近年来，随着天然气的普及，季节供需不平衡等问题日益严重，冬季采暖季用气量大，用气紧张，其他季节气量过剩，影响气田合理开采。输气管道一旦有意外突发情况发生，地下储气库将会发挥其保障供气的强大功能，因此建设天然气地下储气库是保障未来天然气供给、确保国家天然气战略安全的必然选择。但目前地下储气库建设受到两方面制约，一是储气库建设的投资巨大，二是建成后的储气库运行成本高，因而需探索新的地下储气库建库原理，以期破解储气库建设和运行的高投入问题。
1地下储气库地面工艺系统的建设原理及存在问题
1.1目前储气库地面系统
目前，我国地下储气库的地面系统建设主要是沿用欧美等国家的传统建设模式，一条双向天然气输送管道连接储气库注采站和管道输气主干线，注采站内的天然气系统分为注气系统和采气系统，在注气期，注气系统将双向输送管道从输气干线接收的天然气经过简单的过滤和调压，进天然气压缩机增压，通过单井高压集输管道输送到注采井注入地下；在采气期，注采井采出天然气后经单井集气管道集输到集注站的烃水露点装置，简单净化处理后，再通过双向输送管道外输到天然气主管道。注采周期周而复始，达到储气库运行目的。
1.2储气库地面系统存在的问题
储气库注气系统的核心设备是注气压缩机，由于需要向深度达几千米的地下储层注气，注气压力一般高达25~40MPa，每天的注气量高达上百万立方米，目前国产注气压缩机还在试验阶段，尚未推广应用，进口注气压缩机是储气库集注站的最大投资，每台压缩机的投资在千万元以上。在实际运行中，进口压缩机配件价格高，压缩机运行时存在振动大、噪音大、管理强度大、机油等配套易耗品消耗量大等问题，特别是压缩机运行消耗电量大，使注气成本居高不下，严重制约地下储气库的经济运转。储气库注气系统存在的主要问题是压缩机的一次性设备投资费用大和运行维护成本高的问题。
由于采气期每天采出的天然气量大，加上注入的天然气为干气，目前集注站采气系统普遍采用J-T阀节流制冷降温法降低外输天然气露点，但目前我国地下储气库基本是利用圈闭较好的老油气藏建设的，在储气库采气时，采出的天然气中会携带原气藏中剩余的原油和混合轻烃，J-T阀节流制冷工艺存在外输天然气烃露点不合格和轻烃回收率低的问题。而采取更加复杂的降温处理工艺虽然能够使天然气净化处理时温度降得更低，脱水脱烃凝液效果更佳，但投资增加，使得装置在运行性价比上不经济。
储气库运行分为注气期、采气期和平衡期，注气期一般是从年度的4月初开始到10月中旬，采气期从年度的11月中旬到次年的3月中旬，注采气期间的间隔为平衡期，春季平衡期时间为半个月左右，秋季的平衡期为一个月左右。注气期注气系统运行，采气装置闲置；采气期采气系统运行，注气装置闲置。这造成装置设施的使用率很低，也是目前储气库地面系统存在的问题之一。
2地下储气库LNG注气系统建设原理
为解决上述问题，本文探讨一种储气库注采站取消注气压缩机的建站方案，解决储气库发展的瓶颈问题。
2.1储气库LNG注气系统的建设思路
将管网的天然气引入集注站后直接进入分子筛脱水装置脱水，脱水后的天然气进入新建的LNG工厂液化成LNG液体，然后将LNG液体和进站的天然气换热，使进站的天然气在深冷之前先预冷，同时，液化天然气在与进站天然气换热过程中获得热量（必要时可以通过加装空气换热器从环境温度中获得热量）升温升压，压力升高到注气压力时外输到注采井注气。
2.2储气库LNG注气系统工作原理
注气系统分为两个过程，实线表示天然气进站等压降温过程，虚线表示天然气出站气化升温升压过程。
（1）储气库注气系统LNG液化的等压降温过程。从输气干线输送过来的常温天然气经分子筛脱水后进换热器与出站的低温天然气换热降温，经过分离器脱出凝液进入浅冷系统，浅冷系统可以采取丙烷制冷或氨制冷，降温后的天然气进换热器与外输低温天然气再一次换热，进入分离器脱出凝液，最后进深冷系统降温至-180℃，液化天然气进入高压储罐，设置的两具高压储罐中的一具同时接收两台预冷分离器产出的轻烃凝液。这个过程是等压降温过程，系统压力和进站的压力基本持平，只是实现逐级降温的过程。
（2）储气库注气系统LNG气化升温升压过程。两具高压LNG储罐安装在相对位置较高的二层平台上，一具随时接收系统产生的LNG凝液，另外一具是已经接收满LNG的储罐，先通过补压阀将该储罐压力提高到和高压注气系统压力相同，再利用底部的限流阀门，将LNG凝液均匀地回流到一层平台上的注气系统中，即LNG凝液在换热器中吸收比其自身温度高的进站天然气的热量而逐渐气化。此时的储罐和正在运行的第一过程压力系统是完全独立的，当注采站注气外输系统压力达到外输压力后，自动打开外输注气天然气阀门，给注气井注气，如果外输天然气升温过程压力不够，可以采取增加空气气化装置等设备，从空气中补充气化能量。
从上述天然气处理过程可以看出，LNG注气系统取消了注气压缩机，注气增压的过程是靠LNG升温气化膨胀升压的过程来增压的。从原理上来讲，此升压过程是完全可控的，因为只要超过天然气的沸点，天然气必然气化，气化造成600倍以上的体积膨胀，在管道的有限空间内，只要对膨胀区的容积和气量加以控制，天然气就能升高到需要的高压；同时，低温天然气的升温升压过程可用气体热力学方程计算。整个注气过程注气系统只需两台主要的运转设备，一是浅冷系统的丙烷循环压缩机，二是深冷系统的氮循环压缩机，这两台压缩机由于运行的只是循环的制冷液，电机功率相比注气压缩机要小很多，且进站天然气获得的降温冷量大部分是由出站LNG气化提供的，在天然气真正进入深冷系统前已经降温到了-70℃左右，进出站天然气的热量平衡过程使整个深冷注气系统运转正常后，系统仅需要再提供天然气进一步深冷的能量和热交换过程中冷量的损失。天然气常温进站，常温或略低一点温度出站，天然气的降温和升温过程热量相互补充，完全避免了常规注气中注气压缩机高压运行的问题，上述系统中的等压降温液化过程和升温增压气化过程是相互独立的压力系统。天然气主流程中没有动力设备，规避了设备运行带来的安全风险和隐患。
3结论
传统天然气地下储气库注气压缩机投资大，运行成本高。探索一种新的储气库运行方式，具体方法是将进站天然气与出站天然气进行热交换降温，然后进入浅冷和深冷系统冷却，直到把全部天然气液化进入高压LNG储罐，再将液化天然气与进站天然气换热加温，梯次升温气化增压，达到注气压力后注入地下储气库，即将现行注气系统中的对天然气强制加压方法改变为升温升压方法。在采气期，利用注气装置的前半部分设备进行采气生产，提高了注采气站的设备利用率。此方法有效降低了地下储气库注采气站的投资和运行成本。
参考文献：
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