董寶柱，代齊加，丁乾申，王智守，徐學(xué)智，曹立紅

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司 天津 300459)

0 引 言

渤海油田在生產(chǎn)油田中84%的動(dòng)用儲(chǔ)量需要注水補(bǔ)充能量，91%的油氣產(chǎn)量來(lái)自于注水開(kāi)發(fā)?？梢哉f(shuō)，注水油田持續(xù)高效開(kāi)發(fā)是渤海油田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。隨著油田注水深化的持續(xù)推進(jìn)，注水開(kāi)發(fā)所需水源僅僅依靠原油脫出的次生水已無(wú)法滿足當(dāng)前渤海油田用水需求，因此，渤海油田大量的水源井應(yīng)運(yùn)而出。顧名思義，水源井主要產(chǎn)水，但是開(kāi)發(fā)的大部分水源井所產(chǎn)生的溶解氣成分為天然氣，如果這些天然氣資源得不到有效的回收，數(shù)量會(huì)越來(lái)越多，從而帶來(lái)較為嚴(yán)重的資源浪費(fèi)，也將對(duì)周圍空氣造成污染。隨著國(guó)家環(huán)保力度的加大，水源井套管氣回收問(wèn)題迫在眉睫。本文援引某采油平臺(tái)水源井套管回收歷程進(jìn)行了探索和研究。

渤海某采油平臺(tái)有一口水源井A4W，2014年投產(chǎn)，ODP設(shè)計(jì)階段未考慮油套環(huán)空會(huì)產(chǎn)生天然氣的情況，故未設(shè)置套管氣回收流程。A4W井投產(chǎn)以來(lái)每日套壓都會(huì)上升，且上升較快，需人工每日定時(shí)泄放。為了驗(yàn)證是否存在天然氣，我們對(duì)套管氣進(jìn)行取樣送專業(yè)機(jī)構(gòu)化驗(yàn)分析，可知?dú)鈽雍写罅刻烊粴?。為了摸清水源井套管產(chǎn)氣的經(jīng)濟(jì)價(jià)值，我們經(jīng)過(guò)嚴(yán)密的核算后確定該井套管氣具有可觀的回收價(jià)值[1]。通過(guò)探索與實(shí)踐對(duì)A4W井套管氣流程進(jìn)行改造，合理設(shè)計(jì)流程走向和改造方案，并利用臨近油井套管氣流程成功實(shí)現(xiàn)了套管氣回收。改造后，通過(guò)計(jì)量分離器計(jì)量得出每日回收氣量超1000m3，既降低了海上平臺(tái)火炬氣放空量，又獲得了經(jīng)濟(jì)效益，達(dá)到了節(jié)能減排和油氣增產(chǎn)的效果[2]。

1 前期研究

1.1 水源井套管氣組分分析

水源井溶解氣較油井套管氣有一定區(qū)別，油井溶解氣富含天然氣，而水源井套管氣不一定含天然氣。為了驗(yàn)證水源井所產(chǎn)套管氣成分，對(duì)此口水源井A4W井套管氣取樣并送至專業(yè)機(jī)構(gòu)進(jìn)行化驗(yàn)分析，化驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1 A4W井套管氣氣樣組分表Tab.1 Composition of casing gas sample of well A4W

該油田水源井溶解氣的主要成分為甲烷(88.79%)，與燃料氣系統(tǒng)天然氣組分相近，不會(huì)對(duì)設(shè)備設(shè)施產(chǎn)生有害影響，具有回收價(jià)值。

1.2 水源井套管氣量估算

為了摸清水源井套管氣量是否具有回收價(jià)值需對(duì)氣量進(jìn)行評(píng)估。由于此口水源井無(wú)計(jì)量手段，故由生產(chǎn)人員定期排放到火炬系統(tǒng)燃燒，現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試得出套壓上升情況，每8h套壓由0.75MPa上升至4MPa。通過(guò)水源井套管原始數(shù)據(jù)和壓力上升規(guī)律可估算出此口井套管氣量[3]，如表2所示。

表2 A4W井環(huán)空容量表Tab.2 Annulus capacity of well A4W

由表1數(shù)據(jù)計(jì)算可得A4W井油套環(huán)空容積：

式中，V1表示A4W井油套環(huán)空容積，m3；D表示井深，m；V表示油套環(huán)空容量，L/m。

同時(shí)：

式中，P1表示A4W井現(xiàn)在的油套環(huán)空壓力，MPa；d表示1日時(shí)間，h；ΔP表示目前一定時(shí)間內(nèi)實(shí)驗(yàn)得到的壓差，MPa。

根據(jù)克拉珀龍理想氣體狀態(tài)方程PV＝nRT，在溫度不變的情況下：

式中，P為理想氣體壓強(qiáng)，MPa；V為理想氣體體積，m3；n為氣體物質(zhì)的量，mol；T為理想氣體熱力學(xué)溫度，K；R為理想氣體常數(shù)；P1為第一種狀態(tài)下的壓力，MPa；V1為第一種狀態(tài)下的容積，m3；P2為第2種狀態(tài)下的壓力，MPa；V2為第2種狀態(tài)下的容 積，m3。

求得：P2＝0.1MPa時(shí)，V2＝802.62m3

經(jīng)計(jì)算可知，此口水源井A4W井每日產(chǎn)氣802.62m3，具有回收價(jià)值。

1.3 水源井套管氣管理難點(diǎn)

由于水源井A4W套管氣無(wú)回收流程，長(zhǎng)期脫氣產(chǎn)生套壓，為水源井正常運(yùn)行和人員操作帶來(lái)了諸多問(wèn)題。

①浪費(fèi)能源：水源井A4W井每日套壓都會(huì)上升，需要人工泄放至閉排，由火炬放空燃燒，造成能源浪費(fèi)。

②影響電泵使用壽命：由于需要人工排放水源井套壓，水源井套壓不穩(wěn)定，導(dǎo)致電潛泵沉沒(méi)度頻繁變化，從而影響電泵使用壽命。

③消耗人工時(shí)：水源井A4井每日都需要人工放3次套壓，浪費(fèi)人工時(shí)。

④環(huán)保影響：有悖國(guó)家和公司綠色低碳發(fā)展的 理念。

2 解決方案

為了解決此問(wèn)題，筆者從流程上游到下游、設(shè)備本身、外在影響因素等多方面進(jìn)行了深入的探索研究，最終確定利用距離水源井A4W井最近的油井A5井套管氣流程，并設(shè)計(jì)了連接工藝流程，通過(guò)自主改造實(shí)現(xiàn)了水源井套管氣進(jìn)油井套管氣流程的回收利用。

2.1 水源井A4W井原有流程

水源井和油井伴生水是油田注水系統(tǒng)水源的供給的主要組成部分，其中水源井利用電潛泵將水層的地層水從地層舉升至地面采水樹(shù)，從水嘴流出經(jīng)過(guò)旋流除砂器除砂，經(jīng)過(guò)脫氣罐脫氣，再進(jìn)入斜板除油器及其下游生產(chǎn)水處理系統(tǒng)做進(jìn)一步處理，合格后通過(guò)注水泵增壓回注含油地層，補(bǔ)充產(chǎn)油地層能量，從而增加油田原油產(chǎn)量。水源井產(chǎn)水會(huì)產(chǎn)生一定量的溶解氣，這一部分氣就要單獨(dú)走套管氣流程，見(jiàn)圖1。水源井A4W井原有套管氣路流程，由采水樹(shù)服務(wù)套管翼閥連接通往閉排的管線，進(jìn)入閉排系統(tǒng)后再進(jìn)入火炬分液罐，通過(guò)火炬頭放空燃燒。因此，需要人工定期打開(kāi)水源井A4W服務(wù)套管翼閥進(jìn)行套壓排放來(lái)維持水源井正常產(chǎn)水。

圖1 水源井常規(guī)流程Fig.1 Conventional process of water source well

2.2 水源井改造設(shè)計(jì)流程

通過(guò)A4W井套管翼閥套壓表接口連接1/2in (12.7mm)儀表管線至A5井套管氣通往閉式排放罐預(yù)留口處，A4W井管氣由儀表管線排放至A5井套管氣流程，見(jiàn)圖2，以實(shí)現(xiàn)A4W井套管氣回收至生產(chǎn)流程[4]。

圖2 水源井改造流程示意圖Fig.2 Schematic diagram of water source well reconstruction process

3 項(xiàng)目實(shí)施

3.1 設(shè)備流程可行性研究

①連接管線使用高磅級(jí)儀表管，承壓可靠；②A4W井套管氣出口管線安裝單流閥，防止天然氣回竄；③油井A5井套管氣出口有定壓放氣閥，設(shè)定2MPa開(kāi)啟，A4井套管氣不會(huì)回竄至A5井；④油井A5井套管氣進(jìn)回壓管線有單流閥，流程的原油和氣不會(huì)發(fā)生回竄；⑤油井回壓管線壓力750kPa，A4W井和油井A5井套壓都是向低壓端泄放，流程可行。

3.2 改造成本及物料準(zhǔn)備

利用現(xiàn)有流程改造距離短、所需物料少、成本低、可操作性強(qiáng)，具體需要物料如表3所示。

表3 物料準(zhǔn)備表Tab.3 Material preparation

3.3 現(xiàn)場(chǎng)改造

在進(jìn)行了充分的方案論證和風(fēng)險(xiǎn)分析后，于2021年7月14日實(shí)施A4W井套管氣回收流程改造，對(duì)管件、閥門及管線走向進(jìn)行了合理布局。由水源井A4W服務(wù)套管翼閥連接儀表管、球閥，再接儀表管，儀表管線上安裝量程為6MPa壓力表，其后連接1個(gè)單流閥，最終連接至油井A5井套管路預(yù)留球閥，見(jiàn)圖3。此流程為常開(kāi)狀態(tài)，單流閥起到了定壓泄放的功能，很好地穩(wěn)定了水源井套管的壓力。

圖3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際效果圖Fig.3 Actual effect drawing on site

3.4 安全措施

為了保證改造流程的安全性，我們對(duì)水源井流程進(jìn)行了變更和相關(guān)資料的升級(jí)工作。安全風(fēng)險(xiǎn)分析得出改造后的水源井套管氣回收流程對(duì)平臺(tái)原井口區(qū)火區(qū)級(jí)別劃分無(wú)任何影響，且新增流程在原井口區(qū)有水噴淋系統(tǒng)、滅火器設(shè)備和易熔塞、燃?xì)馓筋^、火焰探頭等安全保護(hù)火氣關(guān)斷連鎖噴淋系統(tǒng)。因此，區(qū)域內(nèi)無(wú)需增加新的消防水噴淋和滅火設(shè)備。

3.5 效果檢驗(yàn)

A4W不具備獨(dú)立計(jì)量套管產(chǎn)氣量條件，A4W井套管氣連接到鄰近井A5井套管定壓放氣閥后端，由于A5井生產(chǎn)工況穩(wěn)定，故計(jì)量改造后由A5井產(chǎn)氣量增加值可知A4W套管氣產(chǎn)量，如表4、5所示。

表4 A4W井套管路改造前A5井產(chǎn)氣量Tab.4 Gas production of well A5 before casing path modification in well A 4W

表5 A4W井套管路改造后A5井產(chǎn)氣量Tab.5 Gas production of well A5 after casing path modification in well A4W

A4W井套管產(chǎn)氣量即為改造后的A5井產(chǎn)氣增量，約為1081m3。

4 結(jié) 語(yǔ)

海上某采油平臺(tái)水源井套管氣成功實(shí)現(xiàn)了回收利用，效益較好，具有一定的推廣價(jià)值，為其他海上采油平臺(tái)解決水源井套管氣回收難題提供了又一可行性方案。

①改變了定期手動(dòng)排放的模式，實(shí)現(xiàn)了水源井套管氣自動(dòng)泄放，減輕了人員勞動(dòng)量。

②實(shí)現(xiàn)了水源井套壓穩(wěn)定750kPa，套壓穩(wěn)定有利于電潛泵的運(yùn)行，解決了當(dāng)套管壓力過(guò)高時(shí)沉沒(méi)度降低容易導(dǎo)致欠載停機(jī)、影響電潛泵的正常運(yùn)轉(zhuǎn)的 問(wèn)題。

③實(shí)現(xiàn)了水源井溶解氣產(chǎn)生的套管氣全部得到回收。

④通過(guò)自檢自修改造的實(shí)施節(jié)省了增加水源井套管氣流程外委承包商改造費(fèi)用，預(yù)計(jì)10萬(wàn)元。

⑤項(xiàng)目效益：每天回收1081m2天然氣，每年回收39.5646萬(wàn)m2天然氣。

⑥推廣價(jià)值：探索出了水源井套管氣接入油井套管氣流程進(jìn)入生產(chǎn)管匯直接輸送原油系統(tǒng)回收的新方法。此方法在某油田借鑒實(shí)施，該油田的3口水源井實(shí)施此方法后，經(jīng)計(jì)量日回收天然氣5000m2，全年預(yù)計(jì)200萬(wàn)m2天然氣。

當(dāng)然，此方法水源井套管氣回收也具有一定的局限性：首先，水源井溶解氣必須含有天然氣；其次，水源井套壓要達(dá)到回收壓力的要求；最后，要具備接收回收氣的管線接入口?！?/p>