高壓高產(chǎn)氣井放空天然氣回收技術(shù)

王亞娟 王洪峰 王小培 朱松柏 聶延波 王敏

（中國(guó)石油塔里木油田公司庫(kù)車油氣開發(fā)部）

庫(kù)車山前氣田為西氣東輸主力氣源，試油期間測(cè)試放噴天然氣全部放空燃燒，向大氣中排放了大量的二氧化碳和烴類氣體，具有井口壓力超高、井口溫度超高、井口產(chǎn)量超高的特征，尤其是克深區(qū)塊試采井的溫度、壓力、產(chǎn)量，最高井口關(guān)井靜壓超110 MPa，天然氣回收難度極大，國(guó)內(nèi)外無先例借鑒。

1 背景及現(xiàn)狀

當(dāng)今社會(huì)石油產(chǎn)品供應(yīng)越來越緊張，天然氣放空造成了極大的浪費(fèi)和環(huán)境污染，加之環(huán)保意識(shí)的增強(qiáng)和能源可持續(xù)發(fā)展的要求，放空天然氣回收工作越來越受到重視[1]。冀東油田、勝利油田、大港油田等各大油田公司較早就對(duì)天然氣放空的問題非常重視，組織開展了放空天然氣的回收規(guī)劃設(shè)計(jì)工作，并逐步實(shí)施[2]。目前各油田公司所使用的天然氣回收利用技術(shù)主要有CNG技術(shù)和脫烴工藝技術(shù)等，CNG技術(shù)主要是通過將天然氣進(jìn)行脫水之后而被壓縮至20 MPa，然后將其充入至專門的CNG拖車之中；脫烴工藝技術(shù)主要是外冷脫烴和膨脹制冷脫烴[3]；表1比對(duì)分析了5種放空回收方法[4-9]。表2對(duì)比了國(guó)內(nèi)外高壓氣田放空天然氣回收現(xiàn)狀。

表1 放空回收方法優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比

2015年庫(kù)車山前開展延長(zhǎng)測(cè)試氣回收初期，采用壓縮機(jī)集氣—增壓天然氣回收技術(shù)，工藝流程是將高壓天然氣節(jié)流降壓后利用壓縮機(jī)將低壓管線氣增壓至高壓集輸管網(wǎng)壓力，壓縮機(jī)能耗較高，耗電量400 kW/h，此種工藝耗電量非常高。后經(jīng)3年技術(shù)攻關(guān)，形成了適用于高壓高產(chǎn)氣井的放空氣高壓分離回收技術(shù)，并積極推進(jìn)測(cè)試氣回收新工藝“高壓分離回收技術(shù)”的應(yīng)用。并替代原“集氣—增壓回收技術(shù)”，已在庫(kù)車山前高壓氣井天然氣回收中成功應(yīng)用20井次。

表2 國(guó)內(nèi)外高壓氣田放空天然氣回收現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)

2 高壓分離回收技術(shù)

2016年對(duì)“集氣—增壓回收技術(shù)”總結(jié)的基礎(chǔ)上形成高壓分離回收技術(shù)，高壓分離器充分利用高壓氣井自身高壓特點(diǎn)，經(jīng)分離后直接進(jìn)入管網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)安全節(jié)能、全自動(dòng)化、無人值守。

2.1 工藝流程

氣液兩相原料流體經(jīng)過井口油嘴節(jié)流至壓力約10～13 MPa，溫度約40～55℃，流體經(jīng)高壓分離器進(jìn)行分離，分離出的天然氣通過氣相出口進(jìn)入外輸管網(wǎng)。高壓分離器液相進(jìn)入1.6 MPa低壓分離器再次分離，分離出的油水兩相流體進(jìn)入計(jì)量環(huán)保罐后裝入罐車外運(yùn)（圖1）。

“高壓分離回收技術(shù)”主要配置設(shè)備包括：高壓分離器、低壓分離器、T型三通、L型彎頭、管線、由壬三通、L型彎頭。

2.2 技術(shù)系統(tǒng)

1）低壓配電系統(tǒng)?，F(xiàn)場(chǎng)施工運(yùn)行作業(yè)使用電，從變壓器引出主電源至防爆配電柜，分別為高壓分離器、低壓分離器、數(shù)采綜合營(yíng)房、電泵裝油系統(tǒng)及相關(guān)自動(dòng)化儀器儀表、視頻監(jiān)控、電伴熱等設(shè)備供電。另在數(shù)采綜合營(yíng)房配備UPS不間斷電源，為相關(guān)自動(dòng)化儀器儀表及視頻監(jiān)控進(jìn)行緊急供電，從而確?，F(xiàn)場(chǎng)工藝裝置的安全運(yùn)行。

2）自動(dòng)化控制系統(tǒng)。地面控制系統(tǒng)均為撬裝OCS控制器獨(dú)立運(yùn)行，地面壓力信號(hào)與現(xiàn)場(chǎng)井口BB井控系統(tǒng)進(jìn)行聯(lián)鎖。當(dāng)?shù)孛媲搜b設(shè)備壓力高于設(shè)定值時(shí)自動(dòng)關(guān)井，具有緊急關(guān)井聯(lián)鎖功能，從而確保運(yùn)行安全可靠。地面各撬裝采用就地控制與中控室控制相融合，撬塊上的各重要工藝參數(shù)的顯示、控制、報(bào)警以及各相關(guān)邏輯聯(lián)鎖保護(hù)控制均由中控室DCS+PC系統(tǒng)進(jìn)行遠(yuǎn)程監(jiān)控。

3）地面數(shù)采系統(tǒng)（PLC+PC）。地面數(shù)采系統(tǒng)與中控系統(tǒng)相融合，可遠(yuǎn)程實(shí)時(shí)監(jiān)控各撬裝分離器、降壓流程及大罐所安裝的壓力、溫度，液位及分離器出口產(chǎn)量，原DCS可監(jiān)控采油樹油壓、套壓及外輸系統(tǒng)各級(jí)壓力及溫度，于緊急情況可遠(yuǎn)程關(guān)井。

3 高壓分離回收技術(shù)實(shí)施效果

克深區(qū)塊單井試油期間開展測(cè)試放空氣回收，在鉆井顯示發(fā)現(xiàn)良好后，開始組織測(cè)試氣回收，由承包商鋪設(shè)回收管線，并在井場(chǎng)連接好回收氣設(shè)備，試油放噴開始后直接開展放空氣回收，大大減少天然氣放空，降低耗電量，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排，保護(hù)環(huán)境，取得了良好的效果。

3.1 降低耗電量實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排

采用高壓分離器回收放空氣技術(shù)運(yùn)行用電量為5 kWh，主要用電設(shè)備為設(shè)備儀表、控制系統(tǒng)、鍋爐、循環(huán)泵及加藥泵。每年按照回收100天工作量，相比“集氣—增壓回收技術(shù)”，30×104m3壓縮機(jī)耗電量400 kWh，高壓分離回收技術(shù)項(xiàng)目實(shí)施后，年度可節(jié)約用電量100=94.8×104kWh。高壓分離回收技術(shù)的應(yīng)用，每年可節(jié)省電費(fèi)58.78萬(wàn)元，實(shí)現(xiàn)每年利潤(rùn)總額為181.07萬(wàn)元。

3.2 節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤減少碳排放

2016—2017年利用高壓分離技術(shù)共開展20井次放空氣回收，共回收天然氣超4.37×108m3，減少碳排放量75.15×104t，節(jié)約標(biāo)煤28.68×104t，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。

圖1 高壓分離回收技術(shù)工藝流程

4 結(jié)論及前景

放空氣回收技術(shù)在未來的天然氣開發(fā)中具有良好的應(yīng)用前景，“十三五”期間庫(kù)車山前新區(qū)預(yù)計(jì)完鉆新井92口，按照新井開展延長(zhǎng)測(cè)試1個(gè)月算，“十三五”期間可回收天然氣約10.89×108m3，創(chuàng)純利潤(rùn)約9.2億元。

21世紀(jì)是天然氣時(shí)代，該技術(shù)對(duì)于國(guó)內(nèi)其他氣區(qū)天然氣回收具有借鑒意義，按照集團(tuán)公司“十三五”規(guī)劃，未來將在塔里木、鄂爾多斯、柴達(dá)、川渝等地區(qū)建成超過10×1010m3的大氣區(qū)，天然氣回收技術(shù)將會(huì)有巨大的應(yīng)用前景。