摘 要：渤海某油气田采用衰竭方式开采，投产以来产量逐渐下降，生产流程原设计背压高达6MPa，海管输送压力为4MPa。随着油井产能下降，井口油压急剧下降，部分油井濒临停喷，生产形势较为严峻。通过深入研究，该油气田生产井生产背压较高，制约产能释放。同时发现，该油气生产平台井产天然气中CO2含量较高且为湿气外输，极易造成联网供气管网出现腐蚀或天然气水合物冻堵现象，进而严重影响下游地区天然气保供。为此，结合油气田开发生产实际，随即成立包含平台定员参与的生产准备项目组，对油气生产平台油井、流程、设备、生产情况综合分析研究，配合关联单位共同开展油气生产平台降压增产项目，解决海上油气田地层压力不足等问题，确保产能的有效释放，降低天然气海管日常运维风险。
1 某油气田生产现状
1.1 油气井地层压力不足
油气田自投产以来采用衰竭开采方式，油井产量逐渐下降。平台目前部分油气井停喷，几口生产井将在后续两年内停喷，只有一口生产井能够维持长期正常生产。为延长油气井生产周期，急需将老井生产回压从6MPa降至1MPa，满足油井生产需要，提高油气田采收率。
1.2 外输天然气海底管线湿气输送且CO2含量较高
天然气外输海底管线冬季多次出现水合物冻堵现象。2013年1月，外输天然气海管出现两次水合物冻堵情况，为配合天然气海底管线解堵，关联油气田多次调配外输天然气供气量，严重影响下游地区的冬季供气稳定。由于该管网外输天然气CO2含量较高，海管腐蚀风险较大。为避免冬季湿气外输海管冻堵生成水合物，影响天然气外输效率，造成下游供气不足，因此需研究增加天然气脱水系统，将湿气天然气脱除水分后，干气外输至下游用户。
1.3 海管通球流程存在瓶颈
该海上油气生产平台收球流程未改造前，由于井产流体无法进入生产分离器进行气液分离，上游关联平台通球作业时，油气流体需直接混输至下游生产平台。同时受制于下游关联平台设备的处理能力，通球清管时需要降低上游平台的产气量。为保证海管正常运行，降低因日常通球作业影响油气田产量，需对平台通球流程走向进行改造。
2 某油气田改扩建项目
2.1 项目概况
某海上油气田为集井口、油气处理及动力于一体的生产平台。为进一步开发该油气田，充分挖潜油气田自喷开采及凝析油桶油成本较低的优势，提高采收率，同时解决外输湿气海管易冻堵及天然气CO2含量高易腐蚀海底管线的风险，需新增一套天然气压缩系统和低压油气处理系统，方能满足油藏降压生产及天然气脱水需要。鉴于该油气生产平台已无富裕空间布置新增设备，需在该油气田新建一座4腿油气增压平台与原平台栈桥连接。
2.2 降压增产项目里程碑
从2013年底开始可研性考察，2014年完成可行性研究、启动工程设计，到2015年开始陆地建造，2016年3月完成组块安装，2016年4月开始流程连接调试，该油气田降压增产平台#终于 2016 年 5 月进入试生产阶段，2017 年 6 月通过安全竣工验收。
3 生产准备探索
3.1 项目启动后，甲方人员尽早介入
改扩建项目设计工作开始前，甲乙双方即确定了“分工不分家、属地安全管理责任、平台生产人员负责利旧设备调试的原则”[1]。在项目实施整个进程中，平台生产人员采用双岗轮换值班。海上人员负责方案图纸审查、试生产方案编写，充分学习新流程设备、优化现场流程设备并提出合理化建议，陆地轮休人员负责现场监造、设备验收等工作。甲乙双方通力协作，打破界限，明确了工作界面和安全管理责任主体，为制定生产准备工作计划进一步明确了方向，使生产准备工作计划更具有可操作性。平台定员积极参与项目前期工作，为项目后续开展奠定了坚实基础。
3.2 甲方人员主导老平台升级适应性施工改造
（1）优化整合停产检修项目
全面梳理、排查新老平台对接施工项目实施的合理性和必要性，对关键路径进行优化。利用甘特图，明确全作业周期过程中时间、物料、人员、机具等配置[2]。加强平台人员对方案的熟知程度和作业前的全员培训，合理调配任务时间，对停产项目进行优化整合。
（2）积极沟通协调，确保资源#大化项目实施过程中，甲乙等各方建立了良好的沟通机制，确保海上资源共享。互相通报用船计划和船舶往返计划，#大限度利用来往船舶资源。平台吊车、物料共享，#大限度加快项目进度。升级现场管理程序和方法，提高现场作业质量，相互协助实现资源的#大化利用[3]。
（3）优化人员配置，提高作业安全管理水平新老平台对接期间，生产方针对流程、技术变更，及时在海上组织技术讨论会，多方共同切磋研讨，在地衣时间达成共识并得出整改意见，不等、不靠、不待工，高效并严谨的推进工程进度。针对海上施工作业空间受限，施工难度大的特点，结合现场施工作业点的分散性、多样性、复杂性，平台方充分发挥其对现场环境熟悉的优势，合理分配现场员工，主动担当，狠抓落实，施工作业监督、跟踪、协调落实到个人。严格落实班前会制度，专业负责人把好质量安全关，实现了QHSE可记录事件为零的既定目标。
3.3 合力开展试生产
（1）积极配合，主动作为降压增产平台设备安装调试期间，甲方各技术骨干与乙方各专业工程师点对点对接，深入了解设备设施相关资料，并积极发现问题提出合理化建议。新增三甘醇系统在调试过程中，循环泵出现故障、露点检测仪压力设定值漂移、部分差压变送器示值不准等，不能按计划投入达到脱水标准。生产人员与厂家积极配合，共同查找问题根源，用#短的时间发现并解决了问题，顺利使三甘醇系统投入运行；天然气压缩机调试期间，调试进度缓慢，流程运行不稳定，生产人员积极配合切换高低压流程，对流程参数进行调整，顺利使压缩机投入运行；试运行后，燃气主机A机起机后无法从控制盘停机，只能通过紧急关断进行停机，经过与项目组及厂家人员沟通后，在没有资源可用的情况下，生产人员在厂家远程指导下完成了检修工作，顺利解决故障。
（2）合理利用时间窗口，开展自检自修作业在新中控系统调试期间，利用工程方组织的新增点位的调试间歇，生产人员与工程项目组及中控厂家配合，主导完成了旧中控系统与新中控系统的对接和联调工作；利用时间窗口，对油井采油树进行检修保养、更换部分设备故障配件；对老平台进行配电盘年检、差压变压器年检、伴热盘年检、海缆检测、变频器维护保养等工作。
（3）专人负责设备资料编写及验收工作项目初期，平台指定专门人员负责试生产资料的编写工作，同时负责基础资料的收集和验收工作。适时跟踪资料编写进度，与工程无缝对接，及时完成了降压增产平台机械完工所需证书、报告、文件和资料。
4 结论及建议
4.1 针对海上在生产平台生产准备工作特点，通过降压增产项目的实施，结论如下
（1）改扩建项目来源现场生产实际，切实解决现场生产问题。生产人员提出问题经过初步的分析研究，提出合理的解决思路，进而主导整个项目实施的全过程，实时跟踪项目总体进度，解决实际问题，有利于提高整个项目实施质量。
（2）由海上平台定员兼任改扩建项目生产准备项目组人员的方式是可行的，通过合理的人员配合分工，有利于提高项目质量，减少项目成本。
（3）降压增产项目的顺利实施，实现了联网供气管网干气输送，降低海管生成水合物卡堵风险，降低了CO2内腐蚀风险并延长了该油气田自喷井开发寿命，极大的改善了油气田开发效果。
4.2 建议
（1）在今后的生产准备工作中，新增设备选用在其他平台使用后，综合效果评价比较好的设备，排除因设备选型不合理造成试生产运行不稳定等问题，为平台安全顺利试生产创造条件。
（2）增加专用项目管理软件，提高生产准备工作计划的编制和执行的科学技术水平。做好项目管理中人力、费用、采办、风险控制、技术资源的管理，满足不同业务部门项目管理的需要，协同制定项目计划、协调和分配现有项目资源、获取良好项目实施组合。
（3）在现场建造的过程中，生产方人员全部是兼职生产准备工作，工作强度较大，项目整个过程中人员需求量大，应充分考虑兼职人员的生活需求，统筹完善生产准备兼职人员薪酬管理。
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