统基础知识培训教材第一节天然气输配系统的构成1、城市燃气的供应方式（1）管道天然气指通过长输管道把天然气引入到各个城市。
（2）液化天然气（缩写为LNG）指在一个大气压下，天然气被冷却至约-162℃时，可以由气态转变成液态，其体积约小为同量气态天然气体积的1/600，重量仅为同体积水的45%左右。
(3)压缩天然气（缩写为CNG）指把天然气加压到20—25Mpa的压力后以气态储存在容器中的方式。
它与管道天然气的组分相同。
图2-12、天然气管道输配系统的构成天然气从气井开采出来以后，经过矿场集输管道集中到净化厂，处理后，由长输管道输送至城市管网，供给工业和民用的用户。
由气井到用户，天然气都在密闭的状态下输送，形成一个输气系统。
长输管道是连接气田净化处理厂与城市之间的干线输气管道，它具有输气量大，压力高，运距长的特点。
城市燃气管道由门站，线路工程及其附属设施组成，根据用户情况和管线距离条件，输气管道设有调压站，计量站及阀室，通过分输站或计量站将天然气调压后输往城镇配气管网或直接输往用户。
接受站(门站)负责接受天然气输入城镇使用的燃气，进行计量、质量检测，按城镇供气的输配要求，控制与调节向城镇供应的天然气的流量与压力，必要时还需对天然气进行净化。
第二节城市燃气管网的分类及其选择1 根据用途分类1）长距离输气管线其干管及支管的末端连接城市或大型工业企业，作为该供应区的气源点。
2）城市燃气管道3）工业企业燃气管道2 根据敷设方式分类1）地下燃气管道一般在城市中常采用地下敷设。
2）架空燃气管道在管道通过障碍时，或在工厂区为了管理维修方便，采用架空敷设。
3 根据输气压力分类天然气管道之所以要根据输气压力来分级，是因为天然气管道的气密性与其他管道相比，有特别严格的要求，漏气可能导致火灾、爆炸、中毒或其他事故。
管道中的压力越高，管道接头脱开或管道本身出现裂缝的可能性和危险性也越大。
当管道内燃气的压力不同时，对管道材质、安装质量、检验标准和运行管理的要求也不同。
天然气管道输送培训课件
西部管网：输 气处中青线、 成德线、西部 供气管网，川 西北气矿、川 中油气矿净化 气管线。德阳
成都
北干线：渠县—青白江
渠县 屏锦
石桥
东部管网：
重庆气矿、川东北气 矿净化气管线。
输气处屏渠线、屏石 线、屏忠线，以及正 在建设的南坝—屏锦、 南坝—万州—忠线。
南干线西段： 纳溪—青白 江
南部管网：输气处付 纳溪 安线、合赤线，蜀南 20气20矿/3净/11化气管线。
川渝地区管网改造方案
改造成德线、中青线
更新南干线西段
改造南部支线
与输油不同，天然气的管道输送必然是上下游一体化的，开采、收集、处 理、运输和分配是在统一的连续密闭的系统中进行的。
液化天然气（LNG）是天然气经净化处理后，通过低温冷却而成的液态 产物，其体积为原气态体积的1/600。为在常压下保持液态，必须将其冷却 至-162℃以下。液态时，可以用液化天然气运输船运输。液化天然气运达接 收的港口后，卸入接收站的低温储罐中储存，然后通过加热再气化后，以气 态形式用管道输送至用户。目前我国正在积极发展液化天然气系统。广东、 上海、大庆、长庆等地均已建或在建液化天然气生产装置。
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天然气管道输送 4
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绪论
一、天然气的分类
2.按天然气的烃类组成分类
➢ 2）C3界定法——贫、富气的划分
贫气（lean gas）：指在1m3井口流出物中， C3以上烃类液体含量低 于94cm3的天然气。
富气（rich gas）：指在1m3井口流出物中， C3以上烃类液体含量高 于94cm3的天然气。
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第二章-天然气输送及储存93
第二章天然气输送及储存§2.1 天然气输送1.气态输送天然气常温下为气态，其膨胀系数较大，可以选择不同的压力级制，利用压力管道进行输送，这也是我国较为常规的作法。
高压天然气通过长输管线自气源井进入城市门站，在门站经调压计量后分别供应工业用户和城市居民用户。
2.液态输送液化天然气（LNG）通过油船进行运输，LNG重新气化之后（一般采用海水气化的方法），经过调整压力送入城市管网。
液化天然气船运已成为天然气大规模越洋运输的主要方式。
3.压缩输送压缩天然气（CNG）利用高压钢瓶进行运输，主要用于将天然气送至边远孤立的用气小户或将边远单独气井产出的少量天然气运出。
§2.2 天然气长输管线大量的纯天然气通常经输气管线送到远离气田的城镇和工业区。
产量巨大的油田气及人工燃气也可通过长距离管线送至较远的用气区。
长距离输气系统通常由集输管网、气体净化设备、起点站、输气干线、输气支线、中间调压计量站、压气站、燃气分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其它电保护装置）等组成。
由于气源的种类、压力、气质及输送距离等不同，长输系统的场站设置也有差异。
图2-1为长距离输气系统的示例。
由气井开采的天然气在井场装置中经节流后，在分离器中除去油、游离水及机械杂质等，计量后沿集气支管进入集气站。
由井场输送至集气站的天然气，分别进行节流、分离、计量后集中送入集气管线。
在气田开采后（或低压气田），当地层压力不能满足输送要求时，需设置矿场压气站，将低压天然气增压至规定的压力，然后输送到天然气处理厂或输气干线。
当天然气中硫化氢、二氧化碳、凝析油的含量和含水量超过管道输气规定的标准时，需设置天然气处理厂进行净化处理。
来自集气管线或天然气净化厂的天然气进入起点站，在这里进行除尘、调压、计量后进入长距离输气管线。
如果天然气的压力低，不能满足输送要求时，则需设置起点压气站。
油田产生的石油伴生气在井场经初步的油气分离后进入集气管和集气总管。
天然气的运输与储存技术
天然气的运输与储存技术1. 引言天然气作为一种重要的化石燃料资源，在现代工业和生活中发挥着不可忽视的作用。
然而，天然气的运输和储存技术一直是一个重要的挑战，因为天然气本身是一种高压、易燃且易泄漏的气体。
本文将探讨天然气的运输与储存技术，重点关注安全性、效率和环保性方面的问题。
2. 天然气运输技术2.1 管道运输管道运输是目前天然气运输的主要方式。
通过将天然气压缩到高压状态，使其能够通过管道传输。
管道运输具有高效、安全和经济的特点，但也存在一些挑战，如管道泄漏和腐蚀等问题。
为了保证管道运输的安全性，需要采取一系列的安全措施，如定期检查和维护管道、使用高质量的材料和采用先进的监测技术等。
2.2 液化天然气（LNG）运输液化天然气（LNG）是将天然气冷却至-162℃以下，通过减压和冷却，将其转化为液态状态，从而方便运输和储存。
LNG运输具有高密度、长距离输送和低泄漏的优势，被广泛应用于长途海上运输。
然而，LNG运输也面临着高昂的成本和复杂的技术要求，涉及到冷却、绝缘和安全等方面的问题。
2.3 压缩天然气（CNG）运输压缩天然气（CNG）是通过将天然气压缩到高压状态，使其具备一定的储存能力和适应力，并用于短途运输和车辆燃料。
CNG运输具有低成本、低污染和安全性高的特点，被广泛应用于城市公交和货运车辆等领域。
然而，CNG运输也存在压力容器的定期检查和维护等技术挑战。
3. 天然气储存技术3.1 地下储气库地下储气库是将天然气储存在地下岩石中的一种常见方式。
其主要分为盐穴储气库、油气田储气库和人工储气库。
地下储气库具有容量大、稳定性好和安全性高的优势，但也存在地质条件和环境影响等方面的限制。
为了保证地下储气库的安全性，需要进行严格的技术评估和监测，并采取适当的可持续运营措施。
3.2 液化储气液化储气是将天然气冷却和压缩至液态状态后储存的一种方式。
液化储气具有高储存密度、低泄漏和适应性强的优势，被广泛用于临时储存和备用能源供应。
天然气长输管道工程培训课件
检测与验收
讲解管道施工完成后的检测和验 收程序。
管道运营和维护管理的要点
1 运营管理
管道运营的组织架构和管理要点。
2 维护管理
管道设备和设施的定期维护和检修。
3 安全监控
介绍管道安全监控系统和应急处理措施。管道安全和环保措施的介绍
安全标准 紧急救援 环境保护
介绍管道建设和运营中的安全标准和要求。 讲解管道事故时的紧急救援措施。 详细介绍管道建设对环境保护的措施和要求。
管道建设及运营中的应急预案
制定并演练各类突发事件的应急预案，确保管道建设和运营期间的安全和稳 定。
天然气长输管道工程培训
本课程将介绍天然气长输管道工程的概述、背景以及整个工程的建设、运营 和维护全过程的关键要点。
管道建设的流程和步骤
1
环境评估
2
评估项目对环境及周边社区的影响，制
定环保措施。
3
设计与施工
4
根据地勘结果进行管道设计并进行施工。
项目规划
确定项目目标和要求，制定详细的工程 计划。
地勘勘测
进行地质、地貌勘测，确定管道路线。
管道输送原理和技术参数
气体输送原理
介绍天然气的输送方式，包括压力调节和流量控制。
管道材料与规格
讲解管道的材料选择和规格设计。
压力与温度要求
探讨管道输送过程中的压力和温度的要求和控制。
管道建设的工艺流程和设备介绍
清管工艺
介绍管道建设中的清管过程和相 关设备。
焊接工艺
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第二章天然气输送及储存§2.1 天然气输送1.气态输送天然气常温下为气态，其膨胀系数较大，可以选择不同的压力级制，利用压力管道进行输送，这也是我国较为常规的作法。
高压天然气通过长输管线自气源井进入城市门站，在门站经调压计量后分别供应工业用户和城市居民用户。
2.液态输送液化天然气（LNG）通过油船进行运输，LNG重新气化之后（一般采用海水气化的方法），经过调整压力送入城市管网。
液化天然气船运已成为天然气大规模越洋运输的主要方式。
3.压缩输送压缩天然气（CNG）利用高压钢瓶进行运输，主要用于将天然气送至边远孤立的用气小户或将边远单独气井产出的少量天然气运出。
§2.2 天然气长输管线大量的纯天然气通常经输气管线送到远离气田的城镇和工业区。
产量巨大的油田气及人工燃气也可通过长距离管线送至较远的用气区。
长距离输气系统通常由集输管网、气体净化设备、起点站、输气干线、输气支线、中间调压计量站、压气站、燃气分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其它电保护装置）等组成。
由于气源的种类、压力、气质及输送距离等不同，长输系统的场站设置也有差异。
图2-1为长距离输气系统的示例。
图2-1 长距离输气系统1-井场装置;2-集气站;3矿场压气站;4-天然气处理厂;5-起点站;6-管线上阀门；7-中间压气站;8-终点压气站;9-储气设备;10-燃气分配站;11-城镇或工业基地由气井开采的天然气在井场装置中经节流后，在分离器中除去油、游离水及机械杂质等，计量后沿集气支管进入集气站。
由井场输送至集气站的天然气，分别进行节流、分离、计量后集中送入集气管线。
在气田开采后（或低压气田），当地层压力不能满足输送要求时，需设置矿场压气站，将低压天然气增压至规定的压力，然后输送到天然气处理厂或输气干线。
当天然气中硫化氢、二氧化碳、凝析油的含量和含水量超过管道输气规定的标准时，需设置天然气处理厂进行净化处理。
来自集气管线或天然气净化厂的天然气进入起点站，在这里进行除尘、调压、计量后进入长距离输气管线。
如果天然气的压力低，不能满足输送要求时，则需设置起点压气站。
油田产生的石油伴生气在井场经初步的油气分离后进入集气管和集气总管。
由于石油伴生气压力较低，故在起点站要进行加压以及脱轻质油和脱水等净化处理，再经计量后送入输气干线。
为了长距离输送燃气，通常每隔一段距离需设置中间压气站，使燃气压力由25~40大气压升高到50~75大气压。
为向城市、居民点和工业区供应燃气，输气干管及其支管的终端设有燃气分配站（终点站），这种站亦称为门站。
在燃气分配站将燃气压力降至城镇或工业区供应系统所需压力。
通常在城市周围建立外层高压环或半环，从这个高压环通过若干个燃气分配站向城市管网供应燃气。
目前采用的天然气输气管线起点站的流程示意图2-2。
输气管线起点站的主要任务是保持输气压力平稳，对燃气压力进行自动调节，燃气计量以及除去燃气中的液滴和机械杂质。
当输气管线采用清管工艺时，为便于集中管理，在站内设置清管球发射装置。
来自净化处理厂的天然气，由进气管1进入汇气管2，在汇气管2、6之间有三组设备（设备组数应根据具体要求确定），其中一组备用。
由汇气管2分别进入分离器3，清除气体中的游离水及固体悬浮物，经调压器4和流量孔板5进入汇气管6，沿输出管线8进入输气干线。
当清扫管线时，利用清管球发送装置11完成发球作业。
当进气压力超过操作压力时安全阀14自动泄压，电接点式压力表19报警。
在汇气管2及出站管线上装有压力表，以观测进气和输气压力。
清管球发送装置上的压力表，是为了清管作业时观测压力变化之用。
站内设备如发生故障或定期检修时，可切换操作备用的一组设备。
只有当站上发生故障不能切换操作或需要动用明火进行护建时，可将进气管线1和输出管线8的阀门关闭，燃气暂时改由站外旁通管12进入输气干线进行越站输气。
站内设备及管组中的剩余燃气可由分离器排污管13和放空阀20排掉，然后进行修理。
去长输管自净化处理图 2-2 输气管线起点站进气汇气管;3-分离器;4-调压器;5-流量孔板;7-清管用旁通管;8-燃气输出管;9-管;11-清管球发送装置;12-越站旁通管;13-分离器排污管;14-安全阀;15-压力表;16-温兰;18-清管球通过指示计;19-带声光讯号的电接点式压力输气干线的中间压气站数目及最经济管径要通过技术经济计算确定。
通常两个压气站间的距离约为100~150公里。
压气站是一个综合构筑物，其组成包括压送车间，发电站或变电所，压缩机组和动力机组的供水和冷水系统，除尘器和脱水器，润滑油系统，锅炉房及其它附属建筑物。
在压气站中要设置电动或燃气动力的压缩机组。
压缩机可采用往复式，亦可用离心式。
目前在国外多采用燃气透平驱动的大流量大功率的离心式压缩机。
压气站内必须设有备用压缩机组。
线路的附属设备和阴极保护站、遥控中心站、中继站、清管球收发站等，也可与压气站联合设置。
管线末端压力要根据储气设备的种类以及城市管网的压力要求决定。
如地下储气，则应根据储气构造及储气量要求，将气体净化、加压后储入地下贮气库。
燃气分配站是长距离输气干线或支线的终点站，亦称终点调压计量站（门站），是城镇、工业区分配管网的气源站，其任务是接收长输管线输送来的燃气，经过除尘，将燃气压力调至城市高压环网或用户所需要压力，计量和加臭后送入城镇或工业区的管网。
贮气罐站可单独设置，亦可与燃气分配站合并设置。
图2-3为进行一级调压的燃气分配站流程。
根据进口燃气压力的大小和高压贮气罐压力以及城市管网或工业用户所需压力的要求，在燃气分配站进行一级调压或者二级调压，出站燃气管道可为一种压力级，也可有两种不同的压力级。
来自长输管线图2-3 燃气分配站流程9-汇气管;10-压力表;11-干线放空管;12-清球管通过指示器;13-球阀;14-清球管接受装置;1-进气阀;2-安全阀;3-汇气管;4-除尘器;5-除尘器排污管;6-调压器;7-温度计8-流量孔板;15-放空管;16-排污管;17-越站旁通管;18-绝缘法兰;19-电接式压力表;20-加臭装置§2.3 天然气的储存1. 天然气的储存方式很多按其原理和特点大致可分为以下几种方式：（1）低压储气：一般储气压力为2kPa—100kPa。
（2）高压储气：储气压力最高不超过城市高压燃气管道压力，即小于1.6MPa。
2. 按储存形式可分为：（1）气态储存，又可分为低压或高压（2）液态储存3.按所使用容器性质和特点可分为：（1）地上金属罐储存，又可为高压、低压储存，也可为液态、气态储存（2）地下岩穴或透气层储存（3）管道末端储气。
一般来说天然气常用的储存方式有四种：储气罐储气、地下库储气、管道和管束储气以及液态储气四种。
2.3.1 储气罐储气高压储气罐是一种容积罐。
常用的高压储气罐有两种形式：卧式圆筒形罐和球形罐。
一般，设计容积较小时，多采用卧式圆筒形罐，因为其加工，安装和运输较方便，但单位容积耗金属相对于球形罐要多些，占地面积也大些。
球形罐容积较大时，其单位耗金属量较少，但加工较复杂，要现场组装。
贮气罐的主要功能有以下三点：（1）随着用气量的变化，补充制气设备所不能及时供应的部分燃气量。
（2）当停电、修理管道、制气或输配系统发生暂时故障时，保证一定程度的供气。
（3）可用以混合不同组分的燃气，使燃气的性质（成分、发热值）均匀。
确定贮气罐储存容积时，主要根据上述第一项功能。
根据气源产量的可调能力，通常储气容积以最大日燃气供需平衡要求确定，也可按计算月平均周的燃气供需平衡要求确定。
为了平衡一天中不均匀用气设置储气设备，则制气设备可以以最大日平均小时供气量均匀地供气。
用气低峰时，多余燃气储存在储气设备内，以补充用气高峰期间高于生产时的不足部分。
2.3.2 地下库储气地下贮气库储气量大，造价和运行费用低，可用以平衡季节不均匀用气和一部分日不均匀用气。
但不应该用来平衡采暖日不均匀用气及小时不均匀用气，因为急剧增加采气强度，会使储库的投资和运行费用增加，很不经济。
我国第一座地下天然气贮气库，就用来平衡季节不均匀用气，夏季注气，冬季采气，储气量为1亿米3。
燃气的地下储存通常有下列几种方式：利用枯竭的油气田储气；利用含水多孔地层储气；利用盐矿层建筑贮气库储气；利用岩穴储气。
其中利用枯竭的油气田储气最为经济，利用岩穴储气造价较高，其它两种在有适宜地质构造的地方可以采用。
利用地下储气方式可以大量储存天然气、液化石油气和人工燃气。
1. 利用枯竭油气田储气为了利用地层储气，必须准确地掌握地层的下列参数：孔隙度、渗透率、有无水浸现象、构造形状和大小、油气岩层厚度、有关井身和井结构的准确数据及地层和邻近地层隔绝的可靠性等。
以前开采过而现在枯竭的油气层，经过长期开采之后，其参数无疑是已知的，因此枯竭的油田和气田是最好的最可靠的地下贮气库。
2. 含水多孔地层中的地下贮库天然气贮库由含水砂层及一个不透气的背斜覆盖层组成。
其性能和储存能力依据不同地质条件而有很大差别。
如果贮库渗透性很高，天然气置换水的速度是起决定作用的。
同时，它对于贮库的最大供气能力也具有一定意义。
如果贮库渗透性很高，天然气扩散时水位呈平面形；如渗透性很低；则天然气扩散时使水位形成一个弧形，如图2-4所示。
对于渗透性高的贮气库，在排气时水能够很快压回，还可回收一部分用于注气的能量。
图天然气的分布与岩土渗透性的关系（）渗透性高；（）渗透性低不透气覆盖层；天然气；水贮气岩层的渗透性对工作气和垫层气的比例也有很大影响。
工作气是指在储存周期内储进和重新排出的气体，而垫层气是指在贮库内持续保留或作为工作气和水之间的缓冲垫层的气体。
如岩层的渗透性越小，工作气与垫层气的比例就越小，因而越不利。
含水砂层的地质结构只有在合适的深度，才能作为贮气库，一般为400~700米。
深度超过700米时，由于管道太长而不经济，太浅而在连续排气时，贮库不能保证必要的压力。
不透气覆盖层的形式对工作气和垫层气的比例也有很大影响，特别是当贮气岩层的渗透性很小时，平面盖层的结构是不适宜的，因为它需要非常多的垫层气。
3. 利用盐矿层建造贮气库图2-5所示，是利用盐矿层建造人工地下贮气库时排盐设备流程。
图2-5 排盐设备流程1-内管；2-溶解套管；3-遮盖液输送管；4-套管；5-盐层；6-储穴；7-遮盖液垫将井钻到盐层后，把各种管道安装至井下。
由工作泵将淡水通过内管1压到盐岩层。
饱和盐水从管1和管2之间的管腔排出。
当通过几个测点测出的盐水饱和度达到一定值时，排除盐水的工作即可停止。
为了防止贮库顶部被盐水冲溶，要加入一种遮盖液，它不溶于盐水，而浮于盐水表面。
不断地扩大遮盖液量和改变溶解套管长度，使贮库的高度和直径不断扩大，直至达到要求为止。