潿洲12—1油田工藝改造實現降壓生產

呂勁

摘 要：潿洲12-1油田通過實施工藝流程改造，不僅消除了二級分離器處理量瓶頸問題，還降低了潿洲油田群多條海管的運行壓力，有效的提高了海管的輸送能力，降低了生產風險；流程改造還將16寸外輸海管的外輸含水由10%降低至0.2%左右，減小了潿洲終端的生產處理壓力。

關鍵詞：潿洲油田群；流程改造；海管降壓

中圖分類號：TE832 文獻標識碼：A

一、 前言

潿洲12-1油田位于南中國海北部灣海域內，距離廣西北海市80km，潿洲島29km，與潿洲11-4油田、潿洲11-1油田、潿洲12-8W/6-12油田和潿洲終端處理廠共同組成潿西南油田群。隨著潿洲12-1油田上游新油田投產和邊際油田的開發，潿洲12-1油田二級分離器明顯超負荷運行，導致外輸含水明顯增高、生產水處理壓力增加，以及由此帶來的原油外輸海管負荷增大。為了解決這些問題，同時使生產工藝流程更加滿足現場實際，潿洲12-1油田進行了一系列的工藝流程改造，達到了預期的目的。

二、 工藝流程改造前的生產情況

在工藝流程改造之前，潿洲11-1油田生產的油氣經過12寸海管外輸至潿洲12-1油田，上岸之后經過PAP平臺段塞流捕集器（簡稱PAP捕集器）脫氣，脫氣之后的原油進入二級分離器進一步處理，然后外輸至潿洲終端。工藝流程如圖1所示。

由于潿洲12-1油田二級分離器不僅要處理本平臺及井口平臺生產的油氣，同時還要處理來自潿洲11-1油田的原油。在ODP設計中潿洲12-1油田二級分離器液處理量是8950方/天，隨著潿洲油田群的滾動開發，二級分離器的處理量越來越大，逐漸超過了二級分離器的設計處理量，已經達到12500方/天，二級分離器處理效果變差，導致外輸含水明顯增高、生產水處理壓力增加，以及由此帶來的潿洲終端處理負荷增大。

二級分離器處理量見表1。

同時，在2013年完成的海管內檢測作業中，發現潿洲11-1油田至潿洲12-1油田海底管線腐蝕余量已經較小，為了更好的保證海管的運行安全，有必要對該條海管實施進一步的降壓措施。

2013年，隨著潿洲12-8W/6-12油田的投產（中心平臺簡稱PUQB平臺，與WZ12-1A平臺通過棧橋相連），其自營系統充裕的處理能力，為潿洲12-1油田進行工藝流程改造提供了條件。經過充分論證，決定充分利用PUQB平臺自營系統，將潿洲11-1油田的上岸原油直接導入PUQB平臺進行處理，不再進入潿洲12-1油田二級分離器，這樣既可以降低潿洲11-1油田海管的運行壓力，還可以有效解決潿洲12-1油田二級分離器的處理量超負荷的問題，達到改變二級分離器處理現狀、降低外輸含水的目的。

三、工藝流程改造實施過程

1 第一階段：實現原油進入PUQB平臺處理，降低海管運行壓力，降低外輸含水

第一階段流程改造，是針對當時的主要問題即二級分離器超負荷運行進行的。由于PAP捕集器日處理量達到6000方，如果繼續進入二級分離器處理，超負荷運行的狀態將很難得到徹底解除。因此，依托PUQB平臺自營二級分離器，從潿洲12-1油田二級分離器油出口和PAP捕集器油出口各連接一條原油管線到PUQB平臺自營二級分離器進口，實現PAP油出口流程與潿洲12-1油田二級分離器油出口流程并聯，共同進入PUQB平臺二級分離器。PUQB平臺自營二級分離器分擔了潿洲12-1油田二級分離器負荷，使潿洲12-1油田二級分離器的處理量由12500方/天降低至6500方/天，符合分離器的原設計要求，提升了分離器的處理效果。工藝流程如圖2所示。

PUQB平臺自營二級分離器的操作壓力為0.30MPa，遠低于潿洲12-1油田二級分離器操作壓力1.30MPa，潿洲11-1油田來液經PAP捕集器處理后不再經過潿洲12-1油田二級分離器，直接進入PUQB二級分離器，背壓降低1.00MPa，實現了潿洲11-1油田降壓生產，進一步保障潿洲11-1油田至潿洲12-1油田原油輸送管線的安全運行，也為潿洲11-1油田生產井產能進一步釋放提供了基礎。

2 第二階段：實現海管運行壓力進一步降低，生產工藝流程具備多種外輸組合功能

第二階段流程改造，是在第一階段流程改造的基礎上，針對潿洲11-1油田至潿洲12-1油田的海管運行壓力仍有下降空間，進一步對現有流程進行改造的。為了達到最大的降壓狀況，根據對現場流程的分析，決定潿洲11-1油田在潿洲12-1油田上岸之后旁通PAP捕集器，直接進入PUQB平臺自營二級分離器，中間不設置任何節流。由于該流程的原油管線與原有潿洲12-1油田與潿洲11-4油田原油外輸管線重合，因此進一步對外輸管線也進行了相應改造，將原PAP捕集器油出口直接進16寸外輸海管流程上的單流閥拆除，潿洲12-1油田和潿洲11-4油田的原油利用這條PAP捕集器閑置下來的管線，實現了外輸原油進入PUQB平臺自營一級分離器處理，避免了流程沖突。

通過上述流程改造，一方面，潿洲11-1油田來液直接旁通PAP捕集器，單獨進入PUQB平臺自營二級分離器，海管上岸壓力進一步從0.80MPa降低至0.45MPa，與其相關聯的海管運行壓力也得到了大幅度降低，海管的安全運行得到了進一步保證；另一方面，潿洲12-1油田、潿洲11-1油田、潿洲11-4油田和PUQB平臺的原油外輸流程可以根據實際需要，靈活組合出多種形式：潿洲12-1油田和潿洲11-4油田的原油既可以混合進入PUQB平臺自營一級分離器處理，也可以直接單獨外輸至潿洲終端，在海管掃線、通球作業、停產檢修等特殊情況下，潿洲12-1油田和潿洲11-4油田的原油還可以分別單獨進入PUQB平臺處理和單獨外輸至潿洲終端，互不影響，為今后的海管作業、油田停產檢修等作業提前做好工藝準備。

3 第三階段：針對前期流程改造后的問題，對生產工藝進一步優化

經過前兩個階段的流程改造，生產工藝流程已經相對比較合理，但也存在一些不完善之處。由于PUQB平臺的外輸流量計是針對所有外輸原油進行的計量，無法具體細分每個油田的產量，而降壓后潿洲12-1油田的外輸流程也不經過外輸流量計，無法進行計量。因此，針對現場外輸計量的要求，第三階段流程改造時，在已被拆除的外輸泵F泵位置，將外輸泵的進、出口管線相連，形成外輸泵的旁通管線。改造之后，當正常生產時，二級分離器的原油經過該條旁通管線，再經過流量計計量后再外輸至PUQB平臺；當需要啟動外輸泵單獨外輸至潿洲終端時，也能通過外輸流量計計量，保證了在任何工況下都滿足外輸計量的要求。

結語

潿洲12-1油田工藝流程改造的成功實施，讓工藝處理效果得到進一步提升，達到了多項預期目標。第一，大幅降低潿洲油田群多條原油輸送海管的運行壓力，有效保證了海管安全穩定運行；第二，實現潿洲油田群所有原油進入PUQB自營系統進一步脫水處理，降低了16寸外輸海管的原油含水，減少了對海管的腐蝕和潿洲終端的處理壓力；第三，WZ12-1A平臺和PUQB平臺成為潿洲油田群的兩個處理中心，兩個中心平臺既相互聯系又相互獨立，在任何一個中心平臺出現生產異常時，都能夠在短時間內安全平穩切換，保證了潿洲油田群的連續安全高效生產。

參考文獻

[1] 羅健生，鄢捷年，方達科，等. 潿洲12-1油田中塊低壓儲層保護研究[J].鉆井液與完井液， 2006，23（04）.