港华盐穴储气库地面工艺优化改进措施

港华储气有限公司 张林果 王英臣 李敬江 钱 彬

金坛港华盐穴储气库是国内城镇燃气第一个大规模地下盐穴储气项目及商业储气项目。由香港中华煤气和中盐金坛盐化有限责任公司(以下简称“金坛盐化”)在金坛盐盆共同合作建设。地下盐穴由金坛盐化承担建设并租赁给港华储气有限公司使用，地面工程(含注采站、井场工艺、高压管线等)由港华储气有限公司投资建设。项目分港华储气有限公司(以下简称“一期项目”)和港华储气(金坛)有限公司(以下简称“二期项目”)两个项目。一期项目共建设10口井，总储气量约5亿m3，其中有效工作气量约3亿m3，最大供气能力为500万m3/d。二期项目建设15口井，总储气量约7亿m3，其中工作气量约4亿m3，最大供气能力为1 000万m3/d。两个项目总储量约12亿m3，工作气量约7亿m3，供气能力1 500万m3/d。

目前一期项目已于 2018年顺利投产，二期项目也已顺利开工。作为商业运营定位的储气库，运行模式与传统的长输管道配套运行的储气库有明显的差异性。

一期项目地面工程工艺设计时主要参照中石油、中石化盐穴储气库，并根据运行需求进行调整改进。二期项目地面工程工艺，在参考一期项目的运行经验后，持续改进完善，主要采取了盐穴分组设置、改进放散系统、优化真空相变炉位置等创新措施。本文将针对二期项目的改进措施进行分析和探讨。

1 盐穴储气库地面工程常规工艺流程

盐穴储气库地面工程工艺系统按区域主要分为注采站和井场。其中：注采站为中间调配站，通过输气管道与气源点相连，通过集输管线与盐穴井场相连，承担着过滤、计量、压缩、脱水及调配等功能；井场设于每口地下盐穴处，每口地下盐穴由一个采气树与一个井场系统相连，各个井场系统均通过各自的集输管道与注采站相连。盐穴储气库常规工艺主要分为注气流程和采气流程，以下以一期项目为例。

1.1 一期项目注气流程

一期项目注气流程，如图1所示。从上游气源点来的天然气进入注采站后，首先进入过滤分离器，分离杂质和水分后，经超声波流量计计量，进入压缩机系统进行加压，再经过空冷器冷却后送到汇管分配，分成多路通过集输管线到达各个井场，再通过采气树进入地下盐穴。

图1 一期项目注气工艺流程

1.2 一期项目采气流程

一期项目采气流程，如图2所示。天然气从井口采出后一级降压送入注采站。在注采站先经过滤分离器分离掉其中的游离水和机械杂质后，进入采气调压撬二级降压至8.5 MPa左右，进入三甘醇脱水装置，脱水合格后经计量，三级降压至相应气源点所需要的出站压力，输往站外。

图2 一期项目采气工艺流程

2 工艺改进措施

在一期项目的基础上，二期项目在设计阶段即进行优化。在保证安全性的前提下，灵活丰富了储气库的运行操作方式，能够适应复杂多变的生产要求，更好地发挥储气库的作用。同时，委托设计单位利用HAZOP分析工具，对主要工艺流程进行分析评价，从源头采取管控措施消减风险。以下列举3个主要改进措施，以供参考。

2.1 盐穴分组设置

盐穴分组对比示意，如图3、图4所示。

图3 一期项目盐穴分组示意

图4 二期项目盐穴分组示意

在一期项目中，注气、采气装置连接注采汇管，注采汇管连接通往井场的集输管线，每条集输管线对应一口盐穴，按照注采合一的功能设计。

二期项目设计时，对此处工艺设置进行相应调整优化，将盐穴分组设置，每组约连接3～4口盐穴，共用一段注采汇管，明显提高了注采气操作灵活性。

盐穴分组设置主要有以下4点优势：

(1)实现同时进行注采气操作。盐穴分组设置，打破了注采气流程不能同时进行的常规认知，不同组别的盐穴能够实现相互独立的注采气操作，完全不受其他组别盐穴影响，从而灵活实现注采分开，满足同时注采的需求。

(2)实现多气源灵活注气操作。一期项目运营中经常面对不同气源同时来气，需开启多口盐穴注气的情况。在现有的工艺设计中，当不同盐穴井口压力相差较大且同时注气时，为控制注气气量分配，保证单口盐穴注入量不超过设计值，需通过采气树角阀进行控制注入盐穴的气量，操作相对困难，且在角阀节流时会造成压力能的损失。盐穴分组设置后，即使两组盐穴压力相差较大，也能选择不同的压缩机加压，同时注入不同组别的盐穴，互不影响。

(3)合理利用上游压能，降低能耗。压缩机运行能耗主要受到进口压力与出口压力的影响。一般来说，当进口压力越高且出口压力越低，压缩机的能耗越低；反之，当进口压力接近设计下限，出口压力接近设计上限时，压缩机的能耗达到最高。一期项目采用多气源进气，压力各不相同，注气时统一经过同1根注采汇管，无法分组注气，难免造成压缩机运行能耗的损失。采用盐穴分组设置能够自主选择盐穴分开加压注气，将不同气源来气注入不同分组的井场，充分利用上游压力，节本降耗。

(4)提升注采安全性。盐穴在运行期间，注采速率均有严格的限制，将盐穴分组设置后，将几口盐穴作为一个整体同注同采，维持相同运行压力，均衡注采气量。即使在注采量较大的情况下，也可避免盐穴不必要的蠕动收缩和伤害，显著提高盐穴的运行寿命和安全性。

2.2 改进放散系统

放散系统对比示意，如图5、图6所示。

图5 一期项目放散系统示意

图6 二期项目放散系统示意

一期项目中，所有放散管线不论放散压力，都是进入一个放散总管接至放散塔。此种工艺模式在实际运行中存在风险，当不同压力等级的天然气同时放散时，有可能使得高压放散气体窜入低压放散系统中，引发安全事故。也可能在高压气体放散时使得低压放散系统的安全阀出口背压过高，导致低压气体无法及时放散，引发安全事故。

针对此项存在风险，二期项目设计时根据场站天然气运行的压力范围，划分为低压0.4～6.3 MPa、中压6.3～10 MPa和高压10～18 MPa 3个区间，设置3个独立的放散系统，不同压力级制的天然气分开汇入不同的汇管，同时还有1 MPa及以下的放空气单独接到放散塔根部的低压放空管线，最后集中进入放散塔进行放散。这种调整方式，能够使得不同压力天然气放散时相互独立，互不影响，不存在高压蹿入低压系统的风险。

同时，二期项目在注采站进、出站管线及注气采气系统设置与全站 ESD触发命令连锁的电动放空阀门，当执行全站ESD命令时，电动放空阀门自动打开，及时放空站内天然气。在发生天然气严重泄漏等紧急情况下，能够显著降低事故损失，消除后续风险，提高场站本质安全性。

2.3 优化真空相变炉位置

冬季采气时，环境气温较低，加上采气时压降较大，盐穴压力最高17 MPa，通过三级降压后，外输压力最低时仅2 MPa左右。基于天然气自身物理特性，天然气压力每下降1 MPa，天然气温度降低4～5 K，巨大的压降造成温度的快速降低，天然气温度过低会产生诸多不利影响，主要包括：

(1)由于从盐穴采出的天然气含饱和水，可能会产生阀门冻结、管道冰堵，既会造成供气中断，也严重威胁安全运行。

(2)天然气温度低于–20 ℃，超过钢管 Q345D材质的耐寒极限，同时会导致土壤冻涨，破坏周边环境。

(3)天然气温度过低影响三甘醇脱水装置的脱水效果，降低三甘醇使用寿命。

井口采气温度平均为 32 ℃，调压至 12 MPa后进入注采站，温度低值约为 18 ℃，已降至水合物生成温度，再次调压至8.5 MPa后，天然气温度已明显低于水合物生成温度，同时考虑到三甘醇脱水装置的吸收效率及三甘醇损耗的影响，进脱水装置的天然气宜在20～30 ℃。根据中石油运行经验总结的相关数据，不同压力下水合物生成温度见表1。

表1 不同压力下水合物生成温度表

针对此项风险，一期项目采气流程示意如图7所示。在二级降压后、脱水装置前增设真空相变炉，可提升天然气温度10～15 K，运行效果明显，但也存在一定的不足，主要体现在二级降压时因温度过低，压力调节阀中的鼠笼结构精度较高，经常发生冻堵现象。

图7 一期项目采气流程示意

二期项目采气流程示意如图8所示。在一期项目运行的基础上优化真空相变炉位置，将加热炉位置调整在二级降压前，通过提升调压前天然气温度来避免调压过程形成水合物，进一步降低设备冻堵风险。

图8 二期项目采气流程示意

3 结语

港华盐穴储气库与中石油和中石化盐穴储气库有明显差异。首先，是商业运作的定位，要求注采方式必须灵活多变，才能适应多气源及下游用户的不同工况需求；其次，是压降更大，从盐穴储气到下游城燃公司管网，最大压降可达15 MPa，就要求必须提高注采工艺的风险管控能力。为此，在总结一期建设和运行的成功经验上，追求工艺创新，提高安全性能，在二期项目中采取相应改进措施，力争打造更安全、更灵活、更具经济效益的商业储气库，向着实现智慧储气库的目标不断探索前行，为保障民生及国家产供储销体系建设作出贡献。