某海上油田水源井套管气回收探索与实践

2022-08-16董宝柱代齐加丁乾申王智守徐学智曹立红

天津科技 2022年8期

董宝柱，代齐加，丁乾申，王智守，徐学智，曹立红

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津 300459)

0 引言

渤海油田在生产油田中84%的动用储量需要注水补充能量，91%的油气产量来自于注水开发。可以说，注水油田持续高效开发是渤海油田长期稳产的基础。随着油田注水深化的持续推进，注水开发所需水源仅仅依靠原油脱出的次生水已无法满足当前渤海油田用水需求，因此，渤海油田大量的水源井应运而出。顾名思义，水源井主要产水，但是开发的大部分水源井所产生的溶解气成分为天然气，如果这些天然气资源得不到有效的回收，数量会越来越多，从而带来较为严重的资源浪费，也将对周围空气造成污染。随着国家环保力度的加大，水源井套管气回收问题迫在眉睫。本文援引某采油平台水源井套管回收历程进行了探索和研究。

渤海某采油平台有一口水源井A4W，2014年投产，ODP设计阶段未考虑油套环空会产生天然气的情况，故未设置套管气回收流程。A4W井投产以来每日套压都会上升，且上升较快，需人工每日定时泄放。为了验证是否存在天然气，我们对套管气进行取样送专业机构化验分析，可知气样含有大量天然气。为了摸清水源井套管产气的经济价值，我们经过严密的核算后确定该井套管气具有可观的回收价值[1]。通过探索与实践对A4W井套管气流程进行改造，合理设计流程走向和改造方案，并利用临近油井套管气流程成功实现了套管气回收。改造后，通过计量分离器计量得出每日回收气量超1000m3，既降低了海上平台火炬气放空量，又获得了经济效益，达到了节能减排和油气增产的效果[2]。

1 前期研究

1.1 水源井套管气组分分析

水源井溶解气较油井套管气有一定区别，油井溶解气富含天然气，而水源井套管气不一定含天然气。为了验证水源井所产套管气成分，对此口水源井A4W井套管气取样并送至专业机构进行化验分析，化验结果如表1所示。

表1 A4W井套管气气样组分表Tab.1 Composition of casing gas sample of well A4W

该油田水源井溶解气的主要成分为甲烷(88.79%)，与燃料气系统天然气组分相近，不会对设备设施产生有害影响，具有回收价值。

1.2 水源井套管气量估算

为了摸清水源井套管气量是否具有回收价值需对气量进行评估。由于此口水源井无计量手段，故由生产人员定期排放到火炬系统燃烧，现场测试得出套压上升情况，每8h套压由0.75MPa上升至4MPa。通过水源井套管原始数据和压力上升规律可估算出此口井套管气量[3]，如表2所示。

表2 A4W井环空容量表Tab.2 Annulus capacity of well A4W

由表1数据计算可得A4W井油套环空容积：

式中，V1表示A4W井油套环空容积，m3；D表示井深，m；V表示油套环空容量，L/m。

同时：

式中，P1表示A4W井现在的油套环空压力，MPa；d表示1日时间，h；ΔP表示目前一定时间内实验得到的压差，MPa。

根据克拉珀龙理想气体状态方程PV＝nRT，在温度不变的情况下：

式中，P为理想气体压强，MPa；V为理想气体体积，m3；n为气体物质的量，mol；T为理想气体热力学温度，K；R为理想气体常数；P1为第一种状态下的压力，MPa；V1为第一种状态下的容积，m3；P2为第2种状态下的压力，MPa；V2为第2种状态下的容积，m3。

求得：P2＝0.1MPa时，V2＝802.62m3

经计算可知，此口水源井A4W井每日产气802.62m3，具有回收价值。

1.3 水源井套管气管理难点

由于水源井A4W套管气无回收流程，长期脱气产生套压，为水源井正常运行和人员操作带来了诸多问题。

①浪费能源：水源井A4W井每日套压都会上升，需要人工泄放至闭排，由火炬放空燃烧，造成能源浪费。

②影响电泵使用寿命：由于需要人工排放水源井套压，水源井套压不稳定，导致电潜泵沉没度频繁变化，从而影响电泵使用寿命。

③消耗人工时：水源井A4井每日都需要人工放3次套压，浪费人工时。

④环保影响：有悖国家和公司绿色低碳发展的理念。

2 解决方案

为了解决此问题，笔者从流程上游到下游、设备本身、外在影响因素等多方面进行了深入的探索研究，最终确定利用距离水源井A4W井最近的油井A5井套管气流程，并设计了连接工艺流程，通过自主改造实现了水源井套管气进油井套管气流程的回收利用。

2.1 水源井A4W井原有流程

水源井和油井伴生水是油田注水系统水源的供给的主要组成部分，其中水源井利用电潜泵将水层的地层水从地层举升至地面采水树，从水嘴流出经过旋流除砂器除砂，经过脱气罐脱气，再进入斜板除油器及其下游生产水处理系统做进一步处理，合格后通过注水泵增压回注含油地层，补充产油地层能量，从而增加油田原油产量。水源井产水会产生一定量的溶解气，这一部分气就要单独走套管气流程，见图1。水源井A4W井原有套管气路流程，由采水树服务套管翼阀连接通往闭排的管线，进入闭排系统后再进入火炬分液罐，通过火炬头放空燃烧。因此，需要人工定期打开水源井A4W服务套管翼阀进行套压排放来维持水源井正常产水。

图1 水源井常规流程Fig.1 Conventional process of water source well

2.2 水源井改造设计流程

通过A4W井套管翼阀套压表接口连接1/2in (12.7mm)仪表管线至A5井套管气通往闭式排放罐预留口处，A4W井管气由仪表管线排放至A5井套管气流程，见图2，以实现A4W井套管气回收至生产流程[4]。

图2 水源井改造流程示意图Fig.2 Schematic diagram of water source well reconstruction process

3 项目实施

3.1 设备流程可行性研究

①连接管线使用高磅级仪表管，承压可靠；②A4W井套管气出口管线安装单流阀，防止天然气回窜；③油井A5井套管气出口有定压放气阀，设定2MPa开启，A4井套管气不会回窜至A5井；④油井A5井套管气进回压管线有单流阀，流程的原油和气不会发生回窜；⑤油井回压管线压力750kPa，A4W井和油井A5井套压都是向低压端泄放，流程可行。

3.2 改造成本及物料准备

利用现有流程改造距离短、所需物料少、成本低、可操作性强，具体需要物料如表3所示。

表3 物料准备表Tab.3 Material preparation

3.3 现场改造

在进行了充分的方案论证和风险分析后，于2021年7月14日实施A4W井套管气回收流程改造，对管件、阀门及管线走向进行了合理布局。由水源井A4W服务套管翼阀连接仪表管、球阀，再接仪表管，仪表管线上安装量程为6MPa压力表，其后连接1个单流阀，最终连接至油井A5井套管路预留球阀，见图3。此流程为常开状态，单流阀起到了定压泄放的功能，很好地稳定了水源井套管的压力。

图3 现场实际效果图Fig.3 Actual effect drawing on site

3.4 安全措施

为了保证改造流程的安全性，我们对水源井流程进行了变更和相关资料的升级工作。安全风险分析得出改造后的水源井套管气回收流程对平台原井口区火区级别划分无任何影响，且新增流程在原井口区有水喷淋系统、灭火器设备和易熔塞、燃气探头、火焰探头等安全保护火气关断连锁喷淋系统。因此，区域内无需增加新的消防水喷淋和灭火设备。