川页岩气田试采放空气回收利用工艺技术探讨

摘 要：南川页岩气田在勘探开发前期压裂试气放喷过程中有大量的放空页岩气被火炬燃烧，若不能对这部分页岩气进行有效回收利用，不仅造成资源浪费，也会产生一系列问题。本文着重探讨压裂试气放喷求产过程中页岩气的回收利用，针对南川页岩气田开发现状，利用移动回收式设备处理成CNG，通过CNG槽车转运，回注进入输气管网，从而达到回收利用的目的。该工艺技术可充分释放外围边远零散井产能，提高气藏采收率，降低放空带来的安全隐患，减少环境污染。

关键词：南川页岩气；放喷气回收；CNG转运回注

页岩气新井压裂试气求产时间长，且在气田产能建设初期，地面集输系统受地势影响，管网建设滞后于新井试气投产，外围边远零散区块井集输管网不能及时铺设到位且存在单井销售利用不畅等问题，致使页岩气井在试气求产阶段点火放空处理，不仅造成页岩气资源浪费，也会产生一系列安全隐患和环境污染问题，因此，急需对放空页岩气进行回收利用，真正做到“颗粒归仓”［1］。

1 南川页岩气田放喷工艺概况

页岩气新井经过压裂、钻塞后，试采放喷流程主要通过井口依次进入对应压力级别的补屑器、油嘴管汇台、试采一体化管汇撬，针对放喷初期出液量大、含砂量高的问题，放喷前三天不经分离器直接进行排液放空，三天后则进入气水两相分离器，进行气液分离、气体计量、除砂后，井内携液气体通过放喷管线进入放喷池在火炬处点火燃烧，测试倒换制度在地面进行，通过调换管汇台的油嘴大小、分离器孔板大小进行工作制度倒换，录取系统测试资料。

随着南川页岩气产能建设的快速提升，井工厂模式的不断成熟应用，对试气放喷工艺也提出了更高的要求，试气放喷工艺要做到快速放喷排液快速投产进入管网，随之而来的各类风险不断提升、工艺流程也更为复杂；页岩气井放喷排液初期气体瞬时流量大，最大瞬时流量可达5000 Nm3/h以上；出液量大，含砂量高，且液性复杂包含压裂液、返排液、地层水，需要完全回收，流程中需多级气液分离；地层出砂易造成地面流程、设备冲蚀穿孔、泄漏，危险系数极高；出液大条件下投产易出现因分离效果不好导致管网进液腐蚀管网、输压增大［24］。

2 试采放空气回收工艺筛选

目前，国内放空天然气回收利用技术主要包括以下几大类［5］：压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、吸附天然气（ANG）、水合物（NGH）、天然气发电（GTW）、溴化锂直燃机等。回收后的主要利用模式主要有直接增压后输送到站内（地面集输系统、管网建设提前铺设）、在井场加工成CNG、LNG后外销、经井口移动压缩机压缩至CNG槽车转运到回注点回注管网等。考虑到南川页岩气田产能建设现状，试气求产放空气远离城市配备有外输系统且没有低压气用户，同时试气求产周期较短，选择移动式、压缩比高、瞬时排量高、流程简单的移动压缩机工艺回收放空气，试气求产放空流程工艺可对天然气初步净化，满足压缩气质要求。本文主要探讨井口移动压缩机CNG槽车回收回注工艺技术。

3 试采放空气回收工艺设计

3.1 回收系统压力设计

试气放喷求产流程中，井口来气经过油嘴管汇台降压、调节截流后进入气液两相分离器，南川页岩气工区分离器应用压力普遍为6.3MPa。根据如图1所示的流量与油嘴节流降压之间的关系曲线，结合南川页岩气田试气测试制度，判断经过高压管汇台二级降压和分离器后放空压力不大于1.5MPa［6］，所以选取进气压力为0.3～1.5MPa的车载式压缩机为回收工艺系统的起点压力。

CNG槽车的工作压力为25MPa，平台管网压力一般为4.5～5.0MPa，固在回注点增加减压裝置，减压回注进入管网外销。

3.2 取气点位置选取

考虑到放空气需经过移动压缩机增压至CNG槽车转运处理，因此需要将气体提前进行脱水净化，结合现有的放喷工艺流程，选取在试气流程分离器上的孔板流量计后的放空管线作为取气点；主要有以下原因：（1）经过试气流程降压和分离器计量装置后，放空压力满足压缩机进气压力，且该压力较为稳定；（2）目前南川工区配套使用的分离器经过预分离元件→波纹聚集分离元件→出口丝网捕雾装置三次分离后满足分离气体中液滴直径大于300μm的工艺设计条件；（3）分离器和放喷池火炬间安装有阻火器，可实现试气求产、放空两个系统随时切换。

3.3 回注点位置选取

移动回收的放空气经CNG槽车转运至回注点减压回注进入管网，考虑到运输距离产生的成本费用、安全风险等因素，选取距离取气点30千米为半径的单井进站管线作为回注点，结合多数试气求产放空气现场情况和南川页岩气田的滚动开发模式，在单井进站管线上预留阀门为回注点最佳。

3.4 回收系统核心设备选取

为了进一步脱水净化气体，在进入压缩机前先经过分子筛二次脱水。经过对往复式压缩机、离心式压缩机、螺杆压缩机的各自优缺点及适用范围的分析比较，决定选用车载往复活塞式压缩机。压缩机进气压力可在0.5～6MPa间进行调整，最大限度满足放喷测试要求；出气压力为20～25MPa，满足增压至CNG槽车要求，其压缩机设备最大处理能力为5万m3/d。

选取罐体容积为25.4m3的CNG槽车进行转运，其在标准状态下最大装气量为5000m3；CNG槽车转运至回注点后经过减压撬减压至管网压力回注进入管网外销。

3.5 放喷气回收系统工艺流程

如图2所示，井口高压天然气依次经过补屑器进行井筒一次除砂、管汇台油嘴调节降压、气液两相分离器一次脱水分离、二次除砂、计量，在分离器的孔板流量计后加装三通、阀门，与回收装置的分子筛连接进行二次脱水，经过车载式四级往复式压缩机增压至25MPa处理成CNG产品，充装进入CNG槽车进行转运，转运至管网回注点后经过减压撬减压，最终经过回注点流量计计量后接入管网进行外销。若放空气体量较大，回收装置处理能力不够时，气体通过原流程放空进入放喷池，做到应收尽收的原则。

回收设备的启停、各级温度和压力、瞬时流量、总流量、电压电流、总功率等参数可远程操作，实时监管，进一步降低施工风险。

3.6 风险防控及措施

天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度达到550℃即可燃烧，天然气爆炸范围很小，当浓度达到5%～15%就会爆炸。因此，回收系统重点需要防控三方面的风险。

（1）防控空气混入管道：根据每口井实际放空量选择合适处理能力的设备，当来气量超过压缩机处理能力时可边放空边回收。回收系统工作时，放喷管线闸门关闭，若回收系统压力超过设计值，回收系统关闭，放喷管线阀门自动打开。

（2）防控天然气泄漏：现场选用的配套设备全部为防爆产品，电控箱与设备安装符合防爆距离要求，并实现远程监控设备运行状态，设备有故障会及时报警，出现险情可及时自停或人工停机。对于回收回注现场通过安装视频监控、气体检测仪、槽车运行督查、现场专人巡查、定期检查等方式提高回收回注安全管理水平，降低安全运行风险。

（3）防控火炬回火：保留原放喷管线的阻火器，满足在进行回收作业的同时低压系统放空点火，因此需要保留原有的阻火器防止回火。在分离器出口管道上安装定压阀，既可以阻挡回火，也能防止回收系统超压时无法放空。

4 放空气回收系统现场应用效果及经济效益评价

4.1 现场应用效果

NC6井为中石化重庆页岩气有限公司部署在南川页岩气田道真区块的一口风险探井，分27段进行压裂储层改造，改造段长为1900m，压裂累计总液量为61302.65m3，支撑剂总量为4786.43m3。由于该井为该区块第一口风险探井，且地面集输系统受地势影响，管网建设相对滞后，因此在2021年8月完成最后一段压裂，依次经过连续油管钻塞、各项油嘴制度测试系统资料后采取放空气回收措施，放空气回收之前放喷总液量为4530.1m3，返排率为739%，套压为21MPa，试气放喷测试曲线图如图3所示，前期放空天然气量约89万m3，每天放空气量约为5万m3，固选取最大处理能力为5万m3/天的放空气回收系统进行回收处理。

该井于2021年8月31日—2021年9月15日采用5mm油嘴进行放空气回收，考虑夜间施工安全等因素，只在白天上午8点至下午5点进行回收处理，累计回收天然气29.4万m3，若不考虑夜间放空气量，回收率接近100%。

4.2 经济效益评价

放空气回收系统服务费用为0.96元/m3，包含气体增压处理、CNG槽车运输、管网回注等各项综合费用，按照144元/m3（不含税）气价进行销售，NC6井共产生经济效益14.11万元；若在NC6井放喷期间全时段回收天然气，可累计回收天然气105.39万m3，产生经济效益50.59万元。

若该套回收系统在南川页岩气田推广应用，以NC6井为例，每天放空天然气量约为5万m3/天，试气周期按照15天计，每年回收15口井，可增加天然气产量1125万m3，产生直接经济效益为540万元；每年减排二氧化碳198万吨，大幅减少了温室气体的排放，同时也减少了试气求产放喷对周围环境造成的影响，达到了保护环境、节约资源的目的，实现了气田的清洁生产。

5 下步推广思路

针对南川页岩气田开发现状，实施“一井一策、一平台一策、一片区一策”，充分对压裂试气放喷求产过程中页岩气进行回收利用，真正做到“颗粒归仓”。

5.1 产建区新井试采放空气回收利用

5.1.1 针对平桥南及东胜区块平台集气管网已建成的新井

在试气放喷流程分离器流量计后加装三通，利用现有井场区域安装撬装或车载压缩机组，井口产气通过测试流程初脱水后进入压缩机组压缩后进入集气管网外输。建议采用车载燃气压缩机为佳，设备之间采用快速连接，实现放空气当天回收进管网。

5.1.2 针对东胜及阳春沟区块平台集气管网未建成的新井

在试气放喷流程分离器流量计后加装三通，利用现有井场区域安装撬装或车载一体化回收设备，井口产气通过测试流程初脱水后进入分离器撬+压缩脱水充装撬，处理增压至25MPa左右进入槽车外运至周边回注点。

5.2 外围探井及零散井

根据单井及片区的产能情况和回收设备，要综合考虑井场周围地面交通运输环境、需求市场等各项情况。对于周边有稳定市场但管网不具备接入条件的，建议落实回收单位建设回收装置加工成CNG后直销；对于周边没有稳定市场的，建议落实客户自建撬装CNG直销或CNG回注具备条件的回注点。

6 结论及建议

（1）经过各项论证分析和现场实际应用，试采放空天然气CNG回收回注工艺技术是安全可靠可行的；

（2）页岩气的勘探开发生产各环节均存在大量放空天然气，充分回收利用既可气田增产，又可减少温室气体排放，具有巨大的经济和社会效益，应大力推广应用；

（3）试气后期开展作业时，可以将放空气回收利用工序一并开展，有效延长试气作业时间，充分获取地层系统测试资料，同时井场统一规划平面布局，最大限度回收利用放空气；

（4）建议在产建区块集输管网末端预留CNG回注接入口，方便后期外围井产气回收回注。

参考文献：

［1］刘璟，方亮，师煜凯，等.浅析天然气压裂放喷气回收应用［C］//.第31届全国天然气学术年会（2019）论文集（06储运安全环保及综合），［出版者不详］，20191030：498501.

［2］代清华.天然气井放喷排液过程中天然气回收技术探析［J］.机电工程技术，2018，47（08）：9193+227.

［3］李俊，许多，郑杰.油田放空天然气回收利用探讨［J］.油气田地面工程，2010，29（03）：5859.

［4］魏云峰，王冲，何中凯，等.塔里木油田零散井放空天然气CNG回收技术［J］.油气田环境保护，2011，21（01）：810+60.

［5］张世虎，郭永强，张浩然，等.苏里格气田天然气回收利用技术研究及评价［J］.石油石化节能，2020，10（12）：6570+12.

［6］黄永章，蒋成银，朱礼明，等.放喷天然气回收技术现场试验效果与评价［J］.石油化工應用，2020，39（07）：2832.

作者简介：陈吉平（1982— ），男，汉族，湖北蕲春人，本科，工程师，研究方向：零散气回收。