油田电站调试时供气方案的选择探析范文

摘要：渤海某油田分为A区和B区两个区块，油田主电站的燃料气气源位于A区的某平台上，而主电站则位于B区的某平台上。针对主电站和燃料气气源分离的这种情况，在平台初始投产时，主电站如何成功调试关系到整个油田的正常投产。通过进行两种供气方案对电站调试时各个系统的适应性对比分析，并结合实际工况制约条件选择合适的供气方案，对主电站和气源分离工况的电站调试具有参考意义。

关键词：工艺流程；调试；海底管道；适应性分析；供气方案

1项目概况

渤海某油田位于渤海西部海域，分为A、B两个区块。平台现有设备已经不能满足油田高效开发的需要，有必要对平台设备进行改造，改造后主电站设置在B区，而该油田自产气不能满足自身需求，需要海底管道管网供气，目前已经通过一根4″(10.16cm)支管向A区DP平台补充燃料气。

2供气方案分析

在渤海某项目投产前，需要对B区的主电站进行调试，由于渤西南管网在A区登陆，还需要把海底管网的天然气输至B区供天然气发电机调试。目前有两种方案：①直接供气，即通过新建的14″混输海管直接把渤西南管网中的天然气输至B区；②间接供气，即A区预投产四口生产井，与管网来气混输至B区。

2.1直接供气方案

渤海某油田主电站设置在B区，管网天然气在A区登陆后，通过新建的14″的海管输至B区，经过B区燃料气处理系统处理合格后供发电机调试使用。为此需对新建的14″海管进行分析[1]。

2.1.1调试期间的输量

渤海某油田单台天然气发电机耗气量为2.0×104Sm3/d，两台同时调试，新建的14″海管需满足两台发动机同时调试的工况，输气量为4.0×104Sm3/d。

2.1.2调试期间海管的适应性分析

①直接输气稳态工况下的水力和热力计算在进行天然气发电调试时，管网气源在A区登陆后再通过新建的14″海管输至B区。现基于14″管道的稳态水力和热气分析，按1.8km长度计算。②直接输气的水合物预测及段塞流分析水合物分析预测：经分析在调试期间，当压力由800kPaG降至760kPaG时，水合物的形成温度区间在-31.1℃左右，而管线中气体的温度约为15℃，因此不会产生水合物。段塞流分析计算：在调试期间，除了在管道出口外，管内介质的流动形态基本为层流。所以，在正常的操作中，段塞流不会出现。经过以上分析认为，14″海管可以满足在调试期间单独输气工况。

2.2间接供气方案

渤西南管网天然气在A区登陆后，与A区井口物流混合进入新建的14″海管输至B区，经过B区原油生产系统、燃料气处理系统处理合格后的燃料气供发电机调试使用。需对新建的14″海管进行分析。

2.2.1调试期间的混输量

调试期间，两台机组同时调试的工况，即4.0×104Sm3/d。

2.2.2调试期间海管的适应性分析

①间接输气稳态工况下的水力和热力计算

渤海某油田在进行天然气发电调试时，渤西南管网气源在A区登陆后与A区井口物流混输至B区。现对A区至B区的14″海管进行分析，基于14″管道的管道稳态水力和热力分析，按1.8km长度计算。

②间接输气水合物分析

预测及段塞流分析水合物分析预测：在一定的压力和温度下可以形成水合物。为了评估在生产过程中水化所造成的危险，下面将分析调试期间的工况。在调试期间的运行过程中，管道的工作温度为64.8～66.3℃，压力890～1000kPaG，混输压力和温度在水合物生产曲线之外，因此没有水合物的形成。段塞流分析计算：气体速度和管道的持液率是形成段塞流的敏感因素，地形和输送压力也是重要的影响因素。管道出口的流型是段塞流，所以混输海管中段会出现塞流。调试期间最大段塞量体积为7.9m3，而接收段塞流的一级分离器中高液位至正常液位容积为80m3，可以处理段塞流。经过以上分析认为，14″混输海管在调试期间满足输量工况。

3两种供气方案的工艺流程适应性分析

3.1直接供气工艺流程

渤西南管输天然气在A区登陆后，经过燃料气加热器加热后，直接进入14″海管输至B区。经过计算，调试工况下A区的燃料气加热器功率满足要求。B区一级生产分离器需要进行适应性的操作，分离器本体需要水封，目的是防止天然气串入其他系统中，确保调试期间的安全。其他辅助系统满足调试要求。

3.2间接供气工艺流程

A区平台需投产生产井四口，平台的其他生产流程及公用辅助流程需要启动。在调试期间，A区的应急机组及柴油机组可以满足平台的正常生产，其他辅助系统可以正常启动，故A区可以满足正常运行。B区的主工艺系统(原油生产流程，生产水处理流程，燃料气处理系统)需要启动，其他公用辅助系统需要相应启动。原油生产流程在调试过程中，启用一台分离器可以满足要求。经核算，生产水处理系统满足要求。经过原油系统分离出的天然气进入燃料气处理系统，处理合格后供发电机调试使用[2-3]。经过对燃料气系统各设施设备进行校算，燃料气系统可以满足在调试期间的要求。

4两种方案对比结果

针对上述两种方案进行分析比较。直接供气方案：优点是简单易操作，调试期间流程简化，现场配合人员少；缺点是需要对A区的海管入口气源压力进行调整来满足B区的一级分离器的压力要求，对整个油田的产量无贡献。间接供气方案：优点是对油田在调试期间可贡献产量约为4500m3油(调试期间约为45d)，无需对A区的气源压力做调整；缺点是流程相对复杂，启用的系统较多，操作复杂，需现场配合人员较多。经过以上分析可知，两种调试方案都可以满足发电机的调试要求。在保证油田产量的前提下，推荐间接供气方案，需在实际操作过程中，平台现场操作人员规范操作，经常巡检来保证调试期间的持续正常运行。

参考文献

［1］李劲松.某输油改做输气海管的校核[J].腐蚀与防护，2013(12)：1144-1146.

［2］陈希，宫西成，寇晓飞，等.海洋石油平台主电站发电机组不断电并车调试方案研究与实践[J].中国海上油气，2011(1)：62-65.

［3］张永伟，范春垒，余明淦，等.丽水36-1海洋平台应急发电机调试[J].中国石油和化工标准与计量，2013(19)：82.

作者:肖峰超 单位:中海油能源发展装备技术有限公司