程 兵 秦 蕊 李清平 姚海元

1. 中海油研究總院有限責(zé)任公司, 北京 100028;2. 天然氣水合物國家重點(diǎn)實驗室, 北京 100028

0 前言

隨著海洋石油工業(yè)的發(fā)展,應(yīng)用水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接技術(shù)的開發(fā)模式越來越多,且隨著技術(shù)的進(jìn)步,水下回接朝著更深、更遠(yuǎn)的方向前進(jìn)。截至2019年底,回接最深的油田為殼牌(Shell)的Tobago油田(回接距離9.6 km,水深2 934 m),回接最深的氣田為阿納達(dá)科(Anadarko)的Cheyenne氣田(回接距離72.0 km,水深2 748 m);回接最遠(yuǎn)的油田為殼牌(Shell)的Penguin油田(回接距離69.8 km,水深175 m),回接最遠(yuǎn)的氣田為諾貝爾能源(Noble Energy)的Tamar氣田(回接距離149.7 km,水深1 660 m)[1]。中國的水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接技術(shù)也得到了快速發(fā)展[2-3],水下回接的開發(fā)模式已經(jīng)在荔灣3-1氣田等11個油氣田得到成功實施[4-6],第一個深水氣田是荔灣3-1氣田,其水深1 350～1 500 m,位于南海北部最為陡峭的陸坡區(qū),采用深水區(qū)水下回接到淺水平臺的模式進(jìn)行開發(fā)。中國首個自營的超深水氣田“深海一號”水深超1 500 m,采用半潛式儲油生產(chǎn)平臺+水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接的模式進(jìn)行開發(fā)[7],2021年6月已經(jīng)投產(chǎn)。目前，國內(nèi)外的深水氣田大都采用水下回接模式進(jìn)行開發(fā),應(yīng)對深水氣田水下回接系統(tǒng)的流動安全問題進(jìn)行深入研究和剖析,確保其高效安全生產(chǎn),為中國深水油氣開發(fā)提供有力支撐。

本文結(jié)合荔灣3-1等深水氣田的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和典型工況,對深水氣田水下回接系統(tǒng)在生產(chǎn)中可能遇到的流動安全風(fēng)險和問題進(jìn)行分析,提出氣田生產(chǎn)中的流動安全運(yùn)行和管理策略,以便為深水氣田水下回接系統(tǒng)的安全生產(chǎn)提供參考。

1 典型深水氣田水下回接系統(tǒng)概況

深水氣田往往具有更遠(yuǎn)的回接距離和更深的水深,因此會涉及更高的壓力、更長的管道、更低的環(huán)境水溫,甚至更陡峭的地形和更復(fù)雜的工程地質(zhì)情況,所以也需要解決更多的技術(shù)問題,尤其是流動安全問題。典型深水氣田水下回接系統(tǒng)潛在流動安全風(fēng)險示意圖見圖1。潛在流動安全問題主要有水合物生成、段塞流、出砂、沖蝕、頂部腐蝕等[8],一旦處理不好,輕則導(dǎo)致局部損失,重則導(dǎo)致氣田停產(chǎn)。因此在設(shè)計階段就必須對流動安全問題進(jìn)行充分考慮,而在氣田投產(chǎn)后的生產(chǎn)運(yùn)行階段,更需要結(jié)合生產(chǎn)的實際需要,注重流動安全運(yùn)行管理策略的選擇和優(yōu)化。

圖1 典型深水氣田水下回接系統(tǒng)潛在流動安全風(fēng)險示意圖Fig.1 Possible flow assurance risks for deepwater gas fieldsubsea tieback system

荔灣3-1氣田位于南海北部陸坡,是中國首個采用水下回接模式開發(fā)的深水氣田,水深1 350～1 500 m,2014年投產(chǎn)。該氣田生產(chǎn)的多相流體通過2條22″(1″=2.54 cm)、長約79 km的海底管道回接到位于200 m水深的淺水中心平臺進(jìn)行處理,氣田的水下生產(chǎn)系統(tǒng)還包括1根6″、約79 km長的乙二醇管線和1根約79 km長的用于實現(xiàn)水下控制的臍帶纜。荔灣3-1氣田水下工藝流程見圖2。

圖2 荔灣3-1氣田水下工藝流程圖Fig.2 Subsea process diagram of LW 3-1 gas field

2 流動安全運(yùn)行及管理策略

2.1 確保海底管道在合理操作窗口內(nèi)運(yùn)行

當(dāng)深水氣田完成設(shè)計建造投入生產(chǎn)后,其海底管道固有的物理特性一般變化較小,但運(yùn)輸?shù)牧黧w特性隨著生產(chǎn)的進(jìn)行和地層的變化可能會發(fā)生改變。對于生產(chǎn)中的氣田,在確定生產(chǎn)策略時,應(yīng)盡量確保海底管道在合理的操作窗口下運(yùn)行。

以荔灣3-1氣田水下回接管道為例,對不同輸氣量下的穩(wěn)態(tài)運(yùn)行工況進(jìn)行了分析評估,主要對比了液相流速、氣相流速、壓降、滯液量等參數(shù),見圖3。

a)不同輸氣量下的液相流速和氣相流速a)Liquid velocity and gas velocity under different gas flowrates

b)不同輸氣量下的壓降和滯液量b)Pressure drop and liquid holdup curves under different gas flowrates圖3 荔灣3-1氣田主回接海底管道不同輸氣量下的液相流速、氣相流速、壓降和滯液量曲線圖Fig.3 Liquid velocity,gas velocity,pressure drop and liquid holdup curvesof LW 3-1 main tieback pipelines under different gas flowrates

當(dāng)深水氣田處于低產(chǎn)量時,液相流速最低約0.5 m/s,氣相流速最低約2 m/s。這種情況下,管道運(yùn)行效果不佳,管道壓降顯著增加,輸送效率不高;會導(dǎo)致大量積液,滯液量顯著增加,從而需要大量的水合物抑制劑注入到管內(nèi);如果生產(chǎn)出現(xiàn)出砂情況,這樣低的流速無法攜砂,可能會由于砂的快速沉積而造成堵塞。如果管道輸氣量高于額定輸氣量,則可能出現(xiàn)砂的沖蝕情況,并且平臺的處理壓力會較大?；谝陨显?深水氣田海底管道應(yīng)根據(jù)管道參數(shù)和流體特性,確定合理的操作窗口,并盡量優(yōu)化生產(chǎn),確保海底管道在此操作窗口下運(yùn)行。

2.2 做好水合物生成風(fēng)險控制

對于深水氣田水下回接系統(tǒng)來說,水合物生成風(fēng)險是最需要防范的流動安全風(fēng)險。天然氣水合物是天然氣在低溫高壓條件下與水作用形成的一種籠形化合物[9]。多相輸送管道內(nèi),特別是水下氣田回接管道內(nèi),水合物的生成預(yù)測與控制技術(shù)一直是研究熱點(diǎn)。很多油氣田在海底或陸上油氣混輸管道中遇到過水合物生成問題,需要不菲的防治費(fèi)用,注入熱力學(xué)抑制劑(如甲醇、乙二醇)是常用的控制方法[10]。

2.2.1 啟井階段的水合物生成風(fēng)險控制

在啟井階段,通常需要在井的油嘴上游注入甲醇來防止水合物生成。如果在關(guān)井之后或關(guān)井過程中沒有向井下注入甲醇,在再啟動之前需要向油管頭內(nèi)注入足量的甲醇以保證井筒內(nèi)不會生成水合物。同時,連續(xù)向油嘴后注入貧乙二醇(MEG),以保證海底管道內(nèi)無水合物生成風(fēng)險[11]。甲醇注入量可依據(jù)水合物相平衡曲線計算得到。以荔灣3-1氣田某井為例,由于焦耳—湯姆遜效應(yīng),圖4可用于評估其井口流壓下最低的開啟溫度,即井口流壓為27 500 kPa的情況下初始開井溫度分別為3 ℃、10 ℃、25 ℃、65 ℃時所對應(yīng)的最低開啟溫度。基于此測算,可以確定啟井階段的水合物注入量,從而防范啟井階段的水合物生成風(fēng)險。

圖4 不同啟動流體溫度下,油嘴下游壓力和溫度關(guān)系變化圖Fig.4 Choke downstream pressure and temperature variationcurves under different start-up fluid temperatures

2.2.2 生產(chǎn)階段的水合物生成風(fēng)險控制

正常生產(chǎn)和輸送工況下,一般通過乙二醇注入管線在每口生產(chǎn)井油嘴后持續(xù)注入貧乙二醇來防止海底管道內(nèi)水合物生成。荔灣3-1氣田設(shè)置了乙二醇再生系統(tǒng),注入的貧乙二醇質(zhì)量濃度為90%。為做好該階段的水合物生成風(fēng)險控制,正常生產(chǎn)過程中,抑制劑注入量應(yīng)基于以下原則:必須保證貧乙二醇的持續(xù)供給和注入濃度;以最大關(guān)井壓力和最低環(huán)境溫度進(jìn)行富乙二醇濃度的核算,并考慮5 ℃的裕量;基于可能的流體物性參數(shù)、水下藥劑分配的誤差,注入量考慮1.3倍的系數(shù)。

根據(jù)不同濃度的水合物生成曲線,荔灣3-1氣田滿足要求的富乙二醇質(zhì)量濃度為55%,對應(yīng)的貧乙二醇(質(zhì)量濃度90%)注入量為1.4倍的水體積。在生產(chǎn)運(yùn)行狀態(tài),要確保管道內(nèi)的沿程溫度均位于水合物生成曲線之外,在正常注入乙二醇時,管道內(nèi)沒有水合物生成的風(fēng)險,見圖5。

圖5 管道運(yùn)行沿程溫度與水合物生成曲線的對比圖Fig.5 Comparison of subsea pipeline fluid temperaturewith hydrate formation curves

2.2.3 提前準(zhǔn)備好水合物解堵方案和設(shè)施

在關(guān)停階段,同樣要注入足夠的水合物抑制劑,防止流體降溫導(dǎo)致的水合物堵塞。一旦深水氣田海底管道內(nèi)形成水合物堵塞,可以通過放空或者接入水合物解堵裝置來進(jìn)行解堵。在深水氣田海底管道的兩端一般會預(yù)留放空接口,可以通過該接口接入工作船進(jìn)行放空,或者接入連續(xù)油管裝置、水合物治理橇等水合物解堵裝置來進(jìn)行解堵操作[12]。氣田作業(yè)者應(yīng)提前準(zhǔn)備好水合物解堵方案和設(shè)施,一旦發(fā)生水合物堵塞工況即啟動解堵操作。

2.3 合理控制輸氣量變化幅度

2.3.1 控制增輸幅度,防止段塞流和溢流

當(dāng)管道輸氣量相對較低時,管內(nèi)積液量相對較大,如果在短時間內(nèi)快速增加一定幅度的輸氣量,管內(nèi)流體的流速將顯著增加,從而造成大量積液被快速攜帶出管道,形成長長的液塞,進(jìn)入平臺上的段塞流捕集器,給平臺處理工作帶來很大壓力,無法及時處理液塞,甚至可能造成溢流的情況。因此,深水氣田生產(chǎn)在進(jìn)行增輸操作時,應(yīng)合理選擇增輸幅度,不宜在太短時間內(nèi)(如30～60 min)快速完成大幅度的輸氣量增加,以避免液塞快速涌出,上部設(shè)施無法處理。尤其是在管道處理較低輸氣量(如低于最高輸氣量的30%)的工況下,快速大幅的增輸操作更容易導(dǎo)致此類風(fēng)險,此時應(yīng)注意增輸幅度的控制,可以采用分多次階梯增輸?shù)姆绞絹聿僮鱗13]。當(dāng)管道輸氣量較高時(如高于最高輸氣量的70%),進(jìn)行增輸操作相對安全,高輸氣量下的增輸可適當(dāng)提高增輸幅度。

2.3.2 控制減輸幅度,防止斷流

以荔灣3-1氣田的回接海底管道為例,穩(wěn)定輸送500×104m3/d的氣量,隨后在1 h內(nèi)降低輸氣量至250×104m3/d,并達(dá)到新的平衡狀態(tài),管道內(nèi)的積液量從 3 600 m3增加至7 200 m3。減輸后管道出口液流量和水流量變化見圖6,可以看到,管道出口約有740 h(約31 d)沒有水流出,平臺段塞流捕集器將出現(xiàn)斷流,同時乙二醇再生裝置也沒有了富乙二醇作為原料來源,對應(yīng)需要的上部貧乙二醇儲存量約2 200 m3,超出了平臺貧乙二醇儲備能力,這種工況是不允許發(fā)生的。

圖6 輸氣量從500×104 m3/d降低到250×104 m3/d后出口液流量和水流量變化圖Fig.6 Liquid & water outlet flowrate variation when turn down thepipeline flowrate from 500×104 m3/d to 250×104 m3/d

在進(jìn)行減輸操作時,應(yīng)合理選擇減輸幅度,不宜在太短的時間內(nèi)快速完成大幅度的減輸,以免造成管道出口長時間沒有液相和水相流出,導(dǎo)致平臺儲存的貧乙二醇量不夠。尤其是在管道輸氣量較低時,進(jìn)行減輸操作更容易造成上述現(xiàn)象,因此低輸氣量下的減輸尤其要注意幅度的控制,并提前做好足夠的乙二醇儲備;在管道輸氣量較高時,進(jìn)行減輸操作相對安全一些,因此高輸氣量下減輸時可適當(dāng)提高減輸幅度。

2.4 通過多種方式優(yōu)化輸送效率

2.4.1 合理切換單雙管輸送模式

對于采用雙海底管道回接的水下氣田,根據(jù)氣田生產(chǎn)的需要,及時調(diào)整單雙管輸送策略,可以有效提高管輸效率,保障流動安全,荔灣3-1氣田某工況下單、雙管輸送效果對比見表1。

表1 采用單管和雙管輸送的效果對比表

部分氣田投產(chǎn)時由于各類外界條件無法就緒,產(chǎn)量距離峰值有較大差距,可以先考慮采用單管輸送一段時間;當(dāng)氣田運(yùn)轉(zhuǎn)磨合順利,可以按照高配產(chǎn)生產(chǎn)時,采用雙管的方式來實現(xiàn)最高的管輸效率;當(dāng)氣田生產(chǎn)進(jìn)入后期,如果整體產(chǎn)量較低,仍然用雙管輸送可能會導(dǎo)致滯液量過大、壓降過大,此時可以再調(diào)整為單管進(jìn)行輸送[14]。

2.4.2 采用注氣循環(huán)減小井口壓力需求

對于部分氣田,后期井口壓力較低,即使采用單管生產(chǎn)可能也滿足不了管輸壓力的需求,此時若直接關(guān)停,會造成資源浪費(fèi)和產(chǎn)量損失。到了這個階段,可以考慮采用一條管道用來生產(chǎn)，另一條管道用來注氣循環(huán)的方式[15],將產(chǎn)出的部分天然氣回注到生產(chǎn)管匯的入口,從而為管道輸送提供更多的動力來源,吹掃出更多的積液,減少井口壓力的需求,延長壓力不足氣井的生產(chǎn)年限,荔灣3-1氣田某工況下不加循環(huán)氣和加循環(huán)氣輸送效果對比見表2。

表2 不加循環(huán)氣和加循環(huán)氣輸送的效果對比表

2.4.3 采用高低壓兩個序列進(jìn)行生產(chǎn)

氣田隨著生產(chǎn)的進(jìn)行,井口壓力的大小可能會出現(xiàn)較大差別。一個原因是由于各個井地層壓力衰減的速度不同,生產(chǎn)若干年后,井口壓力的差別就可能比較明顯;另一個原因是可能有新生產(chǎn)井接入到水下生產(chǎn)系統(tǒng)中,新生產(chǎn)井的井口壓力往往相對大一些。如果水下眾多井口的壓力有較大差別,會造成高壓井的地層能量被浪費(fèi),而低壓井則可能在過高的壓力體系中無法滿足輸送所需的壓力需求,不得不停產(chǎn)。為了避免高壓井和低壓井相互影響,無法實現(xiàn)最佳開采效果,可采用高低壓兩個序列的方式進(jìn)行生產(chǎn),即低壓井走一個管串,高壓井走一個管串,見圖7。這樣的好處是高壓井的生產(chǎn)壓力不會浪費(fèi),低壓井也可以延長生產(chǎn)壽命。這一做法在尼日利亞OML130區(qū)塊的AKPO氣田等一些國外海上氣田的生產(chǎn)中已得到應(yīng)用。為適應(yīng)這種生產(chǎn),氣田的處理設(shè)施也需要對應(yīng)有兩套生產(chǎn)序列,一個序列處理高壓流體,一個序列處理低壓流體,可結(jié)合原有設(shè)施適當(dāng)改造。

2.4.4 區(qū)域滾動開發(fā),接入現(xiàn)有水下系統(tǒng)

水下氣田的生產(chǎn)隨著時間的推移而衰減,井口壓力下降、產(chǎn)量下降,部分壓力衰減較快的井將無法滿足生產(chǎn)需求而關(guān)停,整個水下系統(tǒng)的產(chǎn)量會降低,從而帶來流動安全問題。從氣田整體區(qū)域開發(fā)的角度,可以考慮尋找新的接替產(chǎn)量,在周邊區(qū)域布置新的開發(fā)井,并可以通過單井回接或者新建管匯回接的方式,回接到現(xiàn)有水下系統(tǒng)中。通常水下管匯會設(shè)置一個可拆卸的清管環(huán)路(見圖7管匯3),此環(huán)路可以用于正常生產(chǎn)開展清管操作時清管球通過管匯,在需要接入新的回接管道時,將清管環(huán)路拆除,這樣就可以接入新的管道、新的生產(chǎn)流體。

a)原生產(chǎn)環(huán)路設(shè)置a)Schematic diagram of original production loop

b)高壓生產(chǎn)序列+低壓生產(chǎn)序列的環(huán)路設(shè)置b)Schematic diagram of high pressure train+low pressuretrain production loop圖7 高壓生產(chǎn)序列+低壓生產(chǎn)序列環(huán)路生產(chǎn)模式示意圖Fig.7 Loop production mode schematic diagrams of high pressure train and low pressure train

2.5 利用氣田流動管理系統(tǒng)實現(xiàn)數(shù)字化監(jiān)控

氣田流動管理系統(tǒng)主要根據(jù)氣田水下設(shè)施特性及參數(shù)建模,實時從水下設(shè)施處的傳感器及儀表獲取數(shù)據(jù),接著將采集到的輸入數(shù)據(jù)傳遞到系統(tǒng)內(nèi)開展計算,從而計算出海底管道等水下設(shè)施相關(guān)流動參數(shù),監(jiān)測管道流動狀態(tài),并在此基礎(chǔ)上判斷和預(yù)測流動安全風(fēng)險,從而為生產(chǎn)作業(yè)人員提供操作建議。目前國際上比較著名的主要是OLGA Online、Digital Twin、Flow Manager等系統(tǒng)。以O(shè)LGA為內(nèi)核的OLGA Online在Ormen Lange、Sn?hvit等大型氣田的開發(fā)中發(fā)揮重要作用[16],荔灣3-1氣田也正在使用。Digital Twin數(shù)字孿生系統(tǒng)采用的是LedaFlow+K-Spice的模式,實現(xiàn)水下管道的流動模擬和平臺上部工藝模擬的連接,從而模擬整個氣田生產(chǎn)工況[17]。中國首個自營的超深水氣田“深海一號”也已配置流動管理系統(tǒng)。

使用氣田流動管理系統(tǒng)可以為水下氣田的流動安全提供有效保障。該系統(tǒng)可以提供多種流動安全監(jiān)測功能,讓操作者對管道完整性有全面的把握,對管道的流動安全參數(shù)實時監(jiān)測和管理,包括各個單井的流量及管道的堵塞風(fēng)險、泄漏風(fēng)險、水合物生成風(fēng)險、段塞流風(fēng)險、砂監(jiān)測、頂部腐蝕監(jiān)測等[18],一旦有危險工況發(fā)生還可以進(jìn)行報警提示。此外,氣田流動管理系統(tǒng)還可以對不同的流動安全工況進(jìn)行模擬和預(yù)測,操作者可以對各類流動安全工況進(jìn)行模擬分析,從而為未來的生產(chǎn)狀況作出預(yù)測,為決策提供依據(jù),做好了對水擊工況、泄放工況、增輸和減輸工況、啟動和關(guān)停工況、氣體循環(huán)工況、清管工況等的模擬預(yù)測,可以很好地防范流動安全風(fēng)險,保障安全生產(chǎn)[19]。在各大石油公司都在提倡建設(shè)數(shù)字化油田的背景下,巧用智能化的輔助軟件系統(tǒng)可以更好地實現(xiàn)智慧生產(chǎn)、高效生產(chǎn)[20]。

3 結(jié)論

1)對于深水氣田而言,完成了設(shè)計、建造,進(jìn)入生產(chǎn)階段后,在具體的操作策略層面還有很多優(yōu)化的空間。盡管深水氣田的回接往往面臨水合物生成、段塞流、沖蝕、頂部腐蝕等各類流動安全問題,但如果能在氣田生產(chǎn)時充分考慮到這些風(fēng)險,適當(dāng)優(yōu)化和及時調(diào)整流動安全運(yùn)行策略,可以有效避免風(fēng)險,保障生產(chǎn)安全。

2)通過確定合理的操作窗口,并盡量確保管道在此窗口內(nèi)運(yùn)行,可以提高管輸效率,盡量避免流動安全風(fēng)險;做好啟井階段和生產(chǎn)階段的水合物抑制劑注入評估和操作,并提前預(yù)備好水合物堵塞的解堵方案,可有效防范水合物生成風(fēng)險;做好增輸和減輸?shù)人矐B(tài)操作,尤其是在低產(chǎn)量下控制好其突變幅度,有利于防止段塞流捕集器出現(xiàn)溢流和斷流的極限工況,維持生產(chǎn)系統(tǒng)的平穩(wěn)過渡和處理;靈活利用和切換深水氣田的雙海底管道水下回接模式,通過單雙管切換、注氣循環(huán)以及高低壓序列并行生產(chǎn)等方式,實現(xiàn)輸送方式的優(yōu)化;利用氣田流動管理系統(tǒng),實現(xiàn)全面的管道流動安全監(jiān)測和管理,對各類工況做好預(yù)測,可以推動實現(xiàn)智慧生產(chǎn)、高效生產(chǎn)。

3)中國的深水氣田水下回接系統(tǒng)的生產(chǎn)管理經(jīng)驗還不夠豐富,以上流動安全操作策略和理念可為氣田生產(chǎn)作業(yè)和管理人員提供參考,有效規(guī)避流動安全風(fēng)險,實現(xiàn)安全高效生產(chǎn)。