曲文星，譚壯壯，張曉姝

1.中國石油集團海洋工程有限公司工程設(shè)計院，北京 100028

2.中國寰球工程有限公司北京分公司，北京 100028

近5年來，全球重大油氣發(fā)現(xiàn)的70%來自水深超過1 000 m 的水域。深水油氣開發(fā)對油氣發(fā)展有著重要意義，是未來全球油氣開發(fā)的主戰(zhàn)場[1-5]。水下生產(chǎn)系統(tǒng)因具有適應(yīng)性強、水上空間占用小、油田開發(fā)速度快、經(jīng)濟效益好等諸多優(yōu)勢，是未來深水油氣開發(fā)的必然模式[6-8]。水下注入系統(tǒng)為水下采油樹到FPSO 的連接部分，是將水、氣注入到儲層，保持儲層壓力，驅(qū)動油藏，提高原油采收率的一種深水油田開發(fā)方式，是水下生產(chǎn)系統(tǒng)的核心技術(shù)之一。

國外某深水油田距離海岸線約200 km，面積約1 500 km2，水深約2 000 m；共部署17 口井，其中8 口生產(chǎn)井，9 口注入井。該油田采用浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置（FPSO）+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開發(fā)模式。由于油田生產(chǎn)氣油比高，且伴生氣中CO2含量高，根據(jù)當?shù)丨h(huán)保要求，伴生氣不允許排放伴生氣，結(jié)合油藏條件，扣除少量FPSO 燃燒自用氣之外，其他產(chǎn)出氣需要回注來保持儲層壓力。目前已有研究表明，油藏水氣交替驅(qū)油方法一般可提高原油采收率5%～10%左右，是油藏開發(fā)的一個有效方法[9-12]。部分研究認為水氣交替注入與氣水交替注入方式對最終采收率影響有差異[13-15]，但也有研究認為水和氣注入順序的變化對最終采收率影響不大[16]。本油田基于油藏工程和數(shù)值模擬研究，采用水氣交替注入（WAG）的開發(fā)方式，交替周期為半年，注入氣量為產(chǎn)出氣量的85%，注水量與產(chǎn)液量比為1∶1，此方式可進一步提高原油采收率。

本文首先介紹了水氣交替注入的水下總體布置方式，通過技術(shù)、經(jīng)濟、施工、安全等方面的比較，優(yōu)選出單井單管WAG 布置方式。之后詳細介紹此種布置方式的泄漏檢測方法、水氣切換方法和風險措施。

1 水氣交替注入系統(tǒng)總體布置

水下注入系統(tǒng)的總體布置方式對建設(shè)投資和系統(tǒng)的安全運行等產(chǎn)生重要影響，是海洋工程方案研究的核心問題。

1.1 總體布置方案

目前水氣交替注入的水下布置方式主要有5種：單井雙管WAG 布置、串聯(lián)WAG 布置、WAG管匯布置、注水管匯+注氣管匯WAG 布置、單井單管WAG 布置。水下的電力、控制和化學藥劑都通過臍帶纜傳輸，本文不做介紹。

1.1.1 單井雙管WAG 布置

每口注入井通過1 條注水管道、1 條注氣管道與FPSO 直接相連，如圖1 所示。

圖1 單井雙管WAG 布置

1.1.2 串聯(lián)WAG 布置

FPSO 通過1 條主注水管道和1 條主注氣管道連接多口注入井，每口注入井通過串聯(lián)在主管道上的三通和跨接管與主管道相連，如圖2 所示。

圖2 串聯(lián)WAG 布置

1.1.3 WAG 管匯布置

FPSO 通過1 條主注水管道和1 條主注氣管道與1套水下WAG 管匯相連，每口注入井通過1 條跨接管連接到WAG 管匯上，如圖3 所示。

1.1.4 注水管匯+注氣管匯WAG 布置

FPSO 通過1 條主注水管道和1 條主注氣管道分別與水下注水管匯和注氣管匯相連，每口注入井通過2 條跨接管分別連接到注水管匯和注氣管匯上，如圖4 所示。

圖3 WAG 管匯布置

圖4 注水管匯+注氣管匯WAG 布置

1.1.5 單井單管WAG 布置

兩口注入井為一組，注入井間通過跨接管連接，每口注入井與FPSO 通過1 條注入管道連接，每組注入井形成1個置換回路，注入水氣可轉(zhuǎn)換，如圖5 所示。

圖5 單井單管WAG 布置

1.2 方案優(yōu)選

水下注入系統(tǒng)需根據(jù)FPSO、生產(chǎn)井、注入井的位置，結(jié)合海底地形地貌進行設(shè)計。該油田FPSO、生產(chǎn)井、注入井總體布置如圖6 所示。結(jié)合以上5 種水下注入系統(tǒng)布置方式，研究得出不同布置方式的主要工程量，如表1 所示。

根據(jù)表1 所示不同布置方式的主要工程量，從技術(shù)、經(jīng)濟、施工、安全等方面進行比較分析如下。

單井雙管WAG 布置：水下結(jié)構(gòu)種類少，方案成熟，流動保障風險及施工難度都較低。但總工程量相對較大，成本較高。

圖6 FPSO、生產(chǎn)井、注入井總體布置

表1 水下注入系統(tǒng)不同布置方式的主要工程量比較

串聯(lián)WAG 布置：流動保障風險較低。由于水下結(jié)構(gòu)種類較多，總工程量相對較大，采購施工難度較大，成本較高。回注管道需要滿足高流量要求，管道直徑要求較大，存在建造及運行風險。

WAG 管匯布置：水下結(jié)構(gòu)種類數(shù)量適中，總工程量最少，采購施工難度較低。目前WAG 管匯技術(shù)尚不成熟，且部分跨接管長度超過3 km，存在較高的流動保障風險。

注水管匯+注氣管匯WAG 布置：總工程量適中，方案成熟。由于水下結(jié)構(gòu)種類較多，采購施工難度較大，成本較高。回注管道需要滿足高流量要求，管道直徑要求較大，存在建造及運行風險。部分跨接管長度超過3 km，存在流動保障風險。

單井單管WAG 布置：水下結(jié)構(gòu)種類及總工程量都相對較少，流動保障風險適中，該方案經(jīng)過多次實驗論證可以滿足生產(chǎn)需要。施工難度較低，且成本較低，可以顯著提高經(jīng)濟效益。

根據(jù)以上對比分析，最終推薦水下注入系統(tǒng)采用單井單管WAG 布置方式。

2 單井單管WAG布置方式的泄漏測試方法和水氣切換方法

目前油田共有9 口注入井，其中8 口注入井采用單井單管WAG 的布置方式，每相近的兩口注入井成對連接，剩余的1 口注入井采用單井雙管WAG 的布置方式。單井單管WAG 布置方式如圖7所示。

圖7 單井單管WAG 布置示意

2.1 泄漏測試

注入系統(tǒng)的管道泄漏測試主要分兩個部分——注入管線和井間跨接管進行。首先，兩口注入井同時關(guān)閉閥門PXO、W1、XO、W2、M1、M2，對兩口注入井的注入管道進行泄漏測試。注入管道測試完成，并確定無泄漏后，打開其中一口井的閥門PXO，使其中一條注入管道與跨接管連通，進而對跨接管進行泄漏測試。測試采用處理后的海水，管道設(shè)計壓力為60.5 MPa，測試壓力為管道設(shè)計壓力的1.1 倍。

管道泄漏測試時需要滿足如下條件：

（1）測試必須在閥門關(guān)閉情況下執(zhí)行。

（2）測試的絕對壓力不得超過采油樹閥門的額定工作壓力69 MPa。

（3）為了避免最大測試壓力超過69 MPa 或閥門泄漏的情況，當采油樹內(nèi)壓力升高時，必須監(jiān)測和控制測試所用閥門的上、下游壓力。

（4）測試需要在一定的時間內(nèi)完成，關(guān)閉壓力不超過69 MPa。

2.2 水氣切換

注水與注氣的切換過程分為同時切換和單獨切換兩種方法：同時切換是指兩口注入井同時切換注入介質(zhì)，注入介質(zhì)需相同；單獨切換是指其中一口注入井切換注入介質(zhì)，另外一口注入井保持原注入介質(zhì)不變，兩口注入井注入介質(zhì)可不同。

2.2.1 同時切換

當兩口注入井由注水切換為注氣時，兩口井需要同時進行如下操作：

（1）停止注水。

（2）關(guān)閉閥門W1、M1，打開閥門PXO，連通置換回路，用柴油置換注入管道內(nèi)的水。

（3）關(guān)閉閥門PXO，打開閥門W1、XO、W2，用柴油置換采油樹內(nèi)的水。

（4）關(guān)閉閥門XO、W2，關(guān)閉置換回路，井間跨接管中保持充滿柴油。

（5）打開閥門M1，管道注氣前先注入一段MEG 進行二次除水。

（6）開始注氣。

當兩口注入井由注氣切換為注水時，兩口井需要同時進行如下操作：

（1）停止注氣。

（2）關(guān)閉閥門M1，通過臍帶纜向采油樹內(nèi)管道注入MEG，置換原有氣體。

（3）關(guān)閉閥門W1、打開閥門PXO，連通置換回路，用柴油置換注入管道里的氣體。

（4）關(guān)閉閥門PXO，打開閥門W1、XO、W2，用柴油置換采油樹內(nèi)的MEG。

（5）關(guān)閉閥門XO、W2，關(guān)閉置換回路，井間跨接管中保持充滿柴油。

（6）打開閥門M1，開始注水。

2.2.2 單獨切換

當一口注入井由注水切換為注氣，另一口注入井保持注水不變時，進行切換的井需要進行如下操作：

（1）停止注水。

（2）關(guān)閉閥門W1、M1，打開閥門W2，通過臍帶纜向采油樹內(nèi)注入MEG，置換采油樹內(nèi)的柴油。

（3）關(guān)閉閥門W2，打開閥門W1、XO，用柴油置換注入管道內(nèi)的水。

（4）打開閥門M1，管道注氣前先注入一段MEG 進行二次除水。

（5）開始注氣。

當一口注入井由注氣切換為注水時，操作流程與上述步驟基本一致。

同時應(yīng)確保整個切換過程中，連接井的跨接管內(nèi)充滿柴油或水合物抑制劑，保持管道的惰性，抑制水合物生成。單獨切換過程中，應(yīng)確保采油樹內(nèi)首先充滿柴油或水合物抑制劑，保持采油樹的惰性，抑制水合物生成。經(jīng)過現(xiàn)場測試和技術(shù)驗證，建議采用同時切換方法，此種方法注入柴油可回收，采油樹內(nèi)置換較徹底，可充分抑制水合物生成。對于深水油田開發(fā)，對FPSO 生產(chǎn)的影響可降至最低。

3 單井單管WAG布置方式的風險分析

在生產(chǎn)運行過程中，單井單管WAG 布置方式的主要風險存在于注水、注氣和水氣切換過程。本文僅針對生產(chǎn)運行中主要風險進行識別，并提出合理應(yīng)對措施。

3.1 風險識別

（1）水氣切換過程中，柴油循環(huán)置換時管道壓力可達31 MPa，法蘭、閥門、立管、跨接管等組件存在破裂的風險，會造成火災(zāi)、油氣泄漏和人員傷害等。

（2）注氣時，管道壓力可達到55 MPa，CO2和H2S 質(zhì)量分數(shù)高達44%和0.0016%。高壓高腐蝕的工況下，法蘭、閥門、立管、跨接管等組件存在腐蝕破裂的風險，會造成油氣泄漏和人員傷害等。

（3）在高壓情況下，管道內(nèi)可能會生成水合物堵塞管道。

3.2 應(yīng)對措施

（1）注入管道和跨接管等相關(guān)組件要滿足注水、注氣以及切換過程中注柴油和MEG 時的壓力要求，滿足安全設(shè)計要求。

（2）定期進行通球清管作業(yè)，清管前需要用柴油循環(huán)置換掉管道里的水氣。

（3）跨接管中需要長期填充柴油或水合物抑制劑，抑制水合物生成，防止跨接管堵塞。

（4）FPSO 上部所有與注入管道連接的立管、槽都應(yīng)具有注入柴油或者水合物抑制劑的功能。

4 結(jié)論

（1）介紹了深水油田水氣交替注入系統(tǒng)的5種布置方式，并從技術(shù)、經(jīng)濟、施工和安全等方面進行比較分析，優(yōu)選單井單管WAG 布置方式。該方式水下結(jié)構(gòu)種類及總工程量都相對較少，流動保障風險適中，施工難度較低，且成本較低，可以顯著提高經(jīng)濟效益。

（2）介紹了單井單管WAG 布置方式的泄漏測試方法和水氣切換方法。水氣切換建議采用同時切換方法。該方法注入柴油可回收，采油樹內(nèi)置換徹底，可充分抑制水合物生成。對于深水油田開發(fā)，對FPSO 生產(chǎn)的影響可降至最低。

（3）單井單管WAG 布置方式在生產(chǎn)運行中主要存在管道及相關(guān)組件高壓腐蝕破裂的風險和水合物生成堵塞管道的風險。建議選擇高強度耐腐蝕的管件，定期進行清管作業(yè)，跨接管道中要填充柴油和水合物抑制劑，防止水合物生成。