馬 亮

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司）

渤中34－1油田井口套管氣收集直接外輸方案研究及應(yīng)用

馬 亮

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司）

針對(duì)渤中34－1油田火炬放空量大、油井套管產(chǎn)氣多的情況，通過(guò)套管氣流程改造，實(shí)現(xiàn)了套管氣通過(guò)油井自身地層能量直接外輸利用，降低了火炬放空量，達(dá)到了減排增效的效果。該方案的實(shí)施在渤海油田尚屬首例，可為海上類似油田提供借鑒。

套管氣 直接外輸 流程改造 減排增效

渤中34－1油田位于渤海南部，屬于渤中34油田群。根據(jù)渤中34油田群天然氣產(chǎn)量預(yù)測(cè)，該油田天然氣（氣層氣＋溶解氣＋伴生氣）儲(chǔ)量較為可觀1）?，F(xiàn)階段渤中34－1CEPA中心平臺(tái)負(fù)責(zé)整個(gè)渤中34油田群的油氣工藝處理，油井產(chǎn)液進(jìn)入原油工藝系統(tǒng)進(jìn)行處理，合格原油輸送到“友誼號(hào)”FPSO；分離出的氣體進(jìn)入天然氣工藝系統(tǒng)，經(jīng)過(guò)天然氣壓縮機(jī)增壓后，部分作為透平、熱介質(zhì)鍋爐用燃料氣，大部分通過(guò)海底管線外輸?shù)讲持?8－2S BOP進(jìn)入渤西南聯(lián)合供氣網(wǎng)，其余則由火炬系統(tǒng)放空。自2008年開(kāi)發(fā)以來(lái)，該油田油井產(chǎn)氣量高、套壓高、套管出氣（不含液）多，當(dāng)前日產(chǎn)氣量達(dá)54.0×104m3/d，而透平和鍋爐自用氣僅7.3×104m3/d，剩余氣體量超過(guò)平臺(tái)現(xiàn)有的用于天然氣外輸壓縮機(jī)的最大處理能力35.0×104m3/d（見(jiàn)表1，共有4臺(tái)天然氣壓縮機(jī)，因流程設(shè)計(jì)原因本項(xiàng)目實(shí)施前僅有A或B機(jī)中1臺(tái)壓縮機(jī)單獨(dú)為透平供燃料氣，其余3臺(tái)則用于天然氣外輸），致使大量天然氣資源通過(guò)火炬系統(tǒng)放空，放空量多達(dá)11.7×104m3/d，造成極大的資源浪費(fèi)和環(huán)境污染。

表1 渤中34－1油田4臺(tái)天然氣壓縮機(jī)運(yùn)行情況

為了降低天然氣放空量，合理利用資源，減少溫室氣體排放，通過(guò)調(diào)研及分析，結(jié)合平臺(tái)油井產(chǎn)氣及當(dāng)前流程的工藝特點(diǎn)制定了渤中34－1油田套管氣收集直接外輸方案，即對(duì)套管氣流程進(jìn)行適應(yīng)性改造，使天然氣經(jīng)過(guò)平臺(tái)現(xiàn)有設(shè)備簡(jiǎn)單處理后就可以直接外輸，從而解決了該油田工藝流程最大處理能力受限的瓶頸，并且目前已取得良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

1 套管氣收集直接外輸方案的可行性分析

套管氣收集直接外輸方案是在原有天然氣工藝流程不變的基礎(chǔ)上進(jìn)行改造，不增加新的設(shè)備，充分利用天然氣外輸流程中的低壓緩沖罐和處于閑置的高壓緩沖罐對(duì)套管氣進(jìn)行氣液分離后，不經(jīng)原油和天然氣工藝流程處理，利用地層壓力經(jīng)外輸海管輸送至渤中28－2S BOP進(jìn)入渤西南聯(lián)合供氣管網(wǎng)。

1.1 壓力控制分析

油井套管產(chǎn)氣不經(jīng)天然氣壓縮機(jī)增壓而直接進(jìn)行外輸，前提在于套管氣能夠利用自身地層能量進(jìn)入外輸海管并輸送到渤中28－2S BOP，即油井套壓要遠(yuǎn)高于外輸海管背壓。對(duì)油井生產(chǎn)狀態(tài)、套管氣直接外輸工況進(jìn)行分析，結(jié)果表明改造后的油井生產(chǎn)壓力可通過(guò)調(diào)節(jié)定壓放氣閥使套壓保持在5.0～5.5 MPa，外輸海管設(shè)計(jì)排出壓力（起輸壓力）為2.2MPa，渤 中 28－2S BOP 壓 力 （海 管 背 壓 ）為 1.2 MPa，套壓遠(yuǎn)高于外輸海管的設(shè)計(jì)排出壓力及海管背壓，能夠保證油井通過(guò)自身套管壓力將套管氣直接輸送到海管并外輸，滿足本次改造設(shè)計(jì)的壓力控制要求。

1.2 處理能力分析

高壓緩沖罐是套管氣實(shí)現(xiàn)脫液處理外輸?shù)淖钪饕O(shè)備，原為平臺(tái)A3井天然氣回注（只有1口注氣井）所用，操作壓力為15 MPa，2009年9月注氣項(xiàng)目停止后一直閑置。結(jié)合油井套壓及低壓緩沖罐的操作壓力，高壓緩沖罐操作壓力應(yīng)設(shè)在3～5 MPa之間。按照進(jìn)入高壓緩沖罐套管氣平均溫度為40℃來(lái)分析，參照罐體設(shè)計(jì)參數(shù)，利用HYSYS模擬軟件對(duì)其操作壓力在3～5 MPa下進(jìn)氣處理量進(jìn)行校核，結(jié)果表明，高壓緩沖罐的最大處理氣量在14.24×104～15.19×104m3/d之間，處理能力大于當(dāng)前火炬放空量，可以滿足本次設(shè)計(jì)進(jìn)氣量的處理要求。

2 套管氣收集直接外輸方案設(shè)計(jì)

2.1 工藝系統(tǒng)改造

（1）井口及套管氣收集管匯

從油井采油樹(shù)套管定壓放氣閥后進(jìn)閉排系統(tǒng)的管線處引出三通（原有的去生產(chǎn)計(jì)量管匯管線不變），連接新管線；將各單井井口引出的新管線與新增套管氣收集管線匯合；套管氣收集管線后增加一個(gè)關(guān)斷閥SDV－2807并入高壓緩沖罐，當(dāng)高壓緩沖罐壓力高高時(shí)，SDV－2807關(guān)閉，實(shí)現(xiàn)與外輸氣系統(tǒng)隔離（圖1）。

（2）高壓緩沖罐

高壓緩沖罐至低壓緩沖罐回流管線（原有管線）原有2個(gè)壓力調(diào)節(jié)閥實(shí)行二次減壓，改造后其中1個(gè)壓力調(diào)節(jié)閥PV－2803不再使用，僅由另一壓力調(diào)節(jié)閥PV－2804對(duì)進(jìn)入低壓緩沖罐的套管氣進(jìn)行壓力調(diào)節(jié)；在高壓緩沖罐排液管線（原為手動(dòng)排液）出口增加1條φ50.8 mm旁路管線，新增自力式液位調(diào)節(jié)閥，由改造后的液位變送器進(jìn)行控制，實(shí)現(xiàn)其自動(dòng)排液；新增的φ50.8 mm管線同低壓緩沖罐自動(dòng)排液管線匯合后與閉排泵進(jìn)原油換熱器和原油緩沖罐入口管線相連，使高、低壓緩沖罐分離出的油水混合物不經(jīng)閉排系統(tǒng)可直接進(jìn)入原油工藝流程。

（3）低壓緩沖罐及外輸氣海管

在低壓緩沖罐出口至天然氣外輸海管清管球發(fā)射器（PIG閥）之間新增1個(gè)φ152.4 mm壓力調(diào)節(jié)閥PV－2803，原PIG閥的旁通管線延長(zhǎng)到海管入口球閥前；低壓緩沖罐上原有壓力變送器PT－2803將控制信號(hào)傳輸?shù)絇V－2803進(jìn)行調(diào)節(jié)，使低壓緩沖罐與燃料氣緩沖罐壓力保持一致，同時(shí)避免外輸氣海管背壓波動(dòng)對(duì)渤中34－1CEPA平臺(tái)天然氣流程造成的影響。

圖1 套管氣收集直接外輸工藝系統(tǒng)改造及工藝流程（黑色為原有工藝流程，紅色為套管氣收集直接外輸工藝系統(tǒng)改造流程）

2.2 工藝流程

（1）操作壓力

改造后的油井生產(chǎn)壓力通過(guò)調(diào)節(jié)定壓放氣閥使其套壓穩(wěn)定在5.0～5.5 MPa，高壓緩沖罐操作壓力設(shè)為4.8 MPa，低壓緩沖罐操作壓力設(shè)為2.6 MPa（與燃料氣緩沖罐（供透平）操作壓力保持平衡），同時(shí)實(shí)現(xiàn)原有外輸氣系統(tǒng)與燃料氣系統(tǒng)的并聯(lián)運(yùn)行。

（2）套管氣外輸流程

單井套管產(chǎn)氣進(jìn)入套管氣收集主管匯，依靠油井自身壓力進(jìn)入高壓緩沖罐緩沖并進(jìn)行氣液分離，分離后的氣相進(jìn)入低壓緩沖罐緩沖并進(jìn)行第二次氣液分離，完成2次氣液分離后，與經(jīng)壓縮機(jī)處理的天然氣混合并計(jì)量后通過(guò)外輸管線輸送至渤中28－2S BOP進(jìn)入渤西南聯(lián)合供氣管網(wǎng)（圖1）。

改造后的套管氣收集外輸流程與原有天然氣外輸流程形成系統(tǒng)冗余，可共同使用，也可單獨(dú)使用。

2.3 套管氣流程關(guān)斷邏輯

為確保應(yīng)急狀況下人員及平臺(tái)設(shè)施的安全，該套管氣收集系統(tǒng)設(shè)計(jì)了4級(jí)單元關(guān)斷邏輯：高壓緩沖罐壓力高高（5250 k Pa）時(shí)關(guān)閉入口SDV－2807和液相出口SDV－2806；壓力低低（2500 k Pa）時(shí)關(guān)閉液相出口SDV－2806；液位高高（600 mm）時(shí)關(guān)閉入口SDV－2807；液位低低（200 mm）時(shí)關(guān)閉液相出口SDV－2806。平臺(tái)的一、二、三級(jí)關(guān)斷均可觸發(fā)本系統(tǒng)發(fā)生4級(jí)關(guān)斷。

2.4 安全措施

改造后的套管氣收集直接外輸流程對(duì)平臺(tái)原火區(qū)劃分無(wú)影響，且新增流程在原有水噴淋系統(tǒng)、滅火器設(shè)備安全保護(hù)區(qū)域內(nèi)，無(wú)需增加新的消防水噴淋及滅火器設(shè)備。

3 應(yīng)用效果

截至2012年8月，渤中34－1油田共有10口井完成套管氣流程改造，成功實(shí)現(xiàn)了套管產(chǎn)氣的直接外輸。取得以下應(yīng)用效果：

（1）日增天然氣外輸量11萬(wàn)m3，全年累計(jì)外輸氣可增加4015萬(wàn)m3，扣除本項(xiàng)目人民幣180萬(wàn)元的投資總額，全年可創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益7850萬(wàn)元。

（2）低壓緩沖罐與燃料氣緩沖罐操作壓力達(dá)到平衡，實(shí)現(xiàn)了4臺(tái)天然氣壓縮機(jī)并聯(lián)運(yùn)行，大大提高了天然氣系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。

（3）經(jīng)過(guò)測(cè)試，改造后的油井產(chǎn)量穩(wěn)定，套壓的變化沒(méi)有對(duì)油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)造成影響。

（4）大大降低了火炬放空量，減少了溫室氣體的排放，有效地保護(hù)了環(huán)境，創(chuàng)造了較好的社會(huì)效益。

（5）套管產(chǎn)氣的直接外輸降低了原油及天然氣工藝系統(tǒng)的處理負(fù)荷，改變了天然氣需要壓縮機(jī)增壓才能外輸?shù)膫鹘y(tǒng)模式，該技術(shù)的實(shí)施在渤海油田尚屬首次，對(duì)海上油田天然氣充分開(kāi)發(fā)利用提供了一定的參考價(jià)值。

Study and application of the scheme of casinghead gas collection and direct export in BZ34－1 oilfield

Ma Liang
（Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin，300452）

According to the great flaring loss and the large casinghead gas production in BZ 34－1 oilfield，casinghead gas process has been transformed to export the casinghead gas directly by the formation energy in oil well，so that the flaring loss has been reduced and the emission reduction and efficiency maximization has been achieved.The implementation of this technology is the first case in Bohai oilfield，which can provide a reference for similar offshore oilfields.

casinghead gas；direct export；process transformation；emission reduction and efficiency maximization

馬亮，助理工程師，現(xiàn)主要從事工藝生產(chǎn)工作。地址：天津市塘沽區(qū)永太路1號(hào)海洋石油員工公寓A棟103室（郵編：300456）。E－mail：maliang5011＠sina.com。

1）海洋石油工程股份有限公司.渤中34－1油田開(kāi)發(fā)工程資料.2007.

2011－11－18改回日期：2011－12－25

（編輯：夏立軍）