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随着“西气东输”工程的实施，在长江三角洲地区建设天然气长输管线的配套设施——储气库已势在必行。通过库址比较，目前位于江苏省金坛盐矿的盐层被认为是建设地下储气库的首选目标。盐穴储气库的垫气量随储气库的深度和运行压力区间的不同而有所不同。通过预测，江苏金坛盐穴储气库的垫气量约占总库容量的33％。若按常规使用天然气作为垫气，对一座年供17×108m3工作气规模的储气库群，其垫气费用将占储气库总投资的28.5％。若使用价格更低廉的惰性气体作为垫气，将能够节省总投资的16.7％。文章介绍了法国用惰性气体替代天然气作储气库垫气的经验，并针对江苏金坛盐穴储气库用氮气替代天然气作垫气进行了具体的技术、经济探讨。     

从电力需求侧管理看中国天然气调峰

近几年出现的“气荒”暴露出天然气储气调峰中存在的“短板”,如供需矛盾长期存在、天然气峰谷差日渐严峻、储气库资源薄弱、大型管网之间调配困难等。电力部门实施电力需求侧管理,采取了一整套行之有效的措施来缓解电力的供需矛盾、电力峰谷差日渐严峻及其电力调峰的问题。其对我国天然气调峰的启示是：政府部门应对天然气调峰制定相应的法律法规和优惠政策,积极支持天然气调峰手段和技术的研究与开发;建立灵活的系统负荷合同和大客户负荷管理系统,加强可中断用户的管理,在天然气紧缺的情况下,利用双燃料系统,进行有效调峰;利用价格杠杆,实施峰谷分时气价,鼓励用户“移峰填谷”。通过实施上述措施有望解决天然气调峰问题,促进我国天然气产业链的可持续发展。     

“西气东输”二线调峰应急问题探讨

西气东输二线（以下简称西二线）作为中国第一条跨国长输天然气管道，面临储气调峰的问题。作为保障安全供气的储气库系统，与西二线输量相匹配的储气库系统年周转气规模应达到其输气量的10%～20％，即年工作气规模应该在30×10⁸ m³以上。西二线管道线路长，安全保障要求高，因此调峰手段和方式也应该多样化。针对西二线的主要调峰和储气手段应为地下储气库和LNG，应急保障手段应可以考虑利用中国西部气田进行应急供气。储气库选址应尽量靠近管道下游，应以气藏、含水层和盐穴为主，尤其在南方中小型沉积盆地中的储气库选址重点考虑含水层储气库。LNG应尽量选择在管道末端的下游，可以与地下储气库相结合，确保西二线的安全平稳运行。     

地下储气库天然气损耗及控制

从1999年以来，陕京输气管道工程已相继建成了大张坨、板876和板中北3座地下储气库，这些储气库对于北京、天津和华北地区冬季调峰供气起到了不可替代的作用。目前与“西气东输”管线相配套的地下储气库正处于设计和建设当中，而更多的地下储气库也正在被规划和研究中。天然气损耗是储气库的特有参数之一，它不仅关系到储气库运行的经济特性，而且还是评价一个储气库成败的关键。文章根据几年来对已建储气库的运行观察、研究，对储气库天然气的损失进行了归纳和总结，并有针对性地提出了控制措施，对储气库的设计、运行及减少天然气损耗有一定的指导意义。     

产业链视角下的“气荒”解读

2009年11月,引起广泛关注的“气荒”是产业链风险的再次体现,是产业链快速发展的阶段问题。为避免“气荒”频发,着眼整个天然气产业链及其外部环境,剖析了“气荒”产生的原因,提出特定发展阶段、独特动力结构和特殊发展轨迹是解读“气荒”的关键：①产业链处于快速发展阶段并提早进入市场引导资源的细分阶段,伴随供需失衡是难以避免的正常现象;②产业链上、中游有一定竞争性,中游的干线和支线处于一定分割状态,低气价和管道燃气接驳费等下游市场制度安排,各环节均产生强烈的需求扩张冲动,激发了天然气供需失衡;③早期以低价支农惠民起步,我国经济发展水平和城市化水平迈上新台阶,下游市场形成巨大城市燃气需求,天然气利用规划不到位以及储气设施、调峰手段严重不足,加剧了天然气供需失衡。为此提出了有效防范天然气产业链风险的建议：①必须加强产业链发展规划;②建立全产业链调峰、错谷机制;③从全球视角看待价格机制改革;④逐步通过产业链结构改革,引入竞争机制。     

有效的天然气调峰储气技术——地下储气库

有效的天然气调峰技术可确保输气干线高效运行,实现安全平稳供气。为此,分析了国内天然气调峰储气技术的发展状况,指出地下储气库调峰具有库容大、安全性好、储转费低等优点,可从根本上解决城市季节性用气调峰问题,是最主要和经济的城市供气调峰方式;地下储气库应距离城市用户及输气干线较近,其中气藏建库是最经济的储气方式。同时介绍了地下储气库地面工艺技术,探讨了地下储气库新技术的发展趋势,提出了对中国地下储气库建设的建议：①继续增大国家整体储气系数,除满足常规调峰外,在条件许可的情况下,扩大应急供气和战略储备系数;②继续优选建库目标及库址,降低储转气成本,提高气库利用率;③尽快形成调峰供气定价机制,实现地下储气库商业化运作,建议研究天然气储气支持政策,按天然气“季节差价”收取调峰储气费;④利用干线气源的高压力,有条件的分输站利用压差设置LNG液化装置,实现液化调峰;⑤合理布局LNG接受站、LNG液化厂,增加LNG储存及气化设施,实现LNG与地下储气库调峰的相互配合,二者优化运行,最大限度地满足用户调峰需求。     

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从1989年发现陕参1井至今，长庆气田经历了15年的勘探开发与地面工程建设。截至目前，已累计销售天然气120×108m3，主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川及“西气东输”下游的上海、苏州、郑州等城市作为民用燃气，部分用于发电和化工原料（例如合成甲醇）等。文章根据长庆气田靖边、榆林、苏里格等气区中天然气生产规模、温度、压力、气体组成等特点，分别介绍了这些气区的天然气净化情况，其中着重介绍了靖边气区天然气净化中的脱硫脱碳、酸气处理和配套工艺技术。     

深海天然气及其水合物开发模式与钻采技术探讨

中国南海的石油天然气资源十分丰富,但其大多数都埋藏于深水区,油气勘探开发工作面临着许多难题和挑战。历经多年的探索与实践,我国海洋油气钻探工程已经实现了从浅水（水深300 m以内）到超深水（水深超过1 500 m）的跨越,并在南海发现了丰富的天然气与海域天然气水合物（以下简称水合物）资源,亟待进行安全高效开发,因而对相应的天然气及其水合物高效开发模式与技术支撑体系提出了迫切的需求。为此,针对深海天然气及其水合物安全高效开发的重大课题,提出了适用于常规天然气的“水平井或复杂结构井浮式钻完井+水下钻采系统+浮式生产、集输与浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）处理系统+船运外输”的开发模式及其技术支撑体系,以及适用于非常规天然气——海域天然气水合物的“水平井或复杂结构井浮式钻完井+水合物原位分解开采+水下或浮式生产与集输处理系统+管道或船运外输”的开发模式及其技术支撑体系;论述了大位移井、“U”形井等先进井型的开发模式及其适用的海洋地质环境,并给出了“U”形井的连通控制模型;此外,还介绍了与深水钻井力学和设计控制技术相关的研究进展。结论认为,建立先进适用的工程模式及其技术支撑体系,寻求实现“地质—工程—市场”一体化的解决方案,同时加强相关的信息化与智能化建设,是深海天然气及其水合物安全高效开发的关键之所在。     

用CO2作垫层气的混气机理及运行控制的可行性

〗随着“西气东输”等全国性供气管网系统的形成，城市季节性用气调峰矛盾日益突出，建立适合我国国情的天然气地下储气库新技术理论、新方法，使储气库经济高效运行，是目前迫切需要解决的具有重要前瞻意义和经济价值的预研性应用基础研究课题。采用CO₂作地下储气库垫层气，既可节省沉积资金，又可实现碳隔离储存，减少温室效应。为此，对以CO₂作为垫层气的最佳热力学条件及来源，CO₂在不同工况下与天然气扩散混合的混沌特性，以及CO₂替代气所占垫层气比例，最佳注采井位置、注采量、注采时间等问题研究的可行性进行了分析。研究成果不仅对创新和完善渗流扩散耦合理论、填补储气系统理论空白有重要学术价值，而且为今后我国碳隔离储存和储气库建设运行提供了理论依据和技术支持。     

提高喇嘛甸油田储气库调峰能力

在1991年建了一座储气库注气站。该站于1993年6月正式投运,站内建有处理能力30×104m3/d的注采气工艺配套设施及3台M—7.6/8.5—120型注气压缩机组,单台注气能力10×104m3/d。喇气库提高调峰能力后,每年可多注天然气6000×104m3。由此可见,提高喇气库调峰能力后,直接经济效益十分可观。它既解决了油田地面气冬夏不平衡的矛盾,又更好地保护了地下油气资源。     

中国天然气储气调峰方式研究

为有效缓解冬季供气紧张局面,保障天然气安全平稳供应,应统筹考虑地下储气库、LNG接收站、气田等多种调峰手段,提出适应中国国情的调峰方式及战略部署。为此,借鉴国外典型国家及地区的调峰经验,归纳出当前中国天然气调峰所面临的主要问题:(1)地下建库地质条件复杂,建设速度缓慢;(2)LNG接收站调峰方式抗风险能力较弱;(3)气田调峰不利于气田科学开发。针对不同地区天然气市场需求量、地质条件的差异,比较不同调峰方式的功能及成本,提出中国天然气调峰的布局方式:(1)东部沿海地区应充分利用低油价的时机,发挥已建储罐的周转能力弥补地下储气库调峰能力的不足,近期采取地下储气库与LNG调峰并重的策略,中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主,LNG为辅;(2)在四大气区(塔里木、青海、西南、长庆)周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰,当地下储气库无法满足调峰需求时,可利用气田进行辅助调峰;(3)其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标,加快地下储气库建设,以地下储气库调峰为主,管网调配为辅。     

中国地下储气库现状及技术发展方向

中国地下储气库建设经过多年探索,已经进入一个新的发展阶段。已经投产的11座地下储气库群设计工作气量达到180×10~8 m~3,在国内天然气调峰安全保供中发挥了重要作用。但国内地下储气库建设仍面临不少困难:①储气库工作气量增长速度慢,落后于调峰需求量增长的速度;②建设工程技术难度大,投资成本高;③安全运行压力大,风险识别和控制困难;④库址资源少,建库条件复杂;⑤尤其是在现有天然气价格体制下,储气库难以通过自身运营获得经营效益。究其原因,主要是已经形成的运营方式和建库技术尚不足以应对市场和复杂地质条件所带来的挑战。为破解这一系列难题,在开展市场化运作模式探索的同时,更需要加大技术攻关力度,加强研究地质评价与气藏工程、钻井完井工程、储气库注采工程、地面配套工艺及储气库完整性评价等多个方面的核心技术,大幅提高储气库建库效率,以促进我国地下储气库的可持续发展。     

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??Underground gas storage (UGS) is one of the major storage and peak-shaving means in the world among numerous storage ways via gas fields, small-scale LNG, etc. With the rapid development of natural gas industry in China, the seasonal peak-shaving issues are increasingly prominent, so how to achieve sustainable development of UGS business has become a major problem at present. In view of this, we studied the present status and trend of UGS development abroad and analyzed the following challenges encountered by UGS in China. (1) UGS construction falls behind the world and peak-shaving capacity is insufficient. (2) There is lack of quality gas sources for storage and the complicated geological conditions make the cost of UGS construction high. (3) UGS construction is still at the preliminary stage, so experiences are not enough in safety and scientific operation and management. (4) UGS construction, management and operation are not unified as a whole, so its maximum efficiency fails to be exerted. (5) The economic benefit of UGS is difficult to be shown without independent cost accounting. Based on experiences from other countries, some proposals were put forward on UGS development under the actual present situation: to strengthen strategic UGS layout, intensify storage site screening in key areas and steadily promote UGS construction; to establish professional UGS technical and management teams and intensify the research of key technologies; and to set up a complete and rationally-distributed UGS construction, operation and management system.     

油气藏型储气库地质体完整性内涵与评价技术

地下储气库(以下简称储气库)全生命周期完整性管理已成为其长期安全有效运行的重要保障,目前我国油气藏型储气库完整性及其评价技术以地面设施和注采井为主,地质完整性评价对象与概念不明确且缺乏系统的评价技术。为此,在总结相关研究成果的基础上,提出了以储气地质体为评价对象的地质体完整性概念,建立了油气藏型储气库地质体完整性评价技术体系,并以新疆呼图壁储气库为实例开展了储气库地质体完整性评价。研究结果表明:①储气库地质体完整性是指在储气库运行过程中,储气地质体各组成部分能够满足运行要求、安全经济地完成季节与应急调峰任务的各项性能指标的完整程度,其内涵是在储气库运行生命周期内,地质体的储层以及盖层、断层和圈闭可以为用户持续稳定提供气量,并保证储气库安全运行,其核心是在储气库运行生命周期内保持天然气存储的可靠性、安全性和经济性的程度;②地质体完整性评价技术体系由圈闭有效性、盖层完整性、断层稳定性、储层稳定性4项评价技术构成;③评价结果显示,呼图壁储气库具有提高上限压力扩大调峰气量的潜力。结论认为,油气藏型储气库地质体完整性评价技术体系的建立,健全了储气库完整性评价技术系列,对油气藏型储气库长期安全有效运行、提高运行上限压力、增强调峰能力等具有指导作用和应用价值。     

利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库的可行性研究

我国天然气主要消费市场尤其是环渤海和华东地区,调峰和应急保障需求强烈,但地下储气库设施数量与规模都严重不足,与实际需求量差距很大。国外已有将煤炭矿井改造成地下储气库的经验,深层煤炭地下气化实验也已经取得成功。环渤海和华东地区已被证实存在大量的深部厚煤层,借鉴盐穴储气库建设、深层煤炭地下气化和煤穴封存CO_2的思路和技术,可将深层煤炭原位气化后所形成的煤穴空间改造为地下储气库。模拟案例分析结果表明,煤穴储气库在资源、选址、主体工艺、建设规模、建设周期和投资经济性等方面均较为可行,而且在投资经济性上优于环渤海和华东地区目前在建和规划建设的盐穴储气库。利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库,既能利用没有井工开采价值的深层煤炭资源,增加天然气供应量,又能提升天然气市场健康发展所急需的调峰和应急保障能力。最后建议:油气企业应与煤炭企业、燃气企业和研究院所等开展合资合作,在储气库调峰需求强烈的京津冀和华东地区,率先启动深层煤炭地下气化技术研究,开展矿场试验,尽快启动煤穴储气库建设。     

管网独立后我国储气库公司的经营策略探讨

随着我国油气管理体制改革的不断推进，原来捆绑经营的地下储气库（以下简称储气库）将与管道逐步实现业务分离、财务独立乃至产权独立，如何做好储气服务的经营，便成为储气库运营企业亟待思考并解决的问题。为此，以美国储气库运营企业为例，系统分析了其在天然气市场化改革前后管理体制、服务类型和经营策略的变化，进而结合我国储气库业务经营中的关键因素和现存问题，对我国储气库企业的经营提出了建议。结论认为：①美国天然气市场化改革之后，传统的储气服务商通过设立子公司的形式实现了管输与储气的财务分离和经营统一，新建储气库通过开放季的形式进行预售从而锁定客户，将注采能力作为经营重点加强管理，向老客户提供优先续约权从而兼顾公平与效益；②我国的储气库经营还面临着现行储转费测算方法难以反映储气库实际运行成本、对注采能力重要性的认识有待加强等储多问题；③我国储气库经营企业应建立新的储气服务费定价机制，加强对注采能力的管理和经营，将城市燃气企业作为重点用户加强管理并与之深入合作，在合同设计中对气质、注采能力分配等关键参数进行明确规定，进一步细化服务细则。     

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??With the soaring demand of natural gas, especially the huge gap in consumption between summer and winter in some areas in China, the peak-shaving role of underground gas storage (UGS) is in urgent need at present in natural gas supply. Therefore, it is of great significance to evaluate the UGS at the market-oriented natural gas prices. First, based upon the present status and characteristics of UGS in China, a natural gas pricing model was first established considering mean reversion and seasonal effect, thus, the seasonal fluctuation trend of which was correspondent with the present situation in China. Then, a more accurate UGS operating policy was made by use of the conventional UGS evaluation model taking into account the impacts of factors like investment cost, operation cost, subsidy, etc. and by equalizing the gap between investment cost and subsidy at the operation stage. Finally, through numerical simulation, analysis was made on the influence of government natural gas prices and subsidy policies on the UGS investment motivation and on the impacts of both investment and operation costs on the operation and profit of UGS operators. The following proposals were put forward: to promote independent operation and separation from pipeline transportation; to encourage more diversified investors to participate in the UGS-related services; and to further realize the commercial and financial functions of UGS, in other words, to promote the innovation of UGS commercial modes, or to develop more financial functions like hedging in the future.     

川气东送管道应急调峰体系建设探讨

针对川气东送管道输送规模的不断扩大出现的管道应急供气、调峰等问题尤其是紧急情况以及节假日安全生产的重大问题,总结对比了川气东送管道系统几种常见的调峰和应急供气手段的利弊,分析了川气东送供气具有的市场主要集中在上下游、用户大量为工业用户以及下游大型用户存在较大用气波动等特点,提出了加快建设多层次应急调峰体系的解决措施,包括加快与中国石油管线的互联及储气库建设,适当提高储气库的规模及工作气量,待储气库建设完后实施弹性的价格机制,以及加强与地方可调节用户的沟通协调并在管道中下游开发部分大型工业用户。     

我国天然气产供储销价格体系:现状、问题与建议

天然气产供储销体系建设是保障天然气长期稳定供应的基础和关键,近年来我国按照"管住中间、放开两头"的总体思路来完善天然气产供储销价格体系,一方面推进天然气价格市场化改革,另一方面加强对自然垄断环节的输配价格监管,取得了有目共睹的成绩。尽管如此,我国的天然气产供储销价格体系目前仍然不能很好地适应天然气工业与市场发展的需要,尚存在诸多不完善的地方亟待改进。为此,在归纳、总结我国天然气产供储销价格体系现状的基础上,分析、揭示了产供储销价格体系目前存在的主要问题:(1)进口气严重亏损问题一直未得到有效解决;(2)门站基准价定价公式不够完善;(3)对价格浮动政策的执行存在诸多争议;(4)自然垄断环节的输配价格仍然偏高。进而提出了解决上述问题和完善产供储销价格体系的建议:(1)放开全部进口天然气的门站销售价格,使天然气进口企业有机会解决进口亏损问题;(2)采取S曲线公式形式,完善门站基准价定价公式;(3)推行季节性差价政策,完善储气调峰定价机制;(4)合理确定管道资产折旧年限,降低自然垄断环节的输配价格。