國內深水氣田首次降壓開采應用實踐

齊志彬

（中海石油深海開發有限公司，廣東 珠海 519050）

0 引言

南海某深水天然氣開采平臺是國內首個深水天然氣開采項目，該項目采取水下采油樹進行開發，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。運營團隊在該項目穩定運行過程中積累了一系列深水天然氣開發的先進技術和經驗。

隨著氣田開發年限延長，該氣田產能衰減，為了維持氣田產量，需要氣田采用降壓開采技術提高采收率[1]。該平臺在降壓開采中積累的經驗為后續國內深水天然氣開發發揮了較好的示范作用。

1 降壓生產背景

該氣田為純氣體充填砂巖油藏，外界壓力補充對氣藏能量補充作用較小。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行油氣水處理，平臺設計處理能力為66 億m3/a。

隨著氣田逐漸開采，產能自然遞減，為了維持氣田產量，需要根據設計上線濕氣壓縮機以降低平臺操作壓力，提高生產壓差來釋放氣田產能，保持穩產高產[2]。

平臺的開發方案中計劃一期降壓時將系統操作壓力降至2.5 MPa 生產，同時考慮進一步降壓至1 MPa 的生產工況，不同開發階段的生產工況如表1所示。

表1 各階段開發方案

一期降壓平臺改造計劃是將預處理系統（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，新增濕氣壓縮機上線增壓，將2.50 MPa 的濕天然氣增壓至7.30 MPa，進入天然氣脫水系統，最終提高水下井口與平臺的生產壓差，實現穩產高產。

2 生產工藝流程

2.1 開發初期工藝流程

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，經過段塞流捕集器氣液分離后，氣相進入干/濕氣換熱器加熱后直接進入三甘醇脫水系統（入口過濾分離器、接觸塔），脫水后的干氣經干氣壓縮機增壓至12.00 MPa，干氣進入干/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，濕氣直接進入濕氣壓縮機進行加壓，天然氣增壓至7.30 MPa 后進入天然氣脫水系統，脫水后的天然氣經干氣壓縮機增壓至12.00 MPa 直接外輸，流程簡圖如圖1 所示。

圖1 平臺天然氣系統流程示意圖

3 生產工藝降壓難點

3.1 停產切換流程影響產量

根據設計，濕氣壓縮機入口壓力為2.35 MPa，其下游的接觸塔和干氣壓縮機入口壓力均為7.30 MPa。由于設備的操作壓力范圍限制，原流程切換至降壓流程中無法實現不停產切換，需要平臺關停后將系統壓力降低到2.50 MPa 后，再投用濕氣壓縮機。停產及對系統降壓放空期間將帶來大量天然氣損失，既不經濟也不合理。

3.2 設備操作工況受限

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

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

3.3 降壓期間段塞影響穩定生產

井流物上平臺壓力7.50 MPa 降至2.50 MPa，會導致天然氣流速劇增。降壓過程會導致海管中大量積液在短時間內產出，在達到新的穩定工況前產生強烈段塞流。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，嚴重威脅平穩生產，關停風險較大。

4 創新實現平穩降壓

4.1 濕氣壓縮機在線調試，無擾上線生產

創新性新增濕氣壓縮機調試流程，即在干/濕氣換熱器下游引導天然氣通過調節閥PV-2551，經過該閥降壓后進入濕氣壓縮機，以此完成生產期間濕氣壓縮機的運轉調試，避免了無法實現濕氣壓縮機在線調試的情況。

在經過詳細論證后，此調試流程也可為后期濕氣壓縮機上線運行提供通路。在降壓開始前提前運行濕氣壓縮機，使其處于自循環熱備狀態，生產處理工藝流程仍為降壓前的生產模式。

通過濕氣壓縮機取氣流程中的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，節流后溫度18 ℃，滿足濕氣壓縮機運行條件。

在濕氣壓縮機上線中，確保濕氣壓縮機循環的天然氣量與平臺的外輸氣量一致，此時關閉濕氣壓縮機整體旁通的30 "旁通閥門，即可實現濕氣壓縮機無擾上線生產，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 不同生產階段共存的混合生產模式解決深水井流物溫降

根據設計降壓，生產時濕氣壓縮機上線，干/濕氣換熱器下線。井流物上平臺的壓力由7.50 MPa 直接節流降壓至2.50 MPa，但節流降溫后天然氣溫度接近0 ℃，且有水合物形成風險，存在水合物進入濕氣壓縮機損壞設備的問題。

創新性優化調整工藝流程，在濕氣壓縮機對深水海管降壓期間，使原生產階段的干/濕氣換熱器與濕氣壓縮機同時在線生產，解決濕氣壓縮機對深水海管降壓過程中壓縮機入口溫度低的問題，優化后的降壓過程中混合生產模式的特點如表2 所示。

表2 方案優化前后對比

經過換熱器加熱后的7.50 MPa 濕天然氣溫度為30 ℃，之后經過濕氣壓縮機上游的調節閥降壓至2.35 MPa，即用V3（PV-2551）作為濕氣壓縮機控壓點，此時天然氣溫度為15 ℃以上，完全符合壓縮機的運轉要求。混合生產模式可在正常生產情況下進行，待深水海管壓力降至2.50 MPa 后再開濕氣壓縮機入口管匯的閥門V4，即下線干/濕氣換熱器。

4.3 基于OLGA 預測確保流動性安全

深水海管在降壓過程中，氣流速度逐漸變大，攜液能力加強，原來在深水海管內的介質動態平衡被打破，積存在海管中的產液以強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烈液體斷塞，采取以下創新方式解決流動性安全問題。

經計算，平臺2 條深水海管在59×104m3/h 氣量生產時，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。故降壓期間海管內多余的積液會在短時間內被掃出500 m3，形成強烈段塞流，而平臺的段塞流捕集器僅有190 m3容積，對平臺工藝系統沖擊大。

為了保證海管產液處于可控范圍，基于前期生產期間的參數，使用OLGA 軟件對深水海管產液分布進行了模擬計算，如圖3 所示，制定了三種降壓期間的配產方案。在此基礎上比對優選方案，并在此期間動態調整產量以控制強烈段塞的產出。

圖3 各個方案模擬計算的瞬時產液歷史曲線圖

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

對比三種配產方案下的段塞液量最大峰值模擬結果，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施不同生產階段的轉換，綜合分析較低的井口配產有利于段塞的控制，因此選定方案一執行。

5 結論

經過一系列的方案優化及創新設計，最終平臺順利完成國內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整。

本次降壓生產取得了較好的結果，新增濕氣壓縮機順利上線運行，工藝系統壓力已降至目標值，且降壓中段塞可控，確保了設備的正常運行，避免了因停產造成的產量損失[3]。

目前國內深水油氣田開發逐漸成為重點開發領域，本項目是國內首個深海氣田開采項目。此次降壓生產代表國內的深水氣田開發進入了下一個開發階段，為后續的深水氣田降壓提供參考及運營經驗，進而支撐海域氣田產能釋放。