摘要储气库的调峰能力对保证冬季用气和输气管网平稳、高效运行起着关键作用。近年来，在吸收国外储气库成熟建设经验的基础上，我国储气库地面工程建设技术取得了巨大发展。根据我国已建储气库的注采气周期运行特点和规律，初步划分了储气库类型，确定了合理的设计规模；提出了注采井口标准化流程，并给出注采管网优化设置和材质选择建议；初选了采出气高效处理技术；提出了储气库关键设备选型与配置方案；同时，提出了全新的“先关断后放空”理念，可有效降低放空规模。提出的建议对今后我国储气库地面工程建设具有指导作用。
关键词储气库；地面工程；设计技术；发展建议
储气库的调峰能力对保证冬季用气和输气管网平稳、高效运行起着关键作用。近年来，在吸收国外储气库成熟建设经验的基础上，我国储气库地面工程建设技术取得了巨大发展。截至2015年底，我国已建和在建储气库共21座，总设计库容497.43×108m3，总设计工作气量220.88×108m3。其中，中国石油下属储气库17座，总设计库容384.96×108m3，总设计工作气量173.82×108m3，工作气量占全国的78.7%，对提高我国的储气库调峰能力起到了决定性作用。
1储气库地面工程特点
与气田建设相比，储气库具有大进大出、注采循环、气量波动大、运行压力高、使用寿命长、投资高等特点。产能10×108m3/a的气田与工作气量10×108m3的储气库地面工程特点对比见表1。储气库地面工程的设计和建设应紧紧围绕储气库特点，优选地面配套工艺及性能可靠的材料和高效设备。
2储气库地面工艺技术发展建议
2.1储气库分类与设计规模的确定
为了便于储气库的建设和管理，根据储气库的特点，建议按照储气库工作气量将储气库分为四类：工作气量≤5×108m3，为小型储气库；5×108m3＜工作气量≤10×108m3，为中型储气库；10×108m3＜工作气量≤30×108m3，为大型储气库；工作气量＞30×108m3，为超大型储气库。为了充分发挥储气库的调峰能力，储气库设计规模应留有余地，应考虑适当的设计系数，即“设计日处理能力/平均日处理能力”，该系数应根据上下游供气能力及调峰需求综合分析确定。一般情况下，对于中、小型调峰储气库，注气系统设计系数宜取1.2～1.5，采气系统设计系数宜取1.5～2.0；对于大型、超大型调峰储气库及战略储气库，注气系统设计系数宜取1.1～1.2，采气系统设计系数宜取1.2～1.5。不同类型的储气库，应在注采管网设置、注气压缩机组配置、采出气处理技术等方面，分类进行优化。
2.2井口标准化流程
国外储气库注入气气质组分基本等同于采出气，其井口设置简单［1］，多采用单管注采合一、不分离双向计量工艺，同时，设置大曲率弯头防冲蚀和降噪音。我国已建储气库注采井口流程差别较大，存在一些需要改进之处［2］。注采井口流程应尽可能简单实用，注气、采气都要具备调节流量的功能，建议井口标准化流程如下：（1）对于干气藏型储气库，井口工艺流程建议采用注采合一、双向计量。可采用轴流式双向调节阀和超声波双向流量计（或靶式双向流量计）实现精准注采功能。（2）对于油藏、凝析气藏型储气库，井口工艺流程建议采用注采分开。为实现精准注采，注气计量采用调节球阀+流量计，采气采用多井轮换、角式节流阀+两相分离计量方式。建议进一步开展带液计量研究，以进一步优化计量流程。
2.3注采管网设置与选材
2.3.1注采管网设置通过对不同注气、采气规模，不同集输距离下的注采管道投资对比，对注采管网的设置建议如下：对于中、小型储气库，且集输距离20km以内，注气规模小于1000×104m3/d或采气规模小于1500×104m3/d，注采管道宜合一设置；对于大型、超大型储气库，注采管道宜分开设置。2.3.2注采管网管材优选若注采管道分开设置，注气管道因输送常温干气，具有腐蚀性低、操作压力高的特点，可选用L415、L450等调质高强度无缝钢管，以有效降低管道壁厚，可节省投资约8%。采气管道操作压力一般不小于10MPa，当CO2含量3%时，CO2分压大于0.3MPa，有水时即为强腐蚀环境，且开井初期温度小于-30℃，管材选择需要考虑耐腐蚀和耐低温，可选用316L双金属复合管或L415、L450等调质高强度无缝钢管+缓蚀剂方式。若注采管道合一设置，则管材选择遵循采气管道工况需求。
2.4注气压缩机组配置
目前，我国储气库注气压缩机全部采用往复式压缩机组，而国外储气库基本采用离心式压缩机配置。与往复式压缩机相比，离心式压缩机具有投资低和运行维护简单等优点，二者主要技术参数对比见表2。注气压缩机组配置应大小搭配，兼顾采气增压工况，并应具有灵活的串联、并联流程。对于不同规模的储气库，注气压缩机组配置建议：小型储气库压缩机功率小于12MW，可配置2～3台往复式压缩机；中型储气库压缩机功率为12～25MW，可配置1～2台离心式压缩机和1台往复式压缩机；大型储气库压缩机功率为25～100MW，可配置2～4台离心式压缩机和1台往复式压缩机；超大型储气库压缩机功率大于100MW，可配置多台离心式压缩机，分期建设。
2.5采出气高效处理技术
国外储气库通过地下地上一体化控制采出物中不含重烃组分，其采出气处理只考虑脱水［3］。脱水工艺一般采用三甘醇脱水和硅胶脱水。脱水装置处理能力普遍较大，一般设多套处理装置，单套处理规模大小搭配设置。我国已建储气库采用的处理装置往往单套装置建设规模小、装置数量多，给生产运行和管理带来较多不便与困难［4］。天然气烃露点、水露点控制主要采用J-T阀（一种节流阀）+注防冻剂法、三甘醇吸收法和硅胶吸附法等。对于不同类型及规模的储气库采气处理工艺，其烃、水露点控制工艺推荐做法具体见表3。
2.6放空系统设置
国外储气库一般井场无放空立管，集注站采用分区延时泄放，以减少放空量。和国外相比，我国储气库放空系统按照全量放空设计，存在设计规模偏大、放空量偏大、火炬安全区域占地面积较大等问题［5］。应摒弃“全量放空”的设计理念，秉持“先关断后放空”的全新放空理念来计算放空规模，以有效降低放空系统设计规模。在保证储气库安全的前提下，应加强管理，尽量减少放空次数和放空量，放空系统设计应遵循以下原则：一是，对于大型储气库可采用分区延时泄放，以降低最大放空速率和设计规模；二是，井场不设放空立管，集注站可分别设置高、低压放空系统；三是，放空系统计算应包括最大瞬时放空速率、放空管道直径、各节点背压、关键设备规格尺寸和防火间距。
3结论与建议
经过近20年的发展与研究，我国储气库地面工程建设总体技术路线、集输处理工艺与国外基本一致，但在运行安全性、稳定性、可靠性和经济性等细节技术上仍有提升空间。建议如下：一是，建议持续进行储气库集输系统优化研究，尤其针对采出气计量流程的复杂性，建议开展带液计量装置的研究与发明，进一步优化集输流程。二是，建议开展储气库专用注气压缩机系列研究，提高注气压缩系统的运行水平。三是，对于已建储气库，建议做好放空系统工况统计和分析工作，包括投运以来的放空次数，每次放空原因、放空位置、放空压力和放空气量等，以积累运行管理经验。四是，储气库的平稳运行与用户、上游气田、输气管道的具体情况息息相关，直接受到自然条件、偶然事件的影响，生产上接受油田公司、管道公司、调控中心的调度指挥，运营指标受制于国家气价政策。因此，为了提高运营效率，取得经济效益，建议开展多方联动综合运营管理机制研究。
参考文献：
[1]刘人玮,程涛,万宇飞.枯竭油气藏地下储气库地面工程技术研究[J].当代化工,2013,42(8):1131-1133.
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[3]李铁,张永强,刘广文.地下储气库的建设与发展[J].油气储运,2000,19(3):1-8.
[4]阳小平,王凤田,邵颖丽,等.大张坨地下储气库国际管理论文地面工程配套技术[J].油气储运,2008,27(9):15-19.
[5]张旭.储气库放空系统优化技术研究[J].天然气与石油,2014,32(3):5-7.
作者：王春燕 单位：中国石油天然气股份有限公司规划总院
