摘要：坚持绿色环保发展，做好高压气井试采阶段的天然气回收意义重大。本文全面论述了高压探井试采阶段的处理工艺和回收方案技术现状，并以L气田探井为例，对回收方案的比选和处理工艺的选定进行了说明。
关键词：高压探井 试采 回收方案 处理工艺
1 背景及意义
在气田勘探开发初期，必须通过探井确认天然气资源位置、分布，确定边界，并进行油气藏工业评价，通过天然气试采取得气藏动态资料，了解稳产参数，为下一步评价、建产提供依据。在探井试采期间需要测试放喷，由于技术原因，气井试采期间会向大气排放大量烃类和二氧化碳等气体。随着环保意识的增强，“绿水青山就是金山银山”的理念深入人心，探井试采期间的天然气回收逐渐受到重视，即能创造效益，也是绿企创建的一项重要工作。
2 气田高压探井回收技术现状
国内试采天然气回收技术包含两个环节，处理工艺和回收方案。处理工艺和回收方案既相互制约又相互影响。在工程实践中，高压探井试采阶段的天然气回收技术思路是先确定产品方案和回收方案，再进行处理工艺的设计。
2.1 回收方案
通过查阅相关文献和调研，探井在试采阶段可行的回收方案有四个： CNG回收、ANG回收、LNG回收及管道输送。从回收方式、运输方式、储存方式进行综合对比分析，作为回收方案比选的参考，详见表1。
表1 天然气回收方式对比统计表
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2.2 处理工艺
天然气回收的处理工艺是将高压探井的天然气进行除砂、脱水脱烃等，一般确保天然气符合GB17820-2018《天然气》规定的二类天然气要求。天然气的组分、压力、温度和回收方案都会影响天然气处理工艺的选定。常用的处理工艺主要包括：
（1）除砂工艺。探井在进行储层改造后，天然气一般都存在携砂情况，尤其是高压气井，需要增加除砂过滤器保护管线和设备。
（2）加热节流工艺。高压气井与中低压气井节流工艺存在差异。高压天然气节流后温度随压力的变化趋势是一条向上“凸”的曲线。例如，当压力＜40MPa时，天然气节流后温度降低；当40MPa＜压力＜60MPa时，天然气节流温度不变；当压力＞60MPa时，天然气节流后温度反而上升。所以在选定节流工艺时需要一并考虑加热流程。
（3）计量分离工艺。天然气从井口出来后，一般仅有气相，携液量大是也会有液相。天然气中的游离水只有在分离器中足够长的滞留时间，才能实现在温度和压力下液相与气相的平衡，从而达到充分分离。分离的同时需要考虑天然气气相和液相的计量，以便于获取气藏动态资料，充分认识气藏开发特征，确定生产制度。所以对于单一探井而言，分离和计量在工艺选定时应同时考虑。
（4）水露点控制工艺。相关规范要求天然气在交接点的压力温度条件下，天然气中应无游离水。所以在天然气在交接点之间采用深度脱水工艺对天然气进行水露点控制。一般可采用节流制冷脱水和吸附法脱水。
（5）其他工艺和配套专业。根据天然气组分不同，可能需要脱碳、油气水三相分离、采出水处理等工艺。还包括电气、仪表自控、通信和热工等专业，本论文不再讨论。
3 L气田高压探井试采阶段天然气回收技术方案
L气田在2018年新钻探井1口，命名为L1井，其基础数据如下。
3.1 L1井基础数据
（1）井口流压： 40~45MPa；
（2）井口关井压力： 64.3MPa；
（3）井口流动温度： 40~50℃；
（4）采出气流量： 3~4×104m3/d；
（5）采出水： 10~20m3/d。
（6）距L1井东侧10km处外有可依托的储运系统和污水处理站。
3.2 方案选定原则
工程方案应严格执行国家、地方及行业有关规范、标准；应采用成熟技术和设备、合理的工艺流程，以安全、可靠、实用、经济作为原则；先选定回收方案再选定处理工艺。
3.3 产品方案
根据L1探井预测的组份，天然气处理后符合GB17820-2018《天然气》规定的二类天然气要求。
3.4 回收方案的比选
（1）CNG回收方案分析。可充分利用地层压力，减少增压环节，充分利用租赁市场，减少投资风险。
（2）ANG回收方案。由于L气田探井压力高，供气规模不低于3×104m3/d对于ANG回收技术偏高。
（3）LNG回收方案。L气田后续仍有继续评价和开发的潜力，且轻烃组分含量极低，建设投资较大。
（4）管道回收方案分析。在10km外有可依托的长输管道，但L气田会后续建产，管道输气规模难以确定，可能造成外输管线的重复建设
（5）综上所述，L1井在试采阶段的CNG回收方案最优。
3.5 处理工艺的选定
天然气回收的处理工艺是将高压探井的天然气进行除砂、脱水脱烃等流程，一般确保。天然气的组分、压力、温度和回收方案都会影响天然气处理技术的选择。常用的处理工艺主要包括：
（1）除砂工艺。在采气树后增加除砂过滤器保护管线和设备。除砂过滤器设计压力35MPa。
（2）加热节流工艺。采用两级节流、两级加热工艺，设备选用加热节流橇。井口角式节流阀后至加热炉一级加热出口及二次加热进口和出口的工艺管线设计压力35MPa；自耗气调压阀前的燃料气管线、节流截止放空阀前的放空管线设计压力10MPa；加热炉自耗气调压阀后至水套炉之间燃料气管线、节流截止放空阀后的放空管线、阀套式排污阀后的分离器排污管线设计压力1.6MPa。经计算，考虑一定富裕及通用性，加热节流橇功率选定为80KW。
（3）计量分离工艺。采用计量分离器进行气液分离，井进行气液计量。天然气直接进入深度脱水流程，采出水进入采出水罐。计量分离器设计压力35MPa。
（4）水露点控制工艺。采用分子筛进行深度脱水，分子筛设计压力35MPa。装置由原料气过滤分离器、聚结器、分子筛脱水塔、产品气粉尘过滤器、再生气电加热装置、分离器和空冷器等组成，满足压缩天然气（CNG）装车需求。
（5）采出水处理等工艺。采用拉运方式将采出水拉至污水处理站进行处理。
4 总结
气田探井试采阶段天然气回收技术拥有良好的应用前景。未来几年是我国天然气增储上产的关键节点，形成配套的回收技术和系列设备是保障未来几年气田探井试采阶段天然气回收的基础。本文以L1井为例，在完成回收方案的基础上，详细说明了处理工艺的选定。
参考文献：
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