朱建國(guó)，赫鵬飛

（中國(guó)石化集團(tuán)國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京 100029）

安哥拉B1506區(qū)塊深海油氣田水下多相泵設(shè)計(jì)因素考量

朱建國(guó)，赫鵬飛

（中國(guó)石化集團(tuán)國(guó)際石油勘探開(kāi)發(fā)有限公司，北京 100029）

為提升安哥拉B1506區(qū)塊邊際油藏開(kāi)發(fā)潛力，解決邊際油田長(zhǎng)距離管道輸送帶來(lái)的流動(dòng)保障等問(wèn)題，水下多相增壓泵的選擇和應(yīng)用成為最合理的選擇。此文通過(guò)對(duì)安哥拉B1506區(qū)塊油藏條件和流體性質(zhì)的分析，以油藏模型（Eclipse）為約束，結(jié)合系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)模型（Gap）的研究結(jié)果，為滿足油藏采收率和最大含氣量的要求，分析確定了多相泵吸入壓力；并通過(guò)模擬開(kāi)發(fā)生命期內(nèi)管線溫度，確定了管線的設(shè)計(jì)最大溫降，并制定了保溫措施以避免管道內(nèi)產(chǎn)生析蠟、水合物堵塞等流動(dòng)問(wèn)題 ；同時(shí)，通過(guò)分析確定多相泵與已建氣舉模塊的邏輯關(guān)系，達(dá)到與已建FPSO系統(tǒng)匹配的目的，以實(shí)現(xiàn)油田減產(chǎn)、關(guān)停等情況下的系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。通過(guò)對(duì)1506區(qū)塊多相泵選用的相關(guān)因素分析，確定了深水多相泵設(shè)計(jì)的參數(shù)和工藝流程，為國(guó)內(nèi)深水邊際油氣田的開(kāi)發(fā)提供技術(shù)儲(chǔ)備。

深海油田開(kāi)發(fā)；流動(dòng)保障；水下多相泵

繼墨西哥灣和北海等深水油氣田實(shí)現(xiàn)規(guī)模開(kāi)發(fā)后，近年來(lái)巴西、西非在深水、超深水領(lǐng)域不斷有新的勘探突破，經(jīng)濟(jì)高效地動(dòng)用這些極限領(lǐng)域的儲(chǔ)量，帶動(dòng)了石油工業(yè)技術(shù)不斷創(chuàng)新。越來(lái)越多成功案例已經(jīng)證實(shí)，采用水下多相泵可降低井口回壓、提高油氣井產(chǎn)量，更重要地是解決了海底油氣輸送問(wèn)題，并因其對(duì)油田最終采收率的提高有積極的作用而越來(lái)越受到關(guān)注，同時(shí)深海油氣田開(kāi)發(fā)也帶動(dòng)多相泵配套技術(shù)的發(fā)展有了長(zhǎng)足的進(jìn)步[1-7]。

調(diào)研資料表明，全球深海油田開(kāi)發(fā)采用多相泵解決油氣輸送問(wèn)題，以實(shí)現(xiàn)1 500 m水深、輸送距離達(dá)50 km。該技術(shù)已具備成熟的工藝條件，并在多個(gè)深海油氣田開(kāi)發(fā)中得到很好運(yùn)用（圖1）。目前，巴西Parque Des Conchas油田成功試用多相泵技術(shù)解決了近2 000 m水深下的油氣輸送。2012年2月投產(chǎn)的墨西哥灣Cascade和Chinock油田已挑戰(zhàn)2 500 m水深極限的長(zhǎng)距離輸送。氣田開(kāi)發(fā)中對(duì)天然氣的長(zhǎng)距離水下輸送也取得了技術(shù)突破，多相泵在挪威Ormen-Lange氣田近1 000 m水深條件下實(shí)現(xiàn)120 km輸送實(shí)驗(yàn)的成功，極大鼓舞了位于極地的挪威Snohvit氣田開(kāi)始考慮試用多相泵工藝，以挑戰(zhàn)140 km的天然氣長(zhǎng)線輸送[8]。

圖1 典型多相泵應(yīng)用情況示意圖

1 油田基本情況

安哥拉B1506區(qū)塊包括多個(gè)由濁積水道控制的次生油氣田（圖2）。隨著勘探程度的深化，后期發(fā)現(xiàn)的衛(wèi)星油田C和D雖然具備開(kāi)發(fā)動(dòng)用的儲(chǔ)量門檻，但以獨(dú)立FPSO開(kāi)發(fā)面臨經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)門檻的限制。通過(guò)整體資產(chǎn)模型（IAM，Integrated Asset Model）研究，將生產(chǎn)管線回接到前期已開(kāi)發(fā)的A、B油田，充分利用已建成的FPSO（浮動(dòng)生產(chǎn)、存儲(chǔ)、泄油平臺(tái)）是較為經(jīng)濟(jì)的選擇。

安哥拉B1506區(qū)塊C、D衛(wèi)星油田水深1 300～ 1 500 m，較前期開(kāi)發(fā)的A、B油田水深約淺200 m，回接距離約15 km[8]。其油藏特征對(duì)多相泵的應(yīng)用并無(wú)極限工況和特殊工藝技術(shù)的要求，設(shè)計(jì)考量的因素主要是流動(dòng)保障及與已建系統(tǒng)的匹配問(wèn)題。即，在海底4 ℃水溫條件下防止原油析蠟和水合物生成，同時(shí)，為匹配已建FPSO頂部設(shè)施的操作條件，實(shí)現(xiàn)油田減產(chǎn)、關(guān)停等情況下的穩(wěn)定運(yùn)行，需考慮與已建的氣舉模塊的工況協(xié)同問(wèn)題[9]。

圖2 安哥拉B1506區(qū)塊開(kāi)發(fā)布局簡(jiǎn)圖

2 多相泵設(shè)計(jì)的主要考量因素

2.1油藏溫度條件和原油性質(zhì)

原油結(jié)蠟和乳化特性是多相泵設(shè)計(jì)的重要考量參數(shù)之一。通過(guò)對(duì)C、D油田測(cè)試資料分析，其產(chǎn)層的溫度在67.7 ～ 76 ℃之間，模擬研究認(rèn)為在整個(gè)油田生命期內(nèi)，正常生產(chǎn)情況下井口溫度高于62 ℃。通過(guò)對(duì)其油品性質(zhì)的分析研究，該原油結(jié)蠟溫度為32 ℃，原油傾點(diǎn)為-21 ～ 3 ℃，模擬正常生產(chǎn)條件下的溫度剖面，析蠟危害不至于產(chǎn)生流動(dòng)保障困難。

原油酸值為0.72 mgKOH/g，原油酸值主要為中～高酸值的環(huán)烷酸，這種天然的原油乳化劑在生產(chǎn)中有形成環(huán)烷鈣的潛在風(fēng)險(xiǎn)。脫水原油實(shí)驗(yàn)表明，原油在海底溫度條件下無(wú)屈服應(yīng)力，在5 ～ 40 ℃下表現(xiàn)為牛頓流體特性；而在原油含水達(dá)30%時(shí)，乳化后的流變性特征反映出全溫程為非牛頓流體，海底溫度條件下乳化油的屈服應(yīng)力小于等于0.345 Pa；乳化油穩(wěn)定測(cè)試表明，在22 ～65 ℃條件下，該油品乳化反轉(zhuǎn)點(diǎn)在含水達(dá)60%時(shí)有形成穩(wěn)定乳化油的趨勢(shì)。在pH值4 ～ 8范圍內(nèi)對(duì)乳化油試驗(yàn)分析，未發(fā)現(xiàn)可見(jiàn)量的環(huán)烷酸鈣沉淀，但微觀研究證實(shí)，在不同pH值條件下，在油水結(jié)合面上有形成環(huán)烷酸鈣或環(huán)烷酸鈉微粒沉淀的現(xiàn)象，故多相泵設(shè)計(jì)中考慮注入化學(xué)藥劑和旁通反沖洗。

2.2油田生命期內(nèi)的產(chǎn)氣液能力

按油藏模型（Eclipse）條件約束，結(jié)合系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)模型（Gap）的研究結(jié)果，參考油藏模型中11年生產(chǎn)期內(nèi)液量水平，對(duì)含氣量和增壓值的設(shè)計(jì)余量應(yīng)綜合考慮油藏產(chǎn)液剖面和流體動(dòng)態(tài)溫度模型的要求，設(shè)計(jì)參數(shù)約束見(jiàn)油藏綜合動(dòng)態(tài)參數(shù)模擬表（表1）。

為保證油藏采收率同時(shí)考慮泵入口最大含氣量，模擬確定多相泵吸入口壓力為50 bar。通過(guò)對(duì)開(kāi)發(fā)生命期內(nèi)管線沿程溫度模擬（圖3），并對(duì)立管基座低溫節(jié)點(diǎn)采取保溫處理，在液量高峰期（方案1）和液量衰竭期（方案2）的沿程管線溫度均可實(shí)現(xiàn)高于結(jié)蠟點(diǎn)的流動(dòng)保障條件。

表1 安哥拉B1506區(qū)塊C、D油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模擬參數(shù)

圖3 安哥拉B1506區(qū)塊C、D油田回接管線溫度模擬圖

B1506水下多相泵設(shè)計(jì)生命期為15年，要求動(dòng)設(shè)備設(shè)計(jì)運(yùn)行生命至少達(dá)到45 000 h。滿足設(shè)計(jì)工況條件的多相泵已有較成熟的產(chǎn)品和配套工藝技術(shù)，可滿足含氣量在0 ～ 75%工況條件下實(shí)現(xiàn)預(yù)定的提升壓差。

2.3與原生產(chǎn)系統(tǒng)的匹配

為避免生產(chǎn)系統(tǒng)在減產(chǎn)或關(guān)停狀態(tài)下發(fā)生水合物堵塞，系統(tǒng)設(shè)計(jì)采用的最長(zhǎng)關(guān)停重啟時(shí)間為13 h，同時(shí)要求井流物從井口到FPSO生產(chǎn)系統(tǒng)出口液溫須大于30 ℃。該FPSO供電系統(tǒng)采用三臺(tái)柴油發(fā)電機(jī)，總功率為75 MW。生產(chǎn)系統(tǒng)在重啟過(guò)程中電力負(fù)荷要求大，需要減少立管基座加熱工藝的電力載荷。

基于以上考慮，在原立管基座氣舉工藝模塊后端采用串聯(lián)方式加裝多相泵模塊。多相泵放置在氣舉模塊后端，能保障流動(dòng)熱能和系統(tǒng)操作的靈活性，原氣舉模塊可降低泵的壓差，并在多相泵失效時(shí)提供替代的舉升方式。在全油田重啟時(shí)，氣舉系統(tǒng)因無(wú)氣源條件而失效，此時(shí)，多相泵可及時(shí)啟動(dòng)C、D油田的生產(chǎn)，提供氣舉模塊所需的氣源供應(yīng)，以實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)過(guò)程控制的互補(bǔ)[10]。通過(guò)模擬，發(fā)現(xiàn)加裝多相泵模塊后，可提高油井產(chǎn)量、降低油井廢棄壓力，比單獨(dú)使用氣舉工藝流溫提高達(dá)5 ～ 8 ℃，同時(shí)，流溫的升高有利于減少系統(tǒng)關(guān)停時(shí)驅(qū)替液（柴油或乙二醇）的儲(chǔ)備量，可以極大地簡(jiǎn)化了生產(chǎn)系統(tǒng)流程，也提高了生產(chǎn)操作的安全性。

2.4多相泵模塊設(shè)計(jì)

在滿足油藏、采油氣生產(chǎn)限制的條件下，綜合多因素而設(shè)計(jì)的多相泵流程圖（圖4）可實(shí)現(xiàn)正常油氣輸送，并具備正常的在線通球和關(guān)斷狀態(tài)的旁通反沖洗功能。

圖4 安哥拉B1506區(qū)塊多相泵模塊結(jié)構(gòu)圖

3 結(jié)論

（1）為滿足深水邊際油田長(zhǎng)距離回接流動(dòng)保障的要求，采用多相泵增壓。多相泵與氣舉模塊的串聯(lián)方式，不僅功能互補(bǔ)且為生產(chǎn)系統(tǒng)提供了靈活的操作選擇。

（2）在系統(tǒng)關(guān)停重啟時(shí)，受頂部生產(chǎn)系統(tǒng)柴油發(fā)電能力的限制，盡量減少重啟時(shí)的用電載荷，以多相泵啟動(dòng)部分生產(chǎn)井，為頂部生產(chǎn)系統(tǒng)的天然氣發(fā)電機(jī)提供氣源條件，保障開(kāi)井次序下的電力供應(yīng)，提高生產(chǎn)系統(tǒng)的操作靈活性。

（3）多相泵的應(yīng)用降低了FPSO驅(qū)替液（柴油或乙二醇）的儲(chǔ)備量，極大地簡(jiǎn)化了生產(chǎn)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，提高了生產(chǎn)操作的安全性。

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[10] Angola Block 15/06 west hub development Project reconfiguration and system engineer[R]. Italy Milan: ENI, 2013.

Design Consideration on the Subsea Multiphase Pump System in B1506 Block of Angola Deep Water Oilfield

ZHU Jianguo, HE Pengfei
（SINOPEC International Petroleum Exploration and Production Corporation,Beijing100029,China）

In order to increase the development potential of B1506 Block marginal reservoir in Angola, subsea multiphase pump is selected to guarantee fluid flowing during long distance pipeline transportation. Through analysis of reservoirs conditions and fluid properties in B1506 Block, the suction pressure of multiphase pump has been determinated under the constraint of Eclips model combined with the study result of network model (Gap) to satisfy the requirements for increasing reservoir recovery and gas contents. In addition, by simulation the temperature of transportation system within full period of oilfield development life, the lowest temperature drop of the pipeline has been designed. Accordingly, the specific thermal insulation measures are designed to avoid obstruction in flow line due to wax deposit and hydrate precipitation. To match operational condition of existing FPSO system, the simulation study was conducted to define logic relation between multiphase pump system and gas lift model so that to guarantee stable operation during slowdown and turnaround period. The parameters and process flow of multiphase pump are finalized by analyzing the related factors. This study can provide technical reserves for development of deepwater oilfields in China.

deep-water oilfield development; flow assurance; subsea multiphase pump

TE952

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.04.049

1008-2336（2014）04-0049-04

2014-07-16；改回日期：2014-10-19

朱建國(guó)，男，1966年生，高級(jí)工程師，1997年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）研究生院石油工程專業(yè)，從事深海油田開(kāi)發(fā)的綜合研究和技術(shù)管理工作。E-mail：jgzhu.sipc@sinopec.com。