蘇里格氣田天然氣回收利用技術(shù)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(shù)工藝進行深入研究，改善相關(guān)工藝流程，減少經(jīng)濟損失的同時保護環(huán)境。

1.1 井口壓裂放噴氣

對于現(xiàn)有壓裂放噴主體工藝，通過放噴管線，將氣井內(nèi)攜液天然氣引入燃燒池內(nèi)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(chǎn)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(jīng)濟損失達11.19 萬元/口。

2）環(huán)境造成傷害。未經(jīng)處理的天然氣直接點火燃燒會造成環(huán)境傷害。

3） 地方法律法規(guī)要求。政府部門要求在鉆井、試采、生產(chǎn)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(nèi)蒙、寧夏、陜西等地區(qū)，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(chǎn)流程，部分井產(chǎn)能無法發(fā)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(chǎn)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(zhì)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(wěn)定塔的塔頂氣接入燃料氣區(qū)，經(jīng)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(chǎn)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(shù)優(yōu)化

放空天然氣回收利用技術(shù)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(fā)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(shè)施

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

壓裂放噴氣由采氣井口進入油嘴放噴控制系統(tǒng)，經(jīng)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(jīng)水套爐加熱、節(jié)流減壓后進入管網(wǎng)。壓裂放噴天然氣回收工藝流程見圖1，放噴設(shè)備作業(yè)工序見圖2。

2.1.2 環(huán)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(huán)境污染。

污染物處理：生產(chǎn)中產(chǎn)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(tǒng)一收集進入所設(shè)的污水罐，砂礫收入沉砂罐，統(tǒng)一集中送往回收站處理，滿足污染物不落地的生產(chǎn)理念[2-3]。

圖1 壓裂放噴天然氣回收工藝流程

圖2 放噴設(shè)備作業(yè)工序

2.1.3 裝置技術(shù)創(chuàng)新點

回收了被放噴燃燒的天然氣，使資源得到節(jié)約利用。裝置結(jié)構(gòu)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(tǒng)，減少出砂沖刷及液體腐蝕。

2.1.4 經(jīng)濟效益評價

選取常規(guī)直井、水平井、井組三類進行成本、收益計算。使用設(shè)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(guī)直井回收效益并不理想；單口水平井直接創(chuàng)益約8.1 萬元；井組整體接入放噴設(shè)備進行回收創(chuàng)益約57.3 萬元，壓裂放噴天然氣回收經(jīng)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(chuàng)益約152.29 萬元。

2019 年，長慶氣田引進12 套一體化設(shè)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(chuàng)益約862.8萬元。

表1 壓裂放噴天然氣回收經(jīng)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(jù)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(shù)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(guī)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(shù)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(jié)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(tǒng)（油壓＞25 MPa） ，脫水后通過壓縮生產(chǎn)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(diào)壓模塊、凈化干燥模塊、壓縮模塊、裝車模塊、系統(tǒng)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(jié)流，將天然氣壓力降至5.0 MPa 左右進入凈化系統(tǒng)，脫硫、脫碳、脫水后通過混合制冷工藝（MRC）生產(chǎn)LNG，LNG 回收工藝流程見圖5。

設(shè)備構(gòu)成：計量調(diào)壓模塊、凈化處理模塊、液化模塊、儲存模塊、裝車模塊、系統(tǒng)控制及公用工程等。所有設(shè)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(xiàn)場應用

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

2.3 單井管線放空氣回收

放空氣經(jīng)管道進入進氣過濾分離器，可將天然氣內(nèi)的液態(tài)水及雜質(zhì)進行分離過濾，分離出的液態(tài)水通過壓縮機的排氣壓力排出系統(tǒng)，進入排污管線；經(jīng)分離過濾的天然氣進入壓縮機主機進行壓縮，壓縮以后經(jīng)冷卻、分離后接入后端管網(wǎng)，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(xiàn)場生產(chǎn)情況

壓縮機系統(tǒng)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(qū)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(fā)動機驅(qū)動，采用橇內(nèi)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(yè)時間4 h，單井回收試驗數(shù)據(jù)見表3。

試驗回收天然氣410 m3，產(chǎn)生經(jīng)濟效益336.2元，設(shè)備投入費用5 100 元，經(jīng)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(nèi)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(shù)據(jù)

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(wěn)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(nèi)凝析油燃燒不充分，點火時爐內(nèi)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(wěn)定裝置閃蒸氣在輸往低壓燃氣系統(tǒng)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(tǒng)，影響設(shè)備正常運行。

第二處理廠火炬夏季運行過程中，火炬周圍發(fā)現(xiàn)有殘渣掉落，呈炭黑色、2～4 cm 不規(guī)則塊狀，密度小，類似泡沫塑料。第四處理廠火炬燃燒時，發(fā)現(xiàn)黑煙現(xiàn)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(wěn)定，形成積炭?；鹁嫦掠^察，經(jīng)常聽到“轟”的火焰點燃聲音。

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

3）非甲烷等烴類燃后不充分，產(chǎn)生炭渣，同時導致火炬產(chǎn)生黑煙。

2.4.2 改造方案

在閃蒸分離器區(qū)閃蒸氣及不凝氣出口管線處增設(shè)1 臺換熱器，與裝置區(qū)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(tǒng)，液體進入輕烴產(chǎn)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(wěn)定塔穩(wěn)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(shè)計，設(shè)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(jù)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(shù)優(yōu)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(shù)優(yōu)化，2020 年1—5 月各處理廠指標為0.77%，相對于2019 年同期節(jié)約天然氣355.38×104m3，產(chǎn)生經(jīng)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(jié)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(yōu)化運行參數(shù)。

3 結(jié)論及建議

1）通過對單口常規(guī)直井、單口水平井、井組三種情況壓裂放噴天然氣撬裝設(shè)施回收分析，單口常規(guī)直井回收效益并不理想，水平井及井組應用經(jīng)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(shè)備運行費用較高，產(chǎn)氣量較高且穩(wěn)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(shù)上是可行的，但成本較高，需要較多放空氣的情況下才能產(chǎn)生經(jīng)濟效益。

4）不斷優(yōu)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(xù)開展自用氣參數(shù)優(yōu)化，實現(xiàn)節(jié)約自用氣的目標。