荔灣3－1深水氣田開發(fā)中心平臺工藝設(shè)計若干問題研究

周曉紅 郝 蘊 衣華磊

（中海油研究總院）

我國南海東部海域蘊藏著豐富的天然氣資源，除已投產(chǎn)的番禺30－1氣田及已進入開發(fā)階段的荔灣3－1和番禺34－1、35－2、35－1等氣田外，深水區(qū)和淺水區(qū)還發(fā)現(xiàn)了許多有潛力的構(gòu)造，這些已發(fā)現(xiàn)的氣田和構(gòu)造大多數(shù)分布在離岸250～400 km、水深190～1 500 m的海域。在南海深水天然氣開發(fā)工程中，位于水深1 500 m區(qū)域的荔灣3－1氣田所產(chǎn)的油氣水利用井口天然壓能、通過長度75 km的深水區(qū)油氣水混輸管道輸送至淺水區(qū)中心平臺，經(jīng)淺水區(qū)中心平臺天然氣和凝析油脫水系統(tǒng)脫水再與來自番禺氣田群的油氣一起增壓后進入淺水區(qū)油氣混輸管道輸送至275 km外的陸上終端進一步處理。對于此類深水氣田開發(fā)工程，由于氣田規(guī)模、水深及離岸距離等因素的制約，獨立開發(fā)存在技術(shù)難度大、經(jīng)濟效益差的問題，因此采用在深水區(qū)設(shè)置水下生產(chǎn)系統(tǒng)、在淺水區(qū)建設(shè)中心集輸處理設(shè)施（即中心平臺）的工程模式，實現(xiàn)深、淺水天然氣的區(qū)域性開發(fā)，既可以滿足深水區(qū)氣田開發(fā)的依托要求，也能提高淺水區(qū)氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益。

淺水區(qū)中心平臺是深、淺水工程設(shè)施的樞紐，因此荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺的工藝系統(tǒng)設(shè)計需要根據(jù)深、淺水氣田產(chǎn)量和分年井口壓力，綜合考慮深水海管流動、淺水區(qū)中心平臺油氣脫水系統(tǒng)、淺水區(qū)油氣混輸管道及陸上終端輕烴回收所需壓能，將深淺水氣田、海底管道、中心平臺作為既獨立又統(tǒng)一的系統(tǒng)進行整體研究和評估，以便綜合考慮各系統(tǒng)的需要，達到能量利用、設(shè)備配置、平臺安裝及海管運行各環(huán)節(jié)間的相對平衡。荔灣3－1氣田中心平臺工藝流程見圖1。

圖1 荔灣3－1氣田中心平臺工藝流程圖

1 登平臺壓力對平臺工藝設(shè)計的影響

登平臺壓力是深水海管出口壓力，也是中心平臺氣液接收和分離系統(tǒng)操作壓力。根據(jù)荔灣3－1氣田油氣水混輸管道研究結(jié)果1），考慮生產(chǎn)期輸送、低氣量循環(huán)、清管工況及目前水深1 500m海域鋪管資源等因素，擬建2條直徑為558.8 mm的深水海底管道將氣田所產(chǎn)的油氣水輸送至位于荔灣3－1氣田東北方向約75 km、水深200 m的淺水區(qū)中心平臺進行油氣脫水。由于油氣水是通過深水海底管道輸送到淺水區(qū)中心平臺的，因此深水海底管道出口壓力即是深水氣田登平臺壓力。

以荔灣3－1氣田生產(chǎn)期井口預(yù)測數(shù)據(jù)1）中海油研究總院.荔灣3－1氣田總體開發(fā)方案.2009.為基礎(chǔ)，研究了不同登平臺壓力對淺水平臺工藝設(shè)計的影響。圖2給出了荔灣3－1氣田生產(chǎn)期井口壓力、深水管線出口壓力（登平臺壓力）以及據(jù)此計算出的深水管線入口壓力和淺水管線輸送壓力。

圖2 荔灣3－1氣田生產(chǎn)期井口壓力、深水海管進出口壓力和淺水管線輸送壓力

由圖2可以看出，荔灣3－1氣田井口壓力初期較高，隨著生產(chǎn)期的延長遞減較快，至第6年已降為初始壓力的50%。由于該氣田距離所依托的中心平臺較遠，高差約1 280 m，為了保證氣田的采收率，結(jié)合大高差深水混輸管道的流動特性，深水海管登平臺壓力應(yīng)隨井口壓力降低進行分階段調(diào)整。生產(chǎn)前期利用地層的自然能量，管道在較高壓力下運行，登平臺壓力也相應(yīng)較高，此階段登平臺壓力的高低不僅關(guān)系到地層能量的利用，也直接關(guān)系到平臺工藝系統(tǒng)壓力體系的確定。隨著生產(chǎn)時間的延長，根據(jù)氣田采收率和輸送要求，登平臺壓力應(yīng)逐漸降低。根據(jù)以上特點，分別以生產(chǎn)前期10.0、7.6及6.8 MPa A登平臺壓力為例對荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺工藝系統(tǒng)進行了設(shè)計研究，其結(jié)果見表1。

從表1可以看出：

（1）當(dāng)生產(chǎn)前期登平臺壓力為10.0 MPaA時，可以充分利用荔灣3－1氣田早期較高的井口壓力，且中心平臺外輸氣量低于40億m3/a時不需要安裝和運行干氣壓縮機，但由于中心平臺油氣接收及脫水系統(tǒng)要采用高壓設(shè)計，設(shè)備和配管重量將要增加。因此，對于位于水深200 m的開放式海域（南海東部海域）采用浮托法安裝的大型綜合平臺，重量控制是平臺設(shè)計的關(guān)鍵問題之一。另外，如果采用高壓登平臺的模式，雖然在短期內(nèi)不需要運行干氣壓縮機，但需要設(shè)置熱站以滿足來自深水的低溫油氣水分離脫水所需的熱量，而且由于高壓下深水海管氣體流速低，水相平衡時間長，中心平臺MEG儲存量會增大。

表1 荔灣3－1氣田生產(chǎn)前期不同登平臺壓力下中心平臺工藝系統(tǒng)設(shè)計

（2）當(dāng)生產(chǎn)前期登平臺壓力為6.8 MPa A時，雖然中心平臺油氣接收及脫水系統(tǒng)設(shè)備和配管重量比7.6 MPaA工況時輕約300 t，但當(dāng)淺水油氣混輸管道輸送量達到設(shè)計規(guī)模時，干、濕氣壓縮機壓比平衡性較差，這使得干氣壓縮機選型難度增大。

根據(jù)深水氣田開發(fā)特點，綜合考慮重量控制和干、濕壓縮機選型等因素，適當(dāng)降低生產(chǎn)前期登平臺壓力至7.6 MPa A，不僅可以減少系統(tǒng)設(shè)計壓力高給平臺重量和設(shè)備配備帶來的影響，也可以減少中心平臺MEG儲存量及泄放系統(tǒng)的泄放量。

2 氣體脫水系統(tǒng)壓力和增壓設(shè)備配置設(shè)計

荔灣3－1氣田中心平臺天然氣脫水選擇三甘醇脫水工藝，考慮到操作的穩(wěn)定性，三甘醇脫水系統(tǒng)應(yīng)在其設(shè)計操作壓力下運行。但當(dāng)荔灣3－1氣田井口壓力下降，深水海管登平臺壓力在第4年由7.6 MPa A降為2.6 MPa A 時，中心平臺氣液接收和分離系統(tǒng)（段塞流捕集器）的操作壓力也相應(yīng)降低，此時需要安裝濕氣壓縮機以滿足三甘醇脫水系統(tǒng)操作壓力的需要。由于荔灣3－1氣田地層能量的進一步降低及遠離依托平臺的原因，深水海管登平臺壓力在第7年將由2.6 MPa A降為1.1 MPaA，此時需要在段塞流捕集器氣相出口和液相出口分別安裝天然氣預(yù)壓縮機及凝析油預(yù)增壓泵，以便將氣液壓力由1.1 MPa A 提升至2.6 MPa A，維持工藝系統(tǒng)的正常運行。

由于荔灣3－1氣田天然氣區(qū)域性聯(lián)合開發(fā)的特點，淺水油氣外輸管道輸量變化較大，干氣壓縮機的排出壓力也在較大范圍內(nèi)變化，當(dāng)達到設(shè)計最大輸量時，要求干氣壓縮機的排出壓力達到22.8 MPa A?？紤]到后期登平臺壓力下降及要求達到的干氣壓縮機最大出口壓力，前期登平臺壓力和三甘醇脫水系統(tǒng)操作壓力分別確定為7.6 MPa A和7.5 MPa A時有利于實現(xiàn)干、濕氣壓縮機壓比平衡。當(dāng)然，由于中心平臺將是多個深水氣田的依托中樞，適當(dāng)降低登平臺壓力及天然氣脫水系統(tǒng)操作壓力有利于深水海管運行及后續(xù)氣田的接入。荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺天然氣脫水系統(tǒng)和干、濕氣壓縮機流程關(guān)系見圖3。

由于凝析油脫水系統(tǒng)可以在較寬的壓力范圍內(nèi)工作，凝析油外輸增壓泵在低壓工況時需要采用“泵串泵”密閉流程才能滿足淺水油氣外輸管道設(shè)計最大輸量時的壓力要求；而三甘醇脫水系統(tǒng)就像一個系統(tǒng)的平衡支點，入口端連接著濕氣壓縮機，出口端連接著干氣壓縮機，因此除考慮三甘醇脫水系統(tǒng)自身特點外，還要綜合考慮干、濕氣壓縮機的壓比分配。

圖3 荔灣3－1氣田天然氣脫水系統(tǒng)和干、濕氣壓縮機流程關(guān)系示意圖

3 中心平臺節(jié)能降耗工藝設(shè)計

深水氣田開發(fā)與淺水氣田開發(fā)的不同點之一是油氣水到達中心平臺后溫度較低，為了達到較好的氣、液脫水效果，需要對來自深水海管的低溫流體進行加熱。荔灣3－1氣田位于水深500 m的海域，環(huán)境溫度約3～4℃，井口流體經(jīng)氣田內(nèi)部集輸管線流到中心管匯后溫度已大幅度下降，再經(jīng)長度75 km深水海管流到中心平臺時溫度約在8～15℃之間。

對天然氣脫水系統(tǒng)，雖然《天然氣脫水設(shè)計規(guī)范》給出了操作溫度范圍為15.6～48℃，但由于三甘醇在溫度低于27℃時粘度會大幅度上升，在脫水塔中的流動阻力會增大，也易造成分布不均而影響脫水效果，因此，已投產(chǎn)運行的三甘醇脫水系統(tǒng)設(shè)計操作溫度大多在30～40℃范圍內(nèi)，如果考慮用熱油將荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺8～15℃的天然氣加熱到30℃則要耗費大量的熱能。由于外輸壓力的需要，干氣壓縮機在投產(chǎn)第1年就將投入運行，氣體經(jīng)壓縮后溫度會大幅度上升。傳統(tǒng)工藝設(shè)計中是用海水冷卻高溫氣體，而在荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺工藝設(shè)計中考慮用干氣壓縮機出口高溫氣體加熱深水氣田來的低溫天然氣，以改善三甘醇脫水塔工作條件。

對于凝析油脫水系統(tǒng)，經(jīng)長度75 km的深水海管流到荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺的氣液溫度僅為8～15℃。如不加熱會影響油水乳狀液脫水效果，可以利用乙二醇再生系統(tǒng)冷凝后的高溫水（95～100℃）作為熱源加熱來自深水海管的油水乳狀液。另外，由于荔灣3－1氣田所在處海底溫度較低，需要在井口或深水管道入口注乙二醇水合物抑制劑，中心平臺需設(shè)乙二醇再生系統(tǒng)，使再生后的乙二醇可以循環(huán)使用（乙二醇再生系統(tǒng)需要消耗大量的熱能，其再生塔頂排出來的水蒸汽要冷凝成低溫水才能排放）。因此，在荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺工藝設(shè)計中，考慮利用乙二醇再生系統(tǒng)冷凝后的高溫水加熱來自深水海管的油水乳狀液至40℃，以減少油水加熱負荷，提高凝析油分離器脫水效果，保證進入聚集分離器的凝析油含水量不超過2%，達到深度脫水的目的。

在荔灣3－1氣田開發(fā)中心平臺工藝設(shè)計中，采用干氣壓縮機出口高溫氣體加熱深水氣田來的低溫天然氣和利用乙二醇再生系統(tǒng)冷凝后的高溫水作為熱源加熱低溫油水乳狀液，既可減少熱站負荷，又可減少冷卻海水的用量，從而實現(xiàn)節(jié)能降耗的目的，減少碳的排放。

4 結(jié)論

在荔灣3－1氣田開發(fā)工程中，采用深水油氣水混輸管道回接至淺水區(qū)中心平臺進行分離脫水，然后通過淺水區(qū)油氣外輸管道輸送至陸上終端進一步處理的工程模式，需要將深水區(qū)氣井能量、深水油氣水混輸管道、淺水中心平臺、淺水油氣外輸管道、終端進站壓力作為統(tǒng)一系統(tǒng)進行綜合分析，以確定中心平臺工藝系統(tǒng)設(shè)計操作參數(shù)。

（1）深水海管生產(chǎn)前期登平臺壓力是中心平臺工藝系統(tǒng)壓力體系設(shè)計的基礎(chǔ)，需進行地層能量利用、深水海管流動保障、油氣脫水系統(tǒng)壓力及增壓設(shè)施配置、設(shè)備和配管重量控制等多方面的綜合研究，從系統(tǒng)優(yōu)化角度確定深水海管登平臺壓力。

（2）凝析油脫水系統(tǒng)可以在較寬的壓力范圍內(nèi)工作，凝析油外輸增壓泵在低壓工況時需要采用“泵串泵”密閉流程才能滿足淺水油氣外輸管道設(shè)計最大輸量時的壓力要求；而三甘醇脫水系統(tǒng)入口端連接濕氣壓縮機，出口端連接干氣壓縮機，除考慮三甘醇脫水系統(tǒng)自身特點外，還要綜合考慮干、濕氣壓縮機的壓比分配。

（3）由于深水氣田特定環(huán)境使得到達中心平臺的氣液溫度較低，工藝設(shè)計時應(yīng)充分利用氣體壓縮和乙二醇再生系統(tǒng)的熱能，提高氣液溫度，以獲得理想的深度脫水效果，改善淺水油氣外輸管道腐蝕環(huán)境，減少熱站負荷及冷卻海水的用量，降低深水氣田開發(fā)能耗。