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（為輕質油油田）26km。由于距陸地較遠，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)油藏研究結果，B油田伴生氣（溶解氣＋氣頂氣）儲量較為可觀。2011年12月，B油田伴生氣產(chǎn)量達到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臺伴生氣壓縮機的最大處理能力），這樣剩余的5.5×104m3／d伴生氣就放空進入火炬系統(tǒng)燃燒，既浪費了資源，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、造成資源浪費和環(huán)境污染的現(xiàn)狀，結合當前伴生氣產(chǎn)量和工藝流程特點，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臺最大處理能力為5×104m3／d伴生氣壓縮機為前提，以此對B油田和A油田原有工藝流程進行適應性改造，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計處理量為24×104m3／d，滿足當前伴生氣19.5×104m3／d的處理要求；伴生氣洗滌器設計處理量為12×104m3／d（設計安全系數(shù)為1.5），而其實際的伴生氣處理量已達16.5×104m3／d，已經(jīng)滿負荷運行，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計處理量11×104m3／d（設計安全系數(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)生較強烈震顫?；谝陨蟽煞矫娴目紤]，決定在低壓分離器前增加1臺滿足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和高壓伴生氣壓縮機處理能力核算可知，當前低壓伴生氣壓縮機的處理量已接近最大處理能力，而高壓伴生氣壓縮機尚有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進行增壓處理。

1.2 壓力控制分析

B油田原有2臺伴生氣壓縮機，每臺最大處理能力為5.5×104m3／d，設計出口最大操作壓力為6.4MPa；而新增伴生氣壓縮機設計出口最大操作壓力為6.2MPa，3臺伴生氣壓縮機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，而高壓伴生氣壓縮機的吸入壓力為1.78MPa，因此需將段塞流捕集器操作壓力設計為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計壓力為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行水力和熱力計算。按照當前海底管道輸油量保持不變和當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行核算。

1）按照當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到6.0MPa，核算結果見表1。

表1 按照當前海底管道輸油量保持不變核算結果

由表1可知，在當前海底管道輸油量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到6.0MPa，核算結果見表2。

表2 按照當前油田采出流體氣油比保持不變核算結果

從表2可看出，在當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施

2.1 B油田工藝流程改造的實施

1）增加1臺設計處理量為5.0×104m3／d的伴生氣洗滌器B，設計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，其上的壓力調節(jié)閥設計流通量為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臺超聲波流量計及相應流量調節(jié)閥，用以調節(jié)伴生氣洗滌器A／B的流量分配，因為它們的處理能力不一致。

2）增加1臺最大處理能力為5.0×104m3／d的伴生氣壓縮機C，并與原有2臺伴生氣壓縮機A／B并聯(lián)，將3臺伴生氣壓縮機出口的伴生氣混合外輸。在3臺伴生氣壓縮機的入口增加一條連接管線，以使它們的進氣量可以自動分配，關閉該管線上的球閥可使伴生氣洗滌器B單獨給伴生氣壓縮機C供氣。伴生氣壓縮機C與伴生氣壓縮機A／B形成系統(tǒng)冗余，既可共同使用，也可單獨使用。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，新清管球接收器設計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選擇為600LB，設計溫度保持不變（為80℃）。

2）在低壓分離器前增加1臺段塞流捕集器，其設計壓力為3.85MPa，設計溫度為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進行增壓處理；所分離出的原油經(jīng)加熱器加熱后進入低壓分離器進一步分離伴生氣。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）調節(jié)且?guī)в嘘P斷功能的調節(jié)閥，并在氣相出口加裝了超聲波流量計。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計，利用多相流非瞬態(tài)模擬軟件OLGA2000［1］模擬計算可知，當海底管道輸油量為3200m3／d、輸氣量為70×104m3／d時，段塞量最大，段塞長度將近170m，計算出段塞體積約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體積，計算出其為20m3。經(jīng)分析比較，選擇以段塞量20m3進行段塞流捕集器處理量設計。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的基礎上分別考慮了30%的設計余量，即設計安全系數(shù)為1.3。綜上，段塞流捕集器最終設計原油處理量為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油田工藝流程適應性改造全部完成，成功實現(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，全年累計減少伴生氣放空量1825×104m3，相當于全年可節(jié)約標準煤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，全年累計增加伴生氣外輸量1825×104m3，全年可創(chuàng)收3103萬元。項目投資總額為2920萬元，實施不滿1年即收回全部成本；③將富余伴生氣轉化為油田產(chǎn)能［2，3］，相當于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)境的風險，提高了伴生氣處理系統(tǒng)流程運行的安全性和穩(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解決了海底管道嚴重段塞流的問題，實現(xiàn)了嚴重段塞流對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烈震顫的問題得到有效解決；⑦提高了海底管道的運行效率和安全，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際工況。

4 結語

通過實施渤海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，取得了良好的社會效益和經(jīng)濟效益，同時也提升了油田生產(chǎn)的本質安全性和生產(chǎn)人員的職業(yè)健康水平。該方案的實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計中的適用性比較 ［J］.石油工程建設，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鍵技術 ［J］.中國造船，2010，51（增刊2）：551～557.