孤家子储气库快速建库技术特点及应用

孤家子储气库快速建库技术特点及应用

刘立恒

中国石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院   吉林长春  130062

摘要：近年来，我国储气库建设进展迅速，根据国家发改委、能源局加快建设天然气基础设施的统一部署，中国石油、中国石化及中国海油三家能源公司加大储气库建设力度，迅速形成了季节性调峰能力。孤家子储气库是中石化在东北建设的第一个储气库，也是我国首个取得认证的“碳中和”储气库，本文以孤家子储气库为例，通过对利用枯竭油气藏快速建库经验的分析，总结出建设智能化、数字化、绿色清洁储气库的快速建库经验，为国内其它类似储气库的建设提供经验。

关键词：储气库;多能互补;快速建库;绿色清洁

0 引言

   为切实推进储气设施建设，国家高度重视储气设施建设，陆续出台了相关强制性及鼓励性政策，加快推进天然气产供储销体系建设。根据国家能源发展规划，2020-2030年全国将建设形成西北、西南、东北和海域四大天然气供应基地，同时配套建设区域性天然气储气库群和LNG接收站，以实现供气多元化、输配网络化、运行安全化、消费便利化的基本条件，推进天然气工业进入持续稳定发展阶段。根据国家总体要求，中国石化也迅速推进储气库建设，按照中国石化集团公司“十四五”天然气规划，目前，油气田企业正在抓紧推进建设百亿方储气调峰体系。

1 建设背景

孤家子气田位于吉林省梨树县境内，南距四平市约40km，东距长春市约90km，离主要用户城市和长输管线相对较近，适合建设储气库。孤家子气田1996年第一口探井SN76井,在泉头组常规测试获日产天然气13.2万方，1998年投入开发，储气库建设前，完钻井41口，投产29口，已封井34口。

为响应国家要求，孤家子储气库于2022年年底建成投产，成为中国石化在东北地区部署的第一座储气库。孤家子储气库是利用枯竭的孤家子气藏建设的储气库，气源依托依托中国石化在东北地区的八平管道、八长管道等，并与国家管网沈哈线相连。按照“整体规划、功能紧凑、分期实施”的总体建设思路，坚持地质工程一体化，统筹优化气藏工程、注采工程、地面工程等工程，孤家子储气库按照注、采、输一体化方案运行，实施“3注5采1观察”生产模式设计，最大注气能力15×104m3/d，设计最大日调峰能力20×104m3/d，最大年调峰能力0.3×108m3。

2 注采站及注采工艺

孤家子气田储气库地面工程包括：注采站、井场及集输管线、联络线等单元，可分为注气工艺、采气及处理工艺、公用工程等系统配套。孤家子储气库先导试验将已建SN76集气站改造为注采合一的集注站，站内配套设施相对完善，站外可依托已建道路，本工程集注站仍设置在SN76集注站，并对其进行改造。

在注采工艺方面，考虑到注气和采气速度、气量、压力差异不大，采用注采合一工艺路线，注气、采气管线合一、注气和集气站合并建设（集注站）。气源管线：引自八平管道，对八平管道带压开孔，新建1座清管阀室。

孤家子储气库工艺流程如下：

（1）注气流程：从气源管道来气经输气管道联络线输至SN76集注站，经过过滤、计量，由注气压缩机增压至4MPa～6MPa后，通过注气阀组输送至注采干线再到各单井注采管线，从而注入目标地层储存。

（2）集气流程：地下储气库储存的天然气井口不加热、一级节流后依靠自身压力输送至SN76集注站，在站内进行气液分离后计量外输进入目标市场。

集注站工艺流程包括收发球筒、注采气进出站阀组、气液分离、过滤分离、脱水、交接计量、增压、自用气、污水储存单元。

3 储气库快速建库技术特点

孤家子储气库是中石化在东北建设的第一个储气库，也是我国首个取得认证的“碳中和”储气库，储气库建设积极采用国内外先进、成熟、适用的技术，按照“五化”工作要求，采用多专业的集成化、模块化的设计，实现储气库项目建设的高起点；采用新设备、新材料，达到储气库项目建设和管理“高标准、高质量、高效益”的目标；以“分布式发展、清洁化利用、多能互补”为发展方向，加大绿色能源利用，建成孤家子储气库新能源利用示范工程，取得了一系列可复制、可推广、可借鉴的建设经验。

3.1 按照“五化”工作要求，形成高标准建设模式

孤家子储气库采用“标准化设计-模块化建造-工厂化预制-机械化作业-智能化管理”的建造运行模式，在工程建设前期，制定出标准化设计方案，并按标准化站场、标准化井场的要求开展设计，为进一步提升“五化”工作水平，在设计阶段，还采用了多专业的集成化、模块化的设计，为后期的工厂化建造、工厂化预制创造条件，现场施工采用机械化作业，通过一系列优化提升，仅用三个月时间完成工程建设。此外，储气库建设还采用智能化管理系统，在运行阶段，实现“数据自动采集、异常自动报警、电子监控巡检”的运行管理模式，仅用2人即可确保系统高效平稳运行。

3.2 采用多种安全形式，确保生产运行本质安全

孤家子储气库是国内首个利用老井建库的储气库，为提升安全系数，工程建设采用多措并举实现储气库本质安全：

① 测SBT固井质量，确保管外不窜；

② 多臂井径+电磁探伤，落实套管状态；

③ 进行氮气试压，确保承压及气密封；

④ 注采井采用封隔器+气密封油管，双保险护套；

⑤ 站场与井场的设计严格按规范执行，分区布置，保障站内设施的安全距离；

⑥ 井场设高低压紧急切断，确保井口及管道的安全运行；

⑦ 站场设安全放空、手动放空及安全回流的三级安全保护方式；

⑧ 压缩机等主要设备设有故障报警、故障停机、超压报警、超压停机等安全保护措施，确保设备的安全运行。

3.3 推行绿色低碳理念，建成“碳中和”示范工程

孤家子储气库全面推行绿色低碳理念，以“分布式发展、清洁化利用、多能互补”为发展方向，大力应用风电、光电新能源，构建多能互补、智慧绿能新模式，开展光伏分布式应用试点示范工程建设。注采站利用分布式光伏发电、风力发电，满足站内生活并替代部分生产用电需求。注采井场利用“风光互补+储能”方式，井场全部实现新能源替代网电。

井场太阳能电池方阵由540Wp组件6块6串组成，总容量327kWp，月平均发电量约430kWh，后备蓄电池容量1200Ah。蓄电池采用埋地电池想箱安装于地下控制柜及其配套组件安装与户外地面上，配套2kW风力发电机组一套，作为辅助发电，与光伏发电系统组成风光互补型发电系统为站场供电。

建成的“节能、低碳、环保”的绿色储气库示范工程，在2023年8月2日完成碳中和认证审批工作，取得正式核查报告和核查证书，成为国内上游首个取得认证的碳中和示范储气库。

3.4采用低压运行模式，形成利用老井建库技术

孤西储气库的注采井全部利用老井，形成利用老井建库技术。老井利用前均经过检测，检测合格后才投入使用，为保证运行安全，储气库采用低压运行模式，注气阶段，设计注气压力上限为15.0MPa，低于气藏原始地层压力（15.6MPa）。根据储气库的不同运行方式，在垫底气注入阶段，采用低排气压力压缩机（6.3MPa）, 使得压缩机始终在高效区内运行，节约能源，在储气库地层压力提高后，再采用高排气压力的压缩机进行工作气的注入。

3.5开展多方位统筹优化，快速高效完成建库

孤家子储气库注采工程注气井、采气井及观察井全面利旧已实施老井，地面工程新建注采站依托原集气站进行扩建，充分利用已建分离器、自控通信、厂房、办公生活房等配套设施，站外管网按照相邻管线进行同沟敷设方式，实现项目简化优化和降本减投。在注采工艺方面，采用注采合一、气液混输管线，降低工程投资；注采阀组采用单向计量，通过注采期调用流量计阀组的方式，减少计量阀组投资超过40万元。

通过不断优化，储气库建设投资较预算费用整体下降26%，较同类型储气库单位储气能力建设投资下降67%以上，实现了低成本、快速建库。

3.6大力推进“两化”融合，变革传统管理模式

根据孤家子储气库的特点，改变了传统的“设计+建设+业主运行”及“EPC”的模式，采用由设备租赁方运行的模式，可减少建设单位运行人员的配置，降低人员成本，此外，生产现场的信息化、智能化，实现了站场的生产数据及生产状况远程监控、远程巡检，变革了传统的生产模式。

4  结论

储气库建设涉及天然气上中下游全产业链，利用已经枯竭的气藏建成储气库，可以充分利用油气田企业的库址资源，通过快速建库技术，建设智能化、数字化、绿色清洁储气库，盘活老油气田油气藏价值，实现油田企业转型升级和提质增效。建成后的孤家子气田储气库，可依托周边的中国石化八平线、八长线及国家管网的中俄东线等附近管道配套建设，成为天然气长输管道供应链中的重要组成部分，实现东北市场季节调峰、应急供气任务，对于保证管道安全平稳供气和天然气输配系统高效运行具有重要意义，其快速建库经验可在建设类似储气库时借鉴和推广。

参考文献：

[1]曾大乾,张俊法,张广权,等.中石化地下储气库建库关键技术研究进展[J].天然气工业,2020,40(6):115-123.

作者简介：刘立恒，男，1983年11月生，硕士，副研究员，2008年6月毕业于西南石油大学油气储运工程专业，主要从事油气田地面工程规划和集输工艺技术优化研究。