郭慶豐（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海B油田為稠油油田，位于遼東灣海域，西北距已開發(fā)的A油田（為輕質(zhì)油油田）26km。由于距陸地較遠(yuǎn)，B油田開發(fā)采取依托A油田的方案，以改善原油上岸輸送條件，即將該油田處理合格的原油（含水率≤1%）與油田除自用外的伴生氣混合經(jīng)26km×12in海底管道輸往A油田，B油田原油與A油田區(qū)域原油混合經(jīng)增壓后輸往陸地原油處理廠；B油田外輸?shù)陌樯鷼饨?jīng)分離后與A油田低壓伴生氣混合增壓，然后再與A油田高壓伴生氣混合增壓，最后與A油田高壓氣井氣混合經(jīng)三甘醇系統(tǒng)脫水后輸往陸地天然氣分離廠。根據(jù)油藏研究結(jié)果，B油田伴生氣（溶解氣＋氣頂氣）儲(chǔ)量較為可觀。2011年12月，B油田伴生氣產(chǎn)量達(dá)到19.5×104m3／d，而油田作為燃料自用氣量為3×104m3／d，外輸氣量為11×104m3／d（2臺(tái)伴生氣壓縮機(jī)的最大處理能力），這樣剩余的5.5×104m3／d伴生氣就放空進(jìn)入火炬系統(tǒng)燃燒，既浪費(fèi)了資源，又污染了環(huán)境。

為了改變伴生氣放空量過大使伴生氣利用率低、造成資源浪費(fèi)和環(huán)境污染的現(xiàn)狀，結(jié)合當(dāng)前伴生氣產(chǎn)量和工藝流程特點(diǎn)，通過研究論證，提出了B油田富余伴生氣回收方案并成功實(shí)施。

1 富余伴生氣回收方案可行性分析

為了以最少的投資取得最大的經(jīng)濟(jì)效益，B油田富余伴生氣回收方案是以充分利用其他油田閑置的1臺(tái)最大處理能力為5×104m3／d伴生氣壓縮機(jī)為前提，以此對B油田和A油田原有工藝流程進(jìn)行適應(yīng)性改造，將B油田富余伴生氣回收并通過油氣混輸海底管道輸送至A油田。

1.1 工藝流程處理能力分析

B油田伴生氣冷卻器設(shè)計(jì)處理量為24×104m3／d，滿足當(dāng)前伴生氣19.5×104m3／d的處理要求；伴生氣洗滌器設(shè)計(jì)處理量為12×104m3／d（設(shè)計(jì)安全系數(shù)為1.5），而其實(shí)際的伴生氣處理量已達(dá)16.5×104m3／d，已經(jīng)滿負(fù)荷運(yùn)行，不能滿足新增伴生氣5×104m3／d的處理要求。

由于擬通過海底管道輸送至A油田的伴生氣量為16×104m3／d，超過了該油田低壓分離器的伴生氣設(shè)計(jì)處理量11×104m3／d（設(shè)計(jì)安全系數(shù)為1.1）。海底管道中存在氣液兩相流，由于流量較低及立管段影響，有嚴(yán)重段塞流生成，它對A油田工藝流程沖擊很大，不僅使工藝流程運(yùn)行不穩(wěn)定，也使清管球接收器至低壓分離器之間的管線產(chǎn)生較強(qiáng)烈震顫?；谝陨蟽煞矫娴目紤]，決定在低壓分離器前增加1臺(tái)滿足16×104m3／d伴生氣處理要求的段塞流捕集器。通過對低壓伴生氣壓縮機(jī)和高壓伴生氣壓縮機(jī)處理能力核算可知，當(dāng)前低壓伴生氣壓縮機(jī)的處理量已接近最大處理能力，而高壓伴生氣壓縮機(jī)尚有20.5×104m3／d的處理余量，因此需將段塞流捕集器所分離出的伴生氣引至高壓伴生氣壓縮機(jī)進(jìn)行增壓處理。

1.2 壓力控制分析

B油田原有2臺(tái)伴生氣壓縮機(jī)，每臺(tái)最大處理能力為5.5×104m3／d，設(shè)計(jì)出口最大操作壓力為6.4MPa；而新增伴生氣壓縮機(jī)設(shè)計(jì)出口最大操作壓力為6.2MPa，3臺(tái)伴生氣壓縮機(jī)出口最大操作壓力相匹配，滿足回收的伴生氣增壓外輸要求。

由于A油田新增段塞流捕集器所分離的伴生氣引至高壓伴生氣壓縮機(jī)，而高壓伴生氣壓縮機(jī)的吸入壓力為1.78MPa，因此需將段塞流捕集器操作壓力設(shè)計(jì)為1.8MPa，這樣海底管道出口操作壓力就要求為2.0MPa，而海底管道清管球接收器設(shè)計(jì)壓力為0.9MPa，不能滿足方案中的壓力控制要求。

1.3 海底管道輸送能力分析

海底管道出口操作壓力要求為2.0MPa，入口絕緣法蘭處最大操作壓力要求為6.0MPa，據(jù)此壓力邊界條件對海底管道進(jìn)行水力和熱力計(jì)算。按照當(dāng)前海底管道輸油量保持不變和當(dāng)前油田采出流體氣油比保持不變兩種工況，利用多相流穩(wěn)態(tài)模擬軟件PIPEFLOW［1］對海底管道的最大輸氣能力進(jìn)行核算。

1）按照當(dāng)前海底管道輸油量保持不變核算海底管道最大輸氣能力 當(dāng)前B油田產(chǎn)油量為3200m3／d，海底管道入口操作壓力為1.65MPa。假定油田產(chǎn)油量3200m3／d保持不變，增加海底管道輸氣量使其入口壓力達(dá)到6.0MPa，核算結(jié)果見表1。

表1 按照當(dāng)前海底管道輸油量保持不變核算結(jié)果

由表1可知，在當(dāng)前海底管道輸油量3200m3／d保持不變的工況下，海底管道最大輸氣量為70×104m3／d，而當(dāng)前B油田產(chǎn)油量有遞減趨勢，所以海底管道滿足伴生氣16×104m3／d的輸送要求。

2）按照當(dāng)前油田采出流體氣油比保持不變核算海底管道的最大輸氣能力 當(dāng)前B油田采出流體氣油比為61，假定其保持不變，增加海底管道輸氣量使其入口壓力達(dá)到6.0MPa，核算結(jié)果見表2。

表2 按照當(dāng)前油田采出流體氣油比保持不變核算結(jié)果

從表2可看出，在當(dāng)前油田采出流體氣油比保持不變的工況下，海底管道最大輸氣量為36.6×104m3／d，滿足伴生氣16×104m3／d的輸送要求。

2 富余伴生氣回收方案的實(shí)施

2.1 B油田工藝流程改造的實(shí)施

1）增加1臺(tái)設(shè)計(jì)處理量為5.0×104m3／d的伴生氣洗滌器B，設(shè)計(jì)壓力和溫度與原有伴生氣洗滌器A相同，并與其并聯(lián)。在伴生氣洗滌器B出口增加一條放空管線，其上的壓力調(diào)節(jié)閥設(shè)計(jì)流通量為5.0×104m3／d，采取故障開形式，用來控制伴生氣洗滌器B的操作壓力；在伴生氣洗滌器B入口增加1臺(tái)超聲波流量計(jì)及相應(yīng)流量調(diào)節(jié)閥，用以調(diào)節(jié)伴生氣洗滌器A／B的流量分配，因?yàn)樗鼈兊奶幚砟芰Σ灰恢隆?/p>

2）增加1臺(tái)最大處理能力為5.0×104m3／d的伴生氣壓縮機(jī)C，并與原有2臺(tái)伴生氣壓縮機(jī)A／B并聯(lián)，將3臺(tái)伴生氣壓縮機(jī)出口的伴生氣混合外輸。在3臺(tái)伴生氣壓縮機(jī)的入口增加一條連接管線，以使它們的進(jìn)氣量可以自動(dòng)分配，關(guān)閉該管線上的球閥可使伴生氣洗滌器B單獨(dú)給伴生氣壓縮機(jī)C供氣。伴生氣壓縮機(jī)C與伴生氣壓縮機(jī)A／B形成系統(tǒng)冗余，既可共同使用，也可單獨(dú)使用。B油田改造工藝流程見圖1。

圖1 B油田改造工藝流程

2.2 A油田工藝流程改造的實(shí)施

1）更換海底管道清管球接收器?？紤]到B油田原油外輸泵后設(shè)備及管線的最大操作壓力要求為8.1MPa，為了保證絕對安全，新清管球接收器設(shè)計(jì)最大操作壓力與之匹配為8.1MPa，所以新清管球接收器壓力等級(jí)選擇為600LB，設(shè)計(jì)溫度保持不變（為80℃）。

2）在低壓分離器前增加1臺(tái)段塞流捕集器，其設(shè)計(jì)壓力為3.85MPa，設(shè)計(jì)溫度為80℃及操作壓力要求為1.8MPa。段塞流捕集器所分離出的伴生氣引入高壓伴生氣洗滌器，經(jīng)除液后由高壓伴生氣壓縮機(jī)進(jìn)行增壓處理；所分離出的原油經(jīng)加熱器加熱后進(jìn)入低壓分離器進(jìn)一步分離伴生氣。段塞流捕集器氣相和油相出口均安裝了采用比例積分微分（PID）調(diào)節(jié)且?guī)в嘘P(guān)斷功能的調(diào)節(jié)閥，并在氣相出口加裝了超聲波流量計(jì)。A油田改造工藝流程如圖2所示。

對于段塞流捕集器的處理量設(shè)計(jì)，利用多相流非瞬態(tài)模擬軟件OLGA2000［1］模擬計(jì)算可知，當(dāng)海底管道輸油量為3200m3／d、輸氣量為70×104m3／d時(shí)，段塞量最大，段塞長度將近170m，計(jì)算出段塞體積約12m3。取5倍海底管道立管的體積作為由于段塞而引起的段塞流捕集器波動(dòng)體積，計(jì)算出其為20m3。經(jīng)分析比較，選擇以段塞量20m3進(jìn)行段塞流捕集器處理量設(shè)計(jì)。另外，在B油田目前最大產(chǎn)油量3200m3／d和最大外輸氣量16×104m3／d的基礎(chǔ)上分別考慮了30%的設(shè)計(jì)余量，即設(shè)計(jì)安全系數(shù)為1.3。綜上，段塞流捕集器最終設(shè)計(jì)原油處理量為4160m3／d，伴生氣處理量為20.8×104m3／d。

3 取得的成效

圖2 A油田改造工藝流程

2012年7月，A油田和B油田工藝流程適應(yīng)性改造全部完成，成功實(shí)現(xiàn)了B油田富余伴生氣回收并外輸至A油田，然后經(jīng)增壓輸送至陸地天然氣分離廠。取得的成效如下：①B油田每日減少伴生氣放空量5×104m3，全年累計(jì)減少伴生氣放空量1825×104m3，相當(dāng)于全年可節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤2.43×104t，減排二氧化碳3.96×104t；②B油田每日增加伴生氣外輸量5×104m3，全年累計(jì)增加伴生氣外輸量1825×104m3，全年可創(chuàng)收3103萬元。項(xiàng)目投資總額為2920萬元，實(shí)施不滿1年即收回全部成本；③將富余伴生氣轉(zhuǎn)化為油田產(chǎn)能［2，3］，相當(dāng)于B油田全年增產(chǎn)原油1.71×104m3；④優(yōu)化了B油田伴生氣處理系統(tǒng)流程，有效減輕了其處理負(fù)荷，改變了由于伴生氣放空量過大超過伴生氣洗滌器A的壓力調(diào)節(jié)閥最大流通量（為5×104m3／d）不得不將其旁通閥門部分打開而使系統(tǒng)處于不安全狀態(tài)，降低了因大量伴生氣通過火炬燃燒而使火炬分液罐分離出的液體被大量伴生氣攜帶而造成溢油污染海洋環(huán)境的風(fēng)險(xiǎn)，提高了伴生氣處理系統(tǒng)流程運(yùn)行的安全性和穩(wěn)定性；⑤減輕了B油田因大量伴生氣通過火炬燃燒產(chǎn)生的熱輻射和噪聲，降低了熱輻射和噪聲對生產(chǎn)人員身體健康的影響；⑥解決了海底管道嚴(yán)重段塞流的問題，實(shí)現(xiàn)了嚴(yán)重段塞流對A油田工藝流程沖擊的有效控制，使A油田工藝流程運(yùn)行不穩(wěn)定和清管球接收器至低壓分離器之間的管線較強(qiáng)烈震顫的問題得到有效解決；⑦提高了海底管道的運(yùn)行效率和安全，獲得了減阻增輸?shù)男Ч?。氣油比升高則降低了原油黏度，減小了管輸摩阻，從而改善了海底管道的輸送性能，特別是針對其輸送稠油的實(shí)際工況。

4 結(jié)語

通過實(shí)施渤海B油田富余伴生氣回收方案，有效解決了該油田伴生氣放空量過大的問題，取得了良好的社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益，同時(shí)也提升了油田生產(chǎn)的本質(zhì)安全性和生產(chǎn)人員的職業(yè)健康水平。該方案的實(shí)施在海上油田尚屬首例，為海上油田伴生氣充分開發(fā)利用提供了新思路，具有較好的借鑒作用。

［1］楊新明，周靜紅.OLGA與PIPEFLOW軟件在海底天然氣混輸管道設(shè)計(jì)中的適用性比較 ［J］.石油工程建設(shè)，2006，32（2）：21～23.

［2］張理 .海上邊際油田伴生氣的利用 ［J］.中國造船，2007，48（增刊）：222～226.

［3］陳國龍，王春升，鄭曉鵬 .海上油田伴生氣利用的關(guān)鍵技術(shù) ［J］.中國造船，2010，51（增刊2）：551～557.