撬装式井口气液分离放喷装置现场试验及效果分析

张振文，牛斌，李柏鹏，刘洋，郝小云，高旺斌

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

撬装式井口气液分离放喷装置现场试验及效果分析

张振文，牛斌，李柏鹏，刘洋，郝小云，高旺斌

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

气井大修、积液井复产等已成为靖边气田开发中后期常规性维护措施，现场施工过程中均需井口放喷进行排液。目前采用的排酸筒放空分液工艺，由于装置简单，成本低，应用较为广泛，但存在气液分离效果差，易导致放喷火焰熄灭等问题。本文结合靖边气田井口放喷工况及安全环保需求，研制出一种撬装式井口气液分离放喷装置，并在2口积液井排液复产时开展现场试验，结果表明：该装置撬装设计合理、现场运行稳定，放散管满足热辐射强度要求，气液分离效果较好，方便运输及组装，满足现场工况和安全性要求，有效缩短了施工准备周期，提高了井口放喷分液工艺的安全环保性，具有一定的推广应用前景。

靖边气田；放喷装置；撬装式；气液分离；效果分析

气井开展大修、复产等维护及增产措施作业时，都需进行现场放喷排液，目前靖边气田主要采用放空管线连接排酸筒的方式进行井口放喷气液分离。排酸筒一般由油管和套管改造而成，加工方便，且成本较低，在井口放喷作业中应用较为广泛［1-2］。但存在气液分离效果差，易导致放喷火焰熄灭，频繁点火操作等问题。针对排酸筒井口放喷分液工艺的局限性，靖边气田开展了撬装式井口气液分离放喷装置的研制和现场试验，用以提高气井井口放喷工艺的安全环保性，降低井口作业风险。

1　常规井口放喷工艺

在气井措施作业后排液时，通过放喷降低井口压力，能有效提高气流的瞬时速度，同时促使井筒中气水流态发生转变，提高气井的带液能力［3］。井口放喷管线连接至井场排水池，在放喷管线末端加装排酸筒，可以将气液进行分散或者分离，减小气液流体的喷势，便于放喷火焰稳定燃烧。

靖边气田在用放喷工艺为放喷管线末端安装排酸筒，出口安装堵头，上方连接一段具有倾斜角的放空管，放空管内部下端装一层钢制滤网，上端钻满放空眼。气井产出的气水在重力作用、堵头和两层过滤网的格挡作用下分离后，气体进入放空管点火放空；分离出的液体经排酸筒下端的两个出液口进入缓冲池（或储液罐），当液位达到80%时，沿着通道流入排水池。为有效收集分离液和确保井口作业安全，井口排水池进行防渗、防护和加固处理。

图1　靖边气田井口放喷工艺流程图

2　撬装式井口气液分离放喷装置研发

2.1分离器设计

2.1.1分离器选型相同处理工况下，相比卧式分离器，立式分离器具有占地面积小，易于清除筒体内污物，适于液量较大的气液分离，具有较大的液体波动容量等特点［4-5］。考虑撬装设计方便拉运、放喷液量波动较大，因此整体设计选用立式分离器。

2.1.2设计计算气液分离器依据重力沉降原理，采用《油气集输设计规范》GB50350-2005，及《分离器规范》SY/T0515-2007进行计算和选取，再根据经验及工程需要进行修正，最终结合井口放喷具体工况，研制分离器相关性能参数（见表1）。

表1　分离器设计数据表

2.2放散管设计

放空天然气通过放散管点火燃烧时，需计算热辐射的距离，用以确定放散管与撬装装置、井场以及周围建筑物的安全间距，从而避免点火放空时辐射热对操作人员及放散管周围人群造成伤害［6-9］。根据《石油化工企业燃料气系统和可燃性气体排放系统设计规范》SH3009-2001中火炬工艺要求计算放散管高度和内径。

2.2.1放散管内径计算火炬放空气体的速度一般采用马赫数来判断。APIRP521中规定：当场、站发生事故造成停工，原料或产品气需要全部排放时，可取0.5 Ma；单个装置事故或停产抢修时，可取0.2Ma。天然气长输管道站、场的通常做法是以20%声速为基础作为火炬出口速度来决定火炬尺寸。若马赫数过大，可能导致火焰被吹熄或脱火，反之则使放散管口径偏大或产生回火。

放散管出口截面积与流速、质量流量、密度的关系如下：

式中：D为放散管出口直径，m；A为放散管出口截面积，即放散管有效流通面积，m2；F为放空气体的体积流量，m3/s；V为放散管气体允许线速度，m/s；m为马赫数；K为放空气体绝热指数。

以分离器最高处理气量5×104m3/d计算，甲烷绝热指数K取1.3，气体摩尔质量M由气体组分确定，近似取M=16，气体比热容比R=8.314，计算不同直径管对应不同温度的马赫数（见图2）。

图2　不同放散管直径、温度对应计算马赫数三维视图

由图2可知，当管径大于60 mm时，马赫数小于0.5，考虑安全系数及便于现场安装，放散管材质规格确定为φ89×3.5 mm的20#无缝钢管，计算马赫数0.25，满足安全规范要求。

2.2.2放散管高度计算取热辐射率为0.2，马赫数在0.2～0.5时火焰高度取120倍放散管管径，气区天然气低发热值取32 970 kJ/m3，天然气密度取0.746 kg/m3，计算不同风速及放散管高度下，对应的不同受热点热辐射值（见图3）。

考虑井口装置摆放在常见季风下风侧，且储液罐距离撬装放喷装置较远，因此巡回检查主要集中在撬装装置附近。当允许热辐射强度q＜4.73 kW/m2时，无防护措施情况下，操作人员有适当防护衣可停留几分钟，保证装置正常运行时的例行巡检，录取分离器压力、液位等数据。通过图3对比分析，放散管高度在15 m以上时满足现场工况需求。

通过以上相关理论计算以及室内热辐射测试，以及相关安全规范，最终确定放散管为φ89×3.5 mm的20#无缝钢管，高度15 m，采用绷绳固定。

图3　风速为0 m/s、5 m/s时不同放散管高度下热辐射强度随距离的变化

2.3整体撬装设计

靖边气田部分单井道路崎岖且山坡较多，采用撬装设计能保证设备及时拉运至井口，同时拆装方便，提高装置利用率［10］。进行整体撬装设计，主要从如下几个方面考虑：

（1）整套装置必须结构紧凑、便于操作、便于移动运输。

（2）各设备摆放位置合理，管线走向明确，易于现场组装和拆除。

（3）整体装置正常运行时需平稳，不会因振动以及热辐射对设备造成损伤。

最终设计（见图4），放空管线、分离-放空连接管线可拆卸，将放散管及分离器设计为撬装式，运输、吊装较为方便；底座牢固安全，能够承受气液分离装置工作重力，且具有一定的高度，方便排出液进入储液罐（见表2）。

图4　撬装装置整体正视示意图

表2　撬装式装置整体参数表

3　现场应用及效果评价

3.1现场试验

选取2口产水量大、压力高的积液停产气井，开展“压缩机气举+井口排液”复产作业的同时，重点对撬装式井口气液分离放喷装置试验效果进行了评价。复产工艺及井口放喷工艺流程（见图5）。

3.2效果评价

以A井为例，即积液，试气时产水量25 m3/d，矿化度143 930 mg/L，H2S含量2 277 mg/m3，2012年9月投产，投产前油套压22.6 MPa，配产2.5×104m3/d生产油压降至5.8 MPa，分析认为该井井筒积液严重；2013年9月在该井实施撬装式压缩机气举+井口放喷复产工艺，复产期间气举压力在20 MPa～23 MPa，排液量10 m3/d～30 m3/d，放空火焰高度2.5 m～3 m，累计排液330 m3后A井成功复活。进一步论证工艺适应性，2013年10月在B井开展现场试验。B井矿化度119507mg/L，H2S含量4 379 mg/m3，复产期间排液量40 m3/d，放空火焰高度2.5 m～3.5 m，累计排液450 m3后B井成功复活。

（1）相比传统开挖泥浆池，采用撬装式井口气液分离放喷装置，井口准备周期平均降低3 d，有效提高了复产效率。

（2）分离器气液分离效果好，运行参数在处理范围之内，未出现超压情况。

（3）放空火焰燃烧稳定，未出现回火、火焰熄灭等情况；常压采出水回收罐未出现窜压。

（4）现场热辐射值处于有效安全范围之内，满足了操作人员的例行巡检要求，便于实时施工数据的录取及效果跟踪评价。

图5　井场设备分布及复产工艺流程图

4　结论与认识

（1）研制的撬装式井口气液分离放喷装置撬装设计合理，气液分离效果较好，运输拆装方便，能够满足现场需求。

（2）分离出的采出水采用储水罐常压收集，井口无需开挖排水池，便于罐车拉运回收处理。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.008

TE931.1

B

1673-5285（2015）02-0029-04

2014－12-24

张振文（1963-），高级工程师，博士，毕业于西南石油学院，现在从事天然气生产及管理工作，邮箱：zzw_cq@petrochina.com.cn。