周久立

（中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300450）

某海上平臺在油氣開發(fā)過程中需水源井采水作為注水補充，但隨著平臺生產(chǎn)不斷推進，現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)水源井開采過程中攜帶大量天然氣，對平臺現(xiàn)有生產(chǎn)流程造成了極大沖擊，嚴重威脅生產(chǎn)安全。水源井作為油氣開采過程中的重要設施，安全穩(wěn)定運行直接關(guān)系平臺油氣產(chǎn)量［1］，水源井脫氣不及時會導致海上平臺油氣下游處理系統(tǒng)劇烈波動，嚴重時可造成平臺生產(chǎn)關(guān)斷，甚至會出現(xiàn)安全事故，如何治理水源井高含氣問題成為了海上平臺亟待解決的問題。對于低含氣水源井，多利用水處理系統(tǒng)中的斜板除油器進行處理，高含氣水源井則直接通過除氣罐進行處理［2］。但少數(shù)水源井在海上平臺投產(chǎn)初期含氣量極少，并隨油氣不斷開發(fā)含氣量逐步增加，甚至含氣量遠超斜板除油器的天然氣處理能力，相關(guān)建造設計者并未考慮到這一情況，使平臺后期穩(wěn)定生產(chǎn)受到較大影響。針對此類情況多選擇加裝氣液分離器，但海上油氣生產(chǎn)平臺設計建造情況各不相同，如何選擇適用于本平臺類型的氣液分離器需要進行系統(tǒng)性研究。

1 水源井脫氣工藝介紹

1.1 水源井系統(tǒng)

海上油氣生產(chǎn)平臺地層天然能量較弱，隨著油氣不斷開發(fā)儲層能量大幅降低，平臺產(chǎn)量出現(xiàn)較大波動，為穩(wěn)定油田生產(chǎn)，采取注水補充地層能量的方式進行治理［3］。注水來源主要為處理合格的生產(chǎn)水，但隨著注水需求量不斷增加，已采取利用水源井供水滿足平臺注水的要求。水源井是利用井下電潛泵做功將地層中的水源提升至平臺，采出的地下水經(jīng)過冷卻后便可進入平臺污水處理系統(tǒng)，經(jīng)過處理水質(zhì)達標后可注入地層。圖1為水源井處理系統(tǒng)示意圖。

圖1 水源井處理系統(tǒng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of water source well treatment system

1.2 水源井脫氣工藝

水源井含氣量遠低于油井，但不排除鉆遇油氣儲層造成含氣量過高的可能性，海上平臺水源井含氣量較低時，會將水源井水引入斜板除油器進行處理，當污水處理系統(tǒng)超負荷時，則需要進行項目改造，以提高水源井脫氣能力滿足注水要求。此外，水源井水經(jīng)過斜板除油器進行分離后，天然氣多是直接通過冷放空排放，在碳中和大背景下，嚴重影響公司節(jié)能減排任務。因此，實施水源井脫氣處理再回收不僅滿足了注水需求，同時也解決了天然氣放空造成的二氧化碳排放量增大問題，為實現(xiàn)碳中和目標貢獻了一份力量。

當前海上平臺水源井脫氣工藝主要采取增加氣液分離器的方式，水源井氣液分離器包括臥式脫氣撬、T型管式脫氣撬、GLCC氣液分離器［4］、旋流脫氣裝置，這4種脫氣設備各有優(yōu)點，選擇脫氣設備則需結(jié)合平臺現(xiàn)場實際情況加以分析論證。

2 高含氣水源井脫氣工藝優(yōu)選

2.1 水源井脫氣工藝分析

平臺建設初期并未考慮水源井高含氣問題，水源井處理系統(tǒng)缺少專業(yè)氣液分離器，目前該平臺水源井脫氣具有以下幾個特點：①氣液比較大；②溫度較高（85 ℃），水源井水進入污水處理系統(tǒng)后揮發(fā)出大量水蒸氣；③存在段鑒于塞流。

鑒于平臺水源井含有大量伴生氣的特點，對于水源井脫氣系統(tǒng)處理工藝而言，設計和工藝的選用需要滿足以下條件：①滿足水量變化的情況，適用于任何已經(jīng)存在的水處理工藝，并且需要在設計工藝上能夠擁有抗水力沖擊負荷能力，以適應較大的水量波動；②高氣量脫除能力，水源井伴生氣氣量較大，進入脫氣系統(tǒng)的氣液比達到近4∶1，對設備氣液分離能力有較高的要求；③處理設施運行可靠、穩(wěn)定，操作管理簡便，處理過程安全；④考慮到現(xiàn)場安全要求，設備需整體滿足防爆要求。

根據(jù)平臺氣液混合物特點和平臺現(xiàn)狀，前期已對現(xiàn)有氣液分離技術(shù)及現(xiàn)狀進行了工藝比對，GLCC及旋流脫氣2套方案設備的高度超過平臺安裝空間允許高度，不推薦。T型管式脫氣橇分離負荷范圍較窄，不適應本工況，且應用案例較少，不推薦。本方案選擇傳統(tǒng)的臥式氣液兩相分離器，見圖2。

圖2 臥式氣液兩相分離器示意圖Fig.2 Schematic diagram of horizontal gas-liquid two-phase separator

2.2 臥式氣液兩相分離系統(tǒng)介紹

通過各項參數(shù)分析，由表1可知，臥式氣液兩相分離器最符合該平臺實際需求。其作為油氣田氣液兩相分離設備，應用廣泛且技術(shù)成熟可靠。

表1 不同類別脫氣裝置參數(shù)Tab.1 Parameters of degassing devices of different categories

臥式氣液兩相分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)：采用兩階段設計可去除99%大于10 μm的所有顆粒，適用于要求極細夾帶物的去除。第一級是一個離心分離器，確保流體以理想的方式進入分離裝置，提高分離效率和穩(wěn)定性。第二階段使用葉片分離，從氣體中去除幾乎所有剩余的液滴和小至0.3 μm的顆粒。

臥式氣液兩相分離器優(yōu)勢主要表現(xiàn)在以下幾個方面：①不受限于產(chǎn)量衰減；②高段塞流處理能力；③脫氣率＞99%；④不易損壞內(nèi)件；⑤可拆卸移動式分離組件；⑥系統(tǒng)運行靈活，啟動快，維護方便；⑦自動化程度高，操作簡單。

確定采用臥式氣液兩相分離器為脫氣設備后，針對該平臺水源井實際情況進行設計。水源井采出的氣液混合流體進入分離器內(nèi)進行水氣分離，分離出的水進入原流程板式換熱器，冷卻后的水源進入污水處理系統(tǒng)，分離出的天然氣進入天然氣冷卻器進行冷卻后與油井產(chǎn)氣匯合進入天然氣處理系統(tǒng)。分離器入口設置超壓緊急切斷裝置，分離器上設置1個就地液位指示儀表和2個液位遠傳儀表。兩路液位信號：一路上傳至 PCS 系統(tǒng)作為分離器液位控制信號和天然氣出口流量調(diào)節(jié)信號，另一路液位信號上傳至ESD 系統(tǒng)作為緊急切斷信號；分離器上設置壓力變送器監(jiān)控分離器內(nèi)壓力；天然氣出口設置壓力調(diào)節(jié)閥和流量計監(jiān)控出口天然氣流量；排液出口設置液位控制調(diào)節(jié)閥控制分離器液位和出液量。圖3為臥式氣液兩相分離器流程圖。

圖3 臥式氣液兩相分離器流程圖Fig.3 Flow chart of horizontal gas-liquid two-phase separator

3 高含氣水源井脫氣方案實施

3.1 水源井脫氣系統(tǒng)改造

脫氣裝置設置在水源井出口管道和板式換熱器之間，分離后的水源井水經(jīng)板式換熱器冷卻后進入污水處理系統(tǒng)，天然氣進入天然氣冷卻器，之后進入天然氣過濾器與油井產(chǎn)氣匯合。脫氣系統(tǒng)排污進入閉排系統(tǒng)，緊急放空天然氣進入冷放空系統(tǒng)管線。圖4為脫氣系統(tǒng)改造流程圖。

圖4 脫氣系統(tǒng)改造流程示意圖Fig.4 Schematic diagram of degassing system transformation process

3.2 水源井脫氣效果分析

通過增加臥式氣液兩相分離器，經(jīng)歷了一系列水源井處理系統(tǒng)改造工程，驗收通過后正常生產(chǎn)，成功實現(xiàn)了水源井高效脫氣，降低了斜板除油器脫氣負荷，能夠充分滿足該油氣田注水要求。水源井在加裝臥式氣液兩相分離后極大地緩解了平臺水處理系統(tǒng)壓力，加裝前為保證不超過斜板除油器脫氣設計能力，水源井電潛泵只能維持低頻率運行，日供水量僅為約1 800 t，加裝脫氣系統(tǒng)后水源井產(chǎn)能得到了充分釋放，日供水量可達到3 600 t，如圖5所示。

圖5 水源井供水可用量Fig.5 Available water supply quantity of water source well

4 結(jié) 語

①海上平臺缺乏額外供水措施，水源井作為注水開發(fā)穩(wěn)定供水源，對開發(fā)海上油氣資源具有重要意義。

②含氣量較低的水源井通過除砂后便可將水源井水引入油氣水分離器或斜板撇油器進行分離，但原油系統(tǒng)或水處理系統(tǒng)超負荷時需要加裝專業(yè)氣液分離器，以提高水源井脫氣能力，滿足注水要求。

③海上平臺主流水源井氣液分離器有臥式脫氣撬、T型管式脫氣撬、GLCC氣液分離器、旋流脫氣裝置，選擇脫氣設備需要分析平臺現(xiàn)場實際情況。

④該平臺通過加裝水源井臥式氣液兩相分離器，日均水處理量達到3 600 t，極大地緩解了平臺水處理系統(tǒng)壓力，為油氣田穩(wěn)定高效生產(chǎn)提供了可靠的供水保障。