方 超 馬 驥 段小強 王 強 牛軍帥 魯 磊

中國石油浙江油田公司西南采氣廠, 四川 宜賓 644000

0 前言

紫金壩區(qū)塊井區(qū)位于建武向斜南翼,正、負構(gòu)造單元過渡的斜坡區(qū)。建產(chǎn)區(qū)內(nèi)設(shè)置集氣增壓脫水站1座(設(shè)計處理量300×104m3/d),采用三甘醇脫水工藝,設(shè)置2臺TDY800壓縮機;建成投運集輸支線2條(集輸西線、集輸東線),采用高低壓分輸工藝[1]。氣井生產(chǎn)基本特征為初期壓力高、排液量大,壓力遞減快,截至2021年初已進入大規(guī)模集中增壓階段,不同的采氣工藝共同作用于區(qū)塊生產(chǎn)管網(wǎng)。依據(jù)氣井產(chǎn)液特點,可將氣井階段分為套管自噴階段、油管自噴階段、人工舉升階段。在不同的生產(chǎn)時期,脫水裝置處理原料天然氣的生產(chǎn)工況具有較大差異性,因此研究不同階段頁巖氣返排液對天然氣脫水裝置影響,對于頁巖氣處理站安全生產(chǎn)和故障處理具有一定的指導意義。

1 套管自噴階段分析

為實現(xiàn)頁巖氣井效益開發(fā),紫金壩區(qū)塊生產(chǎn)采用試采一體化的開發(fā)模式,即提前使用臨時流程將壓裂后測試氣井連接至集輸管網(wǎng),氣井見氣后導入生產(chǎn)管網(wǎng),最大程度地實現(xiàn)放空氣回收。當返排測試完成后,氣井轉(zhuǎn)入地面標準化流程生產(chǎn)。

1.1 套管自噴產(chǎn)液特征

氣井在測試返排生產(chǎn)時期分為初期純液、見氣初期、氣相突破、穩(wěn)定測試及管輸生產(chǎn)等5個階段[2]。具體表現(xiàn)為初期產(chǎn)液量大,產(chǎn)氣量逐漸增大,但受制于測試流程分離器處理量、排液流程自控程度低的影響,天然氣會攜帶較多液體進入集輸管道內(nèi),在山地起伏段形成積液并進入下游脫水站。而氣井在氣相突破階段因放噴復產(chǎn)導入生產(chǎn)流程時的氣量突變也會導致管道積液迅速進入下游脫水站[3]。通過對比紫金壩區(qū)塊某支線在沿線叢式井組試氣入網(wǎng)階段和地面標準化流程生產(chǎn)階段支線兩端差壓變化可知,在測試階段支線差壓變化起伏和頻次都相對較高,表明較多返排液進入脫水站,原料天然氣中部分游離態(tài)液體易通過吸收塔進入TEG再生系統(tǒng)。

1.2 三甘醇溶液分析

在套管自噴階段對脫水系統(tǒng)三甘醇取貧、富液樣品分析,其外觀為黃棕色,對比可知貧液較富液更澄清,說明富液中存在更多的不溶解性物質(zhì),且貧富液樣品瓶底部均有少量可見機械雜質(zhì)。利用氣相色譜等儀器對貧富液的溶液組成等指標進行分析檢測,見表1。

表1 樣品化驗分析表

由表1可知,在本生產(chǎn)階段較多氣井返排液進入TEG脫水系統(tǒng),導致三甘醇溶液水分含量和氯離子含量偏高。而貧液比富液外觀更澄清,說明在貧液取樣點至富液取樣點流程存在返排液攜帶的壓裂砂、巖粉、油泥等不溶性物質(zhì)進入溶液中。樣品溶液中三甘醇質(zhì)量分數(shù)為97.600 0%,除三甘醇溶液中還存在一定量的二甘醇和乙酸根等,溶液有輕微降解。

1.3 過量氣井返排液對脫水系統(tǒng)影響

三甘醇作為原料天然氣脫水的主要溶劑,具備性質(zhì)穩(wěn)定、沸點高等優(yōu)點[4]。2019年,大量氣井返排液進入天然氣脫水系統(tǒng),導致精餾柱堵死,填料間發(fā)現(xiàn)大量晶體結(jié)垢物,見圖1。取晶體1.998 g溶于500 mL水中得到3 996 mg/L溶液,測得電導率6.51 ms,擬合換算鹽類濃度為4 149 mg/L。采用滴定法測定結(jié)垢物組分,見表2。判定純化后晶體為較高純度的NaCl。過量的氣井返排液進入天然氣脫水系統(tǒng)后,將直接降低TEG再生器的溶液溫度(記錄最大溫降達35 ℃),三甘醇因含水量的增加和再生溫度的降低,脫水效能降低,產(chǎn)品氣含水量增加,露點溫度將高于正常運行期間5～15 ℃;而在TEG再生器內(nèi)高溫條件下,返排液在流動中蒸發(fā),而無機鹽幾乎不溶解在三甘醇內(nèi)[5],故無機鹽將在循環(huán)狀態(tài)下的高溫三甘醇內(nèi)析出,在精餾柱填料、板式換熱器等高溫設(shè)備中聚集。

圖1 晶體結(jié)垢物照片F(xiàn)ig.1 Photo of crystal scale

表2 結(jié)垢晶體成分含量表

1.4 預防及控制措施

套管自噴階段氣井較高的返排量是影響TEG脫水裝置的主要因素,因此在氣井試氣入網(wǎng)階段建立集輸支線分段壓差監(jiān)控制度,以分段差壓數(shù)值變化評價各試氣平臺流程氣液分離效果,及時優(yōu)化試氣流程和集輸流程的氣液分離工藝參數(shù);而在脫水裝置運行過程中,將重沸器液位、閃蒸罐液位、TEG過濾器差壓等過程參數(shù)組合分析,可較為準確的判斷貧、富液精餾柱填料段堵塞情況,并利用無機鹽易溶于水的特點采用連接臨時TEG循環(huán)流程配合TEG再生橇水洗方式應急解堵。而在TEG脫水裝置檢修期間使用清水多周期循環(huán)可較好清除系統(tǒng)內(nèi)無機鹽晶體。

2 油管自噴階段

當頁巖氣井轉(zhuǎn)入油管生產(chǎn)后,井筒流態(tài)由段塞流轉(zhuǎn)變?yōu)檫^度流,氣井攜液能力增強,氣井產(chǎn)氣和產(chǎn)水趨于平穩(wěn)。氣井通過油管生產(chǎn)可有效降低生產(chǎn)所需的臨界流量,有效消除井筒內(nèi)部積液[6]。

2.1 生產(chǎn)波動

在氣流攜液過程中,部分油性巖屑將被攜帶至天然氣脫水系統(tǒng)。油性巖屑進入TEG循環(huán)系統(tǒng)后將吸附在TEG過濾器前置濾芯和后置濾芯表面,極大地降低濾芯使用壽命和TEG過濾器效能[7]。TEG過濾效果降低,混入雜質(zhì)將引發(fā)TEG發(fā)泡[8],在TEG吸收塔內(nèi)發(fā)泡,發(fā)生液吹損耗。部分油性巖屑在換熱板內(nèi)經(jīng)高溫作用附著在板面,嚴重影響換熱器換熱效率,造成換熱后富液溫度過低,增加重沸器能耗,而換熱后貧液溫度過高,導致貧液入塔溫度上升,將增加三甘醇在吸收塔內(nèi)的損耗量[9]。

2.2 預防及控制措施

TEG循環(huán)流程中TEG三級差壓可較好地反映內(nèi)部濾芯運行狀態(tài),當出現(xiàn)差壓異常上升情況應及時打開清理或更換,故三級濾芯差壓應納入崗位巡檢范圍或通信至站控系統(tǒng)。結(jié)合裝置實際運行情況,崗位人員應每周對貧、富液取樣觀察,如存在三甘醇樣品突然變?yōu)楹稚蚝谏?則表明溶液內(nèi)鐵離子含量大幅增加,地層內(nèi)雜質(zhì)進入過多,崗位人員應對流程Y型過濾器進行清理,防止油性巖屑在濾網(wǎng)表面堆積造成堵塞。而在TEG脫水裝置檢修期間宜外接清洗流程,對板式換熱器進行循環(huán)清洗,清理換熱板間積累的固體雜質(zhì)和油性黏液。

3 人工舉升階段

隨著開發(fā)的深入,氣井壓力和產(chǎn)氣量降低,井口壓力快速下降,井筒積液嚴重,氣井陸續(xù)出現(xiàn)自噴帶液困難,低產(chǎn)低效和水淹井數(shù)量增多?，F(xiàn)場采用增壓、泡排、氣舉等措施穩(wěn)產(chǎn)及復產(chǎn)。各項措施原理存在差異性,對天然氣脫水系統(tǒng)影響也不相同。

3.1 增壓

頁巖氣增壓主要采用平臺增壓和集中增壓兩種方式,依靠天然氣壓縮機可有效降低氣井油管壓力,減小臨界攜液量值,階段性降低井筒積液,保障氣井正常連續(xù)生產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)[10]。

壓縮機對天然氣壓縮增壓主要通過壓縮缸內(nèi)活塞的往復式運動實現(xiàn)[11]。機組運行過程中天然氣被多級壓縮后溫度上升,原料天然氣的游離態(tài)返排液比重加大,將導致三甘醇循環(huán)系統(tǒng)溫度升高,損耗增加[12]。TEG貧液的進塔溫度升高造成塔內(nèi)三甘醇損失。外界高溫氣候進一步影響，極易造成外輸產(chǎn)品天然氣的露點溫度不達標[13];當前分體式天然氣壓縮機的驅(qū)動機往往采用電驅(qū),主電機設(shè)置強制性保護時間,用以電機充分散熱[14]。在壓縮機啟機加載過程中支線進站氣量的瞬間增大并攜帶集輸管道積液進入TEG吸收塔,超量流速會加速塔盤上的三甘醇被攜帶至外輸[15],而入塔的積液則進入TEG再生流程,污染三甘醇。

3.2 泡排

泡排的原理是使用泡沫降低水的表面張力,水與氣混合形成泡沫,從而降低液體密度,減小攜液臨界值[16]。因頁巖氣井采用大型體積壓裂工藝[17]，大部分井在地層能量不足以排出壓裂液的情況下借助起泡劑降低井筒積液密度的方式將壓裂液排出[18]。

紫金壩區(qū)塊正式投運后采取泡排工藝。該工藝用消泡劑主要為有機硅類聚氧乙烯醚,而起泡劑主要是脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉。2018年脫水站三甘醇年消耗量是SY/T 0076—2008《天然氣脫水設(shè)計規(guī)范》(以下簡稱SY/T 0076—2008)規(guī)定的3倍,生產(chǎn)過程中陸續(xù)發(fā)現(xiàn)站場火爐的燃氣管線流程大量竄入三甘醇、重沸器U型火管結(jié)垢、三甘醇嚴重發(fā)泡等問題。

三甘醇富液與正己烷萃取時發(fā)生乳化現(xiàn)象,見圖2。長時間靜置才能破乳分層,表明液體中含有較多表面活性劑。取TEG脫水系統(tǒng)內(nèi)的富液和純凈三甘醇,利用表面張力—標準曲線法測定表面活性劑含量,見圖3?？芍猅EG循環(huán)系統(tǒng)富液表面張力隨著濃度增加,表面張力大幅下降,是泡沫進入脫水塔長期富集的結(jié)果。

圖2 正己烷萃取三甘醇富液照片F(xiàn)ig.2 Extraction of triethylene glycol rich solution with n-hexane

圖3 三甘醇富液水溶液的表面張力變化圖Fig.3 Surface tension change of triethylene glycol rich aqueous solution

對重沸器U型火管結(jié)垢取樣,利用X射線衍射,可測定其質(zhì)量分數(shù)組分:NaCl 8%、CaCO38.9%、ZnFe2O47.1%、Fe2O32.7%、碳化有機質(zhì)62%。通過有機質(zhì)含量可知該結(jié)垢物為重沸器U型火管局部高溫導致了三甘醇碳化形成。而其他固體含量則為進入重沸器的返排液在局部高溫下水分蒸發(fā),無機鹽形成礦物結(jié)晶?，F(xiàn)場重沸器運行溫度控制值為190～200 ℃,正常情況下不會大規(guī)模產(chǎn)生變質(zhì)物和結(jié)垢[19],重沸器U型火管局部高溫引起三甘醇碳化的主要因素是無機鹽結(jié)晶體附著在火管表面導致。重沸器U型火管結(jié)垢將引起局部變形甚至破裂,而TEG重沸器火管結(jié)垢的存在將降低換熱效果[20]。

3.3 氣舉

氣井生產(chǎn)進入中后期,油管已無法連續(xù)攜液生產(chǎn),水淹井數(shù)量和次數(shù)增加,需要借助氣舉措施進行復產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)。當前氣舉主要是采用柱塞氣舉和臨時氣舉誘噴,兩者主要作用對象是低壓低產(chǎn)氣井,實施過程中氣井產(chǎn)水量相對較小,對下游天然氣脫水系統(tǒng)影響極小。

3.4 預防及控制措施

在紫金壩區(qū)塊頁巖氣開發(fā)實踐中,因氣井遞減過快,往往在區(qū)塊中后期開發(fā)中各種人工舉升措施組合疊加運用在氣井增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)上。無機鹽、表面活性劑、返排液對脫水系統(tǒng)幾乎同時作用。故應在單井流程和支線進站流程設(shè)置兩級消泡,建立完整的管理制度,工藝上推進藥劑配比自動化和注入液體霧化處理,提升消泡效果,防止液體以泡沫形式進入脫水系統(tǒng),將三甘醇損耗控制在SY/T 0076—2008規(guī)定范圍內(nèi)。集中增壓站的壓縮機啟動應考慮低壓管網(wǎng)的穩(wěn)定性,宜在加載過程中采用手動加載,防止積液突然進入脫水站,若相應支線存在氣井大量泡排時應強化該時段的消泡藥劑注入。

4 結(jié)論

1)采用山地叢式井組試采一體化模式應充分考慮測試分離器液位監(jiān)控報警和自動排液功能的完善性,在山地區(qū)域應利用農(nóng)網(wǎng)寬帶和4 G網(wǎng)絡實現(xiàn)分離器液位的監(jiān)控和氣井遠程控制,保障測試分離正常液位運行,防止大量液體進入輸氣管網(wǎng)和下游脫水系統(tǒng)。

2)進入脫水系統(tǒng)的返排液在TEG再生系統(tǒng)高溫條件下無機鹽晶體會析出,造成三甘醇循環(huán)系統(tǒng)堵塞和重沸器U型火管結(jié)垢,故宜每月取三甘醇樣品化驗,根據(jù)化驗結(jié)果編制脫水裝置檢修方案,在每年停產(chǎn)檢修期間組織實施清洗和機械打磨除垢,可較好地將無機鹽晶體和碳化結(jié)垢物清除。設(shè)計時期應考慮重沸器U型火管防變形措施或TEG重沸器旁通流程,應對重沸器U型火管結(jié)垢形變發(fā)生破裂問題。

3)頁巖氣井壓力遞減快,區(qū)塊整體處于開發(fā)后期時應警惕大規(guī)模增壓和壓縮機壓比增加,外界環(huán)境持續(xù)高溫,原料氣進入吸收塔溫度過高導致產(chǎn)品氣露點不合格問題,應在設(shè)計初期考慮壓縮機冷卻余量、三甘醇循環(huán)余量、吸收塔入塔冷卻等措施,保障原料天然氣高溫下的正常脫水。

4)依據(jù)頁巖氣開發(fā)中泡排運用的規(guī)模,宜在場站設(shè)計時期將消泡裝置納入標準化流程建設(shè)范疇,并積極推進智能化泡排和支線管道泡沫檢測技術(shù),實現(xiàn)經(jīng)濟效益更優(yōu)化。