“三低”氣田放噴回收工藝在蘇里格氣田的應(yīng)用

胡朋偉， 唐 婧， 薄婷婷， 王志恒， 李 鵬

1中國石油長慶油田蘇里格氣田開發(fā)分公司 2中國石油長慶油田公司咨詢中心 3中國石油長慶油田公司第四采氣廠

0 引言

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地，構(gòu)造上隸屬于伊陜斜坡，主要含氣層為古生界二疊系石盒子組和山西組，儲集層橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，縱向上多層疊置，物性較差，為典型的致密砂巖氣藏。自氣田開發(fā)以來，為了提高開發(fā)效果，需要對儲層進(jìn)行較大規(guī)模壓裂改造。壓裂后通過放噴流程進(jìn)行試氣排液，由于初期返排物中含有大量的壓裂砂和返排液，致使試氣排液期間產(chǎn)出的天然氣不能進(jìn)入采氣管網(wǎng)，只能進(jìn)行放噴燃燒，造成很大的資源浪費(fèi)，產(chǎn)生環(huán)境風(fēng)險，定向井試氣排液周期為10～15 d，估算燃燒天然氣約20～40×104m3，水平井試氣排液周期為15～20 d，估算燃燒天然氣約50～100×104m3[1- 4]。

試氣放噴過程燃燒大量天然氣主要存在以下4點缺陷：一是造成天然氣資源的浪費(fèi)；二是燃燒后產(chǎn)生二氧化碳排放造成環(huán)境危害；三是燃燒產(chǎn)生的熱輻射可能對周邊動物、植被產(chǎn)生危害；四是放噴燃燒對現(xiàn)場作業(yè)人員及日常管理造成安全隱患。

1 工藝系統(tǒng)設(shè)計

為了解決試氣放噴的過程中的問題，設(shè)想在放噴排液過程對返排物中的壓裂液和壓裂砂進(jìn)行分離，將剩余天然氣調(diào)節(jié)至采氣系統(tǒng)壓力，通過地面采氣管線輸入集氣站進(jìn)行回收，避免點火燃燒天然氣。

1.1 工藝流程設(shè)計

蘇里格氣田地面集輸工藝采用井下節(jié)流、井口不加熱、井間串接的中低壓集氣模式，在中低壓的集氣模式下(集氣站進(jìn)站壓力1.0～3.0 MPa)，能夠保證試氣放噴的排液效果。為此設(shè)計一套放噴天然氣回收流程，在試氣過程中通過控制放噴、除砂、脫液、降壓、計量最終進(jìn)入生產(chǎn)管網(wǎng)集輸系統(tǒng)，如圖1所示，實現(xiàn)放噴天然氣進(jìn)站回收[5- 7]。

圖1 工藝流程示意圖

1.2 主要設(shè)備及參數(shù)

撬裝式一體化天然氣處理裝置，主要由4部分組成:①節(jié)流放噴管匯(通過更換不同規(guī)格油嘴控制氣井放噴排液)；②立式高壓旋流除砂器(可以高效分離放噴流體中的壓裂砂，確保后續(xù)生產(chǎn)流程的安全)；③高壓臥式分離器(采用陶瓷內(nèi)襯，能夠抗擊高壓沖刷，多級捕霧器能夠有效提高分離能力)；④立式精細(xì)分離器(進(jìn)一步對降壓流體進(jìn)行氣液分離，確保分離效果)。具體設(shè)備如圖2所示[8- 9]。該設(shè)備日處理放噴天然氣量大，處理精度高，具體設(shè)備參數(shù)，見表1。設(shè)備整體運(yùn)行維護(hù)簡單，搬遷安裝方便。

圖2 撬裝式一體處理設(shè)備

表1 撬裝式一體處理設(shè)備參數(shù)表

2 應(yīng)用情況

2.1 水平井現(xiàn)場應(yīng)用情況

蘇×1H水平井采用水力泵送橋塞分8段22簇壓裂，累計入井液量4 044.5 m3，入地支撐劑488.6 m3，測試無阻流量67.63×104m3/d。

在試氣放噴排液初期，返排物主要為大量的壓裂液和壓裂砂，含有較少天然氣，此階段通過點火放噴的方式將壓裂液快速的排出地層，從而達(dá)到試氣排通，日排液量小于50 m3后，放噴排出的天然氣較多時，切換放噴氣回收工藝流程運(yùn)行。

該井試氣排液過程中的運(yùn)行曲線見圖3，在初始點火放噴運(yùn)行3 d后，采用天然氣回收流程再運(yùn)行10 d。在運(yùn)行過程中出液、出砂逐漸減少，油、套壓力與產(chǎn)氣量逐漸趨于平穩(wěn)，見圖4，現(xiàn)場的操作設(shè)備以及集氣站設(shè)施未發(fā)生異常， 累計排液161.4 m3，出砂59.4 kg，回收天然氣77.8×104m3。

圖3 水平井排液回收曲線

圖4 水平井處理運(yùn)行參數(shù)圖

2.2 定向井現(xiàn)場應(yīng)用情況

蘇×6定向井采用直井橋塞分兩段壓裂改造，累計入井液量772 m3，入地支撐劑87.2 m3，測試無阻流量16.86×104m3/d。同樣放噴初期為了加快氣井排通采用點火流程排液，日排液量小于20 m3，切換放噴氣回收工藝流程運(yùn)行。

該井試氣排液過程中的運(yùn)行曲線見圖5，初始點火放噴運(yùn)行3 d后，采用天然氣回收流程再運(yùn)行8 d。運(yùn)行過程出液、出砂逐漸減少，氣量平穩(wěn)，見圖6，達(dá)到了開井生產(chǎn)的條件，集氣站運(yùn)行正常。累計排液66.3 m3，出砂12.1 kg，回收天然氣45.7×104m3。

圖6 定向井處理運(yùn)行參數(shù)

2.3 除砂效果分析

通過對現(xiàn)場33口井的運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。直定井平均運(yùn)行8 d，單日分離處理反排液8.0 m3，單日分離壓裂砂0.02 kg；水平井平均運(yùn)行10 d，單日分離處理反排液21.0 m3，單日分離壓裂砂1.5 kg。

通過除砂分離裝置，有效去除了固、液相雜質(zhì)，避免了站內(nèi)大量進(jìn)液進(jìn)砂造成的刺漏等風(fēng)險。

2.4 回收氣量效果分析

統(tǒng)計分析33口放噴天然氣井回收數(shù)據(jù)。定向井平均運(yùn)行8 d，單井日回收氣量4.8×104m3/d，累計回收氣量39×104m3/d；水平井平均運(yùn)行10 d，單井日回收氣量7.6×104m3/d，累計回收氣量76×104m3/d。全年累計回收天然氣1781×104m3/d。

2.5 集氣站運(yùn)行分析

為了進(jìn)一步掌握放噴氣回收工藝在運(yùn)行中是否會對集氣站生產(chǎn)運(yùn)行和安全產(chǎn)生影響，主要可能會導(dǎo)致集氣站的產(chǎn)液增大以及關(guān)鍵設(shè)備沖蝕壁厚變小，因此對蘇×1集氣站在進(jìn)行放噴天然氣回收過程中的運(yùn)行情況進(jìn)行分析。

蘇×1集氣站2020年有12口氣井在試氣排液階段，采用放噴氣回收工藝將試氣過程分離的天然氣經(jīng)井場提前預(yù)制的采氣管線輸送至該集氣站。該集氣站自2020年7月下旬該集氣站開始陸續(xù)接收試氣放噴回收天然氣，主要分三個階段，如圖10所示。該集氣站的生產(chǎn)動態(tài)曲線表明，如圖11所示，在接收放噴天然氣的過程中，集氣站的產(chǎn)液情況沒有發(fā)生明顯的變化，同時2021年集氣站檢修發(fā)現(xiàn)，上述集氣站氣液分離器腔體內(nèi)未見明顯積砂，集氣站壓力容器、集輸管線彎頭壁厚未發(fā)生異常變化。證明了現(xiàn)場的放噴氣回收工藝對試氣返排物中壓裂液和壓裂砂的分離處理能力滿足集氣站的要求。

2.6 試氣返排效果分析

通過與當(dāng)年實施常規(guī)試氣井的效果進(jìn)行對比，2020年33口放噴氣井回收工藝氣井與59口常規(guī)試氣工藝氣井對比發(fā)現(xiàn)，見表2，采用放噴氣回收工藝的氣井，壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)以及壓裂液返排率與常規(guī)試氣工藝氣井無明顯差異，表明目前蘇里格氣田的放噴氣回收工藝不會對氣井返排效果造成影響。

表2 工藝氣井排液數(shù)據(jù)對比

2.7 技術(shù)適用條件分析

通過分析該工藝在現(xiàn)場應(yīng)用過程中分離液量和回收氣量數(shù)據(jù)，評估該工藝在現(xiàn)場應(yīng)用過程中對產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量的使用條件。

分析氣井放噴氣回收運(yùn)行過程中的日產(chǎn)液量，如圖7所示。運(yùn)行期間液量呈明顯下降趨勢，運(yùn)行結(jié)束時，日分離液量均小于20 m3，可以滿足氣井進(jìn)展投產(chǎn)。5口井在運(yùn)行期間，初期日分離液量大于50 m3，最高69.8 m3。

圖7 氣井放噴回收液量趨勢

分析氣井放噴氣回收運(yùn)行過程中的日產(chǎn)氣量情況，見圖8。日回收氣量較平穩(wěn)在4.0～16.0×104m3/d之間，其中5口井運(yùn)行期間回收氣量均保持在10×104m3/d以上，運(yùn)行過程平穩(wěn)連續(xù)。

圖8 氣井放噴回收氣量趨勢

3 效益評價

3.1 經(jīng)濟(jì)性評價

放噴氣回收工藝目前的運(yùn)行費(fèi)用為1.1萬元/d，額外產(chǎn)生壓裂液返排液的拉運(yùn)處理費(fèi)，水平井平均7.7萬元，定向井平均2.5萬元，測算后水平井每口井的經(jīng)濟(jì)效益66.42萬元，定向井每口井的經(jīng)濟(jì)效益32.38萬元。2020年實施的33口氣井合計產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益1 783.38萬元。

3.2 安全環(huán)保評價

試氣放噴階段將天然氣分離、除砂、節(jié)流并接入生產(chǎn)管網(wǎng)，不僅避免了傳統(tǒng)燃燒方式給當(dāng)?shù)厣鷳B(tài)環(huán)境帶來的危害，而且消除了燃燒給井場周圍作業(yè)人員及日常管理帶來的安全隱患。通過對33口井進(jìn)行回收，減少了26.8×104t CO2排放，降幅86.7%，為企業(yè)的綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展做出重要貢獻(xiàn)。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)壓裂放噴天然氣回收工藝設(shè)備集成度高、操作方便、安裝簡單快捷能夠滿足氣井試氣放噴過程中壓力高、出砂多、液量大情況下的脫液除砂分離要求，處理后達(dá)到進(jìn)站生產(chǎn)的條件。

(2)該工藝在現(xiàn)場應(yīng)用過程中能后滿足蘇里格氣田中低壓集氣模式中的各類直定井、水平井的放噴氣回收要求。在日處理液量70 m3，日回收天然氣16.0×104m3/d的運(yùn)行工況下，運(yùn)行平穩(wěn)，能夠與集輸管線、集氣站很好的適應(yīng)。

(3)該工藝能保證氣井試氣正常排液，且不會對集輸管線、集氣站安全運(yùn)行產(chǎn)生不利影響。

(4)該工藝在水平井應(yīng)用可回收大量天然氣，經(jīng)濟(jì)效益顯著，并減少了溫室氣體排放。