某海上油田注氣井反吐供透平燃料氣改造措施及分析

＊郭曉春 張勇 潘勇

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東 524057）

某油田群陸地終端共有6臺透平機組，包括4臺西門子機組和2臺烏克蘭機組，西門子機組單臺額定功率4.281MW，耗氣量約1000方/小時，烏克蘭機組單臺額定功率6.0MW，耗氣量約1000方/小時。由燃氣模式轉為燃油模式運轉發電每小時消耗約一方柴油，在避臺期間需要同時4臺透平機組轉油發電96h以上，而且需要上游油田恢復正常供氣后才能從燃油模式轉換為燃氣模式發電，期間消耗柴油量大，且透平機組燃油模式對柴油質量要求極高，濾器極易臟堵，濾材消耗較大，故需要優化流程盡可能使用燃氣模式。

1.流程介紹

某海上樞紐油田底層甲板安裝有兩套天然氣壓縮機橇，該橇的主要作用是將該油田各分離器分離出的低壓天然氣增壓后，由海底管線送至陸地終端。在天然氣綜合利用項目改造時，已將PAP捕集器、一級分離器、二級分離器和B平臺來油分離器的放空氣匯合進入PV-103捕集器，滌氣處理后的天然氣可以作為壓縮機的供氣，也可以通過海管低壓外輸到陸地終端。來自PV-103捕集器的天然氣流程倒進壓縮機流程并且隔離海管低壓氣外輸流程時，進入一級壓縮機的進口滌氣罐，除掉氣體中夾帶的液體，從滌氣罐的頂部排出，進入前冷卻器進行冷卻，然后進入壓縮機。氣體經壓縮機增壓后，壓力由1350kPa增至3000kPa，由于增壓造成的溫度升高，將由壓縮機后冷卻器冷卻，后冷卻器為管殼式冷卻器，冷卻介質為海水走管程，天然氣走殼程。當天然氣被冷卻到45℃左右后，分別供給燃料氣系統、注氣壓縮機，氣舉壓縮機，燃氣壓縮機與一級分離器氣出口2800kPa高壓氣通過高壓分氣包匯合，經過調節閥PCV-2081自動控制，再經過流量計計量后，通過海管輸送高壓燃料氣至陸地終端作為透平燃料氣使用，供氣量約12萬方/天，但在臺風來臨期間或者該樞紐油田大修作業期間，所有生產井均要關閉，無法通過調節閥PCV-2081為終端供燃料氣。正常生產供氣流程如圖1所示。

圖1 正常生產供氣流程

該樞紐油田注氣井A2/A8井在中心平臺關停后無高壓氣，以及避臺風歸來復產時，需要通過反供氣流程進生產管匯，再通過一級分離器或測試分離器至燃料氣處理撬給中心平臺透平機組提供燃料氣，燃氣模式啟動透平運轉并逐步加載負荷。另外也可在注氣壓縮機、氣舉壓縮機故障關停時，為井口平臺提供氣舉氣源。當進行臨時氣舉生產，A2/A8井反供氣流程如圖2所示。

圖2 A2井反供氣流程

2.注氣井反吐氣存在的問題

（1）注氣井A8井反供氣存在流程問題。注氣井A2井有單獨反吐氣工藝流程，但是A8井無此流程，需要調整優化。需要對A8井流程注氣管匯至井筒的單向閥，增加盲板并同步完成換向作業，作業過程盡可能節約工作時長，降低對反供高壓氣的影響，但該井口區域位置狹小，單向閥吊裝、換向操作難度極大。

（2）如何保證A2、A8井在長時間反供氣過程中無液攜帶，防止管線冰堵，保證供氣流程的穩定性？根據井史資料及2022年3月A2、A8井注氣剖面測試資料，注氣受效井為A12、B7、B20井，在整個反供氣過程中，需要根據A2、A8井井口壓力下降情況及井口出液情況及時調整供氣量，保證反供氣中無液攜帶，避免反供氣海管中積液，影響海管及B油田透平用氣；另外，A2、A8為高壓注氣井，在降壓過程中，需要通過油嘴截流降壓，需要根據現場供氣情況，防止油嘴前后因壓差太大，造成“冰堵”，影響反供氣流量及海管壓力的穩定。

（3）如何滿足透平機組燃料氣組分穩定性要求高需求？陸地終端透平機組燃料氣品質要求有：華白指數（15℃時測量）在37.26～46.7MJ/m3之間；壓力需在1450～1850kPa之間；溫度需同時滿足小于100℃，大于0℃，大于對應供氣壓力下露點溫度20℃以上；固體污染物總量小于20mg/L，粒徑小于5μm；S及H2S含量需同時滿足S元素總量（包括單質和化合物）小于3000mg/L，H2S含量小于0.5%（體積百分比），尾氣中SOx含量小于法定排放標準要求（100mg/m3）。

3.優化改造措施

（1）在作業開始前，完成對海管供低壓氣流程的隔離、泄壓、惰化工作，現場作業管控、協調到位，用時5h，完成新增預留口及閥門的安裝試壓工作。

（2）完成A8井管匯單向閥的換向，保證兩口注氣井的反供氣流程暢通，反供氣量充裕；提前準備人手、機具與物料，第一時間完成管匯的隔離、泄壓、惰化工作，在規定時間內完成盲板的安裝與試壓工作。

（3）及時跟進注氣井項目作業進度，順利完成對新鋪設管線的探傷及試壓工作，探傷合格，試壓20MPa。

（4）協調管線的布局鋪設，管線盡可能避開現場采油樹與現場大修區域，同時在管匯帶壓端采用警示帶隔離，對現場作業形成有效警示，協調安裝人手、物料，高效完成管線的連接、試壓工作。

圖3 改造后反供氣流程

（5）反供氣期間，采用“兩級”節流，降低油嘴、管線的“冰堵”風險，嚴密監控A2、A8井井口壓力，井口加密持續取樣監測井口出液情況，反供氣海管壓力控制在1400～1450kPa，穩定期流量2500～3000方/小時。

（6）在原海管反供低壓氣流程中新加閥門、管線、預留口，通過注汽井A2、A8井反吐氣，由注氣管線流程角閥節流減壓后經海管反供高壓氣至終端。改造后反供氣流程如下，其中紅色流程為高壓分氣包正常供氣流程，藍色流程為：原某C海管供某A低壓氣流程，綠色流程為：A3井至新增預留口臨時高壓硬管連接管線。

4.可行性論證分析

（1）根據A2井PLT測井作業數據，注氣量38.07萬方/天，井口壓力13.60MPa，A8井PLT測井作業數據，注氣量30.1萬方/天，井口壓力18.20MPa，累計注氣量2.51×108m3，兩口注氣井儲藏氣量充足，在控制壓力、氣量穩定條件下，可實施反供氣。

（2）油田大修期間，A2、A8注氣受效井A12、B7、B20全部關停，通過注氣井反供氣，不會影響注氣受效井的正常生產情況。

（3）陸地終端正常啟透平4臺，樞紐油田正常生產期間給終端供氣約10萬方/天，在避臺期間或者停產大修期間，保證透平最低安全用氣7.2萬方/天，累計用氣需要30萬方左右。

（4）在2022年8月份該中心油田大修期間實戰檢驗過該兩口井的反吐氣能力，每日反吐氣量12萬方，連續供氣120h，且燃氣露點低，組分穩定質量高，無出液現象。A2反吐氣期間井口壓力趨勢圖如4所示。

圖4 A2井井口壓力趨勢圖

（5）主要影響因素有油藏供氣能力需注氣井保持持續注氣，確保底層有足夠壓力；在返吐氣節流過程中可能存在冰堵，影響供氣壓力。以上兩條制約因素可通過加強注氣壓縮機維護保養，提高注氣壓縮機運行時率，實現持續注氣，提高底層壓力，反供氣過程中通過多級節流，減小冰堵可能性，來實現持續穩定供氣。

（6）根據A2、A8井取樣組分分析結果可知，C1、C2、C3含量高達85%，經計算華白指數（15℃時測量）在40.58 MJ/m3，符合透平燃料氣燃燒熱值區間熱值37.26～46.7 MJ/m3；組分分析結果中無C5以上組分，符合固體污染物總量小于20mg/L以及粒徑小于5μm的標準；H2S含量8mg/L，遠低于H2S含量小于0.5%的要求。A2、A8井取樣組分分析結果如下。

表1 A2、A8井反吐氣氣樣組分

5.改造完成后的處理效果效益分析

陸地終端目前共6臺透平機組，透平在轉柴油運轉發電時，每小時均消耗一方柴油。根據歷年臺風路徑，估算北部灣海域每年3次臺風，油田群年度錯峰停產檢修一次，臺風以及檢修期間通過此節能降碳優化方案預計可節省柴油消耗約1500t/a，直接經濟效益1300余萬，減少CO2排放4500t，實現綠色低碳生產，有效解決臺風以及檢修期間潿洲油田群透平無法使用清潔能源的問題。

同時，根據油田群伴生氣項目規劃，后期天然氣要實現零排放，當下游天然氣用戶設備故障或者用氣低谷時，仍存在天然氣大量放空致伴生氣無法回收問題，可通過“人工儲氣庫”精準增大注氣量，儲存伴生氣，實現伴生氣動態調峰，實現火炬零放空目標，預計此調峰節能措施可減少伴生氣放空900萬方/年，減少碳排放19459t/a。

6.結束語

該項改造工藝適用于具有注氣開發的油田，同時在停產檢修或者臺風模式下，油田沒有清潔天然氣使用，采用注氣井井下反吐天然氣使用，替代柴油消耗，降低碳排放，在不增加額外流程的基礎上，通過對現有流程的優化改造，解決了臺風期間、大修期間存在的如何完成“保供一氣”的問題，這也為其他油田類似工藝問題的處理提供參考方法和借鑒意義，具有推廣性，可在滿足條件的油田群嘗試推廣使用。