东方气田简介

第十三章东方气田272第十三章东方气田第一节开发历程及生产情况一、气田概述东方1-1气田位于南海北部湾莺歌海海域，气田海域水深70m，1996年2月，落实气田的含气面积287.7km2，天然气储量996.8×108m3（天然气组分N2:16.72%，CO2:19.69%，C1：61.87%，C2：1.22%，C3+:0.5%），纯烃储量612×108m3，属于干气田。1996年11月向国家储委审报，得到了认可。气田所产天然气在海上平台经三甘醇脱水后水露点达到0℃，再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端。气田总体开发方案海上设1座中心平台（CEP），3座无人驻守井口平台（A，B，E），共设26口井槽，钻22口生产井，气田内部有三条12海底输送管道，三条海底复合电缆；一条22从中心平台外输上岸的海底输气管道（全长110km）；陆上设终端处理厂，位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻。二、油田基础数据气田开发分两期进行，第一期开发工程（两座平台和一个东方终端站）于2003年9月15日投产，正式向下游商业供气。第二期开发工程将于2007年开始，将再建造两座无人住守的井口平台。第一期开发的工程设施（上游设施）:海上平台：中心平台——D平台，设有8口生产井，为8腿导管架，三层甲板钢结构，并设有动力，生活模块，直升飞机坪等。井口平台：E平台，设有4口生产井，为4腿导管架，二层甲板钢结构无人平台，动力通过海缆来自中心平台，设有直升飞机坪。集气管道：井口E平台——中心平台海底管线12″，3.6km。海底电缆：井口平台E与中心平台之间将铺设动力/控制/通讯复合电缆，由中心平台提供电力并实施监控。外输海底管道：从中心平台至东方终端接收站将铺设22″，110km的外输管线。三、东方1-1陆上终端简介东方1-1陆上终端位于海南省东方市罗带乡，与中海石油化学有限公司化肥厂相邻，距离东方1-1气田约110km，占地面积200亩。终端具有两方面的主要功能：一是对上岸天然气进行处理和对凝析油第十三章东方气田273进行稳定，处理后的天然气供给与终端毗邻的化肥厂和外输到洋浦电厂以及海口市，脱CO2处理后的CO2目前设计直接放空到大气（预留有CO2利用装置的工艺接口），处理后的凝析油装车外销；二是具有对海上平台设施远程监控功能，确保在台风期间生产人员撤离后天然气生产的连续性和可操作性，其设计寿命为25年。东方1-1陆上终端的生产设施主要有：天然气进站分离系统、天然气烃露点控制系统（丙烷制冷系统）、脱CO2和脱水系统、天然气压缩冷却外输计量系统、凝析油稳定系统、凝析油储存装车系统、燃料气系统，并伴有供热、供风、供水、循环水、消防、供电、通讯、化验分析、生活办公及配套的公用设施。东方1-1陆上终端由大港油田集团石油工程有限责任公司设计（其中脱CO2和脱水系统由大港油田集团石油工程有限责任公司和成都华西化工科技股份有限公司共同设计），中国石油天然气总公司第一建设公司承建，中海石油有限公司湛江分公司担当作业者。整个工程于2002年1月16日正式开工，于2003年7月15日投产。四、采气工艺在CEP平台上设置了一套天然气处理系统，系统包括生产管汇、计量管汇及放空管汇、生产分离器、计量分离器、段塞流捕集器以及清管球发射器，系统内这些设备的组成可以有效地处理天然气中的大部分水分和杂质，要满足海管外输要求还必须经过天然气过滤分离器及TEG系统进行天然气过滤和脱水，处理后的天然气经海底管线外输到陆地终端，在终端再进行细微处理，以达到外售要求。井口平台生产的物流经海底管线进入中心平台的段塞流捕集器进行分离处理，分出的气体与CEP平台的天然气汇合。中心平台工艺流程见图13－11主要设备及功能描述1.1气井1.1.1气井井身结构东方1-1气田的气井全部为定向井，十口气井中有8口是水平井，另外2口是斜井。井身结构是指油井完钻之后，所下入套管的层次、直径、下入深度、及相应的钻头的直径和各层套管外水泥的返高等。（1）隔水套管，也叫导管。用于隔离海水以及为下一层钻井提供导向作用。下入深度取决于第一层较坚硬岩层所在的位置。（2）表层套管，它的作用是分隔地下水层，加固上部疏松岩层的井壁，保护井眼和安装封隔器。（3）技术套管，又叫中间套管，用来保护和封隔气层上部难以控制的复杂地层。（4）裸眼井段，用于保护气层，节约开支及筛管完井作用。第十三章东方气田274图13－1中心平台主工艺流程图第十三章东方气田2751.1.2气井管柱结构DF1-1气井基本采用筛管完井的方式，整个管柱由防砂管柱和生产管柱构成。(1)防砂管柱的井下工具从下到上依次是浮鞋、盲管、密封筒、抛光密封插入管、盲管、复合筛管、盲管、冲筒、密封加长筒、尾管封隔器。(2)生产管柱的井下工具从下到上依次是密封总成+座封球座+管鞋、定位头、油管短节、FOX油管、No-No工作筒、FOX油管、生产封隔器、13Cr套管顶深、压力计脱筒、FOX油管、座落工作筒、FOX油管、流动接箍、井下安全阀、流动接箍+油管短节、安全阀液控线、FOX油管、油管挂+短节。(3)所有的井下工具中，井下安全阀与生产部门联系最为紧密。井下安全阀是平台发生灾难的最后一道保护。井下安全阀一般采用地面液压控制的活瓣式阀门，活瓣用螺旋弹簧固定在常闭的位置。活瓣关闭时井流被截断，活瓣可以从地面用液压通过控制管线开关。东方气田使用的是油管回收式井下安全阀，由Halliburton生产，油管回收式，内径与油管匹配；非橡胶密封性好，寿命长；驱替油量少，动作迅速：带自平衡装置和X工作筒，便于操作。安全阀的活瓣上有一个小孔，在开井时井下安全阀能自动平衡活瓣上下部的压力，理论上讲开安全阀不需要人工平衡压力。当液压油到达某一压力时，井下安全阀自动打开。1.1.3采油树每口气井设有采油树，采油树担负着开采天然气从地下到地面，并控制其流量。具体包括采油树本体、手动主阀、液压主阀、翼阀、地面安全阀、油嘴、套管阀等构成。1.2管汇在CEP平台上共设置了一个管汇橇（CEP-X-1210），橇内包括生产管汇（CEP-M-1210）、计量管汇（CEP-M-1220）及放空管汇（CEP-M-1230），该橇安装在CEP的中层甲板上，各井口来的天然气直接进入生产管汇，在此混合后进入天然气冷却器（CEP-WC-2110），之后进入生产分离器（CEP-V-1410）进行除油水处理；在对每口井的产量进行计量时，打开该井通向计量管汇的阀门，经计量管汇到计量分离器（CEP-V-1310）进行该井天然气主要组分进行计量测试；各井口需要放空时可打开放空管汇的阀门，经放空管汇进入火炬系统，在火炬系统内将放空来的天然气烧掉。1.3生产分离器生产分离器的主要作用是将来自生产管汇的天然气进行气、油水分离，如图13－2。第十三章东方气田276图13－2生产分离器1—两相流体入口；2—反射挡板；3—气相整流构件及雾捕集；4—防浪板；5—气出口；6—液体出口；7—防涡器分离原理主要是利用重力沉降不同相的流体分离。天然气比液相轻，因此在分离中液相（凝析油和水）沉降到容器底部，天然气在分离器的上部并从顶部排出。为了使气体中分离出雾气（雾气由细小的液滴组成，悬浮在气体中）使用除雾器装置把细小的液滴结合成大液滴从气体中分离出来。1.4计量分离器计量分离器的主要作用是将来自计量管汇的天然气进行气、水、油三相分离并计量。计量分离器的主要原理类似与生产分离器。1.5段塞流捕集器段塞流捕集器（CEP-V-1510）主要处理井口平台WHPE的来气，WHPE平台生产的天然气在平台上不做任何处理即经WHPE上的生产管汇进入海底管线输送到中心平台的段塞流分离器，在此分离器进行油水处理，该分离器是一个气液两相的分离器，它的分离原理和结构类似于生产分离器。1.6天然气冷却器在CEP平台的中层甲板上设置了一个天然气冷却器橇，橇内包括天然气冷却器及橇内仪表、配管、阀件，来自生产管汇的天然气冷却器之后，再进入生产分离器进行天然气和液体的分离，天然气冷却器可以有效地冷却天然气，以满足后面流程的分离需求。结构如图13－3所示：第十三章东方气田277图13－3天然气冷却器1――壳体２――球阀３――管束４――管箱５――螺栓６――固定支架――移动支架1.7天然气收球器(CEP-PR-1510)CEP-PR-1510接受来自井口平台的天然气，经过收球器进入段塞流捕集器。收球器是一12＂的三通球阀，正常打开时，天然气通过收球器进入段塞流捕集器，井口平台发球后，当过球指示器显示球进入收球器的同时三通球阀的末端的隔板截断发球，然后关闭三通球阀，隔离井口平台的天然气管线(此时天然气走收球器的旁通进入捕集器)。通过快速盲板端泄压阀泄压，打开快速盲板收球。1.8清管球发射器在中心平台的天然气处理系统之后进入海底管线外输到陆地之前设置了一台清管球发射装置，该清管球发射器用于向110公里海底输气管线投放清管球，在陆地终端海底管线的另一端设有一收球装置，用于接受CEP平台发射来的清管球。清管作业的目的在于清除海底管线内表面沉积的污物，保持管道畅通。清管作业应经常进行，当流体流量相对于投产量较低时，或生产后期天然气含液量增大时，应进行不停产清管操作。清管间隔时间和计划应根据前期的操作作业和腐蚀情况来确定。1.9井口控制盘、易熔栓控制盘井口控制盘是油田生产中的重要设备。井口控制盘主要用来控制采油树的地面安全阀、井下安全阀和主阀。井口控制盘分为公用模块和单井模块。通过公用模块能对所有井进行控制，单井模块具体控制每一口井。井口控制盘通过电气接口，还能够实现远程控制。另外，根据需要，井口控制盘还兼具其它第十三章东方气田278控制，如紧急关停控制、采油树易熔塞回路控制等。井口盘由新加坡WMX公司制造，设计为抽屉式结构，即每口井对应一个抽屉，每个抽屉为一个独立的控制单元，具有完善的控制功能。2天然气脱水系统中心平台天然气脱水采用成熟的三甘醇脱水技术。三甘醇脱水/再生设置双系列，每个系列处理50%的天然气。三甘醇接触塔采用归整填料形式，贫甘醇的浓度为98.5%（WT）。甘醇的再生采用常规再生，并预留汽提装置和接口，以增加设备的操作灵活性。采用整块归整填料塔作为三甘醇接触塔与传统的泡罩塔相比，有着体积小、重量轻、投资少等优点。该脱水系统主要设备有天然气过滤分离器、接触塔、天然气/三甘醇换热器。甘醇进入接触塔上部时被冷却到比气体温度高8OOC。这样做是由于甘醇和水蒸汽之间的平衡状态受温度的影响。在较高温度下，因为蒸汽压是平衡条件，更多的水蒸汽会留在气体中。为了使贫甘醇冷却，从再生系统中出来的约800OC的贫甘醇在气/甘醇换热器中被冷却。从天然气中吸收了水蒸汽的甘醇成为湿（富）甘醇，通过液位控制流向高压液位控制阀，在此处压力降低，降到约620kPaG（A）。这样的压力足够使富甘醇到达再沸器，再沸器的操作压力接近大气压。降压后的富甘醇用于回流冷凝器的冷却介质，冷却从精馏柱出来的热水蒸汽。回流冷凝器位于精馏柱上部。甘醇回流冷凝器的甘醇流量由旁通阀控制，精馏柱内产品保持在约101OC。富甘醇从回流冷凝器进入冷甘醇热交换器，预热到大约90OC，然后进入闪蒸罐。闪蒸罐是一个三相分离器，贫甘醇在最大循环速度下能在罐中有15分钟停留时间。闪蒸罐把溶解的碳氢化合物排到处理系统或储存。当闪蒸罐在70—100OC，压力345—500kPaG下操作时，分离和清除液态碳氢化合物是最有效的。富甘醇被1X100%固体过滤器（甘醇滤器）过滤，能除去任何像硫化铁这样的固体颗粒。甘醇滤器的有效操作很关键，甘醇溶液中含有微粒物质，此微粒是甘醇从气流中洗出来的。如果微粒除不掉，它们就会破坏泵的柱塞和阀内件。甘醇滤器可以除去99.9%的直径大于5微米的固体颗粒。过滤完固体颗粒后的富甘醇，流进1x100%活性炭滤器在此除去闪蒸罐中不能分离的溶解的碳氢化合物。活性炭滤器是牺牲吸附器，能把溶解的碳氢化合物从甘醇溶液中萃取出来。活性炭置于筒中，预设定时间间隔进行更换。活性炭滤器可以很有效地减少再沸器的热负荷，并减少甘醇携带和汽化