中国天然气储气调峰方式研究

为有效缓解冬季供气紧张局面,保障天然气安全平稳供应,应统筹考虑地下储气库、LNG接收站、气田等多种调峰手段,提出适应中国国情的调峰方式及战略部署。为此,借鉴国外典型国家及地区的调峰经验,归纳出当前中国天然气调峰所面临的主要问题:(1)地下建库地质条件复杂,建设速度缓慢;(2)LNG接收站调峰方式抗风险能力较弱;(3)气田调峰不利于气田科学开发。针对不同地区天然气市场需求量、地质条件的差异,比较不同调峰方式的功能及成本,提出中国天然气调峰的布局方式:(1)东部沿海地区应充分利用低油价的时机,发挥已建储罐的周转能力弥补地下储气库调峰能力的不足,近期采取地下储气库与LNG调峰并重的策略,中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主,LNG为辅;(2)在四大气区(塔里木、青海、西南、长庆)周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰,当地下储气库无法满足调峰需求时,可利用气田进行辅助调峰;(3)其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标,加快地下储气库建设,以地下储气库调峰为主,管网调配为辅。     

有效的天然气调峰储气技术——地下储气库

有效的天然气调峰技术可确保输气干线高效运行,实现安全平稳供气。为此,分析了国内天然气调峰储气技术的发展状况,指出地下储气库调峰具有库容大、安全性好、储转费低等优点,可从根本上解决城市季节性用气调峰问题,是最主要和经济的城市供气调峰方式;地下储气库应距离城市用户及输气干线较近,其中气藏建库是最经济的储气方式。同时介绍了地下储气库地面工艺技术,探讨了地下储气库新技术的发展趋势,提出了对中国地下储气库建设的建议：①继续增大国家整体储气系数,除满足常规调峰外,在条件许可的情况下,扩大应急供气和战略储备系数;②继续优选建库目标及库址,降低储转气成本,提高气库利用率;③尽快形成调峰供气定价机制,实现地下储气库商业化运作,建议研究天然气储气支持政策,按天然气“季节差价”收取调峰储气费;④利用干线气源的高压力,有条件的分输站利用压差设置LNG液化装置,实现液化调峰;⑤合理布局LNG接受站、LNG液化厂,增加LNG储存及气化设施,实现LNG与地下储气库调峰的相互配合,二者优化运行,最大限度地满足用户调峰需求。     

全球环境下的中国天然气供应安全

随着国内天然气需求量的不断扩大,进口管道气和LNG的规模将不断增大,国内天然气市场对外依存度也将逐步增加,由供气中断带来的供应安全风险逐步显现,天然气的安全、稳定供应面临极大的挑战。以亚太地区天然气供需现状和趋势预测为基础,重点分析预测了中国天然气供应安全现状和面临的形势,提出了天然气供应安全管理框架和保障措施建议,即必须通过政府、供气企业、用户三个责任主体构建完善的天然气供应安全保障系统应对挑战：①政府层面应加强能源政治与外交,完善天然气供应安全相关法律法规,制定合理的天然气价格机制;②供气企业则需要加强国内资源的勘探开发,稳步引进海外资源作为补充,并加快管道、储气库等基础设施的建设;③工业、城市燃气等用户则应配合解决天然气调峰问题,可自行建设储气调峰设施,在冬春季用气高峰期间或其他供气紧急状况时,确保平稳用气和输气管网的安全。     

“西气东输”二线调峰应急问题探讨

西气东输二线（以下简称西二线）作为中国第一条跨国长输天然气管道，面临储气调峰的问题。作为保障安全供气的储气库系统，与西二线输量相匹配的储气库系统年周转气规模应达到其输气量的10%～20％，即年工作气规模应该在30×10⁸ m³以上。西二线管道线路长，安全保障要求高，因此调峰手段和方式也应该多样化。针对西二线的主要调峰和储气手段应为地下储气库和LNG，应急保障手段应可以考虑利用中国西部气田进行应急供气。储气库选址应尽量靠近管道下游，应以气藏、含水层和盐穴为主，尤其在南方中小型沉积盆地中的储气库选址重点考虑含水层储气库。LNG应尽量选择在管道末端的下游，可以与地下储气库相结合，确保西二线的安全平稳运行。     

中石化文23地下储气库进入首个采气期

<正>2019年11月15日,中国石油化工股份有限公司天然气分公司(以下简称天然气分公司)文23地下储气库完成采气条件确认,正式由注气期转入采气期,实现了当年投产当年采气,将为我国华北地区今冬明春天然气供应发挥调峰供气和应急调度作用。文23储气库是我国中东部地区迄今为止库容最大、工作气量最高、调峰能力最强的天然气储气调峰设施。该储气库位于河南濮阳,地处华北平原中心,北连天津LNG接收站和鄂安沧管道,西通华北大牛地气田和榆济管道(榆林—济南),东接青岛LNG接收站和山     

上游调峰对气田开发的影响

我国正处于天然气开发利用大发展初期,由于供气系统不完善,利用上游气田生产进行调峰比较普遍。从实际生产资料出发,论述了上游天然气生产与下游市场用气之间的矛盾以及利用上游气田生产进行调峰对气田开发所产生的影响,表现在：造成边底水入侵,生产能力下降;加速了地层能量消耗,缩短了稳产期,可采储量损失大;造成储层出砂,影响了气井正常生产。研究表明,在没有一定富余产能的情况下,利用上游气田生产调峰是不可取的,建议通过建设部分富余产能、地下储气库和引进LNG等多方式来满足调峰需求,以保证气田科学高效地开发。     

我国天然气基础设施建设战略

国内外相关领域发展趋势表明,我国天然气工业基础设施建设的目标是建设最终形成覆盖全国主要市场区域的天然气管网系统,保障主要用气市场的天然气供应,建设配套的天然气地下储气库及LNG储存设施,保证调峰气量及供气的平稳、可靠,将管网、储气库与LNG接收终端相连成网络。为此提出了保障该战略实施的融资战略措施、技术保障措施和监管措施。     

中国石化推进天然气产供储销体系建设

<正>2019年8月1日,文23储气库3号丛式井场投用,标志着该储气库项目一期工程提前完成建设施工任务,进入全面注气阶段。文23储气库是国家"十三五"重点工程项目,是国内东部地区迄今为止库容最大、工作气量最高的天然气储气调峰设施,可为京、津、冀、鲁、豫等省市提供供气保障。文23储气库的投用是中国石化天然气产供储销体系建设的重要里程碑,除文23储气库以外,中国石化文96储气库运转良好,金坛储气库稳步达容,江汉黄场储气库开工建设,这为做好后续供暖季保供工作奠定了良好基础。     

苏里格气田调峰气井管理措施优化研究

进入冬季后,北方各地供暖天然气随之也进入高峰消耗期,苏里格气田作为主要供气区,每年11月开始气田就进入冬季高峰期的调峰生产,苏里格属于典型的超低渗气田产能递减较快,目前正处于稳产初期,冬季气田产能和供气需求存在一定的差值,需要大量的调峰气井调高配产来进行保供,本文主要对调峰气井的生产制度和调峰配产进行了分析并提出了优化措施。     

天然气产能负荷因子研究

中国石油天然气供应体系目前正处于形成和发展初期,储气库等配套设施不完善,季节性调峰以上游气田增产为主、供气不均匀性突出,用气高峰期天然气产量高于产能运行,不利于气田的科学开发。产能建设安排既要满足调峰生产和突发事件应急需要,又要考虑投资经济回报,因此科学合理产能负荷因子的研究尤为重要。通过分析国外开发历史数据及中国石油典型气区的供气特点,确定了中国石油天然气近期产能负荷因子应控制在0.8~0.9,各气区因不同的供气市场特点而有所差异。产能负荷因子作为确保生产系统安全平稳运行的一个关键指标,其研究成果在中国石油各气区的生产管理过程中已经得以推广应用。     

空混气作为中国天然气调峰储备气源的必要性和可行性

近年来,中国北方冬季采暖季时常爆发大面积供气紧张,由于我国能源结构中富煤、贫油、少气的资源禀赋,再加上近年“煤改气”项目的大范围落地实施,加剧了天然气供应的紧张形势。为了提高国内天然气供应的保障度,在分析近年频发天然气供气紧张危机成因和目前常见天然气储备方案特点的基础上,提出了气态液化石油气掺混空气（以下简称空混气）作为调峰储备气源的方案,并对其必要性和可行性进行了讨论。研究结果表明：①储气能力不足已成为制约我国天然气产业可持续发展的瓶颈,国内大量进口LNG的做法形成了天然气对外依存度过高的危机;②空混气可作为适合的天然气替代产品和调峰储备气源;③空混气具有建设投入少、维护简单,安全性好、不需要额外的燃气系统、地下管网与调压设施等可与天然气通用、可避免重复投资浪费,点供更加便捷灵活,可以实时启动”等优势和价值。结论认为：①空混气是切实可行的天然气调峰储备气源,管输气用户可以根据自身特点和实际需求,合理考虑选择压缩天然气、液化天然气、空混气或者其组合作为储气气源;②未来能源发展应注重品种、渠道多元化,应从国家能源战略储备安全的角度,最大限度地满足地方燃气调峰储备要求,实现多气源、多气种的融合发展。     

华北地区天然气市场供需形势及解决方案

以北京市为典型代表的华北地区是我国主要天然气消费市场之一,以采暖和发电为主,天然气消费量大且用气峰谷波动大,是每年冬季用气高峰时期供气的保障重点。为此,在梳理其天然气消费和用气特性的基础上,采用供需平衡分析法和不均匀性分析法对2015年和2020年华北地区的年量和日量供求进行评价,以期找出存在问题并提出相应的解决方案。结果表明,在考虑已知气源和新增气源的情况下,上游气源可保障华北地区的年需求量,2015年可满足高月均日用气量,但高月高日保障程度低;2020年无论高月均日用量,还是高月高日用量均无法满足。因此建议：加快沁水盆地煤层气开发、扩建或新建LNG接收站、新建输入型管线;上、下游通力合作,上游供气方承担季节调峰,可考虑加快储气库建设、不均匀采购LNG、发展可中断用户等;下游承担日调峰和小时调峰,可建设CNG、LNG等多种调峰方式,发展可中断用户等。     

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地下储气库在燃气的开发和利用过程中担当重要角色,可以优化供气系统,满足天然气调峰、事故应急和战略储备,用作一种潜在的价格套利与贸易保值的工具等,具有其它储设施无法比拟的优势。地下储气库调峰量占当年气量的11％。建造地下储气库应当首选枯竭的油气藏,但对一些无此地质条件的地区来说,则应首先考虑利用地下含水层来建造储气库。尤其对“西气东输”工程所经过的长江三角洲地区来说,选择利用含水层储气方案是适宜的,从外国引进天然气,也必须会涉及到用含水层储气的问题。文章就如何利用地下含水层建造储气库的基本内容和研究方向进行系统、简要的论述。     

LNG项目的储气调峰作用——兼论LNG项目建设理念的转变

如何解决天然气储气调峰、应急供应问题,国内外一些成熟的做法提供了可借鉴的经验。面对一个高速增长的天然气市场,天然气基础设施建设需要一定的超前性,需要保证一定的备用供应能力和一定水平的储备量。在不具备建设地下储气库条件的区域,规划建设液化天然气（LNG）项目是实现储气调峰、应急供应目标的有效措施。结合国际LNG贸易流动性增加等新特点,应转变建设理念,从落实LNG资源、市场,转变到落实处理能力,在合理规划建设LNG项目的同时,适当提高LNG接收站的处理（储备）能力,强化其储气调峰功能。这样不仅可承担起部分储气调峰、应急供应任务,还可以此为契机,争取进口天然气定价的话语权;从长远角度来看,有利于促进输气管道、LNG接收站等基础设施的公用化。     

利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库的可行性研究

我国天然气主要消费市场尤其是环渤海和华东地区,调峰和应急保障需求强烈,但地下储气库设施数量与规模都严重不足,与实际需求量差距很大。国外已有将煤炭矿井改造成地下储气库的经验,深层煤炭地下气化实验也已经取得成功。环渤海和华东地区已被证实存在大量的深部厚煤层,借鉴盐穴储气库建设、深层煤炭地下气化和煤穴封存CO_2的思路和技术,可将深层煤炭原位气化后所形成的煤穴空间改造为地下储气库。模拟案例分析结果表明,煤穴储气库在资源、选址、主体工艺、建设规模、建设周期和投资经济性等方面均较为可行,而且在投资经济性上优于环渤海和华东地区目前在建和规划建设的盐穴储气库。利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库,既能利用没有井工开采价值的深层煤炭资源,增加天然气供应量,又能提升天然气市场健康发展所急需的调峰和应急保障能力。最后建议:油气企业应与煤炭企业、燃气企业和研究院所等开展合资合作,在储气库调峰需求强烈的京津冀和华东地区,率先启动深层煤炭地下气化技术研究,开展矿场试验,尽快启动煤穴储气库建设。     

中国地下储气库的需求与挑战

建设地下储气库是保障安全平稳供气的主要手段之一.为此,介绍了国外地下储气库建设的主要特点和成功经验,并总结出了对中国建设地下储气库的3点启示:①地下储气库因其储气规模大、占地少、安全性能高、不污染环境等特点,成为当今世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段;②地下储气库工作气量应达到天然气年消费量的15％左右,才能有效保...     

中海油面向长江以北地区天然气产供储销新体系构建

中国海洋石油集团有限公司(以下简称中海油)在长江以北地区的天然气产供储销体系建设尚处于起步阶段。为了加快进度,根据国家天然气产供储销体系建设的思路,基于中海油在该区产供储销体系的现状,构建了具有中海油特色的天然气产供储销体系。该体系具有以下特点:①布局框架由7大具有中海油典型特色的支柱支撑,体系量化分析结构由12项要素组成,可以系统化地评估企业建设天然气产供储销体系中的总体适应性,逐一有效地识别具体设施的冗余程度或"瓶颈"所在;②以有限度的预期市场目标为导向,以储气设施建设为突破点,以区域"自平衡"为体系核心,以具有一定富裕量的"资源—设施—市场"平衡为建设原则。结论认为:①在长江以北地区,通过"海气+LNG"资源统一协同和"四点、N站、一网"的天然气基础设施布局,可以形成较大规模和互相支撑的天然气年周转、气化外输、储气和调峰能力;②依托于"资源池"的统筹调配和LNG接收站的小时级调峰能力,可以为高波动的用气需求量提供高弹性的供气保障;③在长江以南沿海地区产供储销体系的富裕能力能够直达或商业互换至长江以北地区,依托海上LNG资源的灵活调度和陆上外输管道气的流向调配,可以在更大范围内为长江以北地区天然气产供储销体系建设提供支撑和互济保障。     

国内外地下储气库现状及发展趋势

地下储气库不仅可以起到调峰作用，而且可以兼备作为应急气源，提高供气可靠性。对美国、俄罗斯、法国、德国等国家以及我国现有的和拟建（在建）的地下储气库进行了介绍，分析了我国地下储气库建设技术的现状，指出了地下储气库发展的趋势，对我国未来地下储气库建设提出了相关建议，指出我国应加快地下储气库建设速度以适应日益增长的天然气消费需求。