枯竭气藏型储气库地面工艺设计及技术研究

徐梦瑶 姚丽蓉 银永明 吴佳伟

(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆乌鲁木齐，830011； 2.中国石油化工股份有限公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐，830011； 3.中石化中原石油工程设计有限公司，河南郑州，451000)

1 引言

随着国家大力实施“煤改气”以及车用、分布式能源快速发展，特别是工业用气量增幅明显，需求量远超预期水平，从国家至各个市场主体对于调峰能力的需求极为迫切[1,2]。地下储气库调峰、LNG调峰、气田调峰等是世界上常规储气调峰措施，相比LNG和气田调峰，地下储气库具有容量大、储气压力高、受环境气候影响小等优势，是季节调峰的最主要手段[3-4]。目前，枯竭气藏型储气库依托长输管线建设，建成后将进一步缓解天然气供应压力，并有效服务管道沿线地区。“十四五”期间储气库的注气资源有保障，目标市场季节调峰、应急供气需求形势严峻，迫切需要建设枯竭气藏型储气库。

2 枯竭气藏型储气库建设必要性

2.1 储气库建设响应国家能源整体规划要求

《天然气发展“十三五”规划》明确提出要增加储气库建设能力，逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅的综合性调峰系统，指出重点推进天然气储存、调峰能力，并要求到2020年地下储气库的储存能力达到148×108m3。

2.2 储气库保障中石化天然气储存和销售能力

国家储气相关文件明确提出：到2020年，供气单位要具备高于其年销售量10%的天然气储备能力。2019年中国石化天然气产量296.74×108m3，同比增长7.21%。

2.3 储气库建设可以充分发挥LNG接收站和管道的输送能力

储气库建成后，在非高峰期将富余气量注入储气库，在高峰期采出供应市场，接收站和管网可充分发挥设计能力，基本实现全年均衡生产，有效调节LNG进口供应量。

2.4 储气库是天然气市场竞争和长远发展的需要

天然气市场竞争非常激烈，“十三五”期间资源供应总量翻一番，而储气调峰能力却没有相应增加，区域内的调峰矛盾更加突出，而枯竭气藏型储气库地面工程的建设对于目前天然气市场开发和长远发展都具有重要意义。

3 枯竭气藏型储气库建设规模

天然气储气库采取周期运行方式，每年夏季为注气期，冬季为采气期，通过对天然气的储存调配，达到为用气市场进行调峰的目的。管道及用气目标市场天然气出现盈余时进入储气库进行注气，出现不足时从储气库采出处理后进入管道及用气目标市场。

根据气藏研究，枯竭气藏型储气库有效库容3.49×108Nm3，工作气量1.94×108m3，垫气量1.55×108m3，补充垫气量0.47×108m3。本工程设计注气能力120×104Nm3/d，调峰供气能力200×104Nm3/d，应急供气能力200×104m3/d，注采气运行压力9—40MPa。

储气库采用一级布站方式，设注采站1座、丛式井场1座，注采站与丛式井场合建。储气库设计2口注、采气井(其中，新钻井1口，利用老井1口)，采用“2注2采”。储气库注气期为每年的4月5日至10月31日，共计210天；采气期为每年的11月10日至次年3月20日，共计130天，检测、维修平衡期25天。

4 枯竭气藏型储气库集输工艺设计研究

4.1 注气工艺研究

在注气期，气源从外输管线输至注采站，经过计量、分离、除尘，由注气压缩机增压至9—40MPa后，通过注气阀组分配至各单井注气管线注入目标底层储存，注气工艺见图1。

图1 储气库注气工艺流程图

4.1.1 来气压力

枯竭气藏型储气库区块外输管线输至注采站，运行压力由阀室参数以及区块地质条件确定，已建的枯竭气藏型储气库区块外输管线设计压力9MPa，运行压力7.0—8.0MPa。结合H区块地质条件以及气藏方案，确定注气阶段地层压力为17.6—50MPa；井口压力为9—40MPa。注气站与井场毗邻建设，压缩机组出口压力≤40MPa。

4.1.2 注气气量

本工程共设1座注采站，注采站的注气能力120×104m3/d，注采站通过注(采)气单井管线到丛式井场的井口装置。

4.1.3 单井注气量

枯竭气藏型储气库气藏库容对应上限压力50MPa，最大井口注气压力40MPa，注(采)气单井管线设计压力42MPa，单井注气规模140×104m3/d，气井井口压力9—40MPa。

4.1.4 注气管线选择

单井注气与采气共用同一条管线，注气系统设计压力42MPa，单井注气管线采用D114×14的无缝钢管，管线的材质为L415Q，执行《石油天然气工业管线输送系统用钢管》标准。

4.2 集气工艺研究

已建的新枯竭气藏型储气库1井场与枯竭气藏型储气库1#集气站合建，拟将新枯竭气藏型储气库1井场扩建为储气库丛式井场，毗邻枯竭气藏型储气库1#集气站建设储气库注采站，井口采出天然气温度均高于20℃，通过管线集输到注采站管线温度保持高于天然气形成水合物温度17.5℃，因此采出气不具有水合物形成温度的条件。

通过前移节流点，采用井口不加热、两级节流气液混输工艺技术，依靠自身压力输送进入注采站，在注采站内通过计量分离器进行单井计量、过滤分离，后通过三甘醇脱水，露点合格后的天然气通过计量外输至气源管网，完成长输管网的季节调峰。工艺流程如图2所示。

图2 枯竭气藏型储气库集气工艺流程图

4.3 露点控制工艺研究

4.3.1 气质分析

根据枯竭气藏型储气库原气藏气源及产水量情况，通过HYSYS软件模拟预测储气库采出气组分及水露点27℃(8MPa)、烃露点-30.65℃(8MPa)。

4.3.2 天然气脱水指标

4.3.2.1 天然气技术要求

根据现行标准GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》中3.1.2的要求“烃露点应低于最低环境温度”。储气库外输天然气应满足GB 17820-2018《天然气》中的天然气技术指标。

表1 天然气技术指标

枯竭气藏型储气库外输天然气应满足天然气二类气指标。

4.3.2.2 烃露点

根据地质资料，枯竭气藏型储气库周围输气管道1.2m埋深处最低温度为5℃。在8MPa时烃露点为-30.65℃，采出气质符合烃露点要求，不需要进行脱烃处理。

经过综合分析，枯竭气藏型储气库为枯竭气藏储气库，特别是建成投产初期，气藏产出层位以及产出采出气组份的不确定性、存在采出气烃露点不达标可能性，配套天然气处理工艺以水露点控制为主，同时兼顾具有烃露点控制功能。

4.3.2.3 水露点

枯竭气藏型储气库周围输气管道1.2m埋深处最低温度为5℃。综合考虑枯竭气藏型储气库主要目标市场地温大于0℃的实际情况，露点控制装置设计出口天然气烃露点0℃(8MPa)，水露点0℃(8MPa)。

4.3.3 脱水处理能力

根据储气库注采工程方案，枯竭气藏型储气库有效库容上限压力为50MPa，下限压力17.6MPa，调峰供气、采出气供气压力为7.5—8.5MPpa，采气井口温度<80℃，集输天然气温度在20—60℃。注采站采用三甘醇脱水工艺，实现天然气水露点外输要求，三甘醇吸脱水装置按照采气期最大设计能力(200×104m3/d)考虑。

4.3.4 常用脱水方法分析

天然气(采出天然气)脱水工艺有：湿法(溶剂吸收)、干法(分子筛吸附)和低温分离法(节流制冷分离工艺)[5]。

4.3.4.1 溶剂吸收法

含饱和水的采出气进入三甘醇吸收塔，在吸收塔塔内与脱水溶剂充分接触，在塔内部形成对流，从而实现溶剂吸收饱和水，天然气干燥的目的，天然气的水露点满足集输要求，溶剂通过加热再生后可反复使用。

4.3.4.2 固体吸附法

天然气通过分子筛等固体吸附物，将天然气中含有的饱和水吸附在分子筛中，天然气中水含量降低，实现水露点降低的目的，分子筛需要周期性吸附、再生循环使用。

4.3.4.3 低温分离脱水法

在采出气中注甲醇或乙二醇或等水合物抑制剂，降低水溶液冰点防止冻堵，然后利用节流形成的低温或者丙烷制冷机组的辅助制冷降低温度，进行低温分离，从而达到降低天然气水露点的目的，水合物抑制剂(甲醇或者乙二醇)通过再沸器加热再生循环利用。

4.3.5 脱水方法方案选择

根据枯竭气藏型储气库地质特点和采出气条件，对于纯气藏型储气库，采用三甘醇吸附法脱水、节流低温法脱水、分子筛吸附法脱水工艺均可以满足采出天然气脱水水露点要求。考虑枯竭气藏型储气库天然气采出气总量较高，水露点要求不高(水露点为0℃)，采气期天然气压力变化大，后期压力低，通过经济效益对比，分子筛脱水工艺不适合枯竭气藏型储气库大型采出气天然气脱水要求。

通过以上方案比选，脱水选用三甘醇脱水集成工艺。采气初期天然气组分烃露点不达标时间段，在井场通过注入甲醇运行进行烃露点控制工况。

4.4 注气压缩机选型研究

枯竭气藏型储气库设备选型立除压缩机高压外，其余设备较为常规，以国产设备为主要采购对象，注气压缩机、控制系统、高压调节阀、工艺控制阀和先导式安全阀选用国内知名品牌。

4.4.1 压缩机组机型选择

枯竭气藏型储气库地处山地，地理条件复杂，为纯枯竭气藏型储气库，压缩机运行工况复杂，气量大、注气压力高(40MPaG)、压比大。储气库相关规范要求，宜选用往复式压缩机组作为储气库增压设备，离心式压缩机组相对价格及注气压力不能实现此目标，故本次选用三级往复式增压机组作为注气压缩机组。

4.4.2 压缩机组驱动方式选择

压缩机组驱动方式主要有燃气驱动、电机驱动两种，两种驱动方式在天然气增压工程中均有成功应用。无论采用燃驱还是电驱，都能够满足本工程实际运行工艺需要，驱动方式选择由所处供配电情况和经济投资指标及现场实际所需决定。

4.4.2.1 适用性对比

燃驱压缩机组，配置燃料气、润滑油，适用于电布置薄弱、电价相对高以及电源紧张地区。电驱机组的电机需配置相应的输变电系统，电机由一台交流异步电机(配置高压开关柜和低压控制柜)组成，电源引自户外电网，由室外电网决定其正常工作性能。

采用电驱压缩机组，集注站最大用电计算负荷为3852kW，供电电压采用35kV；采用燃驱压缩机组，注采站最大用电计算负荷为800kW，供电电压采用10kV。

4.4.2.2 能耗对比

燃气驱动压缩机组的驱动机和空冷器由燃气提供动力，电机驱动压缩机驱动机和空冷器由电力提供动力，两种驱动方式压缩机组能耗指标对比见表2。

表2 年能耗对比

从以上对比可以看出，排量同为60×104Nm3/d的两种驱动方式压缩机组，燃气驱动压缩机组比电机驱动压缩机组能耗费用低233万元/年·台，枯竭气藏型储气库注采站内设置2台注气压缩机组，燃气驱动压缩机组比电机驱动压缩机组节省运行费用466万元/年。从能耗角度对比，选用燃气驱动压缩机更经济。

4.4.2.3 工程费用对比

采用燃气驱动压缩机组，地面工程费用14644.93万元；采用电机驱动压缩机组，地面工程费用14734.64万元。燃气驱动压缩机组方案仅比电机驱动压缩机组方案节省工程费用89.71万元，具体详见表3。

综合对比，燃气驱动压缩机组和电驱压缩机组在技术上均可满足本工程工况的要求，工程投资电驱方案经济效益略高于燃驱方案，但从运行维护和环保角度考虑，本工程选用电机驱动压缩机组。

表3 工程费用对比

5 结论

枯竭气藏型储气库依托长输管线建设，气源充足，根据枯竭气藏型储气库地质、注采工程研究方案与天然气目标市场需求研究结果，采用一级布站工艺进行整体规划设计，包括1座注采站、2口注采井及配套工程。采出气处理工艺采用井口气量控制装置、注采合一和三甘醇脱水集成工艺技术，充分利用气藏高温、高压能量，同时选用2台电机驱动往复式注气压缩机，通过优化工艺，降低节流损失，实现高效安全运行。枯竭气藏型储气库建成后对保障我国中东部发达地区城市群经济持续发展、社会稳定意义重大。