“中国西南储气能力”建设的技术基础与发展思考

为保障国家天然气安全平稳供应,2019年国家能源局启动了川渝天然气千亿立方米级“气大庆”的建设项目,将四川盆地天然气储气调峰和战略应急保供能力建设提升至国家战略安全高度。此外,中国石油在“十四五”期间确立了打造“西南储气中心”的战略目标,积极攻关各项地下储气库(以下简称储气库)建库技术难题,已初步形成“西南储气中心”建设格局。为此,在分析四川盆地建设储气库面临的挑战基础上,系统梳理总结了中国石油近17年在四川盆地的发展规划、建设现状、技术进展等方面的成果,并对打造“中国西南储气能力”提出了具体的攻关方向。研究结果表明:(1)四川盆地天然气资源丰富且拥有与全国天然气管网互连互通的完善管网设施,能够为盆地储气库建设提供坚实基础;(2)提出了复杂盆地气藏的“十指标”选址体系,建立了完善的储气库库址优选技术;(3)形成了储气库建库运行七大特色技术,健全了碳酸盐岩气藏建库主体技术系列;(4)构建了国内首个储气库地质体、井、地面完整性管理评价技术体系,保障了储气库安全稳定运行。结论认为,为支撑国家天然气千亿立方米级“气大庆”建设,提出了“中国西南储气能力”建设的概念,其核心是以中国石油初步建成的企业级“西南储气中心”为基础,走出单一油公司储气库建设模式,建立政府主导协调、跨企业的储气库协同共建共享共营机制,全面推动四川盆地整体储气能力建设,保障国家天然气能源安全。

城市天然气高压环网储气能力研究

研究了城市配气系统中的高压外环,介绍了城市高压外环天然气管道储气能力的计算方法,抽象出了城市高压外环天然气管道的物理模型,用适用于城市高、中压天然气管道的通用公式推导出高压外环管道储气能力的计算公式,最后进行了实例计算。

LNG罐式集装箱调峰和储气能力建设可行性研究——以辽宁省为例

加强储气和调峰能力建设,是推进天然气产供储销体系建设的重要组成部分。尽快形成与国内消费需求相适应的储气能力,并形成完善的调峰和应急机制,是保障天然气稳定供应、提高天然气在一次能源消费中的比重、推进国内能源生产和消费革命、构建清洁低碳和安全高效能源体系的必然要求。通过对辽宁省内燃气管网的管道长度、储气能力和燃气经营企业的实地勘测与调研,采集了辽宁省内14个城市的燃气使用量数据,并结合"十二五"期间辽宁省天然气使用情况与天然气调峰储气设施进行对比,结果表明,辽宁省各市天然气从生产侧、供应侧及需求侧通过长输管线、燃气场站、各压力等级管线等联络构成了较为完整的天然气产业链,建设LNG罐式集装箱储气设施从技术性、安全性、先进性均是可行的。提出辽宁省内采用LNG罐式集装箱建设储气能力的可实施建设初步方案及未来展望。

输气管道末段储气能力计算

输气管道末段储气是最经济的短期调峰方式,末段储气能力的计算能为天然气管道供气系统的规划、设计和运行管理提供理论指导。在合理的假设基础上,建立了较真实反映输气管内气体等温流动的方程组,并采用混合TVD方法求解该方程组,结合计算机编程,对输气管道末段的流量和压力等参数进行模拟。通过分析模拟数据,进而计算出输气管道末段储气能力,并通过算例加以说明。

多夹层盐矿水采沉渣空隙特征与储气能力评价

在低品位、多夹层盐矿地层中建设地下储库,利用水采溶腔(盐穴)底部不溶物沉渣空隙储气有望较大幅度扩大储气库库容,但需要开展沉渣空隙储气可行性和适用性评估。首先,采用不溶物沉渣制备大尺寸CT扫描试样,构建了沉渣空隙三维重构模型,定性分析了沉渣空隙尺寸和空隙连通性,发现沉渣空隙尺寸大且连通性好;其次,采用自主研制的盐矿水采沉渣储气试验装置,利用不溶物小颗粒和夹层垮塌大尺寸块体混合堆积样品进行注气排卤试验,测定注气排卤前后沉渣空隙率,分析了沉渣空隙率变化的原因;最后,建立沉渣空隙体积预测模型,提出了盐腔采动空间和沉渣可排卤水体积的计算公式。通过考虑盐层不溶物小颗粒连续堆积,又考虑夹层垮塌大尺寸块体无序堆积,计算了沉渣堆积体积及可排卤储气体积,计算结果与现场采卤数据吻合较好。该研究可为评价低品位、多夹层盐矿沉渣空隙储气能力提供参考。

长输高压天然气管道末端储气能力

为了解决城市用气的不均匀性,采用储气调峰要根据上下游的实际情况而定,末段输气管道调峰经济有效,应进行优化后,确定高压管线末段储气管道长度、管径。

高压燃气管道储气能力分析

高压燃气管道储气能力与两端压力和管长有着密切的联系。为了得到高压管道的储气量与压力和管长的关系,利用稳态仿真模型,采用四阶龙格-库塔法对模型进行求解,对求出的沿线压力进行线性拟合,得到沿线压力变化公式。结合储气定义推导出储气量与管长的关系式,并得到实例验证。从关系式来看,当管长等于最优管长时储气量最大。

储气能力建设与LNG接收站投资回报分析

中国储气能力建设有两个目标,一是到2020年实现"供气企业10%、城燃企业5%、地方政府3天"储气能力,二是储气服务价格可依据市场供求情况和储气设施成本由供需双方协定。中国海油的储气设施仅为LNG储罐,类型单一。以中国海油某新建LNG接收站为例,若仅为满足"10%储气能力"建设需要,则该LNG接收站需新增1座储备罐,导致成本增加;若采取差额定价法,即降低1座储备罐的投资回报率,则把项目整体收益水平拉低,不符合关于收益率的投资管理规定。建议油气企业加强规划引领,融入全国产供储销体系大局;加强投资概算管控,切实降低工程造价成本。建议国家加强储气设施规划布局和天然气行业指导,健全投资回报价格机制,科学制定储气能力建设时间,降低对产供储销重点项目的考核要求,建立并完善配套财税支持政策。

四川省天然气储气能力建设现状分析与建议

储气设施是促进天然气供需动态平衡、增强供应保障能力的重要基础设施,加强天然气储气设施建设一直被视为保障我国能源安全的重要工作。四川省作为国家清洁能源基地,大力支持推进天然气产业发展,为保障全省民生用气提供了强有力的支持,但四川省储气设施匮乏,储气能力建设严重滞后。基于国家储气能力建设的总体要求,结合四川省储气设施的建设、运营现状,分析四川省储气设施建设、运营存在的问题和困难,提出针对性的建议和措施,为提升四川省天然气储气能力建设和运营管理水平提供参考。

四川省储气能力现状与措施建议

为贯彻落实国家发展和改革委员会、国家能源局《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(发改能源规[2018]637号)以及国家发展和改革委员会《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》(发改价格[2020]567号)的总体要求,梳理了四川省储气能力现状,预测了四川省中长期储气能力需求,分析了当前四川省储气设施建设运营存在的问题和困难,提出了有利于四川省储气业务健康发展的措施建议,为有关部门提供决策参考。

2020年昆明储气能力拟提至1201万m^3

2019年3月5日,云南省发展和改革委员会、云南省能源局就组织编制的《云南省储气设施建设规划(2018-2025年)》(下称《规划》),向社会公开征求意见。《规划》预计到2020年,全省需形成2630.3万m^3的储气能力,其中昆明的储气能力需提升至1201.6万m^3.到2018年底.云南已建成总储气能力1450.19万m^3的储气设施,但仍低于国家对储气能力的要求,预计到2020年云南省储气缺口为1.2亿m^3同时,随着全省天然气利用步伐加快,储气缺口将会越来越大。

全球地下储气能力将增加五成——至2030年，全球储气能力将增至5570亿～6310亿m^3，其中亚洲、中东将占全球储气能力增量的60％

2015年初，全球运营的地下储气库有688个，储气能力为5770亿m^2，主要分布在北美、欧洲、独联体和亚洲及大洋洲，以衰竭气田为主。预计到2050年，全球储气能力有望增至5570亿～6510亿m^2，储气能力在全球天然气中需求占比将由2015年的11．6％增至13．1％：新储气市场（亚洲、中东）将占全球储气能力增量的60％左右；成熟储气市场（美国、欧洲多数国家及独联体国家）重点在于提高高峰能力、中国等新兴天然气市场侧重于增加库容及调高调峰能力。同时，天然气市场自由化，金融化趋势正在提升盐穴气库的作用。

陕西发改委:供气企业要有年供气量10%的储气能力

日前,陕西省发改委印发《关于进一步做好保障天然气安全稳定供应工作的通知》,《通知》要求各设市(区)发展改革委、能源局和相关企业要高度重视天然气供应保障工作,落实管网安全、日调峰、小时调峰和应急调峰责任,确保天然气管网在安全压力范围内运行。要按照国家构建多层次储备体系,政府3天,城燃企业年销气量5%,供气企业年供应气量10%的储气能力要求,切实履行调峰责任.

2020年湖北襄阳市将形成58.4万m3储气能力

2018年9月27日,从湖北襄阳市发改委召开的储气设施建设推进会上获悉,襄阳市将通过自建LNG储气罐、打通城区与县市的天然气管网联络线等方式提高储气能力,到2020年襄阳市储气能力将达到58.4万m^3。2017年襄阳市天然气消费量为3.38亿m^3,但是天然气储气能力仅45.9万m^3,远低于国家标准。

城市燃气中压输配管网潜在储气能力计算

分析了中压管网的3种稳定流动工况:最低小时用气工况、最大小时用气工况、极端用气工况。利用这3种工况下的管道存气量之差计算了中压管网的常规储气量和极端储气量。通过典型案例计算了中压管网的潜在储气量。中压管网具有一定的潜在储气能力。

岩穴储气库的天然气存储能力分析

为深入了解岩穴储气库的天然气储气能力及库容可利用率,假定储气库内各部位天然气的温度相同以及储气库周围的岩体为同一介质,基于能量和质量守恒原理,考虑天然气的真实可压缩性,研究了定容岩穴储气库内压缩天然气的温度和压力变化过程,进而提出了岩穴地下储气库库容和储气能力的计算方法,并分析了垫底气压力大小对岩穴储气库的储气能力及库容可利用率的影响。研究表明:随垫底气压力增大,岩穴储气库的总储气量相应增加,注采比和库容可利用率则呈现出先增加后减小的变化趋势,且在垫底气压力约为3.0 MPa时,库容可利用率达到最大值。采气完成后的待储阶段,储气库内天然气的压力出现了逐渐恢复现象;垫底气压力增大,天然气压力恢复程度越小;垫底气压力大于3.0 MPa后天然气压力恢复值逐渐趋于稳定。研究结论可为各类天然气储气库的可行性研究与设计提供理论指导。

管道末段储气调峰分析方法

在复杂输气管道稳定过程分析方法的基础上,建立了输气管道储气能力分析方法。该方法可以根据管道起点或终点的压力限制条件和稳态输量,确定管道末段储气调峰的能力和用储气库参与小时调峰的需求,能够系统地分析复杂输气管网工艺过程,确定管道末段储气调峰能力,是一种简便、实用的近似方法。在瞬态分析前,可对管网系统末段储气调峰能力进行预测和判断。经计算比较,提出的方法与SPS系统分析结果吻合很好,可用于预测管道的储气能力。在实际应用中,特别是在管道可行性研究和设计阶段具有重要的价值。

国内外天然气地下储气库现状调研

天然气管网的最大特点是具有储气调峰功能 ,有利于保证用户用气的可靠性和安全性。这些功能可用来解决系统的供需矛盾 ,满足调节用户用气不均衡的需要。地下储气库是世界范围内广泛采用的主要储气调峰方式之一。文章比较详细地介绍了迄今为止国内外天然气地下储气库现状 。

液化天然气罐式集装箱调峰储备等效能力分析

为了核定LNG罐箱在调峰储备项目中的储气能力,综合考虑LNG罐箱供应链中影响资源与市场之间的各方面因素,结合目标市场情况及当地政府拟投入保供量,尝试提出LNG罐箱调峰储备中心的储备能力核算方法和商务模式建议。对比LNG罐箱调峰储备模式与新建LNG储罐和新建管输设施两种模式的储运能力可知,其投资较新建储罐模式低,在特定区域作为管道设施的有效补充方式,既具备政策符合性和技术可行性,又满足经济合理性。运用LNG罐箱储气能力核定方法确定调峰储备试点项目的储气能力,可为地方政府提供三种商务模式的储气服务。