超级石化推荐：“十四五”期间我国储气库建设面临的挑战及对策建议！

• 发布人：超级石化
• 时间：2023年-02月-03日
• 地区： 长三角
• 点击量：598

• 大型仪器
• 科技创新

引言

在天然气工业迅猛发展，天然气消费快速增长的背景下，储气库作为有效的天然气调峰技术和手段，因其具有库容大、安全性好、储转费低等优点，在天然气产业链上起着至关重要作用，可确保天然气的稳定安全供应。而我国储气设施建设相对滞后，2019年储气库的工作气量仅占消费气量的3.7%，远低于国外12%～15%的平均水平。

在当前国家实施“北方冬季清洁取暖民生工程”大力推进以气代煤的促进下，天然气消费量将持续增长，预计2020年我国天然气消费将达到3300×108 m3；2020年以后，天然气发电有望加速发展，预计2025年天然气消费量达4400×108 m3；2030年消费量将达5500×108m3左右。按照发改能源规〔2018〕637号《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》，供气企业2020年要拥有不低于年合同销售量10%的储气能力，储气库工作气量按消费量的10%测算，预计2030年应达到550×108 m3，储气库将迎来建设高峰，加快储气设施能力建设已迫在眉睫。

1 储气库建设现状

我国地下储气库的发展始于20世纪90年代。1999年，随着陕京天然气管道的建设，我国开始筹建国内第一座调峰储气库——大张坨储气库，以保障京津冀地区冬季调峰及安全平稳供气。2005年，我国第一座盐穴储气库——金坛储气库开工建设，开创了我国利用已有盐穴改建地下储气库的先河，为长三角地区调峰保供发挥了重要作用。经过20多年的发展，地下储气库在平衡天然气管网的压力和输气量以及调节区域平衡供气方面发挥了重要的作用。

截至2019年底，我国已建成地下储气库（群）14座，形成工作气量约114×108 m3，占消费量的3.7%左右，其中中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）拥有10座（群），形成调峰能力106×108 m3；中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）建成地下储气库3座，形成工作量6.4×108m3。除了大型石油公司建设地下储气库以外，城市燃气企业和地方燃气企业也在积极自行筹建，如港华储气有限公司建设的港华金坛储气库。我国储气库（群）主要设计参数详见表1。

2 面临的主要挑战

我国储气库建设地质条件复杂，建设难度较大，按照国家相关要求，2025年形成不低于销售量16%的储气能力，短期快速提升储气能力工作任务艰巨。“十四五”期间，我国储气库建设面临的主要挑战如下：

一是，优质建库资源日益匮乏，建设投资和成本不断增加。

储气库是目前最经济有效的调峰手段之一，但我国地质条件复杂，储气库建设投资和成本仍然较高。2010年前投运的储气库单位投资成本3元/m3，单位运营成本0.5元/m3。随着国民经济的发展，未来建设成本和运行费用将还会增加，各调峰责任主体负担较重。

二是，储气库地面工艺技术体系不完善。

目前我国已初步形成气藏和盐穴型储气库技术和管理体系，但整体水平仍落后于国外。水层建库技术不完备，缺乏地面高压大型注采核心技术与装备。含硫、火山岩气藏建库技术尚不完备，对于采出气中含有硫化氢的储气库，硫化氢含量、变化规律及置换周期需进一步认识，以便更好地指导地面脱硫装置建设。储气库采气处理装置单套规模偏小，采用多套并联，投资及运行费用高。注采计量技术不完备，由于操作压力和流量不断变化，对流量计的适应能力要求较高。

三是，储气库商业运营模式不成熟。

储气库作为技术密集型产业，具有投资巨大、建设周期长、风险较高的特点。大型国有企业掌握着储气库的建设、运营管理、核心技术和服务，其他技术服务型企业和资本较难与其竞争，投资主体单一一定程度上影响了储气库的建设。而国外储气库主要采取公司化商业运营方式，已经建立了比较完善的市场化服务体系，大型储气库公司主要通过收取储气费回收投资成本。

在我国当前管理体制下，地下储气库作为长输管网配套基础设施，现有政策将地下储气库天然气纳入管道气气价管理，没有单独进行地下储气库核算，投资通过管输费进行回收，其效益主要体现在管道整体运行效益上，调峰责任不明、成本回收不畅等问题严重制约了企业建设调峰储气设施的积极性，不利于地下储气库的持续建设和运营。

随着我国石油天然气体制改革的深入，管道运输和其他业务分离。近年来，国家发改委、国家能源局等部门已下发相关通知，明确储气设施服务价格由供需双方协商确定，注采气价格由市场竞争形成，要形成季节性价差体系等。但受门站价格管制和门站价格标杆效应的影响，相关政策未落地，推价难度较大，储气调峰定价机制尚未形成，多次价格调整均未涉及储气调峰定价机制和运营成本，成本回收和效益体现困难，能否将储气库投资全部回收存在不确定性，影响建库积极性。

四是，智慧化储气库建设尚未起步。

国外储气库建设和运行管理智能化程度较高，而我国储气库起步晚，信息化建设尚处于初始阶段。目前已建立储气库数据库管理平台（UGSS），基本实现了对储气库业务的信息存储电子化和过程管理数字化，并开发了基础的应用。随着业务发展及对管理要求的不断提高，现有信息系统不能满足未来智能化、智慧化储气库的发展要求，需进一步深入研究。

3 国内外储气库的差异

与国外相比，我国储气库具有地质条件复杂、注采压力高、采出物组分复杂、注采系统弹性小等特点。

（1）地质条件：国外90%储气库埋深小于2 000 m，构造完整。我国地质条件复杂，构造破碎、储层非均质性强，埋深普遍大于2 500 m。

（2）注采压力：欧洲天然气骨干管网输送压力为6～10 MPa、美国洲际天然气管道输送压力为10 MPa。我国大部分天然气管网运行压力为10～12 MPa，从而要求储气库的采气压力高。注气方面，由于我国部分储气库埋藏深，导致注气压力较高，部分可达40 MPa以上，而国外储气库注气压力一般不高于25 MPa。

（3）采出物组分：国外采取措施控制采出物中重组分含量，采出气仅需进行脱水，不需要脱烃。而我国大部分储气库采出物为油气水三相，采出气处理需同时控制水露点和烃露点，流程相对复杂，油水处理则大多依托油田。

（4）注采系统操作弹性：国外注采系统操作弹性大，多为150%～260%，每套处理装置的处理能力不一定相同。我国注采系统操作弹性120%居多，1座储气库的每套处理装置基本相同。

（5）计量、集输系统：国外常用注采合一、双向计量，井口不设节流、防止水合物、放空、排污、取样和腐蚀检测等设施。我国采出物复杂，绝大多数注采分开，注采分别计量。

（6）注气压缩机：对于注采规模较大的大型储气库，注气压缩机国外多选用离心式或离心式与往复式组合，两段增压、分期建设，且采气期注气压缩机处于热备状态，可大大减少压缩机数量，降低投资，减少运行维护费用。我国目前已建储气库采用的均是往复式压缩机。

4 国外储气库建设运营技术及经验

一是，建立专业化的技术和管理团队，持续优化储气库设计和运行。

意大利SNAM能源公司设有固定的专业储气库设计技术团队，负责对管理的储气库进行设计、分析和优化，其从储气库方案设计阶段就参与其中，全程参与储气库的建设与生产运行，保障了储气库的时时优化。可行性研究一般6个月完成，工程设计周期一般为1.0～1.5年，设计的同时同步开展各种许可办理和长周期设备订货。设计和采购均由能源公司完成，或由合作伙伴提供支持。另外，经营人员参与到储气库的建设中。

该公司建立了数字化气藏，对气藏进行精细化管理。对每个注采井的情况进行动态分析，以充分发挥每口井的最大能力。结合注采气井、气藏的实际和市场需求情况，动态制定每口井的注采计划。技术团队每年对每口井进行动态模拟分析，并与实际运行数据对照，分析找出偏差产生的原因，及时修正每口井的运行参数，结合生产调度系统对注采气量进行调配，保证每口井、每个储气库处于最优运行工况。

二是，重视前期工作研究，储气库建设周期普遍较长。

国外储气库建设周期普遍较长，一般需几年时间才能达到设计库容，地面配套设施也要相应经过数次扩建才达到预定规模。欧洲主要发达国家储气库建设周期都较长，如，含水层储气库建设周期长达10～12年，枯竭油气藏和盐穴建设周期5～8年。德国Rehden（雷登）储气库自1991年开始建设以来，先后于1994年、1997年和1999年经历了3次扩建，最终形成16口注采井、7台离心式注气压缩机，总有效工作气量42×108 m3的规模。

三是，依托数字化、信息化、智能化管理，经济高效。

意大利SNAM能源公司从20世纪60年代即开始自动化建设。先从管网开始，不断创新，目前还在不断进行智能化管网升级改造，未来逐渐实现自我控制、自我分析、自我维护。自2019年开始，对储气库进行进一步的智能化升级，运用智能矩阵图给储气库智能化功能打分，投资按等级划分，优先提升智能化水平。升级后的储气库自动化控制水平较高，每个库仅有14名管理人员，且只在周一至周五正常上班，生产运行调配与监控更多的是依靠调控中心。

SNAM能源公司管控的意大利国家管网和储气库实现了一体化、智能化管理。调控中心控制室仅有7名工作人员，其中一名组长负责总调度，3名工作人员负责管网调度，3名工作人员负责储气库调度。

四是，独立运营模式促进储气库可持续发展。

国外地下储气库建库管理主要有4种模式：由天然气供应商承建和管理；由城市燃气分销商建设和管理；由独立第三方建设和管理；由多方合资建设和管理。

运营销售有3种机制：捆绑销售型，地下储气库与管道捆绑，通过管输费回收投资成本；独立仓储型，由独立经营商经营，收取存储费；市场价差型，类似于期货买卖，低买高卖，赚取差价。

5 对策建议

5.1 加强科技人才的培养和激励

倡导创新意识，培育拥有原始创新能力的技术人才，建设一支结构合理、团结合作的人才队伍；加大与国外大型油气公司在储气库建设方面的技术合作，保障技术攻关和国际合作交流工作顺利开展，吸取国外先进经验，努力提升我国储气库建设技术水平，促进储气库专业化人才快速成长；完善科技创新激励政策，提出更多操作性强、普适性好的科技政策，用好科技人才。

5.2 建立适合我国国情的储气库运营模式

欧美发达国家在天然气市场发展过程中也曾遇到过与我国类似的问题，经过多年的经营和不断完善，现已形成了较为成熟的、市场化程度较高的调峰储备体系和健全的管理运营机制，可随时根据市场变化情况进行积极灵活的注气或采气。

随着我国国家管网公司的正式成立，储气库将是天然气上游生产和下游销售的重要平衡环节，应从天然气产业链整体发展和市场化竞争的角度来考虑我国储气库的定位和运营方式。为保证天然气行业平稳、快速、可持续发展，可以借鉴欧美的做法，成立独立的储气库运营企业，并尽快摸索出一套适合我国天然气行业发展特点的综合运营管理模式，使储气库得以高效经济运行。

5.3 推进价格改革，鼓励天然气储气设施发展

建立完善的天然气储备、基础建设与监管法规体系；明确天然气调峰指导气价，并尽快落实调峰气价的实施，以支撑储气库正常运行；建立战略储备气田和战略储气库建设专项保障基金。

为鼓励天然气储气设施的发展，建议通过制定不同用气时段、不同季节的“峰谷价格”引导天然气调峰能力建设，利用价格杠杆引导天然气用户合理避峰，培育天然气储气调峰市场；同时，对参与调峰的工业大用户给予资金补偿或者气价优惠，按照“谁承担、谁受益、多承担、多补偿”的原则进行精准补偿，鼓励企业参与调峰。

5.4 研发大规模、低成本注采气处理技术和高效设备

随着我国天然气业务不断发展，调峰需求量快速增加，储气库建设进一步加大，急需攻关大规模、低成本注采气处理技术和高效设备，并深化装置平稳、安全、经济运行技术研究。

目前国内已建储气库增压装置多为往复式压缩机，存在缸体内漏油，易污染工艺气的缺点，且占地面积大、维检修频繁且费用昂贵。随着储气规模不断扩大，应进一步优化压缩机配置。建议开展高压离心式压缩机研制与适应性技术研究，并实现国产化制造，并提升离心式压缩机对储气库注气压力及流量变化范围宽的适应性，可以有效实现大型储气库建设的注气优化，对未来我国储气库建设与运行管理极具意义。

5.5 提早部署、突出重点、提高效率

储气库建设应提早安排，抓重点，重效率。尤其是含水层地下储气库，国外研究表明其评价难度大，建设周期长，而我国对含水层地下储气库研究还处于空白，更应提前开展筛选评价工作，寻找合适的目标。

加大气藏型库址筛选：从建设布局角度考虑，建议优先将油气田周边的枯竭气藏改建为地下储气库，在管道枢纽区（中西部地区）、沿海和主要天然气进口通道区域加大气藏型库址筛选力度。

开拓油藏型库址普查：开展油藏型库址资源普查，建议重点开展对东部高渗透油藏建库目标的筛选评价。

突破含水层库址建库：重点开展环渤海、松辽盆地和南方地区浅层水层建库库址普查与勘探，进而实现含水层储气库调峰保供。

扩大盐穴型库址筛选：重点开展中南、长三角及东南沿海地区盐穴建库目标筛选。

5.6 以数字化为基础，开启智能化储气库建设

在目前储气库工程建设数字化成果的基础上，构建地质、井筒、地面设施三维一体的信息化支持平台。通过全要素实体管理、全方位安全监测、精细化注采设计、智能化生产运行，实现生产运行、动态监测、设计优化、智能控制一体化管理与决策的目标。