东海某气田降压生产方案的规划和实施

刘俊阳(中海油能源发展装备技术有限公司上海分公司，上海 200335)

0 引言

东海某气田部分生产井进入中后期生产，产能下降较快。为了延长各生产井寿命，提高采收率，需要对目标气田生产系统进行降压操作，以提高低产低效井产能。根据实际产能及现场情况，选用匹配的天然气压缩机，同时对目前主工艺流程进行优化，实现多口低产井共用压缩机，为周边油田降压增产提供新模式、新思路。

1 降压潜力分析

1.1 平台生产概况

某平台原主工艺流程：单井产气经生产/计量管汇后进入生产分离器进行油、水、气三相分离，分离的气相进入海管外输；分离的水相进入水力旋流器做进一步处理，达标后直接排海；分离的油相进入闭式排放系统。

表1 平台各井油嘴前的压力和产量

表2 主要设备操作参数

从表1可以看出，C1井和C8井由于产气量和产液量较小，油压较低，已不具备降压空间，暂不考虑降压生产。主要设备操作参数如表2所示。现在C6井的油压相对较低，已经接近目前生产分离器的操作压力4 000 kPaG。根据油藏信息，C6井水体能量不是很强，所以油压下降较快，后期出水量大幅增加的可能性不大；C3井油压保持水平好，水体能量可能相对充足，目前产水持续上升，估计后期可能会达到50～100 m3/d水平；C9后期大量产水的概率相对较低。所以，根据对工艺处理系统设计处理流程和目前实际操作的对比，优先考虑对C6井实施单井降压，降低C6单井操作压力。未来根据油藏数据，结合实际生产需求和降压生产效果，逐步的对C9、C3实施降压生产。

2 流程方案

根据潜力分析，流程改造将采用单井降压与多井降压改造模式相结合，降低单井或多口井的流程背压，释放气田产能，然后利用增压设备，将低压井产气增压外输。

实施单井降压，气量一定的情况下，随着压力的下降，输气管线管径阀门尺寸逐渐增大，势必会增加投资成本，根据API RP14E 规范对单相气体流速要求，流速按18.3 m/s进行反算，C6井单井产气按50 000 Sm3/d(考虑2.0波动系数)，操作压力在1 400 kPaG、1 000 kPaG、500 kPaG三种工况下计算管径分别为7.62 cm、7.62 cm、10.16 cm。综合考虑，现阶段考虑3吋管线作为降压改造输气管线。C6单井降压具体流程，单井物流从油嘴后出油管线引出，油水气首先进气液分离器，进行第一次气液分离器，脱出多余水分，满足压缩机进气含水量要求。分离低压气进入天然气压缩机，增压后与其他高压井汇合进入生产分离器，分离的油经凝析油泵增压后进生产分离器。项目实施阶段，又对上述流程进行了优化，保留气/液进生产分离器的常规流程外，增加了天然气压缩机和凝析油泵直接进外输海管的流程，一方面提高了流程的灵活性，同时在生产分离器出现应急关断的情况下，C6井可以正常生产外输，降低产气量损失。

3 设备选型

3.1 气体组分

即各组分物理化学性质等。井口物流组分的变化不仅影响工艺流程和压缩机选型设计，同时还影响发动机的性能表现。

3.2 供气量

即用户要求处理的气体体积，通常用单位时间内标准状态下压缩机处理的气体容积表示，单位为Sm3/h。供气量不能直接用于设计计算压缩机的尺寸大小，需要将其换算成“容积流量”。所谓容积流量，系指压缩机末级排出的气体数量，折算到进口状态时的压力与温度下的气体容积，并加上压缩过程中分离掉的水分与洗涤掉的无用组分[1]。

3.3 进气压力与进气温度

压缩机进气压力与进气温度随着上游工艺条件发生变化，在设计时需要选择合适的设定值。进气温度一般要求控制在烃露点以上。

3.4 排气压力

压缩机末级排出气体的压力，即压缩机下游流程之背压。作为外输压缩机时，排气压力相对较高。

3.5 排气温度

需要严格限制压缩机排放温度，主要原因包括：不饱和烃类气体温度高时会发生裂解；腐蚀性气体温度高时腐蚀性增强；高温下润滑油性能恶化，并可能在排气阀及活塞环上结焦积炭，甚至在排气管道内沉积；无油润滑的往复式压缩机，其活塞环、填料等均采用自润滑有机材料，工作温度不宜过高。井口典型物流组分如表3所示。C6物流典型参数如表4所示。

表3 井口典型物流组分

表4 C6物流典型参数

分析该项目典型井口的天然气组份数据可知，甲烷值含量最高为87.43%；同时该天然气中含有一定比例的重烃、二氧化碳和水。在压缩机选型模拟计算时需要充分考虑这些因素的影响。

表5 工艺专业提供的典型年份处理量

根据允许的排气温度、气缸压缩比以及工作效率来确定压缩级数。假定所有级压比相同，实际设计中，低压级压比配置稍高、高压级压比配置稍低将有利于提高机组整体性能。往复式压缩机设计参数：处理能力：5.0×104Sm3/d；压缩级数：2级。

根据表5典型年份压缩机处理量可以看出，单台压缩机二级压缩运行可满足生产需求。压缩机入口压力在0.5～1.4 MPaG之间波动，出口压力受下游管网压力影响，现阶段出口压力调整基本维持在4.5 MPaG。

设计阶段参照的天然气组分数据很可能与实际情况存在一定差异。设计者需要实时了解组分变化情况，以便对压缩机组进行必要的调整，始终满足增压需求。若进口气体夹带液滴，会造成液击，损坏机器，影响压缩机正常运行，通过对C6井口典型年份物流组分的分析，含水量波动较大，产液量较大时，压缩机无法正常稳定运行，需要在压缩机上游增加气液分离装置，通过气液分离，将多余的水分脱除，达到满足压缩机进口含水量要求。气液分离器按立式两相分离器计算，根据气体流速法计算，气液分离器处理液量按300 m3/d，充分考虑未来产液量的增大，满足压缩机正常运行要求。经计算，气液分离器尺寸为Ф700 mm×2 400 mm。气液分离器进口管线设置预留口，为将来其他低压井的接入提供接口条件，气液分离器设置旁通管线和阀门，含液量低的井口物流可通过旁通管线直接进往复式压缩机[2]。

4 现场实施

2019年，严格按设计要求完成了现场的设备安装和管线连接，投产两年多以来，取得了预期的增产效果。现场安装好的往复式压缩机撬及气液分离装置(如图1所示)。

图1 气液分离装置

5 结语

通过对井口物流组分、产量的分析，选择满足降压生产的往复式压缩机作为降压改造的核心设备，同时考虑进口组分夹带液滴，在压缩机之前安装气液分离装置，现场实施后提高了产气量，施工时还预留了其他低产井的接入口，为将来多井共用压缩机提供了可行性，达到了预期的稳产、增产效果。