海上伴生气处理研究与海底伴生气储气库设计

李 茜 ，周熙朋，蒋汇丰，毛雅铃，罗 肖

1.西南石油大学电气信息学院，四川 成都 610500；2.西南石油大学新能源与材料学院，四川 成都610500

引言

伴生气是伴随原油产生的天然气，既可以溶解在原油中，也可以作为游离气存在于储集层原油的上方[1]，经过一定处理后伴生气可作为燃料气使用，具有很大的利用价值。2018 年全球有2 000×108m3的伴生气通过直接燃烧（1 400×108m3）或直接排放到大气中（600×108m3）而被浪费，相当于中国和日本一年LNG 进口量的总和[2]。直接燃烧的伴生气会转换为大量的二氧化碳排放到空气中，造成严重的空气污染和温室效应[3]，对人类健康造成严重危害。造成海上伴生气大量燃烧排放的原因是多方面的，其中，既有技术性和经济性的原因，又有政策的原因，文献[4]详细讨论了不同国家在减少伴生气燃烧方面的技术经济限制和相应政策的缺乏。2018年中国天然气表观消费量达到2 803×108m3，比上一年增长7.5%，预计2050 年前中国天然气消费都将继续呈同比增长态势[5]。因此，对伴生气进行回收利用，不仅是实施节能减排，绿色发展的现实要求，也是应对未来中国天然气需求量不断增大的有效途径。

海上油田产生的伴生气最直接简单的利用方法是经过处理后提供给平台作为燃料气发电或供暖。但由于伴生气含有较多重烃成分，燃烧之前需要进行预处理。物理法和催化裂解法[6]是伴生气预处理去重烃化的两种典型方法，物理法是将伴生气中的重烃成分通过加压或冷却的方式液化去除，催化裂解法则是利用饱和水蒸汽和催化剂裂解伴生气中的重烃。在油田投产初期伴生气产量较大，其中很少的一部分就能满足平台使用。在以前这些剩余的伴生气都是直接燃烧或排放，对环境污染很大。现在有多种方法可对这些伴生气进行回收利用，其中，包括将伴生气低温液化形成LNG[7]，压缩成为压缩天然气（CNG）[8-9]，也可以将伴生气固化形成天然气水合物（NGH）[10]，或者将伴生气回注到地下[11-12]。而在油田生产后期伴生气往往产量小、压力低，不但不能满足海上平台的能源需求，还不便于回收利用。因此，为实现平台对伴生气的最大化利用，可建立海上伴生气储气库，在生产前期将除平台自用的多余伴生气注入储气库储存，中后期利用伴生气低压回收系统[13]将低压伴生气回收，同时，调用储气库中的伴生气供平台使用，将能解决后期平台能源需求不足的问题，使得整个平台生产周期的伴生气得以有效利用。

本文对目前主要的伴生气处理、运输方式以及相应的接收终端进行了全面介绍，并分析了它们的优缺点、适用范围、关键技术以及未来可能的发展趋势。在此基础上，提出枯竭油气藏改造成伴生气储气库的设计流程，最后，建立了储气库的注采气流程，拟解决海上平台群能量需求和伴生气产量不同步的问题，实现海上平台伴生气的有效利用。

1 伴生气处理研究综述

1.1 研究现状

中国在“十三五”能源发展规划中明确提到，要积极争取“十三五”期间将天然气消费比重从6%提高至10%，建设绿色低碳、安全高效的现代能源体系[1]。天然气是其中唯一一种在规划中消费比重得到提升的化石燃料，其作为一种重要的能源形式，与我们生活息息相关。随着国家推进建设清洁低碳能源体系，以及中国经济和社会的不断发展，对于天然气的需求将会持续增长，因此，对油田伴生气的回收利用迫在眉睫。海上油田伴生气的利用涉及收集、处理、运输及接收等环节，各个环节联系紧密，共同构成整个伴生气处理流程，本文对研究现状的介绍也主要集中在上述几个环节。

1.1.1 伴生气收集处理

目前，研究的主要方法是将伴生气处理成LNG、CNG、NGH，或回注到地下。LNG 是冷却到−162◦C后呈现液态的天然气，油/气田产生的天然气经过除液、除酸、干燥、分馏及低温冷凝形成[14]。液化后的天然气体积约为气态时的1/600，具有低温、气液膨胀比大、能效高，易于储存和运输的特点，LNG 技术已成为目前天然气远洋开发和运输的重要方式。对于伴生气产量较大的油田可以考虑采用浮式液化天然气生产储卸装置（LNG-FPSO），这是一种集LNG 生产、储存和卸载等功能的浮式平台，具有可移动、可重复使用的优点[15]。伴生气中一般含有H2O、CO2、H2S 以及其他重烃杂质，会对整个处理流程的设备造成危害，因此，有必要首先进行预处理去除[16-17]，然后再进行液化储存在FPSO 上。液化是LNG 技术的核心环节，对于整个系统的安全、稳定及高效运行至关重要，适合海上浮式天然气液化的工艺主要有混合制冷剂制冷和氮气膨胀制冷[18-20]。文献[21]介绍了LNG 液化流程的选择方法，认为小型天然气的液化装置应该使用膨胀机循环，中型天然气的液化装置应该使用经过改进的多级无预冷的混合制冷剂循环。图1 展示了利用FPSO 进行LNG 处理的整个流程。对于伴生气产量比较小的边际油田可采用LNG 罐箱回收的方法，它是利用安装在平台上的小型LNG 液化装置，将经过预处理后的伴生气液化，然后，存储在平台上的LNG 罐式集装箱中。LNG 罐箱与普通集装箱类似，是将LNG 储罐固定好并放置在框架结构中的一种特殊集装箱，具有运输简单、经济性强等诸多优点[22]。使用LNG 罐箱回收需要将一整套净化、液化设备安置在面积有限的生产平台上，因此，要求液化流程尽量简单高效、设备尽量紧凑，装置占用面积尽量小[23]。文献[24]针对目前各种液化装置流程特点进行了评述，并设计出一种“节能新型混合制冷剂液化流程”，能够较好地适应小型撬装式LNG 装置的液化流程特点。文献[25]认为，海上平台应采用单级混合制冷剂对天然气进行制冷，该种制冷工艺的制冷剂对于环境的适应性好，同时，由于液化装置的撬装化以及工艺的模块化，也使得液化流程更加简单高效。但LNG 处理伴生气对于杂质含量要求较高，使得其处理工艺更加复杂。同时对于某些伴生气产量低的油田，使用LNG 进行伴生气处理的成本将会大大增加。

图1 LNG 处理流程Fig.1 The processing flow of LNG

随着世界天然气工业的发展，对于天然气运输量较小且距离较短的海上运输的需求越来越大。尽管海上LNG 技术比较成熟，但由于LNG 在此种情况下不具有较好的经济效益，所以CNG 技术作为一种对LNG 技术的替代而被世界各国广泛研究。CNG技术通过压缩机将天然气压缩到一定压力后储存在运输船上的耐压容器中，以高压气态的形式在船上进行储存和运输[26]。在24.8 MPa 的情况下，天然气的体积能够压缩为原来的1/260，运输时温度一般保持在−40∼40◦C即可。CNG 技术在本质上是利用气体的可压缩性，将天然气净化处理后以高压气体的形式进行储存和运输。图2 展示了CNG 的处理流程。

图2 CNG 处理流程Fig.2 The processing flow of CNG

和LNG 类似，海上CNG 技术也可通过浮式压缩天然气装置（Floating Compressed Natural Gas，FCNG）实现。FCNG 是一种用于海上气田开发的新型FPSO 装置，具有海上天然气压缩、储存和装卸等一系列功能[27]。一个完整的FCNG 由FPSO（浮式生产储卸装置）和CNG 运输船两部分组成，首先，通过生产系统将伴生气输送到FCNG 上，然后，对伴生气进行预处理，并利用压缩机将伴生气压缩至高压舱中储存起来，当高压舱储存至一定容量后使用CNG 运输船对FCNG 上的伴生气进行卸载外输。和LNG 预处理相比，CNG 预处理没有LNG 复杂，其主要原因是CNG 对天然气的除杂要求不高，不需要进行低温液化，只需在常温高压（如15∼25 MPa）条件下将其压缩成压缩天然气就行。文献[28]将浮式液化天然气装置（Floating Liquified Natural Gas，FLNG）和FCNG 进行了对比分析，认为FCNG 对原料气的要求更低，预处理过程更加简单，在设备操作上具有优势。尽管CNG 处理技术与LNG 处理技术相比具有诸多优势，但CNG 处理技术对储存容器的耐压能力要求较高，存在高压风险，并且对于远海伴生气产量较小的油田，使用CNG技术的经济性较差。

将天然气转换为天然气水合物的技术叫NGH技术，与LNG、CNG 相比不需要复杂的处理流程，预处理过程简单，生产条件简单（5 MPa，10◦C），适合海上运输距离较远、产量较大的油田。NGH 也叫可燃冰，是由天然气在一定温度和压力条件下，利用水分子和碳氢气体分子形成一种类似冰的、可燃烧的及无固定化学计量的笼状晶体化合物[29]。NGH 有3 种水合物结构形式（I 型、II 型、H 型），在标准状态下按照II 型结构天然气水合物的分子构成，186 m3的天然气最多可生成1 m3的NGH，其气体携带率与CNG 技术（20 MPa 下）相当[30]。由气态伴生气形成天然气水合物的生产过程主要包括将气体物质溶解在水中，然后，形成天然气水合物晶核，最后，晶核生长形成NGH[31]。图3 展示了NGH的生产以及储存过程。首先，进行水合物的形成，生产的主要设备有反应容器、泵、分离器和热交换器等。将水制成冰水混合物（比例为1：1），然后，在5 MPa，10◦C的条件下，将经过预处理后的伴生气和冰水混合物直接通入罐式反应容器中并不断进行搅拌增加接触，与此同时利用热交换器将反应过程中产生的热量带走，最后，会生成一种含30%天然气水合物的产物。反应过程结束后将未反应的水和伴生气分离出来，再将NGH 冷冻装入储罐就可方便地实现储存运输。文献[32]介绍了3 种涉及天然气水合物生产、储运和再气化的系列工艺方法，包括3 次脱水形成干水合物、两次脱水形成水合物浆以及将NGH 与原油混合形成NGH 油浆滴。和LNG-FPSO 类似，海上NGH 的生产也可通过浮式天然气水合物装置（Floating Natural Gas Hydrate，FNGH）的方式实现，FNGH 包括NGH 的海上生产、储存、运输及气化等过程。文献[27]对FNGH 进行了介绍，并认为如果水合物的生产以及再气化速度过慢等关键问题不解决，将在很大程度上制约FNGH 实现工业化。一方面，关键技术的缺失，导致目前NGH 技术还未实现大规模应用。另一方面，NGH 仅适用于伴生气产量大的油田，这是因为对于伴生气产量较小的油田，使用NGH 技术的经济投入将会大幅增加。

图3 NGH 的处理流程Fig.3 The processing flow of NGH

伴生气回注指对油田产生的伴生气通过施加压力重新回注到地下，主要是为了提高石油产量。在油田开发生产过程中随着开采时间的推移，油层本身的能量会被不断地消耗，致使生产后期油层压力不足，造成油井产量的降低甚至导致油井停产。考虑到在石油开采过程中有大量伴生气产生，因此，可充分利用伴生气进行海上油田注气驱替，实现对伴生气的合理利用。发展海上注气技术对于提高海上油田产量和伴生气利用率，实现海上平台节能减排等都具有重要意义[33]。文献[34]对南海某油田注气工艺进行了介绍，通过该工艺实现了一种海上油田伴生气循环利用的绿色开发模式，减少了平台温室气体的排放量，对海上平台注气工程设计具有参考意义。但目前海上油田注气驱还存在许多技术难题，文献[35]分析了七大制约海上油田注气驱产的因素，认为海上油田注气技术具有很大的应用潜力，通过多技术手段的联合能够降低开发的风险，提高开发的经济性。除此之外，对于海上某些低渗油藏、稠油油藏等开发难度大的难动储量，注气驱产也是有助于其有效开发的重要手段。但海上注气驱产理论和实践的缺乏，使得其未能实现大规模应用，未来还有许多工作要做。

1.1.2 伴生气储存运输

经过处理之后的伴生气只有在运输到达目的地后供给用户使用才能实现其价值，因此，伴生气的海上运输对于整个环节来说起着至关重要的作用。不同的伴生气处理方法，其储存运输各有特点，下面就其进行相关介绍。对于LNG-FPSO 来说，处理好的LNG 首先是储存在FPSO 上的，当储存在FPSO 上的LNG 达到一定容量时，要将LNG 卸载到LNG 船上，因为要保证整个卸载过程船体晃动和低温的严苛要求，所以LNG 的卸载是LNG-FPSO系统的重难点之一。主要卸载方式包括并联卸载、串联卸载及软管卸载，文献[36]对卸载传输方式进行了介绍，认为并联卸载适于在近海海况较好的情况下进行液化天然气的输送，而串联卸载更适用于在深海海况相对恶劣的情况下进行LNG 输送，低温软管卸载具有良好的应用前景。LNG 的运输主要是通过LNG 运输船往来于LNG-FPSO 和LNG 接收终端来实现[37]。LNG 船是一种专用于LNG 运输的大型船舶，被誉为世界造船“皇冠上的明珠”，目前只有少数几个国家拥有LNG 船的设计和制造技术。除通过LNG 大型运输船运输LNG 外，LNG 罐式集装箱运输也是一种新兴的运输方式。由于它不需要专用的船舶装载集装箱来运输LNG，因而使得LNG 运输操作更加简单，经济性更强[38]。

CNG 的储存运输流程包括将FCNG 平台上的压缩天然气装卸到CNG 船舶上，然后，通过CNG 船舶将CNG 运输到目的地。当伴生气产量适中且运输距离在500∼1 500 km 时，CNG 被认为是具有吸引力的运输方式[39]。目前，世界上有3 种主要的CNG海上船舶运输技术，分别是Coselle、VOTRANS 和GTM[40]。Coselle 技术是一种将天然气压缩成CNG后，储存在小口径钢质盘圆管路中，它的典型设计结构是将较长距离的小直径管子绕成一个圆，与传统高压罐相比具有更好的经济性。VOTRANS 系统是一种使用装有可以存放大直径长管的绝缘冷冻舱的运输船舶，它的装卸过程与其他CNG 船相同，但是与其他CNG 船相比，VOTRANS 的压强更低。GTM采用复合材料管路技术，储存管道由高性能复合材料制备，管道类型也是大管径长管，具备在常温下操作的特点，其储存压力与Coselle 相似。CNG 技术应用前景巨大，当通过管道运输和LNG 处理海上伴生气都不具有经济性和实践性的情况下，CNG 被认为是首选的替代技术[41]。2016 年1 月全球首艘CNG 船在韩通成功下水[42]，标志着CNG 海上运输实现重大突破。

NGH 能在常压和低于0◦C下储存[43]，一般选择储存温度为−15◦C。文献[44]认为球状的NGH比粉末状的NGH 自保存效应更好，因此，介绍了一种球状NGH 的生产方法，流程为：水合物生成—脱水—水合物颗粒化—颗粒冷却—泄压，最后，将球状NGH 卸载到NGH 船上。目前，运输NGH 有3种主要方法[45-46]：一是生产干水合物的工艺方法，这种方法需要经过3 次脱水；二是使只经过两次脱水的NGH 形成水合物浆，通过运输船上的隔热密封舱进行运输，但由于运输能力的有效利用率相对较低，其运送成本增加明显；三是将干水合物与原油（−10◦C）充分混合，形成悬浮的天然气水合物油浆液，然后，将其送入绝热的油轮隔舱或绝热性能良好、运距较短的输油管道中进行运输。

除了以上运输方式外，针对某些近海油田也可采用海底管道运输伴生气。值得注意的是，为了节约投资成本，可以利用多相混输技术对伴生气进行输送。在此种情况下，只需要一台多相泵和一条海底管道就可将经过混合后的石油和伴生气通过海底管道运输上岸，因此，对伴生气的输送不需要铺设额外的海底管线。多相混输的关键设备是混输泵，它是一种专门设计的用于输送原油产出物的设备，能直接对原油进行输送而不再需要增加额外的分离设备和装置[47]。文献[48]对油气混输分离技术进行了介绍，认为在对采出原油中的水和固态物质进行分离时宜选用离心分离，用于对井口进行分离除砂；气液分离应该使用复合式分离器。针对目前的油气混输方案，文献[49]提出了一种“蒸汽直接射入油气中升温降黏的输送方法”，在陆上、短距离输送中取得了较好的效果。文献[50]对海上一油田的伴生气混输回收方案进行了介绍，通过在B 平台增加一台压缩机，并对A 平台实施工艺流程改造，成功将B 平台的伴生气经过A 平台运送上岸，为海上伴生气的管道运输提供了借鉴。管道运输伴生气具有运输量大、方便快捷的优点，但海底管道被埋在海底一定厚度的土层下，这给管道的维修和检查带来困难。因此，在使用海底管道运输伴生气前，一定要对输气管道进行严格检查。

1.1.3 伴生气接收终端

接收终端是伴生气在运输至目的地后对其进行接收处理的装置，只有经过接收终端后伴生气才能供给用户使用。LNG 船到达接收终端后，将LNG 卸载到接收站。接收站有两类：一类是陆地接收站，另一类是海上浮式接收终端。文献[51]对国外LNG 接收终端进行了介绍，提出国外LNG 接收终端正经历从陆地向海上发展的趋势。文献[52-53]认为近海的浮式LNG 储存再气化装置（Floating Storage and Regasification Unit，FSRU）具有建设成本低、周期短及LNG 容量大的特点，对整体环境的影响也较小。目前，FSRU 正成为浮式接收终端的主要方式，图4 展示了FSRU作为LNG 接收终端的主要应用。FSRU 上的LNG经过气化后通过海底管道就可直接运输至岸上天然气集输站或直接供给用户使用。

图4 FSRU 作为LNG 接收终端的应用Fig.4 The application of FSRU in LNG terminal

由于CNG 技术输送的是气态的天然气，不需要像LNG 那样进行再气化，因此，它可以通过系泊浮筒或其他较简单的海上接收终端装置将CNG 排放到新的甚至现有的海底气体输送管道系统中，这使得CNG 在近海卸载具有优势[54]。

NGH 通过运输船运输至近海岸后，需要进行分解气化，一般对NGH 采用加热或降压进行分解，其分解工艺流程如图5 所示。气化后的NGH 通过管运输上岸后就可供给用气负荷使用。

图5 NGH 分解工艺Fig.5 The decomposition technology of NGH

根据国际能源署数据[55]，如果伴生气日产量低于1×104m3，且距离最近的接收站超过2 000 km，那么，当前的天然气利用技术和方法都是不经济的；如果到接收站距离相对较短，且天然气量较低，利用伴生气发电或天然气管道运输是比较经济的；如果伴生气日产量高于1×107m3，且到接收站的距离大于2 000 km，则可以选择LNG 作为伴生气处理技术。目前，LNG 技术和管道运输较为成熟，CNG 技术应用处于起步阶段，NGH 技术和伴生气回注技术仍存在诸多技术难题，表1 对各种处理方法进行了对比。

表1 伴生气处理技术对比Tab.1 Comparison of associated gas processing technology

1.2 伴生气处理关键技术

FLNG 包括FPSO 和LNG 运输船两部分，由于要在FPSO 上完成LNG 的生产、储存及卸载，且FPSO 平台面积有限，因此，要求FPSO 具有较为成熟的LNG 液化技术，LNG 储罐具有较好的低温以及隔热性能，还要能保证FPSO 能在−162◦C下安全传输LNG。除此之外，FPSO 的设备布置也应该撬装化，使处理流程更加紧凑，节约平台空间。LNG 运输船兼具存储和运输LNG 的双重功能，必须要求具备先进的低温管路控制技术以及尽量小的气化损耗等。

海上CNG 的处理流程较LNG 简单，对预处理的要求不高。但是由于其需要储存运输高压气体，因此，不管是浮式生产装置还是CNG 运输船，对于容器的耐压能力要求较高，即储存设备必须具备一定的承压能力和密封性能。与此同时，CNG 处理的相关设备也应撬装化，以节约海上平台空间。

水合物的生成速度和气化速度过慢是制约NGH 技术发展的瓶颈之一，因此，要想实现NGH的广泛运用，必须攻克水合物生成与再气化的关键技术，同时还要掌握NGH 的大规模生成、固化成型以及储存装备设计的核心技术，并不断完善NGH的其他配套技术。

流度控制和注气监测是未来海上伴生气注气驱产必须攻克的关键技术，同时也要加强海上注气驱产的理论研究，只有这样未来伴生气回注驱产才能够实现大规模应用。另外，也要加强对海上平台施工工艺的研究，以便于解决平台施工困难等的问题。

海底管道运输目前已较为成熟，但由于海底环境复杂多变，海底管道运输必须具备管道监测和修复的关键技术，这对于海底管道的正常工作至关重要。而对于油气混输，由于运输的是气液两相，需要使用多相混输泵、多相流量计等关键设备，同时还要具备多相分离技术。

1.3 伴生气处理展望

当今世界的能源消费结构正在向天然气转型，且伴随绿色可持续发展逐渐成为世界主流，未来针对海上伴生气的处理仍将是海上平台关注的重点。LNG 具备绿色清洁、污染小等优点，并且由于其技术成熟，未来将会得到更加广泛的运用。由于LNG运输船成本高、技术复杂，对于伴生气产量一般的油田通过罐式集装箱对LNG 进行回收将是未来的一大发展趋势。同时，由于FLNG 的独特优势以及对其研究投入的加大，将使其更加适应深水与极地油田的伴生气回收。中小距离情况下的伴生气处理使用CNG 技术具有不可替代的特殊优势。CNG 技术将主要作为LNG 与管道运输的辅助方式，在近距离伴生气运输条件下发挥作用。同时，CNG 也将结合FPSO，增加CNG 处理技术的灵活性。除此之外也应健全CNG 海运相关的政策与法规，以便于加快CNG 的商业化。

将伴生气处理成为NGH 的流程简单，生产条件要求低，它在远洋天然气的处理方面具有优势。但作为一种尚未商业化的天然气处理技术，其在提高水合物的生成速度和气化速度上还有许多工作要做，因此，对于天然气水合物的热、动力学研究是未来NGH 研究的重点。

目前，中国在陆地油田进行注气驱产的技术已较为成熟，但海上油田的注气技术研究却比较薄弱。特别是近些年中国在海上发现了大量的低渗油藏等难动储量，更是迫切需要发展海上伴生气注气驱产技术[56]。因此，伴生气回注将在海上油田增产以及开发海上难动储量等方面扮演重要角色。

随着伴生气处理技术的进步，未来将在更大程度上对伴生气进行回收利用，减少伴生气的排空浪费，实现海上油气平台的低碳绿色发展。但是一般的海上油气田距离陆地较远且伴生气产量较小，若通过以上处理方式对伴生气进行回收成本较高，不具有经济效益。同时，经过调研发现，海上油田在投产初期往往伴生气产量相对较大，而到中后期却比较小，表现出伴生气产量与平台能源需求严重不同步，这导致对伴生气的就地利用极为不利。因此，提出建立一种海底伴生气储气库，解决伴生气有效利用以及伴生气产量与平台能源需求不同步的问题。

2 海底伴生气储气库

在海上平台，石油开采过程中产出的伴生气可用来为平台供电。而在实际情况中，海上平台生产工艺系统的能量需求与伴生气产量往往不同步。海上油气田生产初期伴生气产量远大于供能系统的能源需求，多余的伴生气则直接燃烧排空[57]。随开采年份增加，伴生气产量迅速下降，在生产的中后期已不能满足供能系统需求，需要增加其他能源补给。因此，将海上废弃或枯竭的油气井改造为伴生气储气库是减少伴生气排空浪费与缓解系统间能量供需矛盾的有效途径，当伴生气产量大于供能需求时，将多余的伴生气压缩至存储库中；当伴生气产量供能不足时，则优先调用储气库中的伴生气，当储气库的伴生气不足时再调用其他能源。

2.1 伴生气储气库的建立

储气库的建立步骤主要包括适用场景分析、库容设计、老井评价、注采气设计及海上平台设计等，其设计流程见图6。

图6 储气库设计流程Fig.6 The design flow of gas storage

适用场景分析[58]是对该枯竭油气藏区域的地质情况（包括地下构造的完整性、储层的物性分布和盖层的密封性等）进行评价，以便确定该枯竭油气藏是否具备改造为储气库的条件。库容计算[58]是指对该枯竭油气藏的储气能力进行计算，主要的计算方法有容积法、物质平衡法和数值模拟法。库容决定了储气库的垫层气和工作气量大小，因此，储气库容量的准确计算对整个储气库运行至关重要。完成适用场景分析以及库容计算后，若确定该储气库有利用价值还需要进行老井评价（油层套管评价，固井质量评价）[59]。老井是指该油气井在建储气库时就已经存在的井，这些井的质量好坏直接关系到储气库的储气能力，因此，对于评价不合格的老井需要进行封堵或将其改造成监测井使用，然后，在新的地方重新钻储气库的注采井。而对于评价合格的老井则可以直接作为注采井使用，此种情况避免了重新钻储气库的注采井，减少了施工周期与投资成本。之后，就需要对储气库注采气进行设计，主要包括注采能力设计、注采井工艺的设计、注采气流程设计及储气库动态监测等[60]。最后，是对储气库海上平台进行设计，由于海上平台空间有限应该尽可能使设备稳定可靠，流程简单高效，同时保证占地面积小。

2.2 伴生气储气库注采气模型

首先，对海上油气平台群的能量需求进行分析，并充分考虑平台未来可能增加的能量需求，同时，对石油开采区域的伴生气储量进行估算，建立二者之间的供需关系，以便确定注采平台相关设备参数和注采井流量。然后，建立海上注采气流程（图7）[61]。

图7 注采气流程Fig.7 The flow of gas injection and production

需要存储的伴生气来自附近海上油气田开采过程中的石油伴生气。依靠之前直接燃烧的净化设备，对开采出的伴生气经过简易处理，增压后送入海底管道，通过海底管道运输到储气库注采井的海上平台。到达平台后首先通过阀门，然后进行计量，再经过分离器，对管道来气可能带有的液滴和油蒸汽进行过滤分离，之后进入压缩机压缩。压缩后的伴生气温度较高且带有少量的压缩机的润滑油蒸汽，不能直接注入注采井，必须先经过冷却设备（这里选择空气冷却设备）和净化设备，将其冷却净化，最后，再通过流量计计量后经由双向调节阀注入井内。在向储气库注入伴生气的过程中，地层压力会由于储气量的增多而升高，到后期需要增大压缩机的压缩功率，因此，压缩机应具备分组投切的能力。具体的注气流程应根据气体性质和海上平台的实际条件来确定。

注气结束后由于储气库伴生气储量达到峰值，此时地层压力较大，可直接通过采气井将伴生气采出。采出后的伴生气首先通过双向调节阀进入采气管道，然后，通过一个流量计对采出的气体进行计量，其次，利用一级分离器对伴生气可能携带的油滴、甲醇溶液等进行分离，再次，通过减压阀，降低伴生气的压强至适合海底管道输送的范围，进行二级分离进一步降低伴生气中的杂质，最后，经过计量后输送到海底输气管道，供给其他海上油气平台使用。当采出气的压力低于伴生气海底管道的输送要求时，应通过外输压缩机增大伴生气的压力，以满足输送要求。

因此，在油田生产前期将多余的伴生气通过上述流程回注到储气库中储存，在生产中后期海上平台能源缺乏时将储气库中的伴生气开采出来，就可以解决油田伴生气产量与海上平台能源需求不同步的问题，实现伴生气的有效利用。

2.3 储气库建造的关键技术与难题

建造海上伴生气储库涉及多项关键技术，主要有储气库完整性评价技术、海上注采气井的钻井、固井、完井技术、储气库注采气技术及海上平台设计等。

完整性评价技术包括地质构造、井筒和地面设备，从时间跨度上涉及从设计到建设到运行一体化乃至储气库废弃的全生命周期[62]，其对于伴生气储库的安全高效运行至关重要。储气库的注采井一般都设计为注采合一井，且因为不同于一般的油气生产井，必须要满足气密性以及长时间注采的要求，所以在进行注采井施工时要合理设计井身结构、钻井液和固井水泥浆。同时实施射孔-完井联作工艺，避免多次施工。在进行储气库注采气井的钻井、固井和完井施工过程中，要实施相应的保护储层一体化联作工艺[63]，最大程度减少施工过程对储层带来的损害。由于海上特殊环境影响，导致海上注采气要克服平台晃动、伴生气气源不稳定等因素的影响，所以对于海上储气库的注采气工艺有待研究。海上平台空间有限，在进行流程设计时应尽量简单紧凑，并使设备撬装化，以实现对平台空间的合理利用。

3 结语

目前，对伴生气的处理主要包括LNG 技术、CNG 技术、NGH 技术、回注驱产、海底管道油气混输等，每一种技术各有特点，并分别运用于不同的场景。LNG 和NGH 适合运输距离长，伴生气产量大的油田，CNG 适合短距离，伴生气产量小的油田，回注驱产则适合海上油田提高产量和开发难动储量。目前，较为成熟的是LNG 技术和海底管道油气混输技术，其次是CNG 技术，NGH 技术和回注驱产关键技术未取得突破性进展。但对于远海伴生气产量较小的油田，以上各种处理方法都不具有较好的经济效益。

本文提出在海上将枯竭油气藏改造为伴生气储气库的设计流程，并建立了储气库的注采气流程。认为伴生气储气库能够解决海上平台整个生产周期的能源需求问题，即是在油田投产初期将多余伴生气注入储气库，后期伴生气产量不足以满足平台需求时，利用储气库中的伴生气为平台提供能源，解决伴生气产量与平台能源需求不同步的问题。尽管目前还没有海上伴生气储库的实例，伴生气储气库的建立也存在诸多技术难题，但因为其在解决平台整个生产周期能源需求以及提高远海油田伴生气利用率等方面具有优势，所以其在未来具有很大的发展前景。

对海上伴生气进行回收利用能有效减少伴生气直接燃烧或排放对环境的污染，实现能源的有效利用，既环保又经济。因此，未来应加大对各种伴生气处理方法的研究，实现伴生气更加广泛的回收利用。