李 茜 ，周熙朋，蔣匯豐，毛雅鈴，羅 肖

1.西南石油大學(xué)電氣信息學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)新能源與材料學(xué)院，四川 成都610500

引言

伴生氣是伴隨原油產(chǎn)生的天然氣，既可以溶解在原油中，也可以作為游離氣存在于儲(chǔ)集層原油的上方[1]，經(jīng)過(guò)一定處理后伴生氣可作為燃料氣使用，具有很大的利用價(jià)值。2018 年全球有2 000×108m3的伴生氣通過(guò)直接燃燒（1 400×108m3）或直接排放到大氣中（600×108m3）而被浪費(fèi)，相當(dāng)于中國(guó)和日本一年LNG 進(jìn)口量的總和[2]。直接燃燒的伴生氣會(huì)轉(zhuǎn)換為大量的二氧化碳排放到空氣中，造成嚴(yán)重的空氣污染和溫室效應(yīng)[3]，對(duì)人類健康造成嚴(yán)重危害。造成海上伴生氣大量燃燒排放的原因是多方面的，其中，既有技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性的原因，又有政策的原因，文獻(xiàn)[4]詳細(xì)討論了不同國(guó)家在減少伴生氣燃燒方面的技術(shù)經(jīng)濟(jì)限制和相應(yīng)政策的缺乏。2018年中國(guó)天然氣表觀消費(fèi)量達(dá)到2 803×108m3，比上一年增長(zhǎng)7.5%，預(yù)計(jì)2050 年前中國(guó)天然氣消費(fèi)都將繼續(xù)呈同比增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)[5]。因此，對(duì)伴生氣進(jìn)行回收利用，不僅是實(shí)施節(jié)能減排，綠色發(fā)展的現(xiàn)實(shí)要求，也是應(yīng)對(duì)未來(lái)中國(guó)天然氣需求量不斷增大的有效途徑。

海上油田產(chǎn)生的伴生氣最直接簡(jiǎn)單的利用方法是經(jīng)過(guò)處理后提供給平臺(tái)作為燃料氣發(fā)電或供暖。但由于伴生氣含有較多重?zé)N成分，燃燒之前需要進(jìn)行預(yù)處理。物理法和催化裂解法[6]是伴生氣預(yù)處理去重?zé)N化的兩種典型方法，物理法是將伴生氣中的重?zé)N成分通過(guò)加壓或冷卻的方式液化去除，催化裂解法則是利用飽和水蒸汽和催化劑裂解伴生氣中的重?zé)N。在油田投產(chǎn)初期伴生氣產(chǎn)量較大，其中很少的一部分就能滿足平臺(tái)使用。在以前這些剩余的伴生氣都是直接燃燒或排放，對(duì)環(huán)境污染很大。現(xiàn)在有多種方法可對(duì)這些伴生氣進(jìn)行回收利用，其中，包括將伴生氣低溫液化形成LNG[7]，壓縮成為壓縮天然氣（CNG）[8-9]，也可以將伴生氣固化形成天然氣水合物（NGH）[10]，或者將伴生氣回注到地下[11-12]。而在油田生產(chǎn)后期伴生氣往往產(chǎn)量小、壓力低，不但不能滿足海上平臺(tái)的能源需求，還不便于回收利用。因此，為實(shí)現(xiàn)平臺(tái)對(duì)伴生氣的最大化利用，可建立海上伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)，在生產(chǎn)前期將除平臺(tái)自用的多余伴生氣注入儲(chǔ)氣庫(kù)儲(chǔ)存，中后期利用伴生氣低壓回收系統(tǒng)[13]將低壓伴生氣回收，同時(shí)，調(diào)用儲(chǔ)氣庫(kù)中的伴生氣供平臺(tái)使用，將能解決后期平臺(tái)能源需求不足的問(wèn)題，使得整個(gè)平臺(tái)生產(chǎn)周期的伴生氣得以有效利用。

本文對(duì)目前主要的伴生氣處理、運(yùn)輸方式以及相應(yīng)的接收終端進(jìn)行了全面介紹，并分析了它們的優(yōu)缺點(diǎn)、適用范圍、關(guān)鍵技術(shù)以及未來(lái)可能的發(fā)展趨勢(shì)。在此基礎(chǔ)上，提出枯竭油氣藏改造成伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)的設(shè)計(jì)流程，最后，建立了儲(chǔ)氣庫(kù)的注采氣流程，擬解決海上平臺(tái)群能量需求和伴生氣產(chǎn)量不同步的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)海上平臺(tái)伴生氣的有效利用。

1 伴生氣處理研究綜述

1.1 研究現(xiàn)狀

中國(guó)在“十三五”能源發(fā)展規(guī)劃中明確提到，要積極爭(zhēng)取“十三五”期間將天然氣消費(fèi)比重從6%提高至10%，建設(shè)綠色低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系[1]。天然氣是其中唯一一種在規(guī)劃中消費(fèi)比重得到提升的化石燃料，其作為一種重要的能源形式，與我們生活息息相關(guān)。隨著國(guó)家推進(jìn)建設(shè)清潔低碳能源體系，以及中國(guó)經(jīng)濟(jì)和社會(huì)的不斷發(fā)展，對(duì)于天然氣的需求將會(huì)持續(xù)增長(zhǎng)，因此，對(duì)油田伴生氣的回收利用迫在眉睫。海上油田伴生氣的利用涉及收集、處理、運(yùn)輸及接收等環(huán)節(jié)，各個(gè)環(huán)節(jié)聯(lián)系緊密，共同構(gòu)成整個(gè)伴生氣處理流程，本文對(duì)研究現(xiàn)狀的介紹也主要集中在上述幾個(gè)環(huán)節(jié)。

1.1.1 伴生氣收集處理

目前，研究的主要方法是將伴生氣處理成LNG、CNG、NGH，或回注到地下。LNG 是冷卻到?162?C后呈現(xiàn)液態(tài)的天然氣，油/氣田產(chǎn)生的天然氣經(jīng)過(guò)除液、除酸、干燥、分餾及低溫冷凝形成[14]。液化后的天然氣體積約為氣態(tài)時(shí)的1/600，具有低溫、氣液膨脹比大、能效高，易于儲(chǔ)存和運(yùn)輸?shù)奶攸c(diǎn)，LNG 技術(shù)已成為目前天然氣遠(yuǎn)洋開發(fā)和運(yùn)輸?shù)闹匾绞?。?duì)于伴生氣產(chǎn)量較大的油田可以考慮采用浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置（LNG-FPSO），這是一種集LNG 生產(chǎn)、儲(chǔ)存和卸載等功能的浮式平臺(tái)，具有可移動(dòng)、可重復(fù)使用的優(yōu)點(diǎn)[15]。伴生氣中一般含有H2O、CO2、H2S 以及其他重?zé)N雜質(zhì)，會(huì)對(duì)整個(gè)處理流程的設(shè)備造成危害，因此，有必要首先進(jìn)行預(yù)處理去除[16-17]，然后再進(jìn)行液化儲(chǔ)存在FPSO 上。液化是LNG 技術(shù)的核心環(huán)節(jié)，對(duì)于整個(gè)系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定及高效運(yùn)行至關(guān)重要，適合海上浮式天然氣液化的工藝主要有混合制冷劑制冷和氮?dú)馀蛎浿评鋄18-20]。文獻(xiàn)[21]介紹了LNG 液化流程的選擇方法，認(rèn)為小型天然氣的液化裝置應(yīng)該使用膨脹機(jī)循環(huán)，中型天然氣的液化裝置應(yīng)該使用經(jīng)過(guò)改進(jìn)的多級(jí)無(wú)預(yù)冷的混合制冷劑循環(huán)。圖1 展示了利用FPSO 進(jìn)行LNG 處理的整個(gè)流程。對(duì)于伴生氣產(chǎn)量比較小的邊際油田可采用LNG 罐箱回收的方法，它是利用安裝在平臺(tái)上的小型LNG 液化裝置，將經(jīng)過(guò)預(yù)處理后的伴生氣液化，然后，存儲(chǔ)在平臺(tái)上的LNG 罐式集裝箱中。LNG 罐箱與普通集裝箱類似，是將LNG 儲(chǔ)罐固定好并放置在框架結(jié)構(gòu)中的一種特殊集裝箱，具有運(yùn)輸簡(jiǎn)單、經(jīng)濟(jì)性強(qiáng)等諸多優(yōu)點(diǎn)[22]。使用LNG 罐箱回收需要將一整套凈化、液化設(shè)備安置在面積有限的生產(chǎn)平臺(tái)上，因此，要求液化流程盡量簡(jiǎn)單高效、設(shè)備盡量緊湊，裝置占用面積盡量小[23]。文獻(xiàn)[24]針對(duì)目前各種液化裝置流程特點(diǎn)進(jìn)行了評(píng)述，并設(shè)計(jì)出一種“節(jié)能新型混合制冷劑液化流程”，能夠較好地適應(yīng)小型撬裝式LNG 裝置的液化流程特點(diǎn)。文獻(xiàn)[25]認(rèn)為，海上平臺(tái)應(yīng)采用單級(jí)混合制冷劑對(duì)天然氣進(jìn)行制冷，該種制冷工藝的制冷劑對(duì)于環(huán)境的適應(yīng)性好，同時(shí)，由于液化裝置的撬裝化以及工藝的模塊化，也使得液化流程更加簡(jiǎn)單高效。但LNG 處理伴生氣對(duì)于雜質(zhì)含量要求較高，使得其處理工藝更加復(fù)雜。同時(shí)對(duì)于某些伴生氣產(chǎn)量低的油田，使用LNG 進(jìn)行伴生氣處理的成本將會(huì)大大增加。

圖1 LNG 處理流程Fig.1 The processing flow of LNG

隨著世界天然氣工業(yè)的發(fā)展，對(duì)于天然氣運(yùn)輸量較小且距離較短的海上運(yùn)輸?shù)男枨笤絹?lái)越大。盡管海上LNG 技術(shù)比較成熟，但由于LNG 在此種情況下不具有較好的經(jīng)濟(jì)效益，所以CNG 技術(shù)作為一種對(duì)LNG 技術(shù)的替代而被世界各國(guó)廣泛研究。CNG技術(shù)通過(guò)壓縮機(jī)將天然氣壓縮到一定壓力后儲(chǔ)存在運(yùn)輸船上的耐壓容器中，以高壓氣態(tài)的形式在船上進(jìn)行儲(chǔ)存和運(yùn)輸[26]。在24.8 MPa 的情況下，天然氣的體積能夠壓縮為原來(lái)的1/260，運(yùn)輸時(shí)溫度一般保持在?40～40?C即可。CNG 技術(shù)在本質(zhì)上是利用氣體的可壓縮性，將天然氣凈化處理后以高壓氣體的形式進(jìn)行儲(chǔ)存和運(yùn)輸。圖2 展示了CNG 的處理流程。

圖2 CNG 處理流程Fig.2 The processing flow of CNG

和LNG 類似，海上CNG 技術(shù)也可通過(guò)浮式壓縮天然氣裝置（Floating Compressed Natural Gas，F(xiàn)CNG）實(shí)現(xiàn)。FCNG 是一種用于海上氣田開發(fā)的新型FPSO 裝置，具有海上天然氣壓縮、儲(chǔ)存和裝卸等一系列功能[27]。一個(gè)完整的FCNG 由FPSO（浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置）和CNG 運(yùn)輸船兩部分組成，首先，通過(guò)生產(chǎn)系統(tǒng)將伴生氣輸送到FCNG 上，然后，對(duì)伴生氣進(jìn)行預(yù)處理，并利用壓縮機(jī)將伴生氣壓縮至高壓艙中儲(chǔ)存起來(lái)，當(dāng)高壓艙儲(chǔ)存至一定容量后使用CNG 運(yùn)輸船對(duì)FCNG 上的伴生氣進(jìn)行卸載外輸。和LNG 預(yù)處理相比，CNG 預(yù)處理沒(méi)有LNG 復(fù)雜，其主要原因是CNG 對(duì)天然氣的除雜要求不高，不需要進(jìn)行低溫液化，只需在常溫高壓（如15～25 MPa）條件下將其壓縮成壓縮天然氣就行。文獻(xiàn)[28]將浮式液化天然氣裝置（Floating Liquified Natural Gas，F(xiàn)LNG）和FCNG 進(jìn)行了對(duì)比分析，認(rèn)為FCNG 對(duì)原料氣的要求更低，預(yù)處理過(guò)程更加簡(jiǎn)單，在設(shè)備操作上具有優(yōu)勢(shì)。盡管CNG 處理技術(shù)與LNG 處理技術(shù)相比具有諸多優(yōu)勢(shì)，但CNG 處理技術(shù)對(duì)儲(chǔ)存容器的耐壓能力要求較高，存在高壓風(fēng)險(xiǎn)，并且對(duì)于遠(yuǎn)海伴生氣產(chǎn)量較小的油田，使用CNG技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性較差。

將天然氣轉(zhuǎn)換為天然氣水合物的技術(shù)叫NGH技術(shù)，與LNG、CNG 相比不需要復(fù)雜的處理流程，預(yù)處理過(guò)程簡(jiǎn)單，生產(chǎn)條件簡(jiǎn)單（5 MPa，10?C），適合海上運(yùn)輸距離較遠(yuǎn)、產(chǎn)量較大的油田。NGH 也叫可燃冰，是由天然氣在一定溫度和壓力條件下，利用水分子和碳?xì)錃怏w分子形成一種類似冰的、可燃燒的及無(wú)固定化學(xué)計(jì)量的籠狀晶體化合物[29]。NGH 有3 種水合物結(jié)構(gòu)形式（I 型、II 型、H 型），在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下按照II 型結(jié)構(gòu)天然氣水合物的分子構(gòu)成，186 m3的天然氣最多可生成1 m3的NGH，其氣體攜帶率與CNG 技術(shù)（20 MPa 下）相當(dāng)[30]。由氣態(tài)伴生氣形成天然氣水合物的生產(chǎn)過(guò)程主要包括將氣體物質(zhì)溶解在水中，然后，形成天然氣水合物晶核，最后，晶核生長(zhǎng)形成NGH[31]。圖3 展示了NGH的生產(chǎn)以及儲(chǔ)存過(guò)程。首先，進(jìn)行水合物的形成，生產(chǎn)的主要設(shè)備有反應(yīng)容器、泵、分離器和熱交換器等。將水制成冰水混合物（比例為1：1），然后，在5 MPa，10?C的條件下，將經(jīng)過(guò)預(yù)處理后的伴生氣和冰水混合物直接通入罐式反應(yīng)容器中并不斷進(jìn)行攪拌增加接觸，與此同時(shí)利用熱交換器將反應(yīng)過(guò)程中產(chǎn)生的熱量帶走，最后，會(huì)生成一種含30%天然氣水合物的產(chǎn)物。反應(yīng)過(guò)程結(jié)束后將未反應(yīng)的水和伴生氣分離出來(lái)，再將NGH 冷凍裝入儲(chǔ)罐就可方便地實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)存運(yùn)輸。文獻(xiàn)[32]介紹了3 種涉及天然氣水合物生產(chǎn)、儲(chǔ)運(yùn)和再氣化的系列工藝方法，包括3 次脫水形成干水合物、兩次脫水形成水合物漿以及將NGH 與原油混合形成NGH 油漿滴。和LNG-FPSO 類似，海上NGH 的生產(chǎn)也可通過(guò)浮式天然氣水合物裝置（Floating Natural Gas Hydrate，F(xiàn)NGH）的方式實(shí)現(xiàn)，F(xiàn)NGH 包括NGH 的海上生產(chǎn)、儲(chǔ)存、運(yùn)輸及氣化等過(guò)程。文獻(xiàn)[27]對(duì)FNGH 進(jìn)行了介紹，并認(rèn)為如果水合物的生產(chǎn)以及再氣化速度過(guò)慢等關(guān)鍵問(wèn)題不解決，將在很大程度上制約FNGH 實(shí)現(xiàn)工業(yè)化。一方面，關(guān)鍵技術(shù)的缺失，導(dǎo)致目前NGH 技術(shù)還未實(shí)現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。另一方面，NGH 僅適用于伴生氣產(chǎn)量大的油田，這是因?yàn)閷?duì)于伴生氣產(chǎn)量較小的油田，使用NGH 技術(shù)的經(jīng)濟(jì)投入將會(huì)大幅增加。

圖3 NGH 的處理流程Fig.3 The processing flow of NGH

伴生氣回注指對(duì)油田產(chǎn)生的伴生氣通過(guò)施加壓力重新回注到地下，主要是為了提高石油產(chǎn)量。在油田開發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中隨著開采時(shí)間的推移，油層本身的能量會(huì)被不斷地消耗，致使生產(chǎn)后期油層壓力不足，造成油井產(chǎn)量的降低甚至導(dǎo)致油井停產(chǎn)?？紤]到在石油開采過(guò)程中有大量伴生氣產(chǎn)生，因此，可充分利用伴生氣進(jìn)行海上油田注氣驅(qū)替，實(shí)現(xiàn)對(duì)伴生氣的合理利用。發(fā)展海上注氣技術(shù)對(duì)于提高海上油田產(chǎn)量和伴生氣利用率，實(shí)現(xiàn)海上平臺(tái)節(jié)能減排等都具有重要意義[33]。文獻(xiàn)[34]對(duì)南海某油田注氣工藝進(jìn)行了介紹，通過(guò)該工藝實(shí)現(xiàn)了一種海上油田伴生氣循環(huán)利用的綠色開發(fā)模式，減少了平臺(tái)溫室氣體的排放量，對(duì)海上平臺(tái)注氣工程設(shè)計(jì)具有參考意義。但目前海上油田注氣驅(qū)還存在許多技術(shù)難題，文獻(xiàn)[35]分析了七大制約海上油田注氣驅(qū)產(chǎn)的因素，認(rèn)為海上油田注氣技術(shù)具有很大的應(yīng)用潛力，通過(guò)多技術(shù)手段的聯(lián)合能夠降低開發(fā)的風(fēng)險(xiǎn)，提高開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。除此之外，對(duì)于海上某些低滲油藏、稠油油藏等開發(fā)難度大的難動(dòng)儲(chǔ)量，注氣驅(qū)產(chǎn)也是有助于其有效開發(fā)的重要手段。但海上注氣驅(qū)產(chǎn)理論和實(shí)踐的缺乏，使得其未能實(shí)現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用，未來(lái)還有許多工作要做。

1.1.2 伴生氣儲(chǔ)存運(yùn)輸

經(jīng)過(guò)處理之后的伴生氣只有在運(yùn)輸?shù)竭_(dá)目的地后供給用戶使用才能實(shí)現(xiàn)其價(jià)值，因此，伴生氣的海上運(yùn)輸對(duì)于整個(gè)環(huán)節(jié)來(lái)說(shuō)起著至關(guān)重要的作用。不同的伴生氣處理方法，其儲(chǔ)存運(yùn)輸各有特點(diǎn)，下面就其進(jìn)行相關(guān)介紹。對(duì)于LNG-FPSO 來(lái)說(shuō)，處理好的LNG 首先是儲(chǔ)存在FPSO 上的，當(dāng)儲(chǔ)存在FPSO 上的LNG 達(dá)到一定容量時(shí)，要將LNG 卸載到LNG 船上，因?yàn)橐ＷC整個(gè)卸載過(guò)程船體晃動(dòng)和低溫的嚴(yán)苛要求，所以LNG 的卸載是LNG-FPSO系統(tǒng)的重難點(diǎn)之一。主要卸載方式包括并聯(lián)卸載、串聯(lián)卸載及軟管卸載，文獻(xiàn)[36]對(duì)卸載傳輸方式進(jìn)行了介紹，認(rèn)為并聯(lián)卸載適于在近海海況較好的情況下進(jìn)行液化天然氣的輸送，而串聯(lián)卸載更適用于在深海海況相對(duì)惡劣的情況下進(jìn)行LNG 輸送，低溫軟管卸載具有良好的應(yīng)用前景。LNG 的運(yùn)輸主要是通過(guò)LNG 運(yùn)輸船往來(lái)于LNG-FPSO 和LNG 接收終端來(lái)實(shí)現(xiàn)[37]。LNG 船是一種專用于LNG 運(yùn)輸?shù)拇笮痛埃蛔u(yù)為世界造船“皇冠上的明珠”，目前只有少數(shù)幾個(gè)國(guó)家擁有LNG 船的設(shè)計(jì)和制造技術(shù)。除通過(guò)LNG 大型運(yùn)輸船運(yùn)輸LNG 外，LNG 罐式集裝箱運(yùn)輸也是一種新興的運(yùn)輸方式。由于它不需要專用的船舶裝載集裝箱來(lái)運(yùn)輸LNG，因而使得LNG 運(yùn)輸操作更加簡(jiǎn)單，經(jīng)濟(jì)性更強(qiáng)[38]。

CNG 的儲(chǔ)存運(yùn)輸流程包括將FCNG 平臺(tái)上的壓縮天然氣裝卸到CNG 船舶上，然后，通過(guò)CNG 船舶將CNG 運(yùn)輸?shù)侥康牡?。?dāng)伴生氣產(chǎn)量適中且運(yùn)輸距離在500～1 500 km 時(shí)，CNG 被認(rèn)為是具有吸引力的運(yùn)輸方式[39]。目前，世界上有3 種主要的CNG海上船舶運(yùn)輸技術(shù)，分別是Coselle、VOTRANS 和GTM[40]。Coselle 技術(shù)是一種將天然氣壓縮成CNG后，儲(chǔ)存在小口徑鋼質(zhì)盤圓管路中，它的典型設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)是將較長(zhǎng)距離的小直徑管子繞成一個(gè)圓，與傳統(tǒng)高壓罐相比具有更好的經(jīng)濟(jì)性。VOTRANS 系統(tǒng)是一種使用裝有可以存放大直徑長(zhǎng)管的絕緣冷凍艙的運(yùn)輸船舶，它的裝卸過(guò)程與其他CNG 船相同，但是與其他CNG 船相比，VOTRANS 的壓強(qiáng)更低。GTM采用復(fù)合材料管路技術(shù)，儲(chǔ)存管道由高性能復(fù)合材料制備，管道類型也是大管徑長(zhǎng)管，具備在常溫下操作的特點(diǎn)，其儲(chǔ)存壓力與Coselle 相似。CNG 技術(shù)應(yīng)用前景巨大，當(dāng)通過(guò)管道運(yùn)輸和LNG 處理海上伴生氣都不具有經(jīng)濟(jì)性和實(shí)踐性的情況下，CNG 被認(rèn)為是首選的替代技術(shù)[41]。2016 年1 月全球首艘CNG 船在韓通成功下水[42]，標(biāo)志著CNG 海上運(yùn)輸實(shí)現(xiàn)重大突破。

NGH 能在常壓和低于0?C下儲(chǔ)存[43]，一般選擇儲(chǔ)存溫度為?15?C。文獻(xiàn)[44]認(rèn)為球狀的NGH比粉末狀的NGH 自保存效應(yīng)更好，因此，介紹了一種球狀NGH 的生產(chǎn)方法，流程為：水合物生成—脫水—水合物顆?；w粒冷卻—泄壓，最后，將球狀NGH 卸載到NGH 船上。目前，運(yùn)輸NGH 有3種主要方法[45-46]：一是生產(chǎn)干水合物的工藝方法，這種方法需要經(jīng)過(guò)3 次脫水；二是使只經(jīng)過(guò)兩次脫水的NGH 形成水合物漿，通過(guò)運(yùn)輸船上的隔熱密封艙進(jìn)行運(yùn)輸，但由于運(yùn)輸能力的有效利用率相對(duì)較低，其運(yùn)送成本增加明顯；三是將干水合物與原油（?10?C）充分混合，形成懸浮的天然氣水合物油漿液，然后，將其送入絕熱的油輪隔艙或絕熱性能良好、運(yùn)距較短的輸油管道中進(jìn)行運(yùn)輸。

除了以上運(yùn)輸方式外，針對(duì)某些近海油田也可采用海底管道運(yùn)輸伴生氣。值得注意的是，為了節(jié)約投資成本，可以利用多相混輸技術(shù)對(duì)伴生氣進(jìn)行輸送。在此種情況下，只需要一臺(tái)多相泵和一條海底管道就可將經(jīng)過(guò)混合后的石油和伴生氣通過(guò)海底管道運(yùn)輸上岸，因此，對(duì)伴生氣的輸送不需要鋪設(shè)額外的海底管線。多相混輸?shù)年P(guān)鍵設(shè)備是混輸泵，它是一種專門設(shè)計(jì)的用于輸送原油產(chǎn)出物的設(shè)備，能直接對(duì)原油進(jìn)行輸送而不再需要增加額外的分離設(shè)備和裝置[47]。文獻(xiàn)[48]對(duì)油氣混輸分離技術(shù)進(jìn)行了介紹，認(rèn)為在對(duì)采出原油中的水和固態(tài)物質(zhì)進(jìn)行分離時(shí)宜選用離心分離，用于對(duì)井口進(jìn)行分離除砂；氣液分離應(yīng)該使用復(fù)合式分離器。針對(duì)目前的油氣混輸方案，文獻(xiàn)[49]提出了一種“蒸汽直接射入油氣中升溫降黏的輸送方法”，在陸上、短距離輸送中取得了較好的效果。文獻(xiàn)[50]對(duì)海上一油田的伴生氣混輸回收方案進(jìn)行了介紹，通過(guò)在B 平臺(tái)增加一臺(tái)壓縮機(jī)，并對(duì)A 平臺(tái)實(shí)施工藝流程改造，成功將B 平臺(tái)的伴生氣經(jīng)過(guò)A 平臺(tái)運(yùn)送上岸，為海上伴生氣的管道運(yùn)輸提供了借鑒。管道運(yùn)輸伴生氣具有運(yùn)輸量大、方便快捷的優(yōu)點(diǎn)，但海底管道被埋在海底一定厚度的土層下，這給管道的維修和檢查帶來(lái)困難。因此，在使用海底管道運(yùn)輸伴生氣前，一定要對(duì)輸氣管道進(jìn)行嚴(yán)格檢查。

1.1.3 伴生氣接收終端

接收終端是伴生氣在運(yùn)輸至目的地后對(duì)其進(jìn)行接收處理的裝置，只有經(jīng)過(guò)接收終端后伴生氣才能供給用戶使用。LNG 船到達(dá)接收終端后，將LNG 卸載到接收站。接收站有兩類：一類是陸地接收站，另一類是海上浮式接收終端。文獻(xiàn)[51]對(duì)國(guó)外LNG 接收終端進(jìn)行了介紹，提出國(guó)外LNG 接收終端正經(jīng)歷從陸地向海上發(fā)展的趨勢(shì)。文獻(xiàn)[52-53]認(rèn)為近海的浮式LNG 儲(chǔ)存再氣化裝置（Floating Storage and Regasification Unit，F(xiàn)SRU）具有建設(shè)成本低、周期短及LNG 容量大的特點(diǎn)，對(duì)整體環(huán)境的影響也較小。目前，F(xiàn)SRU 正成為浮式接收終端的主要方式，圖4 展示了FSRU作為L(zhǎng)NG 接收終端的主要應(yīng)用。FSRU 上的LNG經(jīng)過(guò)氣化后通過(guò)海底管道就可直接運(yùn)輸至岸上天然氣集輸站或直接供給用戶使用。

圖4 FSRU 作為L(zhǎng)NG 接收終端的應(yīng)用Fig.4 The application of FSRU in LNG terminal

由于CNG 技術(shù)輸送的是氣態(tài)的天然氣，不需要像LNG 那樣進(jìn)行再氣化，因此，它可以通過(guò)系泊浮筒或其他較簡(jiǎn)單的海上接收終端裝置將CNG 排放到新的甚至現(xiàn)有的海底氣體輸送管道系統(tǒng)中，這使得CNG 在近海卸載具有優(yōu)勢(shì)[54]。

NGH 通過(guò)運(yùn)輸船運(yùn)輸至近海岸后，需要進(jìn)行分解氣化，一般對(duì)NGH 采用加熱或降壓進(jìn)行分解，其分解工藝流程如圖5 所示。氣化后的NGH 通過(guò)管運(yùn)輸上岸后就可供給用氣負(fù)荷使用。

圖5 NGH 分解工藝Fig.5 The decomposition technology of NGH

根據(jù)國(guó)際能源署數(shù)據(jù)[55]，如果伴生氣日產(chǎn)量低于1×104m3，且距離最近的接收站超過(guò)2 000 km，那么，當(dāng)前的天然氣利用技術(shù)和方法都是不經(jīng)濟(jì)的；如果到接收站距離相對(duì)較短，且天然氣量較低，利用伴生氣發(fā)電或天然氣管道運(yùn)輸是比較經(jīng)濟(jì)的；如果伴生氣日產(chǎn)量高于1×107m3，且到接收站的距離大于2 000 km，則可以選擇LNG 作為伴生氣處理技術(shù)。目前，LNG 技術(shù)和管道運(yùn)輸較為成熟，CNG 技術(shù)應(yīng)用處于起步階段，NGH 技術(shù)和伴生氣回注技術(shù)仍存在諸多技術(shù)難題，表1 對(duì)各種處理方法進(jìn)行了對(duì)比。

表1 伴生氣處理技術(shù)對(duì)比Tab.1 Comparison of associated gas processing technology

1.2 伴生氣處理關(guān)鍵技術(shù)

FLNG 包括FPSO 和LNG 運(yùn)輸船兩部分，由于要在FPSO 上完成LNG 的生產(chǎn)、儲(chǔ)存及卸載，且FPSO 平臺(tái)面積有限，因此，要求FPSO 具有較為成熟的LNG 液化技術(shù)，LNG 儲(chǔ)罐具有較好的低溫以及隔熱性能，還要能保證FPSO 能在?162?C下安全傳輸LNG。除此之外，F(xiàn)PSO 的設(shè)備布置也應(yīng)該撬裝化，使處理流程更加緊湊，節(jié)約平臺(tái)空間。LNG 運(yùn)輸船兼具存儲(chǔ)和運(yùn)輸LNG 的雙重功能，必須要求具備先進(jìn)的低溫管路控制技術(shù)以及盡量小的氣化損耗等。

海上CNG 的處理流程較LNG 簡(jiǎn)單，對(duì)預(yù)處理的要求不高。但是由于其需要儲(chǔ)存運(yùn)輸高壓氣體，因此，不管是浮式生產(chǎn)裝置還是CNG 運(yùn)輸船，對(duì)于容器的耐壓能力要求較高，即儲(chǔ)存設(shè)備必須具備一定的承壓能力和密封性能。與此同時(shí)，CNG 處理的相關(guān)設(shè)備也應(yīng)撬裝化，以節(jié)約海上平臺(tái)空間。

水合物的生成速度和氣化速度過(guò)慢是制約NGH 技術(shù)發(fā)展的瓶頸之一，因此，要想實(shí)現(xiàn)NGH的廣泛運(yùn)用，必須攻克水合物生成與再氣化的關(guān)鍵技術(shù)，同時(shí)還要掌握NGH 的大規(guī)模生成、固化成型以及儲(chǔ)存裝備設(shè)計(jì)的核心技術(shù)，并不斷完善NGH的其他配套技術(shù)。

流度控制和注氣監(jiān)測(cè)是未來(lái)海上伴生氣注氣驅(qū)產(chǎn)必須攻克的關(guān)鍵技術(shù)，同時(shí)也要加強(qiáng)海上注氣驅(qū)產(chǎn)的理論研究，只有這樣未來(lái)伴生氣回注驅(qū)產(chǎn)才能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。另外，也要加強(qiáng)對(duì)海上平臺(tái)施工工藝的研究，以便于解決平臺(tái)施工困難等的問(wèn)題。

海底管道運(yùn)輸目前已較為成熟，但由于海底環(huán)境復(fù)雜多變，海底管道運(yùn)輸必須具備管道監(jiān)測(cè)和修復(fù)的關(guān)鍵技術(shù)，這對(duì)于海底管道的正常工作至關(guān)重要。而對(duì)于油氣混輸，由于運(yùn)輸?shù)氖菤庖簝上?，需要使用多相混輸泵、多相流量?jì)等關(guān)鍵設(shè)備，同時(shí)還要具備多相分離技術(shù)。

1.3 伴生氣處理展望

當(dāng)今世界的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)正在向天然氣轉(zhuǎn)型，且伴隨綠色可持續(xù)發(fā)展逐漸成為世界主流，未來(lái)針對(duì)海上伴生氣的處理仍將是海上平臺(tái)關(guān)注的重點(diǎn)。LNG 具備綠色清潔、污染小等優(yōu)點(diǎn)，并且由于其技術(shù)成熟，未來(lái)將會(huì)得到更加廣泛的運(yùn)用。由于LNG運(yùn)輸船成本高、技術(shù)復(fù)雜，對(duì)于伴生氣產(chǎn)量一般的油田通過(guò)罐式集裝箱對(duì)LNG 進(jìn)行回收將是未來(lái)的一大發(fā)展趨勢(shì)。同時(shí)，由于FLNG 的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)以及對(duì)其研究投入的加大，將使其更加適應(yīng)深水與極地油田的伴生氣回收。中小距離情況下的伴生氣處理使用CNG 技術(shù)具有不可替代的特殊優(yōu)勢(shì)。CNG 技術(shù)將主要作為L(zhǎng)NG 與管道運(yùn)輸?shù)妮o助方式，在近距離伴生氣運(yùn)輸條件下發(fā)揮作用。同時(shí)，CNG 也將結(jié)合FPSO，增加CNG 處理技術(shù)的靈活性。除此之外也應(yīng)健全CNG 海運(yùn)相關(guān)的政策與法規(guī)，以便于加快CNG 的商業(yè)化。

將伴生氣處理成為NGH 的流程簡(jiǎn)單，生產(chǎn)條件要求低，它在遠(yuǎn)洋天然氣的處理方面具有優(yōu)勢(shì)。但作為一種尚未商業(yè)化的天然氣處理技術(shù)，其在提高水合物的生成速度和氣化速度上還有許多工作要做，因此，對(duì)于天然氣水合物的熱、動(dòng)力學(xué)研究是未來(lái)NGH 研究的重點(diǎn)。

目前，中國(guó)在陸地油田進(jìn)行注氣驅(qū)產(chǎn)的技術(shù)已較為成熟，但海上油田的注氣技術(shù)研究卻比較薄弱。特別是近些年中國(guó)在海上發(fā)現(xiàn)了大量的低滲油藏等難動(dòng)儲(chǔ)量，更是迫切需要發(fā)展海上伴生氣注氣驅(qū)產(chǎn)技術(shù)[56]。因此，伴生氣回注將在海上油田增產(chǎn)以及開發(fā)海上難動(dòng)儲(chǔ)量等方面扮演重要角色。

隨著伴生氣處理技術(shù)的進(jìn)步，未來(lái)將在更大程度上對(duì)伴生氣進(jìn)行回收利用，減少伴生氣的排空浪費(fèi)，實(shí)現(xiàn)海上油氣平臺(tái)的低碳綠色發(fā)展。但是一般的海上油氣田距離陸地較遠(yuǎn)且伴生氣產(chǎn)量較小，若通過(guò)以上處理方式對(duì)伴生氣進(jìn)行回收成本較高，不具有經(jīng)濟(jì)效益。同時(shí)，經(jīng)過(guò)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，海上油田在投產(chǎn)初期往往伴生氣產(chǎn)量相對(duì)較大，而到中后期卻比較小，表現(xiàn)出伴生氣產(chǎn)量與平臺(tái)能源需求嚴(yán)重不同步，這導(dǎo)致對(duì)伴生氣的就地利用極為不利。因此，提出建立一種海底伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)，解決伴生氣有效利用以及伴生氣產(chǎn)量與平臺(tái)能源需求不同步的問(wèn)題。

2 海底伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)

在海上平臺(tái)，石油開采過(guò)程中產(chǎn)出的伴生氣可用來(lái)為平臺(tái)供電。而在實(shí)際情況中，海上平臺(tái)生產(chǎn)工藝系統(tǒng)的能量需求與伴生氣產(chǎn)量往往不同步。海上油氣田生產(chǎn)初期伴生氣產(chǎn)量遠(yuǎn)大于供能系統(tǒng)的能源需求，多余的伴生氣則直接燃燒排空[57]。隨開采年份增加，伴生氣產(chǎn)量迅速下降，在生產(chǎn)的中后期已不能滿足供能系統(tǒng)需求，需要增加其他能源補(bǔ)給。因此，將海上廢棄或枯竭的油氣井改造為伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)是減少伴生氣排空浪費(fèi)與緩解系統(tǒng)間能量供需矛盾的有效途徑，當(dāng)伴生氣產(chǎn)量大于供能需求時(shí)，將多余的伴生氣壓縮至存儲(chǔ)庫(kù)中；當(dāng)伴生氣產(chǎn)量供能不足時(shí)，則優(yōu)先調(diào)用儲(chǔ)氣庫(kù)中的伴生氣，當(dāng)儲(chǔ)氣庫(kù)的伴生氣不足時(shí)再調(diào)用其他能源。

2.1 伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)的建立

儲(chǔ)氣庫(kù)的建立步驟主要包括適用場(chǎng)景分析、庫(kù)容設(shè)計(jì)、老井評(píng)價(jià)、注采氣設(shè)計(jì)及海上平臺(tái)設(shè)計(jì)等，其設(shè)計(jì)流程見圖6。

圖6 儲(chǔ)氣庫(kù)設(shè)計(jì)流程Fig.6 The design flow of gas storage

適用場(chǎng)景分析[58]是對(duì)該枯竭油氣藏區(qū)域的地質(zhì)情況（包括地下構(gòu)造的完整性、儲(chǔ)層的物性分布和蓋層的密封性等）進(jìn)行評(píng)價(jià)，以便確定該枯竭油氣藏是否具備改造為儲(chǔ)氣庫(kù)的條件。庫(kù)容計(jì)算[58]是指對(duì)該枯竭油氣藏的儲(chǔ)氣能力進(jìn)行計(jì)算，主要的計(jì)算方法有容積法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法。庫(kù)容決定了儲(chǔ)氣庫(kù)的墊層氣和工作氣量大小，因此，儲(chǔ)氣庫(kù)容量的準(zhǔn)確計(jì)算對(duì)整個(gè)儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行至關(guān)重要。完成適用場(chǎng)景分析以及庫(kù)容計(jì)算后，若確定該儲(chǔ)氣庫(kù)有利用價(jià)值還需要進(jìn)行老井評(píng)價(jià)（油層套管評(píng)價(jià)，固井質(zhì)量評(píng)價(jià)）[59]。老井是指該油氣井在建儲(chǔ)氣庫(kù)時(shí)就已經(jīng)存在的井，這些井的質(zhì)量好壞直接關(guān)系到儲(chǔ)氣庫(kù)的儲(chǔ)氣能力，因此，對(duì)于評(píng)價(jià)不合格的老井需要進(jìn)行封堵或?qū)⑵涓脑斐杀O(jiān)測(cè)井使用，然后，在新的地方重新鉆儲(chǔ)氣庫(kù)的注采井。而對(duì)于評(píng)價(jià)合格的老井則可以直接作為注采井使用，此種情況避免了重新鉆儲(chǔ)氣庫(kù)的注采井，減少了施工周期與投資成本。之后，就需要對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)注采氣進(jìn)行設(shè)計(jì)，主要包括注采能力設(shè)計(jì)、注采井工藝的設(shè)計(jì)、注采氣流程設(shè)計(jì)及儲(chǔ)氣庫(kù)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)等[60]。最后，是對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)海上平臺(tái)進(jìn)行設(shè)計(jì)，由于海上平臺(tái)空間有限應(yīng)該盡可能使設(shè)備穩(wěn)定可靠，流程簡(jiǎn)單高效，同時(shí)保證占地面積小。

2.2 伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)注采氣模型

首先，對(duì)海上油氣平臺(tái)群的能量需求進(jìn)行分析，并充分考慮平臺(tái)未來(lái)可能增加的能量需求，同時(shí)，對(duì)石油開采區(qū)域的伴生氣儲(chǔ)量進(jìn)行估算，建立二者之間的供需關(guān)系，以便確定注采平臺(tái)相關(guān)設(shè)備參數(shù)和注采井流量。然后，建立海上注采氣流程（圖7）[61]。

圖7 注采氣流程Fig.7 The flow of gas injection and production

需要存儲(chǔ)的伴生氣來(lái)自附近海上油氣田開采過(guò)程中的石油伴生氣。依靠之前直接燃燒的凈化設(shè)備，對(duì)開采出的伴生氣經(jīng)過(guò)簡(jiǎn)易處理，增壓后送入海底管道，通過(guò)海底管道運(yùn)輸?shù)絻?chǔ)氣庫(kù)注采井的海上平臺(tái)。到達(dá)平臺(tái)后首先通過(guò)閥門，然后進(jìn)行計(jì)量，再經(jīng)過(guò)分離器，對(duì)管道來(lái)氣可能帶有的液滴和油蒸汽進(jìn)行過(guò)濾分離，之后進(jìn)入壓縮機(jī)壓縮。壓縮后的伴生氣溫度較高且?guī)в猩倭康膲嚎s機(jī)的潤(rùn)滑油蒸汽，不能直接注入注采井，必須先經(jīng)過(guò)冷卻設(shè)備（這里選擇空氣冷卻設(shè)備）和凈化設(shè)備，將其冷卻凈化，最后，再通過(guò)流量計(jì)計(jì)量后經(jīng)由雙向調(diào)節(jié)閥注入井內(nèi)。在向儲(chǔ)氣庫(kù)注入伴生氣的過(guò)程中，地層壓力會(huì)由于儲(chǔ)氣量的增多而升高，到后期需要增大壓縮機(jī)的壓縮功率，因此，壓縮機(jī)應(yīng)具備分組投切的能力。具體的注氣流程應(yīng)根據(jù)氣體性質(zhì)和海上平臺(tái)的實(shí)際條件來(lái)確定。

注氣結(jié)束后由于儲(chǔ)氣庫(kù)伴生氣儲(chǔ)量達(dá)到峰值，此時(shí)地層壓力較大，可直接通過(guò)采氣井將伴生氣采出。采出后的伴生氣首先通過(guò)雙向調(diào)節(jié)閥進(jìn)入采氣管道，然后，通過(guò)一個(gè)流量計(jì)對(duì)采出的氣體進(jìn)行計(jì)量，其次，利用一級(jí)分離器對(duì)伴生氣可能攜帶的油滴、甲醇溶液等進(jìn)行分離，再次，通過(guò)減壓閥，降低伴生氣的壓強(qiáng)至適合海底管道輸送的范圍，進(jìn)行二級(jí)分離進(jìn)一步降低伴生氣中的雜質(zhì)，最后，經(jīng)過(guò)計(jì)量后輸送到海底輸氣管道，供給其他海上油氣平臺(tái)使用。當(dāng)采出氣的壓力低于伴生氣海底管道的輸送要求時(shí)，應(yīng)通過(guò)外輸壓縮機(jī)增大伴生氣的壓力，以滿足輸送要求。

因此，在油田生產(chǎn)前期將多余的伴生氣通過(guò)上述流程回注到儲(chǔ)氣庫(kù)中儲(chǔ)存，在生產(chǎn)中后期海上平臺(tái)能源缺乏時(shí)將儲(chǔ)氣庫(kù)中的伴生氣開采出來(lái)，就可以解決油田伴生氣產(chǎn)量與海上平臺(tái)能源需求不同步的問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)伴生氣的有效利用。

2.3 儲(chǔ)氣庫(kù)建造的關(guān)鍵技術(shù)與難題

建造海上伴生氣儲(chǔ)庫(kù)涉及多項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，主要有儲(chǔ)氣庫(kù)完整性評(píng)價(jià)技術(shù)、海上注采氣井的鉆井、固井、完井技術(shù)、儲(chǔ)氣庫(kù)注采氣技術(shù)及海上平臺(tái)設(shè)計(jì)等。

完整性評(píng)價(jià)技術(shù)包括地質(zhì)構(gòu)造、井筒和地面設(shè)備，從時(shí)間跨度上涉及從設(shè)計(jì)到建設(shè)到運(yùn)行一體化乃至儲(chǔ)氣庫(kù)廢棄的全生命周期[62]，其對(duì)于伴生氣儲(chǔ)庫(kù)的安全高效運(yùn)行至關(guān)重要。儲(chǔ)氣庫(kù)的注采井一般都設(shè)計(jì)為注采合一井，且因?yàn)椴煌谝话愕挠蜌馍a(chǎn)井，必須要滿足氣密性以及長(zhǎng)時(shí)間注采的要求，所以在進(jìn)行注采井施工時(shí)要合理設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)、鉆井液和固井水泥漿。同時(shí)實(shí)施射孔-完井聯(lián)作工藝，避免多次施工。在進(jìn)行儲(chǔ)氣庫(kù)注采氣井的鉆井、固井和完井施工過(guò)程中，要實(shí)施相應(yīng)的保護(hù)儲(chǔ)層一體化聯(lián)作工藝[63]，最大程度減少施工過(guò)程對(duì)儲(chǔ)層帶來(lái)的損害。由于海上特殊環(huán)境影響，導(dǎo)致海上注采氣要克服平臺(tái)晃動(dòng)、伴生氣氣源不穩(wěn)定等因素的影響，所以對(duì)于海上儲(chǔ)氣庫(kù)的注采氣工藝有待研究。海上平臺(tái)空間有限，在進(jìn)行流程設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)盡量簡(jiǎn)單緊湊，并使設(shè)備撬裝化，以實(shí)現(xiàn)對(duì)平臺(tái)空間的合理利用。

3 結(jié)語(yǔ)

目前，對(duì)伴生氣的處理主要包括LNG 技術(shù)、CNG 技術(shù)、NGH 技術(shù)、回注驅(qū)產(chǎn)、海底管道油氣混輸?shù)?，每一種技術(shù)各有特點(diǎn)，并分別運(yùn)用于不同的場(chǎng)景。LNG 和NGH 適合運(yùn)輸距離長(zhǎng)，伴生氣產(chǎn)量大的油田，CNG 適合短距離，伴生氣產(chǎn)量小的油田，回注驅(qū)產(chǎn)則適合海上油田提高產(chǎn)量和開發(fā)難動(dòng)儲(chǔ)量。目前，較為成熟的是LNG 技術(shù)和海底管道油氣混輸技術(shù)，其次是CNG 技術(shù)，NGH 技術(shù)和回注驅(qū)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)未取得突破性進(jìn)展。但對(duì)于遠(yuǎn)海伴生氣產(chǎn)量較小的油田，以上各種處理方法都不具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

本文提出在海上將枯竭油氣藏改造為伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)的設(shè)計(jì)流程，并建立了儲(chǔ)氣庫(kù)的注采氣流程。認(rèn)為伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)能夠解決海上平臺(tái)整個(gè)生產(chǎn)周期的能源需求問(wèn)題，即是在油田投產(chǎn)初期將多余伴生氣注入儲(chǔ)氣庫(kù)，后期伴生氣產(chǎn)量不足以滿足平臺(tái)需求時(shí)，利用儲(chǔ)氣庫(kù)中的伴生氣為平臺(tái)提供能源，解決伴生氣產(chǎn)量與平臺(tái)能源需求不同步的問(wèn)題。盡管目前還沒(méi)有海上伴生氣儲(chǔ)庫(kù)的實(shí)例，伴生氣儲(chǔ)氣庫(kù)的建立也存在諸多技術(shù)難題，但因?yàn)槠湓诮鉀Q平臺(tái)整個(gè)生產(chǎn)周期能源需求以及提高遠(yuǎn)海油田伴生氣利用率等方面具有優(yōu)勢(shì)，所以其在未來(lái)具有很大的發(fā)展前景。

對(duì)海上伴生氣進(jìn)行回收利用能有效減少伴生氣直接燃燒或排放對(duì)環(huán)境的污染，實(shí)現(xiàn)能源的有效利用，既環(huán)保又經(jīng)濟(jì)。因此，未來(lái)應(yīng)加大對(duì)各種伴生氣處理方法的研究，實(shí)現(xiàn)伴生氣更加廣泛的回收利用。