呼图壁储气库（精选6篇）
呼图壁储气库 篇1
为保证新疆北疆稳定供气和西气东输二线战略安全, 新疆油田公司选定呼图壁气田改建地下储气库, 压缩机全部采用ARIEL公司KBU-6卧式对称平衡双作用往复压缩机。本文对呼图壁储气库压缩机常见故障及机理进行了分析, 并根据故障情况制定了适应性改造方案, 对往复式压缩机的故障削减研究有着重要的意义。
1 压缩机运行故障分析
第一注气周期期间, 各类故障导致压缩机停机211次。往复式压缩机结构复杂、部件繁多, 故而引起故障的原因很复杂, 具有多样性和并发性。运行期间三类问题对注气压缩机平稳运行影响较大:第一类是压缩机气阀故障造成压缩机停机35次;第二类是压缩机振动造成管线卡箍上的螺栓断裂;第三类是压缩机出口除油系统除油效率低, 气缸润滑油随天然气进入气层, 对气层造成一定的污染。针对这三类问题, 提出相应的技术改造方案。
2 压缩机适应性改造
2.1 压缩机气阀改造
2.1.1 气阀损坏原因分析
呼图壁储气库压缩机所使用气阀为网状阀, 主要由阀座、升程限制器、阀片、弹簧、气阀螺栓和螺母组成。通过对损坏气阀状况分析, 损坏原因主要有两类:
2.1.1. 1 气阀开启和关闭由气体冲击和下部8根弹簧双重作用力而产生, 气阀高频运行极易造成弹簧疲劳损坏, 其中某一根弹簧损坏会导致阀片运动不平衡, 与阀座产生撞击, 损坏阀片。
2.1.1. 2 注气压缩机气阀运行工况严苛, 二级气阀阀隙气流速度最高达51m/s, 阀片撞击频率33次/秒, 每天撞击次数高达285万次。
2.1.2 气阀结构改造
对储气库注气压缩机气阀实际运行工况进行计算机动态仿真模拟计算, 根据计算结果对气阀进行相应的改造设计。通过分析研究, 对气阀改造如下:
2.1.2. 1 重新对阀片材质进行选材, 采用航天复合材料 (聚醚醚酮本体, 添加二硫化钼及碳纤维等) , 该材料具有较好的柔性, 适合于严格要求低摩擦系数和耐磨耗用途的场合, 并将阀片加厚, 提高阀片抗冲击能力;
2.1.2. 2 取消阀片定位销, 让阀片有更大的运行自由度, 有效避免气流脉动紊流导致阀片倾侧运动时卡住, 并特别设计一种弹簧减振栓, 用于降低撞击力;
2.1.2. 3 重新核算气阀弹簧, 修正弹簧的启闭角, 并重新布局弹簧, 改善阀片的运动性能。
将改造后的新型气阀应用于5#压缩机组, 运行4000小时, 24只气阀均未损坏, 气阀使用寿命延长了300%。
2.2 压缩机管箍改造
2.2.1 管箍断裂原因分析
经过一段时期对震动产生的机理和设备本身结构适应性分析, 确定造成卡箍断裂的原因有两点:
2.2.1. 1 压缩后的天然气以脉冲状态外输, 产生脉冲震动, 由于机组冷却和运行时缓冲罐热膨胀状态不同, 使得缓冲罐支撑存在虚撑或顶丝过紧现象, 起不到有效的抑振作用, 造成管线振动过大。
2.2.1. 2 固定式管箍能够有效抑制垂向振动, 而对水平向振动无法产生有效稳固作用, 水平向冲击力较大, 造成管箍螺栓断裂, 并且管箍的螺栓为焊接结构, 一旦损坏不能及时更换。
2.3 管箍适应性改造
2.3.1 在二级出口缓冲罐的底座下面增加垫块, 机组运行平稳后, 机组部件及管线经过充分受热膨胀, 定期检查并调整每台机组二级出口缓冲罐的支撑, 降低振动幅度。
2.3.2 根据管线震动特点重新设计管线卡箍, 每个固定点采用两个半环形钢箍包裹管线, 使其受力于管线180°面, 以克服来自于垂直向和水平向震动。管箍底座采用活动螺母固定, 便于拆卸和更换。
采用设计发明的新型管箍, 同时定期检查调整缓冲罐支撑, 压缩机震动由9mm/s降低到4mm/s, 并且再无管箍断裂现象发生, 出现螺栓振松现象, 只需紧固即可。
3.3 除油器内部结构优化
3.3.1 除油效率低原因分析
3.3.1. 1 滤芯固定不牢:将除油器打开后发现, 内部安装滤芯6个, 其中4个因螺杆固定不紧, 与底座脱开, 天然气未经过除油滤芯除油, 直接输出。
3.3.1. 2 滤芯选型不佳:对滤芯安装完好的除油器取样化验, 发现气体含油量依然很高, 表面因滤芯孔隙度过大或选型不佳导致处理量不够。
3.3.2 除油器适应性改造
3.3.2. 1 经多次试验, 研制出顶部固定盘, 将除滤芯顶部通过一个固定盘固定, 使其成为一个整体, 避免了单根滤芯因受到局部冲击过大而摇曳脱落。
3.3.2. 2 将原配置的A-11667型号除油滤芯, 更换为PCH-GC-336型号的滤芯。新型滤芯由不同尺寸纤维和高密度聚酯交错缠绕, 层层覆盖, 最终形成一个锥形螺旋, 增加了润滑油的除油效率, 而原滤芯过滤层只采用了普通聚酯材料, 简单叠加方式。此外与原滤芯相比, 新滤芯材质更加结实耐用, 厚度增加了1mm, 能够降低高压力冲击对滤芯的损坏, 延长了滤芯使用寿命。
除油器内部结构改造及优化后, 压缩机润滑油除油效率净增加96%。
4 结语
通过对压缩机进行适应性改造, 2013年因设备故障停机累计211次, 2014年故障停机仅26次, 故障停机率降低85.6%, 改善了压缩机运行效率, 延长压缩机使用寿命, 为含有大型压缩机组的其他气田及储气库提供了可供借鉴的解决措施。
摘要：随着一批储气库的建成和投产运行, 往复式注气压缩机做为注气生产环节中的核心设备, 被广泛应用。在生产过程中受压缩机结构及运行工况影响, 出现各类故障, 给储气库安全平稳运行带来影响。通过对损坏部件分析研究, 制订出相应的技术对策, 实施后取得了明显的效果。
关键词：储气库,压缩机,气阀,管箍,除油器
参考文献
[1]王发辉等.往复压缩机故障诊断研究现状及展望《压缩机技术》2007年第2期.
[2]渠汝涛等.往复活塞式压缩机关键部件故障原因分析《科技创新与应用》2014年第24期.
地下储气库库容参数计算 篇2
1.1 库容量参数设计原理
就定容 (或弱边水) 气库而言, 可以简化为一个封闭 (或开启) 的储集气、油 (或水) 的地下容器, 油气水即可以从容器内采出, 又可以把流体注入容器内, 这种采出和注入的过程, 必须保持物质和体积的平衡, 而并不考虑容器中流体的空间流动状态。描述注采过程中压力、容积与物质数量的原理为物质守恒原理, 其关系式为物质平衡方程。
B气藏属于弱边水驱动气藏, 边水作用有限, 可以不考虑。因此, 可选用定容气藏的物质平衡方程式进行储气库库容量的研究。可建立气库压力P与气库累计库容量GK关系式。
由库容量公式可以确定某一累计采出量时的地层压力值, 反之, 也可以据某一阶段压力值计算相应的气库累计采出量。当进行气库容量参数设计时, 既可以据库容量公式计算, 也可以从库容量与气库压力的关系曲线中确定。
1.2 库容量参数设计
1.2.1 原始库容量计算
B三个断块均为定容气藏, 因此, 选用定容气藏的物质平衡原理进行储气库库容量的研究。由压降法计算各断块的动态储量, 计算各断块在原始地层条件下 (原始地层压力、温度、流体) 对应的天然气体积系数及原始天然气地下体积。考虑到气库在未来正常运行中, 气库内的气体组成与注入气基本一致。因此, 借用陕京管线气源组成, 对应各断块的地层温度, 假定原始地层状态下的天然气体积不变, 即可计算出不同压力下的原始库容量, 计算式为:
B储气库各井区原始地层压力下 (30.92—40.0MPa) , B气库总的原始库容量为8.10×108m3, 各断块原始库容与气库压力关系见表1-2所示。
1.2.2 最大库容和有效库容量计算
最大库容指设计气库上限压力时气库的最大容量。
有效库容量是特指油侵或水侵型气藏改建储气库, 所具有的有效孔隙空间在气库运行上限压力所储存的气体量, 对应无水气藏的最大库容量。将B气库作为一个整体气库进行参数计算, 由此计算得到B气库压力与库容量关系曲线。
1.2.3 基础垫气量
气藏废弃压力时气藏内残存的天然气量为气库的基础垫气量。但考虑到气库设计时流体性质的一致性, 将气藏废弃压力作为气库的废弃压力, 所对应气库内的气量作为基础垫气量。经综合研究, B气藏废弃压力在6—10.2MPa之间, 按体积加权平均为8.0MPa, 则气库对应的基础垫气量为2.13×108m3。
1.2.4 附加垫气量
在基础垫气量的基础上, 为提高气库的压力水平, 进而保证采气井能达到最低设计产量所需增加的垫气量。根据该气库方案设计, 气库运行的压力下限为13MPa, 则附加垫气量为1.42×108m3。若气库运行的最低压力值升高或降低, 则附加垫气量将相应增加或减少。
1.2.5 总垫气量
总垫气量为基础垫气量与附加垫气量之和, 在气库压力下限值为13.0MPa时, 板南气库总垫气量为3.55×108m3。
1.2.6 有效工作气量
有效工作气量是气库在上下限压力运行区间、一个采气期的总采气量。它反映储气库的实际调峰规模。B气库压力运行区间31MPa- 13MPa, 计算得气库的有效工作气量为4.27 ×108m3。
2 数值模拟研究库容参数
为了深入研究B储气库的运行情况, 定量地描述储气库各断块的库容参数及运行指标。以最新的气藏地质研究成果为基础, 结合流体性质研究, 建立了研究区三维精细地质模型, 并以此模型为基础, 进行了各断块开发历史拟合, 进行了库容参数的定量研究。
从对比结果来看, 在气库上限压力附近, 三个断块整体上表现为数值模拟方法计算的库容量比气藏工程方法计算值略高, 在低压区数值模拟计算的库容量比气藏工程方法计算结果略低, 主要原因为气藏存在弱边水, 在气库高压时有气驱水扩容趋势, 而在低压时存在弱边水内侵减小库容的趋势, 气藏工程方法研究时未考虑弱边水对库容的影响。在气库上限压力31MPa时, 两者最大差值只有0.11×108m3, 相对误差1.4%, 最大相对误差在低压区域, 最高为2.6%。总体上看, 两种方法计算结果非常接近, 表明了对B拟建库气藏的构造、储层等地质特征认识清楚, 各项动静态参数准确, 库容参数研究方法得当, 计算结果可靠。
地下储气库的功能与作用分析 篇3
关键词：天然气,地下储气库,作用与功能
1 引言
天然气供需之间始终存在着不均衡性。近年来,随着我国天然气工业的发展,长距离输气管道建设发展迅猛,但管道下游用户用气的不均衡性加剧了供需矛盾。例如,陕京管道下游京津地区夏季低峰用气和冬季高峰用气相差数倍,单靠管道调节无法满足需求。为了能够长期安全、平稳和可靠的向用户供气,必须要有一定的天然气储备,即把用气低峰时输气系统中富裕的天然气储存在消费中心附近,在用气高峰时用以补充供应气量的不足和在输气系统出现故障时用以保证连续供气。地下储气库是目前储存天然气最佳的方式,是天然气储运系统的一个重要组成部分。世界上各用气大国都非常重视发展和建设地下储气库,我国近年来也已开始规划和建设大型的配套地下储气库。
2 天然气储存方式
2·1地面储罐储存
天然气地面储存一般采用金属储罐(储气罐)。根据工作压力的大小,储气罐可分为低压储气罐和高压储气罐。低压储气罐的工作压力一般为0·004～0·005MPa (表压),主要在化工厂和石化厂,作工艺气的中间储存。高压储气罐的工作压力一般为0·07～3·0MPa。可分为圆筒形罐(分卧式或立式)和球形罐,罐体在工厂预制,现场装配、试压。
2·2管道储存
利用输气干道末端储存天然气或选用一定直径的若干条管子组成管束埋于地下形成储气设施。这种储气设施的运行压力高于球罐,埋地较安全,建造费用低,但占地面积较大。管道储气设施的容量较小,主要作城市昼夜或小时调峰用。世界上建造的储气管道不多。
2-3地下储气库储存
建造地下储气库储存天然气,是当今世界上主要的天然气储存方式和手段。现在,在世界天然气储存设施总容量中,地下储气库的容量占90%以上。地下储气库的容量大,储气压力高,一个地下储气库可储存几亿、几十亿乃至上百亿立方米的天然气。要在地面建造这么大容量的储气设施,经济上是不可取的,技术上也有相当大的难处。
3 地下储气库的作用和功能
地下储气库是将气体从产地输送到衰竭的油气藏或其它地质构造中加以储存,到消费高峰期采出以满足市场需求的一种储气设施。地下储气库的主要作用和功能有:
3.1 协调供求关系与调峰
缓解因各类用户对天然气需求量的不同和负荷变化而带来的供气不均衡性,其特点在时间上表现为季节(夏、冬季)、月、昼夜和小时的不均衡性。在冬季取暖季节,由于取暖用燃气装置、热电中心、家庭和地区锅炉房、工业企业锅炉房等用气负荷的增大,使耗气的季节性不均衡性表现得最为突出。如20世纪70年代中期,前苏联每年城市用气中,夏季用气量最低时只为管输气量的0-74%,而在冬季,耗气量最大,达到管输气量的33%～58%。2000年,这种不均衡性比1985年增大1倍多。其它许多国家,这种不均衡性也呈不断加剧的趋势。如法国,年度每月高低耗气量之比:1980年为4;1987年为5;1992～1993年度达到7。由于输气系统的压力是一定的,本身不能满足用气量如此大的变化,所以,许多国家相继建造了自己的地下储气库,用气低峰时向库内注入天然气,用气高峰时从气库中抽出天然气进行调峰,达到平稳供气的目的。
3·2实施战略储备,保证供气的可靠性和连续性
供气中断的危险确实存在。国家内乱、政治动荡、气源或上游输气系统故障、甚至上游设施停产检修等,都有可能造成供气中断。地下储气库可作为补充气源,当供气中断时,抽取储气库中的天然气,保证向固定用户连续供气,提高供气的可靠性。这对天然气来源主要依赖进口的国家尤为重要。如今西欧的储气能力能解决主气源中断至少6个月的连续供气。各国的战略储备量相差很大,法国的战略储备量相当于110天的平均消费量,而英国仅相当于17天的用气量。对天然气出口国而言,为了履行长期供气合同,向用户连续、安全、平稳供气,它们不敢轻视供气中断问题。俄罗斯是天然气出口大国,为了保证万一停产时的连续供气而决定继续发展它的储气库事业。俄罗斯是当今世界上建设地下储气库最活跃的国家。
3-3有助于生产系统和输气管网运行的优化
地下储气库可使天然气生产系统的操作和输气管网的运行不受天然气消费高峰和消费淡季的影响,有助于实现均衡性生产和作业;有助于充分利用输气设施的能力,提高管网的利用系数和输气效率,降低输气成本。建在衰竭油田的地下储气库,有助于提高老采油区和衰竭油藏的原油采收率;全俄天然气科学研究院开发的工艺可提高原油采收率25%～50%。
3.4 提供应急服务
利用地下储气库,可对临时用户或长期用户临时增加的需气量提供应急供气服务。在当今的天然气贸易中,输气合同常与储气合同结合起来签订。储气会减少或降低因输气或井口供气中断带来的合同风险。地下储气库存储天然气,一方面可使气体销售商在供气淡季分期以较低的价格买进天然气,降低天然气的平均成本,增加产品的市场竞争力;另一方面,天然气用户也可在平稳供气中受益。美国联邦能源调节委员会636号命令作出规定,要求配气公司和各用气大户必须建立自己的储气设施。地下储气库已成为美国输气网的一个重要组成部分和天然气工业的重要基础设施。
参考文献
[1]杨伟,王雪亮,马成荣.国内外地下储气库现状及发展趋势[J].油气储运.2007(06)
[2]苏欣,张琳,李岳.国内外地下储气库现状及发展趋势[J].天然气与石油.2007(04)
[3]宋杰,刘双双,李巧云,李华.国外地下储气库技术[J].内蒙古石油化工.2007(08)
地下储气库的建设及发展研究 篇4
地下储气库是天然气储运系统的一个重要组成部分。作为单一气源的城市,一旦管道发生重大灾难性事故导致供气中断,储气库作为应急气源即可保证居民用气。同时随着进口天然气的增加,供气的政治风险也随之增加,为把因政治原因造成管道中断的风险降到最低,就必须建造大量的地下储气库。地下储气库除具有季节调峰和战略储备作用外,还可以保
证天然气管道的平稳运行。随着用户和气源之间的距离增加,保证管道安全、高效平稳的供气已成为输配气公司首先要解决的问题。居民用气不均衡的矛盾单靠管道是不能解决的,而地下储气库可以把夏季多余的气体储存在储气库中,用气高峰时供给用户,这样就使管道的载荷系数得到了提高。在满足季节调峰的同时,还可以利用地下储气库进行短期调节,也可以为第三国提供供气服务。
2 地下储气库的建设
2.1 枯蝎气田型
利用枯竭气田储气是世界上最常用同时也是最经济的一种储气方法。枯竭气田型储气库的地质条件是,集气层必须具有较高渗透性的矿层(中细砂),盖层密封性能好(一般为压实的粘土、页岩),还要具有弱的驱水性,以防止压力降低时水的进人,盖层能承受较大的压力波动。储气库应距市场较近,便于施工。技术条件(如孔隙度、渗透率、储气层厚度分布、原始地层的压力、含水饱和度、最大储气能力、所需井数以及井口压力等)必须满足建设的要求。
枯竭油气田型储气库是利用已枯竭的或半枯竭的油气藏改建而成的。由于枯竭油气田原本就具备储气良好的地质条件,如良好的圈闭密封性、孔隙度和渗透性,因此所要做的勘探工作较少,重点应放在确定井位、封堵老井和修井的工作上。对于气田型储气库而言,天然气采出程度为70%时,改建成地下储气库最为合适;枯竭油田改建为地下储气库时,含水率为90%时最为合适,因为此时的油田既有油藏的特性,又有含水层的特性。储气库的建设规模没有统一的规定,主要是根据用户的用气需求和储存空间而定。
2.2 含水层储气库
含水层储气库是仅次于枯竭油气田型的又一种大型储气库,主要用于季节性调峰和战略储备。含水层储气库的工作原理很简单,即通过高压将气体注人含水层的孔隙中,用气体将水驱到边缘形成一个人工气田。含水层储气库的结构见图。
含水层储气库具有结构完整、储量大,钻井可以一步到位等优点。但由于含水层中原来没有气体(全部气体必须从外部注人),所需的垫层气用量较大(一般达到50%左右,有时达到60%),而这部分气体是不能采出的,气水界面难以控制,因此建设成本比枯竭气田型储气库要高,建设周期长,从勘探到投产一般需要10—15年。
2.3 盐穴储存
盐穴储气库的建设与前两种储气库在建设原理上稍有不同。这类储气库是在地下盐层中通过水溶解盐形成的空洞来储存天然气。在建设过程中,首先在盐层中钻井,井孔安装3根同心的管子,分别作为气、水、盐水的通道。在溶洗期间,水注人到盐层中,溶解后的水通过气体加压将盐水排出,这样往复循环最终形成一个洞穴。从规模上看,盐穴储气库的容积远远小于枯竭气田型和含水层型储气库,单位成本也高。但盐穴储存的优点是储气库的利用率较高,注气时间短,垫层气用量少,需要时可以将垫层气完全采出。盐穴储气库所播的井数少,抽气能力巨大。
3 地下储气库建设新技术
地下储气库的发展与科技的进步密切相关,科技进步可缩短储气库的建设周期,节约投资费用,降低储气成本。
3.1 用惰性气体代替垫层气
地下储气库的总容量包括有效工作气量和垫层气量两部分。垫层气的主要作用是在抽气末期保持一定的压力,提高气的产气量,抑制地层水的流动。垫层气在枯竭气田型和含水层储气库中用量很大占用的资金很多。
3.2 水平钻井技术
储气库的供气能力是储气库建设成功的关键。
为保持其供气能力,国外一些地下储气库开始采用水平钻井技术。水平钻井可以大大增加地层和井眼的接触面积,在较低的压降下增加产量。水平井的优点是占地面积小、成本低、地面设施开发费用较少、可以有效地利用储层,水平井的产量比垂直井增加5～10倍,费用只是垂直井的2倍,也可以分开作为注采井,降低井内的压力梯度、减少水锥现象、提高井眼的稳定性。水平井作为提高供气能力的一项新技术有着十分广阔的发展前景,在欧美一些国家获得了很好的应用效果。
参考文献
[1]罗东晓,赵勤.地下储气库技术的应用与展望[J].煤气与热力.2008(07)
[2]王艳.天然气地下储气库的应用与发展[J].石油库与加油站.2008(04)
[3]丁国生,谢萍.中国地下储气库现状与发展展望[J].天然气工业.2006(06)
[4]杨伟,王雪亮,马成荣.国内外地下储气库现状及发展趋势[J].油气储运.2007(06)
地下储气库固定资产代码应当调整 篇5
关键词：地下储气库,存储设施,油气资产,资产分类,资产代码
近年来, 随着国内天然气行业的不断发展, 特别是地下储气库的投产使用, 关于地下储气库资产的分类与管理提上了日程。国家虽然发布了新的《固定资产分类与代码》 (GB/T14885-2010) (简称“国家标准”) , 中国石化集团公司也制定了《固定资产分类与代码及单项固定资产确认规则》 (Q/SH0417-2011) , 但对地下储气库资产的管理问题并未作出明确规定, 以致各地天然气管道运输企业在资产分类管理、折旧计提、储气服务价格制定方面随意性强。
国内目前已建成和在建储气库13座, 储气规模达130亿方, 投资规模达560亿元。对储气库固定资产的分类和代码进行系统性研究和设计, 可以规范和统一地下储气库存储设施及建造费用会计核算标准, 实现储气库资产会计信息国际化趋同, 以便正确核算该类资产折旧类别和年限, 实现会计信息的公开透明, 这不仅能为制定储气服务价格提供详实数据, 也为建立国内统一的地下储气库经济指标评价体系提供依据。
一、储气库资产与油气资产的异同
以油田废弃的气藏建设地下储气库为例, 它首先要经过物探地震等活动, 确认储气库在技术上可行;其次要对原有气藏上已钻开的气井和油水井进行封堵, 确保气库密封;然后再重新钻井, 进行完井作业, 建成新的注采井组;最后在夏季将长输管道内富余的天然气增压注入到气库中储存起来, 在冬季调峰或应急时将气库的天然气释放出来, 以满足输气管线的季节调峰或应急需要。
1.储气库整个建设过程与油田开发过程有着类似工艺, 而且具有相关性: (1) 勘探过程基本一致, 但储气库的地质勘探费用要远低于气藏的勘探费用, 因为用作储气库的废弃气藏可以参考和使用原气藏大量的地质、工程资料, 节约了勘探费用。 (2) 建设储气库的工艺过程与油田开发过程基本一致, 其中的钻井、修井、封堵井、测录井、固井、完井作业与油田气井开发过程完全一致。 (3) 采气过程也基本一致。作为储气库的注采井在完成注气作业后, 在进行季节调峰和应急供气的时候, 其采气过程基本与气田开采一致, 都要遵循一定的技术规范, 使地下储存的天然气能够平稳、高效地采出。
2.由于地下储气库特殊的工艺要求, 造成它与油气资产存在较大的差异: (1) 油田气藏的开发是将地层原始的天然气通过勘探、钻井开采出来, 地层的压力是不断衰减的过程。而储气库的地层压力则是随着库内天然气不断注入、采出经历着由低到高、再由高到低的交替循环过程。 (2) 由于工艺技术的要求, 作为储气库的注采井, 要求管柱能够适应压力的不断变化, 密封性要好, 因此在钻井、完井作业阶段都对技术要求高, 投资成本大, 往往钻井成本是一般采气井的2倍以上, 完井作业费用是一般投产作业井的3倍左右。投资成本大、技术等级高、要求严是储气库注采井区别于一般气井的最大特点。 (3) 一般的采气井使用年限在12年左右, 而用作储气库的注采井使用年限要超过20年以上。 (4) 一般的采气井在生产过程中需要进行定期作业维护, 甚至要采取增产作业方式, 提高单井采气量, 而储气库的注采井只需要定期进行压力监测, 一般不需要进行增产维护作业, 因此后期的维护成本相对较低。
二、国内储气库资产分类原则
地下储气库的固定资产主要包括土地、房屋、输气管线、注采井、观测井、压气站设备、净化设备、计量设备等。现阶段, 在国家标准没有对储气库所涉及的相关固定资产进行统一分类的情况下, 国内天然气运输管道企业基本采用油气田企业固定资产代码进行资产核算与管理。具体来讲: (1) 土地、房屋采用了通用的资产代码类型。 (2) 输气管线、压气站设备、计量设备、净化设备套用油田集输设备的代码类型。 (3) 注采井、观测井套用了油田企业油 (水、气) 井的代码类型。储气库资产通过套用油气资产代码系统一定程度上解决了资产细化管理的需求, 然而随着储气库建设和发展规模的扩大, 套用油气资产代码核算的缺陷也愈发明显, 已不适应新形势的发展要求。 (1) 影响评价指标。由于储气库投资规模大, 使用周期长, 作业方式与油气田开采企业差别大, 对于这些资产的核算和投资效益评价如果仍沿用油田企业的投资评价模式, 就会造成经济评价指标失真。例如油气资产折旧年限一般为8年, 而天然气运输管道相关资产折旧年限一般为20年, 所以用油田企业的经济评价指标去计算管道运输企业的投资效益, 得到的结论可能是相左的。 (2) 不能满足对外披露的要求。储气库资产属于管道运输企业, 沿用油气资产代码管理, 容易与油气田企业的资产相混淆, 资产管理上会出现问题。例如, 储气库的注采井和油田的气井无论是在资产价值、使用年限等方面存在较大的差异, 如不把这类特殊的资产进行归类管理, 就会给外部报表使用者如工商、税务、社会审计部门带来困惑。
在设计地下储气库资产代码的时要遵循以下原则: (1) 区别的原则。地下储气库资产代码要有别于油气资产, 这不仅是会计准则的要求, 而且也是由储气库资产属性不同于油气资产特性所决定的。把油田勘探开发生产用的资产和油气后续加工生产用的资产进行分类核算, 前者列入石油与天然气勘探专业设备类别 (302类) , 后者列入石油与化学工业专业设备类别 (303类) 。这样才符合会计准则的要求, 有利于按照资产的属性和行业特点进行分类。 (2) 适应税制改革的原则。储气库的资产在区分不动产和动产的基础上, 要参照油气资产的代码规则, 尽可能地把资产列入可动产范畴, 以适应“营改增”变化的要求。 (3) 突出战略资源的原则。在新的国家标准代码里有一个突出的变化是设置了石油储备库, 并且单独设置了中类资产代码 (30301) , 规定了它的折旧年限为14年, 资产净残值为0.03, 而油田企业的原油罐油气资产折旧年限为8年, 资产净残值为0, 两者相比变化较大, 所以储气库作为国家能源战略资产储备基础设施, 应单独设置中类资产代码。
三、美国储气库资产的分类
以储气库建设比较发达的美国为例, 截至2010年美国有地下储气库418个, 储气能力达2 300亿方。根据美国联邦能源管理委员会2000年4月修订的《天然气法》所颁布的会计制度、准则和规章, 天然气储存及处理设备包括: (1) 土地使用权:为建造地下储气库而购入的土地。 (2) 通行权:有效期超过1年以上, 与地下储气作业有关的地下管线、通信线路及其他类似财产可以位于其上的土地使用权益。 (3) 建筑物:与天然气地下储存有关的建筑物, 包括井场建筑物、压气站建筑物、计量与调节站建筑物以及其他建筑物。 (4) 井:作为地下储气设施的井, 包括用作观测的开放井。 (5) 储气权益:为从事地下储气业务而在土地中拥有的租赁权、储气权、矿藏权益转让契约等。 (6) 储气库:其建造成本包括地质、地球物理及地震成本, 封堵废弃井的成本, 在建造期使用的燃料及动力, 盐穹洞的溶漓成本及其他建造费用。 (7) 不可开采的天然气:地下储气库内不可采出的天然气。 (8) 管线:将天然气输送至储气库或将天然气从地下储气库输送到运输或配气系统的管线。 (9) 压气站设备:为提高储气库注入或采出天然气的压力而建造安装的压气站设备。 (10) 计量与调节设备:为计量、调节储气库注入、采出天然气而使用的仪器设备。 (11) 净化设备:为净化储气库注入、采出天然气而使用的仪器设备。
从美国储气库资产分类中可以看出, 资产分类比较灵活, 将储气库相关的设施及无形资产都作为资产管理, 为联邦政府制定储气库服务价格奠定了基础, 也为投资者回收投资提供了保障。
四、储气库资产分类与代码调整
根据《固定资产分类与代码》的分类标准, 国家标准已对储气库的部分资产代码进行了明确, 需要进行确认与调整:
1. 需要确认的资产分类与代码。
土地、房屋、通用设备都有比较明确的资产代码类别, 也取得了业内人士的共识。这些资产可按照《固定资产分类与代码》的分类标准, 归入相应的资产类别。
2. 需要调整的资产分类与代码。
长输管线要从“油气集输设施——输送管线”项下调整出来, 列入到“石油化工专用设备——长输管线”项下, 折旧也由原来14年调整为20年, 净残值率由0调整为3%。其他资产例如天然气压缩机、净化装置等也从油气资产中分离出来, 列入石油与化学工业资产目录, 折旧年限由8年调整为14年, 净残值率调整为3%。
3. 需要新增加的资产类别与代码。
现阶段储气库注采井、观察井、封堵井的资产代码及类别急需增加。一是从长远规划着眼, 新增天然气地下储气库资产, 归属于石油化工专业设备, 代码类别为3级, 与原油储备库同一个级别, 资产代码30340, 折旧年限20年, 净残值0。地下储气库资产中类代码项下新设注采井及相关设施、储气库及相关设施、储气库权益等3个4级小类代码, 折旧为20年, 净残值为0。二是增加小类和细类标准可以由企业发布行业标准自行实施, 应以行业补充标准形式发布实施, 待国家标准颁布后再进行调整。
因此在长输管线 (30302) 所属的天然气管线 (3030202) 中类项下设置地下储气库资产类别和代码 (见下表) 。
上表说明如下: (1) 增加天然气地下储气库资产, 归属于石油化工专业设备——长输管线——天然气管线, 代码类别为4级, 资产代码303020230, 折旧比照天然气管线年限, 为20年, 净残值为0。 (2) 注采井、观测井及相关设施从油气资产中分离出来, 归属于地下储气库, 代码类别为5级, 资产代码30302023001, 折旧为20年, 净残值为0。 (3) 封堵井及相关设施从油气资产中分离出来, 归属于地下储气库, 代码类别为5级, 资产代码30302023002, 折旧为20年, 净残值为0。 (4) 储气库权益从油气资产中分离出来, 归属于地下储气库, 代码类别为5级, 资产代码30302023003, 折旧为20年, 净残值为0。
通过调整和设置储气库资产类别与代码有以下优点:一是较好地实现了由套用油气资产代码向国家标准代码转换;二是将储气库存储设施及建造费用作为一个统一整体设置代码, 可以实现储气库资产核算向国际标准趋同;三是按资产属性和工艺特点, 将地下储气库资产折旧年限进行适当调整, 与长输天然气管线折旧年限一致, 实现了经济评价指标的科学性、合理性和可比性。
五、几点建议
1.国家相关部门应尽快修订《固定资产分类与代码》 (GB/T14885-2010) , 增加地下储气库的资产代码和分类标准。鉴于液化天然气 (LNG) 、液化石油气 (LPG) 、压缩天然气 (CNG) 产业发展比较快, 也应考虑将这些专业设备进行分类, 制定统一的分类与代码标准, 指导新型能源产业的发展。
2.加快营业税转为增值税的前期调研工作, 天然气运输管道企业应充分利用国家开展营业税转增值税扩大试点的机会, 争取政策, 做好“营改增”的准备工作, 降低经营成本, 提高管道盈利能力。新开工建设的项目更要考虑增值税对投资的影响, 提前做好纳税筹划, 降低投资成本。
3.中石油与中石化两大集团公司应加强沟通, 加强对储气库、液化天然气等资产代码的标准化研究, 在国家新标准没有出台前, 采取事先发布行业补充标准的形式, 统一折旧年限, 实现会计国际趋同, 提高会计信息披露的质量。
参考文献
[1] .徐博.郑州“第六届中国LNG国际会议”.中国能源报, 2011-04-28
[2] .申瑞臣等.地下储气库工程技术研究与实践.北京:石油工业出版社, 2009
[3] .王国樑.天然气定价研究与实践.北京:石油工业出版社, 2007
盐穴储气库天然气脱水处理工艺 篇6
从盐穴储气井里采出来的天然气里充满了饱和水蒸气。天然气被压缩或冷却时, 水蒸汽会转变成液态或固态。液态水会加速设备的腐蚀, 降低输气效率;而固态的冰则会堵塞阀门、管件甚至输气管线。为避免出现这些问题, 在天然气进入输气管网之前, 必须除掉其中的部份水蒸气。
储气库天然气脱水工艺就是采用一定的方法使天然气中饱和的水蒸气脱除出来的工艺系统。
自储气库的湿天然气经采气管线进入集配气站计量后集输至注采站, 在注采站内需要经脱水装置脱水合格、计量后才能输送至长输管线。本文所要论述的是盐穴储气库的脱水工艺。
2 脱水剂选型
储气库采出气经净化后输至输气干线, 作为管线调峰用气。外输天然气达到GB17820-1999《天然气》中二类天然气的要求, 天然气水露点比输送条件下的最低环境温度低5℃, 烃露点低于或等于最低环境温度, 按照川气东送管道设计要求, 烃水露点应≤-15℃。
来自储气库的天然气, 经过集输支管管线进入集配气站, 由集配气站经集输干管输送至注采站, 在注采站内经重力分离器及过滤分离器分离掉其中的游离水、凝析油及机械杂质后, 进入脱水装置, 脱水合格后经计量调压输送至分输站。在采气末期, 当储气库压力低于注采站出站压力时, 利用注气压缩机增压, 增压后天然气进入出站管网。
2.1 脱水剂选择
对于盐穴储气库, 盐穴底部会存有—定量的水分, 在采气初期, 这些水会随着天然气夹带出地面, 随着采气量的不断增大, 盐穴底部存留的水量会逐渐减少。
天然气脱水的方法有很多种, 一般分为溶剂吸收法、固体干燥剂吸收法、直接冷却法、注防冻剂 (脱水机) 法、化学反应法等。有些井场, 可利用天然气的压能获取低温以达到所要求的水露点及烃露点。
据资料显示, 大约85%的储气井采用脱水剂脱水。川气东送管道金坛储气库也采用脱水剂脱水法除去采气井口采出的湿天然气中的水份。而储气库作为应急调峰设施对脱水剂的要求较高:
(1) 对天然气有较高的脱水深度;
(2) 选择吸收;
(3) 热作用和化学反应稳定;
(4) 蒸汽压低;
(5) 粘度小;
(6) 对设备无腐蚀;
(7) 密度小;
(8) 容易再生;
(9) 价格低廉、易于获得。
常用的脱水剂主要有甲醇、乙二醇、三甘醇。甲醇一般不回收, 甲醇的损失量较大, 对环保有不利影响, 除了紧急情况下采用, 大量注入已不常采用。乙二醇或三甘醇是一种比较经济的脱水方法, 已广泛用于气田集输以及净化厂的天然气脱水工序中。目前国内储气库通常采用三甘醇作为脱水剂。
2.2 三甘醇特性
三甘醇具有凝固点低、热稳定性好, 易于再生, 蒸汽压低, 夹带损失小, 吸水性强, 三甘醇贫液浓度高, 露点降大等特点。
另外, 其沸点高, 常温下基本不挥发, 毒性很轻微, 不会引起呼吸中毒, 与皮肤接触也不会引起伤害。纯净的三甘醇溶液本身对碳钢不腐蚀, 发泡和乳化倾向相对较小。
3 脱水工艺流程
来自储气库的湿天然气经过输气干管进入注采站汇管, 再经重力分离器及过滤分离器分离掉其中的游离水、凝析油及机械杂质后, 进入三甘醇脱水装置。在三甘醇脱水装置中, 湿天然气由吸收塔下部的天然气进口进入三甘醇脱水吸收塔, 与塔顶流下的贫三甘醇溶液充分接触, 脱水后由塔顶天然气出口出塔, 然后进套管换热器与进塔贫甘醇换热后经压力控制阀后出装置。控制阀前压力即吸收塔工作压力。
富三甘醇由吸收塔富液出口出塔, 进入三甘醇循环泵高压端, 降压后出泵部分进入再生精馏柱顶, 与三甘醇中再生出来的水蒸汽换热, 加热至50～80℃后进闪蒸罐, 闪蒸出溶于富甘醇内的部分烃类及随富三甘醇进泵的天然气。
富液经闪蒸罐闪蒸脱气后分别通过滤布过滤器、活性炭过滤器进入三甘醇贫富液换热器、换热缓冲罐与贫三甘醇换热130～150℃左右进富液精流柱精馏, 提浓后的贫甘醇进入重沸器下部的换热缓冲罐。
贫液出换热缓冲罐后, 经过三甘醇贫-富液换热器后经过滤器进三甘醇循环泵低压端, 三甘醇循环泵将贫三甘醇压力由常压增为10MPa后, 进入套管换热器与出吸收塔干气换热, 进一步冷却后进入吸收塔塔顶。
储气库脱水流程:
原料气→过滤分离器 (除去液固杂质) →吸收塔 (与甘醇逆流接触脱水) →干气/贫甘醇换热器→计量调压→输气管线
4 脱水设施配置
常见的三甘醇脱水装置分为低温高压 (天然气脱水) 系统和高温低压 (甘醇再生) 系统两部分, 应用了吸收、分离、气液接触、传质、传热和抽提等原理, 露点降通常可达到30e-60e, 最高可达85e。三甘醇脱水设备主要包括吸收塔及三甘醇再生撬。
5 运行期主要的污染及防治
5.1 采气阶段污染源及污染物
(1) 注采站三甘醇脱水装置的排放尾气, 主要为水蒸气, 含少量甲烷和乙烷以上烃类, 以及微量CO2、N2等。
(2) 注采站三甘醇脱水装置的排放的污水, 主要污染物为柴油类;
5.2 运行期防治
(1) 为减轻天然气处理过程中气体的损失, 进出装置设置切断阀, 一旦发生事故, 切断气源, 从而最大限度地减少气体的排放量;
(2) 三甘醇装置设焚烧炉, 排放尾气不合格时可以经过焚烧后排放。
(3) 加强天然气处理装置的生产管理, 尽量减少生产事故时进入空气环境。
6 安全及职业卫生防护
考虑到三甘醇脱水装置设有重沸器 (明火设备) , 应确保其与三甘醇装置其它甲乙类设备设施之间的防火间距保持在15m以上。
为防止三甘醇氧化变质, 储罐 (容器) 通入天然气进行保护, 对储罐 (容器) 压力进行检测并将信号引入注采站控制室, 同时设置高低限报警装置, 必要时, 对三甘醇储罐 (容器) 压力进行控制。
三甘醇在储气库脱水工艺中循环利用, 操作工巡检到此处时可能接触到三甘醇。平时应加强对脱水设备的维护和对工人的防护教育。
三甘醇脱水装置的再生精馏塔、再沸器等设备的操作温度较高, 存在着烫伤的危险。脱水操作岗位存在低温防护问题, 该岗位在运行期间操作工配备防护服、防护手套等用品并设置警示牌。
7 结束语
对天然气的脱水工艺来说, 目前的技术已日趋发展成熟, 但盐穴储气库由于其依靠注水排卤溶腔成型的特殊性, 仍有一些工艺设备、参数的选择和确定缺乏足够的理论依据, 这有待于技术人员在今后的工作中继续进行研究和探讨。
摘要：天然气脱水工程即采用一定的方法使天然气中饱和的水脱除出来的工艺。本文以盐穴储气库采气期的井口天然气脱水过程为背景, 对盐穴储气库脱水工艺类型、一般流程、脱水剂的选型、主要工艺设备、原理、安全和职业卫生防护及运行期的污染与防治等做一简要介绍和分析。
关键词：盐穴储气库,脱水工艺,三甘醇
参考文献
[1]张微微.三甘醇脱水工艺在庆深气田适应性浅析[J].油气田地面工程, 第28卷第3期 (200913)