天然氣井放噴排液過程中天然氣回收技術探析

代清華

（長城鉆探工程有限公司井下作業分公司，遼寧盤錦 124010）

0 引言

隨著生活中對天然氣資源需求的日益增長，公眾及社會對環境保護的日趨重視，使得在天然氣利用過程中既要重視天然氣的高效利用，同時又要注意環境保護。但在開發的過程中間接地、潛在地、長遠地對人類的生存和發展產生影響，油氣田開發過程中還存在著巨大的環境保護改造空間。

目前在天然氣回收領域研究較多的是針對天然氣正常開采階段，需要放空天然氣的情況有：（1）站內檢修以及設備維修和更換；（2）天然氣井由于生產壓力過高，在冬季易形成水合物堵塞天然氣閘閥或管道[1]。回收技術主要有噴射技術[1]、CNG技術[2]、天然氣發電技術[2]等。比較早實施并取得實效是文昌13-1/2油田回收項目，該項目于2006年10月投產至2 00 7年底共回收5.25萬m3液化氣及3.65萬m3凝析油，創造利稅3.6億元，火炬放空氣量從2006年的3 496萬m3降至2007年的627萬m3，經濟和環保效益非常顯著[3]。2006年3月開始實施火炬放空氣回收工程并在當年投入運行的溫米、丘陵、丘東等油田，回收天然氣約52 000 m3/d，回收混涇約11 t/d，年產值2 445.96萬元，純利潤1 567.92萬元，投入產出比1∶2.53[4]。勝利油田、冀東油田和大港油田在2009年前后也實施了天然氣回收工程的，其中冀東油田在北28站每年可回收天然氣525 ×104m3，每年毛利315萬元[2]。

在天然氣正常開采階段實施的回收工程技術已比較成熟，工程案例也取得了明顯的效益，但在天然氣井開發期的放空排液階段實施回收的研究不多，天然氣井在開發的過程中存在不同程度的資源浪費和污染，在先期開采壓裂放噴排液的工藝中，天然氣也多是直接燃燒物排放，對環境存在著重大的污染和資源的浪費，在這階段同樣有著巨大的天然氣回收價值。

1 放噴排液過程燃燒掉的天然氣量分析

天然氣在先期開采中，需要采用壓裂放噴排液工藝，以獲得穩定的產量。放噴可分為兩個階段，第一階段為連續放噴階段，第二階段為間斷性放噴。連續放噴階段井口壓力逐漸減小，從點火放噴開始，隨著天然氣的含量不斷增加壓力也不斷增加，但壓力恢復較慢，在返排液量逐漸減少后進入第二階段放噴，間斷放噴壓力上升較快，間放過程中壓力波動較大，但間放壓力恢復較快。返排液量逐漸減少直至最后成為一條平穩的直線，壓力達到要求后方正式投產。

天然氣井產量計算公式：

Qgas=（146～148）d2×Pup/24

式中：Qgas為產量，m3/h；

D為油嘴，mm；

Pup為上游壓力，MPa。

下面通過某海水平型天然氣井的放噴過程分析計算可在此過程中可回收的天然氣量。圖1是該井放噴數據示意圖。

壓裂完開井放噴3h 30 min點火，井口油壓從17.5 MPa下降至0，返液平均在35 m3/h；經過8 h放噴后壓力開始上升，從0上升至1 MPa，平均返液在31 m3/h左右。再經過10 h 30 min的放噴后，井口油壓從1 MPa上升至6 MPa，平均返液26 m3/h左右，而且是從遞減趨勢逐漸減少，再經過8 h放噴后，油壓從6 MPa上升至7.5 MPa，平均返液16 m3/h。然后轉入間斷放噴，關井2 h，壓力從7.5上升至14 MPa，采用8+8 mm油嘴開井放噴2 h，30 min后壓力從14 MPa下降至5 MPa，1h 30min后再上升至10 MPa，返液共計15 m3，假定理想狀態下壓力勻速上升和下降，開井后30～50 min開始返液，然后液量從多逐漸減少，最后成霧狀狀態和無液狀態。

第一階段（從14 MPa下降至5 MPa）；

Qgas1=147× （9.5+0.1） ×11.32/24×0.5=3 754 m3。

第二階段（從5 MPa上升至10 MPa）；

Qgas2=147×(7.5+0.1)×11.32/24×1.5=8 916 m3。

總體氣量：

Qgas間=Qgas1+Qgas2=12 670 m3。

該井累計間斷性放噴11次，共計放噴時間20 h，每次間放2 h，壓力變化較大，但壓力恢復較快，壓力最高達到18 MPa，累計出液166 m3，平均每小時出液8.3 m3。按照第一次間放的產量可估算出天然氣間放累計產量：

Qgas累=Qgas間×11=139 370 m3

從計算的結果得出，兩個階段都存在巨大資源浪費，而且燃燒后對大氣存在很大的污染，不管是第一階段還是第二階段，放噴的時間越長浪費的天然氣就越多。

圖1 某水平井放噴數據示意圖

2 放噴排液天然氣回收技術

要做到既不影響壓裂后放噴排液，又不造成資源的浪費，如果先期排液達不到良好的效果會直接影響的后期天然氣的產量。

中國專利“一種油氣田放噴燃燒罐裝置”（專利號CN201520561980.2）公開了一種油氣田放噴燃燒罐裝置，用于減小油氣田開采過程中放噴燃燒時對環境的污染，不足之處是未能對放噴天然氣進行回收[5]。

中國專利“天然氣井初期放噴氣回收裝置”（專利號CN201520843783.X）公開了一種天然氣井開采初期放噴天然氣的回收裝置，不足之處是未對放噴流體進行分流，放噴液體入口氣液固沖擊力大，易造成容器損壞，且放噴流體進入容器后有霧狀物體，該設備無處理，需天然氣自身的壓力驅動液體進入油水分離器，對放噴增加了阻力，影響天然氣井放噴效果，該發明另一不足之處是無排液回收裝置[6]。

中國專利“撬裝式放噴氣回收系統及回收方法”（專利CN201520843783.X）公開了一種天然氣井開采放噴氣回收系統及回收方法，不足之處是該裝置中一級、二級除沙設備在運行過程對放噴返排液的流動產生阻力，影響放噴效果，對天然氣井后期生產產生不利效果[7]。

中國專利2016104568287（申請號）公開了一種助排增產放噴排液天然氣回收裝置及方法[8]?；厥占夹g方案下文進行簡要介紹。

圖2是放噴排液天然氣回收流程示意圖、圖3是沉降高壓加收容器結構示意圖。

無阻放噴：采用較粗的平式油管為放噴管線，壓裂完后返排液從井口出來后進入放噴管線，然后把放噴管線分成兩條管線進行分流放噴，并分別安裝油嘴套，根據井口壓力變化便于返排液量的控制，然后進入沉降高壓回收容器后再把兩條管線分成四條管線，起到分流的作用，增強返排效率，減小流體的流動阻力，同時也減小了進入容器的沖擊力。放噴的過程是一個動態的過程，壓力、氣液比例、出口排量這幾個參數隨著放噴的變化而變化，氣液固三相流的流動狀態也不是穩定的紊流和層流（放噴前期主要是壓裂液的返排，含油較少）。

進入沉降高壓回收容器后，4條入口分別安裝比普通的放噴鴨嘴更長的緩沖器，起到保護容器的作用，緩沖器后面設置擋板，使返排液經過沉砂區后沉降過濾，返排出的壓裂砂和地層巖屑沉降在沉砂區，液體經過由隔砂網和過濾網組成的雙隔離裝置后把返排出的壓裂砂、巖屑和雜質進行過濾，然后進入液體沉降區，液體通過出口排至儲液罐，液體的排出采用自溢式和外力抽吸式兩條管線進入儲液罐，采用一臺高壓泵，通過外力的作用及時排出液體，增強了放噴的效果，減小放噴的阻力，實現液體不落地達到回收的目的。

圖2 放噴排液天然氣回收流程示意圖

圖3 沉降高壓回收容器結構示意圖

利用天然氣不溶于水的原理，在天然氣和返排液進入容器內后自動分離，在重力的作用下返排液沉降在容器的底部，利用天然氣比重輕流動速度快的特點很快和液體分離，通過容器內分離區上方的出口進入捕霧器后進入管線排出容器外，再經過過濾器，過濾器過濾后分成兩條管線，一條直接連接進站管線，壓力高的井可直接進站，中間加單流閥；第二條管線進入壓縮機進行二次增壓后進站，通過壓縮機克服流體經過管線的阻力和進站回壓，因為在地層和井筒內液體排出主要靠天然氣的壓力排出地面，所以只有克服了在流動中產生的阻力才能更好的提高放噴效果，通過引用壓縮機起到抽吸作用，提高了放噴效果，同時又可以回收天然氣，避免了傳統的放噴點火天然氣燃燒后產物對大氣的污染。兩條管線可同時使用，在氣量較大的時候促進放噴的效果。

該回收方案的主要特點可歸納如下：

（1）分流放噴減小流動阻力和流動產生的沖擊力；

（2）容器交換空間大，根據不同井型、壓裂規模可設計不同大小的容積，基本大小設計在25～35 m3就能滿足不同條件下放噴排液的處理，實現液體和天然氣的回收，能儲存返出的壓裂砂和巖屑；

（3）天然氣回收采用負壓抽吸的作用增強天然氣推動液體的返排，對低滲透、低壓、產量低的氣井有促進放噴的作用，能提高放噴效果和天然氣的產能；

（4）搬遷安裝方便、操作簡單、便于掌握、安全可靠。

3 結束語

通過對放噴數據的分析計算得出在放噴排液的過程中存在巨大的資源浪費和環境的污染，研制放噴排液過程中的天然氣回收裝置十分迫切。從各文獻上查到的回收技術方案中，專利2016104568287（申請號）公開的“一種助排增產放噴排液天然氣回收裝置及方法”通過外加力的作用克服了流體在流動過程中產生的阻力，促進了放噴，回收了天然氣和液體，避免了環境污染。該系統適用范圍廣，不但適用于壓裂后放噴，也適用于單井產量較低、井內有大量的積液的處理、油氣井措施作業過程中放噴油氣的回收。