某海上油田水源井套管氣回收探索與實踐

董寶柱，代齊加，丁乾申，王智守，徐學智，曹立紅

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

0 引 言

渤海油田在生產油田中84%的動用儲量需要注水補充能量，91%的油氣產量來自于注水開發。可以說，注水油田持續高效開發是渤海油田長期穩產的基礎。隨著油田注水深化的持續推進，注水開發所需水源僅僅依靠原油脫出的次生水已無法滿足當前渤海油田用水需求，因此，渤海油田大量的水源井應運而出。顧名思義，水源井主要產水，但是開發的大部分水源井所產生的溶解氣成分為天然氣，如果這些天然氣資源得不到有效的回收，數量會越來越多，從而帶來較為嚴重的資源浪費，也將對周圍空氣造成污染。隨著國家環保力度的加大，水源井套管氣回收問題迫在眉睫。本文援引某采油平臺水源井套管回收歷程進行了探索和研究。

渤海某采油平臺有一口水源井A4W，2014年投產，ODP設計階段未考慮油套環空會產生天然氣的情況，故未設置套管氣回收流程。A4W井投產以來每日套壓都會上升，且上升較快，需人工每日定時泄放。為了驗證是否存在天然氣，我們對套管氣進行取樣送專業機構化驗分析，可知氣樣含有大量天然氣。為了摸清水源井套管產氣的經濟價值，我們經過嚴密的核算后確定該井套管氣具有可觀的回收價值[1]。通過探索與實踐對A4W井套管氣流程進行改造，合理設計流程走向和改造方案，并利用臨近油井套管氣流程成功實現了套管氣回收。改造后，通過計量分離器計量得出每日回收氣量超1000m3，既降低了海上平臺火炬氣放空量，又獲得了經濟效益，達到了節能減排和油氣增產的效果[2]。

1 前期研究

1.1 水源井套管氣組分分析

水源井溶解氣較油井套管氣有一定區別，油井溶解氣富含天然氣，而水源井套管氣不一定含天然氣。為了驗證水源井所產套管氣成分，對此口水源井A4W井套管氣取樣并送至專業機構進行化驗分析，化驗結果如表1所示。

表1 A4W井套管氣氣樣組分表Tab.1 Composition of casing gas sample of well A4W

該油田水源井溶解氣的主要成分為甲烷(88.79%)，與燃料氣系統天然氣組分相近，不會對設備設施產生有害影響，具有回收價值。

1.2 水源井套管氣量估算

為了摸清水源井套管氣量是否具有回收價值需對氣量進行評估。由于此口水源井無計量手段，故由生產人員定期排放到火炬系統燃燒，現場測試得出套壓上升情況，每8h套壓由0.75MPa上升至4MPa。通過水源井套管原始數據和壓力上升規律可估算出此口井套管氣量[3]，如表2所示。

表2 A4W井環空容量表Tab.2 Annulus capacity of well A4W

由表1數據計算可得A4W井油套環空容積：

式中，V1表示A4W井油套環空容積，m3；D表示井深，m；V表示油套環空容量，L/m。

同時：

式中，P1表示A4W井現在的油套環空壓力，MPa；d表示1日時間，h；ΔP表示目前一定時間內實驗得到的壓差，MPa。

根據克拉珀龍理想氣體狀態方程PV＝nRT，在溫度不變的情況下：

式中，P為理想氣體壓強，MPa；V為理想氣體體積，m3；n為氣體物質的量，mol；T為理想氣體熱力學溫度，K；R為理想氣體常數；P1為第一種狀態下的壓力，MPa；V1為第一種狀態下的容積，m3；P2為第2種狀態下的壓力，MPa；V2為第2種狀態下的容 積，m3。

求得：P2＝0.1MPa時，V2＝802.62m3

經計算可知，此口水源井A4W井每日產氣802.62m3，具有回收價值。

1.3 水源井套管氣管理難點

由于水源井A4W套管氣無回收流程，長期脫氣產生套壓，為水源井正常運行和人員操作帶來了諸多問題。

①浪費能源：水源井A4W井每日套壓都會上升，需要人工泄放至閉排，由火炬放空燃燒，造成能源浪費。

②影響電泵使用壽命：由于需要人工排放水源井套壓，水源井套壓不穩定，導致電潛泵沉沒度頻繁變化，從而影響電泵使用壽命。

③消耗人工時：水源井A4井每日都需要人工放3次套壓，浪費人工時。

④環保影響：有悖國家和公司綠色低碳發展的 理念。

2 解決方案

為了解決此問題，筆者從流程上游到下游、設備本身、外在影響因素等多方面進行了深入的探索研究，最終確定利用距離水源井A4W井最近的油井A5井套管氣流程，并設計了連接工藝流程，通過自主改造實現了水源井套管氣進油井套管氣流程的回收利用。

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統水源的供給的主要組成部分，其中水源井利用電潛泵將水層的地層水從地層舉升至地面采水樹，從水嘴流出經過旋流除砂器除砂，經過脫氣罐脫氣，再進入斜板除油器及其下游生產水處理系統做進一步處理，合格后通過注水泵增壓回注含油地層，補充產油地層能量，從而增加油田原油產量。水源井產水會產生一定量的溶解氣，這一部分氣就要單獨走套管氣流程，見圖1。水源井A4W井原有套管氣路流程，由采水樹服務套管翼閥連接通往閉排的管線，進入閉排系統后再進入火炬分液罐，通過火炬頭放空燃燒。因此，需要人工定期打開水源井A4W服務套管翼閥進行套壓排放來維持水源井正常產水。

圖1 水源井常規流程Fig.1 Conventional process of water source well

2.2 水源井改造設計流程

通過A4W井套管翼閥套壓表接口連接1/2in (12.7mm)儀表管線至A5井套管氣通往閉式排放罐預留口處，A4W井管氣由儀表管線排放至A5井套管氣流程，見圖2，以實現A4W井套管氣回收至生產流程[4]。

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

3 項目實施

3.1 設備流程可行性研究

①連接管線使用高磅級儀表管，承壓可靠；②A4W井套管氣出口管線安裝單流閥，防止天然氣回竄；③油井A5井套管氣出口有定壓放氣閥，設定2MPa開啟，A4井套管氣不會回竄至A5井；④油井A5井套管氣進回壓管線有單流閥，流程的原油和氣不會發生回竄；⑤油井回壓管線壓力750kPa，A4W井和油井A5井套壓都是向低壓端泄放，流程可行。

3.2 改造成本及物料準備

利用現有流程改造距離短、所需物料少、成本低、可操作性強，具體需要物料如表3所示。

表3 物料準備表Tab.3 Material preparation

3.3 現場改造

在進行了充分的方案論證和風險分析后，于2021年7月14日實施A4W井套管氣回收流程改造，對管件、閥門及管線走向進行了合理布局。由水源井A4W服務套管翼閥連接儀表管、球閥，再接儀表管，儀表管線上安裝量程為6MPa壓力表，其后連接1個單流閥，最終連接至油井A5井套管路預留球閥，見圖3。此流程為常開狀態，單流閥起到了定壓泄放的功能，很好地穩定了水源井套管的壓力。

圖3 現場實際效果圖Fig.3 Actual effect drawing on site

3.4 安全措施

為了保證改造流程的安全性，我們對水源井流程進行了變更和相關資料的升級工作。安全風險分析得出改造后的水源井套管氣回收流程對平臺原井口區火區級別劃分無任何影響，且新增流程在原井口區有水噴淋系統、滅火器設備和易熔塞、燃氣探頭、火焰探頭等安全保護火氣關斷連鎖噴淋系統。因此，區域內無需增加新的消防水噴淋和滅火設備。

3.5 效果檢驗

A4W不具備獨立計量套管產氣量條件，A4W井套管氣連接到鄰近井A5井套管定壓放氣閥后端，由于A5井生產工況穩定，故計量改造后由A5井產氣量增加值可知A4W套管氣產量，如表4、5所示。

表4 A4W井套管路改造前A5井產氣量Tab.4 Gas production of well A5 before casing path modification in well A 4W

表5 A4W井套管路改造后A5井產氣量Tab.5 Gas production of well A5 after casing path modification in well A4W

A4W井套管產氣量即為改造后的A5井產氣增量，約為1081m3。

4 結 語

海上某采油平臺水源井套管氣成功實現了回收利用，效益較好，具有一定的推廣價值，為其他海上采油平臺解決水源井套管氣回收難題提供了又一可行性方案。

①改變了定期手動排放的模式，實現了水源井套管氣自動泄放，減輕了人員勞動量。

②實現了水源井套壓穩定750kPa，套壓穩定有利于電潛泵的運行，解決了當套管壓力過高時沉沒度降低容易導致欠載停機、影響電潛泵的正常運轉的 問題。

③實現了水源井溶解氣產生的套管氣全部得到回收。

④通過自檢自修改造的實施節省了增加水源井套管氣流程外委承包商改造費用，預計10萬元。

⑤項目效益：每天回收1081m2天然氣，每年回收39.5646萬m2天然氣。

⑥推廣價值：探索出了水源井套管氣接入油井套管氣流程進入生產管匯直接輸送原油系統回收的新方法。此方法在某油田借鑒實施，該油田的3口水源井實施此方法后，經計量日回收天然氣5000m2，全年預計200萬m2天然氣。

當然，此方法水源井套管氣回收也具有一定的局限性：首先，水源井溶解氣必須含有天然氣；其次，水源井套壓要達到回收壓力的要求；最后，要具備接收回收氣的管線接入口。■