天然氣的戰(zhàn)略儲備及技術經濟性分析

1、第33卷第9期(201409)(行業(yè)論壇)天然氣的戰(zhàn)略儲備及技術經濟性分析秦云松張吉軍’郭帥。1西南石油大學2重慶科技學院摘要：目前天然氣儲備方式主要有儲氣庫、氣田、LNG三種。國外大部分天然氣生產和消費基本建成了較為完善的天然氣儲備體系，其戰(zhàn)略儲備一般為3～6個月的國內天然氣消費量，此外還有一部分商業(yè)儲備，約占天然氣年消費量的15％～20％。2011年，我國地下儲氣形成有效工作氣量21億立方米，僅占我國天然氣消費總量的16％，遠低于國

2、外10％15％的平均水平。建議有關部門參照國家石油戰(zhàn)略儲備模式，成立國家天然氣儲備中心，負責國家天然氣儲備基地規(guī)劃、建設和管理，承擔天然氣戰(zhàn)略儲備收儲、動用任務。關鍵詞：天然氣；戰(zhàn)略儲備；地下儲氣庫；LNG接收站；經濟分析doi：103969／jissn1006—689620149007天然氣戰(zhàn)略儲備是指為保障國家、社會與企業(yè)的天然氣供應安全，有計劃地建立一定數(shù)量的天然氣儲存，目前天然氣儲備方式主要有儲氣庫、氣田、LNG三種。國外大部分

3、天然氣生產和消費基本建成了較為完善的天然氣儲備體系，其戰(zhàn)略儲備一般為3—6個月的國內天然氣消費量，此外還有一部分商業(yè)儲備，約占天然氣年消費量的15％一2O％。我國天然氣行業(yè)與發(fā)達國家相比起步較晚，天然氣管網應急調峰能力和應對風險能力明顯不足，在缺少天然氣儲備的情況下，很難保證下游用戶的連續(xù)平穩(wěn)用氣；同時隨著天然氣需求的日益膨脹，亟需在天然氣消費集中區(qū)域建立一定的儲備及應急調峰設施。1天然氣的戰(zhàn)略儲備11地下儲氣庫我國地下儲氣庫建設起步較

4、晚，直到20世紀3計算結果與監(jiān)測結果對比通過實際監(jiān)測資料可知，采空過程中土體并未發(fā)生突發(fā)沉陷。解析法計算得到的懸空段長度為225m，要小于實際懸空長度480m。從懸空段管道中點向一側100m范圍內，計算值與實測值吻合程度較好；越靠近下沉盆地邊緣，計算誤差越大，在沉陷盆地邊緣誤差達一58％。計算得到的管道的軸向應力最大值為2803MPa，遠小于實測管道的軸向應力最大值(X2處)4464MPa，誤差為一372％。在X1、X3位置計算得到的軸

5、向應力要大于實測值。其中，X1位置計算得到的軸向應力值為2803MPa，而實測值為2095MPa，誤差為338％。X3位置計算得到的軸向應力值為2501MPa，實測值為2062MPa，誤差為213％。解析結果判斷管道未發(fā)生破壞，與實際情況不符。4結論結合工程實例，分析了基于彈性支撐梁模型的解析法估測采空塌陷區(qū)埋地油氣管道變形與應力結果的可靠性，得出如下結論：(1)解析公式得到的管道下沉值與實際下沉值在沉陷盆地中央部分比較吻合，越靠近沉陷

6、盆地邊緣，誤差越大，誤差最大值達一58％。(2)解析公式得到的管道軸向應力與實際軸向應力相差較大。計算得到的管道軸向應力的最大值要小于實測管道的軸向應力最大值，誤差為一372％；而在管道其他位置的監(jiān)測點，解析公式得到的值要大于管道實測值。所以利用解析解計算管道軸向應力是不安全的。(3)解析法估算結果與實測結果相差較大，原因在于應用解析法時的一些基本假定與實際差異較大，以及公式中的主要參數(shù)在復雜的地質情況下很難確定。參考文獻[1]王鴻，張

7、彌，常懷民采空區(qū)地表移動盆地對埋地管道的影響分析[J]_石油工程建設，2008，34(2)，23—26[2]王曉霖，帥健，張建強開采沉陷區(qū)埋地管道力學反應分析fJ1_巖土力學，2011，32(11)：33733378[3]王小龍，姚安林，沈小偉，等埋地油氣管道局部懸空的強度和穩(wěn)定性驗算_J1油氣田地面工程。200827(1)：21—24(欄目主持李艷秋)油氣田地面工程(http：／／、^^^，wyqtdmgcc。m)一13—笫33卷第9

8、期(201409)(行業(yè)論壇)90年代初，隨著陜京天然氣管道的建成投產，才真正開始研究地下儲氣庫。2011年，我國地下儲氣形成有效工作氣量21億立方米，僅占我國天然氣消費總量的16％，遠低于國外10％～15％的平均水平。(1)國內已建成投產的某枯竭氣藏儲氣庫。該儲氣庫最大庫容量為588億立方米，總墊氣量為293億立方米，調峰設計總采氣井數(shù)14口井，有效工作氣量為295億立方米，應急供氣能力47010m。／d，調峰采氣能力為342X10m

9、。／d。儲氣庫建設期2年，工程總投資為95735億元，單位工作氣量的投資為325元／m。，天然氣儲轉價格為06803元，m。，攤薄到管道氣量單價為00669元／m。。(2)國內正在建設的某鹽穴儲氣庫。該儲氣庫單溶腔的庫容量為3276萬立方米，工作氣量為2008萬立方米，墊底氣量1268萬立方米，計劃分三期建設采注井36座。建成后儲氣庫總庫容量達到1179億立方米，有效工作氣量723億立方米，墊底氣量456億立方米，應急采氣規(guī)模為1200

10、10m。／d，調峰采氣規(guī)模為60010m~／d。該儲氣庫建設周期為12年，總投資為315億元，單位工作氣量的投資為436元，m。，天然氣存儲單價為1274元／m。，攤薄到管道氣量單價為O097元，m。。12LN6儲備發(fā)展現(xiàn)狀截至2012年，我國已建成投產LNG接收站5座，總接收能力達218010t／a；已核準在建的LNG接收站5座，總接收能力達l70010t／a。以中國石化某LNG項目為例，該項目分兩期建設，一期建設規(guī)模為30010t／

11、a，供氣能力為4010m。／a，配套建設4座16萬立方米LNG儲罐(共可存儲天然氣384億立方米)，接收站工程最大輸出能力為855410m。／h，如4座LNG儲罐滿容則可確保為市場連續(xù)供應LNG17~18天。建設周期為3年，項目碼頭、接收站總投資為1036億元，LNG氣化綜合收費為0497元，m。，天然氣含稅出站價格為37153元／m。，按照供氣規(guī)模則其單位投資為259元／，若只考慮LNG的儲備則其單位投資為26元／m。。2技術經濟分析

12、對國內典型的枯竭油氣藏式儲氣庫、鹽穴儲氣庫和LNG儲備的庫容、投資及經濟效益進行分析可看出：(1)枯竭油氣藏儲氣庫單位有效容積的投資費用較鹽穴儲氣庫小，建設周期也比溶鹽建庫時間要短，但鹽穴儲氣庫采氣能力相對較高、墊層氣用量少，十分適合日調峰負荷的平衡。(2)與地下儲氣庫相比，LNG接收站建設投資相對較高，且氣化后的天然氣價格相對較高；但在不具備建設地下儲氣庫條件的區(qū)域，規(guī)劃建設LNG項目則成為實現(xiàn)儲氣調峰、應急供應目標的有效措施。3發(fā)展

13、前景31建立適合的天然氣儲備管理模式由于天然氣戰(zhàn)略儲備關系到國家能源安全和社會穩(wěn)定，建議相關部門盡快出臺相應法規(guī)，明確國家對天然氣儲備的支持政策，并逐步放開儲氣庫等天然氣調峰設施建設的投資主體，鼓勵有能力的下游大型企業(yè)參與建設城市調峰和儲備設施。在此基礎上，盡快建立適合我國國情的天然氣戰(zhàn)略儲備管理模式。建議有關部門參照國家石油戰(zhàn)略儲備模式，成立國家天然氣儲備中心，負責國家天然氣儲備基地規(guī)劃、建設和管理，承擔天然氣戰(zhàn)略儲備收儲、動用任務。

14、32積極推動天然氣儲備設施建設在我國新疆、甘肅、河南、四川、黑龍江等油氣區(qū)內，考慮建設以枯竭油氣藏為主的天然氣地下儲氣庫，以國家為投資主體，成立專門機構或委托國有油氣企業(yè)進行經營管理，建立國家天然氣戰(zhàn)略儲備庫。在湖北、湖南、江蘇等具備地質條件的地區(qū)，考慮發(fā)展鹽穴為主的地下儲氣庫，緩解長三角地區(qū)冬季天然氣調峰的緊張壓力。可考慮在國家的統(tǒng)一審批下，以國有油氣企業(yè)、燃氣運營商為投資主體，并逐步放開市場化運營機制，進一步推動儲氣庫的建設。同時，

15、結合天然氣生產和消費需求情況，考慮在長三角、珠三角沿海地區(qū)和環(huán)渤海地區(qū)建設LNG接收站為主的天然氣戰(zhàn)略儲備，參考文獻[1】康永尚，徐寶華，徐顯生，等中國天然氣戰(zhàn)略儲備的需求和對策fJ1天然氣工業(yè)，2006，26(1O)：133—136[2】吳建發(fā)，鐘兵，羅濤國內外儲氣庫技術研究現(xiàn)狀與發(fā)展方向[J1油氣儲運，2007，26(4)：1—3[3】楊毅，周志斌，李長俊天然氣地下儲氣庫的經濟性分析【JJ_天然氣技術，2007，1(1)：55—57