热油循环方法回收利用燃气透平机烟气余热——海上气田燃气透平机烟气余热的回收利用

由于受海洋特殊地理环境、生产设施及投资成本等因素的制约,目前海上油气生产对燃气透平机烟气余热的回收利用还是一个空白。为此,针对海上平台淡水资源缺乏、平台空间有限的特点,结合中海石油有限公司湛江分公司崖城气田的工艺流程,在优选燃气透平烟气余热回收利用方案的基础上,提出了热油循环方法回收利用燃气透平机烟气余热的设计方案：拆除三甘醇再沸器的直燃式加热火管及其燃料气控制系统,在三甘醇再沸器里面安装热油盘管,在燃气透平机烟囱内部安装一个烟气/热油换热器,用于回收燃气透平机的烟气余热,将热油加热到245～300 ℃之间,建立一套热油循环系统,持续地将已加热的热油输送到热油盘管,加热三甘醇再沸器里的富液三甘醇。可行性及经济性分析表明：该方案需要改造和增加的设备少、体积小,平台空间占用少,改造工作量少,工程实施的技术难度不大,生产操作可靠性高,可行性强,初期投入资金（305.5万元）、生产操作及维修保养成本较低（35.1万元/a）;每年可实现的节能减排量为1 955.023 t标准煤、可节约燃料气161×10⁴ m³,折合节约费用322万元,经济效益可观,节能减排效果明显,应用前景广阔。     

崖城13-1气田海南管线HI-REAL清管作业模式

原有的海南管线清管作业模式存在清管效率低、成功率低、成本高、天然气排放量大,段塞流捕集器高液位关停导致供气中断等问题。通过探索并实施以清管球国产化、清管球外径过盈量2%、以海南管线持液量确定清管周期、海上平台发球"三确保"、陆地终端收球"六提前"、发球失效重发增援球等六项措施为主要创新内涵的HI-REAL清管作业模式,从改进清管球和优化清管作业程序两个层面着手,以较低的成本解决了崖城13-1气田海南管线超低流量生产工况下的清管难题,其安全性高,可操作性较强,节能环保,经济效益可观。2018年按照该模式对海南管线实施清管作业累计64次,成功率100%,清管球成本支出下降57%,天然气减排量达到952.96×10~4m^3/a。     

海上边际气田水下井口排水采气工艺技术

为了降低海上边际气田水下井口排水采气成本,提高边际气田开发的经济效益,通过借鉴国内外排水采气的先进经验, 利用水下井口的脐带缆系统、化学药剂注入系统等配套设施,将泡沫排水采气、高压气源气举排水采气、高压邻井气举排水采气和 气举辅助泡沫排水采气等4 种工艺应用于水下井口,总结并设计出相应的工艺流程。应用结果表明：水下气井采用上述4 种工艺技术, 具有经济、可靠、高效的优点,在气井转入排水采气生产阶段时不需要进行修井作业,可降低排水采气成本,提高海上边际气田采收率, 可作为开发边际气田水下产水气井的技术手段。结论认为,在海上边际气田开发工程的设计及建造阶段,要对气田的全生命周期开 发形势做出充分地预测及评估,并确定合适的人工举升方式,设计与安装的脐带缆管线、水下井口阀门、生产管柱及气举阀要满足 气田中后期开发的排水采气工艺要求。该配套工艺技术为南海深水油气开发提供了技术储备。