放噴天然氣回收技術現場試驗效果與評價

2020-08-08 12:29:02黃永章蔣成銀朱禮明姚瑞峰劉永國

石油化工應用 2020年7期

黃永章，蔣成銀，朱禮明，姚瑞峰，劉永國，劉坤

（1.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710018；4.中國石油長慶油田分公司第六采氣廠，陜西西安 710018；5.河北華北石油工程建設有限公司，河北任丘 062552）

試氣放噴是天然氣勘探開發中必不可少的一道工序，傳統放噴方式是在井場之外的安全位置建造放噴池，采取點火燃燒完成試氣及測試階段[1]。此種放噴模式燃燒大量天然氣會造成資源浪費，簡單測算長慶氣田2018 年新投產氣井2 539 口（直井2 394 口、水平井145 口），放噴時間按10 天計算，全年壓裂放噴天然氣27 758×104m3，直接經濟損失22 761 萬余元，實際放噴燃燒資源量將會更大；此外，放噴燃燒天然氣產生CO2、氮氧化合物、熱輻射等環境危害。隨著國家環保要求的提高，開展放噴天然氣回收是目前試氣壓裂實現節約資源、降低污染的重要舉措。

1 放噴氣回收技術原理

提前在試氣前預制地面進站管線，試氣階段在井口安裝除砂器、分離器、加熱節流等裝置，將放噴的天然氣進行處理并節流至系統壓力后，通過地面管線直接進站。具體回收工藝流程是按照“兩級處理”和“四大模塊”進行設計。

（1）兩級處理：第一級采用立式除砂器、臥式高壓除砂脫液分離器清除天然氣中的大量固、液相；第二級經過水套加熱爐升溫降壓、立式低壓分離器進一步清除，最后干氣進入外輸管網系統（見圖1）。

（2）四大模塊：節流降壓模塊（控制排放為核心）；高壓除砂、脫液模塊（一級除砂、脫液為核心）；升溫減壓模塊（節流調壓為核心）；低壓脫液模塊（二級脫液為核心）。

（3）工藝關鍵設備：該工藝需要的關鍵設備為撬裝除砂脫液裝置、水套加熱爐和自用氣發電機。撬裝除砂脫液裝置是一套集成設備，可實現節流放噴、兩次除砂脫液、氣液計量目的，設備運行維護簡單，搬遷安裝方便。主要設備性能參數（見表1）。

2 回收工藝生產制度優化及安全上限

2.1 回收工藝生產制度優化

圖1 放噴天然氣回收工藝流程簡圖

表1 撬裝除砂脫液裝置性能參數

放噴氣回收系統實際是通過固定油嘴節流的一個過程。兩級處理過程即是兩級節流降壓過程。根據氣體流經油嘴流動特性，通常回收過程P外輸/P高壓＜0.546，放噴氣回收二級節流處于臨界流動區，產量處于恒定[2]（見圖2）。

圖2 放噴氣回收節流過程示意圖

經理論計算表明：

（1）在油嘴直徑超過6 mm，液體流量對固定油嘴節流壓降影響不大，放噴回收初期液量較大，應優先采用小直徑油嘴有利于節流降壓。

圖3 流量與節流降壓之間關系曲線

（2）放噴回收初期，液量相對較大，根據大液量下氣體攜液實驗結果，當持液率大于0.008 5 時，對應的臨界流量可作為初期攜液的最低臨界攜液量，且隨著出液量增加，所需臨界流量變大（見圖3～圖5）。

圖4 不同直徑油嘴的嘴流曲線

圖5 持液率與臨界流速的關系

2.2 回收工藝安全上限設定

整個放噴氣回收系統安全上限設定需同時考慮兩個方面：

（1）系統高壓脫液除砂撬進氣壓力2 MPa～20 MPa，考慮安全性能穩定，通常在井口壓力較高情況下，需再預留10%的壓力空間，應控制進去壓力不超過18 MPa。

（2）低壓流程外輸管網系統因集氣流程各異，應調整回收氣量，滿足外輸壓力通常不超過3.8 MPa。

3 現場試驗效果分析

現場成功開展2 口井放噴氣回收試驗，驗證了整套回收工藝的可行性及裝置的運行平穩性。

圖6 蘇A 井放噴排液及回收過程

3.1 現場實施過程分析

蘇A 井采用Φ88.9 mmN80 油管+裸眼封隔器分5段壓裂改造完井。壓裂累計入地液量3 237.7 m3，陶粒支撐劑255 m3。放噴氣回收之前試氣排液1 553 m3，返排率47.9 %。初期大液量放噴階段已結束，第一個關放階段出液35 m3，大液放噴階段結束后，關井最高恢復壓力24 MPa，進入放噴氣回收排液階段，由于井口壓力大于18 MPa，考慮高壓除砂脫液撬的安全壓力，在一級節流時優選10 mm 油嘴，實現快速降低井口壓力。回收階段排液201.4 m3，該井累計返排1 754.4 m3，返排率達到54.2 %（見圖6）。

蘇B 井采用Φ114.3 mm 套管固井完井橋塞分段壓裂改造，后期采用帶壓下62 mm 油管完井。壓裂累計入地液量3 085.4 m3，陶粒支撐劑260 m3。放噴氣回收之前試氣排液692 m3，返排率22.4 %。初期大液量放噴階段已結束，關放階段因套管內徑較大，且控制放噴出液較少，大液放噴階段結束后，關井最高恢復壓力22 MPa，進入放噴氣回收持續排液階段，由于井口壓力大于18 MPa，考慮高壓除砂脫液撬的安全壓力，在一級節流時優選10 mm 油嘴，實現快速降低井口壓力。回收階段持續排液175 m3，該井累計返排867 m3，返排率達到28 %（見圖7）。

3.2 回收系統運行情況分析

蘇A 井累計運行25 d，前期大液連續排，后期減少后間斷排，運行過程中外輸回壓在1.4 MPa～3.3 MPa，蘇B 井累計運行10 d，大氣量持續連續排液。運行過程中外輸回壓在2.9 MPa～3.1 MPa，兩口井出液、出砂逐漸減少，油壓與產氣量逐漸趨于平穩，集氣站各項設備未發生異常（見表2）。

3.3 系統各設備除砂、脫液情況

蘇A 井兩級處理過程的除砂、脫液設備均在回收過程中起到貢獻，其中一級高壓除砂效率占到91.5 %，一級高壓脫液效率占到93 %。蘇B 井兩級處理過程的除砂、脫液設備均在回收過程中起到貢獻，其中一級高壓除砂效率占到87.8 %，相比蘇A 井因氣體流速較大除砂效率略有下降，一級高壓脫液效率占到92.5 %（見表3）。