渤海某油田電站調試時供氣方案的選擇分析

肖峰超

(中海油能源發(fā)展裝備技術有限公司 天津300452)

1 項目概況

渤海某油田位于渤海西部海域，分為 A、B兩個區(qū)塊。平臺現(xiàn)有設備已經不能滿足油田高效開發(fā)的需要，有必要對平臺設備進行改造，改造后主電站設置在B區(qū)，而該油田自產氣不能滿足自身需求，需要海底管道管網(wǎng)供氣，目前已經通過一根 4″(10.16cm)支管向A區(qū)DP平臺補充燃料氣。

2 供氣方案分析

在渤海某項目投產前，需要對 B區(qū)的主電站進行調試，由于渤西南管網(wǎng)在A區(qū)登陸，還需要把海底管網(wǎng)的天然氣輸至 B區(qū)供天然氣發(fā)電機調試。目前有兩種方案：①直接供氣，即通過新建的 14″混輸海管直接把渤西南管網(wǎng)中的天然氣輸至 B區(qū)；②間接供氣，即A區(qū)預投產四口生產井，與管網(wǎng)來氣混輸至B區(qū)。

2.1 直接供氣方案

渤海某油田主電站設置在 B區(qū)，管網(wǎng)天然氣在A區(qū)登陸后，通過新建的 14″的海管輸至 B區(qū)，經過B區(qū)燃料氣處理系統(tǒng)處理合格后供發(fā)電機調試使用。為此需對新建的14″海管進行分析[1]。

2.1.1 調試期間的輸量

渤海某油田單臺天然氣發(fā)電機耗氣量為 2.0×104Sm3/d，兩臺同時調試，新建的 14″海管需滿足兩臺發(fā)動機同時調試的工況，輸氣量為4.0×104Sm3/d。

2.1.2 調試期間海管的適應性分析

①直接輸氣穩(wěn)態(tài)工況下的水力和熱力計算

在進行天然氣發(fā)電調試時，管網(wǎng)氣源在 A區(qū)登陸后再通過新建的 14″海管輸至 B區(qū)?，F(xiàn)基于 14″管道的穩(wěn)態(tài)水力和熱氣分析，按1.8km長度計算。典型年穩(wěn)態(tài)水力熱力計算結果見表1。

表1 穩(wěn)態(tài)工況下的水力和熱力計算(調試期間)Tab.1 Hydraulic and thermal calculations under steadystate conditions(during debugging)

②直接輸氣的水合物預測及段塞流分析

水合物分析預測：經分析在調試期間，當壓力由800kPaG降至760kPaG時，水合物的形成溫度區(qū)間在-31.1℃左右，而管線中氣體的溫度約為 15℃，因此不會產生水合物。

段塞流分析計算：在調試期間，除了在管道出口外，管內介質的流動形態(tài)基本為層流。所以，在正常的操作中，段塞流不會出現(xiàn)。

經過以上分析認為，14″海管可以滿足在調試期間單獨輸氣工況。

2.2 間接供氣方案

渤西南管網(wǎng)天然氣在A區(qū)登陸后，與 A區(qū)井口物流混合進入新建的14″海管輸至B區(qū)，經過B區(qū)原油生產系統(tǒng)、燃料氣處理系統(tǒng)處理合格后的燃料氣供發(fā)電機調試使用。需對新建的14″海管進行分析。

2.2.1 調試期間的混輸量

調試期間，兩臺機組同時調試的工況，即 4.0×104Sm3/d。管輸?shù)奶烊粴饨M分及混輸量如表2所示。

表2 混輸海管輸量Tab.2 Flow rate of multiphase subsea pipeline

2.2.2 調試期間海管的適應性分析

①間接輸氣穩(wěn)態(tài)工況下的水力和熱力計算

渤海某油田在進行天然氣發(fā)電調試時，渤西南管網(wǎng)氣源在A區(qū)登陸后與A區(qū)井口物流混輸至B區(qū)?，F(xiàn)對A區(qū)至B區(qū)的14″海管進行分析，基于14″管道的管道穩(wěn)態(tài)水力和熱力分析，按1.8km長度計算。典型年穩(wěn)態(tài)水力熱力計算結果見表3。

表3 穩(wěn)態(tài)工況下的水力和熱力計算(調試期間)Tab.3 Hydraulic and thermal calculations under steady-state conditions(during debugging)

②間接輸氣水合物分析預測及段塞流分析

水合物分析預測：在一定的壓力和溫度下可以形成水合物。為了評估在生產過程中水化所造成的危險，下面將分析調試期間的工況。在調試期間的運行過程中，管道的工作溫度為 64.8～66.3℃，壓力890～1000kPaG，混輸壓力和溫度在水合物生產曲線之外，因此沒有水合物的形成。

段塞流分析計算：氣體速度和管道的持液率是形成段塞流的敏感因素，地形和輸送壓力也是重要的影響因素。管道出口的流型是段塞流，所以混輸海管中段會出現(xiàn)塞流。調試期間最大段塞量體積為 7.9m3，而接收段塞流的一級分離器中高液位至正常液位容積為80m3，可以處理段塞流。

經過以上分析認為，14″混輸海管在調試期間滿足輸量工況。

3 兩種供氣方案的工藝流程適應性分析

3.1 直接供氣工藝流程

渤西南管輸天然氣在 A區(qū)登陸后，經過燃料氣加熱器加熱后，直接進入 14″海管輸至 B區(qū)。經過計算，調試工況下A區(qū)的燃料氣加熱器功率滿足要求。B區(qū)一級生產分離器需要進行適應性的操作，分離器本體需要水封，目的是防止天然氣串入其他系統(tǒng)中，確保調試期間的安全。其他輔助系統(tǒng)滿足調試要求。

3.2 間接供氣工藝流程

A區(qū)平臺需投產生產井四口，平臺的其他生產流程及公用輔助流程需要啟動。在調試期間，A區(qū)的應急機組及柴油機組可以滿足平臺的正常生產，其他輔助系統(tǒng)可以正常啟動，故 A區(qū)可以滿足正常運行。B區(qū)的主工藝系統(tǒng)(原油生產流程，生產水處理流程，燃料氣處理系統(tǒng))需要啟動，其他公用輔助系統(tǒng)需要相應啟動。B區(qū)調試期間處理量如表4所示。

表4 調試期間處理量Tab.4 Processing volume during debugging

原油生產流程在調試過程中，啟用一臺分離器可以滿足要求。經核算，生產水處理系統(tǒng)滿足要求。經過原油系統(tǒng)分離出的天然氣進入燃料氣處理系統(tǒng)，處理合格后供發(fā)電機調試使用[2-3]。經過對燃料氣系統(tǒng)各設施設備進行校算，燃料氣系統(tǒng)可以滿足在調試期間的要求。

4 兩種方案對比結果

針對上述兩種方案進行分析比較。直接供氣方案：優(yōu)點是簡單易操作，調試期間流程簡化，現(xiàn)場配合人員少；缺點是需要對 A區(qū)的海管入口氣源壓力進行調整來滿足 B區(qū)的一級分離器的壓力要求，對整個油田的產量無貢獻。間接供氣方案：優(yōu)點是對油田在調試期間可貢獻產量約為 4500m3油(調試期間約為 45d)，無需對 A 區(qū)的氣源壓力做調整；缺點是流程相對復雜，啟用的系統(tǒng)較多，操作復雜，需現(xiàn)場配合人員較多。

經過以上分析可知，兩種調試方案都可以滿足發(fā)電機的調試要求。在保證油田產量的前提下，推薦間接供氣方案，需在實際操作過程中，平臺現(xiàn)場操作人員規(guī)范操作，經常巡檢來保證調試期間的持續(xù)正常運行。