摘" " 要：N儲氣庫是國內(nèi)第一座海上儲氣庫和第一座油藏改建儲氣庫，先導試驗階段以經(jīng)濟效益為中心，優(yōu)化方案和布局，充分利用油田已建設(shè)施，發(fā)揮已建系統(tǒng)潛力，通過加強設(shè)計管理、采購管理、施工管理、檢測管理和HSE管理，成功達到了試驗?zāi)康摹Ｔ诮ㄔO(shè)和運行實踐中面對老舊系統(tǒng)評價治理、海上交通不便、壓縮機采購周期長、生產(chǎn)運行不適應(yīng)性等諸多難題，探索了利舊和租賃壓縮機、合理協(xié)調(diào)海運、生產(chǎn)參數(shù)調(diào)整等管理辦法，創(chuàng)新采用了浸泡清洗+鋼絲球不卡堵清管、小管容短距離串聯(lián)增注、氣舉排液快速建庫等技術(shù)，在解決問題過程中積累了較豐富的經(jīng)驗做法，可為同類型儲氣庫建設(shè)提供借鑒。

關(guān)鍵詞：海上儲氣庫；油藏建庫；建設(shè)管理；儲氣庫建設(shè)

Practice and understanding of ground engineering construction for pilot testing of offshore gas storage

FAN Jiaxi， WU Yingli， HAO Dayong， WANG Yong， HU Caiyun

PetroChina Jidong Oilfield Company， Tangshan 063200， China

Abstract：The N gas storage is the first offshore gas storage and the first gas storage converted from an oil reservoir in China. In the pilot testing phase， the optimization plan and layout centered around the economic benefits， with the existing facilities in the oilfield fully utilized and the potential of the existing system fully unleashed. The testing objectives were successfully achieved by strengthening design management， procurement management， construction management， testing management， and HSE management. In the construction and operation practice， concerning plenty of difficulties such as the evaluation and governance of old systems， inconvenient maritime transportation， long procurement cycle of compressors， and unsuitable production and operation， management methods were explored accordingly， such as recycling and leasing compressors， reasonable coordination of sea transportation， and adjustment of production parameters. Moreover， technologies were innovated， such as clog-free pipeline cleaning technology combining immersion with the use of steel ball， injection-augmenting technology achieved by short-distance series pipelines with a small capacity， and rapid construction of warehouses technology achieved by gas lift and liquid discharge. In the problem-solving process， considerable experience and practices have been accumulated， providing a reference for the construction of similar gas storages.

Keywords：offshore gas storage; reservoir storage construction; construction management; construction of gas storage

N儲氣庫地處灘淺海，是國內(nèi)第一座海上儲氣庫，利用油田氣藏、氣頂油藏建庫，也是國內(nèi)第一座油藏改建儲氣庫。先導試驗階段利用 1 口新井和7 口老井進行試注和試采，試注規(guī)模為130×104 m3/d，采氣規(guī)模43 × 104 m3/d。氣源主要來自港口LNG，目標市場主要為京津冀三省市[1]。

1" " 建設(shè)現(xiàn)狀

根據(jù)先導試注開發(fā)方案，結(jié)合油田現(xiàn)狀、試注時間安排等，先導試驗階段地面系統(tǒng)盡量依托油田已建設(shè)施實現(xiàn)注采運行。

氣源流程如圖1所示，注氣工藝試注氣源來自油田自產(chǎn)氣和港口LNG來氣，經(jīng)1#閥室至P1聯(lián)合站，再輸送到A號人工島，最后輸至B號人工島實現(xiàn)供氣。

注氣流程如圖2所示，氣源經(jīng)過B號人工島過濾分離器除去粉塵、凝液及雜質(zhì)后，分為三路：一路調(diào)壓至1.4～1.6 MPa進入4臺租賃的壓縮機橇，增壓后經(jīng)注采管道輸往各井場閥組分配、計量后，經(jīng)井口注入地下；另外一路不經(jīng)調(diào)壓，通過串聯(lián)壓縮機增壓后再分兩路，一路經(jīng)注采管道輸往井場閥組分配、計量后，經(jīng)井口注入地下，另一路供給6座配氣橇對30口氣舉排液井進行注氣。

采氣流程如圖3所示，采氣井采出的井流物經(jīng)加熱爐、電加熱器加熱、角閥節(jié)流后，至計量橇輪換計量，與B號人工島其他排液井井流物混合后進入集油匯管，通過海底混輸管道自壓混輸至A號人工島進行處理。排液井井流物經(jīng)過油嘴節(jié)流輸送至計量間，計量后進入已建集油匯管，利舊油田已建油水處理系統(tǒng)，通過海底混輸管道自壓混輸至A號人工島轉(zhuǎn)油站，氣液依次經(jīng)過段塞流捕集器、加熱爐和三相分離器，分離出的天然氣輸送到P1聯(lián)合站，經(jīng)增壓、輕烴回收后，天然氣進入南唐輸氣管道。三相分離器分離出的含水原油經(jīng)脫水、增壓后輸送至L1聯(lián)合站，三相分離器分離出的污水經(jīng)采出水處理裝置處理、增壓后供注水井注水采油。

2" " 工程建設(shè)難點

1）該儲氣庫是我國建設(shè)的第一座海上儲氣庫，注采井場設(shè)在海上人工島，需嚴格執(zhí)行海洋工程建設(shè)相關(guān)標準和管理規(guī)定，同時工程建設(shè)受海運、天氣、海況影響較大，施工組織異常困難。

2）該儲氣庫是油藏改建儲氣庫，采氣處理地面工藝復雜，受油藏建庫地質(zhì)數(shù)據(jù)預測難度大的影響，地面工藝設(shè)備選型困難，同時也對地面工藝設(shè)備、裝置可靠性的要求更高。

3）該工程是中石油重點工程，工期緊、任務(wù)重，需各參建方有較強的工期意識和節(jié)點意識，確保項目建設(shè)高速推進。

4）儲氣庫地面工藝系統(tǒng)設(shè)計和運行壓力高，對工程實體質(zhì)量要求高。工程包括大型天然氣壓縮處理設(shè)備安裝、高壓天然氣輸送管道建設(shè)、壓力容器安裝，還涉及到重載設(shè)備地基處理、大體積混凝土澆筑和儀表自控系統(tǒng)安裝等建設(shè)內(nèi)容，需嚴格制訂質(zhì)量計劃，落實質(zhì)量控制措施，加強關(guān)鍵施工節(jié)點的管控，確保工程實體質(zhì)量[2]。

5）該工程涉及物資種類較多，尤其是高壓、防爆物資在油田使用較少，采購難度大，需科學合理制訂采購計劃，加快長周期設(shè)備采購，確保物資供應(yīng)及時。

3" " 實踐經(jīng)驗及做法

與以往常規(guī)油田建設(shè)不同，儲氣庫建設(shè)具有規(guī)模大、壓力高、節(jié)奏快的特點，N儲氣庫先導試驗建設(shè)過程中遇到了諸多問題，在實施過程中通過方案比選、技術(shù)論證、謹慎嘗試等方式進行了逐一化解，保證了儲氣庫先導試驗順利投產(chǎn)，并為其平穩(wěn)運行奠定了堅實基礎(chǔ)[3]。

3.1" " 利舊管道檢測評價

按照N儲氣庫先導試驗方案計劃，利用A號人工島至P1聯(lián)合站之間既有管道進行輸氣，該管道是2008年建成的備用輸氣管道，處于充氮保護狀態(tài)，總長度3.7 km，規(guī)格為D711 mm × 11.1 mm，材質(zhì)為L290MB雙面埋弧焊螺旋焊縫管，防腐層為3PE，設(shè)計壓力為2.5 MPa。為了確保滿足輸氣需求，對該管道進行了敷設(shè)環(huán)境調(diào)查、防腐層狀況不開挖檢測、非接觸式管道磁應(yīng)力檢測和管道開挖直接檢測工作，經(jīng)磁應(yīng)力檢測數(shù)據(jù)處理和濾波分析，得到磁異常分布如圖4所示，根據(jù)管道磁異常綜合指數(shù)F分級標準和等級（見表1），Ⅲ級磁異常點12處，當前無需修復，需要定期監(jiān)測缺陷發(fā)展和應(yīng)力集中情況；采用交流電位梯度檢測方法查找防腐層破損點，共發(fā)現(xiàn)2處破損點，并立即進行了修復。由于該管道未建設(shè)收發(fā)球筒，因此無法開展內(nèi)檢測評價，采用壓力試驗方式進行水壓試驗，即1.25倍設(shè)計壓力4 h的強度試驗、設(shè)計壓力穩(wěn)壓24 h的嚴密性試驗，完成管道完整性評價，達到運行要求。

3.2" " 利舊海底管道清管治理

先導試驗為實現(xiàn)B號人工島供氣，利用A號人工島至B號人工島之間原供水管道進行輸氣，該管道于2008年建成，總長度3.65 km，規(guī)格為D355 mm × 14.3 mm，設(shè)計壓力3.5 MPa。該管道作為輸水管道運行十余年，管道內(nèi)壁有較為堅硬的水垢，平均厚度3 mm，無法達到輸送干凈天然氣的條件，給壓縮機帶來嚴重的安全運行風險。考慮到該管道兩端登陸立管高達17 m，容易堆積水垢雜質(zhì)，若采用常規(guī)機械清管，管道堵塞風險非常大，解堵措施費用昂貴且面臨環(huán)境污染風險。經(jīng)謹慎論證，對管道進行了藥劑浸泡清洗的保守處理，使用藥劑對管道內(nèi)水垢進行剝離，利用空壓機對管道內(nèi)液體、雜質(zhì)進行吹掃，但管道內(nèi)仍沉積有大量的水和水垢雜質(zhì)。為了應(yīng)對卡堵風險，采用了鋼絲球清管器進行清管。清管器為團狀軟鋼絲制作，后端配置海綿球進行密封，既能將管壁上的殘留雜質(zhì)刮掉，又有足夠韌性不會發(fā)生卡堵。最終經(jīng)過104次清管后，尾端吹出的清管器表面無油泥等固體廢物，治理后效果如圖5所示。壓縮機投運之后，前端過濾分離器幾乎無排污量，過濾分離器前后端壓力一致，儲氣庫注氣運行正常。

3.3" " 租賃壓縮機快速注氣

先導試驗建庫初期，在配套工藝管道、閥門采購的同時，重點圍繞優(yōu)化設(shè)備采購周期進行項目提速，尤其是針對核心設(shè)備壓縮機加工制造周期長的特點，考慮到先導試驗的短期性質(zhì)，采用了租賃壓縮機的方式進行增壓注氣。通過詳細摸排國內(nèi)壓縮機市場資源，在設(shè)備招標的同時，調(diào)研潛在合作廠家，高效完成了設(shè)備租賃招標工作，歷時21 d完成了設(shè)備的租賃招標、改造和拉運就位工作。氣藏工程、注采工程、地面工程高效協(xié)同，僅用60 d就實現(xiàn)了N儲氣庫先導試驗井快速注氣，4臺壓縮機實現(xiàn)注氣量20 × 104 m3/d。

3.4" " 普帕克壓縮機調(diào)運組橇

為進一步提高注氣量，調(diào)撥系統(tǒng)內(nèi)油田閑置普帕克壓縮機組，第一時間前往進行壓縮機拆解后的清點和手續(xù)辦理，優(yōu)化拆解和陸運、海運方案，成功解決陸運“三超”（超高、超寬、超重）和海運超限問題，僅用時7 d完成設(shè)備拉運、吊裝就位。優(yōu)化壓縮機組橇方案，多工序同步實施，聘請專業(yè)設(shè)備監(jiān)理人員現(xiàn)場監(jiān)督，確保了質(zhì)量和進度，歷時45 d完成壓縮機拆解、檢修和組橇，僅用6 d完成了設(shè)備72 h聯(lián)運，注氣量達到50 × 104 m3/d。

3.5" " 壓縮機串聯(lián)增壓增注

受制于利舊D355 mm管道供氣能力影響，管道最大供氣壓力為2.1 MPa，普帕克壓縮機注氣能力為50×104 m3/d，與其設(shè)計注氣能力有很大差距。為加快建庫進度，提高注氣能力，精細論證利舊系統(tǒng)中電源、氣源、設(shè)備最大能力，補充設(shè)計了2臺前置壓縮機進行增壓，與普帕克壓縮機串聯(lián)運行，達到普帕克壓縮機的設(shè)計進氣壓力，創(chuàng)新采用小管容短距離“串聯(lián)增注”工藝[4]，根據(jù)不同來氣壓力，優(yōu)化增壓壓縮機和注氣壓縮機配合啟動和超壓保護流程，實現(xiàn)聯(lián)運投注一次成功，注氣能力由50 × 104 m3/d提升至130 × 104 m3/d，不僅大幅提高普帕克壓縮機的效率，而且拓寬了運行壓力適應(yīng)范圍，系統(tǒng)運行壓力下限拉低到1.7 MPa，提高了壓縮機組對管網(wǎng)的適應(yīng)能力，可實現(xiàn)5 × 104～130 × 104 m3/d注氣量的靈活調(diào)整。往復壓縮機串聯(lián)增壓增注工藝在國內(nèi)天然氣儲運中應(yīng)用極少，沒有成熟應(yīng)用案例，N儲氣庫先導試驗通過精心論證、大膽嘗試，最終取得了顯著效果，為該技術(shù)成功應(yīng)用積累了寶貴經(jīng)驗。

3.6" " 工藝優(yōu)化提高輕烴回收效益

先導試驗注氣氣源中C3+含量約3.71%，具有一定的輕烴回收價值。P1聯(lián)合站天然氣處理裝置設(shè)計處理量為135 × 104 m3/d，采用“原料氣增壓+脫硫+分子篩脫水+丙烷預冷+膨脹機制冷+DHX雙塔精餾工藝”，受制于油田自產(chǎn)氣量35 × 104 m3/d，僅能單臺壓縮機運行，天然氣處理裝置負荷率僅為35%。通過優(yōu)化氣源下載氣工藝，依托自身流程途經(jīng)P1聯(lián)合站的“地緣優(yōu)勢”，新建聯(lián)通管道，在注氣期將部分返輸?shù)腖NG氣化氣接入P1聯(lián)合站輕烴回收裝置，回收C3+以上輕烴及液化氣后再進行注氣。工藝流程改造后，平均每天增加液化氣、輕質(zhì)油回收量約20 t，實現(xiàn)了效益最大化。

3.7" " 氣舉排液快速騰庫容

油藏型儲氣庫與普通氣藏型儲氣庫不同，需要進行多輪注采逐漸將儲氣庫內(nèi)剩余原油、地層水、驅(qū)油水排出，然而受冬季京津冀統(tǒng)一調(diào)峰影響，第一輪冬季試采開展時間較短，注氣井未完成充分的采氣，從而導致第二輪注氣過程中吸氣能力不足。一方面，組織新增4口注氣井進行輔助注氣，將新增注氣井就近接入先導試驗注氣井流程，僅用1個月時間實現(xiàn)方案、設(shè)計、施工和投運。另一方面，高效組織氣舉排液工程，一次性完成30口井、6座配氣橇的布局，在此基礎(chǔ)上制訂了普帕克壓縮機二級排氣、三級排氣、科瑞壓縮機直接氣舉三種氣源方案；根據(jù)生產(chǎn)情況靈活調(diào)換，降低系統(tǒng)能耗，提高了系統(tǒng)運行穩(wěn)定性；通過實現(xiàn)儲氣庫快速排液，從源頭上降低了現(xiàn)有采油工藝風險系數(shù)，提升了排液擴容效率；創(chuàng)新注采工藝設(shè)計思路，降低了采油工藝舉升成本。

3.8" " 緩解采氣期節(jié)流凍堵

由于先導試驗之前無生產(chǎn)數(shù)據(jù)支撐，導致試采階段的開發(fā)預測壓力、溫度、產(chǎn)液量與實際生產(chǎn)發(fā)生了較大的偏離，同時為了兼顧并入油田低壓系統(tǒng)，從而導致地面建設(shè)設(shè)備設(shè)施出現(xiàn)了一定的不適應(yīng)性，尤其表現(xiàn)在節(jié)流壓差大、降壓后溫度低、頻繁發(fā)生凍堵現(xiàn)象，同時先導試驗階段未設(shè)計注醇防凍工藝，未能提供有效的防凍解堵措施。為了應(yīng)對該問題，在原有利用電加熱器加熱的基礎(chǔ)上，增加了前置加熱爐進行節(jié)流前進一步升溫，同時，在組織生產(chǎn)運行時進行了工序時長控制調(diào)整，在開井初期利用小氣量生產(chǎn)，提高換熱設(shè)備換熱效果，將開井周期拉長，逐漸將地溫熱量帶至井口，穩(wěn)定生產(chǎn)后，逐步提高氣量達到配產(chǎn)需求[5]。

3.9" nbsp; 強化工程建設(shè)管理

N儲氣庫先導試驗自開工建設(shè)至達到注氣規(guī)模僅用時6個月，項目建設(shè)單位、參建單位、屬地運行單位通力配合，高效推動儲氣庫建設(shè)并一次投運成功，達到了先導試驗?zāi)康?。在設(shè)計管理方面實施設(shè)計預審制度，狠抓設(shè)計質(zhì)量和深度，嚴把設(shè)計質(zhì)量關(guān)；采購管理方面組織監(jiān)造完成生產(chǎn)商過程質(zhì)量管控，物資進場后對物資復檢和質(zhì)量抽檢；施工管理方面強化過程監(jiān)督檢查，執(zhí)行“三檢一評”制度，對影響施工質(zhì)量的人、機、料、法、環(huán)進行嚴格控制；檢測管理方面優(yōu)選石油化工系統(tǒng)內(nèi)權(quán)威高的第三方檢測試驗機構(gòu)作為項目定點試驗室，及時出具檢測報告；HSE管理方面嚴把HSE開工入場關(guān)、HSE培訓關(guān)、事前風險預控關(guān)、程序文件執(zhí)行關(guān)、不符合項整改關(guān)，督促現(xiàn)場不符合項整改，實現(xiàn)安全施工環(huán)節(jié)的受控。在生產(chǎn)管理方面針對船舶限航以及大風禁止高風險作業(yè)等情況，及時調(diào)整計劃安排，加強運輸保運和現(xiàn)場施工監(jiān)管，最終實現(xiàn)圓滿完成了工程建設(shè)任務(wù)[6]。

3.10" " 積極推行項目“六化”管理

通過儲氣庫先導試驗摸索，借鑒已建儲氣庫經(jīng)驗，積極推進標準化設(shè)計、規(guī)?；少彙⒐S化預制、模塊化建設(shè)、信息化管理、數(shù)字化交付管理，提升管理水平、節(jié)約投資，縮短建設(shè)周期。優(yōu)化方案，簡化流程，按照功能、組成，對井場、集注站進行模塊劃分，采用高效設(shè)備等配套措施，優(yōu)化管道規(guī)格種類以滿足不同需求，促進地面工程模塊化建設(shè)，節(jié)省投資、節(jié)約成本、提高效率。利用項目管理平臺統(tǒng)一項目信息協(xié)同收集、處理、發(fā)布，提升了項目信息報送、管控能力，實現(xiàn)各級項目進度計劃統(tǒng)一源頭管理。建立了數(shù)字化交付平臺，承載智能儲氣庫建設(shè)的數(shù)據(jù)資源中心，服務(wù)儲氣庫生產(chǎn)運行全生命周期管理。

4" " 結(jié)論及建議

1）海上儲氣庫建設(shè)受天氣、海況影響大，合理協(xié)調(diào)安排海運是實現(xiàn)海上施工高效建設(shè)的重要保障，強化設(shè)計管理、采購管理、施工管理、檢測管理、HSE管理是工程建設(shè)成功與否的關(guān)鍵。

2）油藏建庫與傳統(tǒng)氣藏建庫不同，對油田油、氣、水老系統(tǒng)依賴較大，對利舊系統(tǒng)需要進行檢測、評價以及校核論證，以保證注采系統(tǒng)的安全平穩(wěn)運行。

3）創(chuàng)新應(yīng)用浸泡清洗+不卡堵清管工藝，普遍適用于水處理困難的結(jié)垢油、氣、水管道，為今后高后果區(qū)、高風險管道清管提供了成功經(jīng)驗，可進行推廣應(yīng)用。

4）儲氣庫試驗階段推薦采用壓縮機租賃方式快速實現(xiàn)核心設(shè)備進駐現(xiàn)場，達到注氣目的，同時試驗階段與正式階段注氣規(guī)模差距較大，租賃方式更為靈活，可為正式階段注氣方案選擇提供多種可能。

5）壓縮機選型要充分考慮多種工況的適應(yīng)性，串聯(lián)增壓對于已建壓縮機系統(tǒng)的增注是可行的，能夠快速提高注氣量。

6）氣舉排液是油藏型儲氣庫快速建庫、達容達產(chǎn)的有效措施，通過氣舉量和排液量動態(tài)調(diào)整實現(xiàn)快速騰庫容。

7）先導試驗的地質(zhì)數(shù)據(jù)具有一定的偏離，在地面工程設(shè)計尤其是采氣設(shè)施設(shè)計時，要充分考慮該因素，將設(shè)備設(shè)施的適應(yīng)范圍盡可能加大，以滿足不同工況下的生產(chǎn)需求。

參考文獻

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基金項目：

中國石油天然氣集團有限公司科學研究與技術(shù)開發(fā)項目“地下儲氣庫高效建設(shè)與安全運行關(guān)鍵技術(shù)研究”（2023YQX106）。

作者簡介：

范家僖（1985—），男，河北唐山人，高級工程師，2007年畢業(yè)于大慶石油學院石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事儲氣庫地面工程和管道完整性管理工作。Email：startdqcq@163.com

收稿日期：2024-05-11