水源井伴生氣綜合利用

馬亮 張紹廣 李勝旺（中海石油（中國）有限公司天津分公司）

節(jié)能是生態(tài)文明建設(shè)的重要內(nèi)容，是推進碳達峰和碳中和、促進高質(zhì)量發(fā)展的重要支撐。近年來，中國海油堅定不移走生態(tài)優(yōu)先、綠色低碳的高質(zhì)量發(fā)展道路，推動全系統(tǒng)能效綜合創(chuàng)新，節(jié)能降碳綠色轉(zhuǎn)型。渤海油田堅持把生態(tài)優(yōu)先擺在油田開發(fā)建設(shè)的重要戰(zhàn)略位置，將綠色低碳發(fā)展理念和節(jié)能減排實施行動融入油氣勘探開發(fā)生產(chǎn)全生命周期，努力為建設(shè)人與自然和諧共生的生態(tài)環(huán)境積極做出貢獻[1-2]。

1 項目背景及問題分析

注水是油田開發(fā)過程中向地層補充能量、提高油田采收率的重要手段之一，已成為當前采油生產(chǎn)中最重要的工作之一。油田注水是一項非常復雜的系統(tǒng)工程，它是以注入水的水質(zhì)處理和水質(zhì)穩(wěn)定為手段，以保護油層為基礎(chǔ)，以達到保持油層壓力、實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)為目的的油田系統(tǒng)工程之一。渤海油田海上采油平臺常用的注水水源主要是水源井產(chǎn)出水和原油處理系統(tǒng)分離出的含油污水[3-4]。水源井產(chǎn)出水與經(jīng)過原油處理系統(tǒng)分離的含油污水進入生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)進行除油、過濾凈化處理，處理達到回注標準后經(jīng)過注水泵增壓后回注到地層，既可以補充地層能量，又可以實現(xiàn)生產(chǎn)污水的零排放。

渤海油田某采油平臺設(shè)置兩口水源井A、B，兩口水源井運行工況見表1。水源井A 和B 產(chǎn)出水從采油樹油嘴出來后進入一條6 英寸主管線交匯在一起，之后通過海水板式換熱器進行換熱；換熱后的水源井水與原油處理系統(tǒng)分離出的含油污水共同進入斜板除油器；加氣浮選器、核桃殼過濾器進行凈化處理；處理達標的生產(chǎn)水進入注水緩沖罐緩存，再經(jīng)注水泵增壓后回注到地層。水源井生產(chǎn)處理流程見圖1。

圖1 水源井生產(chǎn)處理流程Fig.1 Production treatment process of water source well

表1 水源井運行工況Tab.1 Operating condition of water source well

隨著滾動開發(fā)的需求，油田配注量持續(xù)增加，水源井需要提頻生產(chǎn)。在生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)：斜板除油器、加氣浮選器、開排罐液位波動范圍大且頻繁，經(jīng)常出現(xiàn)磁翻板液位計浮子跳變現(xiàn)象；數(shù)個連接至開排系統(tǒng)的甲板地漏間斷性出現(xiàn)少量天然氣外溢、開排罐頂部呼吸口連續(xù)性有天然氣放空、冷放空系統(tǒng)放空氣量增大的現(xiàn)象，且當水源井提頻至50 Hz頻率生產(chǎn)時上述現(xiàn)象尤為明顯。針對上述問題，逐節(jié)點、逐設(shè)備進行了溯源排查，鎖定引起上述現(xiàn)象的主要原因是水源井伴生氣導致。隨著水源井的開采，地層能量降低，出現(xiàn)脫氣現(xiàn)象，使得水源井產(chǎn)出伴生氣量增加。通過對水源井采油樹套管路流程和油嘴下游流程所產(chǎn)流體取樣，并采用氣相色譜法[5]進行水源井伴生氣組分分析（表2），驗證套管路和油管路流程均有連續(xù)、大量伴生氣存在，且套管路物流為單一的天然氣。由于斜板除油器、加氣浮選器、注水緩沖罐、開排系統(tǒng)均不具備處理天然氣的功能，使得水源井伴生氣進入生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)后，一部分通過與其連通的開排系統(tǒng)外溢排放，另一部分通過冷放空系統(tǒng)大量放空。如果這些天然氣資源得不到有效回收，數(shù)量越來越多[6]，既造成了水源井伴生氣資源的浪費，同時又對現(xiàn)場安全生產(chǎn)帶來隱患。

表2 水源井伴生氣組分Tab.2 Associated gas composition of water source well %

2 技術(shù)研究

為實現(xiàn)水源井伴生氣的綜合利用，解決水源井伴生氣進入生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)后外溢和放空帶來的安全隱患，響應(yīng)公司“積極主動謀劃，聚焦踐行‘雙碳’目標要求，實施綠色發(fā)展跨越工程”節(jié)能低碳工作號召，抓好節(jié)能降耗減碳，對該采油平臺制定臨時措施及根本解決方案，以實現(xiàn)水源凈化、天然氣回收及生產(chǎn)隱患的治理。臨時措施主要是對兩口水源井降頻，在滿足油田注水量需求的前提下盡可能使水源井在低頻率下運行，降低其伴生氣產(chǎn)出量，并做好監(jiān)測及相應(yīng)的安全措施；根本解決方案是對兩口水源井伴生氣綜合回收利用。

2.1 套管伴生氣回收

水源井套管產(chǎn)氣回收方式較為簡便，在利用生產(chǎn)、計量管匯預留口的基礎(chǔ)上，通過對采油樹套管路從套管翼閥連接配有定壓放氣閥組的工藝管線到生產(chǎn)、計量管匯預留口進行地面配套流程升級改造，使水源井套管伴生氣進入原油處理系統(tǒng)凈化穩(wěn)定，并與原油處理系統(tǒng)分離出的天然氣共同進入天然氣處理系統(tǒng)進一步處理，實現(xiàn)了對水源井套管伴生氣的回收，日回收天然氣可達2 000 m3。

2.2 油管伴生氣回收

對于水源井油管路物流，由于伴生氣與大量地層水混合呈氣液兩相流狀態(tài)，要實現(xiàn)對伴生氣的回收，物流首先需要通過一個可以進行氣液兩相分離的脫氣裝置，分離出的天然氣再進入天然氣處理流程進一步回收，分離出的水則可進入生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)處理。按照投資費用低、天然氣回收率高、改造工作量小、設(shè)備運行穩(wěn)定的原則，結(jié)合水源井油管物流水量大同時攜帶較多伴生氣的特點，水源井脫氣工藝系統(tǒng)及氣液分離器選用需要滿足以下條件：

1） 對于任何已經(jīng)選定規(guī)模的水處理工藝而言，其處理能力均有水量處理上限的問題，因此，在設(shè)計工藝上應(yīng)具備較大的抗水力沖擊負荷能力，適應(yīng)較大的水量波動。

2）水源井伴生氣氣量較大，進入脫氣系統(tǒng)的氣液比接近4∶1，對脫氣裝置氣液分離能力有較高要求。

3）現(xiàn)場安裝空間有限，對設(shè)備尺寸有一定要求，設(shè)備的安裝不影響現(xiàn)場火區(qū)劃分。

4） 處理設(shè)施運行可靠、穩(wěn)定，操作管理簡便，處理過程安全。

5）設(shè)備須整體防爆以滿足現(xiàn)場安全要求。

按照上述思路，對水源井脫氣工藝系統(tǒng)及氣液分離器進行了研究，并制定實施方案。

方案一：利用處于閑置狀態(tài)的高壓注氣罐或高效靜電聚結(jié)分離器作為氣液分離器，并對工藝流程進行適應(yīng)性改造。通過校核，兩口水源井產(chǎn)液超過了高壓注氣罐和高效靜電聚結(jié)分離器的處理能力，不滿足使用需求。

方案二：新增一套氣液分離裝置，并對工藝流程進行適應(yīng)性改造。根據(jù)兩口水源井氣液混合物特點、平臺生產(chǎn)實際，對現(xiàn)有臥式氣液分離、T 型管式氣液分離、GLCC 氣液分離、旋流氣液分離技術(shù)及現(xiàn)狀進行了工藝比對及適用性分析[7-10]。氣液分離技術(shù)適用性分析見表3。

表3 氣液分離技術(shù)適用性分析Tab.3 Applicability analysis of gas-liquid separation technology

結(jié)合現(xiàn)場實際情況，因高度限制，立式兩相分離器GLCC 無法滿足安裝要求?？紤]到日后水源井提頻，水源含氣量不穩(wěn)定，T 型管脫氣裝置不能滿足分離要求。比選三種常用兩相分離器，臥式兩相分離器工況操作范圍廣、適應(yīng)日后水源井提頻需求，設(shè)備滿足現(xiàn)場安裝要求，因此推薦使用臥式氣液兩相分離器。

3 伴生氣綜合利用工藝

3.1 脫氣裝置

臥式氣液兩相分離器結(jié)構(gòu)見圖2。該臥式氣液兩相分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)采用兩階段設(shè)計，可去除99%粒徑大于10 μm 的所有顆粒，適用于要求極細夾帶物去除的場合。第一階段使用一臺離心分離器，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粒徑小于0.3 μm 的顆粒。

圖2 臥式氣液兩相分離器結(jié)構(gòu)Fig.2 Structure of horizontal gas-liquid two phase separator

脫氣裝置選用傳統(tǒng)的臥式氣液兩相分離器，內(nèi)組件由不銹鋼片定制而成，特殊流體力學設(shè)計，具有以下特點：液體處理量大，高段塞流處理能力強，脫氣率大于99%；強度高、耐磨、 耐腐蝕、不容易損壞、分離組件可拆卸移動；孔隙率大，能有效阻止結(jié)垢，同時入口處設(shè)置了藥劑、酸洗預留口，可定期對裝置內(nèi)部進行酸洗，基本不受結(jié)垢物質(zhì)影響；能實現(xiàn)長周期運行，無需更換，日常維護簡單。

3.2 脫氣工藝系統(tǒng)適應(yīng)性改造

該脫氣裝置設(shè)置在水源井出口管線和海水板式換熱器之間，工藝流程配套性改造主要是在水源井出口總管線上引出一路流程接入脫氣裝置，脫氣裝置液相出口與板式換熱器入口連接，在原管線和新增脫氣裝置進出口管線上分別增加隔離閥門；脫氣裝置底部排污管線連接至閉排系統(tǒng)，緊急放空管線接入火炬放空系統(tǒng)。分離出的生產(chǎn)水經(jīng)板式換熱器冷卻后進入生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)進一步處理；分離出的天然氣經(jīng)天然氣冷卻器冷卻后進入天然氣系統(tǒng)處理（圖3），經(jīng)過凈化、增壓后進入天然氣外輸管網(wǎng)輸送到陸地終端，實現(xiàn)對伴生氣的綜合回收利用。

圖3 水源井脫氣系統(tǒng)工藝Fig.3 Degassing system process of water source well

儀表系統(tǒng)主要是對脫氣裝置配套設(shè)置1 只壓力表、1 臺壓力變送器、2 臺液位變送器、1 臺液位調(diào)節(jié)閥、1 臺壓力調(diào)節(jié)閥、1 臺流量計。控制系統(tǒng)方面主要是新增1 路溫度信號、1 路液位信號和1 路調(diào)節(jié)閥控制信號，接入原平臺PCS 系統(tǒng)實現(xiàn)工藝流程控制。新增1 路液位信號，接入原平臺ESD 系統(tǒng)實現(xiàn)液位低低切斷連鎖保護。

優(yōu)化后的水源井伴生氣回收設(shè)備及工藝流程對平臺原火區(qū)劃分無影響，新增設(shè)備及流程在原有水噴淋系統(tǒng)、消防軟管站安全保護區(qū)域內(nèi)，只對該臥式氣液兩相分離器增加了4 組消防水噴頭即滿足了消防及安全要求。

水源井脫氣工藝系統(tǒng)施工完成后經(jīng)過調(diào)試投入運行。通過調(diào)整水源井運行頻率，對水源井、脫氣裝置、污水處理系統(tǒng)運行工況，以及地漏、開排罐呼吸口、冷放空等關(guān)鍵點定人、定點進行連續(xù)監(jiān)測，驗證流程運行工況及脫氣裝置的使用效果。

4 應(yīng)用效果分析

1） 水源井脫氣工藝系統(tǒng)及套管流程投用后，斜板除油器、加氣浮選器、開排罐液位變化趨于平緩，磁翻板液位計浮子跳變現(xiàn)象基本消除，系統(tǒng)投運前后液位變化趨勢對比非常明顯。投用前后污水系統(tǒng)運行參數(shù)見表4。從表4 可以看出，系統(tǒng)投用后生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)運行工況更加穩(wěn)定。

表4 水源井脫氣工藝系統(tǒng)投用前后污水系統(tǒng)運行參數(shù)Tab.4 Operating parameter of sewage system before and after the commissioning of degassing system process from water source well

2）甲板地漏天然氣外溢現(xiàn)象消除，用氣體檢測儀進行檢測未檢測到天然氣；開排罐呼吸口連續(xù)性天然氣外排現(xiàn)象消失；冷放空放空量明顯減少；天然氣從地漏外溢及在開排罐呼吸口連續(xù)大量外排的隱患得到治理，保證了現(xiàn)場生產(chǎn)環(huán)境的安全。

3）實現(xiàn)了水源井進入污水處理系統(tǒng)水源的凈化和攜帶伴生氣的綜合利用。水源井運行工況穩(wěn)定，運行頻率由長期的30 Hz 低頻率運行模式調(diào)整為50 Hz 滿頻運行，水源井產(chǎn)能得到釋放，日增產(chǎn)水量可達950 m3，年增注水34.675×104m3，保證了地層注夠水的需求。通過脫氣裝置每日回收伴生氣可達1.05×104m3，綜合套管伴生氣的回收量，全年累計回收天然氣可達456.25×104m3，年折合標準煤約6 000 t，減少了天然氣放空，年減少CO2排放約1.5×104t，相當于植樹約81 萬棵。

5 結(jié)論

1）通過對水源井伴生氣脫氣裝置的改進進行分析，研究表明，海上采油平臺水源井伴生氣含量超標會影響污水系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，對水源井物流進行氣液分離是解決該問題行之有效的方法，同時也表明海上采油平臺水源井伴生氣治理需要采取油管和套管同時回收的方式才能取得好的效果。

2）再次對現(xiàn)有水源井伴生氣治理的研究進行了驗證，在水源井伴生氣回收利用的必要性和氣液分離方式上進行了補充，并對現(xiàn)有的氣液分離技術(shù)進行了簡要對比和分析，為以后海上油田進行污水系統(tǒng)和水源井的管理以及工藝流程初始設(shè)計提供了實踐依據(jù)。