優化試氣流程回收天然氣減排工藝在L井區的應用和效益評價

翟中波 柏險峰 崔繼寧 王睿峰 田明山

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

0 引言

L井區位于延安市以北、鄂爾多斯盆地天然氣富集區的南緣，生產致密氣。根據儲層分布情況，采用直定向井和水平井兩種井型進行開發。為了實現工業化開采天然氣，L井區致密氣井需要進行水力壓裂作業，從地層注入大量壓裂液，滯留在地層孔隙和裂縫中［1-6］。壓裂后開井放噴排液，當出液量小于0.5 m3／h、壓力和氣量穩定、不出砂時導入試氣流程。在放噴排液和試氣的整個過程中為了減少壓力波動和干擾，天然氣都是進入放噴池或者火炬點燃，在浪費資源的同時也增加了碳排放。為了回收返排試氣階段的天然氣，對目前使用的放噴排液流程進行了優化調整，將三相分離器分離出來的天然氣導入采氣管線，再由采氣管線輸送到集氣站，經由壓縮機增壓后經集氣管線到達中央處理廠脫水脫碳后貿易計量到達用戶。該工藝有利于天然氣清潔開采和實現“雙碳”目標［7-8］，同時也可以創造經濟效益和社會價值，以期為節能減排提供思路與方法。

1 當前放噴排液及試氣流程

放噴排液流程中的設備主要包括除砂器、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，兩側各一個，一邊使用、一邊備用：可以根據需要更換油嘴尺寸，通過油嘴調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，將三相分離器旁通，氣井出井口后經過除砂器，利用除砂器除去返排液攜帶的壓裂砂或者地層砂，之后經過油嘴管匯節流降壓后直接進入放噴池，天然氣在放噴池燃燒，返排液進入放噴池之后通過泵到達返排液罐，再經過專用車輛運至污水處理廠進行處理，此流程中不使用燃燒火炬，其前端的放噴閥處于關閉狀態。

圖1 目前的放噴排液流程圖

在排液結束之后進入試氣環節，當前的試氣流程在放噴排液流程的基礎上增加了三相分離器和燃燒火炬。L井區地層不產油，使用三相分離器將氣水分離，天然氣經燃燒火炬點燃，分離出來的返排液進入放噴池隨后泵入返排液罐存儲（圖2）。當前的試氣環節，天然氣被點燃，存在噪聲、溫室氣體排放（二氧化碳）、環境污染排放（二氧化硫和氮氧化物）和安全風險（山火或者森林著火）等諸多問題，同時也造成了資源浪費。

圖2 目前的試氣流程圖

2 優化后的天然氣回收流程

2.1 回收流程簡介

針對當前放噴試氣流程的不足，在不影響試氣求產的基礎上對當前流程進行了優化：將原來的燃燒火炬改為一條外輸管線，接入采氣管線隨后進入集氣站，外輸管線上安裝進站閥，可以在放噴排液和試氣作業之間靈活切換（圖3）。采用此優化后的流程可以將天然氣回收至集輸系統，而不是點燃浪費資源造成環境污染。

圖3 優化后的天然氣回收流程圖

2.2 可行性研究

根據巖石物理和滲流理論，地層流體從孔隙或裂縫進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順利帶出液體至地面，試氣過程中同樣要保證產氣的同時能夠正常攜液。放噴流程與天然氣回收流程最大的區別在于，放噴流程可以旁通除砂器、油嘴管匯和三相分離器，直接進入放噴池，對空放噴，試氣的時候可以進火炬，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，可以旁通油嘴管匯，同時將三相分離器的可調油嘴調至最大并旁通其孔板，使井口背壓降至最低，試氣時的臨界攜液流量也最小，更容易排液，這就是對空放噴排液的基本原理。

優化后的試氣流程與之前的放噴試氣流程在技術上的最大區別在于，即使旁通油嘴管匯，三相分離器可調油嘴調至最大，旁通孔板，由于采氣管線的限制，井口仍然有背壓。以L井區第一個使用優化后試氣流程的井場L1 井場為例，井場到集氣站為7.5 km，使用DN200 采氣管線，L1 井場輸氣前集氣站壓力為3.3 MPa，預計L1井場天然氣進站之后壓力為3.5 MPa。即井口背壓由原放噴試氣流程的0.1 MPa增大至優化后試氣流程的3.5 MPa。

使用斯倫貝謝的多相流穩態模擬器PIPESIM 軟件輸入L1井場Y1井的完井管柱、井斜數據、井下工具、儲層物性等參數建立模型后，PIPESIM能夠通過數值計算得到該井的生產指數PI、無阻流量AOF 和臨界攜液流量等重要生產數據。

井口背壓為0.1 MPa，Y1井采用原來的放噴試氣流程時的流入流出曲線如圖4所示，此時的臨界攜液流量為0.3×104m3／d，如圖4 中綠色虛線所示，實際的協調點氣量為11.1×104m3／d，此流程試氣能夠正常攜液，不存在積液問題。

圖4 Y1井口背壓為0.1 MPa（對空放噴）時的流入流出曲線圖

采用優化后的流程，井口背壓增加至3.5 MPa，Y1 井的流入流出曲線如圖5 所示，此時的臨界攜液流量為1.56×104m3／d，如圖5中綠色虛線所示，實際的協調點氣量為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。由于返排試氣的氣井均為剛壓裂結束，儲層壓力高，能量足，此時的生產指數大，產氣能力足，再加上如果部分氣井初始產能弱，可以隨時切出天然氣回收流程進入放噴池流程，因此優化后的流程不管是在技術上還是實際的作業操作上均能滿足需要，具有較強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）時的流入流出曲線圖

3 效益分析

3.1 經濟效益

由于優化后的試氣流程是利用項目設計建設的采氣集輸系統，并不會產生附加的設備設施費用，其經濟效益主要來自于天然氣的回收。以L井區的一口定向井Y30 井為例對其經濟性進行分析，該井于2023年5月對本二2亞段儲層（3 270.4～3 277.1 m，斜深）、山二3亞段儲層（3 197.2～3 202.1 m，斜深）進行了壓裂施工，壓裂使用73.2 mm外徑油管，隨后放噴返排并試氣，30 mm 孔板下的產氣量為穩定產氣量，測得平均產氣量為12.5×104m3／d，平均產水量為0.6 m3／d，未產凝析油。通過鋼絲作業實測并折算得到油藏中深3 080.21 m（垂深）處的流動壓力為24.45 MPa，流溫為109.32 ℃；實測并折算油藏中深3 080.21 m（垂深）處的靜壓為28.35 MPa，靜溫為103.18℃。通過“一點法”［14］計算該井天然氣無阻流量為44.6×104m3／d。該井通過放噴排液燃燒天然氣37.5×104m3。

擴大至整個作業區塊，L井區試氣時的平均產氣量為5.5×104m3／d，試氣時間為3 d，每年壓裂試氣的井數為40 口，則每年能夠回收天然氣660×104m3。天然氣按照2.2元／m3計算，在緩解產量壓力的同時，帶來直接經濟收益為1 450萬元。

3.2 社會效益

L 井區天然氣主要由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量保持不變，可以得出標況狀態下，1 m3天然氣充分燃燒產生0.966 6 m3二氧化碳，其質量為1.9 kg。如上所述，L 井區全年回收660 ×104m3的天然氣可以減少12 540 t的CO2排放。同時也可以減少噪聲污染，公共關系和公司聲譽變好，對公司來說會產生正向積極的社會效益。

4 結論

1）使用PIPESIM 模擬和現場實際應用均證明L井區天然氣回收新工藝可用，新工藝安全可靠，靈活性強，壓裂的新井氣量能夠達到臨界攜液流量，可以正常排液試氣。

2）通過該工藝優化實現了試氣階段天然氣的完全回收，L井區平均年回收天然氣660×104m3，帶來直接經濟收益1 450萬元，減少CO2排放12 540 t，為L井區帶來了良好的經濟效益和社會效益。