天然气气态储存工艺

文 闯，曹学文，马玉鹏

（中国石油大学储运与建筑工程学院，山东青岛266555） ①

天然气气态储存工艺

文 闯，曹学文，马玉鹏

（中国石油大学储运与建筑工程学院，山东青岛266555）①

天然气气态储存工艺主要包括压缩天然气、储气罐、管道、地下储气库、吸附天然气储气和近临界流体储气技术。介绍了天然气各种气态储存工艺的研究现状和优缺点，分析了存在的问题及发展趋势，并对气态储存工艺的研究和应用提出了建议。

天然气储存；工艺；现状；发展趋势

随着能源结构的调整，天然气在一次能源中的比例越来越大。由于天然气具有良好的发展前景，我国已在大力开发天然气资源，并把开发利用天然气作为能源发展战略的重点之一。我国天然气储量比较丰富，但主要分布在西部和中部，而气源的主要消费群却集中在东部沿海，因此，需要选择合适的储运工艺将天然气储存并运到东部地区，而天然气的储存工艺的选择尤为重要。天然气气态储存工艺主要包括压缩天然气、储气罐、管道、地下储气库、吸附天然气储气和近临界流体储气技术。

1 储气罐

储气罐是地上储气的主要设备，通常采用金属储气罐，按压力可分为高压和低压2种储气罐［1］。

1.1 低压储气罐

低压储气罐有湿式和干式2种：常用的湿式低压储气罐有直立式和螺旋式2种；常用的干式低压储气罐主要有阿曼阿恩式、威金斯式和可隆型储气罐，阿曼阿恩式储气罐采用特制的密封油对气体进行密封，威金斯式储气罐使用橡胶柔膜密封气体。低压储气罐的特点是储气量能在一定范围内变化，工作压力通常为0.004～0.005MPa，多数化工厂、石化厂用作工艺气的中间储存设备。

1.2 高压储气罐

最常见的高压气罐是球形罐和圆筒形卧式罐。高压气罐的几何体积固定不变，是靠改变其储气压力来储存气体的，又称定体积罐。

高压储气罐的有效储气体积为

式中，V、Vc分别为气罐的有效储气体积和几何体积，m3；p、pc、p0分别为气罐的最高工作绝对压力、最低允许绝对压力和工程标准压力，Pa，其中，p0＝101 325Pa。

储罐体积利用系数φ为

通常，储气罐的最高工作压力p已定，要提高体积利用系数，只有降低储罐的剩余压力，即最低允许压力pc。pc受到管网压力的限制，其值取决于出口处连接的调压阀的最低允许进口压力。为了降低储罐的最低允许压力，提高储罐的利用系数，又不影响对管网供气，可以在高压储气罐内安装引射器。当储气罐内气体压力接近管网压力时，开动引射器，利用经过储气罐的高压气体的能量把气体从压力较低的罐中抽出来，送入供气管网。使用引射器时，必须安装自动开闭和控制装置，否则管理不当会破坏正常工作。

2 管道储存

2.1 高压管束

高压管束的直径较小，所以能承受更高的压力，其储存压力可比大直径圆筒形和球形储气罐的压力要高。由于天然气在高压下与理想气体性质偏差较大，高压管束可通过高压下天然气的压缩性来实现天然气的储存，例如，天然气在16MPa和15.6℃的条件下体积比理想气体体积小约22%。高压管束虽然压力较高，但由于埋藏在地下，安全性较好；其缺点是储气量较小，初期投资费用高。

2.2 长输管道

长输管道储存天然气主要是利用长输管道干线末端来实现天然气的储存，其储存过程是在供气低峰时将富余的天然气储存在输气干线末端，到用气高峰时将储存的天然气输出，调节供气量，满足用户需求。长输管道末端储气与利用城市高压管网储气原理相似。

2.3 高压输配管网

高压输配管网在供气低峰时将多余的天然气储存在高压管网中，到用气高峰时将储存在高压输配管网中的天然气输出，实现天然气的高压储。该方式只有在具备高压输气管网时才能使用，适用面比较狭窄。

高压输气管道的有效储气量［2－3］为

3 地下储气库

地下储气库具有储气容量大、节省地面储罐投资、不受气候影响、维护管理简便、安全可靠、不污染环境等优点。为适应耗气量的增加，目前越来越多的国家都在建造地下储气库。地下储气库结构如图1。按地质构造划分，地下储气库分为4种类型。

3.1 衰竭油气田储气

衰竭油气田储气利用已开发过的油气田进行储气，储气地层的相关参数（例如孔隙度、渗透率、构造形状和大小、储气层厚度等）都是已知的，而且还有原有油气井、井场设备和管线等可以使用，建设周期较短，可以有效地节省投资和减少运行费用。由文献［4］可知，衰竭油气田的原始储量通常可达10×108～50×108m3，年注气抽气循环为1～2次。

图1 地下储气库结构

3.2 含水多孔地层储气

利用含水多孔地层储气是20世纪50年代储气技术的重大发展，给缺乏枯竭油气田地区发展地下储气带来了革命性的机遇。含水多孔地层储气通常选择有足够面积和厚度、其上有良好不渗透覆盖层的砂岩或砂层来储气。由于结构为地下含水构造，通常需要将岩石孔隙中的水排出后再进行天然气的储存。含水多孔地层储气工艺建设周期较长，初期投资费用较高，运行具有一定的风险性；同时该类型的储气库储量巨大，天然气储量通常可达到几十亿立方米，年注气抽气循环为1次。法国克拉克气田东北部的吕萨尼地下储气库就是一个含水层储气库。储气层由非均质的陆相未胶结砂层组成，地层厚度为45～50m，盖层为不透气的泥灰岩，储气能力为5×108m3。天然气储库由含水砂层及1个不透气的背斜覆盖层组成，其性能和储气能力依据不同地质条件而有很大差别。储气原理如图2［5］。

图2 多孔地层地下储库储气原理

3.3 盐穴储气

盐穴储气库是世界上重点研究的1种储气库，主要具有构造完整、结构坚实、夹层少、厚度大、非渗透性好、物性好、对液态和气态的碳氢化合物都可以完好地储存等优点。

利用盐岩层建造储气库有2种形式：①利用盐岩层内的天然岩穴储气，但很少；②利用人造盐岩穴储气，人造盐岩穴是通过岩层注入淡水，将盐岩溶解后，排除盐水而形成。天然气在高压下注入岩穴储气库，当需要时打开井口即可。盐穴储气可以根据实际的需求量进行建造，1座盐穴储气库可以拆分为若干期建造，可以较为快速地投入使用，年注气抽气循环为4～6次［6－8］。

3.4 岩穴储气

除了上面提到的几种地下储气库外，还有利用自然的或人工的其他岩穴作为储气库的，例如利用废弃的煤矿坑道作为储气库，但该类型储气库存在着原有井筒密封困难、气体泄漏危险、储存气体热值降低等缺点。利用可控制的核爆炸技术开辟地下储气库也引起人们的重视，并已开展了相关研究。

4 吸附储存工艺

4.1 基本原理

天然气吸附储存工艺是指利用吸附剂的微孔结构和内表面积，在常温、压力为3.0～6.0MPa条件下实现天然气的高密度储存［9－10］。在天然气吸附储存过程中，天然气分子受范德华力影响附着在吸附剂微孔的内表面，因此天然气吸附储存属于物理吸附过程。主要工艺过程为：首先在储存容器中加入吸附剂，天然气被吸附在其微孔表面，实现天然气的储存；当需要储罐对外供气时，气体从吸附剂表面脱附而向外供气。

4.2 优点

1） 在中压（3.5～5.0MPa，仅为CNG的1／4～1／5）下即可获得接近于高压（20MPa）下压缩天然气的储存密度，储存效率高。

2） 设备耐压性能要求较低，安全性好，操作费用低。

3） 储存容器结构简单，使用场地灵活。

4.3 影响因素

在天然气吸附储存工艺中，起决定性作用的是高储存密度的吸附剂；另外，吸附和脱附过程中的热效应、天然气中的杂质也都关系到吸附储存工艺的性能和推广［11－15］。

4.3.1 吸附和脱附过程热效应

吸附是放热过程，温度升高，吸附量将减小；脱附是吸热过程，温度降低，脱附残余量将增加。吸附储存工艺中的这2种热效应会减少吸附系统的动态吸附量，而且活性炭较小的热传导速率会造成储罐中心温度较低，因而中心部分脱附残余量也较大。

4.3.2 天然气成分

天然气主要含有CH4、N2、H2S、CO2、H2O、C2H6、C3H8等重烃组分，重烃及极性化合物等会积累在吸附剂上，造成吸附剂中毒，降低吸附储存能力。其中，H2S的影响最大，会产生不可逆吸附，容易析出单质硫而堵塞吸附剂孔道；CO2、C2H6、C3H8等虽然会产生可逆优先吸附，但可以通过氮气吹扫或加热等方式使吸附剂再生，从而恢复吸附剂的性能。

4.3.3 储存压力

增加储存压力可以有效地增大吸附剂对天然气的吸附量。当压力＜3.0MPa时，天然气吸附量随着压力的增大而迅速增加；当压力达到4.0MPa时，吸附剂的天然气吸附量基本饱和。因此，合适的储存压力为3.0～4.0MPa，通常选择3.5MPa。

4.3.4 吸附剂填充密度

提高吸附剂的堆积密度可以有效地提高天然气的存储密度。试验结果表明［16］：甲烷的吸附量随填充密度的增加呈先增加后减小的趋势，过高的填充密度反而导致甲烷储量的大幅下降，这是因为过高的填充密度使甲烷扩散阻力过大，不利于储存。因此，填充密度存在一个最佳值，使天然气的吸附量达到最大。

5 其他储存工艺

5.1 压缩天然气储存

CNG储存技术比较成熟，现已经实现工业化，广泛应用于天然气汽车［17－20］。存在的不足是：储气量小，续驶里程短；气体燃料的能量密度低，启动性能和动力性能较差；需要高压压缩（20～25MPa），这就需要用昂贵的多级压缩机；要求使用的高压贮存容器为无缝容器，壁厚体重，制造工艺复杂；在此高压下使用存在一定的危险性。因此，CNG储存技术只是1种暂时的而非高效的储气手段。

5.2 近临界流体储存

近临界流体储存天然气是一项新的天然气储存技术［21］，该技术的基本原理是利用近临界流体特有的高溶解力、低粘度、易扩散的性质，实现对天然气和临界流体之间的有效传质，进而将天然气溶解其中。目前对天然气的临界流体储存主要集中在2个方面：①寻找高吸附能力的溶剂；②探索降低吸附压力和温度条件限制的途径。其中，对临界参数的测量是否准确尤其重要，要使这项技术得到推广，必须对近临界流体的特征和相变参数进行准确的描述。

6 气态储存方式比较

天然气各种气态储气方式的分析对比如表1［4］，可以看出，地下储存优于地上储存，因其安全、可靠、充分利用地下空间，而且成本更低。吸附储存工艺具有比压缩天然气储存工艺更高的储气密度，发展前景较好，但是需开发具有高性能的吸附剂和解决吸、脱附过程中的热效应问题。近临界流体储存工艺优势明显，但该方法目前还处于研究阶段，尚未工业化应用。

表1 天然气气态储存方式比较

7 结论

1） 储气罐储存、管道管束和压缩天然气储存技术较为成熟，当前的重点是加强安全性评价研究，确保安全。

2） 从天然气战略储备看，国家应该大力发展地下储气库，统筹考虑天然气调峰和战略、商业储备。

3） 吸附储存工艺储存效率较高，安全性好，目前仍需对吸附剂的吸附性能和吸附过程中的热效应进行深入的研究。

4） 近临界流体储存工艺要进行广泛的工业应用，还需在储气溶剂选择、储气压力、温度的影响等方面进行探索研究。

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Gaseous Storage Methodology of Natural Gas

WEN Chuang，CAO Xue－wen，MA Yu－peng
（College of Pipeline and Civil Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266555，China）

The current gaseous storage technologies for natural gas mainly include compressed natural gas，gas holder，pipeline storage，underground gas storage，adsorbed natural gas，near critical fluid.In this paper，the research status，problems and directions of the above mentioned gaseous storage and transportation technologies for natural gas were discussed，respectively.Both advantages and disadvantages of the various storage methodologies were pointed out.

natural gas storage；methodology；status quo；developing strategy

1001－3482（2012）01－0005－05

TE97

A

2011－07－30

国家高技术研究发展计划（863计划）（2007AA09Z301）

文 闯（1985－），男，江苏沭阳人，博士研究生，主要从事多相管流及油气田集输技术研究，E－mail：wenchuang2008＠163.com。