深水氣田開發中崖城—香港海管天然氣反輸工藝設計

中海石油（中國）有限公司海南分公司

陵水17-2 氣田是中國海域自營深水勘探的第一個重大油氣田，儲量規模超千億立方米，為大型天然氣田[1]。氣田平臺是世界上首個凝析油儲存半潛設計深水平臺，位于瓊東南盆地北部海域，距離海南省三亞市約150 km，距離西北側已生產的崖城13-1氣田約160 km，水深為1 220～1 560 m。氣田采用浮式平臺開發方案，工程設施由1套水下生產系統、1座帶凝析油存儲及外輸功能的半潛式生產處理平臺和海底管線構成。平臺采用張緊式多點系泊系統。水下生產系統主要包括1 套西區管匯和3 套東區管匯，來自東區管匯的全部井流在東1管匯匯集后通過兩條304.8 mm海底管線以及兩條304.8 mm SCR（鋼懸鏈式）立管直接輸送到半潛平臺處理；來自西區的全部井流通過兩條254 mm海底管線以及兩條254 mm SCR 立管輸送到半潛平臺處理。處理后的合格天然氣經增壓后通過一條95 km、管徑為457.2 mm 的海底管線接入崖城—香港海底管道，輸送至香港、高欄及南山終端銷售；處理后的合格凝析油直接進入浮式平臺油艙儲存，定期由DP（動力定位）油輪外輸。

氣田計劃于2021 年投產，設備可分為三大部分：水下生產系統、船體、上部組塊。主要工藝流程為生產井流三相分離，分離出的天然氣經過脫水、脫烴、干氣壓縮機增壓外輸至崖城—香港管線KP123處，然后輸送至香港，廣東和海南市場。氣田發電機有兩類：主發電機（透平）3臺，額定功率20 MW；應急發電機2 臺，額定功率1 500 kW（供給船體1臺，供給上部組塊一臺）。平臺燃料氣來源有三個：干氣壓縮機后冷卻器來的自產干氣；來自凝析油穩定系統的閃蒸氣；外輸457.2 mm 海底管線來的管網天然氣。

1 管網天然氣初期工藝設計

利用崖城—香港海管管網將天然氣輸送至陵水17-2 氣田，在投產前的工藝系統調試可以用作陵水17-2 氣田外輸457.2 mm 海底管線的氮氣置換、透平發電機的燃氣模式調試、惰氣發生器的燃氣模式調試、干氣壓縮機的進氣調試等。

1.1 氮氣置換及管線吹掃

陵水外輸氣管線投產前，在KP123 三通處457.2 mm 海底管線側有球閥處于關閉狀態，457.2 mm 管道內存在0.2 MPa 的氮氣保持微正壓，該部分氮氣可利用崖城13-1 平臺至香港主管道內的天然氣引流輸送至陵水17-2平臺（即與陵水17-2正常生產外輸時方向相反），將陵水17-2外輸管道內的氮氣置換到陵水17-2半潛平臺放空[2]。氮氣置換過程分為以下兩個階段：①充壓階段，打開KP123管道出口水下三通457.2 mm閥門，利用崖城13-1平臺至香港主管道內的9.4 MPa壓力下的天然氣，向457.2 mm 管道內充壓至9.4 MPa；②放空階段，充壓完成后，打開陵水17-2 平臺端管道入口閥門，將管道內氣體經平臺管道排放至燃料氣滌氣罐，然后經火炬放空頭點火放空。燃料氣罐進出口均有壓力控制閥，可控制燃料氣滌氣罐內壓力在

4.4 MPa。

同時，根據OLGA軟件模擬核算，當控制放空流量為3 750 m3/h 時，457.2 mm 海底管線內的0.2 MPa 氮氣置換合格的時間大約在放空開始后的第50 h，此時外輸457.2 mm 管道在陵水17-2 外輸海管入口處氣體組分中的天然氣比例基本達到管網天然氣組分中的比例；當控制放空流量為17 700 m3/h 時，其外輸457.2 mm 管道在陵水17-2 外輸海管入口處氣體組分中的天然氣比例在放空的第12 h 后基本達到管網天然氣組分中的比例。而且，外輸管線內因為施工等殘留下來的海水等也會被管網天然氣反向攜帶至平臺端，在此過程中平臺操作人員只需要對管網氣樣取樣、化驗氣質組分含水率情況即可，從而達到海管吹掃干燥的目的。

1.2 燃氣模式調試及發電

陵水氣田的動設備中大多采用電驅動形式，其中2臺MEG（乙二醇）注入泵及3臺干氣壓縮機屬于電驅動中壓設備（10.5 kV），由于2 臺應急發電機無法供給中壓電，因此在投產前的設備調試中將會用到透平發電機，以滿足設備調試的需要。3臺透平發電機可以在柴油和天然氣雙燃料模式下發電[3]。在燃油和燃氣模式下，單臺透平發電機在滿負荷下所消耗的柴油和天然氣量是不同的（表1）。從表1 可以看出，單臺透平發電機在輸出功率均為20 MW 的情況下，天然氣消耗量比柴油消耗量更低，而且從銷售市場來講，天然氣較柴油更便宜。因此，透平發電機燃氣模式更經濟，所以用天然氣進行發電是最佳選擇[4]。

表1 單臺透平發電機燃氣模式和燃油模式運轉流量Tab.1 Gas mode and fuel mode operating flow rate of a single turbine generator

圖1 陵水17-2透平燃氣模式調試工藝流程Fig.1 Turbine gas mode commissioning process of Lingshui 17-2

但是，在調試期間沒有開生產井，無法實現透平發電機等設備的燃氣模式調試工作。因此，可結合外輸457.2 mm 海底管線氮氣置換的工藝流程，將崖城—香港海管內的天然氣引流至陵水氣田平臺，供給透平發電機的調試、發電工作，也可以作為平臺惰氣發生器燃氣模式調試的氣源（圖1）。

1.3 干氣壓縮機進氣模式調試

陵水17-2平臺有3臺干氣電動壓縮機，用于將脫水脫烴后的天然氣增壓后外輸至崖城—香港海底管線。在投產前的壓縮機調試需要用透平發電機產生的中壓電才能滿足啟動要求[5]，在干氣壓縮機進氣模式調試時（不增壓工況）可使用的調試介質可以是氮氣或天然氣，但由于在調試期間沒有天然氣，而且若使用氮氣將會導致消耗氮氣量急劇增加，且平臺上氮氣發生器的造氮能力（150 m3/h）不足，無法在短時間內滿足干氣壓縮機的調試要求。在這種情況下，充分利用管網將天然氣輸送至陵水氣田，將會大大節省調試時間，加快調試進度[6]（圖2）；也可以實現利用管網天然氣進行上部組塊的整體系統吹掃，以置換出系統里面的微正壓氮氣等。

利用管網天然氣進行外輸海管氮氣置換、透平調試、干氣壓縮機進氣調試等是按照先后順序進行，具體為：外輸海管氮氣置換—透平調試—干氣壓縮機進氣調試—惰氣發生器調試。各設備用氣量如表2 所示。最大消耗氣量約為21.24×104m3，而崖城—香港海管每天的凈進氣量約為28×104m3，且整條778 km的海管管存量約為2 700×104m3，足以滿足陵水氣田的各項調試工作。

因此，利用此管網設計工藝流程，可實現在不影響崖城—香港海底管線的主管網正常輸氣的情況下，將457.2 mm 海底管線內的氮氣置換合格，并進行透平調試、干氣壓縮機進氣調試等，為氣田的全面投產做好準備。

圖2 陵水17-2工藝系統吹掃及干氣壓縮機進氣調試流程Fig.2 Purge and dry gas compressor intake commissioning process of Lingshui 17-2 process system

表2 陵水17-2氣田各設備調試用氣流量Tab.2 Gas flow rate for each equipment commissioning in Lingshui 17-2 Gas Field

2 管網天然氣的工藝設計

在平臺正常生產后，將管網天然氣反向輸送到平臺可作為平臺關停后的應急復產的氣源。正常生產期間，平臺在觸發了二級及以上關停的狀態下，在恢復生產時，由于平臺設施的天然氣壓力已經泄放，上部組塊的系統壓力降為零，導致水下生產系統的井流在登陸平臺處的閥門壓差過大，無法平衡[7]。此時，將外輸的管網天然氣輸送至平臺入口端，即可平衡閥門兩端壓力，有助于快速復產。當透平發電機掉電時，系統發生生產關斷，由于發電機無法進行燃氣模式啟動、MEG 泵也就無法啟動導致生產井無法開井，而柴油模式啟動透平發電機極為不經濟，此時便可以利用外輸的管網天然氣反輸流程，將透平發電機用燃氣啟動供電，進而恢復生產[8]。此方式更經濟，也有利于快速復產，是陵水17-2 氣田正常生產后的一個常用復產措施，具有十分重要的意義。

3 回路管匯清管工藝設計

平臺水下生產系統的回路管匯是油、氣、水三相混輸管線，當油水混合物管存量較大時，為防止管內積液，需要進行回路管匯通球作業[9]。為保證清管作業期間的安全，平臺一般會采取生產關停的非在線通球方式，因此，管網天然氣反輸工藝流程可以作為通球時的動力氣源，將清管球推入水下生產系統的回路管匯，以達到清管的目的。其簡要流程如下：

（1）水下生產井大氣量循環生產，以減少海管積液。

（2）平臺關停，透平發電機使用管網天然氣發電。

（3）降低上部組塊的段塞流捕集器和閉排罐等的液位，準備接收清管中的段塞流。

（4）導通反輸氣進入水下生產系統的流程，并用壓力控制閥控制壓力將清管球推入水下管線，同時需要通過清管球前后端壓差控制清管速度，達到上部組塊處理段塞流的及時性、有效性。從上述清管步驟可知，在深水半潛平臺水下回路管匯通球時，管網天然氣輸送回平臺可作為透平發電機的供應氣源，同時也可作為清管球的動力氣源，使通球過程更安全高效[10]。

4 結束語

將管網天然氣輸送回陵水平臺，不僅能在氣田投產前的調試過程中大大節省透平發電機的柴油消耗，經濟性更高，還有助于氣田干氣壓縮機的進氣調試，縮短因選擇氮氣進行壓縮機調試的時間。同時，管網天然氣還可以作為水下生產管匯清管的動力氣源、正常生產期間氣田關停后作為恢復生產的發電機唯一氣源，具有十分重要的作用。利用平臺外輸管線將管網天然氣反輸到海洋深水開發平臺的方式，也可以為國內外其他相似生產平臺在投產前后的調試及更經濟高效的恢復生產提供一個參考，具有重要的借鑒意義。