油田周边零散放空气回收利用模式研究

杨进荣

(中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司西南采气厂，四川 宜宾 644000)

1 油田周边零散气回收利用模式概述

1.1 现有回收利用模式现状

在油田天然气主产区，按照开发方案积极推进页岩气外输管道建设，实现管输销售，结合地方开展天然气发电以及气代煤、气代油等天然气市场发展方向的政策，在油田产量较低地区、骨干管网不发达地区，建设压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)利用装置，分布式能源上网发电和民用气，优化天然气使用方式，提高放喷页岩气利用率。以浙江油田公司西南采气厂为例，管输计量交接点3处，实现日均销售气量300万m3，管输销售是按照气田总体开发方案，根据管网总体布局就近接入地区外输干线，实现规模销售取得经济效益。辅助销售计量交接点13处，实现日均销售气量100万m3，其中LNG 站8处，CNG站1处，上网发电3处，民用气1处，近三年通过以上方式油田周边零散放空气回收利用量6亿m3。

1.2 现有回收利用模式遵循的原则

油田周边零散气辅助销售点井站位置相对偏远，周边无完善的天然气生产处理系统和管输销售网络，所产天然气需要进行独立收集、处理、回收利用，单井站产气量在2～3万m3优先选优撬装CNG 设备进行回收利用；单井站产气量在3万m3以上，且周边CNG 下游销售市场有限，产品运输受道路交通不便等因素严重制约，可根据周边电网布局，就近城镇燃气管道布局，结合电力供应和地方居民用气的诉求，优选上网发电和民用气方式进行销售；周边单井站产气量在3万m3以上，且就近井站通过连接临时管线选择道路条件好选址可建成5～10万m3/天LNG 站，实现片区集中回收利用。

2 油田周边零散气回收利用方式分析

2.1 临时管输回收利用

管输销售总体按照油田开发方案，同片区产能建设同步开展，在集输干线建设时可提前预留管线接口，沿线3km 范围内的测试平台气量在3万m3/天以上，可建设临时管线 实现当年评价、当年见产、当年见效的目标进行回收利用，进入管输销售天然气气质必须符合《天然气》(GB 17820—2018)二类气质要求，以及《进入天然气长输管道的气体质量要求》(GBT 37124—2018)水露点强制要求，必须配套建设标准的地面生产流程和集气脱水增压装置，前期投资成本大，受资产负债和设备折旧等因素，收益周期长。但管输销售价格相对稳定不受市场行情波动影响，且能够享受中国石油内部结算冬季超计划量120%的价格。

2.2 液化LNG回收利用

《天然气利用政策》规定，LNG 汽车属于优先类，用于调峰和储备的LNG 设施属于允许类。LNG 产业的快速发展，促使了LNG 的终端利用，并对相关产业起到了非常大的带动作用。LNG 销售前期主要在油田周边已测试产量在3～5万m3以上且片区平台在2～3个，周边无完善的天然气生产处理系统和可接入的管输销售网络，优先选择建设撬装LNG 装置销售，后期可利用供需双方串供、互供、代输等多种方式作为建产区块实现调峰错峰的销售模式，可解决双方故障检修和上下游压产对销量的严重影响问题。LNG 生产工艺较复杂，来自平台的天然气经计量后进入液化工厂装置区，经聚结式过滤器过滤天然气中的微量油水及粉尘杂质后进入脱酸单元，经活化的MDEA 溶液在高压、低温下脱除天然气中的酸性气体后进入后续单元，经分子筛脱水至1ppm 以下后进入载硫活性炭脱除天然气中可能含的汞，避免对冷箱铝翅片产生汞腐蚀，净化后的天然气进入冷箱，经混合冷剂逐步冷却后变为LNG，经节流降压后送入LNG 储罐储存，储罐的储存压力在15kPa 左右，LNG 经LNG 输送泵输送至充装臂，通过LNG 槽车外运。

目前LNG 销售行业，完全符合国家的产业政策和能源政策，对发展城市燃气事业，优化能源结构，实现能源多元化，促进地区现代化建设和调整产业结构、发展经济等方面都有十分重要的意义。LNG 也可用作小城镇非管道供气主气源，仍可作为备用和调峰气源，也是城市天然气的调峰储备措施。LNG 液化气用途广泛且运输方便，下游销售市场需求大，不会因滞销停产造成油田生产井的间歇性生产，销售价格受终端销售价格和海外运输LNG 价格影响较大，按照价价联动和一户一策的天然气销售营销策略，天然气销售价格也将影响较大，面对海上进口低价LNG 对国内LNG 市场的冲击，促销成为LNG 销售方式工作的重中之重，对油田的生产经营带来一定的困扰。所供原料气均为井口和管道粗天然气，气质要求较低，对生产工艺流程建设投资较少，且LNG 原料气供气价格较高，回收利用模式经济效益最好。

2.3 压缩CNG回收利用

CNG 压缩回收方式，投资小，安全、灵活、方便、快捷，对于油田周边产量低于3万m3/天的井站，优先选择CNG 销售，CNG生产工艺简单，生产成本较LNG 低，撬装生产场站能够在较短的时间内投产用户在使用需一套减压装置，相较LNG 的气化装置要简单，将气井井生产的天然气压力控制在要求范围内进入分离器进行气液分离，分离出的天然气再经篮式过滤器，除去部分泥沙等固体之后进入干燥撬经干燥撬吸附脱水(露点低于-35℃)，再经压缩机压缩至20MPa 进入CNG 转运拖车外运。分离器、干燥撬和压缩机的排污进入常压排污罐，挥发气体经放空筒放空，液相积累至灌体1/2拉运处理。在油田周边放空气压缩回收的过程中，由于具体情况不同，可以按照单井的气量和压缩机的能力，相应增加压缩机的数量来进行匹配。由于单车运输量小，造成运输成本大，运输距离受限，是制约CNG 发展的主要瓶颈；由于物质形态仍是气体，只是经过了压缩，压力高达21MPa，相较LNG 危险性要大，难于满足对气量需求较大用户的要求。CNG 需求量随着市场情况而波动，进而影响气井生产波动，不利于回收利用，且CNG 为产品不易打破下游目前已供需平衡的市场壁垒，CNG 终端销售价格较低，造成天然气供气价格低，存在一定的经营风险。

2.4 分布式能源发电回收利用

《天然气利用政策》规定，天然气分布式能源属于优先类。天然气发电有利于满足系统调峰需要，优化和调整电源结构，能够提高电网运行的安全性与稳定性，也是发电能源多元化的重要组成部分，是我国天然气利用的重要方向之一。油田周边边远井道路运输条件差，受距集输主管道较远、出气量较小，周边有可以依托的高压电网，产气量在3万m3/天，可优先采用页岩气上网发电。根据页岩气分布特点，页岩气发电大多采用内燃机组，内燃机组是将液体或气体燃料与空气混合后，直接输入气缸内部燃烧并产生动力的设备，是一种将热能转化为机械能的热机，具有体积小，特别适用于移动式动力装置；热效率高，意味着燃料消耗率低，经济性好；启动性能好，正常情况下，仅在3～6s 的时间内即可起动，并能迅速达到最大功率；使用功率范围宽，适应性好，发电功率范围为5～18000kW；设备集成度高，安装操作快捷方便。

分布式能源站所发电能可直接供生产平台使用，燃气发电机组烟气余热通过余热锅炉产生蒸汽供应就近气田水处理厂，实现能源高效、梯级利用。在地方政府补贴、天然气价格调整、能源互联网兴起、工业园区限煤等多重因素作用下，天然气分布式能源发展明显提速，对地方能源安全和工业发展等方面具有重大的推动作用，有利于优化和调整电源结构，发展页岩气发电可以实现发电能源多元化，有利于改善地区的电力布局和能源结构。

针对井口供气燃气上网发电，低价采购用电，降低用电成本，气田水处理工艺利用发电余热低耗高效、安全可靠的回收工艺模式具有重要的指导意义，社会效益十分显著。

2.5 城镇燃气民用回收利用

我国城镇燃气中天然气已成为主导气源，随着“新型城镇化”积极推进，配套设施逐步完善，城镇燃气保持稳定增长。在离地方城镇燃气管网、配气站较近约1km 范围内的油田周边低产井气量低于1万m3/天，优先考虑并入地方城镇燃气管网实现销售。随着燃气管道特许经营权得到日益重视，直供工业用户销量减少，城镇燃气用户销量所占比例不断提高，民用气一般地方燃气公司有燃气经营权，已建成了供气输配系统网络，形成中低压供气区和储气调峰配气调压站进行调节，具备输气功能、调峰功能、事故供气功能和安全可靠供气功能。城镇燃气由省级(或市县级)物价部门制定和管理，但由于各地的气源不一，经济和社会发展程度有别，消费水平各异，加之没有统一的配气成本监审办法和配气费定价标准，各地的配气费差异很大。整体市场价格稳定，同时民用气在燃烧效率和价格上均比煤炭和液化石油气具有相当的竞争优势。同时地方政府政策大力支持，市场前景较好。能够优先满足井场就近乡镇的居民用气，后续可分期分片逐步气化，结合国家地方煤改气的政策，满足医院、学校、旅馆、餐饮和可研事业单位等公共建筑的用气。

3 结语

综上所述，油田零散放空气回收利用模式要结合政府监管政策、财税政策、利用政策和价格政策为导向，开展区域天然气市场调研，充分考虑地方政府对供气企业“三留”(留GDP、留税、留利)诉求，按照新增天然气应优先保障居民生活或用于替代燃煤，优先就地供民用气的使用，缓解区域乡镇冬季保供期间民用气用气慌的尴尬局面，其次发展天然气分布式能源等高效利用项目，低价采购用电，气田水处理工艺利用发电余热低耗高效、安全可靠的回收工艺模式具有重要的指导意义，社会效益十分显著，既实现了放空气的销售利用，由满足了用电需求和供电的安全稳定性，节约了场站用电成本和气田水处理成本，在经济性上具有很大优势，具有一定的开发利用前景。合理发展天然气化工项目，有序发展天然气调峰发电站，鼓励各种天然气处理及回收技术进入页岩气销售市场，一方面享受国家页岩补贴政策，增加销售收入，实现油田最大效益，一方面为促进当地页岩气产业良性发展，实行页岩气开发与就地转化利用合作共赢，越是在低油价背景下，越要不断地探索完善建立天然气综合回收利用模式，依靠技术创新和管理创新拓宽销售渠道，提升企业利益。