盐穴天然气地下储气库运行过程的关键技术问题

谭羽非;曹琳

【摘 要】在具有岩盐矿床地质构造的地区,将天然气储存在地下含盐岩层内,实现在短期内提供高容量的储备,是目前各国普遍采用的方法.结合国外相关技术文献及部分研究成果,对盐穴储库运行过程的关键技术问题,主要包括:如何在运行过程减少溶腔的收敛性,防止水化物的形成,溶腔建腔过程形成的冷带和残留盐水对运行过程的影响;垫层气技术、运行的稳定性及注采循环中应注意的问题.文中分别进行了较详细的论述,为今后国内盐穴储库的运行研究提供依据和技术支持.

【期刊名称】《管道技术与设备》

【年(卷),期】2006(000)003

【总页数】3页(P19-21)

【关键词】盐穴天然气地下储气库;运行过程;关键技术问题

【作 者】谭羽非;曹琳

【作者单位】哈尔滨工业大学市政环境工程学院,黑龙江,哈尔滨,150090;哈尔滨工业大学市政环境工程学院,黑龙江,哈尔滨,150090

【正文语种】中 文

【中图分类】TE822

0 引言

盐穴型天然气地下储气库与其他地下储存方式相比，具有构造完整、夹层少、厚度大、物性好、结构坚实、可在储集构造上建较大的溶腔、注采气迅速、非渗透性好，储气不易流失等特点。自美国于1959年建成世界上第一座盐穴储气库起，目前世界上有40多座盐穴储气库在运行，约占世界上各类储气库总和的10%左右，已成为天然气集输系统的重要组成部分之一[1]。

盐穴储库在国内还是全新的项目，为实现“西气东输”工程对长江三角洲地区安全稳定的供气，经过专业工作者结合地质、水文、工程等诸多因素的综合勘察设计，拟将常州盆地的金坛盐矿用以建设地下储气库，并已完成可行性论证和工程设计[2]。

目前，国内关于盐穴建造和溶腔设计等综述性的文章陆续见有报道，但还没有发现研究储库经济合理运行的技术文献。随着金坛盐穴储气库的开工运行，在满足市场对注采天然气需求的同时，如何使储库经济高效安全地运行，已成为迫切需要解决的具有前瞻意义和经济价值的应用基础性研究课题。

1 减少溶腔的收敛性

将盐穴转为储库用时，必须从经济因素上考虑收敛，较强的收敛性必引起地质洞穴容

积的减少，导致天然气在洞穴的储存效率下降。加拿大的 Transgas盐穴储库[3]，运行5 a后，洞穴的绝对损失约40 000 m3，相对于洞穴初始容积533 000 m3，收敛速率达7.5%。

实践表明：影响收敛的因素除几何形尺寸和覆盖层结构外，主要是注采运行的操作条件。采用特殊的有限元应用数学方法，使几何形状复杂的洞穴模型化，应用应力-应变比率法则，计算确定出注采过程中，溶腔内压力、温度的变化与洞穴形状间的相互依赖关系，溶腔在最大收敛压力下，压力增长和操作周期之间的相互依赖关系。数学模型的结果表明：减少收敛的有效运行方式：一是提高盐穴储库的最大允许压力，由于洞穴压力随时间变化是直接影响变量，因此对洞穴的运行操作应在高平均压力下进行，缩短洞穴在低压力下运行的周期， 避免低压使盐体的应力减小，导致较大的收敛速率；二是盐穴储气库的动态运行，进行并联操作，即把储存盐穴当作一个整体，库内几个盐穴被同时抽取，使每个盐穴的任意点、任何时间都具有同样的压力，这种操作方法在德国的Xanten和Epe盐穴设施中被优先采用，Xanten盐穴储库在连续90 d研究期间内，抽出同量气体，并联操作比串联操作总收敛率减少折成2.915 m3。此外，并联操作能在极端供应条件下，延长气体抽出极限；三是运行间歇时，对充气溶腔的再沥取。

2 防止水化物的形成

天然气水化物是水与烃类气体的结晶体，在井筒中生成时，会减少流动断面，降低采气量，损坏井筒内部的部件，造成气井停产等巨大危害。水化物在井口或地面管线中产生时，则会使下游压力降低，妨碍正常输气。

盐穴型地下储气库建库时，一方面由于采用了温度较低的地面水进行洗盐滤提，使盐穴储库具有冷型贮槽的特性，随着天然气的采出，虽然储库周围盐层能供给热量，但远不能补偿降压的“焦耳-汤姆逊效应”，加上在所经过的生产作业线上压力和摩擦等消耗，使井口天然气温度低于储库温度，经常在抽气不久，运行的压力和温度条件就进入了生成水化物作用的危险范围，如果存在游离水且天然气温度降低到特定值时，绝大部分回采将发生在水化物的生存区。尽管在向洞穴注气以前已经过脱水干燥处理，但洞穴内盐水池内残留的水分和洞穴内吸附的水分仍会扩散和对流，使天然气增湿。过去一般认为水合物生成的条件是要有液态水的存在，同时天然气温度需接近气露点温度或更低一些。而丹麦“Dansk Olieog”天然气有限公司与荷兰“N.V.Nederlandse Gasunie”公司合作进行的一项在盐穴天然气地下储气库中长期快速抽气试验研究表明[4]：在仅含有微量水气(10-3)的情况下，只要处于适合生成水化物的压力和温度范围内，则有相当水气的天然气就会生成水化物，而并不需要有液态水的参与。

水化物形成条件与温度、压力和相对密度有关。在低温高压下容易形成水化物。而在同样压力下，相对密度越大的气体形成水化物的温度越高，越容易形成水化物。此外水化物形成的必要条件还包括：第一，气体处于水汽的饱和或过饱和状态并存在游离水，天然气中水汽含量取决于压力、温度和气体的组成，在压力不变的条件下，天然气的温度越高，气体中水汽含量越大；在温度不变的条件下，天然气中水汽的含量随压力的升高而减少；天然气的分子量越大，单位体积气体内的水汽含量越少；第二，压力的波动以及气体的高速流动；第三，流向突变产生的搅动；第四，水合物晶体的存在及晶种停留的特定物理位置(如弯头、孔板、阀门、粗糙的管壁)。

因此，储库在运行过程中，必须控制溶腔内压力和温度的变化，避免进入生成水化物

的范围，文献开发的模拟计算软件，依据水化物生成必须满足的2个组分条件和热力学条件，根据相平衡准则，建立了水化物生成预测模型及计算机求解方法，可预测连续注采过程水化物的生成区间，并能适时判定井口处天然气是否生成水化物，为指导现场生产提供依据。

3 避免残留盐水影响的新技术

由于技术上的原因，水溶造腔时，不可能将盐水管下端置于溶腔最低点，因而天然气初次注入后总会有一定量的盐水残留穴底。残留盐水量和盐水管管头深度、储穴最低点位置及穴底形状有关，有时可达数千立方米，足够天然气加湿几十a.此外，开掘过程形成的粗糙壁面，也会附着一定量的水。实验表明：附着壁面的残留水量大约为70 cm3/m3，对于3×104 m3的盐穴，将大约有2 m3的水附于壁面。如前所述，天然气中存在游离水，且水汽含量越大，越易生成水合物，因此如何减少残留盐水的影响，是注采运行过程的关键技术问题之一。

目前，德国在Bemburg盐穴储库采用一种专利方法[5]，将一种特殊的遮盖液注入盐穴内剩余盐水上，它起隔离水蒸汽和避免水挥发传给天然气的作用，所选择的遮盖液密度为985 kg/m3，温度为80 ℃，黏度约为0.08 Pa·s.实验表明：遮盖液必须具有低透水性，易于应用并能弥补密封膜中产生的缝隙，当储穴温度为50 ℃时，选取遮盖液黏度为0.05 Pa·s即能确保所需要的遮盖性能(例如遮盖膜被下落的岩石打破，可自行弥补)。某些经过适当处理的原油，可具备所需要的遮盖性能。此方法可节省很大一笔地面天然气干燥过程的投资。

采用向洞底残留盐水中溶解各种物质，以降低水蒸气分压，是消除残留盐水影响的另一种方式。

但上述2种方式只能防止由于洞底水面造成的对天然气的加湿作用，却不能防止由于水附在洞壁引起的加湿作用。

要避免洞壁的附着水对天然气的加湿作用，丹麦发明了一种在运行过程中，向溶腔注入天然气的快速干燥法，目的使回注的天然气湿度达到最低，以抑制水化物的生成。新技术的基本原理是由从溶腔顶部注入较干燥的天然气，湿天然气在底部回采的办法构成。其具体工艺为：利用建腔过程注水管与套管之间的环形空间，将干燥天然气像活塞一样注入，从顶部向底部移动，位于穴壁的水遇到含水量较低的天然气，将被气化，由于干燃气沿壁向下运动，使溶腔的干燥程度不断被提高。新干燥工艺的现场试验表明：按运行气量，经6～8次的轮换，达到相同低含水量天然气的交换次数约为原来的1/3。此法能比常规干燥方法快8～12倍，同时可使溶腔提前达到满负荷运行。

4 冷带的影响

对于按调峰气量要求新建的盐穴储库，由于是采用温度较低的地面水进行洗盐滤提，冷水不断被注入盐岩层，盐溶解于水是一个吸热过程，盐层不断被循环冷水冷却，结果导致溶腔附近盐层的温度低于离溶腔较远处盐层的温度，在溶腔周围形成了一个相对的冷带。由于溶腔温度是盐穴型储气库注采运行过程的重要参数指标，因此冷带的存在和大小，对储库的注采工况有着较大的影响。

注采气体、注气率、溶腔和井筒结构及盐层热物性已知条件下，文献[6]分别模拟预测了无冷带及冷带厚度为2 m，5 m，10 m的注气过程。结果表明：相同的注入量时，无冷带条件下溶腔温度升高最快，注气结束时溶腔温度最高；随着冷带厚度的增加，溶腔温度升高减缓，当冷带厚度达到或大于10 m时，冷带对溶腔温度的影响不大。这是因为注气初期溶腔因气体的注入而获得热量，首先弥补给周围盐层中的低温冷带层，使冷带温度先升高至溶腔温度，然后溶腔温度再升高。同时，冷带分别为5 m和10 m时，溶腔温度的升高及最终值相差不大。由于冷带的存在，溶腔向周围盐层释放的热流量较无冷带时溶腔向周围盐层释放的热流量明显增多，且随冷带厚度的增加，释放的热流量增多。溶腔压力、井口压力和井底温度也随冷带厚度的增加有所下降，但下降趋势非常小。

5 垫层气技术及注采循环中应注意的问题

盐穴储气库在实际运行过程中，通常最大采出量只占盐穴内天然气总储量的50%～60%， 盐穴内必须留有40%～50%的天然气储量，以维持天然气的采出所需的必要压力和溶腔形态稳定。 据预测，江苏金坛盐穴储气库的垫气量约为33%，投资占建设储气总投资的28.5%， 约为11亿元，这是一笔相当大的投资，若能使用价格低廉的可替代气体作为垫层气，就可将用作气垫的天然气置换出来，这样能大幅度减少投资，获得更大的经济效益[7]。

目前，国外开始尝试采用氮气或工业废气等低价代用气替代天然气，充当盐穴储气库垫层气。一种新型技术是使用特殊材料制成的囊状物容纳工作气， 使垫层气和注采天然气不发生混气，该项技术已经在美国、澳大利亚、保加利亚以及其他8个欧洲国家取得了专利[8]。按照美国专家MRDek预测，在美国的盐穴储库应用氮气取代天然气作为垫层

气，能节省总投资的10%～15%。该技术应用的优点主要有节省垫气投资；保证天然气与湿溶腔的隔绝，可有效防止水合物生成；减少天然气的损失。但囊状薄膜在盐穴储库工程中得以使用，还需要解决以下问题：第一，作为膨胀气囊的材料必须是兼有柔性和弹性的混合物， 以避免在与粗糙的盐穴壁接触过程中造成损坏，且在高温和大压差变化时，具有结构完整性和抗张力性能；第二，作为气囊材料的薄膜，是不可渗透的，孔隙必须小到阻止注采工作气和垫层气的互相扩散；第三，气囊材料必须具有足够的厚度和恰当的柔软性，在不断注气和采气工作循环中，有足够的抗疲劳破坏性能。

6 运行的稳定性

盐穴储气库的运行，如同一个存在于最大与最小压力之间的压力容器，整个气库的稳定性与盐穴运行压力有直接关系。根据储库运行要求，通往集输管线的最小井口压力约束了溶腔的最小压力，溶腔最大压力要根据基质盐特性，结合复杂的岩心分析，利用计算机有限元程序进行岩石力学计算，目前美国盐穴储气库一般最大压力梯度为0.019 MPa/m；西德储气库最大压力梯度一般为0.02 MPa/m；加拿大储气库一般最大压力梯度为0.015 2 MPa/m[9]。

6.1 提高最大允许的盐穴压力

提高最大允许的盐穴压力，意味着储气层的压力范围、气体储存能力的增加。为此，德国进行了现场盐的风动断裂试验，在基本应力条件下，由于各个方向相等的高静压，盐是密封的，但在盐穴周围，却发生基本应力条件向二级应力条件的转变，由于岩盐的塑性和变形性，这种二级应力条件使盐穴压力的波动在不断改变。最大允许盐穴压力的确定，

以下述2种情况为限度：第一，避免由于在盐穴壁上盐的渗透性，气体进入盐中。第二，避免由于过剩的盐穴压力，在盐穴壁上或在灌入水泥的井的井管终端周围，发生盐的断裂。通过试验，在Xanten盐穴，把最大允许压力由原来的17.6 MPa升到21 MPa，使工作体积比以前计划增加7×107m3，达15%。目前，有些国家的盐穴储气库，最大压力梯度已增加到约0.2 MPa/10m[10]。

6.2 降低最小允许的盐穴压力

在满足集输管线压力需求前提下，降低最小允许盐穴压力，同样可以增大储气层的压力范围和气体储存能力，但必须以极大的洞穴收敛容积损失为代价。同时，压力过低，导致垫层气界位的上移，目前最小压力一般降低到不少于0.02 MPa/10m.

参考文献

[1] 天然气地下储气分会报告.世界煤气大会IGU/A2.1988.

[2] 丁国生.盐穴地下储气库建库技术.天然气工业，2003，23(2)：106-108.

[3] 天然气地下储气分会报告.世界煤气大会IGU/A2.1996.

[4] 天然气地下储气分会报告.世界煤气大会IGU/A2.1998.

[5] 天然气地下储气分会报告.世界煤气大会.IGU/A2.2002.

[6] 曹琳，谭羽非.盐穴地下储气库注采热工性能模拟.天然气工业，2005，25(8)：103-105.

[7] 曹雯，刘晓华.用廉价的惰性气体作为盐穴储气库垫层气.天然气工业，2004，24(95)：136-138.

[8] 徐洋，蒋洪.替代气垫技术在盐穴储气中的应用.油气储运，2005，24(5)：6-9.

[9] 何爱国.盐穴储气库建库技术.天然气工业，2004，24(9)：122-125.

[10] TEK M R.Natural Gas Underground Storage： Inventory and Deliverability. Penn Well Publishing Co. 1996.