放空页岩气回收技术应用

张跃 杨进荣 王营 吴驰 宋煜

1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

2长庆油田分公司技术监测中心

在国家大力推动“煤改气”的大环境下，以及在目前低油价的背景下，LNG 点供项目很可能在更大范围内普及，市场份额也将越做越大。我国LNG 战略发展要进行温和调整，在加快天然气价格市场化改革的同时，政府要扶持LNG 发电等下游行业，国际资源采购要坚定不移地贯彻“走出去”的战略，要加快LNG 应急保供能力建设并依托企业组建“LNG 储备国家队”，要在改变国内LNG 定价方式、出台环保补贴政策、发展冷能利用和液态直销产业等方面多做工作，争取尽快破解我国新建LNG 接收站的经营难题[1-3]。地面工程工艺设计优化可以实现油气资源提质增效开采和地面系统低成本高效开发，现阶段天然气脱水技术较多，除已经较成熟的三甘醇脱水、分子筛脱水工艺外，新型膜分离脱水和超音速脱水工艺仍有待开发推广[4-6]。CNG和LNG对于供气市场来说，在管道未覆盖前，能够起到培育市场的作用，在管道覆盖后，仍可起到应急调峰的积极作用，因此积极拓宽零散气销售模式对于评价井气早期建产实现经济效益最大化、促进当地页岩气产业良性发展，实现企地合作共赢意义重大。

1 山地环境下放空天然气处理的难点

昭通示范区地处四川盆地南部与云贵高原北麓接壤区，地表条件复杂，区内山峦叠嶂、沟壑纵横，海拔相差悬殊，以低山为主，间有丘陵槽坝。在平台选择上以满足地质需求为主，结合相应的地貌特点综合选址，而大落差山地造成的沿线地形起伏剧烈、穿跨越多、水力参数变化大问题使天然气输送成为早期评价试采阶段的掣肘因素。加之地震活动频繁、地质灾害风险高、安全环保要求高、交通条件受限等，难以通过传统的技术手段有效解决，需要探索适合西南山区放空气回收利用的新模式。

昭通示范区页岩气地质条件复杂，崎岖的山地环境致使井场分布分散，建设难度大，阴雨天气长，环境湿度大等因素加大了回收利用方式及设备选型、复杂工况适应性的难度。昭通示范区勘探评价井前期井口压力下降比较快，见气后一般稳定在2～5 MPa，返排期产水量比较高，最高可达到100 m3以上，单井产能一般在0.5×104～5.0×104m3，试气主要以全天候放喷为主。因此，放空气回收利用要结合区域地质、生产特征早做预判，根据回收井况进行个性化设计，按照实际情况进行混搭配置，确保所选方式全寿命周期综合效益最优。另外，要加强国家相关法律法规和有关政策风险研判，在项目前期排查制约性因素并办齐项目开工合法合规手续，比如全面获取土地、安评、环评、水保等前期支持性文件，深入开展生态红线、环境敏感区、林地等影响因素排查，不合法合规不开工，避免因冒进或合规手续不全而影响工程建设甚至停滞。

2 放空天然气处理及回收利用主要思路

针对以上难点，昭通地区山地放空天然气处理及回收主要以橇装LNG 站为主，临时管输、发电上网、CNG 和城镇燃气为辅的回收利用模式。在主产区，按照开发方案先期介入，以临时管线方式收集早期生产天然气加以利用，管道建设标准与正式管线一致，与页岩气外输管道建设协调，可重复利用，最终实现管输销售。在天然气产量较低、销售管网不发达地区，边远评价试采井测试阶段建设压缩天然气（CNG）和液化天然气（LNG）利用装置，优选天然气回收方式，提高放空山地天然气利用率。

具体来讲，对于位置相对偏远井场，根据探井评价井试采阶段达到6 个月连续试采生产评价的要求，在试采井主管道建成之前，采用橇装LNG 等多种方式对试气阶段的放空气进行回收利用。结合目前已经实现的项目，单井站产气量在2×104～3×104m3选优橇装CNG 设备进行回收利用；单井站产气量在3×104m3以下，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3×104m3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5×104～10×104m3/d LNG站，实现片区集中回收利用。

3 放空天然气处理及回收利用技术

3.1 临时管输回收利用

对已明确产能、规模的待开发页岩气藏，在集输干线建设时可提前预留管线接口，沿线3 km 范围内的测试平台气量在3×104m3/d 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[7-10]。建设中必须配套标准的地面生产流程装置（图1），考虑到昭通地区丘陵山地建设输气管线施工难度大，土地租用和外部协调困难，综合评估前期投资成本，尽可能与滚动开发部署相匹配，避免浪费或低效率使用。该种方式的优点在于管输气量和销售价格相对稳定，不易受市场行情波动影响。

图1 临时管线接入集气脱水增压站Fig.1 Temporary pipeline accesses to the gas gathering dewatering booster station

3.2 LNG 回收利用

小型橇装LNG 站回收利用主要在昭通地区山地，页岩气已测试产量在3×104～5×104m3以上且片区平台在2～3 个左右，周边无可接入的管输销售网络，优先选择建设小型橇装LNG 装置销售（图2）。后期区域建产后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，以解决双方故障检修和上下游压产对销量的严重影响问题。放空气回收技术优选小型橇装LNG装置，在天然气净化方面，采用MDEA 脱除酸性气体（主要指二氧化碳和可能存在的硫化氢），分子筛脱除微量水分，浸硫活性炭脱除汞，采用MRC（混合冷剂）循环制冷系统将净化天然气全部液化。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气田生产井的间歇性生产，所供原料气均为井口和管道粗天然气，气质要求较低，生产工艺流程建设投资较少，且LNG原料气供气价格较高，适合于西南地区山地管网建设不全的现状，可对天然气需求形成有效补充，回收利用模式经济效益较好。

图2 6×104 m3橇装LNG 站Fig.2 Skid-mounted LNG station of 6×104 m3

3.3 CNG 回收利用

CNG 回收方式投资小，优点是安全、灵活、方便、快捷。对于昭通地区山地页岩气产量低于3×104m3/d 的井站，道路条件差，可优先选择CNG销售。CNG 生产工艺简单，生产成本较LNG 低，橇装生产场站能够在较短的时间内投产，用户在使用时需一套减压装置，相较LNG 的气化装置要简单。将气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橇，经干燥橇吸附脱水（露点低于-35 ℃），经压缩机压缩至20 MPa 进入CNG 转运拖车外运（图3）。缺点在于单车运输量小，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21 MPa，相较LNG 危险性要大，难于满足对气量需求较大用户的要求。因CNG 需求量随着市场情况而波动，进而使气井生产产生波动，且以CNG 为产品不易打破下游目前已供需平衡的市场壁垒，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。

图3 3×104 m3橇装CNG 装置Fig.3 Skid-mounted CNG device of 3×104 m3

3.4 分布式能源发电回收利用

昭通地区山地页岩气边远井道路运输条件差，距集输主管道较远、出气量较小，当周边有可以依托的高压电网，产气量在3×104m3/d 时，可优先采用页岩气上网发电，放喷试采结束后可按照配产计划优先保供发电使用，确保发电平稳运行。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，也可供应就近有条件的气田水处理厂利用，热电联供，实现能源高效、梯级利用（图4），井口供气燃气上网发电油田可低价采购用电，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循环经济特色，既实现了放空气的销售利用，又满足了用电需求，节约了场站用电成本和气田水处理成本，在经济性上具有一定优势，开发利用前景较好。

图4 3 MW 分布式能源发电站Fig.4 Distributed energy power plant of 3 MW

3.5 城镇燃气民用回收利用

在离地方城镇燃气管网、配气站较近（约1 km 范围内）的气井，应优先利用周边城镇燃气管网用户实现销售利用（图5），优先考虑并入地方城镇燃气管网实现销售。城镇燃气整体市场价格稳定，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。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，满足医院、学校、旅馆、餐饮和科研事业单位等公共建筑的用气，将页岩气开发的红利惠及民生。

图5 就近接入地方燃气配气站装置Fig.5 Accessing to local gas distribution station devices nearby

以上提到的多种放空天然气处理及回收利用方式，其建设规模要根据天然气销售价格、供气成本、国家页岩气综合利用补贴、年利用量和预测利润指标综合确定。从已有的实践来看，LNG 橇装回收利用方式，供气单价较高，与其他销售方式相比利润最好，稳定性更强。在提高放空天然气试采阶段利用量、提高经济效益方面，更具竞争力。

4 结论

总体而言，结合昭通地区山地页岩气特点进行零散气回收利用符合清洁生产的要求。按照回收利用效益最大化，兼顾试采阶段放空气回收达到6 个月实现连续试采生产评价和边远、零散天然气回收的目的，放空天然气处理及回收利用技术优先选择小型橇装LNG 装置实现回收利用，同时应积极探索LNG 和CNG 代加工的回收方式，将传统的供需关系转化成甲乙方合作模式，一方面享受国家页岩气补贴政策，增加销售收入，实现经济效益最大化，另一方面可促进当地页岩气产业良性发展，达到页岩气开发与就地转化利用合作共赢，提升企业利益。