某海上油田注气井反吐供透平燃料气改造措施及分析

＊郭晓春 张勇 潘勇

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东 524057）

某油田群陆地终端共有6台透平机组，包括4台西门子机组和2台乌克兰机组，西门子机组单台额定功率4.281MW，耗气量约1000方/小时，乌克兰机组单台额定功率6.0MW，耗气量约1000方/小时。由燃气模式转为燃油模式运转发电每小时消耗约一方柴油，在避台期间需要同时4台透平机组转油发电96h以上，而且需要上游油田恢复正常供气后才能从燃油模式转换为燃气模式发电，期间消耗柴油量大，且透平机组燃油模式对柴油质量要求极高，滤器极易脏堵，滤材消耗较大，故需要优化流程尽可能使用燃气模式。

某海上枢纽油田底层甲板安装有两套天然气压缩机橇，该橇的主要作用是将该油田各分离器分离出的低压天然气增压后，由海底管线送至陆地终端。在天然气综合利用项目改造时，已将PAP捕集器、一级分离器、二级分离器和B平台来油分离器的放空气汇合进入PV-103捕集器，涤气处理后的天然气可以作为压缩机的供气，也可以通过海管低压外输到陆地终端。来自PV-103捕集器的天然气流程倒进压缩机流程并且隔离海管低压气外输流程时，进入一级压缩机的进口涤气罐，除掉气体中夹带的液体，从涤气罐的顶部排出，进入前冷却器进行冷却，然后进入压缩机。气体经压缩机增压后，压力由1350kPa增至3000kPa，由于增压造成的温度升高，将由压缩机后冷却器冷却，后冷却器为管壳式冷却器，冷却介质为海水走管程，天然气走壳程。当天然气被冷却到45℃左右后，分别供给燃料气系统、注气压缩机，气举压缩机，燃气压缩机与一级分离器气出口2800kPa高压气通过高压分气包汇合，经过调节阀PCV-2081自动控制，再经过流量计计量后，通过海管输送高压燃料气至陆地终端作为透平燃料气使用，供气量约12万方/天，但在台风来临期间或者该枢纽油田大修作业期间，所有生产井均要关闭，无法通过调节阀PCV-2081为终端供燃料气。正常生产供气流程如图1所示。

图1 正常生产供气流程

该枢纽油田注气井A2/A8井在中心平台关停后无高压气，以及避台风归来复产时，需要通过反供气流程进生产管汇，再通过一级分离器或测试分离器至燃料气处理撬给中心平台透平机组提供燃料气，燃气模式启动透平运转并逐步加载负荷。另外也可在注气压缩机、气举压缩机故障关停时，为井口平台提供气举气源。当进行临时气举生产，A2/A8井反供气流程如图2所示。

图2 A2井反供气流程

（1）注气井A8井反供气存在流程问题。注气井A2井有单独反吐气工艺流程，但是A8井无此流程，需要调整优化。需要对A8井流程注气管汇至井筒的单向阀，增加盲板并同步完成换向作业，作业过程尽可能节约工作时长，降低对反供高压气的影响，但该井口区域位置狭小，单向阀吊装、换向操作难度极大。

（2）如何保证A2、A8井在长时间反供气过程中无液携带，防止管线冰堵，保证供气流程的稳定性？根据井史资料及2022年3月A2、A8井注气剖面测试资料，注气受效井为A12、B7、B20井，在整个反供气过程中，需要根据A2、A8井井口压力下降情况及井口出液情况及时调整供气量，保证反供气中无液携带，避免反供气海管中积液，影响海管及B油田透平用气；
另外，A2、A8为高压注气井，在降压过程中，需要通过油嘴截流降压，需要根据现场供气情况，防止油嘴前后因压差太大，造成“冰堵”，影响反供气流量及海管压力的稳定。

（3）如何满足透平机组燃料气组分稳定性要求高需求？陆地终端透平机组燃料气品质要求有：华白指数（15℃时测量）在37.26～46.7MJ/m3之间；
压力需在1450～1850kPa之间；
温度需同时满足小于100℃，大于0℃，大于对应供气压力下露点温度20℃以上；
固体污染物总量小于20mg/L，粒径小于5µm；
S及H2S含量需同时满足S元素总量（包括单质和化合物）小于3000mg/L，H2S含量小于0.5%（体积百分比），尾气中SOx含量小于法定排放标准要求（100mg/m3）。

（1）在作业开始前，完成对海管供低压气流程的隔离、泄压、惰化工作，现场作业管控、协调到位，用时5h，完成新增预留口及阀门的安装试压工作。

（2）完成A8井管汇单向阀的换向，保证两口注气井的反供气流程畅通，反供气量充裕；
提前准备人手、机具与物料，第一时间完成管汇的隔离、泄压、惰化工作，在规定时间内完成盲板的安装与试压工作。

（3）及时跟进注气井项目作业进度，顺利完成对新铺设管线的探伤及试压工作，探伤合格，试压20MPa。

（4）协调管线的布局铺设，管线尽可能避开现场采油树与现场大修区域，同时在管汇带压端采用警示带隔离，对现场作业形成有效警示，协调安装人手、物料，高效完成管线的连接、试压工作。

图3 改造后反供气流程

（5）反供气期间，采用“两级”节流，降低油嘴、管线的“冰堵”风险，严密监控A2、A8井井口压力，井口加密持续取样监测井口出液情况，反供气海管压力控制在1400～1450kPa，稳定期流量2500～3000方/小时。

（6）在原海管反供低压气流程中新加阀门、管线、预留口，通过注汽井A2、A8井反吐气，由注气管线流程角阀节流减压后经海管反供高压气至终端。改造后反供气流程如下，其中红色流程为高压分气包正常供气流程，蓝色流程为：原某C海管供某A低压气流程，绿色流程为：A3井至新增预留口临时高压硬管连接管线。

（1）根据A2井PLT测井作业数据，注气量38.07万方/天，井口压力13.60MPa，A8井PLT测井作业数据，注气量30.1万方/天，井口压力18.20MPa，累计注气量2.51×108m3，两口注气井储藏气量充足，在控制压力、气量稳定条件下，可实施反供气。

（2）油田大修期间，A2、A8注气受效井A12、B7、B20全部关停，通过注气井反供气，不会影响注气受效井的正常生产情况。

（3）陆地终端正常启透平4台，枢纽油田正常生产期间给终端供气约10万方/天，在避台期间或者停产大修期间，保证透平最低安全用气7.2万方/天，累计用气需要30万方左右。

（4）在2022年8月份该中心油田大修期间实战检验过该两口井的反吐气能力，每日反吐气量12万方，连续供气120h，且燃气露点低，组分稳定质量高，无出液现象。A2反吐气期间井口压力趋势图如4所示。

图4 A2井井口压力趋势图

（5）主要影响因素有油藏供气能力需注气井保持持续注气，确保底层有足够压力；
在返吐气节流过程中可能存在冰堵，影响供气压力。以上两条制约因素可通过加强注气压缩机维护保养，提高注气压缩机运行时率，实现持续注气，提高底层压力，反供气过程中通过多级节流，减小冰堵可能性，来实现持续稳定供气。

（6）根据A2、A8井取样组分分析结果可知，C1、C2、C3含量高达85%，经计算华白指数（15℃时测量）在40.58 MJ/m3，符合透平燃料气燃烧热值区间热值37.26～46.7 MJ/m3；
组分分析结果中无C5以上组分，符合固体污染物总量小于20mg/L以及粒径小于5µm的标准；
H2S含量8mg/L，远低于H2S含量小于0.5%的要求。A2、A8井取样组分分析结果如下。

表1 A2、A8井反吐气气样组分

陆地终端目前共6台透平机组，透平在转柴油运转发电时，每小时均消耗一方柴油。根据历年台风路径，估算北部湾海域每年3次台风，油田群年度错峰停产检修一次，台风以及检修期间通过此节能降碳优化方案预计可节省柴油消耗约1500t/a，直接经济效益1300余万，减少CO2排放4500t，实现绿色低碳生产，有效解决台风以及检修期间涠洲油田群透平无法使用清洁能源的问题。

同时，根据油田群伴生气项目规划，后期天然气要实现零排放，当下游天然气用户设备故障或者用气低谷时，仍存在天然气大量放空致伴生气无法回收问题，可通过“人工储气库”精准增大注气量，储存伴生气，实现伴生气动态调峰，实现火炬零放空目标，预计此调峰节能措施可减少伴生气放空900万方/年，减少碳排放19459t/a。

该项改造工艺适用于具有注气开发的油田，同时在停产检修或者台风模式下，油田没有清洁天然气使用，采用注气井井下反吐天然气使用，替代柴油消耗，降低碳排放，在不增加额外流程的基础上，通过对现有流程的优化改造，解决了台风期间、大修期间存在的如何完成“保供一气”的问题，这也为其他油田类似工艺问题的处理提供参考方法和借鉴意义，具有推广性，可在满足条件的油田群尝试推广使用。