高压高产气井放空天然气回收技术

2018-12-28王亚娟王洪峰王小培朱松柏聂延波王敏

石油石化节能 2018年11期

王亚娟王洪峰王小培朱松柏聂延波王敏

（中国石油塔里木油田公司库车油气开发部）

库车山前气田为西气东输主力气源，试油期间测试放喷天然气全部放空燃烧，向大气中排放了大量的二氧化碳和烃类气体，具有井口压力超高、井口温度超高、井口产量超高的特征，尤其是克深区块试采井的温度、压力、产量，最高井口关井静压超110 MPa，天然气回收难度极大，国内外无先例借鉴。

1 背景及现状

当今社会石油产品供应越来越紧张，天然气放空造成了极大的浪费和环境污染，加之环保意识的增强和能源可持续发展的要求，放空天然气回收工作越来越受到重视[1]。冀东油田、胜利油田、大港油田等各大油田公司较早就对天然气放空的问题非常重视，组织开展了放空天然气的回收规划设计工作，并逐步实施[2]。目前各油田公司所使用的天然气回收利用技术主要有CNG技术和脱烃工艺技术等，CNG技术主要是通过将天然气进行脱水之后而被压缩至20 MPa，然后将其充入至专门的CNG拖车之中；脱烃工艺技术主要是外冷脱烃和膨胀制冷脱烃[3]；表1比对分析了5种放空回收方法[4-9]。表2对比了国内外高压气田放空天然气回收现状。

表1 放空回收方法优缺点对比

2015年库车山前开展延长测试气回收初期，采用压缩机集气—增压天然气回收技术，工艺流程是将高压天然气节流降压后利用压缩机将低压管线气增压至高压集输管网压力，压缩机能耗较高，耗电量400 kW/h，此种工艺耗电量非常高。后经3年技术攻关，形成了适用于高压高产气井的放空气高压分离回收技术，并积极推进测试气回收新工艺“高压分离回收技术”的应用。并替代原“集气—增压回收技术”，已在库车山前高压气井天然气回收中成功应用20井次。

表2 国内外高压气田放空天然气回收现状统计

2 高压分离回收技术

2016年对“集气—增压回收技术”总结的基础上形成高压分离回收技术，高压分离器充分利用高压气井自身高压特点，经分离后直接进入管网，实现安全节能、全自动化、无人值守。

2.1 工艺流程

气液两相原料流体经过井口油嘴节流至压力约10～13 MPa，温度约40～55℃，流体经高压分离器进行分离，分离出的天然气通过气相出口进入外输管网。高压分离器液相进入1.6 MPa低压分离器再次分离，分离出的油水两相流体进入计量环保罐后装入罐车外运（图1）。

“高压分离回收技术”主要配置设备包括：高压分离器、低压分离器、T型三通、L型弯头、管线、由壬三通、L型弯头。

2.2 技术系统

1）低压配电系统。现场施工运行作业使用电，从变压器引出主电源至防爆配电柜，分别为高压分离器、低压分离器、数采综合营房、电泵装油系统及相关自动化仪器仪表、视频监控、电伴热等设备供电。另在数采综合营房配备UPS不间断电源，为相关自动化仪器仪表及视频监控进行紧急供电，从而确保现场工艺装置的安全运行。

2）自动化控制系统。地面控制系统均为撬装OCS控制器独立运行，地面压力信号与现场井口BB井控系统进行联锁。当地面撬装设备压力高于设定值时自动关井，具有紧急关井联锁功能，从而确保运行安全可靠。地面各撬装采用就地控制与中控室控制相融合，撬块上的各重要工艺参数的显示、控制、报警以及各相关逻辑联锁保护控制均由中控室DCS+PC系统进行远程监控。

3）地面数采系统（PLC+PC）。地面数采系统与中控系统相融合，可远程实时监控各撬装分离器、降压流程及大罐所安装的压力、温度，液位及分离器出口产量，原DCS可监控采油树油压、套压及外输系统各级压力及温度，于紧急情况可远程关井。

3 高压分离回收技术实施效果

克深区块单井试油期间开展测试放空气回收，在钻井显示发现良好后，开始组织测试气回收，由承包商铺设回收管线，并在井场连接好回收气设备，试油放喷开始后直接开展放空气回收，大大减少天然气放空，降低耗电量，实现节能减排，保护环境，取得了良好的效果。

3.1 降低耗电量实现节能减排

采用高压分离器回收放空气技术运行用电量为5 kWh，主要用电设备为设备仪表、控制系统、锅炉、循环泵及加药泵。每年按照回收100天工作量，相比“集气—增压回收技术”，30×104m3压缩机耗电量400 kWh，高压分离回收技术项目实施后，年度可节约用电量100=94.8×104kWh。高压分离回收技术的应用，每年可节省电费58.78万元，实现每年利润总额为181.07万元。