油氣儲運技術(shù)探析

趙 寧

(盤錦職業(yè)技術(shù)學院，遼寧 盤錦 124000)

油氣儲運可分為油氣儲存和油氣運輸兩部分。油氣儲存根據(jù)儲存介質(zhì)分為原油儲存和天然氣儲存。儲罐是常用的油氣儲存設(shè)施，目前浮頂罐被廣泛應(yīng)用于原油儲存中。相較于原油，天然氣的壓縮性較強，儲存過程中天然氣狀態(tài)參數(shù)關(guān)系變化復(fù)雜，使得氣態(tài)形式儲存天然氣的難度加大。目前，天然氣儲存以液化氣形式為主，經(jīng)計量、凈化處理，對達到外輸質(zhì)量標準的天然氣進行壓縮，將液化天然氣儲存于儲罐中。與鐵路、公路、水路等運輸方式相比，管道輸送有著不可比擬的優(yōu)勢，在經(jīng)濟發(fā)達的油氣生產(chǎn)和消費大國得到了快速發(fā)展。油氣儲運條件的改變造成油氣蒸發(fā)損耗，導致資源浪費和環(huán)境污染，特別是烴類碳氫化合物易燃、易爆等特性，使得油氣儲運安全問題尤為突出。為實現(xiàn)油氣資源的安全生產(chǎn)和高效利用，需要深入研究油氣儲運技術(shù)。

1 管道輸送技術(shù)

1.1 原油管道

我國原油多有高凝、高黏、高含蠟的特點，簡稱為“三高”原油，也稱易凝、高黏油品。等溫輸送過程中，因含蠟量高，管壁結(jié)蠟情況嚴重，油品黏度大造成摩阻損失嚴重，特別是環(huán)境溫度遠低于原油凝點時，上述問題更為突出。為此，高凝、高黏原油常采用加熱輸送方式，通過提高油品溫度降低油品黏度，降低摩阻損失，保證油品溫度高于凝點，避免出現(xiàn)凝管事故。但加熱輸送能耗高，且存在停輸再啟動困難等問題，目前，為避免發(fā)生凝管事故，常采用正反輸交替方式輸油，能源消耗巨大。

1.2 成品油管道

長輸管道輸送成品油一般采用順序輸送方式。順序輸送是同一管道按一定順序不間斷輸送不同油品，采用該方式輸油的主要原因是成品油種類多但批量少，當運距較長時，為每一種油品單獨敷設(shè)管道成本高，不具備可行性。在發(fā)達國家，成品油主要通過管道輸送，我國管道順序輸送技術(shù)發(fā)展較晚，主要借鑒引進國外先進技術(shù)，累積了建設(shè)和運行管理經(jīng)驗，為成品油管道發(fā)展奠定基礎(chǔ)。

1.3 天然氣管道

天然氣長輸管道管徑大、壓力高，在發(fā)達國家發(fā)展迅速，我國由于天然氣利用水平低，輸氣管道發(fā)展起步較晚。近幾年，天然氣管道發(fā)展迅速，1997年投產(chǎn)的陜京輸氣管道標志著我國邁出了追趕天然氣管道世界先進水平的第一步，2004年建成投產(chǎn)的西氣東輸管道意味著管道建設(shè)進入快速發(fā)展期[1]。

2 特殊區(qū)域油氣儲運技術(shù)

2.1 海洋油氣儲運技術(shù)

據(jù)第三次油氣資源評價結(jié)果表明，我國海洋石油和天然氣資源量分別占世界總量的23%和30%[2]。我國渤海、東海、南海油氣資源豐富，隨陸地石油資源開發(fā)程度的不斷深入，我國開始進軍海洋石油領(lǐng)域。但與發(fā)達國家相比，海洋油氣開發(fā)技術(shù)仍較落后，特別是深海領(lǐng)域，受海洋特殊環(huán)境影響，水流速度、水溫、海底特殊地質(zhì)地貌都給海洋油氣儲運技術(shù)發(fā)展造成了一定阻礙，如管道設(shè)計與施工技術(shù)與海底特殊區(qū)域特點的適應(yīng)性等問題。目前，我國海洋油氣儲運水平已有所提高，基本實現(xiàn)了自主創(chuàng)新，并積累了一定的工程實踐經(jīng)驗。

2.2 多年凍土地帶長輸管道敷設(shè)技術(shù)

伴隨油氣國際貿(mào)易的不斷深入發(fā)展，長輸管道的重要性愈加凸顯。管道敷設(shè)環(huán)境復(fù)雜，不可避免需要穿越我國凍土地帶，如我國西部高原和東北高緯度地區(qū)。據(jù)有關(guān)資料表明，凍土地帶管道受凍融和融沉危害影響，管道出現(xiàn)凍脹、翹曲乃至拱出地面的情況，給管道的安全運行造成極大影響[3]。外國現(xiàn)有技術(shù)難以解決我國凍土管道敷設(shè)難題，因此，對凍土地質(zhì)條件進行評價，預(yù)測管道敷設(shè)地基穩(wěn)定性，完善建立土壤溫度與管道位移關(guān)系等成為我國亟需解決的技術(shù)難題。

3 天然氣水合物儲運技術(shù)

天然氣水合物即可燃冰，是天然氣與水在高壓低溫條件下形成的類冰狀結(jié)晶物質(zhì)，因其外觀像冰，遇火即燃，因此被稱為可燃冰[4]。天然氣是一種對環(huán)境友好的清潔能源，但氣態(tài)天然氣存在運輸問題。應(yīng)利用水合物生成條件及自身特點，對天然氣水合物有效存儲，利用水合物固相特征完成天然氣輸送，解決管輸堵塞問題。有關(guān)文獻顯示，1 m3天然氣水合物的儲氣量可達150～180 m3，對比液化氣管道輸送，以水合物形式儲運天然氣，可減小儲運設(shè)施體積，使生產(chǎn)、儲存、運輸費用至少降低26%。油氣儲運發(fā)展思路轉(zhuǎn)變的同時形成了一種全新的油氣儲運技術(shù)——天然氣水合物儲運技術(shù)，它是將天然氣水合物進行有效存儲，既達到有效利用天然氣水合物的目的，又達到提高油氣儲運質(zhì)量的目的[5]。

4 油氣混輸技術(shù)

我國在長輸管道混輸技術(shù)和海底混輸增壓技術(shù)方面與國外差距明顯，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：長期依賴國外多相流動態(tài)計算軟件，因其不具有普遍適用性，無法從根本上解決我國混輸問題；國產(chǎn)混輸泵的功率與國際先進水平差距懸殊，泵型單一制約多相混輸技術(shù)的發(fā)展；目前無法自主制造大型段塞流捕集器，最大段塞流捕集器的容積設(shè)計參數(shù)與國際工程實際應(yīng)用容積差距頗大。

5 油氣存儲技術(shù)

5.1 地下鹽穴庫

我國鹽礦蘊藏豐富，鹽穴庫發(fā)展前景廣闊，金壇儲氣庫一期工程建成投產(chǎn)于西氣東輸管道調(diào)峰庫建設(shè)時期，為儲氣鹽穴庫的設(shè)計與建設(shè)累積了一些經(jīng)驗。鹽穴庫的造價約為地面鋼制儲罐庫的1/3，成本低，但在技術(shù)研究和工程實際應(yīng)用領(lǐng)域的經(jīng)驗和能力與國外先進技術(shù)相比差距明顯。

5.2 地下水封洞

地下水封洞庫與地面庫相比，在安全性、經(jīng)濟性等方面表現(xiàn)出較大優(yōu)勢，我國廣大地區(qū)具備符合建設(shè)地下水封洞的地質(zhì)和水文條件，因此地下水封洞在我國有著廣闊的發(fā)展前景[6]。目前，我國已建和在建地下水封洞庫均采取中外聯(lián)合設(shè)計方式，缺少獨立設(shè)計、建設(shè)和運行地下水封洞庫的經(jīng)驗，難以掌握關(guān)鍵技術(shù)。

5.3 吸附儲氣技術(shù)

吸附儲氣技術(shù)工作原理是活性炭作為吸附劑以特殊方式充填至儲氣容器中，吸附劑表面分子與氣體分子間作用力大于氣體分子間作用力，氣體被吸附于活性炭表面，氣體分子充滿吸附劑微孔內(nèi)，且微孔中氣體密度大于被吸附氣體主體密度，使得吸附儲氣技術(shù)在存儲同等體積氣體的情況下，儲氣壓力降低約10倍。該技術(shù)目前面臨的主要問題是：天然氣在吸附、脫附過程中的熱效應(yīng)問題，吸附劑的再生、更換問題，進氣凈化處理問題。吸附儲氣技術(shù)在存儲天然氣容積方面優(yōu)勢明顯，也可用于回收油氣田生產(chǎn)過程中的游離天然氣，發(fā)展前景良好。

6 結(jié)論

現(xiàn)代化發(fā)展對油氣資源需求逐漸增大，應(yīng)積極開展國際交流，借鑒國際經(jīng)驗，立足國內(nèi)實際情況，不斷提高科研能力，加強理論創(chuàng)新，與工程實踐相結(jié)合，實現(xiàn)油氣資源安全生產(chǎn)和高效利用。