優(yōu)化試氣流程回收天然氣減排工藝在L井區(qū)的應(yīng)用和效益評(píng)價(jià)

翟中波 柏險(xiǎn)峰 崔繼寧 王睿峰 田明山

（1.斯倫貝謝長(zhǎng)和油田工程有限公司，陜西 西安 710016；2.斯倫貝謝中國(guó)公司，北京 100015）

0 引言

L井區(qū)位于延安市以北、鄂爾多斯盆地天然氣富集區(qū)的南緣，生產(chǎn)致密氣。根據(jù)儲(chǔ)層分布情況，采用直定向井和水平井兩種井型進(jìn)行開(kāi)發(fā)。為了實(shí)現(xiàn)工業(yè)化開(kāi)采天然氣，L井區(qū)致密氣井需要進(jìn)行水力壓裂作業(yè)，從地層注入大量壓裂液，滯留在地層孔隙和裂縫中［1-6］。壓裂后開(kāi)井放噴排液，當(dāng)出液量小于0.5 m3／h、壓力和氣量穩(wěn)定、不出砂時(shí)導(dǎo)入試氣流程。在放噴排液和試氣的整個(gè)過(guò)程中為了減少壓力波動(dòng)和干擾，天然氣都是進(jìn)入放噴池或者火炬點(diǎn)燃，在浪費(fèi)資源的同時(shí)也增加了碳排放。為了回收返排試氣階段的天然氣，對(duì)目前使用的放噴排液流程進(jìn)行了優(yōu)化調(diào)整，將三相分離器分離出來(lái)的天然氣導(dǎo)入采氣管線，再由采氣管線輸送到集氣站，經(jīng)由壓縮機(jī)增壓后經(jīng)集氣管線到達(dá)中央處理廠脫水脫碳后貿(mào)易計(jì)量到達(dá)用戶。該工藝有利于天然氣清潔開(kāi)采和實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)［7-8］，同時(shí)也可以創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)價(jià)值，以期為節(jié)能減排提供思路與方法。

1 當(dāng)前放噴排液及試氣流程

放噴排液流程中的設(shè)備主要包括除砂器、油嘴管匯和放噴池等［9］，如圖1所示。從圖1可知，油嘴管匯上安裝有固定油嘴，兩側(cè)各一個(gè)，一邊使用、一邊備用：可以根據(jù)需要更換油嘴尺寸，通過(guò)油嘴調(diào)整井口流壓控制氣量高于臨界攜液流量，以便于氣井正常放噴排液［10］。放噴時(shí)，將三相分離器旁通，氣井出井口后經(jīng)過(guò)除砂器，利用除砂器除去返排液攜帶的壓裂砂或者地層砂，之后經(jīng)過(guò)油嘴管匯節(jié)流降壓后直接進(jìn)入放噴池，天然氣在放噴池燃燒，返排液進(jìn)入放噴池之后通過(guò)泵到達(dá)返排液罐，再經(jīng)過(guò)專用車輛運(yùn)至污水處理廠進(jìn)行處理，此流程中不使用燃燒火炬，其前端的放噴閥處于關(guān)閉狀態(tài)。

圖1 目前的放噴排液流程圖

在排液結(jié)束之后進(jìn)入試氣環(huán)節(jié)，當(dāng)前的試氣流程在放噴排液流程的基礎(chǔ)上增加了三相分離器和燃燒火炬。L井區(qū)地層不產(chǎn)油，使用三相分離器將氣水分離，天然氣經(jīng)燃燒火炬點(diǎn)燃，分離出來(lái)的返排液進(jìn)入放噴池隨后泵入返排液罐存儲(chǔ)（圖2）。當(dāng)前的試氣環(huán)節(jié)，天然氣被點(diǎn)燃，存在噪聲、溫室氣體排放（二氧化碳）、環(huán)境污染排放（二氧化硫和氮氧化物）和安全風(fēng)險(xiǎn)（山火或者森林著火）等諸多問(wèn)題，同時(shí)也造成了資源浪費(fèi)。

圖2 目前的試氣流程圖

2 優(yōu)化后的天然氣回收流程

2.1 回收流程簡(jiǎn)介

針對(duì)當(dāng)前放噴試氣流程的不足，在不影響試氣求產(chǎn)的基礎(chǔ)上對(duì)當(dāng)前流程進(jìn)行了優(yōu)化：將原來(lái)的燃燒火炬改為一條外輸管線，接入采氣管線隨后進(jìn)入集氣站，外輸管線上安裝進(jìn)站閥，可以在放噴排液和試氣作業(yè)之間靈活切換（圖3）。采用此優(yōu)化后的流程可以將天然氣回收至集輸系統(tǒng)，而不是點(diǎn)燃浪費(fèi)資源造成環(huán)境污染。

圖3 優(yōu)化后的天然氣回收流程圖

2.2 可行性研究

根據(jù)巖石物理和滲流理論，地層流體從孔隙或裂縫進(jìn)入井筒之后要克服各種壓力損失并在氣體速度大于臨界攜液流速時(shí)順利帶出液體至地面，試氣過(guò)程中同樣要保證產(chǎn)氣的同時(shí)能夠正常攜液。放噴流程與天然氣回收流程最大的區(qū)別在于，放噴流程可以旁通除砂器、油嘴管匯和三相分離器，直接進(jìn)入放噴池，對(duì)空放噴，試氣的時(shí)候可以進(jìn)火炬，不管是火炬還是放噴池，下游的背壓均為0.1 MPa，減小了附加背壓。

根據(jù)李閩［11-13］模型，氣體臨界攜液流速vc為：

式中，vc為氣井臨界攜液流速，m／s；ρL為液體密度，kg／m3；ρG為氣體密度，kg／m3；σ為氣液表面張力，N／m。

相應(yīng)的臨界攜液流量Qc為：

式中，Qc為臨界攜液流量，m3／d ；A為油管截面積，m2；d為油管內(nèi)徑，m；p為壓力，MPa；T為溫度，K；Z為p、T條件下的氣體偏差因子。

根據(jù)臨界攜液流量和流速原理，即公式（3）可知，井口背壓越小，臨界攜液流量越小，正常攜液所需要的氣量越低。使用之前的放噴流程和火炬試氣時(shí)，可以旁通油嘴管匯，同時(shí)將三相分離器的可調(diào)油嘴調(diào)至最大并旁通其孔板，使井口背壓降至最低，試氣時(shí)的臨界攜液流量也最小，更容易排液，這就是對(duì)空放噴排液的基本原理。

優(yōu)化后的試氣流程與之前的放噴試氣流程在技術(shù)上的最大區(qū)別在于，即使旁通油嘴管匯，三相分離器可調(diào)油嘴調(diào)至最大，旁通孔板，由于采氣管線的限制，井口仍然有背壓。以L井區(qū)第一個(gè)使用優(yōu)化后試氣流程的井場(chǎng)L1 井場(chǎng)為例，井場(chǎng)到集氣站為7.5 km，使用DN200 采氣管線，L1 井場(chǎng)輸氣前集氣站壓力為3.3 MPa，預(yù)計(jì)L1井場(chǎng)天然氣進(jìn)站之后壓力為3.5 MPa。即井口背壓由原放噴試氣流程的0.1 MPa增大至優(yōu)化后試氣流程的3.5 MPa。

使用斯倫貝謝的多相流穩(wěn)態(tài)模擬器PIPESIM 軟件輸入L1井場(chǎng)Y1井的完井管柱、井斜數(shù)據(jù)、井下工具、儲(chǔ)層物性等參數(shù)建立模型后，PIPESIM能夠通過(guò)數(shù)值計(jì)算得到該井的生產(chǎn)指數(shù)PI、無(wú)阻流量AOF 和臨界攜液流量等重要生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

井口背壓為0.1 MPa，Y1井采用原來(lái)的放噴試氣流程時(shí)的流入流出曲線如圖4所示，此時(shí)的臨界攜液流量為0.3×104m3／d，如圖4 中綠色虛線所示，實(shí)際的協(xié)調(diào)點(diǎn)氣量為11.1×104m3／d，此流程試氣能夠正常攜液，不存在積液?jiǎn)栴}。

圖4 Y1井口背壓為0.1 MPa（對(duì)空放噴）時(shí)的流入流出曲線圖

采用優(yōu)化后的流程，井口背壓增加至3.5 MPa，Y1 井的流入流出曲線如圖5 所示，此時(shí)的臨界攜液流量為1.56×104m3／d，如圖5中綠色虛線所示，實(shí)際的協(xié)調(diào)點(diǎn)氣量為10.5×104m3／d，此流程試氣也能夠正常攜液，不影響正常的試氣作業(yè)。由于返排試氣的氣井均為剛壓裂結(jié)束，儲(chǔ)層壓力高，能量足，此時(shí)的生產(chǎn)指數(shù)大，產(chǎn)氣能力足，再加上如果部分氣井初始產(chǎn)能弱，可以隨時(shí)切出天然氣回收流程進(jìn)入放噴池流程，因此優(yōu)化后的流程不管是在技術(shù)上還是實(shí)際的作業(yè)操作上均能滿足需要，具有較強(qiáng)的靈活性和可操作性。

圖5 Y1井口背壓為3.5 MPa（天然氣回收流程）時(shí)的流入流出曲線圖

3 效益分析

3.1 經(jīng)濟(jì)效益

由于優(yōu)化后的試氣流程是利用項(xiàng)目設(shè)計(jì)建設(shè)的采氣集輸系統(tǒng)，并不會(huì)產(chǎn)生附加的設(shè)備設(shè)施費(fèi)用，其經(jīng)濟(jì)效益主要來(lái)自于天然氣的回收。以L井區(qū)的一口定向井Y30 井為例對(duì)其經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，該井于2023年5月對(duì)本二2亞段儲(chǔ)層（3 270.4～3 277.1 m，斜深）、山二3亞段儲(chǔ)層（3 197.2～3 202.1 m，斜深）進(jìn)行了壓裂施工，壓裂使用73.2 mm外徑油管，隨后放噴返排并試氣，30 mm 孔板下的產(chǎn)氣量為穩(wěn)定產(chǎn)氣量，測(cè)得平均產(chǎn)氣量為12.5×104m3／d，平均產(chǎn)水量為0.6 m3／d，未產(chǎn)凝析油。通過(guò)鋼絲作業(yè)實(shí)測(cè)并折算得到油藏中深3 080.21 m（垂深）處的流動(dòng)壓力為24.45 MPa，流溫為109.32 ℃；實(shí)測(cè)并折算油藏中深3 080.21 m（垂深）處的靜壓為28.35 MPa，靜溫為103.18℃。通過(guò)“一點(diǎn)法”［14］計(jì)算該井天然氣無(wú)阻流量為44.6×104m3／d。該井通過(guò)放噴排液燃燒天然氣37.5×104m3。

擴(kuò)大至整個(gè)作業(yè)區(qū)塊，L井區(qū)試氣時(shí)的平均產(chǎn)氣量為5.5×104m3／d，試氣時(shí)間為3 d，每年壓裂試氣的井?dāng)?shù)為40 口，則每年能夠回收天然氣660×104m3。天然氣按照2.2元／m3計(jì)算，在緩解產(chǎn)量壓力的同時(shí)，帶來(lái)直接經(jīng)濟(jì)收益為1 450萬(wàn)元。

3.2 社會(huì)效益

L 井區(qū)天然氣主要由CH4、C2H6、C3H8、C4H10、N2和CO2組成，其摩爾百分比平均值分別為94.17%、0.40%、0.03%、0.30%、1.10%和4.00%。在天然氣燃燒前后碳原子數(shù)量保持不變，可以得出標(biāo)況狀態(tài)下，1 m3天然氣充分燃燒產(chǎn)生0.966 6 m3二氧化碳，其質(zhì)量為1.9 kg。如上所述，L 井區(qū)全年回收660 ×104m3的天然氣可以減少12 540 t的CO2排放。同時(shí)也可以減少噪聲污染，公共關(guān)系和公司聲譽(yù)變好，對(duì)公司來(lái)說(shuō)會(huì)產(chǎn)生正向積極的社會(huì)效益。

4 結(jié)論

1）使用PIPESIM 模擬和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用均證明L井區(qū)天然氣回收新工藝可用，新工藝安全可靠，靈活性強(qiáng)，壓裂的新井氣量能夠達(dá)到臨界攜液流量，可以正常排液試氣。

2）通過(guò)該工藝優(yōu)化實(shí)現(xiàn)了試氣階段天然氣的完全回收，L井區(qū)平均年回收天然氣660×104m3，帶來(lái)直接經(jīng)濟(jì)收益1 450萬(wàn)元，減少CO2排放12 540 t，為L(zhǎng)井區(qū)帶來(lái)了良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。