某井口平台工艺流程优化创效实践

摘要：某海上井口平台处于开发中后期，在生产油气井均为低效井，通过依托中心平台设备设施进行降压生产，但油井依然存在停喷风险。油气田通过开发调整在该井口平台实施一口调整井，新井投产后使低效油井具备利用邻井高压气源气举生产可行性，但面临高低压井不能同时生产、油井气举生产提液后油海管面临超温风险以及油井气举气伴生气浪费等问题。该平台通过工艺流程优化改造，实施两级压力体系建设解决高低压井同采矛盾，通过临时改造与永久改造同步实施，在最短时间内打破温度限产瓶颈释放油井产能，通过生产模式优化、流程参数调整，完成气举气及伴生气回收。该井口平台工艺流程优化创效取得良好经济效益，对其他平台高质量开发具有借鉴意义。

关键词：两级压力体系建设；高低压井同采；工艺流程优化改造；气举气回收

中图分类号：TE53 文献标识码：A

1背景

某海上井口平台具备完整的天然气处理流程，天然气经三甘醇脱水后通过干气海管外输，原油仅通过多相流量计计量和管汇后，即进入油海管输送至中心平台进行处理，该井口平台工艺流程简图如图1所示。

图1 井口平台工艺流程简图

该井口平台生产井由于地层能量下降，井筒积液严重，自喷生产能力减弱，但相应开发层位仍具备挖潜潜力。油气田利用中心平台设备建成多级降压体系，对井口平台实施降压生产增加油气产量。降压生产持续一段时间后，受下游压缩机入口压力限制，井口平台生产井油压无法进一步下降，部分油井停喷，严重影响平台原油产量。

新钻调整井投产后，使低效油井具备利用邻井高压气源气举生产可行性。气举排水采气工艺主要针对水淹停产或积液井，利用高压气井的能量或天然气压缩机为气举动力，向井筒内注入高压气体，以此来补充地层能量，排出井底积液，通过以气增气的方式恢复气井的生产能力，该工艺因井下设备简单、操作灵活等特点，在海上油气井生产中具有较好的应用场景 ^[1]，但气举生产面临高低压井不能同时生产、油井气举生产提液后油海管面临超温风险以及油井气举气伴生气无法回收造成浪费三个主要问题。

2 工艺流程故障分析

2.1 高压井生产抑制低效井产出

新钻调整井投产后，作为平台唯一高压井，选择进入高压分离器V-2310生产，该平台其他气井产能衰减，通过中心平台端流程改造后利用中压机对其进行深度降压生产，选择进入常压分离器V-2330生产。对该平台低效气井进行深度降压生产时，流程压力设点为2000kPaG，如果利用新投产调整井气举油井生产，需将流程压力设为8850kPaG，由于高压分离器V-2310与常压分离器V-2330并联且处于同一压力体系，所以在利用新井气举低效油井生产时，抑制了平台其他低效气井产出。

2.2 油井气举提液后导致油海管超温

该井口平台油系统缺少换热器等相应设备，随着生产井的生产层位调整及含水率升高，高温油井产出流体温度接近海管的设计温度，实际生产时需合理配产限制高温油井产量，并利用天然气系统低温凝析液和油井物流混合降温，保证进入油海管流体温度不超过其设计温度。受油海管设计温度限制，该井口平台高温油井无法实施气举提液生产，严重制约井口平台油井产能释放。

2.3 油井气举气和伴生气无法回收造成浪费

该井口平台油井产出的油、气、水全部进入油海管混输至中心平台进行处理，实际生产中如果较大量天然气进入油海管，将导致段塞流严重，使得油海管在井口平台下岸端压力接近油海管设计压力，存在超压风险，同时下游平台由于段塞流捕集器容积小，且捕集器入口管线压力等级低等原因，导致段塞流难以控制且入口管线超压。前期对该油海管下岸端进行改造，增加油海管压力调节阀，将一部分天然气放空确保海管安全平稳运行。在新调整井投产后，平台可以采取气举生产，但气举气及伴生气只能通过压力调节阀放空，使得低效油井气举生产的经济效益较低。

3 工艺流程优化改造与故障解决

3.1 建设两级压力体系，实现高低压井同采

降压生产是开发中后期低效油气田挖潜增产的有效技术手段，通过降低井口背压可有效提升油气井产出能力，在东海多个气田的开发实践中已得到验证，取得了良好的增产效果 [2]，油气田借鉴相关成熟经验。本次改造利用中心平台设备建成多级降压体系，对井口平台实施降压生产增加油气产量。将高压分离器V-2310与常压分离器V-2330由并联运行改造为串联运行，在该流程上增加压力调节阀，控制高压分离器V-2310压力满足气举要求，通过天然气系统外输压力调节阀控制常压分离器V-2330与天然气脱水系统压力满足低压井深度降压生产要求，在井口平台建成两级压力体系，实现高压井气举油井生产与低压气井深度降压生产同时进行。

为延长新钻调整井作为高压气源井生产寿命，降低该井配产，以小气量生产工况满足气举油井需求，同时考虑到该井作为油气田高压气井，承担气产量调峰作用，对高压分离器与常压分离器之间的两级压力体系流程进行优化设计，设置两个并联压力调节阀，2inch管线与调节阀用于小气量生产工况，4inch管线和调节阀用于调峰生产工况，同时优化调节阀阀芯选型，满足不同气量、不同压差条件下连续稳定控制，并优化中控控制方式，实现两个调节阀的分程连续调节，如图2-①所示。由于使用湿气气举，所以在流程改造时增加甲醇注入点，防止因压差较大节流降温后形成天然气水合物堵塞流程。

通过两级压力体系建设，解决了高压气井作为气源井高压生产和低效气井需降压生产之间的矛盾，有效增加平台天然气产量，提高气藏采收率。同时使停喷油井复产，减少气举压缩机或电潜泵及修井作业资金投入。

3.2 临时改造与永久变更同步实施，高效解决油海管温度限产瓶颈

为解决油海管设计温度限制油井产能释放的问题，为该平台实施气举油井增产创造条件，制定闲置设备利旧的工艺流程临时改造与在原油进入油海管之前流程上新增原油换热器永久变更同步实施策略，在最短时间内打破温度限产瓶颈，增加平台油产量，待新增油海管冷却器投用后，利旧的湿气冷却器恢复原工艺流程，满足未来天然气系统脱水需要。在临时改造实施前，经流程改造可行性分析与校核，确认气系统暂时停用设备天然气冷却器压力等级、材质、处理能力等满足为油井物流降温要求，优化改造方案，充分利用现有流程，在油井物流去油海管流程中，增加三个球阀，打通油系统去湿气冷却器通路，改造示意图如图2-②所示。

临时改造流程投用后，油海管入口温度大幅下降，降低海管的腐蚀速率，提高了海管运行安全及稳定性，并且在新增原油换热器投用前提前10个月实现高温油井气举生产，原油增产效益显著，并且提供了临时改造与永久变更同步进行的创新性思路和成功经验，极大减少解决生产瓶颈所需时间。

3.3 创新运用现有流程回收气举气和伴生气

该平台在前期流程改造中增加气井转油系统降压生产流程，将气液比较低的气井油嘴后管线增加三通与油系统测试管汇、生产管汇连接，通过流程切换实现气转油降压生产。通过天然气系统两级压力体系建设，常压天然气系统用于低效气井深度降压生产，根据中心平台中压机入口压力要求和井口平台满足三甘醇循环最低压力需求，将常压天然气系统压力设为2000kPaG，气举生产时低效油井油压由1500kPaG提高至2500kPaG至3000kPaG之间，使气举生产的油井进入常压天然气系统具备可行性。

对气井计量分离器油、气、水处理能力进行校核，满足气举油井生产物流的气液分离需求，相应管线阀门仪表安全附件满足要求。将气举生产的油井倒入油系统计量管汇，通过对原气转油降压生产流程中单向阀换向（如图2-③所示），将油井物流倒入气井计量分离器进行气液分离，天然气进入脱水系统经中心平台中压机回收，脱气之后的液相经原油冷却器进入油海管输送至中心平台处理。

通过对生产模式和参数调整，创新运用现有流程，实现气举气和伴生气回收，减少段塞流影响导致的天然气放空造成的损失，使得气举低效油井生产变得经济可行，每天减少气举气和伴生气放空2万方，为井口平台气举气及伴生气回收提供新思路。

图2 流程改造最终简图

4 结论

根据本文所述井口平台工艺流程优化改造创新创效实践，得出以下认识：

（1）统筹考虑中心平台以及自身的工艺流程及生产工况，充分利用设备处理能力。以某井口平台低效井降压生产来说，通过中心平台端流程改造，实现进湿气机和中压机两种降压生产模式，如果再对某井口平台流程进行改造，气井还可以进一步降低背压生产。同时对某井口平台气系统进行两级压力体系建设流程优化，实现高低压井同采，避免高压井生产抑制低效井产出。这一认识与海上油气田生产技术改造中 “充分利用已有平台及配套设施” 的核心原则相符 [3]。

（2）因时因地具体问题具体分析。因井口平台未设置油处理系统且混输海管设计压力值较低，中心平台段塞流捕集器处理能力受限，导致井口平台油井气举气及伴生气放空燃烧。在回收井口平台气举气和伴生气时，不应简单只考虑新增分离器和压缩机，而是尽可能发挥现有流程和设备处理能力，通过适应性改造、生产模式及工艺参数的优化调整解决问题。

（3）兼顾当前和未来发展变化，注重改造收益。在创新高效解决某井口平台油海管温度限产瓶颈中，临时改造与永久变更同步进行，极大减少解决生产瓶颈所需时间，提前释放油井产能。通过油藏研究提升地面工艺流程改造前瞻性，坚持问题导向并与整体规划密切结合，进一步提高流程改造时效性和实际效益。

参考文献：

[1] 黄伟，张峰，李军。东海海上气井气举排液采气工艺实践与认识 [J]. 矿山工程，2024, 12 (3): 608-615.

[2] 刘俊阳. 东海某气田降压生产方案的规划和实施[J]. 化工管理, 2021, 14(2): 122-123.

[3] 崔嵘. 海上油气田典型生产技术改造良好作业实践[M]. 北京: 化学工业出版社, 2017.