劉菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

流動保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開發(fā)中的應(yīng)用

劉菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

BZ34-3/5油氣田屬于邊際油氣田,由于所處海域環(huán)境溫度較低而所產(chǎn)原油凝固點較高,混輸管道初次啟動難,且在冬季停輸情況下管內(nèi)原油容易出現(xiàn)在較短時間內(nèi)凝固而堵塞海底管道的風(fēng)險。應(yīng)用流動保障技術(shù)對BZ34-3/5油氣田海管預(yù)熱、置換過程和停輸后的溫降等多種工況進行了動態(tài)模擬,確定了初始投產(chǎn)時采用完井液預(yù)熱和停輸再啟動時采用海管子母管置換的流動保障方案,從而合理地解決了啟動預(yù)熱和海管停輸再啟動的問題,有效地規(guī)避了凝管風(fēng)險,為油氣田安全合理的開發(fā)提供了有力的技術(shù)保障,確保了該油氣田開發(fā)工程投資和運行成本的降低。流動保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開發(fā)中的成功應(yīng)用,對其它類似邊際油氣田開發(fā)具有借鑒作用,也為深水油氣田開發(fā)流動保障問題研究奠定了基礎(chǔ)。

邊際油氣田開發(fā) 海底管道 流動保障 啟動預(yù)熱 停輸再啟動

由于儲量小和開發(fā)周期短,邊際油氣田開發(fā)須采用簡易設(shè)施。BZ34-3/5油氣田屬于邊際油氣田,僅設(shè)兩座井口保護架,所產(chǎn)井口物流通過新鋪設(shè)的兩條海底管線分別輸送到BZ34-2EP和BZ34-4EP平臺,與其上的生產(chǎn)井產(chǎn)物混合并加熱后再通過原有的海底管線輸送至FPSU。

BZ34-3/5油氣田所產(chǎn)原油的凝固點都比較高,分別為26℃和24℃,而冬季海管周圍的土壤溫度(4℃)和井流溫度(40℃)均較低,輸送條件比較惡劣。因此,海管的流動安全成為BZ34-3/5油氣田開發(fā)首先需要解決的問題。鑒于傳統(tǒng)的開發(fā)模式和流動保障措施已經(jīng)無法適應(yīng)邊際油氣田開發(fā)的需求,需要采用非常規(guī)的措施和手段保障海管的流動安全,筆者結(jié)合國外深水流動保障技術(shù),分析了BZ34-3/5油氣田開發(fā)項目的工程特點,應(yīng)用流動保障技術(shù)對海管預(yù)熱、置換過程和停輸后的溫降等多種工況進行了動態(tài)模擬,制定出了一套合理完善的海管流動保障方案,為BZ34-3/5油氣田的安全合理開發(fā)提供了有力的技術(shù)保障。

1 流動保障技術(shù)簡介

流動保障一詞最早由 Deepstar合作組織于1992年提出[1],其背景是墨西哥灣深海油氣田在生產(chǎn)中遇到嚴(yán)峻的技術(shù)挑戰(zhàn)。流動保障技術(shù)是指在各種環(huán)境條件下,在整個油氣田開發(fā)期內(nèi),將烴類流體經(jīng)濟安全地開采出來并輸送至處理設(shè)施的技術(shù)措施[2],主要是利用流體物性和輸送系統(tǒng)的熱動力特性,制定系統(tǒng)運行操作策略,控制管道中的水合物、蠟、瀝青質(zhì)、水垢等固相的沉積,防止流動通道的堵塞。流動保障技術(shù)的核心在于預(yù)防和控制固相的沉積,其控制方法主要包括以下3種:

(1)熱動力控制——使系統(tǒng)的操作壓力和溫度遠離固相形成的區(qū)域;

(2)動力學(xué)控制——控制固相沉積的條件;

(3)機械控制——通過定期的發(fā)球操作清除固相沉積物。

圖1為海管流動保障工作流程。

2 流動保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開發(fā)中的應(yīng)用研究

開發(fā)邊際油氣田的關(guān)鍵在于既能安全生產(chǎn)又能降低開發(fā)成本[3]。BZ34-3/5油氣田開發(fā)項目本著采用簡易生產(chǎn)設(shè)施的原則,設(shè)置的兩個井口保護架上僅設(shè)置清管設(shè)備,不設(shè)置化學(xué)藥劑注入系統(tǒng),因此預(yù)防和控制固相沉積的手段僅包括熱動力控制和機械控制:在正常生產(chǎn)期內(nèi),依靠井口物流的溫度,設(shè)計合理的管線尺寸和保溫形式,使得海管的出口溫度保持在原油凝點以上,以防止海管的堵塞,同時通過定期的發(fā)球操作清除固相沉積物;在生產(chǎn)初期,采取預(yù)熱措施,同時以海管的最小輸量進行初始投產(chǎn),以確保生產(chǎn)的安全;在海管停輸時,采用置換的措施,將海管中的原油置換出來,以防止海管的堵塞。限于篇幅,本文重點論述流動保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管生產(chǎn)期內(nèi)流動保障方案研究中的應(yīng)用。

圖1 海管流動保障工作流程圖

2.1 初始投產(chǎn)流動保障方案研究

由于海管埋于海底泥面以下,初始投產(chǎn)時管道內(nèi)溫度(4℃)遠低于原油的凝點,為確保順利投產(chǎn),需要此時對海底管道進行預(yù)熱處理,其關(guān)鍵在于應(yīng)用流動保障技術(shù)分析確定預(yù)熱參數(shù),最終合理確定預(yù)熱方案。

2.1.1 預(yù)熱參數(shù)分析

采用流動保障動態(tài)軟件PROFES對BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管的預(yù)熱過程進行分析,考慮的環(huán)境溫度為最低環(huán)境溫度,確定的預(yù)熱參數(shù)如表1所示。

表1 3WJ—2EP海管預(yù)熱參數(shù)表

2.1.2 預(yù)熱方案確定

考慮預(yù)熱介質(zhì)和預(yù)熱設(shè)施的情況,初步擬定的預(yù)熱方案有以下兩種:

(1)采用配備加熱器的值班船預(yù)熱海管;

(2)采用完井液預(yù)熱海管,其中完井液的溫度為47℃,瞬間流量為14.7m3/h,所需淡水總量為220m3。

考慮到船舶資源和周邊環(huán)境等各個因素,采用方案(1)進行3WJ—2EP海管預(yù)熱既不經(jīng)濟又不方便,故采用方案(2)進行完井液預(yù)熱海管,模擬得到的用完井液預(yù)熱時該海管出口處流體溫度隨時間的變化趨勢如圖2所示。

從圖2可以看出,預(yù)熱12小時時該海管出口處流體溫度就能達到30℃,滿足海管投產(chǎn)時的預(yù)熱要求。同時建議在投產(chǎn)時將子管中充注柴油,一旦出現(xiàn)完井液的溫度、瞬時流量及所用淡水總量達不到上述條件的情況,可及時向海管中加注柴油,以保障海管的順利投產(chǎn)。

圖2 用完井液預(yù)熱時3WJ—2EP海管出口處流體溫度隨時間的變化趨勢

2.2 停輸再啟動流動保障方案研究

2.2.1 停輸狀態(tài)分析

圖3是采用動態(tài)軟件PROFES對BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管停輸后原油溫度變化的計算分析結(jié)果。

圖3 3WJ—2EP海管停輸后沿線流體溫度的變化情況

由圖3可知,3WJ—2EP海管的安全停輸時間為5小時,超過此時間后,原油將在海管出口處開始凝固;停輸8小時后原油將在距海管入口2 000m處開始凝固,而停輸10小時后海管沿線輸送溫度均低于原油的凝點。

2.2.2 凝管后的再啟動分析

經(jīng)上述分析可知,3WJ—2EP海管允許停輸時間較短,尤其是在冬季,如果停輸時間較長,且沒有及時進行置換或沒有采取加注降凝劑的措施,則將有凝管的風(fēng)險,因此,需要對凝管后的再啟動壓力進行計算,然后根據(jù)再啟動壓力的大小和海管的承受能力以及增壓設(shè)施來確定風(fēng)險程度。

3WJ—2EP海管凝管后再啟動時管內(nèi)擠頂壓力計算結(jié)果如表2所示。

由表 2可知,在原油溫度降低到環(huán)境溫度(為4℃時),海管再啟動所需要的擠頂壓力為42.7 MPa,超過對應(yīng)溫度下海管的最高承壓能力(為22.0MPa)。因此,必須采取措施,避免凝管發(fā)生,以確保管線能夠安全運行。

表2 3WJ—2EP海管凝管后再啟動時管內(nèi)擠頂壓力計算結(jié)果

2.2.3 防止凝管方案確定

為防止管線停輸后發(fā)生凝管,有以下兩種方案可供選擇。

方案一:加注防凝劑,152.4mm母管輸送生產(chǎn)流體,25.4mm子管輸送化學(xué)藥劑。在冬季可通過2EP平臺上的化學(xué)藥劑泵向通往3WJ平臺的子管注入化學(xué)藥劑來降低原油的凝固點,以防止凝管。此方案在J Z20-2N的子母管道中曾經(jīng)應(yīng)用,其優(yōu)點是在停輸后無需對海管進行置換作業(yè),待恢復(fù)生產(chǎn)后直接采用電潛泵的壓力啟動海管,不足之處在于油氣田的運行成本大大增加,需要在冬季不停地向海管注入降凝劑,同時化學(xué)藥劑需要進行篩選,且降凝效果難以保障。

方案二:采取置換措施,152.4mm母管輸送生產(chǎn)流體,50.8mm子管輸送置換柴油。需要置換時,通過2EP平臺上的置換泵向通往3WJ平臺的子管注入柴油,從而對海管進行置換。該方案是采用一種新技術(shù)借鑒子母管的結(jié)構(gòu)形式進行置換作業(yè),更加符合BZ34-3/5油氣田的開發(fā)特點,而且置換作業(yè)是在有人平臺上進行,操作靈活方便,停輸后需要置換時才進行,運行成本小,因此最終選擇采用這種子母管置換方案。

對于子母管置換方案,還需要對不同柴油流量條件下的置換泵壓和置換時間進行計算分析,其結(jié)果如表3所示。

表3 3WJ—2EP海管置換參數(shù)計算結(jié)果

綜合考慮各種因素,最終確定置換柴油流量為15m3/h,對應(yīng)的置換時間為5.9小時,置換泵壓為8 100kPaG。

3 應(yīng)用效果

應(yīng)用流動保障技術(shù)后提出的海底管線的預(yù)熱和子母管道置換方案均成功應(yīng)用于BZ34-3/5油氣田的開發(fā)實踐,降低了該油氣田開發(fā)的工程投資。BZ34-3與BZ34-5油氣田分別于2006年11月和2007年3月順利投產(chǎn),目前運行情況良好。

4 結(jié)束語

油氣田流動保障技術(shù)在BZ34-3/5邊際油氣田開發(fā)中的成功應(yīng)用,對其它類似邊際油氣田的開發(fā)具有借鑒作用,也為深水油氣田開發(fā)流動保障問題研究奠定了基礎(chǔ)。建議今后在邊際油氣田和深水油氣田的開發(fā)中應(yīng)加大流動保障技術(shù)的應(yīng)用力度,在初步設(shè)計階段就應(yīng)充分考慮流動保障問題,這樣將會進一步提高油氣田有效開發(fā)的可行性,對安全生產(chǎn)也具有重要意義。

[1] BAI Yong,BAI Qiang.Subea Pipelines and Risers[M].London:Elsevier Science Ltd.,2005.

[2] 侯磊,張勁軍.基于流動保障的海底油氣管道安全策略與技術(shù)[J].中國海上油氣,2004,16(4):285-288.

[3] 劉菊娥,孫國民,鄭向榮,等.渤中34-3/5邊際油氣田有效開發(fā)工程關(guān)鍵技術(shù)及其應(yīng)用[J].中國海上油氣,2008,20(6): 411-415.

(編輯:崔護社)

Abstract:BZ34-3/5field is marginal field.The multiphase subsea pipeline of the field is difficult to perform initial startup due to the low temperature environment and high oil solidification point,and the risk of the crude oil solidification and subsea pipeline blockage appear easily during shutdown period in winter.In order to solve the problem, the flow assurance technology has been applied in BZ34-3/5field to simulate the subsea pipeline startup preheating,displacement,temperature drop after shutdown and other working conditions,and determine the flow assurance plan that well completion liquid is used for initial startup preheating of subsea pipeline and the bundled pipeline is adopted to displace the pipeline for re-startup after shutdown.Hence,it helps to avoid the risk of subsea pipeline blockage effectively and provides the technical support.In addition,it can reduce the costs in field development and operation.The successful application of flow assurance technology in BZ34-3/5has offered a good reference for other similar marginal fields and laid the foundation for the study of flow assurance technology for development of deep water fields.

Key words:marginal field development;subsea pipeline;flow assurance;startup preheating;restartup after shutdown

Application of flowassurance technology in BZ34-3/5 field development

Liu Ju’e Ni Hao
(Of f shore Oil Engineering Co.L td.,CNOOC, Tianjin,300451)

2009-06-30 改回日期:2009-12-30

劉菊娥,女,高級工程師,主要從事海洋工程設(shè)備設(shè)施設(shè)計與研究。地址:天津市塘沽區(qū)丹江路1078號166信箱(郵編: 300451)。電話:022-66908167。E-mail:lje@mail.cooec.com.cn。