在当今全球能源转型与“双碳”目标的大背景下，传统油气开采行业正面临着前所未有的环保压力与资源效率挑战。作业井套管气回收技术，作为一项关键的绿色开采技术，正日益成为油田实现可持续发展、提升经济效益的重要抓手。本文将深入探讨该技术的原理、工艺流程、应用优势、实际案例以及未来发展趋势，旨在为行业从业者和相关研究者提供一份全面、详实的参考指南。

一、 作业井套管气回收技术概述

1.1 什么是作业井套管气回收技术？

作业井套管气回收技术，是指在油田进行修井、压裂、酸化等作业过程中，对从油井套管环空（即套管与油管之间的环形空间）中逸出的伴生天然气（俗称“套管气”）进行收集、处理和再利用的一套系统性技术。传统作业中，这些套管气往往被直接排放或燃烧（放空），不仅造成能源浪费，还产生温室气体（如甲烷）和污染物排放，加剧环境污染。

1.2 技术背景与必要性

  • 资源浪费：我国部分油田套管气产量可观，若直接排放，相当于每年损失数亿立方米天然气。
  • 环保压力：甲烷的温室效应是二氧化碳的25-80倍（取决于时间尺度），直接排放对气候变化影响巨大。
  • 安全风险：套管气中可能含有硫化氢等有毒有害气体，直接排放存在安全隐患。
  • 政策驱动：国家“双碳”战略及环保法规日益严格，要求油田企业减少甲烷排放，推动资源循环利用。

二、 技术原理与核心工艺流程

套管气回收技术并非简单的“收集-输送”，而是一个涉及气体计量、净化、压缩、储存或利用的完整系统。其核心工艺流程如下图所示（文字描述）：

[作业井套管气] → [气体计量与监测] → [预处理（脱水、脱硫）] → [增压压缩] → [储存或利用]

2.1 气体收集与计量

  • 收集方式：在套管环空安装专用的套管气收集装置（如套管气阀、密封接头），通过管线将气体引出。
  • 计量系统：采用涡街流量计、孔板流量计或超声波流量计实时监测气体流量、压力和温度，数据上传至SCADA系统，实现远程监控。
  • 关键点：需确保收集系统密封性良好，防止气体泄漏；计量精度直接影响后续工艺设计和经济效益核算。

2.2 气体预处理

套管气通常含有水蒸气、硫化氢（H₂S）、二氧化碳（CO₂）及少量固体颗粒，需进行净化处理以满足后续利用要求。

  • 脱水：采用冷凝分离器或分子筛吸附，去除水分，防止管道腐蚀和冰堵。
  • 脱硫：对于含硫化氢的气体，常用干法脱硫（如氧化铁脱硫剂）或湿法脱硫（如胺液吸收），确保气体硫含量达标（通常要求H₂S浓度低于20ppm）。
  • 除尘：通过过滤器去除固体颗粒，保护压缩机等设备。

2.3 气体增压与储存

  • 增压压缩：根据后续利用方式，选择合适的压缩机（如螺杆式、往复式压缩机），将气体压力提升至所需压力（如0.5-2.5MPa）。
  • 储存方式：
    • 就地利用：直接用于井场加热、发电或作为燃料。
    • 管网输送：通过管道并入油田集输管网或天然气外输管道。
    • 液化储存：对于大规模回收，可考虑小型液化装置（LNG），但成本较高。

2.4 气体利用途径

  • 井场自用：作为锅炉燃料、加热炉燃料，替代柴油或外购天然气，降低运营成本。
  • 发电：通过燃气发电机发电，供井场或周边设施使用，实现能源自给。
  • 化工原料：若气体品质高，可作为轻烃回收的原料，生产液化石油气（LPG）等。
  • 并网销售：符合标准的天然气可直接进入管网销售，创造直接收益。

三、 技术优势与效益分析

3.1 环境效益

  • 减少甲烷排放：有效回收套管气，可将甲烷排放量降低90%以上，显著减少温室气体排放。
  • 降低污染物排放：通过净化处理，避免了硫化氢等有毒气体的直接排放，改善了井场及周边环境空气质量。
  • 助力碳中和：作为油气行业减排的重要技术路径，为油田实现“碳达峰、碳中和”目标提供支撑。

3.2 经济效益

  • 资源回收价值：以某中型油田为例，年作业井套管气产量约500万立方米，按天然气价格2.5元/立方米计算，年直接经济价值可达1250万元。
  • 成本节约：替代外购燃料（如柴油、天然气），降低作业成本。例如，利用套管气发电，可节省电费支出。
  • 投资回报：一套中等规模的套管气回收系统（处理量5万立方米/天）投资约300-500万元，投资回收期通常在2-3年。

3.3 安全效益

  • 消除放空风险：避免了放空火炬燃烧带来的火灾、爆炸风险。
  • 降低有毒气体暴露：通过密闭收集和处理，减少了作业人员接触硫化氢等有毒气体的机会。

四、 实际应用案例详解

4.1 案例一：某油田作业井套管气回收项目

  • 项目背景：该油田年作业井约200口，套管气平均产量约2000立方米/井/次，年总产量约400万立方米。
  • 技术方案：
    1. 收集系统：在每口作业井安装套管气收集阀和临时管线，连接至移动式处理装置。
    2. 处理流程：采用“过滤+冷凝脱水+干法脱硫”工艺，处理后气体硫含量低于10ppm，水露点低于-10℃。
    3. 利用方式：处理后的气体通过压缩机增压至1.0MPa，接入油田集输管网。
  • 运行效果：
    • 年回收天然气400万立方米，直接销售收入1000万元。
    • 减少甲烷排放约600吨（按甲烷密度0.717kg/m³计算），相当于减少二氧化碳排放约1.5万吨（按25倍计算）。
    • 项目投资450万元，投资回收期约2.5年。

4.2 案例二：页岩气井作业套管气回收

  • 背景：页岩气井压裂作业后，套管气产量大且压力高，但含有较多杂质。
  • 创新点：采用“高压分离+膜分离提纯”技术，将套管气中的甲烷浓度从85%提升至95%以上，满足管道输送标准。
  • 效益：单井回收套管气约10万立方米，用于井场发电，年节省电费约50万元，同时减少碳排放。

五、 技术挑战与解决方案

5.1 气体产量波动大

  • 挑战：作业井套管气产量受地层压力、作业类型影响，波动性大，导致处理设备负荷不稳定。
  • 解决方案：
    • 缓冲罐设计：在收集系统前端设置缓冲罐，平滑气体流量。
    • 变频控制：压缩机采用变频驱动，根据进气量自动调节转速，节能且稳定。
    • 多井并联：将多口作业井的套管气汇集至一个处理站，实现规模效应，平衡波动。

5.2 气体组分复杂

  • 挑战：不同油田、不同井层的套管气组分差异大，可能含有高浓度CO₂、H₂S或重烃。
  • 解决方案：
    • 模块化设计：处理装置采用模块化设计，可根据气体组分灵活调整工艺（如增加脱碳模块）。
    • 在线分析仪：安装在线气相色谱仪，实时监测气体组分，自动调整工艺参数。
    • 定制化方案：针对高含硫、高含CO₂气体，采用“胺液吸收+分子筛”组合工艺。

5.3 投资与运营成本

  • 挑战：初期投资较高，尤其对于分散的作业井。
  • 解决方案：
    • 移动式处理装置：开发可移动的套管气回收装置，一机多用，降低单井投资。
    • 共享基础设施：多个油田或区块共享处理站和管网，分摊成本。
    • 政策支持：申请国家绿色低碳技术补贴、碳交易收益等，降低投资压力。

六、 未来发展趋势

6.1 智能化与数字化

  • 物联网（IoT）应用：通过传感器和物联网技术，实现套管气回收系统的远程监控、故障预警和智能调度。
  • 大数据分析：利用历史数据预测套管气产量，优化设备运行参数，提高回收效率。
  • 数字孪生：建立套管气回收系统的数字孪生模型，进行虚拟仿真和优化，降低试错成本。

6.2 与新能源融合

  • 风光互补供电：在井场利用太阳能、风能为套管气回收系统供电，进一步降低碳排放。
  • 氢能耦合：探索将套管气中的氢气分离提纯，用于燃料电池发电或制氢，拓展利用途径。

6.3 标准化与规模化

  • 行业标准制定：推动制定套管气回收技术的国家或行业标准，规范设计、施工和运行。
  • 规模化推广：从单井试点向区块整体推广，形成区域性套管气回收网络，提升整体效益。

七、 结论

作业井套管气回收技术是油田绿色开采与资源高效利用的关键技术之一。它不仅能够有效回收宝贵的天然气资源，创造可观的经济效益，还能大幅减少甲烷排放，助力“双碳”目标实现。尽管在技术实施中面临气体波动、组分复杂等挑战，但通过模块化设计、智能化控制和政策支持，这些问题均可得到有效解决。未来，随着技术的不断进步和规模化应用，套管气回收技术必将在油气行业绿色转型中发挥更加重要的作用，为全球能源可持续发展贡献力量。

参考文献（示例）：

  1. 中国石油天然气集团公司. 《油田套管气回收技术规范》. 2020.
  2. 李华等. 《页岩气井压裂后套管气回收技术研究》. 石油勘探与开发, 2021.
  3. 国际能源署（IEA）. 《甲烷减排技术路线图》. 2022.