岩穴储气库的天然气存储能力分析

2021-09-15张新敏蒋中明刘澧源肖喆臻

储能科学与技术 2021年5期

张新敏，蒋中明，刘澧源，肖喆臻

（1长沙理工大学土木工程学院；2长沙理工大学水利工程学院，湖南长沙 410114；3湖南水利水电职业技术学院，湖南长沙 410131）

地下储气库是天然气调峰保供和管网优化管理的有效手段，也是国家能源安全的重要保障[1]，其原理是将压缩后的高压天然气注入到地下洞穴进行储存，并在天然气使用高峰期再开采出来以满足天然气能源供应需求。常用的天然气地下储气库类型主要包括[2]：地下枯竭油气藏、地下含水层、盐岩洞穴以及非盐岩岩石洞穴。当前，我国地下储气库主要采用枯竭油气藏和盐穴建库。非盐岩洞穴储气库可以利用废弃矿洞改造或在适合岩石地层中新建而成。岩穴储气库对地层地质构造要求较低，适用性更加广泛，是未来天然气地下储存的重要发展方向[3]。

储气规模是评价地下储气库建库可行性的重要指标之一。为了防止储气库因流变导致的形态大幅度变化[4-6]，对于油气藏和盐穴这些类型的地下储气库来说，需要向储层或盐穴中注入一定量的垫底气，以保证储气库正常运行。国内外的数据分析表明[7]：油气藏储气库的垫底气量与最大库容量的占比可达35%～60%，而盐穴储气库的垫底气量占比也在35%～48%之间。储气库在运行过程中所需的过大垫底气量将导致建库成本大幅度增加[8]。非盐岩洞穴储气库因围岩自稳性能好而不需要垫底气来维持洞穴形态稳定，因此可以灵活设置垫底气压力，从而大幅降低建库成本，也可大幅提高地下储气库的库容利用率。

岩穴储气库中的天然气压缩、储存与释放均伴随着复杂的热力学过程。严铭卿等[9]以盐穴地下储气库为例，研究了盐穴内天然气的温度和压力变化过程；刘燕等[10]研究了内衬岩穴储气库中天然气在注气和采气过程的温度和压力的变化特性。这些研究表明，天然气被压缩注入岩穴地下储气库后，其温度将出现大幅的上升。天然气压缩后温度的升高对于储气库的存储能力有着很大的影响，因此，要合理评价天然气岩穴储气库的存储能力就必须正确认识天然气的热力学变化过程。本文拟在全面分析天然气岩穴储气库热力学变化特性的基础上，探讨容积为百万立方米的岩穴储气库的储气能力以及库容可利用率，为天然气岩穴储气库在我国的应用决策提供参考。

1 岩穴储气库容量确定方法

气体被压缩注入岩穴储气库后，应满足质量与能量守恒方程[11]，如式(1)和式(2)所示。

式中，V为储气库的容积，m3；ρ为储气库内压缩气体密度，kg/m3；ṁin(t)、ṁout(t)分别为注气速率函数和采气速率函数，kg/s；cv为气体等容比热容，J/(kg·K)；T为压缩气体温度，K；hi和h分别为初始和当前时刻的气体焓，J；Z为气体压缩因子；R为气体常数，J/(kg·K)；u为气体内能，J；Q̇为对流换热速率，J/s；t为计算时间，s。

储气库内天然气的状态方程可由式(3)计算

式中，p为洞室内气体压力，Pa。

地下储气库内天然气所含热量与储气库围岩之间的对流换热速率可用式(4)进行计算

式中，hc为洞室中气体与围岩热交换系数，W/(m2·K)；Ac为洞室表面积，m2；Trw为围岩温度，K。

在储气库容积给定条件下，根据储气库内气体的初始状态值，利用上述式(1)～(4)就可以计算出储气库内天然气在注、储和采等过程中的温度和压力变化特性。计算过程中天然气的压缩因子Z可采用文献[12]建议的公式。

储气量的大小是地下储气库设计的关键指标之一。所谓储气量是指地下储气库能够存储的天然气标准体积(m3)。在充气运行过程中，为确保地下储气库的安全稳定性，一般按其设计压力控制注气量，即当地下储气库的压力达到设计压力后就停止注气。停止注气后储气库内的高压压缩天然气含量就是储气库的最大储气容量。注气停止时注入储气库内的天然气质量m可以根据注气质量速率通过积分获得。储气库定容条件下的储气量由下式计算

式中，V0为天然气在0℃和1个标准大气压力的体积；T0和p0分别为0℃和1个标准大气压力；Z0为天然气在0℃和1个标准大气压力状态下的压缩因子，R为气体常数。

需要说明的是：储气库内压力达到已知设计值时的天然气质量m计算需要用到注气时间t这一变量，而注气时间t的确定需要利用式(1)～(4)计算储气库内天然气的压力是否达到设计值来判断。

根据拟定的储气规模(设计标准体积)确定地下储气库的容积是工程设计的又一基础性问题。地下储气的容积包含了垫底气所占的体积。设地下储气库达到运行设计压力时天然气的温度、压力以及压缩因子分别为T1、p1、Z1，假定储气库无气体泄漏，根据天然气压缩前后质量不变的原理，有

式中，T1、p1以及Z1为储气库内天然气的热力学状态参数，其确定需要利用式(1)～(4)进行计算，而利用式(1)～(4)计算天然气的热力学状态参数时，首先需要已知储气库的体积V1。为此，利用式(1)～(4)和(6)确定储气库容积时，需要采用迭代方法进行求解。

2 储气库热力学特征算例分析

为了研究岩穴型地下储气库压缩天然气的热力学变化特性以及储气能力，以烟台LPG地下水封洞库为例进行计算分析，该LPG库总库容达到100万立方米，是目前世界上最大的地下储气洞库[13]。本文建立了一个洞库总库容为100万立方米的概念模型，天然气气体参数按甲烷(CH4)计算。计算参数如表1所示。

表1 计算参数Table 1 Parameters used in numerical model

文献[10]中对储气库的最低运行压力设为4.0 MPa，即垫底气压力为4.0 MPa，最大运行压力为20 MPa。储气库在注气到达20 MPa后停止注气，并进入高压储气阶段。储气库年运行周期：注气85 d(2040 h)→储气99 d(2376 h)→采气25 d(600 h)→待储156 d(3744 h)。

储气库选用混凝土衬砌，厚为0.5 m；选用钢板作为密封层，厚为0.05 m。假定储气库内压缩天然气热量向洞周围岩各个方向均匀传热，为简化传热分析过程，采用一维数值模型进行热传导数值分析，其模型网格如图1所示。

图1 热传导分析模型Fig.1 The numerical model of thermal conduction

边界条件：储气库洞壁处为对流换热边界，右端岩石边界为固定温度边界，模型上下及前后边界面为绝热边界。

垫底气压力及相关参数的研究方案设计如表2所示。

表2 垫底气压力计算方案Table 2 Calculation scheme of cushion gas pressure

图2(a)为不同垫底气压力下，一个运行周期内储气库压缩气体温度的变化过程。由图可知，垫底气压力越小，注气完成时天然气温度越高，高压储气阶段压缩气体热量损失越大，采气阶段形成的负温值越低，待储阶段气体温度回升后达到的稳定值越高。当P0=0.1 MPa时，压缩天然气最高温度达到了187.4℃，高压储气阶段期末温度降低至71.8℃，热量损失达61.6%，采气时温度降低至-140.4℃，负温持续时间为49.5 d。待储阶段压缩气体温度逐步回升，并最终达到稳定值17℃左右。当P0=10 MPa时，压缩天然气最高温度为35.6℃，高压储气阶段期末气体温度降低至23.5℃，热量损失为33.9%，采气时温度最低值为-3.17℃，负温持续时间为8.5 d。待储阶段压缩气体温度逐渐上升到14.4℃左右。

图2 天然气温度和压力变化过程Fig.2 Variation process of temperature and pressure of compressed gas

由此可见，当垫底气压力较小时，由于储气库内垫底气量较小，需要采用高速高压的注入方式，从而导致储气库内天然气的温度急剧升高，温升相对较大；当垫底气压力较高时，由于储气库垫底气量较多，注入的高温气体与存储在储气库内的常温垫底气混合后得到的天然气温度较低。在待储阶段，储气库内的天然气与洞周围岩发生对流换热，围岩中的热量回馈到储气库内的天然气中，使得天然气温度又逐渐回升。

图2(b)为不同垫底气压力下，一个运行周期内储气库内天然气的压力变化过程。由图可知，压缩后天然气的压力变化规律是：垫底气压力较低时，注气阶段储气库内压力基本呈线性增加至20 MPa；在垫底气压力较高的情况下，注气阶段储气库内压力变化在初始阶段呈现出明显的非线性增加特性。

垫底气压力越小，高压储气阶段产生的压力损失越大，待储阶段压缩天然气的压力随时间的推移回升幅度也越小。当P0=0.1 MPa时，高压储气阶段期末，储气库内的压力由最高值20 MPa逐渐降低至13.46 MPa，气压损失达32.6%；待储阶段天然气压力从最低值又逐渐回升至9.57 MPa左右。当P0=10 MPa时，高压储气阶段天然气压力由最高值20 MPa逐渐降低至18.64 MPa，气压损失仅为7.8%；待储阶段压缩气体压力从最低值逐渐回升并稳定在11.21 MPa左右。在待储阶段，储气库内压力回升的动力来源于储气库内天然气的温度回升效应。

3 注采气量分析

注采气量是地下储气库的设计关键指标之一。注气量即为该垫底气压力下，储气库压力达到设计压力时的可注入天然气的体积。垫底气量与注气量之和即为储气库内储存的天然气的总气量(储气库容量)。

图3为储气库达到设计压力时的垫底气量和注气量与垫底气压力之间关系图。由图可知，垫底气压力越高，储气库达到设计压力(20 MPa)时的储气库容量越大。当垫底气压力为P0=10 MPa时，最大储气量约为22229.48×104m3，可注气量为12229.47×104m3。当垫底气压力为P0=2 MPa时，储气库最大储气量约为18726.41×104m3，可注气量为16726.41×104m3。

图3 储气库内天然气体积与垫底气压力关系Fig.3 Volume of gas in rock cavern vs pressure of cushion gas

可注气量随着垫底气压力增大而减小的原因是：当垫底气压力较小时，储气库内压力达到设计压力时的温度也较高，故储气库内天然气的压力上升较快，导致储气库达到设计压力(20 MPa)时能注入到储气库内的天然气体积相对较小。

可采气量是指将储气库内的天然气采气至指定垫底气压力时可抽采出的天然气体积。可采气量也是储气库的工作气量。定义可采气量与储气库容量的比值为库容可利用率。

由图4可知，随着垫底气压力的增大，储气内的可采气量呈现先增大后减小的趋势。垫底气压力较小时，注气结束后储气库内压缩气体温度较高，在高压储气阶段，由于气体温度大幅下降，气体压力也将大幅下降，此时采气阶段初始气压将远远低于设计压力(20 MPa)。同时，采气过程中伴随气体温度的急剧降低，气体压力也将迅速降低，因此储气库的可采气量较小。如图4所示，当垫底气压力P0=0.1 MPa时，可采气量仅为1026.81×104m3；随着垫底气压力的增大，高压储气阶段压力损失较小，故可采气量随之增大。垫底气压力P0=3 MPa时，相同库容下的可采气量达到最大值，约为15000.54×104m3。当垫底气压力继续增大时，由于垫底气压力值增大，采气至垫底气压力时的可采气量必然会减小。垫底气压力P0=10 MPa时，采气量减小至8219.65×104m3。

图4 注采气量比Fig.4 Ratio of gas injection to production

可采气量的变化决定了储气库库容可利用率的变化。图5为不同垫底气压力下的储气库库容可利用率对比图。库容可利用率随着垫底气压力的增大呈现先增后减的变化趋势；当垫底气压力P0=3 MPa时，库容可利用率到达最大值76.5%。由此可见，垫底气压力的选择对储气库库容的可利用率有重要的影响。

图5 库容可利用率Fig.5 Storage capacity availability

图6为待储阶段储气库垫底气压力、恢复压力和恢复可采气量对比图。待储阶段的恢复稳定压力与垫底气压力之差即为该垫底气压力下待储阶段储气库恢复的气体压力，称为恢复压力。恢复压力对应的气体在常温常压下的体积称为恢复可采气量。由图6可知，在待储阶段，储气库内天然气的压力将会出现一定程度的恢复，并恢复至某一较高的稳定压力后不再有明显变化。随着垫底气压力的增大，恢复压力将减小，减小到一定程度后稳定不变。当垫底气压力为P0=0.1 MPa时，待储阶段天然气压力出现了大幅度的回升，恢复压力达到了约9.47 MPa，因压力恢复而导致的恢复可采气量可达9330×104m3；垫底气压力为P0=4 MPa时，待储阶段天然气压力回升幅度约为0.76 MPa，恢复的可采气量约为940×104m3；垫底气压力为P0=10 MPa时，待储阶段天然气压力恢复值约为1.21 MPa，恢复的可采气量为1200×104m3。储气库内天然气压力恢复的原因主要是围岩与压缩天然气之间热交换引起的温度升高。气体的温度回升必然导致其压力的回升。