劉燁*，巴璽立，王念榕，成婷婷，文韻豪

（中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院）

0 引言

近年來，中國天然氣工業(yè)迅猛發(fā)展，天然氣消費快速增長。地下儲氣庫作為當前中國最主要的天然氣調(diào)峰手段之一，為中國天然氣產(chǎn)業(yè)穩(wěn)步發(fā)展起到重要作用，意義重大。根據(jù)“十四五”規(guī)劃，儲氣庫將迎來建設高峰，面對復雜多樣的地質(zhì)條件和建庫模式，急需形成一套合理的地面工藝體系。而中國儲氣庫設施建設相對滯后，2020年儲氣庫的工作氣量僅占消費氣量的 4.3%，遠低于國外12%～15%的平均水平［1］。

1 儲氣庫建設現(xiàn)狀

1.1 國外儲氣庫建設現(xiàn)狀

自1915年加拿大在Wellland氣田首次開展儲氣實驗以來，世界儲氣庫發(fā)展已歷經(jīng)百余年。據(jù)國際天然氣聯(lián)盟（IGU）2018，全球共有地下儲氣庫近 700座；總工作氣量達 4 165×108m3，約占全球天然氣消費量的 11.8%，主要分布在北美和歐盟，北美占 37%，歐盟占 26%，獨聯(lián)體國家占28%（見表1）。

表1 世界主要國家地下儲氣庫簡況

1.2 中國儲氣庫建設現(xiàn)狀

中國地下儲氣庫的發(fā)展始于20世紀90年代初，1999年，隨著陜京天然氣管道的建設，中國開始籌建國內(nèi)第一座調(diào)峰儲氣庫——大張坨儲氣庫，以保障京津冀地區(qū)冬季調(diào)峰及安全平穩(wěn)供氣。2005年，中國第一座鹽穴儲氣庫——金壇儲氣庫開工建設，開創(chuàng)了中國利用已有鹽穴改建地下儲氣庫的先河，為長三角地區(qū)調(diào)峰保供發(fā)揮了重要作用。經(jīng)過20多年的發(fā)展，地下儲氣庫在平衡天然氣管網(wǎng)的壓力和輸氣量及調(diào)節(jié)區(qū)域平衡供氣方面發(fā)揮了重要作用。截至 2020年底，中國已建成地下儲氣庫（群）17座，總計30座儲氣庫，形成工作氣量約134×108m3，占消費量的 4.3%左右，其中中國石油天然氣集團有限公司（簡稱中國石油）12座（群），形成調(diào)峰能力127×108m3；中國石油化工集團有限公司（簡稱中國石化）建成地下儲氣庫 3座，形成工作氣量 6.4×108m3。除了大型石油公司建設地下儲氣庫外，城市燃氣企業(yè)和地方燃氣企業(yè)也在積極自行籌建，如港華金壇儲氣庫。中國儲氣庫（群）主要設計參數(shù)詳見表2［2-4］。

表2 中國儲氣庫（群）主要設計參數(shù)

僅用 17年，中國儲氣庫建設短期高效實現(xiàn)了從零到超 100×108m3調(diào)峰能力的歷史性跨越，主要經(jīng)歷起步探索期、快速發(fā)展期兩個階段。目前中國儲氣庫建設處于快速發(fā)展期，形成的地面工藝滿足儲氣庫的建設需求。

2 儲氣庫的類型及特點

2.1 國內(nèi)外已建儲氣庫的類型及特點

國外儲氣庫建設已有百年歷史，國外已建儲氣庫主要有油氣藏型、鹽穴型、含水層型、礦坑型四種類型，中國已建儲氣庫主要是油氣藏型和鹽穴型兩種。

國內(nèi)外儲氣庫類型及特點的對比具體見表3。

表3 國內(nèi)外儲氣庫類型及特點

2.2 國內(nèi)外儲氣庫的差異

與國外相比，中國儲氣庫具有地質(zhì)條件復雜、注采壓力高、采出物組分復雜、注采系統(tǒng)彈性小等特點［5］。

2.2.1 地質(zhì)條件

國外90%儲氣庫埋深小于2 000 m，構造完整。中國地質(zhì)條件復雜，構造破碎、儲層非均質(zhì)性強，埋深普遍大于2 500 m。

2.2.2 注采壓力

對于采氣壓力，歐洲天然氣骨干管網(wǎng)輸送壓力6～10 MPa、美國洲際天然氣管道輸送壓力10 MPa，中國長輸天然氣管網(wǎng)運行壓力大多為 10～12 MPa，因此壓力較國外高。對于注氣壓力，中國儲氣庫由于埋藏較深，部分注氣壓力高達 40 MPa，而國外儲氣庫注氣壓力一般不高于 25 MPa。中國儲氣庫注采壓力均高于國外，使得對地面系統(tǒng)設備的要求更嚴格。

2.2.3 采出物組分

國外采出氣氣質(zhì)好，重組分含量少，采出氣僅需進行脫水，無需脫烴。而中國大部分儲氣庫采出物為油、氣、水三相，采出氣處理需同時控制水露點和烴露點，流程相對復雜，其油水處理大多依托油田。

2.2.4 注采系統(tǒng)

中國儲氣庫注采系統(tǒng)規(guī)模彈性較小。國外儲氣庫注采系統(tǒng)操作彈性大，多為150%～260%，每套裝置的設計處理規(guī)模不一定相同，中國注采系統(tǒng)操作彈性以 120%居多，儲氣庫內(nèi)的相同裝置處理規(guī)?；鞠嗤?/p>

2.2.5 計量、集輸系統(tǒng)

國外常用注采合一、雙向計量，井口無節(jié)流、防止水合物、放空、排污、取樣、腐蝕檢測等設施，中國儲氣庫采出物復雜，絕大多數(shù)注采分開，注采分別計量。

2.2.6 注氣壓縮機

對于注采規(guī)模較大的大型儲氣庫，注氣壓縮機多選用離心式或離心式與往復式組合，兩段增壓、分期建設，且采氣期時注氣壓縮機處于熱備狀態(tài)。可大大減少壓縮機數(shù)量，降低投資，減少運行維護費用［6］。

2.3 儲氣庫與氣田地面工程的差異

與氣田地面工程相比，儲氣庫具有大進大出、注采循環(huán)、氣量波動大、運行壓力高、使用壽命長、投資高等特點。儲氣庫的設計建設緊緊圍繞儲氣庫特點優(yōu)選集輸處理技術，選用高效設備、性能可靠的材料。具體詳見表4。

表4 氣田與儲氣庫地面工程特點對比（據(jù)文獻［7］修改）

3 中國儲氣庫地面工藝技術

3.1 儲氣庫地面設施運行特點

儲氣庫的地面工藝技術受產(chǎn)氣區(qū)、儲氣區(qū)及用戶的多重影響，建造、運行工況復雜。

（1）運行工況跨度大。由于儲氣庫“反復注采”的特點，在地面工藝處理中天然氣流量與組分、運行壓力與溫度變化區(qū)間大，使得對設備、管道抗疲勞要求高。

（2）計量難度大。由于運行壓力和流量不斷變化，天然氣瞬時流量上下限高達 60:1，不同氣庫單井采氣能力在（10～250）×104m3/d變化，對流量計的適應能力要求較高。

（3）采氣期井流物組成復雜。對于凝析氣和油藏型儲氣庫，采出的天然氣中常含有凝析油或黑油和游離水等物質(zhì)。對于干氣藏型儲氣庫，采出天然氣中也時常夾雜游離水。同時，個別儲氣庫還含H2S，使得地面工藝設計具有特殊性。

（4）注氣壓縮機選型要求高。壓縮機的入口壓力、流量設計參數(shù)要適應輸氣管道參數(shù)的波動，設計出口壓力要適應地層的高壓。多臺壓縮機同時運行時，要平衡與協(xié)調(diào)高壓、大功率天然氣壓縮機組的脈沖和振動。

（5）安全性要求高。儲氣庫除滿足調(diào)峰功能，還需滿足輸氣管道事故狀態(tài)下的安全供氣，地下儲氣庫注采氣壓力、氣量變化范圍大，設備、管道長期疲勞運行，對地面設施的運行安全性要求較高。

（6）達容達產(chǎn)周期長。儲氣庫在投產(chǎn)后的達容達產(chǎn)周期長，特別是利用水淹氣藏改建而成的儲氣庫。中國 2013—2015年建設投產(chǎn)的 6座儲氣庫，至今未達容達產(chǎn)。

（7）酸性介質(zhì) H2S置換。對于采出氣含有H2S的儲氣庫，其H2S產(chǎn)生原因、逐年H2S含量變化及變化規(guī)律均需要動態(tài)跟蹤研究，相應的置換周期會影響地面脫硫裝置的設置。

3.2 地面工藝技術現(xiàn)狀

3.2.1 井口工藝

井口工藝主要包括調(diào)節(jié)計量、防止水合物及注緩蝕劑工藝（見表5），由于中國儲氣庫注采氣組分和運行工況差異較大，井口一般將注采工藝分開，并單獨計量。

表5 井口工藝

3.2.1.1 防凍工藝

儲氣庫在開井初期，地層溫度場建立較慢，井口溫度較低，單井管道易凍堵，且隨著井口參數(shù)不斷變化，凍堵存在間歇性、短時性和不確定性。

根據(jù)采氣特性，確定井口采用節(jié)流注水合物抑制劑不加熱工藝，適用流量范圍大、流程簡單、防凍效果好，目前在氣藏型或凝析氣藏型地下儲氣庫中普遍采用（見圖1-a）。

對于油藏型地下儲氣庫，采氣時采出井流物中常攜帶地層中殘存的原油。井口一般采用加熱節(jié)流與注水合物抑制劑相結合的工藝，在井口設置加熱爐與注醇設施。當儲氣庫僅開井初期需加熱時，加熱爐可多口井共用一臺（見圖1-b）。

3.2.1.2 計量工藝

（1）干氣藏型儲氣庫。

目前，干氣藏型儲氣庫采用的計量設備有超聲波流量計、外夾超聲波流量計、靶式流量計及槽道式流量計等。

靶式流量計的量程比為 15:1，是中國早期儲氣庫建設使用的主要流量計，但使用經(jīng)驗表明，由于注采氣的流量較大以及采出氣含有雜質(zhì)等原因，靶板和靶桿易脫落、變形，甚至計量誤差達 10%以上，使用效果不佳，不推薦使用。

槽道式流量計的量程比為 30:1，流量計內(nèi)紡錘體與管壁之間的通道過窄，不利于采出氣含液黏度過高的工況，通道會出現(xiàn)堵塞的情況，同時引壓管冬季易產(chǎn)生凍堵，影響計量。槽道式流量計沒有廣泛應用案例，需經(jīng)各種工況試驗后方可推廣。

超聲波流量計的量程比為 30:1，計量精度在體積含液量不超過 0.3%時幾乎不受影響，且介質(zhì)壓力越高，含液量對精度影響越小?？捎糜谧⒉呻p向計量，由于超聲波流量計內(nèi)部沒有可動部件，因此在維修時不影響生產(chǎn)，目前廣泛用于新建儲氣庫。

外夾超聲波流量計原理與管道式超聲波流量計相同，其優(yōu)點主要體現(xiàn)在介質(zhì)中的含液不會對探頭進行污染，同時安裝便利無需在高壓管道上進行開口。其缺點主要體現(xiàn)在對現(xiàn)場探頭的安裝要求高，需要定期觀測耦合劑的密封狀況，管徑與壁厚比超過10:1時影響計量精度。

干氣氣藏井口計量可采用注采合一，雙向計量，故單井注氣或采氣計量推薦選用超聲波流量計、外夾超聲波流量計，計量精度達到±2%，滿足 GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規(guī)范》中過程生產(chǎn)計量±5%的精度要求。建議在注采平衡期對探頭進行檢查和維護，以確保計量的準確性。

（2）凝析氣或油藏型儲氣庫。

凝析氣或油藏型儲氣庫井流物含油氣水，氣質(zhì)變化劇烈，為解決混相計量問題，常規(guī)做法是油氣水三相分離后分別計量。叢式井一般采用輪換計量方式。

結合地質(zhì)要求，對于分離計量方式，計量分離器可設置在井場、集配站或集注站，可采用兩相或三相分離計量方式。

3.2.1.3 注采氣流量調(diào)節(jié)

采用軸流式雙向調(diào)節(jié)閥，進行注氣流量調(diào)節(jié)，采用遠程設定開度進行采氣調(diào)節(jié)，打破了籠統(tǒng)注采氣模式，實現(xiàn)注采流量雙向調(diào)節(jié)，提高了注采井的可操作性及運行管理水平。

單井籠統(tǒng)注采發(fā)展為單井精確注采，契合不同層位、不同鉆井部位、不同滲透率下注氣壓力差異，有助于實現(xiàn)不同斷塊注采井均衡注氣。

3.2.2 注采集輸工藝

采用注采集輸管道同管建設。針對井流物組成復雜及儲氣庫冬采夏注的運行特點，分析對比注采管道同管、異管設置，在注采輸送氣量接近、注采管道壓力接近時，采用注氣管道、采氣管道合一建設，降低投資。

3.2.3 集注站注氣工藝

地下儲氣庫注氣工藝主要取決于儲層壓力與輸氣管道壓力，分管壓注氣和增壓注氣。

注氣、采氣系統(tǒng)采用同一壓縮機組，一機兩用，可同時適應注氣工況及采氣末期外輸工況。注氣工藝示意圖見圖2。

3.2.4 集注站采出氣處理工藝

采出氣處理工藝以控制烴、水露點為目的，而非回收輕烴，因此應簡化流程，不宜采用工藝流程復雜、投資高的分子篩脫水及深冷工藝。由于不同地下儲氣庫采出氣性質(zhì)不同，地面處理工藝也存在一定差異。

國內(nèi)已建凝析氣藏型儲氣庫的處理工藝為：JT閥節(jié)流+乙二醇防凍工藝（輔助丙烷制冷工藝），同時控制天然氣水、烴露點。干氣藏型儲氣庫僅需控制水露點，處理工藝為：三甘醇脫水工藝。

3.2.4.1 J-T閥節(jié)流+乙二醇烴、水露點控制工藝

已建儲氣庫J-T閥節(jié)流制冷裝置單套最大處理規(guī)模為 750×104m3/d。對于地層壓力低的儲氣庫，在采氣后期需采用丙烷輔助制冷或利用注氣壓縮機增壓運行，操作彈性主要受防凍劑循環(huán)及再生限制，操作彈性下限30%。

J-T閥節(jié)流+注乙二醇工藝技術特點及工藝流程見表6和圖3。

表6 J-T閥節(jié)流+注乙二醇工藝技術特點

3.4.2.2 三甘醇水露點控制工藝

目前已建的三甘醇脫水裝置，最大處理規(guī)模為600×104m3/d。其單套處理規(guī)模及操作彈性主要受三甘醇吸收塔限制。操作彈性下限為30%。

三甘醇脫水工藝的技術特點及工藝流程見表7和圖4。

表7 三甘醇脫水工藝技術特點

4 地面工藝優(yōu)化建議

4.1 地上地下結合，優(yōu)化簡化井口設施

目前井口一般都會設置加熱爐或移動式注甲醇橇，甚至在東北地區(qū)的儲氣庫為了應對采氣開工初期的低溫情況，在井口同時設置加熱爐和注醇橇。

建議地面工藝與地下工藝相結合［8］，在提高單井氣量和提升井口溫度的同時，計算井口至集注站不形成水合物的最佳輸送距離，并據(jù)此布站，使得集輸過程中不形成水合物，從而簡化或去掉井場的加熱注醇工藝，提質(zhì)增效。

4.2 井站一體化優(yōu)化工藝

在總體布局時，盡量將集注站與井場毗鄰建設，注采管道合一設置或分開設置。不僅可實現(xiàn)高壓集輸管道均在站場內(nèi)部敷設，避免站外建設高壓集輸管道的危險性。同時，由于井口與集注站距離近，可依托集注站的配套設施防治水合物，簡化了井口的水合物防治工藝。除此之外，對于凝析氣藏型儲氣庫，可將井口單井氣液分離計量橇設置在集注站內(nèi)，減少井場占地。

4.3 大規(guī)模、低成本注采氣處理技術和高效設備

隨著中國天然氣調(diào)峰需求量不斷增加，儲氣庫建設進一步加快，急需攻關大規(guī)模、低成本的注采氣處理技術和高效設備，并深化裝置平穩(wěn)、安全、經(jīng)濟運行的技術研究，指導中國后續(xù)大型儲氣庫建設，為國內(nèi)天然氣供應安全提供強有力的技術支撐。

4.3.1 高壓、大排量注氣壓縮機組

目前國內(nèi)在役儲氣庫注氣壓縮機均采用往復式壓縮機組，大型儲氣庫注氣壓縮機仍以往復式壓縮機為主，而往復式壓縮機機存在單機排量小、投資高、占地面積大、維檢修頻繁且費用昂貴的缺點。離心式壓縮機的在國內(nèi)的應用剛剛起步，國產(chǎn)離心式壓縮機與進口產(chǎn)品相比，性能也存在較大差距；反觀國外，離心式壓縮機已廣泛用于儲氣庫建設，并且形成了標準系列化高壓離心式壓縮機?！笆濉逼陂g，國內(nèi)研發(fā)出了 30 MPa雙缸離心式壓縮機組并完成產(chǎn)業(yè)化應用，但在機組運行優(yōu)化控制技術等方面的技術尚不成熟；仍需進一步研究；同時需要研發(fā)40 MPa及更高壓力等級的單缸兩段式離心式壓縮機，實現(xiàn)壓縮機組配置更加簡單、占地面積更少的目標。

4.3.2 儲氣庫大型、高效、低成本的處理技術

對于干氣氣藏建議采用三甘醇脫水。對于凝析氣藏及油藏型儲氣庫，目前大多采用J-T閥節(jié)流工藝，采氣后期增壓或者進行輔助制冷工藝，建議研發(fā)硅膠脫水工藝，同時控制烴、水露點。為了解決油氣藏型儲氣庫處理工藝單一、生產(chǎn)壓差大、能耗高，脫烴脫水吸附劑需進口難題，可研制脫烴脫水吸附劑。

4.3.3 雙向流量計、高壓大口徑關鍵閥門等國產(chǎn)化技術

（1）高壓雙向計量流量計目前主要靠進口，存在投資高、供貨周期長、運維成本高的缺點。目前，儲氣庫注采雙向低成本流量計產(chǎn)品系列化技術已初步形成，但儲氣庫超高壓、寬量程、含液、含油水的多相流計量模型的理論影響需要攻關，儲氣庫注采過程中流體對傳感器沖蝕、傳感器取壓方法對計量的影響也需進一步攻關。

對于井口注氣階段干氣的準確計量，以及采氣階段反向流過程中的油氣水三相的計量，采氣階段濕氣多相計量的準確性問題，尚需研發(fā)攻關。如何建立儲氣庫超高壓寬壓力工況范圍條件下的油氣水三相計量模型，是需要解決關鍵問題。同時，建議采取提質(zhì)增效措施，取消凝析氣田及油藏型儲氣庫井口的氣液分離器，進一步簡化井場工藝。

（2）盡管目前國內(nèi)已開始研究制造強制密封球閥和高壓截斷閥，但高壓力、大口徑強制密封球閥仍被國外壟斷，國產(chǎn)設備在高壓密封性能和安全可靠性方面與進口設備差距較大，多工況雙向可控調(diào)節(jié)閥長期依賴進口，需加快相關設備技術的研究。

（3）儲氣庫注采合一工藝是目前主流技術，但工藝所需的雙向調(diào)節(jié)閥，長期依賴進口、成本高、供貨周期長等問題，急需國產(chǎn)化攻關。

4.4 持續(xù)推進儲氣庫地面建設標準設計及實施工作

隨著儲氣庫建設進度的加快，工程量的大幅增加，儲氣庫的類型也將更趨多樣化。為了保障新建儲氣庫的高質(zhì)高效，需要對儲氣庫建設的固化設計工藝進行總結，歸納相似點，保留差異性，推進儲氣庫地面建設系統(tǒng)的標準化設計工作，從氣藏型擴展到油藏型和鹽穴型，從主體工藝擴展到輔助工程，最大限度實現(xiàn)地面工藝技術、平面布局、視覺形象、建設標準等方面的統(tǒng)一。