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作者简介：谢丽君，经济师，大港油田公司规划计划处;
董继龙，工程师，大港油田公司规划计划处;
陈大伟，工程师，大港油田公司滩海开发公司。
摘要：天然气资源非常宝贵，大港油田积极有效利用天然气，但仍存在各种类型的零散天然气燃烧放空，既造成了一定的能源浪费，又可能带来环保问题。回收这些天然气，可以用作油田加热炉的燃料，节约燃油，也可以通过发电机发电，节约电力能源，也可以通过CNG销售，增加收入。随着天津滨海新区建设对清洁能源需求量的不断增大，将零散天然气回收，合理利用资源，减少环境污染，已经成为大港油田节能创效的重要课题。本文描述了大港油田天然气生产现状，分析了天然气放空情况，并提出了具体回收零散天然气的方式。
关键词：零散天然气;回收;节能创效一、大港油田天然气生产现状
大港油田是典型的断块油田，油田区块零散、地质构造复杂，可分为集气区和非集气区。
集气区所辖油田地面建有完善的天然气集输系统，油井产出气液集输到接转站或联合站后，通过站内分离缓冲罐进行气液分离，含水原油输送到原油处理系统处理，天然气输送到天然气处理站，处理合格后供给用户使用。目前，集气区年产天然气40000×104m3，其中，损耗及自用气9000×104m3，商品气31000×104m3。
非集气区地面系统没有独立的天然气集输系统，油井产出液中伴生的天然气随油井产液通过集油管道输送至计量或接转站，采用分离缓冲罐进行气液分离，分离后的含水原油外输至联合站处理，脱出的天然气作为加热系统的辅助燃料，富余的天然气通过天然气发电机发电或放空燃烧。目前，非集气区天然气年产量为11000×104m3，通过加热炉燃烧、天然气发电等途径利用了9000×104m3，放空1200×104m3。
二、大港油田天然气放空情况分析
通过统计调查，大港油田对于暂不能进入集输管网的放空天然气，通过天然气发电、生产加热等主要途径，实现了对大部分富余天然气的有效利用，但每天仍有6.4万余方零散天然气燃烧放空，造成资源浪费,待回收利用。根据类型可分为场站放空、套管气放空、零散井放空。
1、部分场站富余气量放空
场站放空是指天然气已经经过集输管线进行收集到计量站或转油站，在该站无气处理及外输设施而造成的放空。目前五座放空场站分离出天然气总量6.35×104m3/d，加热系统及天然气发电机耗气5.11×104m3/d，压缩用气0.54×104m3/d，放空燃烧0.7×104m3/d。
2、部分油井套管气放空
大港油田仅在部分油井安装了套管气定压回收装置，部分采油厂仍有油井套管气长期放空，造成天然气资源的浪费。经过调查统计，未安装定压回收装置的油井中，具备回收条件的油井258口，预计回收气量2.01×104m3/d。
3、边远零散井伴生气放空
随着油田的进一步开发，零散井、探井数量不断增多。由于远离集输管网和油气集中处理站,且伴生气产量较低，不能满足加热系统需求或天然气发电需求，就地燃烧。目前大港油田零散气回收点有两处，预计零散气日均可回收量约2.8×104m3/d。
三、零散天然气回收方式
未利用的零散天然气分散且量小，由于经济效益的关系，不适宜铺设管网外输。针对伴生气来源的不同和组成特点，需要采取不同的回收装置和工艺来进行回收利用，可采用天然气发电机组扩容、定压放气阀套管气回收、CNG装置等措施，减少天然气放空量，提高天然气利用率。
1、天然气发电回收
天然气发电机是以天然气为主燃料并将热能转换为电能的动力机组，具有节能、降耗、环保等优点，特别是利用油田伴生气发电，不仅利用了这部分资源，还保护了环境。
在现有天然气发电机发电的基础上，采用天然气发电机扩容等措施，对放空场站的天然气进行回收利用，预计回收天然气量0.7×104m3/d，年约255×104m3。
2、定压放气阀回收
定压放气阀是安装在油田井口套管出口管汇上，实现油气集输、调整油井套管压力、控制合理电泵沉没度，用于回收油井套管产生的伴生气的一种阀门。当气体聚集达到放气阀设定压力时，气压顶开阀杆，套管气向外排放，套压下降。
对258口油井安装油井定压放气阀，回收放空的油井套管气，供加热炉燃烧或发电机发电，预计回收天然气量2.01×104m3/d，年约734×104m3。
3、CNG装置回收
CNG装置回收是将油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。回收快速、灵活、便携，且可直接运送至客户端使用，成为利用零散伴生气资源的首选，有较好的应用前景。
利用CNG回收装置，对边远零散油井放空天然气回收，预计回收天然气量2.8×104m3/d，年约1022×104m3。
四、零散天然气回收经济效益分析
1、场站和套管气放空回收经济效益
天然气发电、作为燃料加热已是大港油田伴生气利用的重要和成熟的途径，经济效益十分显著。通过计算，项目实施后，回收的天然气可替代消耗燃油，每天节约燃油1吨，年可节约燃油330吨，节约燃油费148万元；每天可回收2.6万方天然气进行发电，年节约网购电量2727.9万度，年节约电费1745.6万元；年减少场站大罐放空73万方，新增天然气收入100万元。
2、边远零散井放空回收盈亏平衡点分析
CNG装置回收技术在国内外已较为成型，大港油田针对零散井天然气放空也开始应用此项技术。可通过盈亏平衡点分析其经济效益。
盈亏平衡点分析又称保本点分析，它是根据投资项目生产中的产销量、成本和利润三者之间的关系，测算出项目的盈亏平衡点。一般说来，盈亏平衡点越低，项目盈利机会就越多，承担风险的能力就越强，盈亏平衡点越高，项目盈利机会就越少，承担风险的能力就越弱。
按产品销售量计算，盈亏平衡点的计算公式为 E = CF/(P-CV)
其中E为盈亏平衡点，CF为固定成本，P为产品销售单价，CV为单位产品变动成本。
对于零散井放空回收项目的盈亏平衡点，模拟条件如下：
1）压缩机采用燃气压缩机，排量600Nm3/h；
2）CNG销售单价： 2.2元/ 方；
3）气源采购价格：0.875元/ 方；
4）人工成本：10÷365×15﹦4109（元/每队每天）
其中：10万/每人每年，15 为回收中心每队平均人数
5）固定费用：518＋380＋328﹦1226（元/ 天）
其中：设备折旧费：227÷12÷365﹦518（元/ 天）；设备运行耗材费（润滑油等）：380元/ 天；设备平均大修费： 328元/ 天
通过计算，得出单站点每天盈亏回收量等于：
（4109＋1226）÷（2.2－0.875）﹦4026（方/ 天）
即每个站点每天回收4026方天然气，不到1万方天然气就可达到盈亏平衡，项目有很强的抗风险能力。本项目实施后，每天每队回收量大于4026方时即可盈利。
五、结论
通过不同方式的零散天然气的回收，总计可节约天然气放空约5.7×104m3/d，年约2080×104m3，不仅可以合理利用资源，减少环境污染，而且对探索形成大港油田特色的低耗高效、安全可靠的零散天然气回收模式具有重要的意义，经济效益、社会效益十分显著。
董继龙，工程师，大港油田公司规划计划处;
陈大伟，工程师，大港油田公司滩海开发公司。
摘要：天然气资源非常宝贵，大港油田积极有效利用天然气，但仍存在各种类型的零散天然气燃烧放空，既造成了一定的能源浪费，又可能带来环保问题。回收这些天然气，可以用作油田加热炉的燃料，节约燃油，也可以通过发电机发电，节约电力能源，也可以通过CNG销售，增加收入。随着天津滨海新区建设对清洁能源需求量的不断增大，将零散天然气回收，合理利用资源，减少环境污染，已经成为大港油田节能创效的重要课题。本文描述了大港油田天然气生产现状，分析了天然气放空情况，并提出了具体回收零散天然气的方式。
关键词：零散天然气;回收;节能创效一、大港油田天然气生产现状
大港油田是典型的断块油田，油田区块零散、地质构造复杂，可分为集气区和非集气区。
集气区所辖油田地面建有完善的天然气集输系统，油井产出气液集输到接转站或联合站后，通过站内分离缓冲罐进行气液分离，含水原油输送到原油处理系统处理，天然气输送到天然气处理站，处理合格后供给用户使用。目前，集气区年产天然气40000×104m3，其中，损耗及自用气9000×104m3，商品气31000×104m3。
非集气区地面系统没有独立的天然气集输系统，油井产出液中伴生的天然气随油井产液通过集油管道输送至计量或接转站，采用分离缓冲罐进行气液分离，分离后的含水原油外输至联合站处理，脱出的天然气作为加热系统的辅助燃料，富余的天然气通过天然气发电机发电或放空燃烧。目前，非集气区天然气年产量为11000×104m3，通过加热炉燃烧、天然气发电等途径利用了9000×104m3，放空1200×104m3。
二、大港油田天然气放空情况分析
通过统计调查，大港油田对于暂不能进入集输管网的放空天然气，通过天然气发电、生产加热等主要途径，实现了对大部分富余天然气的有效利用，但每天仍有6.4万余方零散天然气燃烧放空，造成资源浪费,待回收利用。根据类型可分为场站放空、套管气放空、零散井放空。
1、部分场站富余气量放空
场站放空是指天然气已经经过集输管线进行收集到计量站或转油站，在该站无气处理及外输设施而造成的放空。目前五座放空场站分离出天然气总量6.35×104m3/d，加热系统及天然气发电机耗气5.11×104m3/d，压缩用气0.54×104m3/d，放空燃烧0.7×104m3/d。
2、部分油井套管气放空
大港油田仅在部分油井安装了套管气定压回收装置，部分采油厂仍有油井套管气长期放空，造成天然气资源的浪费。经过调查统计，未安装定压回收装置的油井中，具备回收条件的油井258口，预计回收气量2.01×104m3/d。
3、边远零散井伴生气放空
随着油田的进一步开发，零散井、探井数量不断增多。由于远离集输管网和油气集中处理站,且伴生气产量较低，不能满足加热系统需求或天然气发电需求，就地燃烧。目前大港油田零散气回收点有两处，预计零散气日均可回收量约2.8×104m3/d。
三、零散天然气回收方式
未利用的零散天然气分散且量小，由于经济效益的关系，不适宜铺设管网外输。针对伴生气来源的不同和组成特点，需要采取不同的回收装置和工艺来进行回收利用，可采用天然气发电机组扩容、定压放气阀套管气回收、CNG装置等措施，减少天然气放空量，提高天然气利用率。
1、天然气发电回收
天然气发电机是以天然气为主燃料并将热能转换为电能的动力机组，具有节能、降耗、环保等优点，特别是利用油田伴生气发电，不仅利用了这部分资源，还保护了环境。
在现有天然气发电机发电的基础上，采用天然气发电机扩容等措施，对放空场站的天然气进行回收利用，预计回收天然气量0.7×104m3/d，年约255×104m3。
2、定压放气阀回收
定压放气阀是安装在油田井口套管出口管汇上，实现油气集输、调整油井套管压力、控制合理电泵沉没度，用于回收油井套管产生的伴生气的一种阀门。当气体聚集达到放气阀设定压力时，气压顶开阀杆，套管气向外排放，套压下降。
对258口油井安装油井定压放气阀，回收放空的油井套管气，供加热炉燃烧或发电机发电，预计回收天然气量2.01×104m3/d，年约734×104m3。
3、CNG装置回收
CNG装置回收是将油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。回收快速、灵活、便携，且可直接运送至客户端使用，成为利用零散伴生气资源的首选，有较好的应用前景。
利用CNG回收装置，对边远零散油井放空天然气回收，预计回收天然气量2.8×104m3/d，年约1022×104m3。
四、零散天然气回收经济效益分析
1、场站和套管气放空回收经济效益
天然气发电、作为燃料加热已是大港油田伴生气利用的重要和成熟的途径，经济效益十分显著。通过计算，项目实施后，回收的天然气可替代消耗燃油，每天节约燃油1吨，年可节约燃油330吨，节约燃油费148万元；每天可回收2.6万方天然气进行发电，年节约网购电量2727.9万度，年节约电费1745.6万元；年减少场站大罐放空73万方，新增天然气收入100万元。
2、边远零散井放空回收盈亏平衡点分析
CNG装置回收技术在国内外已较为成型，大港油田针对零散井天然气放空也开始应用此项技术。可通过盈亏平衡点分析其经济效益。
盈亏平衡点分析又称保本点分析，它是根据投资项目生产中的产销量、成本和利润三者之间的关系，测算出项目的盈亏平衡点。一般说来，盈亏平衡点越低，项目盈利机会就越多，承担风险的能力就越强，盈亏平衡点越高，项目盈利机会就越少，承担风险的能力就越弱。
按产品销售量计算，盈亏平衡点的计算公式为 E = CF/(P-CV)
其中E为盈亏平衡点，CF为固定成本，P为产品销售单价，CV为单位产品变动成本。
对于零散井放空回收项目的盈亏平衡点，模拟条件如下：
1）压缩机采用燃气压缩机，排量600Nm3/h；
2）CNG销售单价： 2.2元/ 方；
3）气源采购价格：0.875元/ 方；
4）人工成本：10÷365×15﹦4109（元/每队每天）
其中：10万/每人每年，15 为回收中心每队平均人数
5）固定费用：518＋380＋328﹦1226（元/ 天）
其中：设备折旧费：227÷12÷365﹦518（元/ 天）；设备运行耗材费（润滑油等）：380元/ 天；设备平均大修费： 328元/ 天
通过计算，得出单站点每天盈亏回收量等于：
（4109＋1226）÷（2.2－0.875）﹦4026（方/ 天）
即每个站点每天回收4026方天然气，不到1万方天然气就可达到盈亏平衡，项目有很强的抗风险能力。本项目实施后，每天每队回收量大于4026方时即可盈利。
五、结论
通过不同方式的零散天然气的回收，总计可节约天然气放空约5.7×104m3/d，年约2080×104m3，不仅可以合理利用资源，减少环境污染，而且对探索形成大港油田特色的低耗高效、安全可靠的零散天然气回收模式具有重要的意义，经济效益、社会效益十分显著。