地下儲氣庫天然氣液化法注氣工藝原理探討

周 剛

華北石油管理局有限公司儲氣庫管理處，河北廊坊 065000

近年來，隨著天然氣的普及，季節供需不平衡等問題日益嚴重，冬季采暖季用氣量大，用氣緊張，其他季節氣量過剩，影響氣田合理開采。輸氣管道一旦有意外突發情況發生，地下儲氣庫將會發揮其保障供氣的強大功能，因此建設天然氣地下儲氣庫是保障未來天然氣供給、確保國家天然氣戰略安全的必然選擇。但目前地下儲氣庫建設受到兩方面制約，一是儲氣庫建設的投資巨大，二是建成后的儲氣庫運行成本高，因而需探索新的地下儲氣庫建庫原理，以期破解儲氣庫建設和運行的高投入問題。

1 地下儲氣庫地面工藝系統的建設原理及存在問題

1.1 目前儲氣庫地面系統

目前，我國地下儲氣庫的地面系統建設主要是沿用歐美等國家的傳統建設模式，一條雙向天然氣輸送管道連接儲氣庫注采站和管道輸氣主干線，注采站內的天然氣系統分為注氣系統和采氣系統，在注氣期，注氣系統將雙向輸送管道從輸氣干線接收的天然氣經過簡單的過濾和調壓，進天然氣壓縮機增壓，通過單井高壓集輸管道輸送到注采井注入地下；在采氣期，注采井采出天然氣后經單井集氣管道集輸到集注站的烴水露點裝置，簡單凈化處理后，再通過雙向輸送管道外輸到天然氣主管道。注采周期周而復始，達到儲氣庫運行目的[1-2]。

1.2 儲氣庫地面系統存在的問題

儲氣庫注氣系統的核心設備是注氣壓縮機，由于需要向深度達幾千米的地下儲層注氣，注氣壓力一般高達25～40 MPa，每天的注氣量高達上百萬立方米，目前國產注氣壓縮機還在試驗階段，尚未推廣應用，進口注氣壓縮機是儲氣庫集注站的最大投資，每臺壓縮機的投資在千萬元以上[3]。在實際運行中，進口壓縮機配件價格高，壓縮機運行時存在振動大、噪音大、管理強度大、機油等配套易耗品消耗量大等問題，特別是壓縮機運行消耗電量大，使注氣成本居高不下，嚴重制約地下儲氣庫的經濟運轉。儲氣庫注氣系統存在的主要問題是壓縮機的一次性設備投資費用大和運行維護成本高的問題。

由于采氣期每天采出的天然氣量大，加上注入的天然氣為干氣，目前集注站采氣系統普遍采用J-T閥節流制冷降溫法降低外輸天然氣露點，但目前我國地下儲氣庫基本是利用圈閉較好的老油氣藏建設的，在儲氣庫采氣時，采出的天然氣中會攜帶原氣藏中剩余的原油和混合輕烴，J-T閥節流制冷工藝存在外輸天然氣烴露點不合格和輕烴回收率低的問題。而采取更加復雜的降溫處理工藝雖然能夠使天然氣凈化處理時溫度降得更低，脫水脫烴凝液效果更佳，但投資增加，使得裝置在運行性價比上不經濟。

儲氣庫運行分為注氣期、采氣期和平衡期，注氣期一般是從年度的4月初開始到10月中旬，采氣期從年度的11月中旬到次年的3月中旬，注采氣期間的間隔為平衡期，春季平衡期時間為半個月左右，秋季的平衡期為一個月左右。注氣期注氣系統運行，采氣裝置閑置；采氣期采氣系統運行，注氣裝置閑置。這造成裝置設施的使用率很低，也是目前儲氣庫地面系統存在的問題之一。

2 地下儲氣庫L NG注氣系統建設原理

為解決上述問題，本文探討一種儲氣庫注采站取消注氣壓縮機的建站方案，解決儲氣庫發展的瓶頸問題[4-5]。

2.1 儲氣庫LNG注氣系統的建設思路

將管網的天然氣引入集注站后直接進入分子篩脫水裝置脫水，脫水后的天然氣進入新建的LNG工廠液化成LNG液體，然后將LNG液體和進站的天然氣換熱，使進站的天然氣在深冷之前先預冷，同時，液化天然氣在與進站天然氣換熱過程中獲得熱量（必要時可以通過加裝空氣換熱器從環境溫度中獲得熱量）升溫升壓，壓力升高到注氣壓力時外輸到注采井注氣[6-7]。

2.2 儲氣庫LNG注氣系統工作原理

儲氣庫LNG注氣系統工作原理見圖1。注氣系統分為兩個過程，實線表示天然氣進站等壓降溫過程，虛線表示天然氣出站氣化升溫升壓過程。

圖1 儲氣庫LNG注氣系統工作原理

（1）儲氣庫注氣系統LNG液化的等壓降溫過程。從輸氣干線輸送過來的常溫天然氣經分子篩脫水后進換熱器與出站的低溫天然氣換熱降溫，經過分離器脫出凝液進入淺冷系統，淺冷系統可以采取丙烷制冷或氨制冷，降溫后的天然氣進換熱器與外輸低溫天然氣再一次換熱，進入分離器脫出凝液，最后進深冷系統降溫至-180℃，液化天然氣進入高壓儲罐，設置的兩具高壓儲罐中的一具同時接收兩臺預冷分離器產出的輕烴凝液。這個過程是等壓降溫過程，系統壓力和進站的壓力基本持平，只是實現逐級降溫的過程[8-9]。

（2） 儲氣庫注氣系統LNG氣化升溫升壓過程。兩具高壓LNG儲罐安裝在相對位置較高的二層平臺上，一具隨時接收系統產生的LNG凝液，另外一具是已經接收滿LNG的儲罐，先通過補壓閥將該儲罐壓力提高到和高壓注氣系統壓力相同，再利用底部的限流閥門，將LNG凝液均勻地回流到一層平臺上的注氣系統中，即圖1中虛線的部分，LNG凝液在換熱器中吸收比其自身溫度高的進站天然氣的熱量而逐漸氣化。此時的儲罐和正在運行的第一過程壓力系統是完全獨立的，當注采站注氣外輸系統壓力達到外輸壓力后，自動打開外輸注氣天然氣閥門，給注氣井注氣，如果外輸天然氣升溫過程壓力不夠，可以采取增加空氣氣化裝置等設備，從空氣中補充氣化能量。

從上述天然氣處理過程可以看出，LNG注氣系統取消了注氣壓縮機，注氣增壓的過程是靠LNG升溫氣化膨脹升壓的過程來增壓的。從原理上來講，此升壓過程是完全可控的，因為只要超過天然氣的沸點，天然氣必然氣化，氣化造成600倍以上的體積膨脹，在管道的有限空間內，只要對膨脹區的容積和氣量加以控制，天然氣就能升高到需要的高壓；同時，低溫天然氣的升溫升壓過程可用氣體熱力學方程計算。整個注氣過程注氣系統只需兩臺主要的運轉設備，一是淺冷系統的丙烷循環壓縮機，二是深冷系統的氮循環壓縮機，這兩臺壓縮機由于運行的只是循環的制冷液，電機功率相比注氣壓縮機要小很多，且進站天然氣獲得的降溫冷量大部分是由出站LNG氣化提供的，在天然氣真正進入深冷系統前已經降溫到了-70℃左右，進出站天然氣的熱量平衡過程使整個深冷注氣系統運轉正常后，系統僅需要再提供天然氣進一步深冷的能量和熱交換過程中冷量的損失。天然氣常溫進站，常溫或略低一點溫度出站，天然氣的降溫和升溫過程熱量相互補充，完全避免了常規注氣中注氣壓縮機高壓運行的問題，上述系統中的等壓降溫液化過程和升溫增壓氣化過程是相互獨立的壓力系統。天然氣主流程中沒有動力設備，規避了設備運行帶來的安全風險和隱患。

3 儲氣庫L NG站采氣系統采氣原理

在常規儲氣庫注采站中，注氣系統和采氣系統是分別設置的，存在著一個系統運行而另一個系統閑置的問題。本方案中LNG注氣系統可以直接作為采氣裝置運行，只需不運行系統的深冷裝置即可。天然氣采氣過程：天然氣從單井采出后進入集注站，先進入生產分離器除去液體，然后進入分子篩脫水后進入換熱器降溫，再進入低溫分離器降溫后進入淺冷系統，從淺冷系統出來經分離器除液后進入換熱器升溫外輸，流程見圖2。淺冷系統對天然氣的處理大大降低了天然氣的露點溫度，可以獲得額外的混合輕烴收入，同時避免了外輸管道積液凍堵問題[10]。

圖2 采氣流程原理

4 結論

本文論述的LNG注氣原理是國際上首創的注氣方法，將LNG液化和注氣原理結合，催生出新的儲氣庫注氣采氣原理，詳細的工藝設備選取和工藝流程設計需要根據具體的儲氣庫類型來設定。相比傳統的儲氣庫注采工藝原理，本注采系統具有以下優點：

（1）取消注氣壓縮機，一是節約了進口壓縮機的投資、耗能、配件、維修等費用；二是省去了壓縮機的機房建設及其配套的降噪系統建設；三是由于用電減少，也減少了相應的變電站建設投資費用，可相應減少集注站的用地面積。因而大大降低了儲氣庫投資及運行成本。

（2）由于集注站采氣裝置利用了注氣裝置的一部分，注采裝置合二為一，提高了設備及工藝系統的運行效率。

（3）原采氣裝置靠J-T閥節流制冷，節流降壓過程使外輸壓力損失，下游天然氣的運行壓力受到制約，且制冷溫度只有-10℃左右，外輸天然氣輕烴露點得不到保證。本裝置利用注氣系統的淺冷裝置對采出天然氣再處理，能夠保證外輸天然氣露點下降到-15℃左右；同時不損失外輸天然氣壓力，還能收獲額外的混合輕烴。因而特別適用于利用老油氣藏建設的儲氣庫。

（4）由于LNG天然氣注采站的工作過程是將天然氣液化，使得儲氣庫注采站具備了LNG母站的功能，只要增加LNG儲罐，就可以形成小型地面LNG儲氣庫，該站可隨時轉化為LNG外輸母站，滿足外輸管道破裂后的緊急用氣問題。

（5）目前冬季用氣高峰時需海上進口國外的LNG，LNG船停在碼頭，卸載的LNG靠槽車拉運進入內地補充天然氣管網，由于用氣量的需求并不均勻，有時LNG船舶長期停在港口待卸，產生停泊成本。本裝置投運后，可以先將船上的LNG拉運到儲氣庫氣化儲入地下儲氣庫，節約地面建設LNG儲存設施的費用。

本方法先期可在小型儲氣庫建站中試驗運行，以驗證這種全新理念的儲氣庫注采站建站方法的可行性和實用性。