深水气田开发中崖城—香港海管天然气反输工艺设计

中海石油（中国）有限公司海南分公司

陵水17-2 气田是中国海域自营深水勘探的第一个重大油气田，储量规模超千亿立方米，为大型天然气田[1]。气田平台是世界上首个凝析油储存半潜设计深水平台，位于琼东南盆地北部海域，距离海南省三亚市约150 km，距离西北侧已生产的崖城13-1气田约160 km，水深为1 220～1 560 m。气田采用浮式平台开发方案，工程设施由1套水下生产系统、1座带凝析油存储及外输功能的半潜式生产处理平台和海底管线构成。平台采用张紧式多点系泊系统。水下生产系统主要包括1 套西区管汇和3 套东区管汇，来自东区管汇的全部井流在东1管汇汇集后通过两条304.8 mm海底管线以及两条304.8 mm SCR（钢悬链式）立管直接输送到半潜平台处理；来自西区的全部井流通过两条254 mm海底管线以及两条254 mm SCR 立管输送到半潜平台处理。处理后的合格天然气经增压后通过一条95 km、管径为457.2 mm 的海底管线接入崖城—香港海底管道，输送至香港、高栏及南山终端销售；处理后的合格凝析油直接进入浮式平台油舱储存，定期由DP（动力定位）油轮外输。

气田计划于2021 年投产，设备可分为三大部分：水下生产系统、船体、上部组块。主要工艺流程为生产井流三相分离，分离出的天然气经过脱水、脱烃、干气压缩机增压外输至崖城—香港管线KP123处，然后输送至香港，广东和海南市场。气田发电机有两类：主发电机（透平）3台，额定功率20 MW；应急发电机2 台，额定功率1 500 kW（供给船体1台，供给上部组块一台）。平台燃料气来源有三个：干气压缩机后冷却器来的自产干气；来自凝析油稳定系统的闪蒸气；外输457.2 mm 海底管线来的管网天然气。

1 管网天然气初期工艺设计

利用崖城—香港海管管网将天然气输送至陵水17-2 气田，在投产前的工艺系统调试可以用作陵水17-2 气田外输457.2 mm 海底管线的氮气置换、透平发电机的燃气模式调试、惰气发生器的燃气模式调试、干气压缩机的进气调试等。

1.1 氮气置换及管线吹扫

陵水外输气管线投产前，在KP123 三通处457.2 mm 海底管线侧有球阀处于关闭状态，457.2 mm 管道内存在0.2 MPa 的氮气保持微正压，该部分氮气可利用崖城13-1 平台至香港主管道内的天然气引流输送至陵水17-2平台（即与陵水17-2正常生产外输时方向相反），将陵水17-2外输管道内的氮气置换到陵水17-2半潜平台放空[2]。氮气置换过程分为以下两个阶段：①充压阶段，打开KP123管道出口水下三通457.2 mm阀门，利用崖城13-1平台至香港主管道内的9.4 MPa压力下的天然气，向457.2 mm 管道内充压至9.4 MPa；②放空阶段，充压完成后，打开陵水17-2 平台端管道入口阀门，将管道内气体经平台管道排放至燃料气涤气罐，然后经火炬放空头点火放空。燃料气罐进出口均有压力控制阀，可控制燃料气涤气罐内压力在

4.4 MPa。

同时，根据OLGA软件模拟核算，当控制放空流量为3 750 m3/h 时，457.2 mm 海底管线内的0.2 MPa 氮气置换合格的时间大约在放空开始后的第50 h，此时外输457.2 mm 管道在陵水17-2 外输海管入口处气体组分中的天然气比例基本达到管网天然气组分中的比例；当控制放空流量为17 700 m3/h 时，其外输457.2 mm 管道在陵水17-2 外输海管入口处气体组分中的天然气比例在放空的第12 h 后基本达到管网天然气组分中的比例。而且，外输管线内因为施工等残留下来的海水等也会被管网天然气反向携带至平台端，在此过程中平台操作人员只需要对管网气样取样、化验气质组分含水率情况即可，从而达到海管吹扫干燥的目的。

1.2 燃气模式调试及发电

陵水气田的动设备中大多采用电驱动形式，其中2台MEG（乙二醇）注入泵及3台干气压缩机属于电驱动中压设备（10.5 kV），由于2 台应急发电机无法供给中压电，因此在投产前的设备调试中将会用到透平发电机，以满足设备调试的需要。3台透平发电机可以在柴油和天然气双燃料模式下发电[3]。在燃油和燃气模式下，单台透平发电机在满负荷下所消耗的柴油和天然气量是不同的（表1）。从表1 可以看出，单台透平发电机在输出功率均为20 MW 的情况下，天然气消耗量比柴油消耗量更低，而且从销售市场来讲，天然气较柴油更便宜。因此，透平发电机燃气模式更经济，所以用天然气进行发电是最佳选择[4]。

表1 单台透平发电机燃气模式和燃油模式运转流量Tab.1 Gas mode and fuel mode operating flow rate of a single turbine generator

图1 陵水17-2透平燃气模式调试工艺流程Fig.1 Turbine gas mode commissioning process of Lingshui 17-2

但是，在调试期间没有开生产井，无法实现透平发电机等设备的燃气模式调试工作。因此，可结合外输457.2 mm 海底管线氮气置换的工艺流程，将崖城—香港海管内的天然气引流至陵水气田平台，供给透平发电机的调试、发电工作，也可以作为平台惰气发生器燃气模式调试的气源（图1）。

1.3 干气压缩机进气模式调试

陵水17-2平台有3台干气电动压缩机，用于将脱水脱烃后的天然气增压后外输至崖城—香港海底管线。在投产前的压缩机调试需要用透平发电机产生的中压电才能满足启动要求[5]，在干气压缩机进气模式调试时（不增压工况）可使用的调试介质可以是氮气或天然气，但由于在调试期间没有天然气，而且若使用氮气将会导致消耗氮气量急剧增加，且平台上氮气发生器的造氮能力（150 m3/h）不足，无法在短时间内满足干气压缩机的调试要求。在这种情况下，充分利用管网将天然气输送至陵水气田，将会大大节省调试时间，加快调试进度[6]（图2）；也可以实现利用管网天然气进行上部组块的整体系统吹扫，以置换出系统里面的微正压氮气等。

利用管网天然气进行外输海管氮气置换、透平调试、干气压缩机进气调试等是按照先后顺序进行，具体为：外输海管氮气置换—透平调试—干气压缩机进气调试—惰气发生器调试。各设备用气量如表2 所示。最大消耗气量约为21.24×104m3，而崖城—香港海管每天的净进气量约为28×104m3，且整条778 km的海管管存量约为2 700×104m3，足以满足陵水气田的各项调试工作。

因此，利用此管网设计工艺流程，可实现在不影响崖城—香港海底管线的主管网正常输气的情况下，将457.2 mm 海底管线内的氮气置换合格，并进行透平调试、干气压缩机进气调试等，为气田的全面投产做好准备。

图2 陵水17-2工艺系统吹扫及干气压缩机进气调试流程Fig.2 Purge and dry gas compressor intake commissioning process of Lingshui 17-2 process system

表2 陵水17-2气田各设备调试用气流量Tab.2 Gas flow rate for each equipment commissioning in Lingshui 17-2 Gas Field

2 管网天然气的工艺设计

在平台正常生产后，将管网天然气反向输送到平台可作为平台关停后的应急复产的气源。正常生产期间，平台在触发了二级及以上关停的状态下，在恢复生产时，由于平台设施的天然气压力已经泄放，上部组块的系统压力降为零，导致水下生产系统的井流在登陆平台处的阀门压差过大，无法平衡[7]。此时，将外输的管网天然气输送至平台入口端，即可平衡阀门两端压力，有助于快速复产。当透平发电机掉电时，系统发生生产关断，由于发电机无法进行燃气模式启动、MEG 泵也就无法启动导致生产井无法开井，而柴油模式启动透平发电机极为不经济，此时便可以利用外输的管网天然气反输流程，将透平发电机用燃气启动供电，进而恢复生产[8]。此方式更经济，也有利于快速复产，是陵水17-2 气田正常生产后的一个常用复产措施，具有十分重要的意义。

3 回路管汇清管工艺设计

平台水下生产系统的回路管汇是油、气、水三相混输管线，当油水混合物管存量较大时，为防止管内积液，需要进行回路管汇通球作业[9]。为保证清管作业期间的安全，平台一般会采取生产关停的非在线通球方式，因此，管网天然气反输工艺流程可以作为通球时的动力气源，将清管球推入水下生产系统的回路管汇，以达到清管的目的。其简要流程如下：

（1）水下生产井大气量循环生产，以减少海管积液。

（2）平台关停，透平发电机使用管网天然气发电。

（3）降低上部组块的段塞流捕集器和闭排罐等的液位，准备接收清管中的段塞流。

（4）导通反输气进入水下生产系统的流程，并用压力控制阀控制压力将清管球推入水下管线，同时需要通过清管球前后端压差控制清管速度，达到上部组块处理段塞流的及时性、有效性。从上述清管步骤可知，在深水半潜平台水下回路管汇通球时，管网天然气输送回平台可作为透平发电机的供应气源，同时也可作为清管球的动力气源，使通球过程更安全高效[10]。

4 结束语

将管网天然气输送回陵水平台，不仅能在气田投产前的调试过程中大大节省透平发电机的柴油消耗，经济性更高，还有助于气田干气压缩机的进气调试，缩短因选择氮气进行压缩机调试的时间。同时，管网天然气还可以作为水下生产管汇清管的动力气源、正常生产期间气田关停后作为恢复生产的发电机唯一气源，具有十分重要的作用。利用平台外输管线将管网天然气反输到海洋深水开发平台的方式，也可以为国内外其他相似生产平台在投产前后的调试及更经济高效的恢复生产提供一个参考，具有重要的借鉴意义。