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标题: 我国油气储运技术面临的挑战及发展方向 [打印本页]

作者: shamofeiou 时间: 2011-10-6 23:37
标题: 我国油气储运技术面临的挑战及发展方向
摘选自《石油规划设计》第21卷第3期  作者宋承毅
1  概述
   改革开放以来，我国的油气储运事业得到了蓬勃发展。近几年建成投产的以西部管道、兰-成-渝管道、西气东输管道为代表的油气长输管道，反映了我国在原油、成品油、天然气管道输送技术等方面研究和应用所取得的新成就。大连、青岛、镇海、岙山 4 座国家一期石油战略储备库的建设，使以10×104m3储罐为主体的大型地面原油储库工程技术提高到了一个新的水平。同时，油气混输管道、数字化管道、完整性管理、HSE 管理等国际前沿技术和先进理念在我国油气储运领域获得了较好的应用和发展，使我国的油气储运技术进入了一个全新的发展阶段。随着我国经济的持续高速发展，油气能源紧缺的状况日益加剧。2009年，我国进口石油的总量已经超过石油总消耗量的 50%。为了保证油气能源能够满足长期供应和安全储备的需要，我国已经进入了海内外陆地和海洋油气田的勘探开发、石油炼化、油气管道和油气储备库建设发展的高潮期，使油气储运技术面临着追赶国际先进水平和实现自主创新发展的新课题，同时也迎来了前所未有的机遇和挑战。本文主要针对技术难度较大、我国与国外先进水平差距较大又具有良好发展前景的几项油气储运技术进行讨论。
2  特殊区域油气储运技术
2.1 海洋油气储运技术
   第三次油气资源评价结果表明，我国海洋石油和天然气的资源量分别占全国总量的 23%和 30%。随着陆地剩余石油资源量的日益减少，海洋石油取代陆地石油成为人类油气资源主要来源的时日已经为期不远。我国海洋石油开发已经走过了 30多年的历程，海洋油气储运技术经历了从引进国外先进技术到吸收消化和掌握创新的发展过程。在海底管道等油气储运设施的设计和建设方面，中国海洋石油已经形成了一整套技术，积累了丰富的工程实践经验。中国石油自 2004年获得南海 10×104km2的海洋石油勘探开发矿权之后，也开始向海洋石油开发领域进军，但至今，在海洋开云vip登录入口的设计和建设能力方面，尚未达到成熟完善的技术水平。除了已经发现的滩浅海油田之外，在未来若干年，中国石油有望在近海和深水区域有所发现，因此，迫切需要加快形成具有中国石油特色的海洋石油储运工程实施能力。我国的渤海、东海和南海蕴藏着丰富的油气资源，海洋石油工业未来的发展潜力巨大，但与美国、英国、法国、挪威等海洋石油强国相比，甚至与巴西、墨西哥、印尼等发展中国家相比，我国的海洋石油技术仍处于落后状态，尤其在深水开发领域。资料显示，深水石油可采储量约占全球石油可采储总量的 22%，其开发前景非常广阔。在国外，对2000～3000m 水深的油气田的开发技术已经相当成熟，而在我国，海洋石油开发技术适应的最大水深仅为 330m。在深水开发方面，油气储运领域面临的挑战主要有 3 个方面：一是海底长距离输送管道在复杂海底地貌和地质情况、恶劣海况条件下的设计和施工技术；二是大型水下储油设施的设计和建造技术；三是与储运工程配套的水下增压和处理设备、水下输变电、水下自动化技术等。
2.2 多年冻土地带长输管道敷设技术
在我国的西部高原和东北高纬度地区存在着多年冻土地理环境。与青藏铁路的建设类似，在这类地区建设石油和天然气管道同样遇到如何解决冻土危害的问题。我国的格-拉输油管道曾经因为埋设处的冰椎、冰丘作用出现过多处管道弓状拱出地面的严重变形，加拿大的 Norman Wells输油管道也出现过冻胀翘曲现象，这些都给管道的安全运行造成了严重危害。如何解决冻土危害呢？美国 Alyeska 热油输送管道主要采取架空敷设和热管技术，解决管道的融沉问题；加拿大 Norman Wells为常温输送管道，主要采取木屑护坡的措施，防止管道冻融滑塌。美国Alyeska 输油管道表现为融沉危害，加拿大 Norman Wells输油管道表现为冻融危害，从表现形式上看，冻融危害比融沉危害更为复杂。正在建设的中-俄原油管道工程漠河至大庆段管道，是目前我国纬度最高且采用常温输送的管道。该管道沿线处于欧亚大陆冻土区东南边缘，冻土总体厚度较薄，稳定性较差。地表覆盖环境的破坏和气候变暖都将导致冻土退化，严重影响管道敷设的长期稳定性。总长 950km 的漠-大管道沿线，有500km 管道敷设在多年冻土区域，其中，冻土影响较大的管段约 120km，主要表现为冻融危害。尽管Norman Wells 管道与漠-大管道均采用常温输送工艺，但因前者管径较小（DN300mm），输送至 50km以后管道的油温即基本稳定在周围土壤温度左右，受冻融危害影响的管段较短；相对而言，我国漠-大管道的管径和输量都比较大，管道油温对周围土壤的影响段（非等温段）更长，冻融危害的情况更为复杂，也更为严重。调研结果表明，国外已有技术难以适用于我国的情况。目前，我国尚缺少有关解决多年冻土区域管道勘查设计、施工建设和运行管理的一整套技术，需要在输油管道冻土工程地质条件评价与预报技术、管道地基长期稳定性及工程应用技术、地温与管道位移监测技术等方面尽快开展研究，以解决我国多年冻土地带长输管道敷设技术的难题。
3  天然气水合物储运技术
   天然气水合物（NGH）是一种由水分子氢键作用形成的空穴吸附小的烃类气体分子而形成的类冰状笼形晶体。在油气田集输过程中，在一定温度和压力条件下湿天然气会在集气管道中形成水合物，从而造成堵塞管道的生产事故，因而，必须采取有效措施，防止水合物的生成。但是，人们也发现天然气水合物不只是一种具有负面影响的物质，1m3天然气水合物的储气量可达 150～180m3，如果以水合物的形式储运天然气，将有助于减小其运输和存储设施的体积。20世纪 90年代中期，挪威 Aker公司以天然气输量 40×108m3/a、输送距离 5500km 为条件，对以天然气水合物（NGH）和液化天然气（LNG）两种不同形式的储运方式做比较，结果表明，生产、储存、运输 NGH 的费用至少比 LNG 的低 26%。同时，天然气水合物还具有制备温度和压力条件不苛刻、再次气化释放速度较慢且易于控制、安全性较好等优点，是一种具有广阔发展前景的天然气储运新技术。天然气水合物储运技术是以罐装运输为主要特征的技术，适用于边远、零散气源的收集以及提供给下游的分散用户。20 世纪 90 年代初，挪威科技大学提出天然气水合物在常压下、大规模储存和运输时，不必冷却到平衡温度以下，而是将其冷冻到水的冰点以下、平衡温度以上（-15～-5℃），完全绝热，水合物就可以保持稳定。这一观点经实验证实后，使这一领域的研究发生了根本性的转变。此后，美国、英国、挪威、俄罗斯、加拿大和日本等国竞相开展了这项技术的研发工作，先后在制成、存储、运输和再气化技术等方面取得了大量的成果。我国从 20 世纪 90 年代开始从事相关的研究工作。中国科学院、青岛海洋地质研究所、中国石油大学、西安交通大学、上海理工大学、中国石油管道研究院和大庆油田工程有限公司等单位先后开展了这方面的研究，但其技术进展落后于国际先进水平。总的来看，目前国内外对这项技术的研究普遍处于室内实验和小型装置先导性中试阶段，但也有国外研究机构宣称即将进入工业化应用阶段。这项技术的难点主要有两个：一是水合物高效快速连续制成技术；二是低成本存储及释放技术。我国有关科研机构加快研究步伐，加强对这项技术的攻关，使之早日达到工业化应用程度。
4  油气混输技术
长距离油气混输技术目前仍是国际石油工业领域里的一项热门技术。欧美发达国家研发这一技术的终极目标是实现深水和超深水油气田开发设施的全海底化，即无水面平台开采，从而大幅度降低恶劣环境条件下和边际油气田的开发成本。自20世纪80年代以来，国际上对其研究和应用的步伐不断加快。目前，已经从试验阶段迈向工业化应用与完善阶段，其中的两项关键技术已经付诸实施：第一项是长距离管道混输技术。挪威 Statoil 公司正在将水下多相流开采系统的概念变为现实。2007 年，在挪威海域水深 850m 的奥曼兰格凝析气田建设了两条并列敷设、口径为 750mm、长度为120km的海底混输管道，该管道用来将 24口气井产出的天然气-凝析油直接输送到陆岸终端。该系统是目前世界上真正意义的水下多相流开采系统，主要由水下井口基台模块、自压混输海底管道、水合物抑制系统、水下变配电系统、水下自动化系统构成，其最大特点是全部生产设施均置于海底，海面上无任何建构筑物。第二项是海底混输增压技术。2007年，英国 BP公司在美国墨西哥湾的 King 油田，首次在水深1676m 和距离主张力腿平台 24km 的条件下，安装投产了 2 台单重达 92t 的海底多相混输泵，用于输送油井产物，在水深和海底增压输送距离上均刷新了世界记录。自 20 世纪 90 年代以来，我国开始在该领域追赶国际研究进展的步伐。九五期间，中国石油天然气集团公司立项开展了“油气水混相输送技术研究” ，在跟踪国外先进技术的基础上，取得了一系列研究成果。自 2004年以来，该项技术陆续在海内外陆上油气田工程中实际应用，先后在哈萨克斯坦、我国的塔里木油气田和大庆油田自行设计、建成了5 条长度为 23～75km、输送压力为1.5～11MPa 的长距离油气混输管道。其中，单条混输管道的最大输油量达到了 220×104t/a、输气量达到了 8×108m3/a，其输量和长度的综合指标进入了世界前列，这标志着我国长距离油气混输技术的发展进入了一个新的阶段。
   但是，目前我国的油气多相混输技术与国外先水平相比仍有明显的差距，主要表现在以下 3 个面：一是多相流动态计算软件。美国、英国、法国、威、加拿大等国均拥有自主知识产权的多相流动计算软件，而我国至今没有自主知识产权并被业普遍认可的多相流动态计算软件，与石油大国的位不相称。同时，由于多相流的复杂性，国外现的所有多相流动态计算软件都不具有普遍适用。如果长期依赖引进软件，缺乏自主创新能力，使我们逐渐丧失国际竞争力。二是大型多相混输泵技术。国际上已用于工程际的油气混输泵的单泵最大功率为 6000kW，而制造业绩的国产混输泵的单泵最大功率仅为300kW，与国际先进水平差距悬殊。同时，泵型单一的问题也很突出。三是大型段塞流捕集器技术。美国、加拿大等国均拥有大型段塞流捕集器的专业制造商，用于工程实际的单台段塞流捕集器的容积已经达到了5600m3，而我国至今没有段塞流捕集器的专业制造商，自行设计的最大段塞流捕集器的容积仅为300m3。今后一个时期，如果能够攻克以上 3 项技术难题，不仅会使我国的多相流计算和关键设备制造水平得到大幅度提升，还可取得降低软件与设备采购价格 50%以上的经济效益。
5  油气存储技术
   我国石油、天然气、液化气的消耗量在今后相当长的一个时期内将持续增长。对于我国这样一个石油进口依赖度已经超过 50%的国家，按照国际能源署（IEA）90天石油消耗量的石油储备库容要求，在建成总库容为 1600×104m3的一期地面石油战略储备库之后，我国还将实施二期和三期石油战略储备工程。在已经着手实施的国家二期战略储备库中，地下水封洞库和盐穴储油洞库已列入其中。这标志着地下水封库和盐穴库将成为今后石油战略储备库建设的一个发展方向，同时，也为我国油气储运界带来了发展机遇和技术挑战。
5.1 地下水封洞库
美国、日本、韩国、瑞典、芬兰、新加坡等国均建有大型地下水封洞库，主要用于存储原油和液化石油气。自 20 世纪 70 年代，除了在青岛黄岛建设了 1 座 15×104m3的原油水封试验洞库之外，直至目前，我国尚没有自行设计和建造的用于石油储备的大型地下水封洞库。国外的地下水封原油库的规模一般在 300×104m3以上。目前，世界上库容最大的地下水封原油库是韩国丽水的地下油库，总库容达 790×104m3。在 20 世纪 90 年代末和本世纪初，英国 BP 公司和美国加德士公司先后在我国的浙江宁波和广东汕头建成了2座由国外公司设计的规模分别为50×104m3和 17×104m3的地下水封洞库，用于存储液化石油气。目前，青岛龙泽燃气公司和北京北燃公司正在青岛黄岛建设库容分别为25×104m3和50×104m3的液化石油气地下储备库，采取中外联合设计方式。我国有广大地区的地质与水文条件符合建造地下水封洞库。由于与地面库相比在安全性、经济性和环保等方面的优势，地下水封洞库在我国具有广阔的发展前景。近几年，我国油气储运工作者在地下水封洞库设计技术的研究方面取得了一些成果，但其不足是没有自行设计、建造和运行大型地下油库和地下液化气库的经验，对一些关键技术的掌握还不够。为使我国的地下储库技术得到长足发展，需要结合工程实际，在复杂地质条件下大型地下洞库洞室合理布局技术、水幕设计与建造技术、水涌控制与注浆防渗技术等方面深入开展研究，力求全面掌握这一领域的先进技术。
5.2 地下盐穴库
目前，全世界有约 2000 多个盐穴用于存储原油、成品油、天然气和液化石油气，美国、德国、法国和加拿大等国家均建有这类储备库。美国的盐穴库在世界上规模最大， 20世纪70年代到80年代，在德克萨斯州和路易斯安那州先后建成了由 62 个盐穴组成、总储油规模为 1.58×108m3的 5个石油战略储备基地。盐穴库的造价相对低廉，只有地面钢制储罐库的 1/3。我国江苏、安徽、山东、河南、陕西、湖北、四川、云南等省均有大型盐矿蕴藏，资源较丰富，盐穴油气储库发展前景广阔。西气东输管道调峰库——金坛储气库一期工程是我国唯一建成投产的盐穴库。尽管在储气盐穴库的设计和建造方面取得了一定的技术进步，积累了一些经验，但是，与国外先进水平相比，我国在盐穴库技术研究和工程实际应用领域的经验和能力仍存在差距，需要在溶腔设计与稳定性分析技术、溶腔运行预测与卤水平衡技术等方面继续开展相关的研究工作，形成一整套自主研发和运用的技术体系。
5.3 吸附储气技术
吸附储气（ANG）是近年来国际上大力开发的一种天然气储存新技术，美国、加拿大、日本等国在这一领域处于领先水平。吸附储气的主要原理是在储气容器中以特殊方法装填超级活性炭作为吸附剂，由于吸附剂表面分子与气体分子之间的作用力大大高于气体分子之间的作用力，使得吸附剂表面附近的气体分子浓度远高于气相主体浓度。根据体积填充机理，吸附剂的孔径越小这种分子之间的作用力就越强，微孔会全部被气体分子所充满。由于吸附剂纳米级微孔中的气体密度大大高于相同压力下的气相主体密度，可使存储同样气量时的压力比常规存储方式降低约 10倍。普通活性炭的密度为 0.2～0.3g/cm3，为了增加体积吸附量需要增大活性炭的密度，高密度活性炭的制备是该领域的一项关键技术。目前，我国已经掌握了高密度活性炭吸附剂的制备技术，能够提供的超级活性炭密度为 0.5～0.7g/cm3，其比表面积为3000m2/g，是普通活性炭的 2～3倍。实验表明，在3.5MPa压力下， 1m3装有吸附剂的储罐可容纳120～170Nm3天然气。按在 1.6MPa压力下，1m3装有吸附剂的储罐容积可装载70Nm3天然气计，一个1500m3、1.6MPa 压力填满超级活性炭储罐的储气能力相当于 10×104m3常压干式气柜，采用活性炭压力储罐可节省投资约 40%。目前，影响 ANG技术工业化应用的主要难题有3个：一是天然气吸附剂吸附与脱附的热效应问题；二是活性炭再生与更换的问题；三是进气净化处理的问题。只有通过深入研究，很好地解决其经济适用性的核心问题，才能使该技术呈现出应有的工业应用价值。 ANG技术可用于储存大宗天然气，为工业与民用供气系统调峰，也可用于油气田零散天然气的吸附回收，或替代 CNG、LPG作为燃气用户和车用燃料的气源，具有诱人的发展前景，应当成为我国油气储运领域的一个研发方向。

作者: helloshigy 时间: 2011-10-7 17:13
有饭吃就好

作者: 微博评论 时间: 2011-10-7 21:58
一千fan丝=⑻快 {00}：2580579690