齊志彬

（中海石油深海開發(fā)有限公司，廣東 珠海 519050）

0 引言

南海某深水天然氣開采平臺是國內(nèi)首個深水天然氣開采項目，該項目采取水下采油樹進(jìn)行開發(fā)，井流物通過2 條直徑55.88 cm、長度79 km 深水海管輸送至平臺，水下井口到平臺的高程差達(dá)到1 500 m，長距離深水海管形成5 MPa 以上的壓降。井流物登陸平臺后，經(jīng)過一系列分離、脫水、增壓等處理，最終輸送至260 km 外的陸地終端。運(yùn)營團(tuán)隊在該項目穩(wěn)定運(yùn)行過程中積累了一系列深水天然氣開發(fā)的先進(jìn)技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)。

隨著氣田開發(fā)年限延長，該氣田產(chǎn)能衰減，為了維持氣田產(chǎn)量，需要?dú)馓锊捎媒祲洪_采技術(shù)提高采收率[1]。該平臺在降壓開采中積累的經(jīng)驗(yàn)為后續(xù)國內(nèi)深水天然氣開發(fā)發(fā)揮了較好的示范作用。

1 降壓生產(chǎn)背景

該氣田為純氣體充填砂巖油藏，外界壓力補(bǔ)充對氣藏能量補(bǔ)充作用較小。氣田距離平臺79 km，采氣樹位于1 500 m 水深的海底，通過直徑55.88 cm 深水海管回接至平臺進(jìn)行油氣水處理，平臺設(shè)計處理能力為66 億m3/a。

隨著氣田逐漸開采，產(chǎn)能自然遞減，為了維持氣田產(chǎn)量，需要根據(jù)設(shè)計上線濕氣壓縮機(jī)以降低平臺操作壓力，提高生產(chǎn)壓差來釋放氣田產(chǎn)能，保持穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)[2]。

平臺的開發(fā)方案中計劃一期降壓時將系統(tǒng)操作壓力降至2.5 MPa 生產(chǎn)，同時考慮進(jìn)一步降壓至1 MPa 的生產(chǎn)工況，不同開發(fā)階段的生產(chǎn)工況如表1所示。

表1 各階段開發(fā)方案

一期降壓平臺改造計劃是將預(yù)處理系統(tǒng)（包括收球筒、段塞流捕集器）操作壓力由7.50 MPa 降低到2.50 MPa。原干/濕氣換熱器下線，新增濕氣壓縮機(jī)上線增壓，將2.50 MPa 的濕天然氣增壓至7.30 MPa，進(jìn)入天然氣脫水系統(tǒng)，最終提高水下井口與平臺的生產(chǎn)壓差，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)。

2 生產(chǎn)工藝流程

2.1 開發(fā)初期工藝流程

原工藝流程為來自深水氣田的濕氣上平臺的壓力為7.50 MPa，經(jīng)過段塞流捕集器氣液分離后，氣相進(jìn)入干/濕氣換熱器加熱后直接進(jìn)入三甘醇脫水系統(tǒng)（入口過濾分離器、接觸塔），脫水后的干氣經(jīng)干氣壓縮機(jī)增壓至12.00 MPa，干氣進(jìn)入干/濕氣換熱器冷卻后直接外輸。

2.2 I 期降壓后工藝流程

深水海管中的井流物上平臺壓力降至2.50 MPa，濕氣直接進(jìn)入濕氣壓縮機(jī)進(jìn)行加壓，天然氣增壓至7.30 MPa 后進(jìn)入天然氣脫水系統(tǒng)，脫水后的天然氣經(jīng)干氣壓縮機(jī)增壓至12.00 MPa 直接外輸，流程簡圖如圖1 所示。

圖1 平臺天然氣系統(tǒng)流程示意圖

3 生產(chǎn)工藝降壓難點(diǎn)

3.1 停產(chǎn)切換流程影響產(chǎn)量

根據(jù)設(shè)計，濕氣壓縮機(jī)入口壓力為2.35 MPa，其下游的接觸塔和干氣壓縮機(jī)入口壓力均為7.30 MPa。由于設(shè)備的操作壓力范圍限制，原流程切換至降壓流程中無法實(shí)現(xiàn)不停產(chǎn)切換，需要平臺關(guān)停后將系統(tǒng)壓力降低到2.50 MPa 后，再投用濕氣壓縮機(jī)。停產(chǎn)及對系統(tǒng)降壓放空期間將帶來大量天然氣損失，既不經(jīng)濟(jì)也不合理。

3.2 設(shè)備操作工況受限

濕氣壓縮機(jī)上線后，需要及時將深水海管內(nèi)多余天然氣外輸出去，從而實(shí)現(xiàn)降低井口背壓、提高生產(chǎn)壓差的目的。但是深水海管內(nèi)井流物在海管內(nèi)流通時已經(jīng)被周圍海水冷卻，井流物登陸平臺處的溫度僅有16 ℃左右。

新增的濕氣壓縮機(jī)運(yùn)行入口溫度必須在15 ℃以上，井流物上平臺的壓力由7.50 MPa 直接節(jié)流降壓至2.50 MPa，雖然滿足了濕氣壓縮機(jī)入口壓力操作條件，但節(jié)流降溫后天然氣溫度接近0 ℃，且有水合物形成風(fēng)險，造成濕氣壓縮機(jī)損壞風(fēng)險。

3.3 降壓期間段塞影響穩(wěn)定生產(chǎn)

井流物上平臺壓力7.50 MPa 降至2.50 MPa，會導(dǎo)致天然氣流速劇增。降壓過程會導(dǎo)致海管中大量積液在短時間內(nèi)產(chǎn)出，在達(dá)到新的穩(wěn)定工況前產(chǎn)生強(qiáng)烈段塞流。對于平臺上容積僅有190 m3的段塞流捕集器來說是很大的沖擊，嚴(yán)重威脅平穩(wěn)生產(chǎn)，關(guān)停風(fēng)險較大。

4 創(chuàng)新實(shí)現(xiàn)平穩(wěn)降壓

4.1 濕氣壓縮機(jī)在線調(diào)試，無擾上線生產(chǎn)

創(chuàng)新性新增濕氣壓縮機(jī)調(diào)試流程，即在干/濕氣換熱器下游引導(dǎo)天然氣通過調(diào)節(jié)閥PV-2551，經(jīng)過該閥降壓后進(jìn)入濕氣壓縮機(jī)，以此完成生產(chǎn)期間濕氣壓縮機(jī)的運(yùn)轉(zhuǎn)調(diào)試，避免了無法實(shí)現(xiàn)濕氣壓縮機(jī)在線調(diào)試的情況。

在經(jīng)過詳細(xì)論證后，此調(diào)試流程也可為后期濕氣壓縮機(jī)上線運(yùn)行提供通路。在降壓開始前提前運(yùn)行濕氣壓縮機(jī)，使其處于自循環(huán)熱備狀態(tài)，生產(chǎn)處理工藝流程仍為降壓前的生產(chǎn)模式。

通過濕氣壓縮機(jī)取氣流程中的PV-2551，將干/濕氣換熱器出口7.35 MPa、30 ℃的天然氣控壓至2.35 MPa，節(jié)流后溫度18 ℃，滿足濕氣壓縮機(jī)運(yùn)行條件。

在濕氣壓縮機(jī)上線中，確保濕氣壓縮機(jī)循環(huán)的天然氣量與平臺的外輸氣量一致，此時關(guān)閉濕氣壓縮機(jī)整體旁通的30 "旁通閥門，即可實(shí)現(xiàn)濕氣壓縮機(jī)無擾上線生產(chǎn)，具體工藝流程如圖2 所示。

圖2 I 期降壓后工藝流程示意圖

4.2 不同生產(chǎn)階段共存的混合生產(chǎn)模式解決深水井流物溫降

根據(jù)設(shè)計降壓，生產(chǎn)時濕氣壓縮機(jī)上線，干/濕氣換熱器下線。井流物上平臺的壓力由7.50 MPa 直接節(jié)流降壓至2.50 MPa，但節(jié)流降溫后天然氣溫度接近0 ℃，且有水合物形成風(fēng)險，存在水合物進(jìn)入濕氣壓縮機(jī)損壞設(shè)備的問題。

創(chuàng)新性優(yōu)化調(diào)整工藝流程，在濕氣壓縮機(jī)對深水海管降壓期間，使原生產(chǎn)階段的干/濕氣換熱器與濕氣壓縮機(jī)同時在線生產(chǎn)，解決濕氣壓縮機(jī)對深水海管降壓過程中壓縮機(jī)入口溫度低的問題，優(yōu)化后的降壓過程中混合生產(chǎn)模式的特點(diǎn)如表2 所示。

表2 方案優(yōu)化前后對比

經(jīng)過換熱器加熱后的7.50 MPa 濕天然氣溫度為30 ℃，之后經(jīng)過濕氣壓縮機(jī)上游的調(diào)節(jié)閥降壓至2.35 MPa，即用V3（PV-2551）作為濕氣壓縮機(jī)控壓點(diǎn)，此時天然氣溫度為15 ℃以上，完全符合壓縮機(jī)的運(yùn)轉(zhuǎn)要求?；旌仙a(chǎn)模式可在正常生產(chǎn)情況下進(jìn)行，待深水海管壓力降至2.50 MPa 后再開濕氣壓縮機(jī)入口管匯的閥門V4，即下線干/濕氣換熱器。

4.3 基于OLGA 預(yù)測確保流動性安全

深水海管在降壓過程中，氣流速度逐漸變大，攜液能力加強(qiáng)，原來在深水海管內(nèi)的介質(zhì)動態(tài)平衡被打破，積存在海管中的產(chǎn)液以強(qiáng)烈段塞的方式在段塞流捕集器中分離。因此為解決深水海管降壓過程中的強(qiáng)烈液體斷塞，采取以下創(chuàng)新方式解決流動性安全問題。

經(jīng)計算，平臺2 條深水海管在59×104m3/h 氣量生產(chǎn)時，滯液量為1 300 m3，海管登岸壓力降至2.50 MPa 后，海管正常滯液量在800 m3。故降壓期間海管內(nèi)多余的積液會在短時間內(nèi)被掃出500 m3，形成強(qiáng)烈段塞流，而平臺的段塞流捕集器僅有190 m3容積，對平臺工藝系統(tǒng)沖擊大。

為了保證海管產(chǎn)液處于可控范圍，基于前期生產(chǎn)期間的參數(shù)，使用OLGA 軟件對深水海管產(chǎn)液分布進(jìn)行了模擬計算，如圖3 所示，制定了三種降壓期間的配產(chǎn)方案。在此基礎(chǔ)上比對優(yōu)選方案，并在此期間動態(tài)調(diào)整產(chǎn)量以控制強(qiáng)烈段塞的產(chǎn)出。

圖3 各個方案模擬計算的瞬時產(chǎn)液歷史曲線圖

方案一為井口減產(chǎn)至566×104m3/d，平臺以991×104m3/d 外輸降低海管壓力，井口繼續(xù)保持566×104m3/d 生產(chǎn)1 ～2 d。方案二為海管壓力降至2.50 MPa 后，提高井口產(chǎn)量至991×104m3/d 生產(chǎn)至產(chǎn)液穩(wěn)定。方案三為海管壓力降至2.50 MPa 后，提高井口產(chǎn)量至1 131×104m3/d 生產(chǎn)至產(chǎn)液穩(wěn)定。

對比三種配產(chǎn)方案下的段塞液量最大峰值模擬結(jié)果，方案二和方案三基本是方案一的2 倍。

作為深水氣田首次實(shí)施不同生產(chǎn)階段的轉(zhuǎn)換，綜合分析較低的井口配產(chǎn)有利于段塞的控制，因此選定方案一執(zhí)行。

5 結(jié)論

經(jīng)過一系列的方案優(yōu)化及創(chuàng)新設(shè)計，最終平臺順利完成國內(nèi)深水氣田首次在線降壓開采，且一次性完成深水海管操作壓力巨幅調(diào)整。

本次降壓生產(chǎn)取得了較好的結(jié)果，新增濕氣壓縮機(jī)順利上線運(yùn)行，工藝系統(tǒng)壓力已降至目標(biāo)值，且降壓中段塞可控，確保了設(shè)備的正常運(yùn)行，避免了因停產(chǎn)造成的產(chǎn)量損失[3]。

目前國內(nèi)深水油氣田開發(fā)逐漸成為重點(diǎn)開發(fā)領(lǐng)域，本項目是國內(nèi)首個深海氣田開采項目。此次降壓生產(chǎn)代表國內(nèi)的深水氣田開發(fā)進(jìn)入了下一個開發(fā)階段，為后續(xù)的深水氣田降壓提供參考及運(yùn)營經(jīng)驗(yàn)，進(jìn)而支撐海域氣田產(chǎn)能釋放。