蘇里格氣田天然氣回收利用技術研究及評價

張世虎 郭永強 張浩然 崔春江 嚴銳鋒 呂亞博 王華杰 潘祥

（長慶油田分公司第三采氣廠）

1 蘇里格氣田概述

蘇里格氣田放空天然氣主要包括井口壓裂放噴氣、集氣站及處理廠檢修維護放空氣、處理廠閃蒸不凝氣等。基本以燃燒火炬的形式處理，造成能源浪費；因此，非常有必要對放空天然氣回收利用技術工藝進行深入研究，改善相關工藝流程，減少經濟損失的同時保護環境。

1.1 井口壓裂放噴氣

對于現有壓裂放噴主體工藝，通過放噴管線，將氣井內攜液天然氣引入燃燒池內進行燃燒，但此工藝存在以下問題。

1）天然氣資源浪費。每口井配產按照1×104m3/d，放噴時間按照10 天計算，每口井放空天然氣10×104m3，燃燒的天然氣經濟損失達11.19 萬元/口。

2）環境造成傷害。未經處理的天然氣直接點火燃燒會造成環境傷害。

3） 地方法律法規要求。政府部門要求在鉆井、試采、生產過程中不讓油污、污水落地，減少天然氣放空和燃燒。

1.2 邊遠探井天然氣

第三采氣廠目前管轄探井231 口，分布在內蒙、寧夏、陜西等地區，井口裝置主要分為采氣樹、簡易井口、盲板井三類。由于分布面廣，附近無集氣站，無法接入生產流程，部分井產能無法發揮。

1.3 檢修維護放空氣

天然氣放空主要包括緊急放空和計劃放空兩部分。蘇里格氣田生產中，在新井連頭、集氣站檢修、處理廠檢修、壓縮機停機等情形下，天然氣需要放空，部分天然氣直接放空到大氣中，部分天然氣通過放空火炬燃燒后排放至大氣中，造成能源浪費，同時影響空氣質量。

1.4 閃蒸不凝氣

源自第二處理廠、第四處理廠閃蒸分離器的閃蒸氣和凝析油穩定塔的塔頂氣接入燃料氣區，經過處理后用作燃料氣。由于閃蒸氣中重烴組分含量較高，在溫度降低過程中有輕烴析出，燃料氣在火炬燃燒時有黑煙產生。

1.5 自用氣

天然氣處理廠自用氣用于供熱站、火炬、食堂、增壓站等。自用氣能耗控制指標為0.85%。

2 放空氣回收工藝技術優化

放空天然氣回收利用技術主要包括以下幾個方面：壓縮天然氣（CNG）、液化天然氣（LNG）、吸附天然氣（ANG）、水合物（NGH）、天然氣發電（GTW）、溴化鋰直燃機等。蘇里格氣田目前處于起步階段，主要以壓縮天然氣為主。

2.1 壓裂放噴天然氣回收

2.1.1 工藝橇裝設施

壓裂放噴天然氣回收設施主要包括自天然氣井口至外輸管網所需的工藝裝置及部分系統配套工程。工藝裝置由油嘴放噴控制系統、除砂脫液系統、節流減壓控制系統組成；配套工程是指供電系統、污水儲存系統、放空系統[1]。

壓裂放噴氣由采氣井口進入油嘴放噴控制系統，經控制流量后進入立式旋流除砂器，除砂后氣體進入臥式三相分離器進行氣、水、油三相分離，分離后氣體經水套爐加熱、節流減壓后進入管網。壓裂放噴天然氣回收工藝流程見圖1，放噴設備作業工序見圖2。

2.1.2 環境影響評價

控制污染源：放噴回收裝置通過對天然氣回收利用，將壓裂放噴天然氣進行回收，減少了天然氣燃燒帶來的環境污染。

污染物處理：生產中產生的廢水量少，大部分為含水壓裂液，固體廢棄物為壓裂砂，廢水統一收集進入所設的污水罐，砂礫收入沉砂罐，統一集中送往回收站處理，滿足污染物不落地的生產理念[2-3]。

圖1 壓裂放噴天然氣回收工藝流程

圖2 放噴設備作業工序

2.1.3 裝置技術創新點

回收了被放噴燃燒的天然氣，使資源得到節約利用。裝置結構緊湊，集放噴、除砂、脫液、天然氣回收一體化。承壓等級滿足要求，配備除砂脫液系統，減少出砂沖刷及液體腐蝕。

2.1.4 經濟效益評價

選取常規直井、水平井、井組三類進行成本、收益計算。使用設備采取租賃服務模式，租賃費用為1.65 萬元/d。天然氣價格按0.82 元/m3計算。

單口常規直井回收效益并不理想；單口水平井直接創益約8.1 萬元；井組整體接入放噴設備進行回收創益約57.3 萬元，壓裂放噴天然氣回收經濟效果評價見表1。

2019 年，在第三采氣廠4 口井叢開展壓裂放噴天然氣回收利用，應用效果良好，回收氣量346.7×104m3，創益約152.29 萬元。

2019 年，長慶氣田引進12 套一體化設備，共開展76 口井壓裂放噴天然氣回收利用，回收氣量2 520×104m3，CO2減排4 788 t，創益約862.8萬元。

表1 壓裂放噴天然氣回收經濟效果評價

2.2 邊遠探井天然氣回收

對于第三采氣廠管轄探井，根據井口裝置、壓力等級劃分為以下五類（圖3）：采氣樹井（一類井、二類井、三類井）；簡易井口（四類井）；盲板井（五類井）。近2 年開始井口CNG 技術應用，2018 年累計采氣414.874 2×104m3，2019 年累計采氣396.631 1×104m3。

圖3 邊遠探井五類分布情況

隨著近幾年小型橇裝CNG、LNG 裝置的規模應用，借助小型橇裝CNG、LNG 裝置進行放空氣回收是最佳井口降壓解決方案。地層壓力降低后，再采用成熟技術封堵地層、井筒，拆除井口，徹底消除安全隱患。

圖4 CNG 回收工藝流程

2.2.1 CNG 工藝

工藝流程:井口高壓天然氣通過加熱節流，將天然氣壓力降至5.0 MPa 左右（油壓＜25 MPa）或直接進入脫水系統（油壓＞25 MPa） ，脫水后通過壓縮生產CNG，CNG 回收工藝流程見圖4。小型橇裝CNG 裝置主要包括計量調壓模塊、凈化干燥模塊、壓縮模塊、裝車模塊、系統控制及公用工程等部分。

2.2.2 LNG 工藝

工藝流程:井口高壓天然氣通過加熱節流，將天然氣壓力降至5.0 MPa 左右進入凈化系統，脫硫、脫碳、脫水后通過混合制冷工藝（MRC）生產LNG，LNG 回收工藝流程見圖5。

設備構成：計量調壓模塊、凈化處理模塊、液化模塊、儲存模塊、裝車模塊、系統控制及公用工程等。所有設備全部成橇，整個液化裝置由3～5 個橇塊組成，方便運輸安裝[4-5]。

2.2.3 現場應用

2019 年，小型橇裝CNG 及LNG 裝置用于現場9 口 探 井，累計采氣量396.631 1×104m3，2019 年邊遠探井現場生產情況見表2。按天然氣價格0.68 元/m3計算，產生經濟效益269.09 萬元。

2.3 單井管線放空氣回收

放空氣經管道進入進氣過濾分離器，可將天然氣內的液態水及雜質進行分離過濾，分離出的液態水通過壓縮機的排氣壓力排出系統，進入排污管線；經分離過濾的天然氣進入壓縮機主機進行壓縮，壓縮以后經冷卻、分離后接入后端管網，放空氣壓縮回收工藝流程見圖6。

圖5 LNG 回收工藝流程

圖6 放空氣壓縮回收工藝流程

表2 2019 年邊遠探井現場生產情況

壓縮機系統采用全自動PLC 控制方式，具有完善的自我保護及安全功能。壓縮機撬可采用風冷活塞式天然氣壓縮機，選用電動機驅動，流量為15 000 m3/d （0 ℃， 101.325 kPa），進氣壓力0.3～0.5 MPa， 排氣壓力2.0 MPa，電動機功率75～132 kW。

2019 年7 月，選取桃2-4-27 井單井管線進行試驗。壓縮機組為三組活塞式壓縮機，天然氣發動機驅動，采用橇內分離增壓計量、橇外混合外輸工藝。管線長度10 km，管線壓力0.8 MPa，管徑50 mm，管容量2 500 m3。

單井管線壓力由0.8 MPa 下降到0.5 MPa，回收氣量410 m3，回收液量7.2 m3，作業時間4 h，單井回收試驗數據見表3。

試驗回收天然氣410 m3，產生經濟效益336.2元，設備投入費用5 100 元，經濟損失4 763.8 元。壓縮機進氣壓力0.2～1.0 MPa，排氣壓力3.5 MPa，處理量10 000～40 000 m3/d，可在8 h 內對干管或支線放空氣回收，回收率在50%～70%。

表3 單井回收試驗數據

2.4 處理廠閃蒸氣回收

來自蘇里格氣田天然氣處理廠的閃蒸氣和凝析油穩定塔塔頂氣用作導熱油爐的燃料氣。由于閃蒸氣中重烴組分含量較高，在溫度降低過程中有凝析油析出，導熱油爐內凝析油燃燒不充分，點火時爐內時常有爆炸聲。

2.4.1 存在問題

蘇里格氣田第一、第二、第三、第四天然氣處理廠在冬季運行工況下，閃蒸分離器、凝析油穩定裝置閃蒸氣在輸往低壓燃氣系統的過程中，由于溫度降幅較大，凝析出大量液體，被帶入燃料氣系統，影響設備正常運行。

第二處理廠火炬夏季運行過程中，火炬周圍發現有殘渣掉落，呈炭黑色、2～4 cm 不規則塊狀，密度小，類似泡沫塑料。第四處理廠火炬燃燒時，發現黑煙現象，具體原因分析如下。

1）火炬頭、長明燈供氣管線等部位破損，火焰燃燒不穩定，形成積炭。火炬下觀察，經常聽到“轟”的火焰點燃聲音。

2）閃蒸分離器、凝析油穩定系統產生的閃蒸氣和不凝氣進入低壓燃氣系統，自用氣無法全部消耗，部分氣放空，加劇了火炬炭渣的產生。

3）非甲烷等烴類燃后不充分，產生炭渣，同時導致火炬產生黑煙。

2.4.2 改造方案

在閃蒸分離器區閃蒸氣及不凝氣出口管線處增設1 臺換熱器，與裝置區來凝液進行換熱，而后進入新增立式分離器，對凝析出液體進行有效分離，分離后的氣體進入燃料氣系統，液體進入輕烴產品罐。

2019 年在第四天然氣處理廠研制了用于回收閃蒸氣的一體化集成裝置。凝析油穩定塔穩定運行的壓力在0.2～0.4 MPa，因此壓縮機進氣壓力為0.2～0.4 MPa。閃蒸氣回收一體化集成裝置工藝流程見圖7。

于2019 年11 月份完成閃蒸氣回收一體化集成裝置施工圖設計，設備制造已完成，預計2020 年6月投運。

表4 2019—2020 年自用氣應用情況

圖7 閃蒸氣回收一體化集成裝置工藝流程

根據試驗情況，在蘇里格氣田第二、第三處理廠推廣運用此裝置。

2.4.3 自用氣運行參數優化

6 座天然氣處理廠2019 年自用氣平均控制指標為0.80%。通過參數優化，2020 年1—5 月各處理廠指標為0.77%，相對于2019 年同期節約天然氣355.38×104m3，產生經濟效益397.67 萬元，2019—2020 年自用氣應用情況見表4。

1）增壓站自用氣約占總量的95%，結合處理氣量，及時進行壓縮機的啟停，減少壓縮機低負荷運行的狀況。

2）在保證長明燈的前提下，盡量減少火炬自用氣的用量。

3）定期跟蹤分析四項自用氣耗量，及時優化運行參數。

3 結論及建議

1）通過對單口常規直井、單口水平井、井組三種情況壓裂放噴天然氣撬裝設施回收分析，單口常規直井回收效益并不理想，水平井及井組應用經濟效果明顯。

2）利用小型橇裝CNG、LNG 裝置可以對探井天然氣回收，設備運行費用較高，產氣量較高且穩定的單井選用CNG 裝置。

3）單井管線放空天然氣壓縮回收技術上是可行的，但成本較高，需要較多放空氣的情況下才能產生經濟效益。

4）不斷優化處理廠閃蒸運行工況，減少閃蒸放空量，閃蒸增壓裝置改造后，可以有效解決火炬黑煙的問題。

5）持續開展自用氣參數優化，實現節約自用氣的目標。