油气生产过程中放空燃烧气的检测与回收利用现状

薛 明，范俊欣，李兴春，崔翔宇 ，吴百春

（1.石油石化污染物控制与处理国家重点实验室，北京 102206；2.中国石油集团安全环保技术研究院有限公司，北京 102206）

油气行业由于油气生产过程中存在的甲烷与二氧化碳排放而成为全球应对气候变化的关注焦点［1］。我国油气行业由于甲烷等温室气体排放底数不清，相应减排技术缺乏大规模应用，仍面临着较大的减排压力［2-3］。除了非正常工况产生的甲烷超级排放源之外，油气生产过程中的放空燃烧（火炬）排放也是典型的甲烷排放源之一［1，4-5］。2017年全球放空燃烧气量达到1.41×1011m3，CO2排放量达到3.5×109m3，等同于7.5×1011kW·h的发电量，超过了整个非洲的年电力消耗［6］。

美国自2018年起加大了在二叠纪盆地的油气开发力度。该区域伴生天然气有近4%被放空燃烧；而在特拉华盆地，这一比例甚至达到8%［7］。在北达科他州页岩气生产区，页岩油生产过程中同样伴随着伴生气放空燃烧气量的增加［8］。放空燃烧气不仅造成能源浪费，气体燃烧过程中排放的非甲烷总烃、氮氧化物、硫氧化物还会对区域环境质量及人体健康产生影响，碳黑与甲烷的排放还会加剧温室效应［9］。

近年来，随着世界银行资助的全球放空燃烧气减排（Global Gas Flaring Reduction，GGFR）计划的推进，全球主要能源公司都将减排的重点目标放在放空燃烧气的控制上，在放空燃烧气的计量、检测、组分分析、减排控制技术方面都有了显著的提升。基于前期对我国13个油气田的放空燃烧气量的调查，日放空燃烧气量达到3.33×106m3，折合年放空燃烧气量1.1×109m3［10］，存在着巨大的资源回收潜力。本文拟通过对国内外放空燃烧气计量与控制技术方面的总结，为国内油气行业甲烷检测与减排技术研究提供参考。

1 放空燃烧气的定义与检测

1.1 放空燃烧气的定义

参照GGFR的定义［6，11］，放空燃烧包括两类：一类为常规条件下出于安全、设备维护等原因进行的放空燃烧；一类为异常工况条件下的燃烧，主要包括现场测试阶段、管输外运条件不足及事故放空条件下采取的一种处理手段。大部分条件下，要求放空气以98%左右的燃烧效率进行完全燃烧，降低对生产区域周边人口健康的影响。当放空气量达不到点火条件，如气体浓度较低、含水率较高时，现场会直接排放这一部分气体，称为冷放空（Cold Venting）。

在我国油气生产过程中，正常工况下的放空燃烧气主要存在于部分油气生产单井的套管气排放，油气处理站（转油站、增压站）等。部分零散、偏远井的套管气排放，气量较小，压力较低，不具备经济回收价值，一般通过采用油气混输措施减少套管气排放；而在油气处理站，气量相对较高，可以通过建设放空气回收工程减少放空燃烧［12］。非正常工况下的放空燃烧主要存在于油气井口试井、维修、事故等状态下。

1.2 放空燃烧气的常规检测方法

ALLEN等［4］对美国油气生产中的放空燃烧气排放开展的现场检测发现，小部分火炬的排放占放空燃烧总排放量的一半以上，当98%的默认燃烧效率提升至100%时，二氧化碳排放量将减少14%。加拿大阿尔伯塔省建议在油气处理站、管道集输、天然气处理站等有多股气体放空的场所安装流量计［13-15］。当放空气气量波动较大、组分构成复杂及测定难度较大时，会对流量计的干湿气耐受度、气体流速、量程范围等提出较高要求。满足要求的流量计主要包括超声流量计、插入式流速探针、光学式流量计等（见表1）［14，16-17］。

表1 油气行业使用的主要放空燃烧气流量计一览

在场站没有安装流量计时，还可以参照API 521标准［16］，基于火炬照片估算放空燃烧气量（见图1）。使用的计算公式见式（1）～式（3）。

式中：Lf为实际火焰长度，m；Lp为照片测量的火焰长度，cm；Dp为照片测量的燃烧管内径，cm；Df为燃烧管实际内径，m；Q为放空燃烧气体能量流量，J/s；F为放空燃烧气量，m3/s；Cg为结合气体热值，J/m3。

图1 利用火炬照片估算放空燃烧气量示意

1.3 遥感技术检测放空燃烧气中的甲烷排放量

在GGFR的资助下，ELVIDGE等［18］自2009年起依托参与计划的成员国与成员公司上报的放空燃烧气量数据，与来自美国国防气象卫星（DMSP）OLS系统可见光与热辐射信号观测数据建立相关性，并反演出1994年至2008年全球放空燃烧气量。在反演过程中，部分冷凝气提过程没有上报、火炬燃烧波动、火炬燃烧错误识别、不同区域气象条件（干燥/湿润气候等）均有可能给估算结果带来不确定性。

此后，ANEJIONU等［19］使用美国大气宇航局中等精度分光辐射成像遥感数据（MODIS）估算尼日利亚放空燃烧气量，CASADIO等［20］使用短波红外辐射数据（SWIR）对全球放空燃烧的持续时间进行估测，以及CHOWDHURY等［21-22］使用Landsat 8卫星日间观测数据对加拿大以及泰国湾、波斯湾、墨西哥湾等海上作业平台的放空燃烧火炬位置进行识别。

2012年底，由于轨道降级引起DMSP光辐射污染，无法再进行全球数据的跟踪记录，研究人员开始使用美国大气海洋局可见红外成像辐射检测（VIIRS）的遥感数据。ELVIDGE等［23］利用VIIRS数据能够覆盖不同波长热辐射信号的特点，对放空燃烧气夜间短波与近红外辐射峰值信号进行收集处理，得到全球放空燃烧气的总量。VIIRS的空间分辨率达到417 m，能够在城市灯光影响下实现对放空燃烧的识别；同时，与DMSP只能识别燃烧火焰高温点不同，VIIRS能够实现对放空燃烧火焰99%的温度区间覆盖，进而实现对上游油气生产、下游炼油化工、液化天然气（LNG）处理终端等环节的区分。在获得热辐射数据后，利用每月平均热辐射总量数据，结合在尼日利亚、美国德克萨斯州、美国北达科他州油气生产放空燃烧报告数据，以及国际天然气行业商业信息智库（CEDIGAZ）在全球47个国家的放空燃烧气量报告数据［24］，可以得到辐射量与放空燃烧气量之间的对数关系，并用于反演计算。

除了针对放空燃烧气量的遥感数据反演外，LI等［25］还利用臭氧层监测设备（Ozone Monitoring Instrument，OMI）测定的氮氧化物浓度，结合MODIS数据，对极地油气生产过程对空气质量产生的影响进行了讨论，但并未进行放空燃烧气量的估算。ZHANG等［26］结合OMI以及VIIRS遥感数据，对墨西哥海上油气平台放空燃烧的时空变化规律开展讨论，分别采用了二氧化硫、氮氧化物的遥感数据进行了放空燃烧气量的估算，使用空气质量因子对氮氧化物浓度的估算结果进行了校正，并与实际数据进行了对比。同油气生产企业上报的放空燃烧气量数据对比，遥感数据估算结果偏高。

目前，利用卫星遥感数据已能够实现对油气生产过程放空燃烧的监控［27］，但值得注意的是，当前对于全球放空燃烧气量的估算是基于伴生气排放量的统计数据进行的，与实际的放空燃烧气量相比还存在较大的不确定性，例如：由于缺乏相关报告数据，致密气等非常规能源开发过程中试采与测试阶段的放空燃烧气量无法通过热辐射值进行反演计算；国内页岩气、煤层气基本为干气，硫、氮等组分的浓度基本为零，无法通过遥感获得的二氧化硫、氮氧化物数据进行放空燃烧气量的估算。另外，地面放空燃烧火炬的统计范围也将极大影响遥感数据的反演过程。我国油气行业针对甲烷、二氧化碳等温室气体排放使用的核算指南采用了排放因子估算法进行放空火炬燃烧量的核算［28］，要求油气生产企业上报放空燃烧气流量、除CO2外的含碳化合物总含碳量等。然而，除规模较大的天然气处理厂等能够实现98%的放空燃烧效率，或利用物质平衡估算放空燃烧气量外，油气试采与生产过程的放空燃烧排放效率仍缺乏实测数据的验证与支持，核算结果也存在较大的不确定性，亟待通过现场检测、卫星遥感等手段进行核查与比对。

1.4 全球放空燃烧气减排计划

针对放空燃烧带来的影响，世界银行资助了GGFR，鼓励能源公司利用回收措施减少放空燃烧，在2030年熄灭常规火炬。世界银行认为参与该计划会使油气公司在资源优化管理、环境友好型油气生产、全球商业品牌价值、作业区块平衡、企业形象等方面受益。根据该计划第一阶段采用VIIRS数据对全球放空燃烧气的摸底情况［29］，俄罗斯、伊拉克、伊朗、美国及阿尔及利亚为放空燃烧气量排名前5的国家（见图2）。我国在2014～2016年的放空燃烧气量基本保持在每年2×109m3左右水平，2017年降低至1.6×109m3。

图2 不同国家的放空燃烧气量

2 放空气回收利用技术

针对放空气回收，LAYFIELD等［30］总结了15类回收利用技术（见表2），并以美国北达科他州等地的实际案例进行了对比。除了针对甲烷转化为甲醇等高附加值产品的催化剂研究［31-32］之外，作为放空燃烧气大国的尼日利亚，还建设了1.4×104m3/d的小型气态转液态（GTL）回收装置，将天然气转化为柴油、甲醇以及氨等产品［33］。基于GTL理念优化后的STG+技术也在西非陆上油气田以及海上浮动平台进行了应用［34］。

国内对放空气回收以液化天然气、压缩天然气、发电等方式居多［35-37］，在管道输送过程中还有采用压差回收天然气等技术［38］，井口或放空气转化为液态产品的技术未见相关应用。

塔里木油田是较早开展放空气治理工作的区域之一，除了针对低压放空气采取增压处理回收、部分气体回注地层、高压高产井放空气进行分离回收外，还针对边远零散天然气井以及试采井通过脱硫、增压、脱水后开展压缩天然气技术回收，在天然气处理站利用液化天然气技术开展放空气的回收［39-41］，并在天然气处理站检维修期间通过增压设备进行放空气的回收［42］。另外，针对海上油气开发，还有针对单个平台的浮式天然气液化（FLNG）技术，以及针对平台群的伴生气管网循环利用优化等方面的技术应用［43-44］。

表2 放空气主要回收利用技术

从当前国内外放空气回收利用技术的应用情况来看，适用于较高放空气量（大于2×104m3/d）的天然气压缩、液化技术在国内已得到普遍使用，然而在控制典型放空气排放源的同时，针对边远零散井以及低压、小气量天然气井的放空气回收利用也应提上日程。在建设成本合理、投资回报率较高的前提下，井口及处理站天然气直接转化为液态产品的技术路线将具有较大应用潜力。

3 结语

油气生产过程中的放空燃烧，不仅会带来资源浪费与环境污染，也会对全球气候变化产生一定影响，通过利用经济有效的技术减少放空燃烧刻不容缓。我国油气生产中的放空燃烧仍存在计量统计较少、估算较多、底数不清等问题。利用遥感数据能够实现对火炬燃烧点的定位识别，但在放空燃烧气量的确定方面，除了进一步提高遥感卫星检测精度及频率以减少不良气象条件的影响之外，还需开展遥感数据与现场实际检测数据的比对分析，提高反演模型估算的准确性。

在放空燃烧气减排方面，建议各油气生产区结合油气盆地地质情况、地面工程以及天然气放空排放等特点，优化工艺流程，制定相应的放空气回收技术方案。各油气田公司天然气放空情况较为复杂，多数放空气量小，分布分散，需要针对各油气田天然气放空特点及情况进行具体分析，实现经济有效的回收利用。同时，建议开展井口放空天然气气态转液态化产品相关工业试验与应用示范的研究。