馬一歌

重慶科技學(xué)院，重慶 401331

海上采油平臺主要用來開采油、氣和對油、氣進行初步處理（如油氣、油水分離），是多口生產(chǎn)井和油氣處理設(shè)施的基礎(chǔ)。采油平臺有固定式和移動式，在淺水區(qū)使用固定式平臺比較經(jīng)濟，根據(jù)平臺規(guī)模常采用4腿或8腿樁基（導(dǎo)管架）結(jié)構(gòu)形式的采油平臺。例如西江24-3平臺導(dǎo)管架為8腿12群樁結(jié)構(gòu)，平臺尺寸為55 m×61 m。在進行平臺工藝設(shè)計時需依據(jù)國家法律法規(guī)、行業(yè)標準、企業(yè)標準、設(shè)計基礎(chǔ)資料對工藝系統(tǒng)或流程的參數(shù)進行確認，利用軟件進行分析、驗證。與陸地油氣處理系統(tǒng)相比，海上油氣處理系統(tǒng)陸地支持不便，維修施工困難，海洋環(huán)境惡劣，工藝設(shè)備集中，風險危害性大。因此，確保工藝流程設(shè)計的合理性、設(shè)計計算的準確性、系統(tǒng)運行的可靠性是海上平臺工藝設(shè)計的重點和難點。

1 項目概況

國內(nèi)某海上油田區(qū)塊距離陸地約16 km，平均水深4.8～6.4 m，距離西側(cè)人工島約12 km，采用“海油海采”模式進行開發(fā)。該區(qū)塊石油地質(zhì)儲量1 706.5×104t，設(shè)置采油井36口、注水井20口，產(chǎn)能約27× 104t。

該項目新建1座8腿直樁式采修一體化平臺、2條海底管道、2條海底光纜。其中，平臺分東、西兩個模塊，設(shè)有55人生活樓1座和修井機1部。平臺至人工島的油、氣、水海底混輸管道采用12 in（1 in=25.4 mm）雙層保溫管，長約12 km。人工島至平臺的注水海底管道采用6 in單層鋼管。人工島進海路南側(cè)下海點至平臺的海底光電復(fù)合纜的單回長度約19.5 km。平臺生產(chǎn)的油、氣、水通過海底管道混輸至人工島進行處理，注水由人工島提供，平臺所需電源由陸上電網(wǎng)提供。受海域水深、吊裝資源影響，平臺設(shè)計首次采用海上直樁的樁基結(jié)構(gòu)，打樁精度要求高；上部組塊分體安裝，組塊海上安裝難度大。

2 工藝流程設(shè)計

依托原有人工島，新平臺主要實現(xiàn)油氣計量、集輸、注水功能，產(chǎn)液在平臺上進行單井計量、加熱后通過新建海底混輸管道輸送至人工島進行處理[1]。

根據(jù)油田配產(chǎn)、油氣物性和混輸管道的出口壓力、溫度等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，經(jīng)計算，在電潛泵生產(chǎn)條件下，井口壓力能滿足油氣直接經(jīng)混輸海底管道輸至陸地聯(lián)合站的壓力要求，從而確定主要工藝流程（如圖1所示）。

圖1 主要工藝系統(tǒng)流程

來自生產(chǎn)井的流體經(jīng)油嘴節(jié)流后，通過各自井口采油樹出油管道分別進入生產(chǎn)/計量管匯；進入單井計量管匯的油井物流經(jīng)計量加熱器升溫后再進入計量分離器進行計量。全部井口物流經(jīng)生產(chǎn)加熱器升溫后通過新建混輸管道輸送至人工島處理。在平臺管道進入海底管道之前設(shè)置清管球發(fā)射器，可實現(xiàn)對海底管道的清管作業(yè)。海底管道入口處設(shè)置有關(guān)斷閥裝置，在超壓、管道泄漏和生產(chǎn)流程異常等情況時能關(guān)斷海底管道。

3 管道和設(shè)備的設(shè)計計算

該區(qū)塊原油黏度大、流動性差、含蠟量高，需要多次計算、驗證，保證物流輸送通暢。確定主工藝流程后，需要進一步細化，通過工藝元件布置和關(guān)鍵參數(shù)計算，完成管道和設(shè)備的設(shè)計。以下對部分關(guān)鍵管道和工藝設(shè)備進行設(shè)計計算[2]。

3.1 井口出油管道設(shè)計

根據(jù)相關(guān)設(shè)計要求，油井出油管道起于節(jié)流閥，止于計量/生產(chǎn)管匯[3]。每條出油管道上設(shè)有取樣點、腐蝕掛片點、溫度指示器和變送器、壓力指示器和變送器。井口物流輸送至生產(chǎn)/計量管匯的切換由手動閥門控制。每條出油管道上安裝壓力“高高”與“低低”關(guān)斷，通過關(guān)閉單井翼閥和井上安全閥，保護節(jié)流閥下游的系統(tǒng)設(shè)施不受超壓或泄漏/破裂的影響。

3.2 生產(chǎn)/計量管匯設(shè)計

油氣生產(chǎn)系統(tǒng)實行密閉輸送，設(shè)置了生產(chǎn)/計量管匯、計量加熱器、計量分離器、生產(chǎn)加熱器、發(fā)球筒等主要設(shè)備。生產(chǎn)管匯前按照全壓設(shè)計，設(shè)計壓力15 MPa，設(shè)計溫度100℃；管匯后采用降壓設(shè)計，設(shè)計壓力2.9 MPa，設(shè)計溫度100℃，從管匯出來的物流經(jīng)加熱器加熱后外輸。

流體及其攜帶的固體雜質(zhì)對管壁有沖擊，會造成彎頭、三通損傷甚至發(fā)生穿孔。流體中可能存在沙粒，會使集輸管道沖蝕問題加重。為減少沖蝕作用，需限定流體在管內(nèi)的流速，因此在生產(chǎn)/計量管匯設(shè)計前需要確定沖蝕速度[4-6]。按照API RP14E標準，使用式（1）確定氣液兩相的沖蝕速度。

式中：ve為沖蝕速度，m/s；C為經(jīng)驗常數(shù)，用于連續(xù)作業(yè)時，取122；ρm為操作條件下氣液混合物的密度，kg/m3。

氣液混合物密度使用式（2）計算。

式中：S1為標況下液體相對密度；p為操作壓力，psi（絕對壓力，1 psi=6.89 kPa）；Sg為標況下氣體相對密度；R為標況下氣體與液體體積比，ft3/bbl（1 ft=0.304 8 m、1 bbl=0.115 6 m3）；T為操作溫度，℃；Z為氣體壓縮系數(shù)。

確定沖蝕速度后，由式(3)計算管道沖蝕所需的最小管道流動截面積A。

式中：A為管道流動截面積，in2/（1 000 bbl·d）。

根據(jù)現(xiàn)場數(shù)據(jù)確定井口油嘴節(jié)流后的溫度，2028年以前（含水小于50%）按40℃計算，2028年以后（含水大于50%）按60℃計算；井口最大關(guān)井壓力為15 MPa。根據(jù)操作壓力最終計算得出生產(chǎn)管匯的出口尺寸為10 in，計量管匯的出口尺寸為3 in。

3.3 計量分離器工藝設(shè)計

計量分離器設(shè)計用于處理單井最大油、氣、水流量。按最大液量計算，停留時間約為3 min。分離器在氣相出口設(shè)置鋼絲網(wǎng)加強氣液分離；在液相出口管嘴配有防渦流器，并設(shè)置排砂管用于清除分離器內(nèi)的積砂。液相部分設(shè)置三個排放接頭，用于在維修期間將分離器內(nèi)流體排放到閉排系統(tǒng)中。

根據(jù)式（4）推導(dǎo)分離器內(nèi)允許氣速Wgv，計算分離器尺寸。

式中：Qg為氣體處理量，m3/min；β為波動系數(shù)，實際生產(chǎn)中計算分離器尺寸時引入，對于海上設(shè)計，雪夫龍設(shè)計手冊中推薦β=1.25；A1為氣相流通面積，m2。

為計算液相流通面積A2及液相高度H2，液位高度一般?。?/2～2/3）D。確定H2/D的比值后（D為分離器內(nèi)徑），即可求出A1/（A1+A2），從而求出D值。分離長度一般取L=（3～5）D。

正常操作液位為分離器直徑的60%，即H2/D=0.6。設(shè)H1為氣相高度，當H1/D=0.4時，A1/A=0.373 5，其中A為分離器橫截面積。

單井來液中，油的最大量為350 m3/d，沉降時間需3 min，通過計算得到分離沉降所需容積為0.73 m3，故選用800 mm（ID）×2 400 mm（T/T）計量分離器可滿足分離要求。

3.4 電加熱器設(shè)計

在確定平臺主工藝流程后，根據(jù)原油及伴生氣物性、井口壓力、溫度等參數(shù)建立入口物料包，再利用HYSYS工藝模擬軟件進行模擬分析。

利用HYSYS搭建主工藝流程，輸入物料后，利用混合器單元形成混合物油流進行模擬計算，HYSYS工藝模擬流程如圖2所示。

圖2 HYSYS工藝模擬流程

對單井計量加熱器進行分析計算，將單井井口物流從40℃加熱至50℃以上，按單井產(chǎn)液量為160 m3/d、含水率為40%，采用HYSYS軟件進行熱力計算，選用1臺80 kW的電加熱器。

利用HYSYS軟件進行物熱平衡計算，計算結(jié)果見表1。

表1 平臺熱負荷計算結(jié)果

從表1中可以看出，平臺最大加熱負荷將出現(xiàn)在2027年，需求為1 694 kW。隨著含水比率升高，井口出油溫度不斷上升，當含水＞75%時，可以根據(jù)井口來液溫度確定是否需要加熱，根據(jù)HYSYS模擬計算結(jié)果，選用1 000 kW電加熱器作為生產(chǎn)加熱器。

4 系統(tǒng)安全分析

工藝設(shè)計完成之后需進行安全分析，以驗證整個流程的安全性和可靠性，并根據(jù)分析檢查結(jié)果決定是否需要對原設(shè)計進行調(diào)整和優(yōu)化[7]。

進行安全分析時，首先將主工藝流程劃分成若干單元作為研究對象，主要單元有井口出油管道、生產(chǎn)管匯、計量管匯、生產(chǎn)管匯出口管道、計量管匯出口管道、計量電加熱器、計量分離器、清管球發(fā)射器、清管球接收器、混輸海底管道入口、混輸海底管道出口、生產(chǎn)電加熱器。

按照單元類型，對安全分析清單（SAC）中的安全措施逐一確認，初步編制安全分析評估表，按照評估表核對工藝流程是否符合冗余安全設(shè)計原則，以及每個分析單元中可能的風險是否有兩級保護，針對不符合項重新修改流程，確保兩級保護對工藝流程的全覆蓋[8]。

計量分離器和收發(fā)球筒屬于壓力容器，可能的風險有：過壓、氣竄、溢流和泄漏；設(shè)備無負壓且撬內(nèi)均不設(shè)加熱器的工況，沒有負壓和超溫風險；生產(chǎn)和計量電加熱器雖歸類為換熱器，但其熱源來自電熱管，與被加熱容器類似，除了過壓和泄漏外尚有超溫風險；其余單元僅為過壓和泄漏風險。

4.1 過壓風險

壓力“高高”信號進入ESD，引發(fā)各類WSSV/SDV閥的關(guān)斷和ESP/開閉排泵等輸入/輸出泵的關(guān)停動作，進行一級保護；由PSV閥的超壓開啟提供二級保護。其中，WSSV閥置于井口采油樹，SDV閥置于生產(chǎn)/計量管匯和計量分離器的出口管道以及收發(fā)球筒與海底管道的連接處。WSSV/SDV閥將整個工藝流程劃分為多個分段，并為各自分段內(nèi)的一個或多個單元提供統(tǒng)一保護。PSV閥保護范圍則較小，大多僅在有超壓風險時為本單元或相鄰單元提供保護。

4.2 泄漏風險

壓力“低低”信號進入ESD（同過壓風險），有時與設(shè)在設(shè)備撬內(nèi)的止回閥共同進行一級保護；液體泄漏經(jīng)開排管系統(tǒng)收集后進入開排罐，由開排和閉排系統(tǒng)提供二級保護；火氣探頭和消防噴淋裝置則提供氣體泄漏的二級保護。

4.3 超溫風險

在設(shè)備撬內(nèi)設(shè)置超溫保護，溫度“高高”信號進LCP引發(fā)起跳關(guān)停進行一級保護；由電阻絲溫度“高高”信號引發(fā)的起跳關(guān)停提供二級保護。

4.4 溢流風險

液位“高高”信號進入ESD，切斷入口SDV閥，進行一級保護；由于分離器不設(shè)溢流口，在氣液壓力比小于原設(shè)計工況時，可能的溢流液以冒罐形式流出，經(jīng)出氣口再次匯入主工藝流程，由下游設(shè)備提供二級保護。

4.5 氣竄風險

液位“低低”信號進入ESD，切斷出口SDV進行一級保護；由下游放空管匯提供二級保護，在放空頭完成最終排放。

檢查時還應(yīng)注意各項安全裝置保護范圍的限制條件，例如需要確認與上游單元之間沒有調(diào)壓裝置，保證下游壓力能順利傳導(dǎo)到上游，才能利用上游單元的保護能力。

油氣集輸系統(tǒng)安全分析評估最終結(jié)果見圖3。

圖3 油氣集輸系統(tǒng)安全分析評估結(jié)果

5 設(shè)計結(jié)果分析

按照相關(guān)設(shè)計要求，根據(jù)平臺井口最大關(guān)井壓力、操作溫度，生產(chǎn)計量管匯前按照全壓設(shè)計，生產(chǎn)管匯出口后按照降壓設(shè)計，確定了管道尺寸，完成了計量分離器相關(guān)參數(shù)計算。根據(jù)該區(qū)塊油氣產(chǎn)量、原油及伴生氣物性、井口壓力、溫度等參數(shù)，利用HYSYS軟件對計量加熱器及生產(chǎn)加熱器進行熱力計算，確定加熱器功率，完善工藝流程。針對主工藝流程劃分單元進行安全分析，編制安全分析評估表，以確保流程安全可靠。

6 結(jié)束語

該平臺是中國石油集團自主設(shè)計、建造、安裝、調(diào)試的大型采修一體化平臺。該項目的成功實施，提升了海洋開發(fā)建設(shè)能力，為海洋石油勘探生產(chǎn)積累了經(jīng)驗，本文相關(guān)計算及安全分析方法可為國內(nèi)后續(xù)類似項目提供借鑒。