东海平湖油气田的投产与运行

东海平湖油气田的投产与运行吴介明（上海石油天然气总公司）提要介绍在东海第一个投产的油气田---平湖油气田的油气田、工程建造、投产、生产运行及确保向上海市平稳供气的的基本情况。

油井于1998年11月18日投产，气井于1999年3月10日投产，目前日产原油水平已达3000立方米，向上海市日供气规模最高已达100万立方米。

今年国庆前一期工程将全面建成，生产能力将达到原油3100m3/d和天然气161万m3/d的设计规模。

Summary The Ping Hu Oil and Gas field is the first field, which was put on stream in East China Sea. The oil wells were put on stream at 18 Nov. 1998. The gas wells were put on stream at 10 March 1999. The design productivity of the field, which is 3100 m3/d for oil and 1,610,000 m3/d for gas will be reach before the National day. Now the productivity of the field is 3000 m3/d for oil and 1,000,000 m3/d for gas.关键词东海平湖油气田投产生产供气东海平湖油气田于1983年由地矿部上海海洋地质调查局（现为新星石油公司上海海洋石油局）钻探发现，1992年由上海市、地矿部和中国海洋石油总公司共同出资组建上海石油天然气总公司（SHPC）负责该油气田的开发。

SHPC是中国唯一的一家由中央单位与地方共同组建，以地方为主的油公司。

1995年9月国家计委正式批准该开发项目，一期工程的项目建设由此启动。

1996年初开始工程设施的详细设计、建造、安装和海上预钻井。

1998年11月18日海上油井投产，1998年12月26 日第一船原油从岱山原油中转站外运，1999年3月10日海上气井投产，1999年3月25日海上平台开始向陆地输送天然气，1999年4月28日上海举行“东海天然气工程投产暨首批居民点火用气庆典”，开始了上海市民的正式用气。

在首批油气井生产的同时，海上平台继续进行钻井完井工作，预计到2000年国庆前可完成全部开发井（7口油井，7口气井）的钻井完井工作，届时一期工程具备日产原油3100立方米，日产天然气161万立方米的生产能力。

1 油气田概况东海平湖油气田位于上海市南汇县南汇嘴东南365千米处的东海海域，地理位置为东经124O50’～125O，北纬29O02’～29O10’，总面积240平方千米，包括放鹤亭、八角亭、望湖亭和双照亭等地质构造。

目前一期工程开发的放鹤亭构造的放一，放二断块，动用面积约20平方千米，海域水深约90米。

一期工程动用储量为天然气108亿立方米，凝析油177万吨，轻质原油1078万吨。

按120万立方米/日的供气规模，可向上海市稳定供气15年。

油井的开采，预期为10年。

油气性质优良。

天然气基本不含硫，但含3～5%二氧化碳。

原油质轻（比重0.75～0.79），含蜡低，凝固点低（低于摄氏零下10度）,油水分离性好，易于分离。

其油气藏是一复合油气藏，底水油藏的埋藏深度为2300～2800米，其中有4个主力油层；凝析气藏的埋藏深度为2900～3600米，其中有6个主力气层，属小而肥的油气田。

既有油藏，又有凝析气藏，开采的技术要求高。

在平台共布置7口油井（其中3口为水平井），7口气井，分别开采油藏和气藏。

考虑到下一步钻调整井及邻近区块开发的需要，在平台上预留6口井槽，即平台总井槽数为20。

油、气藏均利用自然能量进行开发。

油井下均有电动潜油泵，以作自喷开采的接替。

考虑到附近区块及附近其它油气田开采可能的需要，平台设计中允许将来再接8”和12”立管各一根。

为了油气井能及早投产，在建造平台的同时，采用半潜式钻井船通过海底基板预钻了6口生产井（其中4口油气，2口气井）。

平台建成并拖运到海上后，直接安装在海底基板的上方，再将6口预钻井从海底基板回接到平台上。

2 工程建造概况平湖油气田开发设施由“三点二线一中心”组成。

三点：海上钻采综合平台，天然气处理厂和原油中转站。

二线：海底输油、输气管线各一条。

一中心：位于上海市静安区江宁路石油天然气大厦的生产指挥中心。

2.1 海上平台是一座集油气生产、钻井、公用、生活等功能于一身的钻采综合平台。

平台共有20个井槽。

油气水的处理能力为：原油3100立方米/日, 天然气161万立方米/日; 污水3400立方米/日。

三台燃气透平发电机组，每台3370千瓦。

生活模块可容纳90人居住。

平台上的油气分离系统共有4级。

气井产出的天然气进入第一级分离器进行油气分离，操作压力为9.1兆巴，分离出的天然气经过三甘醇（TEG）脱水装置，将含水量降到68毫克/立方米以下，然后进入14”海底输气管道，输往位于上海市南汇的天然气处理厂，脱水的目的是使平台外输天然气的水露点低于输气环境温度，以避免在海管中形成水化物堵塞海管，及避免天然气中所含二氧化碳对海管的腐蚀。

油井产出的原油进入第二级分离器进行油气水三相分离，操作压力为1.03 兆巴,再经第三和第四级分离器进一步分离和稳定,使原油的含水低于0.5%，雷德蒸汽压低于70 兆巴，然后泵入10-3/4”海底输油管道，输往位于浙江岱山岛的原油中转站。

平台上的污水经撇油器和水力旋流器处理，使污水含油量低于国家规定的污水排放标准----50PPM后排放入大海。

平湖平台是一钢质桩基导管架平台，按百年一遇的海洋环境进行设计。

六腿导管架的底部四角各有3根（共12根）长度112米、直径84英寸（2133.6毫米）垂直裙桩，打入海底87米进行固定。

平台甲板共有4层，分为上、中、下及工作甲板，上、中、下层甲板长宽为60米X 34米，工作甲板面积略小，上层甲板安装有钻机模块和生活模块，生产和公用设施主要布置于中、下和工作甲板。

火炬臂设于平台的西南端。

平台总重14910吨，其中主体甲板结构和设备7180吨，导管架4530吨，桩结构3200吨。

平台总高（从海底到钻机井架顶部）186.47米，上层甲板高度为126.2米，工作甲板高度为107.3米（海拔19.8米），设计水深87.5米。

平台详细设计、采办和建造由韩国现代重工（HHI）总包，生活模块由上海江南造船厂建造，钻机模块由新西兰Pan International提供，海上安装作业由荷兰HEEREMA承担。

海上安装共用了16天，连接和试运转2个月，1998年6月30日平台在海上机械完工。

DNV是平台设计、建造和安装的第三方检验，伦敦海事检验公司（London Offshore）承担海事检验。

2.2 海底管线输气和输油管道的长度分别是我国海底输气、输油海底管线的第二和第一。

并且，这是国内在海上第一次双管同时铺设作业。

基本参数：涂层和1.5～2英寸的混凝土配重层由Socotherm设在宁波的涂敷场进行涂敷。

海上铺管作业由意大利SEJV公司承担，1997年11月1日开始铺设，1998年5月4日完成铺设。

10-3/4”油管线的试压与通球于1998年10月30日完成，保证了油井于1998年11月18日投产。

14”气管线第一次试压发现有泄漏，修复后于1999年3月20日完成三甘醇排水/脱水，扫线，充氮及试压工作，1999年3月25日平台开始通过14”气管线向天然气处理厂输送天然气。

2.3 天然气处理厂位于上海市南汇县新港镇。

主体装置由加拿大PROPAK公司承担详细设计，采办和制造，以撬装形式从国外运送到上海进行安装、联接和调试。

处理厂还建有3个2000立方米储LPG 的球罐，2个600立方米内浮顶轻烃储罐和10个170立方米卧式轻烃和戊烷储罐，以及LPG，戊烷和轻烃等液体产品的装车装置。

进厂段塞流捕集器的容积为700立方米。

天然气处理主流程采用当今世界最先进的透平膨胀机加丙烷辅助制冷工艺。

产品为供给上海市的干气，以及LPG，戊烷和轻烃等液体产品。

2.4 原油中转站位于浙江省岱山岛，建有2座2万立方米和1座1万立方米浮顶式油罐，一个2万吨级油码头，一个2000吨级工作船码头。

原油的年中转能力为100万立方米。

2.5 生产指挥中心位于上海市静安区江宁路336号的石油天然气大厦。

海上平台、气体处理厂和原油中转站均建有中央控制室，分别采用DCS（集散控制）系统和PLC（可编程序逻辑控制）系统控制生产过程。

由通讯卫星或DDN专线将三个中控室的实时生产数据分别送到指挥中心的三个计算机屏幕上，相当于把三个中控室的计算机屏幕移到了指挥中心，在指挥中心可实时监测整个油气生产系统的动态生产数据。

当海上平台因台风袭击，人员必须全部撤离回陆地时，可将平台的生产改换到油井停止生产、气井保持继续生产的无人操作的台风生产模式，上述的设在指挥中心的平台监测站就被授权成遥控站，操作人员就通过遥控站从生产指挥中心对平台天然气系统的生产进行遥控操作，确保对上海市的稳定供气。

3 平湖油气田的投产3.1 原油投产1998年11月16、17日完成4口预钻油井的诱喷工作，18日起油井陆续投产，原油开始进入10-3/4”海底输油管道，30日原油到达岱山原油中转站，12月26日东海平湖油气田第一船原油开始外销，从此既开始了东海油气开采的历史。

1999年6月7日，东海第一口水平井顺利投产，该井日产油量超过1200立方米。

3.2 天然气投产3.2.1 14”海底输气管道的排水/脱水及充氮原计划海管排水后采用真空的办法来干燥，这种方法世界通用，脱水效果好，在脱水过程中可随时检测海管内的干燥程度，但最大缺点是时间长，为了天然气的早日投产，最后确定使用三甘醇一次排水/脱水方法，这种方法国际上较少采用，费用较高且操作上存在一定的风险。

经研究确定，采用五舱室三甘醇法，每个舱室内容纳三甘醇约100立方米，舱室之间以清管器相隔，利用三甘醇吸水性较强的特点，后一舱室的三甘醇将前面清管器通过后附留在管壁上的含水三甘醇薄膜进一步吸收，以增加脱水效果。

经计算，当三甘醇中含水量为40%时，对应的天然气水化物的形成温度为-20O C，根据平湖气海管的操作条件，确定验收标准为含水量15%。

对于本次采用的五舱室法，经理论计算，若注入纯度97%的三甘醇，则最终附留在管壁上三甘醇的浓度是96.72%，即含水量为3.28%，是能满足脱水要求的。

1999年3月4日，开始三甘醇排水/脱水作业，即从陆上天然气处理厂开始，以干燥空气顶推三甘醇，以三甘醇顶推管中存水，实际注入浓度98%的三甘醇共576立方米。