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文|霍瑶 杨依超 韩永新 孔金平
中国石油勘探开发研究院廊坊分院
天然气的商品率是衡量天然气开发利用水平的重要重指标之一，其反映了天然气产量和商品量之间的关系。一般而言，天然气业务划分为上、中、下游3个部分，上游为勘探与开发、中游为运输与存储、下游为消费与利用，而天然气的产量与商品量则分别处于整个产业链的上游和下游部分。在加大天然气勘探开发和市场开拓的同时，注重提高天然气的商品率，使天然气利用与节约并重、开源与节流并举，对我国天然气产业的发展具有重要的意义。
1 天然气商品率分析
1.1 天然气产量
天然气产量分为井口产量和工业产量，井口产量指从井口产出的全部气量，包括从气井进入管网的气量、就地利用气量以及放空气量；工业产量指进入集输管网和就地利用的全部气量，主要包括外销气量、生产自用气量和损耗气量。井口产量和工业产量都是天然气生产的原始数据，是构建储产量平衡表和产业数据链的基础。通常以井口产量作为基础参数，结合储量数据建立储产平衡表，用以反映累计探明地质储量、技术（经济）可采储量、年产量、累计产量、剩余可采储量等参数的变化。井口产量及累计产量是获得剩余可采储量的前提；剩余可采储量则更直接地反映出油气田开发潜力，也是评估油气企业存量资产的基础数据之一。
1.2 天然气商品量
天然气商品量指天然气经过集输管网、船舶等各种运输途径以气态或液态形式到达天然气用户手中被消费利用的气量。天然气由地下开采到地面后，经过集输、处理和输送，才能进入流通领域（图1），与其他商品不同，天然气的气体特征使其在从井口产出到最终送达用户这一过程中存在相当大的消耗，其井口产量与商品量存在着不容忽视的差别。因此，从商品定义方面来讲，天然气的商品量也可定义为天然气产量中扣除损耗量后可供销售的部分，它是评价油气企业天然气产销经济效益的重要指标。而放空气、集输损失、处理损耗、油田自用、轻烃减量等损耗和减量，则统一称为非商品气量。
1.3 天然气商品率
天然气的商品率，即天然气总产量中商品量所占的比重，它是反映天然气生产利用水平的重要指标，其计算公式为：
为了便于进一步分析和直观描述，依据天然气流向和流向中的耗损减量，天然气商品量计算公式可以变换为：
可以看出，天然气商品量的高低与产量和非商品气量密切相关，因此减少天然气生产流向中的非商品气量可以提高商品气量，进而提高商品率。
2 影响天然气商品量主要因素
2.1 井口放空
天然气从井口产出后直接点火燃烧即为井口放空，放空气量不计入工业产量。天然气井口放空的原因很多，主要可以归纳为以下两种类型。
2.1.1 气井试气试采井口放空
在油气田开发早期，为进一步了解气藏地下情况、准确认识气藏、录取参数以开展气田开发早期认识与评价，必须进行天然气试气试采，但此时不具备地面管线建设条件，缺少集输管线，因此必须采取井口放空措施。这部分气量因井口敞开或大压差生产而数量较大，尤其对我国西部日产百万立方米以上的气井而言，试采产量放空是一项很大的损失。
2.1.2 伴生气（溶解气）井口放空
油田伴生气是天然气重要来源，往往常含有危害性很大的非烃类化合物。该类气处理加工比一般的气层气和凝析气处理工艺更为复杂。伴生气与集中、高产的原油相比产量较小且分散，如果未及时采取就地回收措施，或者回收后经济效益差、利用困难，则会采用直接燃烧的方法处理，俗称“点天灯”。随着天然气需求量的增加和处理设施成本的降低，总体上伴生气井口放空量呈降低趋势，但“点天灯”一直是油气同产区难以完全消灭的现象。
2.2 集输损耗
天然气的生产输送与原油相比差别很大，其集输管道长、管网复杂、计量工具多样。在天然气内部集气和对外输出过程中，损耗问题无法避免，管网泄漏、管道放空和计量误差是造成集输损耗的3个主要原因。
2.2.1 输气管网泄漏
输气管网泄漏是由于管线不密闭或用气设备老化而造成的跑、冒、滴、漏：①输气管道防腐水平低，国外大多采用内、外涂层结合的防腐方式，而国内内涂层防腐管道较少，大部分管道仅采用外涂层防腐，如新疆油田部分伴生气管道腐蚀比较严重，漏气现象时有发生；②老油气田一般管道使用年限较长，老化严重，出现气体泄漏的情况，如早期开发的大庆油田，大部分管道建成时间较早，至今使用期已逾20 年，许多管道使用期甚至超过30 年，已接近设计年限。
2.2.2 管道气放空
由于生产的需要或其他原因，要放空一定量的套管气：①管道超压放空，当供气量大于用气量时，输气管网压力过高，不能及时将富余气量调配到下游用户，为保障管线安全，要放空多余气量以平衡压力；②管线低压放空，由于输气支线压力低于管网压力而造成天然气无法进入输气管网产生的放空，这种现象在油气田开发中后期较为普遍；③集输难造成放空，由于油气田内部管网和生产管理不到位，造成天然气集输难度较大而放空，如油气田地形起伏大，造成油井井口回压较高，气体难以进入管网；④保护管道的放空，部分气井产出的气体矿化度高、酸性物质含量高，可能对管线造成严重的腐蚀而必须采取放空措施。以上这些因素造成天然气集输损耗气量较大。
2.2.3 计量误差
在天然气计量的过程中，产量输入与商品量输出等参数如果存在误差则直接会造成商品量的降低，尤其伴生气湿气计量问题比较突出，误差较大。造成计量误差主要原因包括以下几个方面：①计量表具选型不合理，天然气输出送气端选用仪表流量偏大、输入消费端表具流量小造成计量偏差；②计量表具不合格，目前计量表的出厂合格率一般控制在95%～98%，且运输过程中可能造成的损坏，不合格的表具投入使用会导致计量误差；③人为损坏、不合格安装等导致计量不准。
2.3 生产自用
在油气田开发和集输的过程中会消耗大量天然气，严重影响天然气商品量的提高，降低其商品率。
2.3.1 天然气回注
在凝析气藏开发过程中为保持油气藏地层能量，往往会将部分产出的天然气就近回注以提高原油采收率。由于天然气回注所获增产原油的经济效益明显高于将其外输的收益，因此回注天然气是该类凝析气藏开发的普遍措施。这种方式理论上是将资源暂存于地下，但对天然气生产本身而言还是可外输商品量的损失。
2.3.2 油气集输动力用气
在油气集输的过程中，也会使用到天然气，包括：①加热设备用气，油气集输处理会大量使用燃气加热炉，且由于油气田的集气厂站布局分散，炉型多样复杂，热负荷小，因此用气量相对较大；②管输增压用气，目前天然气增压外输是必不可少的措施，而大型压缩机一般都是由天然气提供动力，能耗较大；③液化天然气运输用气，LNG 在漫长海运途中，无论怎样保持低温高压状态也必然发生少量LNG 气化，利用这些气作为航船动力就大大节省了航船运输成本，这也造成了商品气量的损失。
2.3.3 稠油热采用气
稠油热采是提高原油采收率的重要工程技术之一，已经形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、热水驱、火烧油层、电磁加热等技术为代表的技术框架。油气田自产的天然气是这些技术动力需求的首选，随着稠油产量不断提高，自用气量明显加大，如新疆克拉玛依油田每年稠油热采用气量超过5×108 m3，辽河油田稠油开发用气量约4×108m3/a，占用大量油田天然气产量。这部分气不应被计入商品气量。
2.3.4 发电用气
在油气勘探开发的过程中，多数井站远离城镇供电线路，随着橇装式发电设备的国产化和大量引入，油气田多采用天然气就近发电，有效降低了气田开发生产成本，但这部分用气不应被计入商品气量。
2.4 其他损耗
天然气净化的过程中，轻烃回收也会造成的商品气减量。轻烃指由井口油气分离器或联合（处理）站完成天然气净化后从中分离出的天然气液（NGLs）。天然气液在地下为气态在地上为液态，其主要成分是凝析油，商业上把这部分烃类产品并入原油，不再以天然气形式卖给用户，不再计入商品气量。
储气库使用的垫底气也会造成天然气量的损耗。为保障天然气安全、足量、及时供应，必须建设大量地下和地面储气库。一般来说，储气库的存气量应占全部消费量的15%～20%。我国民用气占比较大、用气中心与供气中心分离，调峰负担很重，对储气库的需求很大。储气库往往需要相当大的垫底气量，且其工作气量只能是库容量的一部分。储气库的输入气量、输出气量，以及垫底气量都不再计入商品气量。
3 提高天然气商品量主要措施
3.1 加强天然气集输管理，建立完整性管理技术体系
加强天然气集输和管理，尤其是集输系统设施的完整性管理。管道系统完整性管理主要包括管道及场站管理系统建设、不同介质工况的管道风险评价技术、管道完整性检测技术、管道完整性评价技术、管道维修与维护技术、场站完整性管理配套技术等方面。完整性管理可将风险控制在合理、可接受的范围内，预防和减少管道事故的发生，经济合理地保证管道安全运行。
目前国内已经初步建立天然气集输管道设施管理体系，内容涵盖管道完整性管理各个环节的配套技术体系，并在酸性天然气集输综合检测评价、含缺陷管道剩余强度评价等方面形成特色技术。现有的管理体系在川渝地区天然气管网建设与管理、长北气田天然气集输管线建设与管理中应用，均取得了较好的效果。但国内的现有技术与国外仍有很大差距，并且没有得到广泛应用。因此，应建立各级数据库和研发相关应用软件，推广川渝气区天然气集输管理技术与经验，并不断完善技术，提高生产管理的准确性，提高天然气集输效率。
3.2提高天然气利用率，推广节气技术
在油气田开发过程中，使用采出的天然气提高采收率是便于管理、节约成本有效途径。通过降低自用气量的手段提高天然气商品率，需要推广应用节气技术，不断提高天然气利用效率。
在现阶段下，主要可以从以下3 个方面减少自用气量：①应用油气集输加热炉节气技术，例如真空相变加热炉、新型换热技术、无机传热节能技术等；②进入高含水阶段的油田，其原油凝点、黏度、含蜡量均有所降低，可采用不加热高效能集输技术；③大力发展稠油开采注汽锅炉综合节能技术，利用成熟先进的节能新技术，降低稠油生产中的天然气用气量。
3.3 重视井口气回收，减少放空量
要充分重视伴生气的回收，减少放空量，同时注重培育伴生气的利用市场，扩展油田伴生气应用前景，不断提高油田伴生气回收率水平。伴生气主要分为油井套管气和油罐挥发气两大类，回收技术相对成熟。套管气回收装置主要有定压式套管气回收装置、移动式套管气回收装置、电加热式油井套管气回收装置和自控式油井套管气回收装置；油罐气回收主要有微压自控式油罐气回收装置、皮囊缓冲式油罐气回收装置两种形式。
对于试气试采产量的回收，在气田开发过程中应制订回收计划，进行回收利用技术比选。目前井口气回收技术主要有橇装式天然气发电、橇装式压缩天然气及其气罐拖车（船舶）外运、分子筛脱水+丙烷（氨）制冷等。这些技术的应用可减少试气试采放空气量。
回收的天然气可用于轻烃回收、燃料加热、燃气发电、车用燃料等方面，直接替代生产过程中加热消耗的原油（天然气）等能源，降低油气自用量与损耗量，节约费用、资源利用与保护环境并行，实现零散气的综合利用。
4 结论
通过分析天然气产量与商品量的关系，认为天然气商品量的高低由产量和非商品气量决定。因此减少天然气生产流向中的非商品气量可以有效提高商品率。研究认为，影响天然气商品量的主要因素包括井口放空、集输过程损耗、生产过程中自用等多个方面。针对我国气田开发的现有条件和技术水平，提出了提高我国天然气商品率的以下措施。
1）加强天然气集输管理，建立完整性管理技术体系，预防和减少管道事故的发生，经济合理地保证管道安全运行。
2）提高天然气利用率，推广节气技术，降低自用气量。
3）重视井口气回收，减少放空量。降低油气自用量与损耗量，节约费用、资源利用与保护环境并行，实现零散气的综合利用。（来源：《天然气工业》，2016年第9期）
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