我國油氣儲運技術面臨的挑戰(zhàn)及發(fā)展方向

shamofeiou

摘選自《石油規(guī)劃設計》第21卷第3期  作者宋承毅
1  概述
       改革開放以來，我國的油氣儲運事業(yè)得到了蓬勃發(fā)展。近幾年建成投產的以西部管道、蘭-成-渝管道、西氣東輸管道為代表的油氣長輸管道，反映了我國在原油、成品油、天然氣管道輸送技術等方面研究和應用所取得的新成就。大連、青島、鎮(zhèn)海、岙山 4 座國家一期石油戰(zhàn)略儲備庫的建設，使以10×104m3儲罐為主體的大型地面原油儲庫工程技術提高到了一個新的水平。同時，油氣混輸管道、數字化管道、完整性管理、HSE 管理等國際前沿技術和先進理念在我國油氣儲運領域獲得了較好的應用和發(fā)展，使我國的油氣儲運技術進入了一個全新的發(fā)展階段。 隨著我國經濟的持續(xù)高速發(fā)展，油氣能源緊缺的狀況日益加劇。2009年，我國進口石油的總量已經超過石油總消耗量的 50%。為了保證油氣能源能夠滿足長期供應和安全儲備的需要，我國已經進入了海內外陸地和海洋油氣田的勘探開發(fā)、石油煉化、油氣管道和油氣儲備庫建設發(fā)展的高潮期，使油氣儲運技術面臨著追趕國際先進水平和實現自主創(chuàng)新發(fā)展的新課題，同時也迎來了前所未有的機遇和挑戰(zhàn)。本文主要針對技術難度較大、我國與國外先進水平差距較大又具有良好發(fā)展前景的幾項油氣儲運技術進行討論。
2  特殊區(qū)域油氣儲運技術
2.1   海洋油氣儲運技術
       第三次油氣資源評價結果表明，我國海洋石油和天然氣的資源量分別占全國總量的 23%和 30%。隨著陸地剩余石油資源量的日益減少，海洋石油取代陸地石油成為人類油氣資源主要來源的時日已經為期不遠。 我國海洋石油開發(fā)已經走過了 30多年的歷程，海洋油氣儲運技術經歷了從引進國外先進技術到吸收消化和掌握創(chuàng)新的發(fā)展過程。在海底管道等油氣儲運設施的設計和建設方面，中國海洋石油已經形成了一整套技術，積累了豐富的工程實踐經驗。 中國石油自 2004年獲得南海 10×104km2的海洋石油勘探開發(fā)礦權之后，也開始向海洋石油開發(fā)領域進軍，但至今，在海洋油氣儲運工程的設計和建設能力方面，尚未達到成熟完善的技術水平。除了已經發(fā)現的灘淺海油田之外，在未來若干年，中國石油有望在近海和深水區(qū)域有所發(fā)現，因此，迫切需要加快形成具有中國石油特色的海洋石油儲運工程實施能力。 我國的渤海、東海和南海蘊藏著豐富的油氣資 源，海洋石油工業(yè)未來的發(fā)展?jié)摿�巨大，但與美國、英國、法國、挪威等海洋石油強國相比，甚至與巴西、墨西哥、印尼等發(fā)展中國家相比，我國的海洋石油技術仍處于落后狀態(tài)，尤其在深水開發(fā)領域。資料顯示，深水石油可采儲量約占全球石油可采儲總量的 22%，其開發(fā)前景非常廣闊。在國外，對2000～3000m 水深的油氣田的開發(fā)技術已經相當成熟，而在我國，海洋石油開發(fā)技術適應的最大水深僅為 330m。在深水開發(fā)方面，油氣儲運領域面臨的挑戰(zhàn)主要有 3 個方面：一是海底長距離輸送管道在復雜海底地貌和地質情況、惡劣海況條件下的設計和施工技術；二是大型水下儲油設施的設計和建造技術； 三是與儲運工程配套的水下增壓和處理設備、水下輸變電、水下自動化技術等。
2.2   多年凍土地帶長輸管道敷設技術
在我國的西部高原和東北高緯度地區(qū)存在著多年凍土地理環(huán)境。與青藏鐵路的建設類似，在這類地區(qū)建設石油和天然氣管道同樣遇到如何解決凍土危害的問題。 我國的格-拉輸油管道曾經因為埋設處的冰椎、冰丘作用出現過多處管道弓狀拱出地面的嚴重變形，加拿大的 Norman Wells輸油管道也出現過凍脹翹曲現象，這些都給管道的安全運行造成了嚴重危害。 如何解決凍土危害呢？美國 Alyeska 熱油輸送管道主要采取架空敷設和熱管技術，解決管道的融沉問題；加拿大 Norman Wells為常溫輸送管道，主要采取木屑護坡的措施，防止管道凍融滑塌。美國Alyeska 輸油管道表現為融沉危害，加拿大 Norman Wells輸油管道表現為凍融危害，從表現形式上看，凍融危害比融沉危害更為復雜。 正在建設的中-俄原油管道工程漠河至大慶段管道， 是目前我國緯度最高且采用常溫輸送的管道。該管道沿線處于歐亞大陸凍土區(qū)東南邊緣，凍土總體厚度較薄，穩(wěn)定性較差。地表覆蓋環(huán)境的破壞和氣候變暖都將導致凍土退化，嚴重影響管道敷設的長期穩(wěn)定性�？傞L 950km 的漠-大管道沿線，有500km 管道敷設在多年凍土區(qū)域，其中，凍土影響較大的管段約 120km，主要表現為凍融危害。盡管Norman Wells 管道與漠-大管道均采用常溫輸送工藝，但因前者管徑較�。�DN300mm） ，輸送至 50km以后管道的油溫即基本穩(wěn)定在周圍土壤溫度左右，受凍融危害影響的管段較短；相對而言，我國漠-大管道的管徑和輸量都比較大，管道油溫對周圍土壤的影響段（非等溫段）更長，凍融危害的情況更為復雜，也更為嚴重。調研結果表明，國外已有技術難以適用于我國的情況。目前，我國尚缺少有關解決多年凍土區(qū)域管道勘查設計、 施工建設和運行管理的一整套技術，需要在輸油管道凍土工程地質條件評價與預報技術、管道地基長期穩(wěn)定性及工程應用技術、地溫與管道位移監(jiān)測技術等方面盡快開展研究，以解決我國多年凍土地帶長輸管道敷設技術的難題。
3  天然氣水合物儲運技術
       天然氣水合物（NGH）是一種由水分子氫鍵作用形成的空穴吸附小的烴類氣體分子而形成的類冰狀籠形晶體。在油氣田集輸過程中，在一定溫度和壓力條件下濕天然氣會在集氣管道中形成水合物，從而造成堵塞管道的生產事故，因而，必須采取有效措施，防止水合物的生成。但是，人們也發(fā)現天然氣水合物不只是一種具有負面影響的物質，1m3天然氣水合物的儲氣量可達 150～180m3，如果以水合物的形式儲運天然氣，將有助于減小其運輸和存儲設施的體積。20世紀 90年代中期，挪威 Aker公司以天然氣輸量 40×108m3/a、輸送距離 5500km 為條件，對以天然氣水合物（NGH）和液化天然氣（LNG）兩種不同形式的儲運方式做比較，結果表明，生產、儲存、運輸 NGH 的費用至少比 LNG 的低 26%。同時，天然氣水合物還具有制備溫度和壓力條件不苛刻、 再次氣化釋放速度較慢且易于控制、安全性較好等優(yōu)點，是一種具有廣闊發(fā)展前景的天然氣儲運新技術。 天然氣水合物儲運技術是以罐裝運輸為主要特征的技術，適用于邊遠、零散氣源的收集以及提供給下游的分散用戶。20 世紀 90 年代初，挪威科技大學提出天然氣水合物在常壓下、大規(guī)模儲存和運輸時，不必冷卻到平衡溫度以下，而是將其冷凍到水的冰點以下、平衡溫度以上（-15～-5℃），完全絕熱，水合物就可以保持穩(wěn)定。這一觀點經實驗證實后，使這一領域的研究發(fā)生了根本性的轉變。此后，美國、英國、挪威、俄羅斯、加拿大和日本等國競相開展了這項技術的研發(fā)工作，先后在制成、存儲、 運輸和再氣化技術等方面取得了大量的成果。 我國從 20 世紀 90 年代開始從事相關的研究工作。中國科學院、青島海洋地質研究所、中國石油大學、西安交通大學、上海理工大學、中國石油管道研究院和大慶油田工程有限公司等單位先后開展了這方面的研究，但其技術進展落后于國際先進水平。總的來看，目前國內外對這項技術的研究普遍處于室內實驗和小型裝置先導性中試階段，但也有國外研究機構宣稱即將進入工業(yè)化應用階段。這項技術的難點主要有兩個：一是水合物高效快速連續(xù)制成技術；二是低成本存儲及釋放技術。我國有關科研機構加快研究步伐，加強對這項技術的攻關，使之早日達到工業(yè)化應用程度。
4  油氣混輸技術
長距離油氣混輸技術目前仍是國際石油工業(yè)領域里的一項熱門技術。歐美發(fā)達國家研發(fā)這一技術的終極目標是實現深水和超深水油氣田開發(fā)設施的全海底化，即無水面平臺開采，從而大幅度降低惡劣環(huán)境條件下和邊際油氣田的開發(fā)成本。 自20世紀80年代以來，國際上對其研究和應用的步伐不斷加快。目前，已經從試驗階段邁向工業(yè)化應用與完善階段，其中的兩項關鍵技術已經付諸實施： 第一項是長距離管道混輸技術。挪威 Statoil 公司正在將水下多相流開采系統的概念變?yōu)楝F實。2007 年，在挪威海域水深 850m 的奧曼蘭格凝析氣田建設了兩條并列敷設、口徑為 750mm、長度為120km的海底混輸管道， 該管道用來將 24口氣井產出的天然氣-凝析油直接輸送到陸岸終端。 該系統是目前世界上真正意義的水下多相流開采系統，主要由水下井口基臺模塊、自壓混輸海底管道、水合物抑制系統、水下變配電系統、水下自動化系統構成，其最大特點是全部生產設施均置于海底，海面上無任何建構筑物。 第二項是海底混輸增壓技術。2007年，英國 BP公司在美國墨西哥灣的 King 油田，首次在水深1676m 和距離主張力腿平臺 24km 的條件下，安裝投產了 2 臺單重達 92t 的海底多相混輸泵，用于輸送油井產物，在水深和海底增壓輸送距離上均刷新了世界記錄。 自 20 世紀 90 年代以來，我國開始在該領域追趕國際研究進展的步伐。九五期間，中國石油天然氣集團公司立項開展了“油氣水混相輸送技術研究” ，在跟蹤國外先進技術的基礎上，取得了一系列研究成果。自 2004年以來，該項技術陸續(xù)在海內外陸上油氣田工程中實際應用，先后在哈薩克斯坦、我國的塔里木油氣田和大慶油田自行設計、建成了5 條長度為 23～75km、輸送壓力為1.5～11MPa 的長距離油氣混輸管道。其中，單條混輸管道的最大輸油量達到了 220×104t/a、輸氣量達到了 8×108m3/a， 其輸量和長度的綜合指標進入了世界前列，這標志著我國長距離油氣混輸技術的發(fā)展進入了一 個新的階段。
      但是，目前我國的油氣多相混輸技術與國外先水平相比仍有明顯的差距，主要表現在以下 3 個面： 一是多相流動態(tài)計算軟件。美國、英國、法國、威、加拿大等國均擁有自主知識產權的多相流動計算軟件，而我國至今沒有自主知識產權并被業(yè)普遍認可的多相流動態(tài)計算軟件，與石油大國的位不相稱。同時，由于多相流的復雜性，國外現的所有多相流動態(tài)計算軟件都不具有普遍適用。如果長期依賴引進軟件，缺乏自主創(chuàng)新能力，使我們逐漸喪失國際競爭力。 二是大型多相混輸泵技術。國際上已用于工程際的油氣混輸泵的單泵最大功率為 6000kW，而制造業(yè)績的國產混輸泵的單泵最大功率僅為300kW，與國際先進水平差距懸殊。同時，泵型單一的問題也很突出。 三是大型段塞流捕集器技術。美國、加拿大等國均擁有大型段塞流捕集器的專業(yè)制造商，用于工程實際的單臺段塞流捕集器的容積已經達到了5600m3，而我國至今沒有段塞流捕集器的專業(yè)制造商，自行設計的最大段塞流捕集器的容積僅為300m3。 今后一個時期，如果能夠攻克以上 3 項技術難題，不僅會使我國的多相流計算和關鍵設備制造水平得到大幅度提升，還可取得降低軟件與設備采購價格 50%以上的經濟效益。
5  油氣存儲技術
       我國石油、天然氣、液化氣的消耗量在今后相當長的一個時期內將持續(xù)增長。對于我國這樣一個石油進口依賴度已經超過 50%的國家，按照國際能源署（IEA）90天石油消耗量的石油儲備庫容要求，在建成總庫容為 1600×104m3的一期地面石油戰(zhàn)略儲備庫之后，我國還將實施二期和三期石油戰(zhàn)略儲備工程。 在已經著手實施的國家二期戰(zhàn)略儲備庫中，地下水封洞庫和鹽穴儲油洞庫已列入其中。這標志著地下水封庫和鹽穴庫將成為今后石油戰(zhàn)略儲備庫建設的一個發(fā)展方向，同時，也為我國油氣儲運界帶來了發(fā)展機遇和技術挑戰(zhàn)。
5.1   地下水封洞庫
美國、日本、韓國、瑞典、芬蘭、新加坡等國均建有大型地下水封洞庫，主要用于存儲原油和液化石油氣。自 20 世紀 70 年代，除了在青島黃島建設了 1 座 15×104m3的原油水封試驗洞庫之外， 直至目前，我國尚沒有自行設計和建造的用于石油儲備的大型地下水封洞庫。 國外的地下水封原油庫的規(guī)模一般在 300×104m3以上。目前，世界上庫容最大的地下水封原油庫是韓國麗水的地下油庫，總庫容達 790×104m3。在 20 世紀 90 年代末和本世紀初，英國 BP 公司和美國加德士公司先后在我國的浙江寧波和廣東汕頭建成了2座由國外公司設計的規(guī)模分別為50×104m3和 17×104m3的地下水封洞庫，用于存儲液化石油氣。目前，青島龍澤燃氣公司和北京北燃公司正在青島黃島建設庫容分別為25×104m3和50×104m3的液化石油氣地下儲備庫，采取中外聯合設計方式。我國有廣大地區(qū)的地質與水文條件符合建造地下水封洞庫。由于與地面庫相比在安全性、經濟性和環(huán)保等方面的優(yōu)勢，地下水封洞庫在我國具有廣闊的發(fā)展前景。近幾年，我國油氣儲運工作者在地下水封洞庫設計技術的研究方面取得了一些成果，但其不足是沒有自行設計、建造和運行大型地下油庫和地下液化氣庫的經驗，對一些關鍵技術的掌握還不夠。為使我國的地下儲庫技術得到長足發(fā)展，需要結合工程實際，在復雜地質條件下大型地下洞庫洞室合理布局技術、水幕設計與建造技術、水涌控制與注漿防滲技術等方面深入開展研究，力求全面掌握這一領域的先進技術。
5.2   地下鹽穴庫
目前，全世界有約 2000 多個鹽穴用于存儲原油、成品油、天然氣和液化石油氣，美國、德國、法國和加拿大等國家均建有這類儲備庫。美國的鹽穴庫在世界上規(guī)模最大， 20世紀70年代到80年代，在德克薩斯州和路易斯安那州先后建成了由 62 個鹽穴組成、總儲油規(guī)模為 1.58×108m3的 5個石油戰(zhàn)略儲備基地。 鹽穴庫的造價相對低廉，只有地面鋼制儲罐庫的 1/3。我國江蘇、安徽、山東、河南、陜西、湖北、四川、云南等省均有大型鹽礦蘊藏，資源較豐富，鹽穴油氣儲庫發(fā)展前景廣闊。 西氣東輸管道調峰庫——金壇儲氣庫一期工程是我國唯一建成投產的鹽穴庫。盡管在儲氣鹽穴庫的設計和建造方面取得了一定的技術進步，積累了一些經驗，但是，與國外先進水平相比，我國在鹽穴庫技術研究和工程實際應用領域的經驗和能力仍存在差距，需要在溶腔設計與穩(wěn)定性分析技術、溶腔運行預測與鹵水平衡技術等方面繼續(xù)開展相關的研究工作， 形成一整套自主研發(fā)和運用的技術體系。  
5.3   吸附儲氣技術
吸附儲氣（ANG）是近年來國際上大力開發(fā)的一種天然氣儲存新技術，美國、加拿大、日本等國在這一領域處于領先水平。吸附儲氣的主要原理是在儲氣容器中以特殊方法裝填超級活性炭作為吸附劑，由于吸附劑表面分子與氣體分子之間的作用力大大高于氣體分子之間的作用力，使得吸附劑表面附近的氣體分子濃度遠高于氣相主體濃度。根據體積填充機理，吸附劑的孔徑越小這種分子之間的作用力就越強，微孔會全部被氣體分子所充滿。由于吸附劑納米級微孔中的氣體密度大大高于相同壓力下的氣相主體密度，可使存儲同樣氣量時的壓力比常規(guī)存儲方式降低約 10倍。 普通活性炭的密度為 0.2～0.3g/cm3，為了增加體積吸附量需要增大活性炭的密度，高密度活性炭的制備是該領域的一項關鍵技術。目前，我國已經掌握了高密度活性炭吸附劑的制備技術，能夠提供的超級活性炭密度為 0.5～0.7g/cm3，其比表面積為3000m2/g，是普通活性炭的 2～3倍。實驗表明，在3.5MPa壓力下， 1m3裝有吸附劑的儲罐可容納120～170Nm3天然氣。按在 1.6MPa壓力下，1m3裝有吸附劑的儲罐容積可裝載70Nm3天然氣計， 一個1500m3、1.6MPa 壓力填滿超級活性炭儲罐的儲氣能力相當于 10×104m3常壓干式氣柜，采用活性炭壓力儲罐可節(jié)省投資約 40%。 目前， 影響 ANG技術工業(yè)化應用的主要難題有3個：一是天然氣吸附劑吸附與脫附的熱效應問題；二是活性炭再生與更換的問題；三是進氣凈化處理的問題。只有通過深入研究，很好地解決其經濟適用性的核心問題，才能使該技術呈現出應有的工業(yè)應用價值。 ANG技術可用于儲存大宗天然氣，為工業(yè)與民用供氣系統調峰，也可用于油氣田零散天然氣的吸附回收，或替代 CNG、LPG作為燃氣用戶和車用燃料的氣源，具有誘人的發(fā)展前景，應當成為我國油氣儲運領域的一個研發(fā)方向。

helloshigy

有飯吃就好

微博評論

一千fan絲=⑻快 {00}：2580579690

來自 酬蓉我要復制 的新浪微博

牛先生

油氣儲運 何去何從

miwuyuxx

新技術了解

kafeimao77

哎，自己這么多不知道的:'(

神兵鳥將

定，這個必須頂，說的調好了

wf28996

額 頂樓上有飯吃就好  呵呵

zdd528866

wf28996 發(fā)表于 2011-12-17 19:11
額 頂樓上有飯吃就好  呵呵

{:2_31:}                                      

zdd528866

{:soso_e179:}