(中国石化天然气榆济管道分公司，河南 濮阳 457001)

地下储气库具有安全可靠、存储量大及运行成本低等优势，是干线输气管网重要的配套部分[1-3]。文96储气库是由原文96气藏改建而成，主要用于季节调峰及突发事件应急供气，保障榆济输气管道安全、平稳输气。设计最大库容量5.88×108m3，其中，垫底气量2.93×108m3，有效工作气量2.95×108m3；气库上限工作压力27.0 MPa，下限工作压力13.0 MPa。

1 地面工艺流程

在注气期间，榆济线来气由清丰分输站输送至文96储气库注采站，经计量、分离、过滤和增压后，通过注采阀组、单井管线及采气树注入气井[4]。在采气期间，气井来气经单井管线、注采阀组、生产分离器、三甘醇脱水、丙烷脱烃、气体性质分析及超声波计量，再经输气管道，自清丰分输站进入榆济线。

2 注气工艺

2.1 注气工艺流程

文96储气库注气初期压力较低，随注气量的增加压力持续升高，注气期末注采井井口压力为24.0 MPa，地层压力达到上限工作压力[5]。注气量随着时间不同而变化，季节调峰期目标市场的最大注气量是8月,为167×104m3/d，最小注气量是4月,为92×104m3/d，因此注气系统设计规模为200×104m3/d，注气工艺流程见图1。

2.2 压缩机组参数

注气压缩机是地下储气库的最关键设备，而压缩机工作参数选择的是否合理，关系到储气库的长期运行效率[6]。根据榆林—济南输气管道输气压力计算，文96储气库注采站进站压力为5.91～6.05 MPa，压缩机进气压力设计点为6.0 MPa，允许波动范围5.0～7.0 MPa。储气库的实际工作状况要求配套压缩机进口压力及排量范围要宽，以满足调峰量的要求，保证输气管线高效运行。同时，考虑到储气库周期运行的特点，合理设计分配压缩机的1级和2级压缩比，满足在进气压力低时2级出口温度不超规定，在进气压力高时一级负载不超过要求，在设计点时运行效率最高。

图1 注气工艺流程

3 采气工艺

3.1 采气工艺流程

榆林—济南管道各月的采气调峰天然气需求量为117×104～342×104m3/d，因此采气系统设计规模为350×104m3/d，采气工艺流程见图2。

3.2 脱水系统

采气系统设计采用三甘醇吸收法脱出天然气中的饱和水气，主要设备包括三甘醇脱水装置及三甘醇再生装置[7]。脱水系统的工艺流程见图3。

图3 脱水系统工艺流程

3.2.1 天然气流程

湿天然气经入口过滤分离器，去除游离态液滴及固体杂质后进入吸收塔下部的气液分离部分，分离掉因过滤分离器处于故障状态而可能进入吸收塔的游离液体[8]。湿天然气在吸收塔内与贫三甘醇液逆流充分接触，脱除水汽，经塔顶捕雾丝网除去大于5 μm的甘醇液滴后由塔顶部出塔。干天然气出塔后,由出口分离器分出携带的三甘醇凝液后进入外输气管网。

3.2.2 贫三甘醇流程

贫三甘醇由循环泵增压后经塔上部进入吸收塔，由上而下流经塔板层，吸收天然气中的水汽，变为三甘醇富液。

3.2.3 富三甘醇流程

吸收水分的三甘醇富液由塔下部出口流出经三甘醇低压过滤器进入再生塔精馏柱换热盘管，被精馏柱顶蒸汽加热,温度为40～60 ℃,通过节流阀降压进入闪蒸罐，闪蒸分离出溶解在富液中的烃类气体。富三甘醇由闪蒸罐下部流出进入贫富液换热器，与由再生重沸器下部三甘醇缓冲罐流出的贫甘醇换热后进入精馏柱。在精馏柱中，通过提馏段、精馏段、塔顶回流及塔底重沸的综合过程，使富甘醇中的水分及很小部分烃分离出塔。

重沸器中的贫甘醇经贫液汽提柱，溢流至重沸器下部三甘醇缓冲罐，在贫液汽提柱中可由引入汽提柱下部的热干气对贫液进行汽提，经过汽提后的贫甘醇质量分数可达99.5%[9]。 贫液在缓冲罐中通过换热盘管与富甘醇换热，并经过缓冲罐外壁的冷却，温度降至160 ℃左右出缓冲罐，进入列管式贫富液换热器，与富甘醇换热，温度为55～65 ℃进甘醇泵，增压后进吸收塔。

3.2.4 辅助流程

(1)燃料气流程

从吸收塔出口干气主管上引出一部分干气，经自力式压力调节阀节流并稳压，压力在0.3～0.4 MPa,进入燃料气缓冲罐。从燃料气缓冲罐引出一部分气，经单流阀后与闪蒸罐罐顶闪蒸气汇合并经自力式压力调节阀稳定阀后压力为0.15 MPa，进入三甘醇再生重沸器燃烧器作燃料气。

(2)汽提气流程

从燃料气缓冲罐引出另一部分气，经流量计进入三甘醇再生重沸器，加热后引伸至贫液汽提柱下部，作为贫液汽提气。

(3)放空流程

在闪蒸气管线上设置放空管线，该管线经设定控制阀前压力的自力式压力调节阀及单流阀后连接站内放空系统。从精馏柱塔顶排出的气体中大部分为水蒸气，经过排出管线及外部空气的冷却，形成气液混合物，进入凝液回收罐，凝液进站内排污系统。

3.3 脱烃系统

文96气藏原为凝析气藏，天然气注进去再开采出来会含有一定量轻烃，在一定的条件下，轻烃从气流中析出形成液态轻烃。在天然气输送条件下，液态烃的存在会增大输气压力降，严重时会堵塞阀门和管道，影响正常供气，因此天然气要经过脱烃处理后，进入输气管线。

脱烃系统采用丙烷辅助制冷加低温分离脱烃工艺，利用丙烷压缩机组制造低温对天然气进行降温，利用冷箱对天然气和低温丙烷换热，在低温分离器对天然气进行分离。脱过轻烃的天然气达到管输标准后，天然气利用管道外输，低温轻烃经套管换热器换热，进入轻烃缓冲罐，进行调压、计量和外输。脱烃系统工艺流程见图4。

图4 脱烃系统工艺流程

3.3.1 天然气流程

自脱水系统来的天然气(6.0～7.0 MPa，25 ℃)经过轻烃套管换热器与低温的轻烃进行第一次换冷，换冷后的天然气温度为23 ℃，再进入一级冷箱，与低温天然气进行第二次换冷，换冷后的天然气温度为-8 ℃，再进入二级冷箱，与丙烷进行最后换冷，换冷后天然气(-10 ℃)进入低温分离器分离出轻烃，从顶部出来的低温天然气再返回到一级冷箱与第一次换冷后的天然气(23 ℃)进行换热，升温后计量及外输。

3.3.2 轻烃流程

低温分离器底部冷凝出来的轻烃，进入轻烃套管换热器与脱水系统来的天然气进行换热到15 ℃后进入轻烃分离器进行轻烃分离，再降压进入轻烃缓冲罐，经过计量外输。

3.4 丙烷流程

二级冷箱气化的丙烷进入丙烷制冷机组橇块，进入丙烷压缩机气液分离器，从顶部出来的丙烷气体经过滤器过滤，进入丙烷压缩机，增压至1.28 MPa，增压后丙烷经空冷器冷却至40 ℃，进入虹吸罐。丙烷液从虹吸罐溢流口至贮液器，液态丙烷，经节流至压力为0.29 MPa，温度为-15 ℃的气液两相丙烷，进入二级冷箱换热，完成丙烷制冷循环。

3.5 集气工艺

文96储气库属于枯竭气藏建库，采出天然气重烃含量少，不易形成水合物。经计算，气库在冬季极端气温条件下，节流后温度到注采站内温度始终保持高于水合物形成温度。文96储气库采气工艺选择采气井口不加热一级节流低压输送技术[10]，集气温度不低于24 ℃，集注站内选用三甘醇脱水工艺时，采气井口不加热一级节流，由井口音速喷嘴将压力调节到不大于13 .0 MPa，充分利用气藏能力，简化流程。

3.6 注采井筒工艺

储气库注采井具有注采双重功能，注采管柱及井口装置须承受强注强采、高压、高产的周期变化，因此管柱及井口装置不仅要满足最大注采能力的需要，而且要求井下工具及井口设备具有高气密封性和长期安全可靠[11]。针对储气库注采过程复杂和系统参数变化范围大的特点，建立以时间为变量、以流动节点为基础的注采系统分析方法，结合携液能力和抗冲蚀能力分析，确定注采管柱尺寸为76 mm。根据注采产能、储层条件、产出流体性质及不同生产要求[12]，调整优化注采管柱结构。注采井管柱结构见图5。

图5 注采井管柱结构示意

根据注气、采气不同月份井口及井筒压力温度模拟结果，依据文96储气库设计指标及自然环境指标，参照API 6A标准，确定井口装置性能参数。井口安全控制系统设计采用地面和井下二级双重安全控制，通过井下和井口安装的压力传感器和易熔塞，将异常低压和火灾信息传递给控制面板，由其发出报警信号，自动关闭井下和井口安全阀。系统也可实现就地手动控制，对开井和关井所需的各种功能和状态进行自动监控，监控信号可通过远程控制终端系统远传至注采站ESD系统。

4 运行实践

文96地下储气库自2012年9月6日投产以来，已经过4个完整注采周期，累计注气8.51×108m3，累计采气4.50×108m3。注气期间3台压缩机组在设定工况下单机注气能力均能达到62.5×104m3/d的设计能力；2013年6月11日3台机组联合试运期间，在压缩机进口压力5.98 MPa、进口温度17.43 ℃工况下，注气量达198.8×104m3。采气期间采气工艺运行平稳，最高日采气量达297.3×104m3，在6～7 MPa压力下，天然气水露点最低达-18.76 ℃，烃露点达到-13.25 ℃，完全满足外输气体性质要求。

5 结 论

(1)注气系统压缩机组选型正确、参数合理，进气零节流，三级3种分离、过滤，系统运行平稳，满足调峰注气需求。针对高压大排量往复式压缩机制造难点，联合制造厂家、开展技术攻关，填补了地下储气库压缩机组国产化空白。

(2)采气系统主体流程简洁、辅助流程合理，整体运行效果良好，实现科学节流、单井气量调配方便，三甘醇脱水方式工艺合理，满足不同时段采气需要；丙烷脱烃工艺成熟、现场操作简便，外输气体性质达到设计要求。

(3)针对文96储气库工况特点和钻完井结构、流体特点和功能要求，进行注采井口结构及性能参数设计。采用先进技术，优化注采井口及配套设备，形成适合文96储气库特点的井口、配套地面和井下二级安全控制系统，满足强注、强采和长期安全性的性能要求。

(编辑 王菁辉)