摘 要：渤海某油氣田采用衰竭方式開采，投產以來產量逐漸下降，生產流程原設計背壓高達6MPa，海管輸送壓力為4MPa。隨著油井產能下降，井口油壓急劇下降，部分油井瀕臨停噴，生產形勢較為嚴峻。通過深入研究，該油氣田生產井生產背壓較高，制約產能釋放。同時發(fā)現，該油氣生產平臺井產天然氣中CO2含量較高且為濕氣外輸，極易造成聯網供氣管網出現腐蝕或天然氣水合物凍堵現象，進而嚴重影響下游地區(qū)天然氣保供。為此，結合油氣田開發(fā)生產實際，隨即成立包含平臺定員參與的生產準備項目組，對油氣生產平臺油井、流程、設備、生產情況綜合分析研究，配合關聯單位共同開展油氣生產平臺降壓增產項目，解決海上油氣田地層壓力不足等問題，確保產能的有效釋放，降低天然氣海管日常運維風險。
1 某油氣田生產現狀
1.1 油氣井地層壓力不足
油氣田自投產以來采用衰竭開采方式，油井產量逐漸下降。平臺目前部分油氣井停噴，幾口生產井將在后續(xù)兩年內停噴，只有一口生產井能夠維持長期正常生產。為延長油氣井生產周期，急需將老井生產回壓從6MPa降至1MPa，滿足油井生產需要，提高油氣田采收率。
1.2 外輸天然氣海底管線濕氣輸送且CO2含量較高
天然氣外輸海底管線冬季多次出現水合物凍堵現象。2013年1月，外輸天然氣海管出現兩次水合物凍堵情況，為配合天然氣海底管線解堵，關聯油氣田多次調配外輸天然氣供氣量，嚴重影響下游地區(qū)的冬季供氣穩(wěn)定。由于該管網外輸天然氣CO2含量較高，海管腐蝕風險較大。為避免冬季濕氣外輸海管凍堵生成水合物，影響天然氣外輸效率，造成下游供氣不足，因此需研究增加天然氣脫水系統(tǒng)，將濕氣天然氣脫除水分后，干氣外輸至下游用戶。
1.3 海管通球流程存在瓶頸
該海上油氣生產平臺收球流程未改造前，由于井產流體無法進入生產分離器進行氣液分離，上游關聯平臺通球作業(yè)時，油氣流體需直接混輸至下游生產平臺。同時受制于下游關聯平臺設備的處理能力，通球清管時需要降低上游平臺的產氣量。為保證海管正常運行，降低因日常通球作業(yè)影響油氣田產量，需對平臺通球流程走向進行改造。
2 某油氣田改擴建項目
2.1 項目概況
某海上油氣田為集井口、油氣處理及動力于一體的生產平臺。為進一步開發(fā)該油氣田，充分挖潛油氣田自噴開采及凝析油桶油成本較低的優(yōu)勢，提高采收率，同時解決外輸濕氣海管易凍堵及天然氣CO2含量高易腐蝕海底管線的風險，需新增一套天然氣壓縮系統(tǒng)和低壓油氣處理系統(tǒng)，方能滿足油藏降壓生產及天然氣脫水需要。鑒于該油氣生產平臺已無富�？臻g布置新增設備，需在該油氣田新建一座4腿油氣增壓平臺與原平臺棧橋連接。
2.2 降壓增產項目里程碑
從2013年底開始可研性考察，2014年完成可行性研究、啟動工程設計，到2015年開始陸地建造，2016年3月完成組塊安裝，2016年4月開始流程連接調試，該油氣田降壓增產平臺#終于 2016 年 5 月進入試生產階段，2017 年 6 月通過安全竣工驗收。
3 生產準備探索
3.1 項目啟動后，甲方人員盡早介入
改擴建項目設計工作開始前，甲乙雙方即確定了“分工不分家、屬地安全管理責任、平臺生產人員負責利舊設備調試的原則”[1]。在項目實施整個進程中，平臺生產人員采用雙崗輪換值班。海上人員負責方案圖紙審查、試生產方案編寫，充分學習新流程設備、優(yōu)化現場流程設備并提出合理化建議，陸地輪休人員負責現場監(jiān)造、設備驗收等工作。甲乙雙方通力協作，打破界限，明確了工作界面和安全管理責任主體，為制定生產準備工作計劃進一步明確了方向，使生產準備工作計劃更具有可操作性。平臺定員積極參與項目前期工作，為項目后續(xù)開展奠定了堅實基礎。
3.2 甲方人員主導老平臺升級適應性施工改造
（1）優(yōu)化整合停產檢修項目
全面梳理、排查新老平臺對接施工項目實施的合理性和必要性，對關鍵路徑進行優(yōu)化。利用甘特圖，明確全作業(yè)周期過程中時間、物料、人員、機具等配置[2]。加強平臺人員對方案的熟知程度和作業(yè)前的全員培訓，合理調配任務時間，對停產項目進行優(yōu)化整合。
（2）積極溝通協調，確保資源#大化項目實施過程中，甲乙等各方建立了良好的溝通機制，確保海上資源共享�；ハ嗤▓笥么媱澓痛巴涤媱潱�#大限度利用來往船舶資源。平臺吊車、物料共享，#大限度加快項目進度。升級現場管理程序和方法，提高現場作業(yè)質量，相互協助實現資源的#大化利用[3]。
（3）優(yōu)化人員配置，提高作業(yè)安全管理水平新老平臺對接期間，生產方針對流程、技術變更，及時在海上組織技術討論會，多方共同切磋研討，在地衣時間達成共識并得出整改意見，不等、不靠、不待工，高效并嚴謹的推進工程進度。針對海上施工作業(yè)空間受限，施工難度大的特點，結合現場施工作業(yè)點的分散性、多樣性、復雜性，平臺方充分發(fā)揮其對現場環(huán)境熟悉的優(yōu)勢，合理分配現場員工，主動擔當，狠抓落實，施工作業(yè)監(jiān)督、跟蹤、協調落實到個人。嚴格落實班前會制度，專業(yè)負責人把好質量安全關，實現了QHSE可記錄事件為零的既定目標。
3.3 合力開展試生產
（1）積極配合，主動作為降壓增產平臺設備安裝調試期間，甲方各技術骨干與乙方各專業(yè)工程師點對點對接，深入了解設備設施相關資料，并積極發(fā)現問題提出合理化建議。新增三甘醇系統(tǒng)在調試過程中，循環(huán)泵出現故障、露點檢測儀壓力設定值漂移、部分差壓變送器示值不準等，不能按計劃投入達到脫水標準。生產人員與廠家積極配合，共同查找問題根源，用#短的時間發(fā)現并解決了問題，順利使三甘醇系統(tǒng)投入運行；天然氣壓縮機調試期間，調試進度緩慢，流程運行不穩(wěn)定，生產人員積極配合切換高低壓流程，對流程參數進行調整，順利使壓縮機投入運行；試運行后，燃氣主機A機起機后無法從控制盤停機，只能通過緊急關斷進行停機，經過與項目組及廠家人員溝通后，在沒有資源可用的情況下，生產人員在廠家遠程指導下完成了檢修工作，順利解決故障。
（2）合理利用時間窗口，開展自檢自修作業(yè)在新中控系統(tǒng)調試期間，利用工程方組織的新增點位的調試間歇，生產人員與工程項目組及中控廠家配合，主導完成了舊中控系統(tǒng)與新中控系統(tǒng)的對接和聯調工作；利用時間窗口，對油井采油樹進行檢修保養(yǎng)、更換部分設備故障配件；對老平臺進行配電盤年檢、差壓變壓器年檢、伴熱盤年檢、海纜檢測、變頻器維護保養(yǎng)等工作。
（3）專人負責設備資料編寫及驗收工作項目初期，平臺指定專門人員負責試生產資料的編寫工作，同時負責基礎資料的收集和驗收工作。適時跟蹤資料編寫進度，與工程無縫對接，及時完成了降壓增產平臺機械完工所需證書、報告、文件和資料。
4 結論及建議
4.1 針對海上在生產平臺生產準備工作特點，通過降壓增產項目的實施，結論如下
（1）改擴建項目來源現場生產實際，切實解決現場生產問題。生產人員提出問題經過初步的分析研究，提出合理的解決思路，進而主導整個項目實施的全過程，實時跟蹤項目總體進度，解決實際問題，有利于提高整個項目實施質量。
（2）由海上平臺定員兼任改擴建項目生產準備項目組人員的方式是可行的，通過合理的人員配合分工，有利于提高項目質量，減少項目成本。
（3）降壓增產項目的順利實施，實現了聯網供氣管網干氣輸送，降低海管生成水合物卡堵風險，降低了CO2內腐蝕風險并延長了該油氣田自噴井開發(fā)壽命，極大的改善了油氣田開發(fā)效果。
4.2 建議
（1）在今后的生產準備工作中，新增設備選用在其他平臺使用后，綜合效果評價比較好的設備，排除因設備選型不合理造成試生產運行不穩(wěn)定等問題，為平臺安全順利試生產創(chuàng)造條件。
（2）增加專用項目管理軟件，提高生產準備工作計劃的編制和執(zhí)行的科學技術水平。做好項目管理中人力、費用、采辦、風險控制、技術資源的管理，滿足不同業(yè)務部門項目管理的需要，協同制定項目計劃、協調和分配現有項目資源、獲取良好項目實施組合。
（3）在現場建造的過程中，生產方人員全部是兼職生產準備工作，工作強度較大，項目整個過程中人員需求量大，應充分考慮兼職人員的生活需求，統(tǒng)籌完善生產準備兼職人員薪酬管理。
關注我們 實現共贏