【天然气之夜】如何高效开发边远的零散气井、无管网井？
本期论坛主持人李慎玉，记录整理：徐士林
（群友讨论看法，不代表信息观点）
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【嘉宾介绍】
姚占强，LNG业内专家，2005年进入新疆广汇新能源进入LNG行业，前后受聘于新疆广汇新能源鄯善液化工厂，深圳燃气，中国科学院理化技术研究所，先后参与或主持完成：
国内第一套基地负荷型液化天然气装置-新疆广汇150万方/天液化天然气装置；
国内第一套国产化液化天然气装置-泰安深燃15万方/天天然气液化装置；
国内第一套焦炉气低温分离制LNG装置-太工天成焦炉气综合利用项目；
国内第一套含氧煤层气低温分离制LNG装置-重庆煤科院4800立方/天含氧煤层气低温液化分离制LNG装置；
国内第一套带甲烷化的焦炉气制LNG项目-新矿内蒙古能源1.2亿立方米/年焦炉气制LNG装置；
完成国内第一套工业化BOG再液化回收装置。
完成1万方/天、2万方/天、3万方/天等规模的轻烃回收联产LNG撬装设备。
2014年成立北京高杰能源技术有限公司，担任公司CEO,公司以“让天然气资源颗粒归仓”为经营目标，专注于撬装式伴生气液化；气井气、煤层气液化回收；填埋气提纯液化、LNG冷能回收、车载式井口气制CNG回收等领域的工艺研究、设备制造。
【主要内容】
一、边远气井综合开发的课题背景
气荒的出现让人们开始关注边远气井的开发，天然气价格的高涨让边远气井的开发经济型凸显。2017年采暖季刚到，各地就出现天然气供应不足的现象，管道天然气、LNG开始出现限气，LNG的价格出现暴涨，出现了10000元/吨的价格。天然气的供应不足是最根本的原因，只有大力开源、加大上游开发力度，才能从根本上解决问题。
能源单位开始重视边远零散气井，无管网井这些闲置井的开发。
面对这些边远的零散气井、无管网井，如何进行高效的开发呢？铺设管网？发电？做CNG？做LNG？本次将围绕这一问题展开。
二、边远气井的定义
油气田边远地区天然气资源包括油田放空天然气（主要是油田伴生气）和低产气井天然气，它们均因气量小，就近无用户和远离输气管网等原因长期未得到开发利用，不仅极大地浪费了资源，而且严重地污染了油田地区的大气。
三、边远气井的开发方案
边远气井分布在各个油区，数量达到千口之上，单井气量也从数千方每天到几万方每天不等。各地的实际条件也各不相同，如何对这些气井进行开发呢？总体上应该本着“因地制宜、分级利用、总体协调、效率优先”的原则进行开发。目前，关于气井气、伴生气的综合利用技术有以下几种：管道输送、发电、轻烃+管网、发电+轻烃+CNG、发电+轻烃+LNG。
3.1、直接进管网
天然气的输送一般都采用管道运输。但管道输送必须满足三个前提条件：一是量要很大，二是长期（30年以上），三是资源充足。这三个前提条件决定了边远气井选用管道输送是不合适的。
3.2、发电
边远气井远离油气生产中心，自然环境恶劣，进场用电负荷小但是远离供电设施。采用高压输电投资太大，不经济；采用小型天然气发电技术可以有效解决这一问题。此种方式非常适合于新疆地区边远气井的开发。但是利用伴生气发电的效率比较低，只有30%左右，大量的采用不符合“效率优先”原则，所以这种方式只能用于一些特殊的条件。
3.3、轻烃+管网、发电+轻烃+CNG
这两种方式目前在各个油区都有应用，一般用于处理油田伴生气，通过对伴生气进行加压、脱水、冷凝，将伴生气中C3+冷凝分离出来，将剩余干气通过管输送达用气点。如果没有下游用气单位，就将其继续压缩至20MPa，送入CNG长管拖车。通过公路运输送至附近的加气站（一般做成CNG的运输半径会控制在200公里以内）。
3.4、发电+CNG
对于开发出来的边远气井气，由于组分中C3+组分很少，再采用轻烃+CNG的方式就不适合了，按照“分级利用”原则，对于富含C3+的富气，采用“轻烃+CNG”；对于气井气，就直接采用“发电+CNG”更加合适。
“发电+CNG”的流程见图1
气井生产前期，井口来气压力较高，采用加热节流回收工艺方案，即采用井口来气经水套加热炉加热后节流降压，在经分离器分离，进入加气柱计量后灌入槽车，拉运至就近集气站或已建成集气管道的井场，注入集输管网。当气井进入生产后期，井口来气压力较低时，无需节流降压，采用压缩机增压回收工艺方案，即井口来气经分离气后，进入压缩机增压至20MPa，进入加气柱计量后送入槽车。此种方案在苏里格气田有大量的应用。
设备主要组成部分见表1
通常将CNG压缩机、干燥脱水设备、加气柱、控制系统集中到一个集装箱中，甚至集中于一个拖挂车上，方便井场上的运输，发电机也做成撬装式和CNG回收橇同时使用。具有安装快、方便移动等特点，在许多油田上均有应用。
3.5、发电+LNG
采用“发电+CNG”的方式，可以方便的将边远气送入CNG加气站、已经建成的集气管网，但是对于距离更远的边远气井，采用这种方式不能够解决问题，就需要采用“发电+LNG”的方式来解决了。
随着国内LNG液化技术逐步进步，目前已经可以完成加工气量在1~10万方撬装式液化装置的制作了，工艺过程主要包括：调压计量、脱酸、脱水脱烃、低温液化、MRC制冷循环、LNG储罐。
进入本装置的原料气，首先进入分离调压计量撬，在本撬上天然气经水套炉、分离器、调压计量装置后送至净化干燥撬。
来自调压分离计量撬的原料气从吸收塔下部进入，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA溶液（贫液）从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，MDEA溶液和井口气在吸收塔内逆流充分接触，气体中CO2被溶液吸收而进入液相，未被吸收的烃类从吸收塔顶部引出，经塔顶分离器滤除液滴后送至脱水脱烃装置脱除重烃和水。
来自净化干燥撬的净化气中水分和CO2含量达到满足深冷液化工艺的要求后进入液化撬，经混合冷剂冷却、冷凝并过冷到-155℃，经节流阀节流降到0.3MPa后进入装车台装车外运。
天然气液化所需冷量由冷剂压缩撬中的混合冷剂压缩制冷循环系统提供。
3.4、组合应用方案
各地因地制宜的开发出一些联合应用方案，如“CNG+LNG”。
对于部分成片的小气量气井，如果成片的成本很高，也考虑采用CNG+LNG的形式，在井组的中心地带设置LNG装置，在周边气源比较小的情况下设置成本低的CNG运输方式，将CNG运输至LNG装置附近，最终制成LNG，从而达到综合效应。
四、多种开发方案对比
五、结论
5.1、对于部分基础设施薄弱、电力管网薄弱的油区，利用边远气井气用于发电，解决周边区域用电问题。
5.2、对于气量≤10000Nm3/d的放空气，由于气量小，采用投资较小的CNG进行回收。
5.3、对于气量≥20000Nm3/d的气源，如果采用加工成CNG销售存在问题的情况下，建议采用LNG方式进行回收。