渤海A油田開采初期天然氣放空量綜合減排應用

李華朋，張 浩

(中海石油(中國)有限分公司天津分公司，天津 300459)

A油田設有電站,通過海底電纜和其他油田電力組網,輻射周邊井口平臺[1]。透平發電機燃燒所需天然氣部分來自本油田產氣,不足部分來自燃氣管網補給,原設計通過海底管線由B油田向A油田輸送干氣(CASE 1模式),供給A油田透平燃燒。初期，因A油田設備設施及油井投入少,電力負荷低,新油田油井自產氣量大,自給自足仍有富余,無需外部供給天然氣,因此產生較大的放空,造成資源的浪費。

1 解決方案

面對存在問題,油田通過不斷摸索和實踐,實施了放空氣治理三步走,三步在時間上存在交叉,更是環環相扣。

1.1 第一步 優化反輸富余氣

基于放空問題提出反輸的需求,實現海管介質雙向流動,即A油田將富余的天然氣通過燃料氣海管反輸至B油田(CASE 2模式),再由其壓縮機增壓處理外輸后進入燃氣氣管網,A油田天然氣組分，詳見表1。

表1 A油田天然氣組分表

1)可行性校核

因為海管工況發生改變,介質輸送方向由A至B、輸送介質由干氣變為濕氣,造成海管的操作溫度和壓力也發生改變[2]。基于CASE 2工況分別從平臺工藝流程、儀表、機械、海管工藝及海管內腐蝕校核5個層面(見表2),全面分析存在在問題及解決措施。

表2 反輸可行性校核步驟

通過專業機構檢測和校核得出數據,工藝流程方面,注意海管溫度改變對流程的影響,設置相應的溫度開關,當溫度不滿足工況時,及時觸發關停,A油田應做相適應流程改造。海管方面,當出口溫度低于18℃時,該濕氣管道將會生成水合物,應加入水合物抑制劑-甲醇來避免水合物生成。海管腐蝕方面,根據海管入口、出口的腐蝕校核評估結果,不添加緩蝕劑,海管出口腐蝕速度高達 0.53 mm/a,原設計的 3 mm 內腐蝕余量不能滿足輸送濕氣年的腐蝕和海管30年壽命要求,因此必須添氣相加緩蝕劑[3]。

2)A油田適應性改造措施

①在A油田建造階段,已經提前預留了燃料氣藥劑注入口2個,可利用平臺已有的化學藥劑備用罐和泵進行改造,1臺需要加注新增緩蝕劑,1臺接入注入甲醇,防止凍堵。

②同時調換壓力調節閥PV閥和其旁通截止閥的流向,現有止回閥拆卸閥芯,改造為RSP(可拆卸短接),具備雙向流動能力。

③更改壓力調節閥自動化控制模式,改為雙向作用切換模式。

④為防止海管超溫,增加海管入口增加溫度高高關斷。

海管區輸氣改造流程圖見圖1。

圖1 海管反輸氣改造流程圖

要改造內容：

1)拆卸原有單向閥閥芯，改為RSP功能；

2)壓力調節閥控制模式改為雙向切換模式；

3)海管入口新增甲醇和氣相緩蝕劑注入流程。

1.2 第二步 消除火炬黑煙

反輸的背景下,火炬冒黑煙[4]問題并未得到解決。隨著油田開發井的不斷完鉆投產以及后續油田的開發投產,黑煙問題加重。解決黑煙問題從三個方面出發,立足流程精準分析,優化濕氣輸送起點,增加輕烴回收流程。

1)要因確定

通過取樣化驗、資料調查、對比分析三項基本動作,重點開展設備設施處理能力排查、氣相捕霧器功能檢查、天然氣組分分析、燃氣系統排液、原油消泡劑優選等五方面工作,并積極探索確定要因。

對于原油系統氣相、燃氣系統液相逐級取樣分析,同時現場逐個設備排查,發現燃氣系統排液時,燃氣洗滌器中戊烷以上液烴總量約為3m3/d,燃料氣接收罐丙烷以上液烴總量約為30 m3/d,其他設備總量約為2 m3/d。同時查閱ODP取樣數據顯示,與天然氣組分分析對比(見表1), C3～C5占組分16%～20%,超過火炬產生黑煙的臨界值6%。當重組分在常壓下降壓揮發,經由火炬系統燃燒放空,產生大量黑煙[5]。

2)治理措施

時機：B油田外輸壓縮機及三甘醇項目的投運,區域天然氣直接上岸輸往下游終端處理廠,為回收輕烴設想成型提供最充分的保障。

鑒于以上治理思路,對原有工藝流程進行優化。

①增設輕烴回收流程。依托燃氣接收罐的液相緩存能力,實現燃氣接收罐液相游離水的重力沉降,通過新增液位計監測水相液位,手動排放至閉排。燃氣接收罐中存留的輕烴,則通過新增的回收管線,自動排放至天然氣海管外輸。

②改變燃氣起輸點。在燃料氣接收罐出口新增天然氣管線,接入口現有用于補氣的天然氣管線,新增球閥并關閉。天然氣經過燃氣接收罐脫液后外輸,避免水分進入氣海管,提高了氣海管輸送效率,保障海管安全性。

優化后效果流程圖如圖2。

圖2 優化后效果流程圖

1.3 第三步 低壓氣深挖盡收

A油田通過天然氣海管反輸改造,有效的利用油井伴生氣。隨著油田產量的不斷上升,火炬放空量也存在上升趨勢。油田內進一步放寬思路,打破常規,聚焦水系統分析,分析放空氣主要來源是水源井溶解氣和水系統覆蓋氣。

結合水系統生產流程,會發現水源井溶解氣流程和斜板覆蓋氣在流程上有著緊密的關聯性,水源井溶解氣與覆蓋氣都存在不同程度排放,造成資源浪費。

1)鑒于以上的聯系,結合油田水系統流程,利用旁通水源井脫氣罐[6],利用其伴生氣作為污水系統覆蓋氣使用,同時關閉燃氣系統至斜板除油器供氣流程,減少油井伴生氣的放空。

2)增加斜板除油器頂部預留口至低壓壓縮機[7]入口流程。斜板壓力通過加裝的壓力調節閥控制,實現了斜板覆蓋氣的回收利用。

低壓氣回收流程見圖3。

圖3 低壓氣回收流程

2 應用總結

放空氣量綜合減排的三步走,實現A油田日放空量由峰值9萬m3降低到0.3萬m3。其中，第一步反輸完成減排7.4萬m3,第二步消除黑煙減排0.6萬m3,第三步回收低壓氣減排0.7萬m3。

推廣價值：放空量綜合減排應用已經穩定運行5年,相關經驗已經推廣至周邊油田天然氣回收工作。

經濟價值：油田平均每天減少天然氣放空量約4.3萬m3，外輸氣量每年可增加1570萬m3，預計創造年經濟效益1962余萬元。

環保價值：每年減少二氧化碳排放約3萬t,折算節約標準煤約2萬t/a。 (根據A油田天然氣組分化驗結果,計算出 1 m3天然氣燃燒產生 1.05 m3二氧化碳,1.05×44/22.4=2.06 kg；1 m3天然氣折合標準煤 1.33 kg)。

3 結語

A油田放空量綜合減排應用,是一次系統的節能減排成功案例,對于其他油田研究制定低碳發展行動提供很好借鑒意義。通過放空氣精細管理和不斷節點創新,可持續推動公司綠色發展,助力我國早日全面實現“碳達峰、碳中和”目標。