地下水封洞库系统和地下水封洞库储油方法

摘要

本发明提供了一种设置有调压气室的地下水封洞库系统和一种地下水封洞库储油方法，利用在储油洞室上方设置的调压气室，满足储油装量和油品介质物理变化带来的气相空间要求，同时通过控制调压气室内的气压，能够平衡调节储油洞室内油品压力与洞室外地下水压之间的压差，从而发挥出减少洞室内的地下水涌水量的作用；本发明所提供的技术方案既解决了固定水位法洞室内需留有气相空间而容易导致油气渗漏和渗水量大的问题，同时间接地降低了水幕系统的供水水封压力，又解决了变动水位法的水位变化频繁带来的设备启动频繁、工艺控制复杂和运行成本巨大等问题，对推动我国地下水封洞库的建设与发展具有积极意义，从而具备十分广阔的应用前景。

说明书

技术领域

本发明涉及地下水封洞库技术领域，特别涉及一种设置有调压气室的地下水封洞库系统，还涉及一种地下水封洞库储油方法。

背景技术

1939年，瑞典人Jansson提出了直接在地下水位以下的不衬砌洞室内储存石油的构想，并申请了发明专利。20世纪40年代末，瑞典人利用萤石矿坑建造了第一座地下不衬砌石油库，这是第一次成功采用地下洞库方式储存重燃油。20世纪60年代前后，瑞典建成第一座基于固定水垫层的地下不衬砌石油储备库，此后，地下水封岩洞储油库(即地下水封洞库)开始在世界各地开设，得到广泛应用。地下水封洞库存储原油技术是近十年来被我国引进、消化和吸收应用的一门工程技术，由于具有经济合理、安全可靠、土地资源节约、库容规模大储存效率高等特点，因而已成为我国战略原油储备和各种商业储油库的主要方式。

参见图1，目前广泛应用的地下水封岩洞储油库技术的原理非常简单，包括：在稳定的地下水位线以下一定深度的地下岩石中，人工开挖出一定容积的洞室，利用稳定地下水的“水封”作用将油品存储于洞室内。“水封”的含义是，利用地下水的静水压力对开挖出的洞室实现“水力”密封，其基本原理为：由于稳定地下水位以下的岩体裂隙中，地下水的静压力大于洞室内的储油静压力，从而油品始终被封存在由岩壁和裂隙水组成的一个封闭的洞室空间里，使油品不会渗漏出去；同时，由于油和水的比重不同，油和水不会相混，利用水比油重的原理，将油置于水的包围之中，因此，理想状态下可确保只会发生水往洞内渗，而油不可能往洞外渗漏，油品始终处在沿洞室岩壁渗流到洞室内所形成的水垫层(水垫床)之上，从而达到长期储存油品的目的。

此外，根据洞室内水位(即水垫层界面的水位，或称之为油水交界面的水位)变化情况，普遍应用的储油方式包括固定水位法和变动水位法两种，分别如图2和图3所示。由图可见，固定水位法和变动水位法在水封原理上并无大的区别，只是前者以控制水位为主，后者以控制油位为主，但二者在储油方式上存在着本质区别。

其中，固定水位法的储存原理与地上拱顶储油罐相似，从油品储存的工艺控制来说，储存时需要留有一定的气相空间，即洞室的装量系数不宜小于0.95，并保持一定的操作压力；装量系数中除了水垫层高度外，还要考虑原油的膨胀量(按最大温差10度计)和洞室内储存液位到规定值报警切断进油阀门后10～15分钟的管路内残留进油量。由于存在气相空间，固定水位法往往会造成两个技术问题：其一，在长期的储存过程中，蒸发的部分油气将有可能沿洞室顶部围岩的裂隙向上逃逸，从而产生安全隐患，理论上，洞室上方同样有地下水水封屏障可确保气体不渗漏，但是，实际上并不能确保所有裂隙内都充满地下水，油气逃逸的情况在实际工程中屡有出现；如今，为了保证油品不渗漏，防止油气逃逸，人们通常在洞室上方实施水幕全覆盖注水，遗憾的是，仍然无法做到绝对不渗漏，特别是储存易挥发性油品时很容易产生油气泄漏；其二，洞室顶部气相操作压力较小(通常为0.018MPa，仅相当于1.3米高水头静压)，这造成洞室上方的渗水流量变大(由于洞室顶面成为零压力渗漏边界)，仅这一部分的渗水量就几乎占到整个洞室渗水量的50％以上，因此大大增加了排水和水处理所需的运行成本。

其中，变动水位法根据油水交界面高度通过水位的调节实现对油品储存的工艺控制，油面标高即洞室顶，所以指向洞室的地下水均可实现对洞室的水封，其储存原理类似于地上浮顶储油罐，是一种带一定压力的储存系统，适合于储存汽油等易挥发性油品，由于其几乎不存在气相空间或气相空间极小，所以在收发油过程中采用等量油进水出或油出水进，油品损耗大大降低，爆炸危险性很小，并且带压储存方式也显著减小了洞室的渗水量，其中的储存压力的大小取决于连通外侧的水头高度和油、水的密度差。然而，变动水位法最大的缺点在于：需要频繁向洞室内主动补水或排水，特别是收发油作业时排水和补水的量更大，从而导致排水、补水和污水处理的运行成本显著增大；同时，需要充足的水源与储水设施，一次建设成本较大。

变动水位法在早期的工程中应用较多，由于需要频繁地实施大规模的主动补水和抽水，设备启动频繁，工艺控制要求较高，运行费用昂贵，因而目前工程应用已较少。相对变动水位法而言，固定水位法工艺流程更简单，控制更为方便，可靠性更高，运行成本也较低，因此，固定水位法是目前国内外工程应用所采用的主要形式，例如，我国目前所建和拟建的原油岩洞储库中绝大部分采用了固定水位法。

在现有技术中，中国专利CN104763449B公开了一种地下水封洞库水幕系统设计方法，包括步骤：在地质详勘、主洞室设计和交通巷道设计完成后，进行水幕巷道设计；进行水平向水幕孔和垂直向水幕孔设计；对断层破碎带发育情况做施工勘察；在水幕巷道开挖成型后，进行主洞室部位软弱岩体预处理方案设计；在某个水幕巷道的水幕孔全部施工完毕后，对该巷道的所有水幕孔进行加压注水试验；对发现的渗流通道做封堵方案设计；该中国专利技术方案通过水幕巷道向主洞室部位软弱岩体预注浆，有利于保证施工进度，降低施工风险；对渗漏通道注浆封堵，可阻止或减小主洞室开挖时的地下水流失，保证了主洞室周边的水封环境。然而，包括上述中国专利技术方案在内的现有技术实质上并未提供一种能够有效避免油气渗漏并解决渗水量大的技术问题的方法。

发明内容

发明人充分比较并深入分析了固定水位法和变动水位法的特点，发现这两种方法的最大的不同点在于对油品装量及油品介质变化的处理方式，前者通过洞室内留出一定的气相空间来处理，后者则以水位变化来调节；因此，在现有技术的基础上，为了克服现有技术中存在的缺陷，本发明提供了一种结合了固定水位法和变动水位法的储存原理的新储油工艺，并提供了一套与该新储油工艺其相适应的地下水封洞库系统，既解决了固定水位法洞室内需留有气相空间而容易导致油气渗漏和渗水量大的问题，同时间接地降低了水幕系统的供水水封压力，又解决了变动水位法的水位变化频繁带来的设备启动频繁、工艺控制复杂和运行成本巨大等问题。

具体地，以固定水位法为基础，本发明的第一方面提供了一种设置有调压气室的地下水封洞库系统，其包含：

若干个储油洞室，在每个所述储油洞室上方设置有一个调压气室，即具有气体调压功能的洞室，每个所述调压气室通过一条连接通道(井洞)与其对应的每个所述储油洞室相连通；其中，调压气室与储油洞室一样均采用地下岩洞形式；

其中，所述调压气室的顶部连接一个气体竖井，在所述气体竖井内设置有一个钢筋混凝土密封盖，并且设置有穿过所述钢筋混凝土密封盖的一根气体进出管；所述气体进出管上安装有可调节开度的气体进出阀，并且，所述气体进出管连接到一个地面充气站；值得补充说明的是，每根气体进出管穿过操作巷道以连接到地面充气站或者直接连接到地面充气站；

其中，所述调压气室内设置有一气压传感器和一液位传感器；所述气压传感器用于控制所述地面充气站向所述调压气室内输入惰性气体或者接收来自所述调压气室的混合气(指的是惰性气体与油气、水气等的混合气)；所述液位传感器用于控制一抽水子系统的开启与关闭；

并且，所述气体进出阀、所述地面充气站、所述抽水子系统、所述气压传感器和所述液位传感器均与一个中控子系统电气连接。

此外，由于上述设置有调压气室的地下水封洞库系统中的其它部分均按照本领域已知的常规方式进行设计和布置，因此，在本文中不再赘述。

优选地，在上述设置有调压气室的地下水封洞库系统中，所述调压气室的容积不小于所述储油洞室的容积的1％。

优选地，在上述设置有调压气室的地下水封洞库系统中，所述调压气室的断面形状选自以下任一种：直墙圆拱形、半圆拱形、马蹄形、卵形、方形。其中，所述调压气室的断面形状是根据围岩稳定性分析确定的。

优选地，在上述设置有调压气室的地下水封洞库系统中，所述调压气室周边的围岩通过密封方法进行了气密处理，以确保气体不向外渗漏，其中，所述密封方法选自以下任一种：自然水封(围岩闭气)、人工水封(水幕闭气)、防渗衬砌(罩式闭气)。由于以上所述的自然水封、人工水封、防渗衬砌均为常规密封方法，所以在本文中不再赘述。

优选地，在上述设置有调压气室的地下水封洞库系统中，所述惰性气体为氮气或氦气。

同时，本发明的第二方面提供了一种地下水封洞库储油方法，其使用本发明第一方面所述的设置有调压气室的地下水封洞库系统，并且包括调节储油洞室围岩内地下水的渗流的步骤：

S1：储油平衡状态下，所述调压气室和所述连接通道内的气压P₀＝1atm，水垫层界面处于平衡水位；预设油面拟上升高度h_max；

S2：当储油洞室围岩内地下水渗流入所述储油洞室并使得所述水垫层界面的上升高度为h_w后，油品沿着所述连接通道进入所述调压气室，使得油面上升高度为h；此时，调节气压P₀(值得说明的是，此时若油品完全充满连接通道并进入了调压气室内，则此气压P₀均由调压气室内的混合气产生；P₀是可变量)以符合下式：1atm＜P₀＜P₂，用于控制油品进入所述调压气室的速度，h逐渐增大；式中，P₂为所述储油洞室的顶部围岩裂隙内的水静压；

S3：当h达到h_max时，开启所述抽水子系统，排水以使得所述水垫层界面逐渐下降至平衡水位，h逐渐减小至0，P₀下降至1atm。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明所提供的技术方案利用在储油洞室上方设置的调压气室，满足储油装量和油品介质物理变化带来的气相空间要求，同时通过控制调压气室内的气压(始终符合1atm≤P₀＜P₂)，能够平衡调节储油洞室内油品压力与洞室外地下水压之间的压差，从而发挥出减少洞室内的地下水涌水量的作用；并且，本发明所提供的技术方案既解决了固定水位法洞室内需留有气相空间而容易导致油气渗漏和渗水量大的问题，同时间接地降低了水幕系统的供水水封压力，又解决了变动水位法的水位变化频繁带来的设备启动频繁(主要用于大规模的主动补水、排水)、工艺控制复杂和运行成本巨大等问题。

综上所述，采用所述的设置有调压气室的地下水封洞库系统，并实施所述的地下水封洞库储油方法，可有效减少并调节储油洞室围岩内地下水的渗流量，降低整体工程建设费用，提高洞库建设与运营的安全性和可靠性。因此，本发明所提供的地下水封洞库系统和地下水封洞库储油方法对推动我国地下水封洞库的建设与发展具有积极意义，从而具备十分广阔的应用前景。

附图说明

图1为背景技术中的地下水封洞库的储油原理示意图；

图2为背景技术中的固定水位法的储油原理示意图；其中，A1-抽水泵，A2-抽油泵，A3-水垫层，A4-地下水位线，A5-钢筋混凝土密封盖，A6-操作巷道，A7-油；

图3为背景技术中的变动水位法的储油原理示意图；其中，B1-油，B2-水，B3-地下水位线，B4-裂隙水泵，B5-抽水泵，B6-抽油泵，B7-钢筋混凝土密封盖，B8-操作巷道，B9-最低水面，B10-最高油面；

图4为根据本发明的一个实施例的设置有调压气室的地下水封洞库系统的主要结构示意图；其中，C1-调压气室，C2-连接通道(井洞)，C3-水垫层，C4-抽水泵，C5-抽油泵，C6-油品，C3-6-水垫层界面(油水交界面)，C7-操作巷道，C8-储油洞室，C9-围岩裂隙，C10-钢筋混凝土密封盖，C11-储油洞室的顶部标高面，C12-原始地下水位线，C13-设计稳定地下水位线，C14-管道操作竖井，C15-气体进出管；

图5为根据本发明的一个实施例的地下水封洞库储油方法的原理示意图；其中，C3-6-水垫层界面(油水交界面)，C7-操作巷道，C11-储油洞室的顶部标高面，C12-原始地下水位线，C13-设计稳定地下水位线，P_water-水静压，P_oil-油静压，P₀-气压，P₁-水静压，P₂-水静压，P₃-油品静压力，H₀-储油洞室的顶部标高面的水头高度，H_c-储油洞室的水垫层界面的油头高度，H-储油洞室的水垫层界面的水头高度，h_w-水垫层界面的上升高度，h-油面上升高度。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步阐述，但本发明并不限于以下实施方式。

根据第一方面的设置有调压气室的地下水封洞库系统，其包含：

若干个储油洞室，在每个所述储油洞室上方设置有一个调压气室，每个所述调压气室通过一条连接通道与其对应的每个所述储油洞室相连通；所述调压气室的顶部连接一个气体竖井，在所述气体竖井内设置有一个钢筋混凝土密封盖，并且设置有穿过所述钢筋混凝土密封盖的一根气体进出管；所述气体进出管上安装有可调节开度的气体进出阀，并且，所述气体进出管连接到一个地面充气站；所述调压气室内设置有一气压传感器和一液位传感器；所述气压传感器用于控制所述地面充气站向所述调压气室内输入惰性气体或者接收来自所述调压气室的混合气；所述液位传感器用于控制一抽水子系统的开启与关闭；所述气体进出阀、所述地面充气站、所述抽水子系统、所述气压传感器和所述液位传感器均与一个中控子系统电气连接。

在一个优选实施例中，所述调压气室的容积不小于所述储油洞室的容积的1％。

在一个优选实施例中，所述调压气室的断面形状选自以下任一种：直墙圆拱形、半圆拱形、马蹄形、卵形、方形。

在一个优选实施例中，所述调压气室周边的围岩通过密封方法进行了气密处理，其中，所述密封方法选自以下任一种：自然水封、人工水封、防渗衬砌。

在一个优选实施例中，所述惰性气体为氮气或氦气。

根据第二方面的地下水封洞库储油方法，其使用第一方面所述的设置有调压气室的地下水封洞库系统，并且包括调节储油洞室围岩内地下水的渗流的步骤：

S1：储油平衡状态下，所述调压气室和所述连接通道内的气压P₀＝1atm，水垫层界面处于平衡水位；预设油面拟上升高度h_max；

S2：当储油洞室围岩内地下水渗流入所述储油洞室并使得所述水垫层界面的上升高度为h_w后，油品沿着所述连接通道进入所述调压气室，使得油面上升高度为h；此时，调节气压P₀以符合下式：1atm＜P₀＜P₂，用于控制油品进入所述调压气室的速度，h逐渐增大；式中，P₂为所述储油洞室的顶部围岩裂隙内的水静压；

S3：当h达到h_max时，开启所述抽水子系统，排水以使得所述水垫层界面逐渐下降至平衡水位，h逐渐减小至0，P₀下降至1atm。

此外，下文详细描述了上述地下水封洞库储油方法实施的原理：

油品储存在封闭的储油洞室中，岩体中的裂隙水可顺着指向洞室的裂隙流进洞室，该储油洞室类似一带渗水裂隙的密闭容器。参见图4和图5，当向该储油洞室内输油完成后，即达到储油平衡状态，油面标高在设计罐容装量的油品自由面(即抵靠洞室顶)，此时洞室顶与油品自由面之间不存在气相空间或仅存在极小的气相空间(由于岩面具有一定的粗糙度)。该储油洞室的顶部围岩裂隙内的水静压P₂有如下关系式：

P₂＝γ_water·H₀

其中，P₂亦表示该储油洞室的顶部标高面所承受的地下水静压，H₀表示该储油洞室的顶部标高面的水头高度，具体为从设计稳定地下水位线的最低点到该储油洞室的顶部标高面的垂直距离。在储油平衡状态下，油面(油品自由面)即可视为该储油洞室的顶部标高面。

相应地，该储油洞室的水垫层界面(即油水交界面；在储油平衡状态下时，位于平衡水位处)的围岩裂隙内的水静压P₁有如下关系式：

P₁＝P_water，max＝γ_water·H

其中，P₁实质上为储油洞室壁所承受的最大水静压P_water,max，γ_water表示水重度，H表示该储油洞室的水垫层界面的水头高度，具体为从设计稳定地下水位线的最低点到该储油洞室的水垫层界面的垂直距离。

在储油平衡状态下，维持调压气室和连接通道内的气压P₀＝1atm，油面上升高度(或称为油头高度)h＝0，所以该储油洞室的顶部标高面所承受的油品静压力P₃₁＝0。此时，该储油洞室的水垫层界面的油品静压力P₃有如下关系式：

P₃＝P_oil，max＝γ_oil·H_c

其中，P₃实质上为储油洞室壁所承受的最大油静压P_oil,max，γ_oil表示油重度，H_c表示该储油洞室的水垫层界面的油头高度，具体为从该储油洞室的顶部标高面到该储油洞室的水垫层界面的垂直距离，亦即储油平衡状态下的油面(油品自由面)到平衡水位的垂直距离。

因为γ_water＞γ_oil，并且H＞H_c，所以P_water,max＞P_oil,max，即P₁＞P₃；同理可知，储油洞室壁各点处所承受的水静压P_water与所承受的油静压P_oil都符合下式：

P_water＞P_oil

因此，本发明所述的地下水封洞库储油方法确保油品不会向储油洞室外渗漏，地下水对储油洞室起到水力密封作用。

进一步地在正常储油状态下，P₂＞P₃₁，因此储油洞室围岩内的地下水将不断地沿裂隙向洞室内渗流进来；由于油与水不相混溶，地下水沿储油洞室壁流到下部水垫层，水垫层自由面的水头压力恒为0，但随着进水的不断增加，水垫层界面(即油水交界面)将逐渐出现水位向上抬升的趋势，理论上，如果进入储油洞室的地下水不排出，则油品最终将由于该抬升压力的不断增大而克服裂隙内的静水压力，向上渗出洞室。其中，抬升压力的变化，取决于进入该储油洞室的地下水的涌水量。例如，当地下水渗流入该储油洞室并使得所述水垫层界面的上升高度(或称为抬升的水位高度)达到h_w时，油品整体也将应当上升同样的高度，以形成新的油品静压力P₃₂，有如下关系式：

P₃₂＝γ_oil·h_w

其中，P₃₂也是抬升压力，由于储油洞室顶部的存在，油品可向该储油洞室的顶部围岩裂隙内和/或连接通道与调压气室方向渗流，该抬升压力即为油品顶面作用于储油洞室顶部的压力，油品本身在此压力下储存。

此时，若作用于该储油洞室的顶部的P₃₂＞P₂，油品则向上渗出，以渗入到该储油洞室的顶部围岩裂隙内；此渗出高度符合下式：

h_oil＝(P₃₂-P₂)/γ_oil。

此时，油品还向连接通道(井洞)与调压气室方向渗流，换言之，油品沿着所述连接通道进入所述调压气室，使得油面上升高度符合下式：

h_oil-air＝(P₃₂-P₀)/γ_oil。

显然，P₀＜P₂，因此，h_oil-air＞h_oil，从而当h_oil-air达到h_max时，即可触发排水过程，具体为开启抽水子系统，利用抽水泵与抽水管道将地下水输送至该储油洞室外，以使得所述水垫层界面逐渐下降至平衡水位。此外，当调节气压P₀时，可以控制进入该调压气室的油品量，同时又可根据h_w的变化间接控制P₃₂，从而调节该储油洞室顶部的油品储存压力。

最后值得说明的是，通常情况下，连接该储油洞室与该调压气室的连接通道(井洞)的横截面积要远远大于该储油洞室的顶部围岩所有裂隙的截面积之和，因此，绝大部分的油品将首先流入压力较低的该调压气室，而仅有极少量的油品向裂隙内渗流。

实施例1

本实施例详细说明了一种地下水封洞库系统和采用该地下水封洞库系统的储油方法。

参见图4和5，此实施例中的地下水封洞库系统，包含：若干个储油洞室C8，在每个所述储油洞室C8上方设置有一个调压气室C1，调压气室C1的底部标高大于储油洞室C8的顶部标高；每个所述调压气室C1通过一条连接通道C2与其对应的每个所述储油洞室C8相连通；所述调压气室C1的顶部连接一个气体竖井，在所述气体竖井内设置有一个钢筋混凝土密封盖C10，并且设置有穿过所述钢筋混凝土密封盖C10的一根气体进出管C15；所述气体进出管C15上安装有可调节开度的气体进出阀(图中未示出)，并且，所述气体进出管C15连接到一个地面充气站(图中未示出)；所述调压气室C1的容积为所述储油洞室C8的容积的2％，所述调压气室C1的断面形状为直墙圆拱形。另外，如图4所示，可以看到储油洞室C8周围存在着若干围岩裂隙C9。

其中，所述调压气室C1内设置有一气压传感器和一液位传感器(图中未示出)；所述气压传感器用于控制所述地面充气站向所述调压气室内输入氮气或者接收来自所述调压气室的混合气；所述液位传感器用于控制一抽水子系统的开启与关闭；所述气体进出阀、所述地面充气站、所述抽水子系统、所述气压传感器和所述液位传感器均与一个中控子系统电气连接。

如图4所示，所述储油洞室C8内储存着油品C6，油品C6之下有水垫层C3，水垫层C3与油品C6分层形成了水垫层界面(油水交界面)C3-6；此外，所述调压气室C1周边的围岩通过防渗衬砌进行了气密处理。并且，图4还示出了：用于排水的抽水泵C4与抽水管道(属于所述抽水子系统)，用于输出油品的抽油泵C5与抽油管道，进油管道，管道操作竖井C14(其内部设置有另一个钢筋混凝土密封盖C10，并且容纳着抽油管道、进油管道和抽水管道)，操作巷道C7。

此实施例中的地下水封洞库储油方法，使用上述地下水封洞库系统进行储油，并且包括调节储油洞室围岩内地下水的渗流的步骤：

储油平衡状态下，所述调压气室C1和所述连接通道C2内的气压P₀＝1atm，水垫层界面C3-6处于平衡水位；预设油面拟上升高度h_max；当储油洞室围岩内地下水渗流入所述储油洞室C8并使得所述水垫层界面C3-6的上升高度为h_w后，油品沿着所述连接通道C2进入所述调压气室C1，使得油面上升高度为h(即以上原理描述中的h_oil-air)；随着油品的流入，会使调压气室C1内的压力被动增大，此时气压传感器发送信号给中控子系统，该中控子系统发送信号给地面充气站和气体进出阀，使得该气体进出阀开启一定开度，该地面充气站接收来自该调压气室C1的混合气，从而主动降低气压P₀(即内压)，促使油品加速流向该调压气室C1，P₀仍然符合1atm＜P₀＜P₂；h逐渐增大至h_max，立即触发开启所述抽水子系统，排水以使得所述水垫层界面C3-6逐渐下降至平衡水位，h也逐渐减小至0，P₀下降至1atm，沿裂隙渗漏出去的部分油品也将在P₂的作用下回流到洞室内，从而恢复到储油平衡状态。

总之，本发明所提供的地下水封洞库系统和地下水封洞库储油方法可以根据进油时的装量变化、油品体积的膨胀变化和储存压力变化，以及地下水的变化等情况，合理设定调压气室的各项工程设计参数，其中，核心控制参数为：油面拟上升高度h_max、调压气室与连接通道内的气压P₀。

以上对本发明的具体实施例进行了详细描述，但其只是作为范例，本发明并不限制于以上描述的具体实施例。对于本领域技术人员而言，任何对本发明进行的等同修改和替代也都在本发明的范畴之中。因此，在不脱离本发明的精神和范围下所作的均等变换和修改，都应涵盖在本发明的范围内。