吳慧鋒 劉景亮 李名強

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤南作業(yè)公司）

原油生產(chǎn)過程中伴生氣是一種富含甲烷等低分子烷烴的混合氣體，是原油的共生氣體，屬于天然氣[1]。伴生氣直接放空排放，會造成環(huán)境污染，企業(yè)能源也沒有得到充分利用。隨著倡導綠色環(huán)保發(fā)展經(jīng)濟和天然氣的需求量不斷增加，油田伴生氣的回收利用就顯得十分必要。

A平臺是一座海洋石油中心處理平臺，項目設(shè)計原油系統(tǒng)分離出來的伴生氣經(jīng)冷卻器和洗滌器處理后，少量伴生氣供給熱介質(zhì)鍋爐作為燃料，大部分伴生氣經(jīng)過三級洗滌壓縮冷卻處理后經(jīng)天然氣海管外輸。按照該油田開發(fā)項目鉆完井和工程施工進度計劃，外輸氣海管計劃完工晚于平臺試運行時間，考慮原油供給需求和企業(yè)運營效益，該平臺按時投入試運行，在原油開采和處理過程中，如果大量伴生氣通火炬放空燃燒，不但會造成海洋大氣環(huán)境污染，而且浪費國家不可再生能源。

1 油田概況

A中心平臺和井口平臺設(shè)計潛力油氣井46口，潛力配產(chǎn)油田最大產(chǎn)油量4 301 m3/d，潛力配產(chǎn)油田最大產(chǎn)氣量32.9×104m3/d。平臺井口產(chǎn)出的物流經(jīng)過原油加熱器加熱到80℃，然后進入生產(chǎn)分離器進行油氣水三相分離，分離出來的原油經(jīng)外輸泵增壓，通過原油海管進行外輸。分離出來的天然氣經(jīng)過冷卻后進入伴生氣洗滌器，洗滌器出來的天然氣少量伴生氣供給鍋爐作為燃料，外輸氣海管建造完工投用后，大量天然氣經(jīng)過三級洗滌壓縮冷卻儲存到伴生氣接收罐，最后經(jīng)過氣海管外輸。洗滌器出口還有一路通過火炬放空。A平臺工藝流程簡圖見圖1。

圖1 A平臺工藝流程簡圖

根據(jù)油田地質(zhì)特點、鉆完井進度計劃和平臺建造實施進度，平臺投入試運行后外輸氣海管不具備外輸條件，鍋爐每天消耗天然氣約0.3×104m3/d，大量伴生氣面臨放空燃燒問題。為防止海洋大氣環(huán)境污染和增加企業(yè)運營效益，提出原油海管摻氣外輸回收伴生氣的設(shè)想。

2 原油海管摻氣外輸可行性分析

該平臺原油外輸海管長約21 km，管道埋深為1.5 m，管線為鋼管結(jié)構(gòu)，內(nèi)管為10"，外徑為16"，總傳熱系數(shù)為0.95 W/(m2·℃)，海管最大操作溫度為85℃，管線最大操作壓力3 070 kPa。原油外輸海管示意圖見圖2。

圖2 原油外輸海管示意圖

根據(jù)A平臺環(huán)境參數(shù)、外輸流體性質(zhì)、原油外輸海管參數(shù)、輸送量、配產(chǎn)數(shù)據(jù)和物性數(shù)據(jù)，進行海管最小外輸量及最大外輸量的水力和熱力核算，見表1。

表1 海管最小外輸量及最大外輸量的水力和熱力核算

基于海管工藝校核結(jié)果可知，摻氣后海管的最大操作壓力為3 000 kPa，最大操作溫度為80℃，實際操作壓力和操作溫度均小于設(shè)計值，海管正常運行狀態(tài)下，操作溫度遠高于水合物形成溫度。根據(jù)海管原設(shè)計流程，停輸狀態(tài)下，在流體溫降至凝固點29℃之前，海管應(yīng)啟動置換流程，所以停輸后依舊不會有水合物形成。該海管工藝條件滿足摻氣外輸要求。

原油外輸海管在原設(shè)計運行工況下輸送介質(zhì)為油水混輸，海管設(shè)計腐蝕裕量為3 mm。原油海管摻氣外輸，輸送介質(zhì)的腐蝕性增強。依據(jù)模擬的摻氣外輸工況和原設(shè)計腐蝕性氣體CO2的含量數(shù)據(jù)，通過ECE5腐蝕計算軟件，計算該外輸海管在臨時工況下的內(nèi)腐蝕速率。模擬最大外輸工況下A原油海管腐蝕計算見表2。

根據(jù)以上計算數(shù)據(jù)，按照海管工藝模擬最大外輸工況下，海管腐蝕速率為0.82 mm/a，添加緩蝕劑后腐蝕速率為0.12 mm/a。如原油海管臨時輸送天然氣，之后恢復原設(shè)計工況，參考A油田開發(fā)項目原腐蝕計算結(jié)果，設(shè)計壽命期內(nèi)管道腐蝕約為0.94 mm，管道設(shè)計3 mm腐蝕裕量，滿足海管腐蝕要求，同時建議在進行油氣水混輸前要進行緩蝕劑的篩選，摻氣外輸時添加緩蝕劑以保證腐蝕裕量在控制范圍內(nèi)。

表2 模擬最大外輸工況下A原油海管腐蝕計算

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 工藝流程改造

核算海管工藝和腐蝕裕量滿足輸送伴生氣要求后，實施原油海管摻氣外輸適應(yīng)性工藝流程改造。新增加天然氣接收罐出口管線至原油外輸海管入口的伴生氣輸送流程，新流程管線上游安裝關(guān)斷閥SDV，下游安裝安全閥PSV，滿足安全生產(chǎn)需要。安裝溫度變送器TT、壓力變送器PT、流量計FT和調(diào)節(jié)閥FIC，升級中控系統(tǒng)緊急關(guān)斷系統(tǒng)和過程控制系統(tǒng)邏輯，以滿足工藝流程監(jiān)控需要。伴生氣回收及摻氣外輸流程簡圖見圖3。改造后，投用三級洗滌壓縮冷卻壓縮機設(shè)備、伴生氣接收罐和新增工藝流程。生產(chǎn)分離器出來的伴生氣首先經(jīng)過洗滌罐處理，經(jīng)過壓縮機增壓輸送到接收罐，新增流程經(jīng)過調(diào)節(jié)閥穩(wěn)定流量后，輸送到原油外輸海管入口，經(jīng)過原油海管和原油一起外輸。

圖3 伴生氣回收及摻氣外輸流程簡圖

3.2 應(yīng)用效果

此項目投用后，平臺火炬火焰明顯減小，每天最多摻氣外輸5×104m3。在原油海管摻氣外輸過程中，按推薦型號和注入量注入緩蝕劑，依據(jù)檢測數(shù)據(jù)，腐蝕量在3 mm腐蝕裕量范圍內(nèi)。投用100天，共回收伴生氣469×104m3，節(jié)約標煤約6 000 t，減少碳排放約10 000 t。

4 結(jié)論

1）伴生氣回收外輸及碳減排項目實現(xiàn)采油A平臺試運行前期伴生氣回收，為企業(yè)低碳綠色經(jīng)營和油田上產(chǎn)增效提供參考經(jīng)驗。

2）后期雖然外輸氣海管建造完工投用，但是下游油田隨著開采開發(fā)，C平臺將出現(xiàn)天然氣自產(chǎn)氣量不滿足主機自耗的需求，可繼續(xù)通過此項目流程為C平臺補給天然氣，實現(xiàn)油田群之間物流相互充分利用、維持生產(chǎn)、保證油田群可持續(xù)開發(fā)。