劉飛龍 陳文峰 曾樹兵 李 偉 邢天健

海洋石油工程股份有限公司, 天津 300451

0 前言

隨著經(jīng)濟高速發(fā)展,國內(nèi)油氣需求不斷上升,中國成為全球最大油氣進口國,為了擺脫對進口油氣的依賴,保障國家能源安全,中國加大了海上油氣田的開發(fā)。中國海洋油氣資源十分豐富,但總體勘探開發(fā)程度相對較低,主要集中在成熟區(qū)和淺水區(qū),邊際油氣田和深水油氣田將是未來油氣產(chǎn)量的重要來源。一方面邊際油氣田規(guī)模小、經(jīng)濟效益差,一般通過回接現(xiàn)有設施進行開發(fā)以提高經(jīng)濟性;另一方面采用水下井口開發(fā)的深水油氣田隨著開采時間增長,油氣藏衰竭,井口壓力降低、含水率增大、深水立管嚴重段塞流等問題出現(xiàn),使得流體不能正常輸送至平臺進行處理,降低了油氣田經(jīng)濟效益[1-3]。

水下增壓技術作為海上油氣開發(fā)核心技術之一,旨在有效地開發(fā)邊際油氣田和深水油氣田,國外石油公司在這方面投入了大量的時間進行研發(fā)水下增壓泵。水下增壓泵按工作原理劃分主要有螺旋軸流泵、雙螺桿泵兩類[4-5]。采用水下增壓可提高油氣田的采收率、增強海上安全性、減少海上排放和安裝成本。本文應用多相流動態(tài)模擬OLGA軟件建立陸豐22-1油田從水下井口至平臺的流體輸送模型,模擬不同產(chǎn)量以及海管清管工況下水下增壓泵的運行參數(shù),用于指導油田開發(fā)的流動安全。

1 水下增壓泵技術

1.1 水下增壓泵技術發(fā)展

根據(jù)輸送流體含氣量的不同,水下增壓設備又具體分為水下增壓泵和水下壓縮機,國外某廠家根據(jù)氣體體積分數(shù)和增壓差對水下增壓產(chǎn)品的分類,產(chǎn)品包括水下單相泵、水下多相泵和水下濕氣壓縮機,見圖1。水下單相泵對含氣量有限制,通常用于氣體體積分數(shù)<10%流體;水下多相泵適用于含氣量較高的流體,無須進行氣液分離就可以直接對多相流進行增壓,最大體積含氣量可到達95%;水下濕氣壓縮機適用于對處理量和增壓要求不太高的油氣田[[6-9]。

圖1 水下增壓產(chǎn)品分類圖

水下增壓泵技術作為成熟技術已在深水油氣田開發(fā)中得到了廣泛應用,最早可追溯到1993年殼牌公司在Draugen油田第一次使用螺旋軸流水下多相增壓泵。全球已安裝超過100套的水下增壓泵,涉及水深145～2 287 m,泵排量為310～9 030 m3/h,最遠回接距離27 km,最大增壓為27.6 MPa[10-15]。

水下增壓泵由最初的水力驅(qū)動逐漸發(fā)展為電機驅(qū)動,1997年挪威國家石油公司(Statoil)在中國陸豐油田首次應用電機驅(qū)動水下增壓泵[16]。電機驅(qū)動水下增壓泵安裝在鉆井中心附近,直接向井流增加能量,以降低井口壓力并增加管道輸送壓力,將流體輸送至平臺,加速生產(chǎn)和提高海上油氣田采收率。此外,增加管道運行壓力可減弱深水油氣田的嚴重段塞流問題,深水油氣田的典型水下增壓泵輸送系統(tǒng)[17],見圖2。

受氣液比波動大、長距離供電技術和水下控制技術等因素的影響,水下增壓泵目前僅應用于陸豐油田中,在中國并未大規(guī)模使用。隨著國內(nèi)水下油氣設備技術能力的提升,預計水下增壓泵將在荔灣3-1和陵水17-2項目中得到應用。

1.2 水下增壓泵系統(tǒng)組成

水下增壓泵系統(tǒng)由泵模塊、電源、控制系統(tǒng)、臍帶纜、液壓和隔離液單元以及安裝工具等組成[18-19],見圖3。

a)泵模塊

泵模塊包含泵、電機、工藝管道和隔離閥,以及用于閥操作的控制箱,對于長距離的回接油氣田,泵模塊還包括降壓變壓器。電機置于密閉的筒內(nèi),里面充滿隔離液,通過聯(lián)軸器直接驅(qū)動泵。隔離液壓力高于外部海水壓力和工藝流體壓力,通常比流體壓力高1 MPa[20],除了壓力屏障,隔離液還為軸承和機械密封提供潤滑,以及電機的冷卻,產(chǎn)生的熱量通過冷卻系統(tǒng)傳遞到周圍海水中。臍帶纜將水下增壓泵和平臺聯(lián)系起來,為泵提供液壓油、隔離液、電源、通訊和控制等,電源和控制系統(tǒng)通常安裝在獨立的電源和控制模塊中,包括變頻器、泵控制系統(tǒng)和隔離液供應單元。

2 水下增壓泵應用

2.1 水下工藝流程

陸豐22-1油田位于中國南海,平均水深330 m,于1997年投產(chǎn),是當時亞洲水深最深的海上油氣田。開發(fā)后期,受設施老化、產(chǎn)量遞減等影響,油田經(jīng)濟生產(chǎn)能力逐漸下降,2011年原有舊井口棄置。2019年,陸豐22-1油田經(jīng)重新評估油田可采儲量和商業(yè)價值,決定進行二次開發(fā),沿用之前的水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)模式。

陸豐22-1油田二次開發(fā)有4口水下井,流體中氣體體積分數(shù)<10%,含水率44.4%～98.7%,原油凝點43.3 ℃,水下工藝流程包括水下采油樹、水下管匯、水下增壓泵、雙海管等,見圖4。水下增壓泵入口管線連接4口水下井的出油管線,出口管線分2個支路連接海管,各水下井口物流匯集于入口管線進入水下增壓泵,流體經(jīng)水下增壓泵增壓后進入2條雙層保溫海管輸送至“?；惶枴逼脚_進行處理,雙海管通過清管支路形成回路,便于不停產(chǎn)清管,平臺通過臍帶纜為水下增壓泵提供電力、液壓、隔離液以及通訊控制。

圖4 陸豐22-1油田水下工藝流程圖

2.2 水下增壓泵操作與控制

陸豐22-1油田水下增壓泵為單相泵,其設計參數(shù)見表1。水下增壓泵的啟閉支持自動控制和手動控制。泵控制單元是獨立的控制系統(tǒng),目的是監(jiān)測和控制水下增壓泵和控制閥門。通過糾正措施防止水下增壓泵在不利條件下運行,若未能將工作點保持在工作范圍內(nèi),則會發(fā)出警報,一旦報警值達到關斷值,防護裝置將自動關閉水下增壓泵。

表1 水下增壓泵設計參數(shù)表

水下增壓泵由變速驅(qū)動器和水下最小流量閥控制,變速驅(qū)動器控制泵的轉(zhuǎn)速,最小流量閥控制泵的循環(huán)流量。通過入口和出口壓差信號輸送至變速驅(qū)動器控制水下增壓泵電機轉(zhuǎn)速從而維持泵的壓差,通過泵出口流量計控制回流角閥開度確保泵流量不低于最小流量。泵壓差是泵速度、流量和流體密度的函數(shù),泵的工作范圍由7個約束條件確定:最低運行轉(zhuǎn)速、最大運行轉(zhuǎn)速、最大壓差、最大軸功率、最小流量、最大流量、最高運行溫度。水下增壓泵的變速控制和最小流量控制可以確保其最佳運行條件,具有高度的操作靈活性,為了延長使用壽命,泵宜在最佳工作范圍內(nèi)運行。

2.3 海管輸送策略

陸豐22-1油田設計生產(chǎn)周期內(nèi)產(chǎn)液量變化較大,2022年12月至2023年2月輸液量較低,后期產(chǎn)水量大。根據(jù)輸液量的不同,考慮原油凝點和水下增壓泵工作點等因素,確定海管的運行方式。陸豐22-1油田典型月份單海管/雙海管運行的水力、熱力計算結(jié)果見表2。

表2 典型月份水力、熱力計算結(jié)果表

從表2可以看出,采用單海管運行時海管出口溫度比雙海管運行時海管出口溫度要高,這是由于雙海管運行將水下井口的流體分配給了2條海管,降低了流體在海管內(nèi)的流速,增加了流體在海管內(nèi)的運行時間,從而導致雙海管運行溫降比單海管運行溫降要高,但無論單海管輸送還是雙海管輸送,海管出口溫度均高于原油凝點43.3 ℃。另外,由于雙海管運行流速比單海管運行流速要低,導致管道沿程壓降相比單海管運行也低,從表2可以看出,2022年12月至2023年2月單海管運行泵增壓比雙海管運行泵增壓高。

將典型月份水下增壓泵的工作點在泵工作曲線包絡圖中表示出來,見圖5。從圖5可以看出,油田產(chǎn)液量<300 m3/h,采用單海管輸送時水下增壓泵運行狀態(tài)處于最佳運行區(qū)域外;而采用雙海管輸送時,所有月份泵運行狀態(tài)均處于最佳運行區(qū)域內(nèi)。因此,為了有效保護泵,考慮將油田海管輸送方式設計為雙海管輸送,盡量避免單海管運行,防止水下增壓泵工作點超出最佳運行區(qū)域。

圖5 水下增壓泵工作曲線包絡圖

2.4 海管清管策略

按照中國海油海底管道管理規(guī)定,混輸海管每年清管次數(shù)不應少于4次。陸豐22-1油田通過雙海管回接至平臺形成清管回路,在平臺上采用生產(chǎn)水推動清管球進入一條海管,清管球在水下管匯通過清管回路進入另一條海管,最終在平臺接收清管球,生產(chǎn)水推球流量為200 m3/h。由于水下增壓泵最大增壓為6 MPa,受泵排壓能力限制,需限產(chǎn)在線清管。

選取最大產(chǎn)液量工況進行在線清管分析,結(jié)果見圖6～7。

圖6 在線清管泵排量和泵增壓曲線圖

圖7 在線清管水下管匯壓力和清管球速度曲線圖

從圖6～7可以看出,清管球自平臺采用流量為 200 m3/h 生產(chǎn)水發(fā)射出去進入海管A后,水下井口產(chǎn)量需減產(chǎn)至420 m3/h,可確保水下增壓泵增壓低于6 MPa,清管球流速為0.8 m/s,水下管匯處壓力為7.5 MPa,海管A清管時間約7.4 h;當清管球進入海管B時,平臺生產(chǎn)水停止注入海管,采用水下井口流體推動清管球繼續(xù)對海管B清管,水下井口產(chǎn)量約 660 m3/h,水下增壓泵增壓約3.7 MPa,清管球流速為1.5 m/s,水下管匯處壓力為5.2 MPa,海管B清管時間約4 h,在線限產(chǎn)清管總時間約11.4 h,相比于停產(chǎn)清管,每次清管增加產(chǎn)量約5 750 m3,按全年4次清管頻次計算,全年累計增加產(chǎn)量至少23 000 m3。

3 結(jié)論和建議

1)水下增壓泵作為水下工藝處理的關鍵設備,將水下增壓泵放置在環(huán)境溫度較低的海底,具有冷卻高效和運行溫度穩(wěn)定的優(yōu)勢,為邊際油氣田和深水油氣田長距離回接提供了解決方案,提高了油氣田的采收率和經(jīng)濟性。受益于水下增壓泵的技術優(yōu)勢,陸豐22-1油田二次開發(fā)得以順利實施,為確保水下增壓泵在最佳運行區(qū)域內(nèi),建議采用雙海管輸送策略。

2)海底管道清管目的是通過清除管道中沉積物來改善和保持管道內(nèi)部表面的清潔。陸豐22-1油田雙海管形成清管回路,可實現(xiàn)不停產(chǎn)清管,但是為了避免清管作業(yè)過程中超過水下增壓泵的設計能力,需進行限產(chǎn)清管,同時在線清管作業(yè)時,應實時關注水下管匯處壓力,一旦壓力發(fā)生突增,監(jiān)測海管出口的流量是否有重大變化,結(jié)合壓力和流量的變化判定清管球是否卡住。

3)水下增壓泵技術趨于成熟,并向高壓差、超深水邁進,其核心被國外公司所壟斷,而國內(nèi)還處于研究初期。建議國內(nèi)石油設備廠商與石油公司采用工業(yè)聯(lián)合項目形式對水下增壓泵進行攻關研究,突破國外技術封鎖,實現(xiàn)水下增壓泵國產(chǎn)化,對海洋油氣行業(yè)發(fā)展具有重大意義。