提高我國天然氣商品率的主要技術(shù)與措施

霍　瑤　楊依超　韓永新　孔金平

中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院

霍瑤等.提高我國天然氣商品率的主要技術(shù)與措施. 天然氣工業(yè)，2016， 36（9）: 141-145.

提高我國天然氣商品率的主要技術(shù)與措施

霍瑤楊依超韓永新孔金平

中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院

霍瑤等.提高我國天然氣商品率的主要技術(shù)與措施. 天然氣工業(yè)，2016， 36（9）: 141-145.

天然氣的商品率是衡量天然氣開發(fā)利用水平的重要指標(biāo)之一，其反映了天然氣產(chǎn)量和商品量之間的關(guān)系。注重提高天然氣的商品率，對我國天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展具有重要的意義。為此，闡述了天然氣商品率的計(jì)算方式，分析了影響天然氣商品量的主要因素，包括氣井試氣試采井口放空、伴生氣井口放空、輸氣管網(wǎng)泄漏、管道氣放空、計(jì)量誤差、生產(chǎn)過程中自用、地下儲(chǔ)氣庫墊氣等多個(gè)方面。針對我國氣田開發(fā)的現(xiàn)有條件和技術(shù)水平，提出了提高天然氣商品率的具體措施：①加強(qiáng)天然氣集輸管理，建立完整性管理技術(shù)體系，預(yù)防和減少管道事故的發(fā)生，經(jīng)濟(jì)合理地保證管道安全運(yùn)行；②提高天然氣利用率，推廣節(jié)氣技術(shù)，降低自用氣量；③重視井口氣回收，減少放空量；④降低油氣自用量與損耗量，節(jié)約費(fèi)用、資源利用與保護(hù)環(huán)境并行，實(shí)現(xiàn)零散氣的綜合利用。

中國天然氣產(chǎn)量商品量商品率集輸損耗放空自用集輸管理節(jié)氣技術(shù)

天然氣的商品率是衡量天然氣開發(fā)利用水平的重要重指標(biāo)之一，其反映了天然氣產(chǎn)量和商品量之間的關(guān)系。一般而言，天然氣業(yè)務(wù)劃分為上、中、下游3個(gè)部分，上游為勘探與開發(fā)、中游為運(yùn)輸與存儲(chǔ)、下游為消費(fèi)與利用，而天然氣的產(chǎn)量與商品量則分別處于整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈的上游和下游部分。在加大天然氣勘探開發(fā)和市場開拓的同時(shí)，注重提高天然氣的商品率，使天然氣利用與節(jié)約并重、開源與節(jié)流并舉，對我國天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展具有重要的意義。

1　天然氣商品率分析

1.1天然氣產(chǎn)量

天然氣產(chǎn)量分為井口產(chǎn)量和工業(yè)產(chǎn)量，井口產(chǎn)量指從井口產(chǎn)出的全部氣量，包括從氣井進(jìn)入管網(wǎng)的氣量、就地利用氣量以及放空氣量；工業(yè)產(chǎn)量指進(jìn)入集輸管網(wǎng)和就地利用的全部氣量，主要包括外銷氣量、生產(chǎn)自用氣量和損耗氣量。井口產(chǎn)量和工業(yè)產(chǎn)量都是天然氣生產(chǎn)的原始數(shù)據(jù)，是構(gòu)建儲(chǔ)產(chǎn)量平衡表和產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)鏈的基礎(chǔ)。通常以井口產(chǎn)量作為基礎(chǔ)參數(shù)，結(jié)合儲(chǔ)量數(shù)據(jù)建立儲(chǔ)產(chǎn)平衡表，用以反映累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量、技術(shù)（經(jīng)濟(jì)）可采儲(chǔ)量、年產(chǎn)量、累計(jì)產(chǎn)量、剩余可采儲(chǔ)量等參數(shù)的變化。井口產(chǎn)量及累計(jì)產(chǎn)量是獲得剩余可采儲(chǔ)量的前提；剩余可采儲(chǔ)量則更直接地反映出油氣田開發(fā)潛力，也是評估油氣企業(yè)存量資產(chǎn)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)之一［1-3］。

1.2天然氣商品量

天然氣商品量指天然氣經(jīng)過集輸管網(wǎng)、船舶等各種運(yùn)輸途徑以氣態(tài)或液態(tài)形式到達(dá)天然氣用戶手中被消費(fèi)利用的氣量。天然氣由地下開采到地面后，經(jīng)過集輸、處理和輸送，才能進(jìn)入流通領(lǐng)域（圖1），與其他商品不同，天然氣的氣體特征使其在從井口產(chǎn)出到最終送達(dá)用戶這一過程中存在相當(dāng)大的消耗，其井口產(chǎn)量與商品量存在著不容忽視的差別。因此，從商品定義方面來講，天然氣的商品量也可定義為天然氣產(chǎn)量中扣除損耗量后可供銷售的部分，它是評價(jià)油氣企業(yè)天然氣產(chǎn)銷經(jīng)濟(jì)效益的重要指標(biāo)［4-5］。而放空氣、集輸損失、處理損耗、油田自用、輕烴減量等損耗和減量，則統(tǒng)一稱為非商品氣量。

圖1　天然氣生產(chǎn)流向示意圖

1.3天然氣商品率

天然氣的商品率，即天然氣總產(chǎn)量中商品量所占的比重，它是反映天然氣生產(chǎn)利用水平的重要指標(biāo)，其計(jì)算公式為：

其中

式中CRgas表示天然氣商品率；Qcg表示商品氣量，m3；QΣ表示天然氣總產(chǎn)量；Q井口表示天然氣井口產(chǎn)量，m3；Q井口放空表示天然氣井口放空量，m3；Q集輸損失表示內(nèi)部集輸損失量，m3；Q處理損耗表示處理損耗量，m3；Q外輸損失表示外輸損失量，m3；Q自用表示油田自用氣量，m3；Q輕烴表示輕烴回收處理減少量，m3；Q其他表示其他減少量，m3。

為了便于進(jìn)一步分析和直觀描述，依據(jù)天然氣流向和流向中的耗損減量，天然氣商品量計(jì)算公式可以變換為：

可以看出，天然氣商品量的高低與產(chǎn)量和非商品氣量密切相關(guān)，因此減少天然氣生產(chǎn)流向中的非商品氣量可以提高商品氣量，進(jìn)而提高商品率。

2　影響天然氣商品量主要因素

2.1井口放空

天然氣從井口產(chǎn)出后直接點(diǎn)火燃燒即為井口放空，放空氣量不計(jì)入工業(yè)產(chǎn)量。天然氣井口放空的原因很多，主要可以歸納為以下兩種類型。

2.1.1氣井試氣試采井口放空

在油氣田開發(fā)早期，為進(jìn)一步了解氣藏地下情況、準(zhǔn)確認(rèn)識氣藏、錄取參數(shù)以開展氣田開發(fā)早期認(rèn)識與評價(jià)，必須進(jìn)行天然氣試氣試采［6］，但此時(shí)不具備地面管線建設(shè)條件，缺少集輸管線，因此必須采取井口放空措施。這部分氣量因井口敞開或大壓差生產(chǎn)而數(shù)量較大，尤其對我國西部日產(chǎn)百萬立方米以上的氣井而言，試采產(chǎn)量放空是一項(xiàng)很大的損失。

2.1.2伴生氣（溶解氣）井口放空

油田伴生氣是天然氣重要來源，往往常含有危害性很大的非烴類化合物。該類氣處理加工比一般的氣層氣和凝析氣處理工藝更為復(fù)雜。伴生氣與集中、高產(chǎn)的原油相比產(chǎn)量較小且分散，如果未及時(shí)采取就地回收措施，或者回收后經(jīng)濟(jì)效益差、利用困難，則會(huì)采用直接燃燒的方法處理，俗稱“點(diǎn)天燈”［7-8］。隨著天然氣需求量的增加和處理設(shè)施成本的降低，總體上伴生氣井口放空量呈降低趨勢，但“點(diǎn)天燈”一直是油氣同產(chǎn)區(qū)難以完全消滅的現(xiàn)象。

2.2集輸損耗

天然氣的生產(chǎn)輸送與原油相比差別很大，其集輸管道長、管網(wǎng)復(fù)雜、計(jì)量工具多樣。在天然氣內(nèi)部集氣和對外輸出過程中，損耗問題無法避免，管網(wǎng)泄漏、管道放空和計(jì)量誤差是造成集輸損耗的3個(gè)主要原因。

2.2.1輸氣管網(wǎng)泄漏

輸氣管網(wǎng)泄漏是由于管線不密閉或用氣設(shè)備老化而造成的跑、冒、滴、漏：①輸氣管道防腐水平低，國外大多采用內(nèi)、外涂層結(jié)合的防腐方式，而國內(nèi)內(nèi)涂層防腐管道較少，大部分管道僅采用外涂層防腐，如新疆油田部分伴生氣管道腐蝕比較嚴(yán)重，漏氣現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生；②老油氣田一般管道使用年限較長，老化嚴(yán)重，出現(xiàn)氣體泄漏的情況，如早期開發(fā)的大慶油田，大部分管道建成時(shí)間較早，至今使用期已逾20年，許多管道使用期甚至超過30年，已接近設(shè)計(jì)年限。

2.2.2管道氣放空

由于生產(chǎn)的需要或其他原因，要放空一定量的套管氣：①管道超壓放空，當(dāng)供氣量大于用氣量時(shí)，輸氣管網(wǎng)壓力過高，不能及時(shí)將富余氣量調(diào)配到下游用戶，為保障管線安全，要放空多余氣量以平衡壓力；②管線低壓放空，由于輸氣支線壓力低于管網(wǎng)壓力而造成天然氣無法進(jìn)入輸氣管網(wǎng)產(chǎn)生的放空，這種現(xiàn)象在油氣田開發(fā)中后期較為普遍；③集輸難造成放空，由于油氣田內(nèi)部管網(wǎng)和生產(chǎn)管理不到位，造成天然氣集輸難度較大而放空，如油氣田地形起伏大，造成油井井口回壓較高，氣體難以進(jìn)入管網(wǎng)；④保護(hù)管道的放空，部分氣井產(chǎn)出的氣體礦化度高、酸性物質(zhì)含量高，可能對管線造成嚴(yán)重的腐蝕而必須采取放空措施。以上這些因素造成天然氣集輸損耗氣量較大［9-10］。

2.2.3計(jì)量誤差

在天然氣計(jì)量的過程中，產(chǎn)量輸入與商品量輸出等參數(shù)如果存在誤差則直接會(huì)造成商品量的降低，尤其伴生氣濕氣計(jì)量問題比較突出，誤差較大［11］。造成計(jì)量誤差主要原因包括以下幾個(gè)方面：①計(jì)量表具選型不合理，天然氣輸出送氣端選用儀表流量偏大、輸入消費(fèi)端表具流量小造成計(jì)量偏差；②計(jì)量表具不合格，目前計(jì)量表的出廠合格率一般控制在95%～98%，且運(yùn)輸過程中可能造成的損壞，不合格的表具投入使用會(huì)導(dǎo)致計(jì)量誤差；③人為損壞、不合格安裝等導(dǎo)致計(jì)量不準(zhǔn)。

2.3生產(chǎn)自用

在油氣田開發(fā)和集輸?shù)倪^程中會(huì)消耗大量天然氣，嚴(yán)重影響天然氣商品量的提高，降低其商品率。

2.3.1天然氣回注

在凝析氣藏開發(fā)過程中為保持油氣藏地層能量，往往會(huì)將部分產(chǎn)出的天然氣就近回注以提高原油采收率。由于天然氣回注所獲增產(chǎn)原油的經(jīng)濟(jì)效益明顯高于將其外輸?shù)氖找?，因此回注天然氣是該類凝析氣藏開發(fā)的普遍措施。這種方式理論上是將資源暫存于地下，但對天然氣生產(chǎn)本身而言還是可外輸商品量的損失。

2.3.2油氣集輸動(dòng)力用氣

在油氣集輸?shù)倪^程中，也會(huì)使用到天然氣，包括：①加熱設(shè)備用氣，油氣集輸處理會(huì)大量使用燃?xì)饧訜釥t，且由于油氣田的集氣廠站布局分散，爐型多樣復(fù)雜，熱負(fù)荷小，因此用氣量相對較大；②管輸增壓用氣，目前天然氣增壓外輸是必不可少的措施，而大型壓縮機(jī)一般都是由天然氣提供動(dòng)力，能耗較大；③液化天然氣運(yùn)輸用氣，LNG在漫長海運(yùn)途中，無論怎樣保持低溫高壓狀態(tài)也必然發(fā)生少量LNG氣化，利用這些氣作為航船動(dòng)力就大大節(jié)省了航船運(yùn)輸成本，這也造成了商品氣量的損失［12］。

2.3.3稠油熱采用氣

稠油熱采是提高原油采收率的重要工程技術(shù)之一，已經(jīng)形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油、熱水驅(qū)、火燒油層、電磁加熱等技術(shù)為代表的技術(shù)框架［13］。油氣田自產(chǎn)的天然氣是這些技術(shù)動(dòng)力需求的首選，隨著稠油產(chǎn)量不斷提高，自用氣量明顯加大，如新疆克拉瑪依油田每年稠油熱采用氣量超過5×108m3，遼河油田稠油開發(fā)用氣量約4×108m3/a，占用大量油田天然氣產(chǎn)量。這部分氣不應(yīng)被計(jì)入商品氣量。

2.3.4發(fā)電用氣

在油氣勘探開發(fā)的過程中，多數(shù)井站遠(yuǎn)離城鎮(zhèn)供電線路，隨著橇裝式發(fā)電設(shè)備的國產(chǎn)化和大量引入，油氣田多采用天然氣就近發(fā)電，有效降低了氣田開發(fā)生產(chǎn)成本，但這部分用氣不應(yīng)被計(jì)入商品氣量。

2.4其他損耗

天然氣凈化的過程中，輕烴回收也會(huì)造成的商品氣減量。輕烴指由井口油氣分離器或聯(lián)合（處理）站完成天然氣凈化后從中分離出的天然氣液（NGLs）。天然氣液在地下為氣態(tài)在地上為液態(tài)，其主要成分是凝析油［8］，商業(yè)上把這部分烴類產(chǎn)品并入原油，不再以天然氣形式賣給用戶，不再計(jì)入商品氣量。

儲(chǔ)氣庫使用的墊底氣也會(huì)造成天然氣量的損耗。為保障天然氣安全、足量、及時(shí)供應(yīng)，必須建設(shè)大量地下和地面儲(chǔ)氣庫。一般來說，儲(chǔ)氣庫的存氣量應(yīng)占全部消費(fèi)量的15%～20%。我國民用氣占比較大、用氣中心與供氣中心分離，調(diào)峰負(fù)擔(dān)很重，對儲(chǔ)氣庫的需求很大。儲(chǔ)氣庫往往需要相當(dāng)大的墊底氣量，且其工作氣量只能是庫容量的一部分［14］。儲(chǔ)氣庫的輸入氣量、輸出氣量，以及墊底氣量都不再計(jì)入商品氣量。

3　提高天然氣商品量主要措施

3.1加強(qiáng)天然氣集輸管理，建立完整性管理技術(shù)體系

加強(qiáng)天然氣集輸和管理，尤其是集輸系統(tǒng)設(shè)施的完整性管理。管道系統(tǒng)完整性管理主要包括管道及場站管理系統(tǒng)建設(shè)、不同介質(zhì)工況的管道風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)技術(shù)、管道完整性檢測技術(shù)、管道完整性評價(jià)技術(shù)、管道維修與維護(hù)技術(shù)、場站完整性管理配套技術(shù)等方面。完整性管理可將風(fēng)險(xiǎn)控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，預(yù)防和減少管道事故的發(fā)生，經(jīng)濟(jì)合理地保證管道安全運(yùn)行。

目前國內(nèi)已經(jīng)初步建立天然氣集輸管道設(shè)施管理體系，內(nèi)容涵蓋管道完整性管理各個(gè)環(huán)節(jié)的配套技術(shù)體系，并在酸性天然氣集輸綜合檢測評價(jià)、含缺陷管道剩余強(qiáng)度評價(jià)等方面形成特色技術(shù)?，F(xiàn)有的管理體系在川渝地區(qū)天然氣管網(wǎng)建設(shè)與管理、長北氣田天然氣集輸管線建設(shè)與管理中應(yīng)用，均取得了較好的效果［15］。但國內(nèi)的現(xiàn)有技術(shù)與國外仍有很大差距，并且沒有得到廣泛應(yīng)用。因此，應(yīng)建立各級數(shù)據(jù)庫和研發(fā)相關(guān)應(yīng)用軟件，推廣川渝氣區(qū)天然氣集輸管理技術(shù)與經(jīng)驗(yàn)，并不斷完善技術(shù)，提高生產(chǎn)管理的準(zhǔn)確性，提高天然氣集輸效率。

3.2提高天然氣利用率，推廣節(jié)氣技術(shù)

在油氣田開發(fā)過程中，使用采出的天然氣提高采收率是便于管理、節(jié)約成本有效途徑。通過降低自用氣量的手段提高天然氣商品率，需要推廣應(yīng)用節(jié)氣技術(shù)，不斷提高天然氣利用效率。

在現(xiàn)階段下，主要可以從以下3個(gè)方面減少自用氣量：①應(yīng)用油氣集輸加熱爐節(jié)氣技術(shù)，例如真空相變加熱爐、新型換熱技術(shù)、無機(jī)傳熱節(jié)能技術(shù)等；②進(jìn)入高含水階段的油田，其原油凝點(diǎn)、黏度、含蠟量均有所降低，可采用不加熱高效能集輸技術(shù)；③大力發(fā)展稠油開采注汽鍋爐綜合節(jié)能技術(shù)，利用成熟先進(jìn)的節(jié)能新技術(shù)，降低稠油生產(chǎn)中的天然氣用氣量［16］。

3.3重視井口氣回收，減少放空量

要充分重視伴生氣的回收，減少放空量，同時(shí)注重培育伴生氣的利用市場，擴(kuò)展油田伴生氣應(yīng)用前景，不斷提高油田伴生氣回收率水平。伴生氣主要分為油井套管氣和油罐揮發(fā)氣兩大類，回收技術(shù)相對成熟。套管氣回收裝置主要有定壓式套管氣回收裝置、移動(dòng)式套管氣回收裝置、電加熱式油井套管氣回收裝置和自控式油井套管氣回收裝置；油罐氣回收主要有微壓自控式油罐氣回收裝置、皮囊緩沖式油罐氣回收裝置兩種形式。

對于試氣試采產(chǎn)量的回收，在氣田開發(fā)過程中應(yīng)制訂回收計(jì)劃，進(jìn)行回收利用技術(shù)比選。目前井口氣回收技術(shù)主要有橇裝式天然氣發(fā)電、橇裝式壓縮天然氣及其氣罐拖車（船舶）外運(yùn)、分子篩脫水+丙烷（氨）制冷等。這些技術(shù)的應(yīng)用可減少試氣試采放空氣量。

回收的天然氣可用于輕烴回收、燃料加熱、燃?xì)獍l(fā)電、車用燃料等方面，直接替代生產(chǎn)過程中加熱消耗的原油（天然氣）等能源，降低油氣自用量與損耗量，節(jié)約費(fèi)用、資源利用與保護(hù)環(huán)境并行，實(shí)現(xiàn)零散氣的綜合利用。

4　結(jié)論

通過分析天然氣產(chǎn)量與商品量的關(guān)系，認(rèn)為天然氣商品量的高低由產(chǎn)量和非商品氣量決定。因此減少天然氣生產(chǎn)流向中的非商品氣量可以有效提高商品率。研究認(rèn)為，影響天然氣商品量的主要因素包括井口放空、集輸過程損耗、生產(chǎn)過程中自用等多個(gè)方面。針對我國氣田開發(fā)的現(xiàn)有條件和技術(shù)水平，提出了提高我國天然氣商品率的以下措施。

1）加強(qiáng)天然氣集輸管理，建立完整性管理技術(shù)體系，預(yù)防和減少管道事故的發(fā)生，經(jīng)濟(jì)合理地保證管道安全運(yùn)行。

2）提高天然氣利用率，推廣節(jié)氣技術(shù)，降低自用氣量。

3）重視井口氣回收，減少放空量。降低油氣自用量與損耗量，節(jié)約費(fèi)用、資源利用與保護(hù)環(huán)境并行，實(shí)現(xiàn)零散氣的綜合利用。

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Main technologies and measures for improving the commodity rate of natural gas in China

Huoyao， Yang Yichao， Han Yongxin， Kong Jinping
（Langfang Branch of PetroChina Exploration and Deνelopment Research institute， Langfang， Hebei 065007， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.141-145， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The commodity rate of natural gas， one of the most important indicators for measuring the level of natural gas development and utilization， can also reflect the relationship between the actual natural gas yield and commodity quantity. In view of this， this indicator's calculation method was explained with such influencing factors taken into account as test gas and wellhead venting of production wells，venting of associated gas， leakage and venting of pipe gas， gas metering error， self-use in gas production， cushion gas of UGS， and so on. According to the existing conditions and technical level in the field development in present China， we presented the following measures to improve the marketable natural gas yield. （1） An integrity management system of natural gas gathering and transportation should be built to prevent and reduce pipeline accidents. （2） Natural gas utilization rate should be enhanced to promote gas-saving technologies and lower the self-use gas volume in fields. （3） Wellhead gas should be recovered and the venting gas should be decreased. （4） Oil & gas selfuse and loss should be reduced， and cost saving， resources utilization and environment protection should be concurrently implemented to achieve the multipurpose use of the scattered gas.

China； Natural gas； Productivity； Commodity amount and rate； Gathering loss； Vent； Use； Gathering and transportation management； Gas-saving technology

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.018

2016-06-15編輯陳嵩）

國家科技重大專項(xiàng)“天然氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”（編號：2011ZX05015-005）。

霍瑤，女，1979年生，工程師，碩士；主要從事天然氣開發(fā)評價(jià)和產(chǎn)能建設(shè)效果分析方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市44號信箱。ORCID: 0000-0002-9453-8770。E-mail: huoyao79@126.com