提高我國天然氣商品率的主要技術與措施

霍　瑤　楊依超　韓永新　孔金平

中國石油勘探開發研究院廊坊分院

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

提高我國天然氣商品率的主要技術與措施

霍瑤楊依超韓永新孔金平

中國石油勘探開發研究院廊坊分院

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

天然氣的商品率是衡量天然氣開發利用水平的重要指標之一，其反映了天然氣產量和商品量之間的關系。注重提高天然氣的商品率，對我國天然氣產業的發展具有重要的意義。為此，闡述了天然氣商品率的計算方式，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、輸氣管網泄漏、管道氣放空、計量誤差、生產過程中自用、地下儲氣庫墊氣等多個方面。針對我國氣田開發的現有條件和技術水平，提出了提高天然氣商品率的具體措施：①加強天然氣集輸管理，建立完整性管理技術體系，預防和減少管道事故的發生，經濟合理地保證管道安全運行；②提高天然氣利用率，推廣節氣技術，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，節約費用、資源利用與保護環境并行，實現零散氣的綜合利用。

中國天然氣產量商品量商品率集輸損耗放空自用集輸管理節氣技術

天然氣的商品率是衡量天然氣開發利用水平的重要重指標之一，其反映了天然氣產量和商品量之間的關系。一般而言，天然氣業務劃分為上、中、下游3個部分，上游為勘探與開發、中游為運輸與存儲、下游為消費與利用，而天然氣的產量與商品量則分別處于整個產業鏈的上游和下游部分。在加大天然氣勘探開發和市場開拓的同時，注重提高天然氣的商品率，使天然氣利用與節約并重、開源與節流并舉，對我國天然氣產業的發展具有重要的意義。

1　天然氣商品率分析

1.1天然氣產量

天然氣產量分為井口產量和工業產量，井口產量指從井口產出的全部氣量，包括從氣井進入管網的氣量、就地利用氣量以及放空氣量；工業產量指進入集輸管網和就地利用的全部氣量，主要包括外銷氣量、生產自用氣量和損耗氣量。井口產量和工業產量都是天然氣生產的原始數據，是構建儲產量平衡表和產業數據鏈的基礎。通常以井口產量作為基礎參數，結合儲量數據建立儲產平衡表，用以反映累計探明地質儲量、技術（經濟）可采儲量、年產量、累計產量、剩余可采儲量等參數的變化。井口產量及累計產量是獲得剩余可采儲量的前提；剩余可采儲量則更直接地反映出油氣田開發潛力，也是評估油氣企業存量資產的基礎數據之一［1-3］。

1.2天然氣商品量

天然氣商品量指天然氣經過集輸管網、船舶等各種運輸途徑以氣態或液態形式到達天然氣用戶手中被消費利用的氣量。天然氣由地下開采到地面后，經過集輸、處理和輸送，才能進入流通領域（圖1），與其他商品不同，天然氣的氣體特征使其在從井口產出到最終送達用戶這一過程中存在相當大的消耗，其井口產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量中扣除損耗量后可供銷售的部分，它是評價油氣企業天然氣產銷經濟效益的重要指標［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，則統一稱為非商品氣量。

圖1　天然氣生產流向示意圖

1.3天然氣商品率

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

其中

式中CRgas表示天然氣商品率；Qcg表示商品氣量，m3；QΣ表示天然氣總產量；Q井口表示天然氣井口產量，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。

為了便于進一步分析和直觀描述，依據天然氣流向和流向中的耗損減量，天然氣商品量計算公式可以變換為：

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

2　影響天然氣商品量主要因素

2.1井口放空

天然氣從井口產出后直接點火燃燒即為井口放空，放空氣量不計入工業產量。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

在油氣田開發早期，為進一步了解氣藏地下情況、準確認識氣藏、錄取參數以開展氣田開發早期認識與評價，必須進行天然氣試氣試采［6］，但此時不具備地面管線建設條件，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而數量較大，尤其對我國西部日產百萬立方米以上的氣井而言，試采產量放空是一項很大的損失。

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雜。伴生氣與集中、高產的原油相比產量較小且分散，如果未及時采取就地回收措施，或者回收后經濟效益差、利用困難，則會采用直接燃燒的方法處理，俗稱“點天燈”［7-8］。隨著天然氣需求量的增加和處理設施成本的降低，總體上伴生氣井口放空量呈降低趨勢，但“點天燈”一直是油氣同產區難以完全消滅的現象。

2.2集輸損耗

天然氣的生產輸送與原油相比差別很大，其集輸管道長、管網復雜、計量工具多樣。在天然氣內部集氣和對外輸出過程中，損耗問題無法避免，管網泄漏、管道放空和計量誤差是造成集輸損耗的3個主要原因。

2.2.1輸氣管網泄漏

輸氣管網泄漏是由于管線不密閉或用氣設備老化而造成的跑、冒、滴、漏：①輸氣管道防腐水平低，國外大多采用內、外涂層結合的防腐方式，而國內內涂層防腐管道較少，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重，漏氣現象時有發生；②老油氣田一般管道使用年限較長，老化嚴重，出現氣體泄漏的情況，如早期開發的大慶油田，大部分管道建成時間較早，至今使用期已逾20年，許多管道使用期甚至超過30年，已接近設計年限。

2.2.2管道氣放空

由于生產的需要或其他原因，要放空一定量的套管氣：①管道超壓放空，當供氣量大于用氣量時，輸氣管網壓力過高，不能及時將富余氣量調配到下游用戶，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壓力而造成天然氣無法進入輸氣管網產生的放空，這種現象在油氣田開發中后期較為普遍；③集輸難造成放空，由于油氣田內部管網和生產管理不到位，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，氣體難以進入管網；④保護管道的放空，部分氣井產出的氣體礦化度高、酸性物質含量高，可能對管線造成嚴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計量誤差

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

2.3生產自用

在油氣田開發和集輸的過程中會消耗大量天然氣，嚴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

在凝析氣藏開發過程中為保持油氣藏地層能量，往往會將部分產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原油的經濟效益明顯高于將其外輸的收益，因此回注天然氣是該類凝析氣藏開發的普遍措施。這種方式理論上是將資源暫存于地下，但對天然氣生產本身而言還是可外輸商品量的損失。

2.3.2油氣集輸動力用氣

在油氣集輸的過程中，也會使用到天然氣，包括：①加熱設備用氣，油氣集輸處理會大量使用燃氣加熱爐，且由于油氣田的集氣廠站布局分散，爐型多樣復雜，熱負荷小，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，而大型壓縮機一般都是由天然氣提供動力，能耗較大；③液化天然氣運輸用氣，LNG在漫長海運途中，無論怎樣保持低溫高壓狀態也必然發生少量LNG氣化，利用這些氣作為航船動力就大大節省了航船運輸成本，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之一，已經形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驅、蒸汽輔助重力泄油、熱水驅、火燒油層、電磁加熱等技術為代表的技術框架［13］。油氣田自產的天然氣是這些技術動力需求的首選，隨著稠油產量不斷提高，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，遼河油田稠油開發用氣量約4×108m3/a，占用大量油田天然氣產量。這部分氣不應被計入商品氣量。

2.3.4發電用氣

在油氣勘探開發的過程中，多數井站遠離城鎮供電線路，隨著橇裝式發電設備的國產化和大量引入，油氣田多采用天然氣就近發電，有效降低了氣田開發生產成本，但這部分用氣不應被計入商品氣量。

2.4其他損耗

天然氣凈化的過程中，輕烴回收也會造成的商品氣減量。輕烴指由井口油氣分離器或聯合（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在地上為液態，其主要成分是凝析油［8］，商業上把這部分烴類產品并入原油，不再以天然氣形式賣給用戶，不再計入商品氣量。

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

3　提高天然氣商品量主要措施

3.1加強天然氣集輸管理，建立完整性管理技術體系

加強天然氣集輸和管理，尤其是集輸系統設施的完整性管理。管道系統完整性管理主要包括管道及場站管理系統建設、不同介質工況的管道風險評價技術、管道完整性檢測技術、管道完整性評價技術、管道維修與維護技術、場站完整性管理配套技術等方面。完整性管理可將風險控制在合理、可接受的范圍內，預防和減少管道事故的發生，經濟合理地保證管道安全運行。

目前國內已經初步建立天然氣集輸管道設施管理體系，內容涵蓋管道完整性管理各個環節的配套技術體系，并在酸性天然氣集輸綜合檢測評價、含缺陷管道剩余強度評價等方面形成特色技術。現有的管理體系在川渝地區天然氣管網建設與管理、長北氣田天然氣集輸管線建設與管理中應用，均取得了較好的效果［15］。但國內的現有技術與國外仍有很大差距，并且沒有得到廣泛應用。因此，應建立各級數據庫和研發相關應用軟件，推廣川渝氣區天然氣集輸管理技術與經驗，并不斷完善技術，提高生產管理的準確性，提高天然氣集輸效率。

3.2提高天然氣利用率，推廣節氣技術

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

在現階段下，主要可以從以下3個方面減少自用氣量：①應用油氣集輸加熱爐節氣技術，例如真空相變加熱爐、新型換熱技術、無機傳熱節能技術等；②進入高含水階段的油田，其原油凝點、黏度、含蠟量均有所降低，可采用不加熱高效能集輸技術；③大力發展稠油開采注汽鍋爐綜合節能技術，利用成熟先進的節能新技術，降低稠油生產中的天然氣用氣量［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，同時注重培育伴生氣的利用市場，擴展油田伴生氣應用前景，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氣兩大類，回收技術相對成熟。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。

對于試氣試采產量的回收，在氣田開發過程中應制訂回收計劃，進行回收利用技術比選。目前井口氣回收技術主要有橇裝式天然氣發電、橇裝式壓縮天然氣及其氣罐拖車（船舶）外運、分子篩脫水+丙烷（氨）制冷等。這些技術的應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、燃氣發電、車用燃料等方面，直接替代生產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，節約費用、資源利用與保護環境并行，實現零散氣的綜合利用。

4　結論

通過分析天然氣產量與商品量的關系，認為天然氣商品量的高低由產量和非商品氣量決定。因此減少天然氣生產流向中的非商品氣量可以有效提高商品率。研究認為，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、生產過程中自用等多個方面。針對我國氣田開發的現有條件和技術水平，提出了提高我國天然氣商品率的以下措施。

1）加強天然氣集輸管理，建立完整性管理技術體系，預防和減少管道事故的發生，經濟合理地保證管道安全運行。

2）提高天然氣利用率，推廣節氣技術，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，節約費用、資源利用與保護環境并行，實現零散氣的綜合利用。

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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“天然氣開發關鍵技術”（編號：2011ZX05015-005）。

霍瑤，女，1979年生，工程師，碩士；主要從事天然氣開發評價和產能建設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