陳浩

中海石油（中國）有限公司深圳分公司陸豐油田作業(yè)區(qū)（廣東 深圳 518067）

0 引言

水下生產(chǎn)系統(tǒng)是20 世紀(jì)60 年代發(fā)展起來的，它利用水下完井技術(shù)，結(jié)合固定式平臺、浮式生產(chǎn)平臺等設(shè)施,組成不同的海上油田開發(fā)模式。水下生產(chǎn)系統(tǒng)可以避免建造昂貴的海上鉆采平臺，大量節(jié)省了建設(shè)投資，同時受災(zāi)害影響較小，可靠性強(qiáng)。隨著海上深水油氣田及邊際油田的開發(fā)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)在結(jié)合固定式平臺、浮式生產(chǎn)平臺等設(shè)施組成完整的油氣田開發(fā)方式上得到廣泛應(yīng)用。

本文所介紹的油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)是依托海上固定平臺的方式進(jìn)行開發(fā)，為二次開發(fā)油田，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)主要具備以下優(yōu)點(diǎn)：

1）水下采油可避開風(fēng)、浪、流、冰山、浮冰和航船等惡劣海面條件的影響，采油設(shè)備處于條件相對穩(wěn)定的海底。

2）可以不鉆定向井就開發(fā)淺油層。在淺油層上鉆出若干垂直井，在其中央建立平臺，進(jìn)行集中處理、輸送。

3）由于不再使用價格昂貴的海上平臺，尤其對于深水區(qū)，可極大地節(jié)省油田開發(fā)總投資。

4）由于省去平臺操作人員，故可較多的節(jié)省生產(chǎn)管理操作費(fèi)用[1]。

1 A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)油井自噴生產(chǎn)可行性探究

1.1 A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程簡介

A 油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)油井井液自噴至海底泥面，經(jīng)增壓泵增壓，經(jīng)由2 條19 km 的304.8 mm（12″）海管，輸送至B平臺，與B油田的井液匯合后，經(jīng)生產(chǎn)分離器油氣水處理，通過1 條25.88 km 的304.8 mm 海管，油水混輸至C 平臺越站至D 平臺處理外輸，A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程如圖1所示。

圖1 A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程

1.2 A油田自噴生產(chǎn)方案提出背景

2022 年10 月6 日，A 油田因增壓泵變頻器故障導(dǎo)致關(guān)停，A 油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)為重大資產(chǎn)設(shè)備，根據(jù)A 油田系統(tǒng)溫降分析和海管流動安全分析報告，需在30 min 內(nèi)決策是否啟動壓井與置換作業(yè)，關(guān)停30 min 時B 平臺啟動壓井泵，對水下采油樹井筒和集成管匯及泵撬進(jìn)行壓井和置換作業(yè)。柴油注入流程：柴油罐—柴輸泵—壓井泵—上部臍帶纜終端—臍帶纜—臍帶纜終端接頭—水下分配單元—采油樹井口—集成管匯及泵撬。啟用壓井泵B 泵，A 泵備用，壓井泵排量需7 m3/h，4 口采油樹井筒壓井可同時進(jìn)行，分5 步實(shí)施，共消耗柴油39.36 m3，共計耗時397 min。壓井置換具體流程如圖2所示。

圖2 A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)壓井置換步驟

壓井作業(yè)過程繁瑣冗長，且變頻器故障屬于設(shè)備類損壞，一時無法得到修復(fù)解決。A 油田至B 平臺海管流動性安全保障形勢嚴(yán)峻，需在2 h 內(nèi)完成上述壓井與置換作業(yè)前3 個步驟的作業(yè)，之后如無法啟動泥線增壓泵進(jìn)行生產(chǎn)，更需進(jìn)行海管掃線置換作業(yè)。海管置換流量200 m3/h，耗時18 h。掃線過程不可逆，一旦開始就需完成整個掃線作業(yè)，掃線完成后復(fù)產(chǎn)必須進(jìn)行反向預(yù)熱作業(yè)，反向預(yù)熱流量170 m3/h，反向預(yù)熱耗時31 h。A 油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)原油產(chǎn)量高達(dá)4 000 m3/d。A 油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)一旦發(fā)生關(guān)停且無法及時復(fù)產(chǎn)時，壓井與置換作業(yè)需消耗39.36 m3柴油，同時會導(dǎo)致大量的原油產(chǎn)量欠產(chǎn)，影響油田生產(chǎn)時率。

通過對A 油田油藏資料調(diào)查時發(fā)現(xiàn)，A 油田油井關(guān)井壓力均大于5 000 kPa，而在增壓泵啟動時，其出口壓力也僅僅為4 500 kPa 左右。于是提出A油田油井自噴生產(chǎn)方案，以解決關(guān)停短時間無法啟動增壓泵復(fù)產(chǎn)情況下，會消耗大量柴油以及影響油田產(chǎn)量和生產(chǎn)時率的問題。

1.3 可行性分析論證

通過研究增壓泵相關(guān)資料，剖析離心泵構(gòu)造以及性能，分析離心泵特性曲線，以長輸油管道壓降計算結(jié)果為依據(jù)，同時咨詢增壓泵廠家自噴生產(chǎn)對泵體的影響，確定在A 油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)發(fā)生關(guān)停后，若2 h內(nèi)無法啟動增壓泵進(jìn)行生產(chǎn)時，可適當(dāng)控制油井油嘴開度，以增壓泵和152.4 mm（6″）旁通管線為通道進(jìn)行自噴生產(chǎn)。

1）關(guān)井壓力測量。在A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)開井前，打開單井井下安全閥和生產(chǎn)主閥，可通過采油樹上壓力變送器讀取油井關(guān)井壓力，結(jié)果見表1，生產(chǎn)期初測關(guān)井壓在5 000～5 700 kPa。

表1 A油田油井關(guān)井壓力

2）海管壓降計算。根據(jù)流體力學(xué)理論，長輸管道壓降計算基本公式[2]為：

式中：H為輸油管道的總壓降，m；hL為沿程摩阻，m；hf為局部摩阻，m；Zj-ZQ為計算高程差，m。

計算長輸管道的摩阻損失主要是計算沿程摩阻損失hL，局部摩阻hf可忽略不計。對于一條給定的長輸管道，長度L和直徑D都是已知的，輸送量（或流速）也是已知的。

根據(jù)達(dá)西公式[3]：

式中：λ為摩阻系數(shù)；L為管道長度，m；D為管道內(nèi)徑，mm；v為流速，m/s；g為重力加速度，m/s2。

綜合以上公式，忽略局部摩阻，可得輸油管道總壓降為：

根據(jù)流體力學(xué)基本原理，摩阻系數(shù)λ=f（Re,e/D），即摩阻系數(shù)表現(xiàn)為與雷諾數(shù)和絕對粗糙度與管道內(nèi)徑比值相關(guān)的函數(shù)。

流體在管道中的流態(tài)表述分為以下幾種：

層流：Re＜2 000；

過渡流：2 000 ≤Re≤3 000；

紊流光滑區(qū)：3 000 ＜Re≤Re1（簡稱光滑區(qū)）

紊流混合摩擦區(qū)：Re1＜Re≤Re2（簡稱混摩區(qū)）

紊流粗糙區(qū)：Re＞Re2（簡稱粗糙區(qū)）

其 中：Re1=59.7/ε8/7；Re2=(665-7651gε)/ε；ε=2e/D[4]；e為管道絕對粗糙度，即管內(nèi)壁面凸起高度的統(tǒng)計平均值；紊流各區(qū)分界雷諾數(shù)Re1、Re2及水力摩阻系數(shù)都與管壁粗糙度有關(guān)。

我國《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》中規(guī)定的各種管子絕對粗糙度如下：①無縫鋼管：0.06 mm；②直縫鋼管：0.054 mm；③螺旋焊縫鋼管：公稱直徑DN=250～350 時，取0.125 mm；DN＞400 時取0.1 mm[5]。

A 油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)至B 平臺海管材質(zhì)為API 5L PSL2 X65 HFW 有縫鋼管，長度19 km，設(shè)計壓力10 MPa，管道內(nèi)徑296.42 mm，管道輸送原油密度856 kg/m3，正常輸送時介質(zhì)溫度70 ℃時，動力黏度8.61 mPa·s，流速為0.64 m/s（輸送量按4 000 m3/d計算），根據(jù)雷諾數(shù)公式：

式中：ρ為流體密度，kg/m3；v為流速，m/s；D為管道內(nèi)徑，mm；μ為流體動力黏度，Pa·s。

計算可得A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)至B平臺海管雷諾數(shù)Re=18 860。Re1=59.7/ε8/7=1 011 864。

由上述計算結(jié)果可知，海管雷諾數(shù)3 000＜Re≤Re1，管道內(nèi)部流動處于光滑區(qū)，不存在混合摩擦、過渡區(qū)以及粗糙區(qū)。在光滑區(qū)，層流邊層厚度摩阻系數(shù)λ只與Re有關(guān)，與粗糙度無關(guān)。不同流態(tài)下的摩阻計算式見表2[6]。

表2 不同流態(tài)下的摩阻計算公式[6]

咨詢增壓泵廠家自噴對增壓泵的影響以及限制條件：①泵進(jìn)出口壓差≤300 kPa；②流量滿足小于300 m3/h；③回流閥位置可自行選定；④監(jiān)控原油含蠟析出溫度。

當(dāng)不啟動增壓泵進(jìn)行自噴生產(chǎn)時，設(shè)定流量為廠家給定限制的300 m3/h，溫度為70 ℃，海管長度19 km，管道內(nèi)徑296.42 mm，原油密度856 kg/m3，生產(chǎn)分離器甲板層高30 m（26 m+4 m），A 油田水深330 m，計算出此時輸油總壓降為：

為避免損壞增壓泵，控制壓力小于入口高設(shè)定值5 000 kPa，生產(chǎn)分離器壓力按照低低設(shè)定值600 kPa 計算，壓降為4 400 kPa，大于H=4 027 kPa，即在給定最大流量情況下，自噴生產(chǎn)壓差仍滿足攜液要求[7]。

結(jié)論：A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)在關(guān)停時，可進(jìn)行自噴生產(chǎn)。

2 實(shí)際應(yīng)用

經(jīng)過上述可行性論證，對A油田進(jìn)行自噴生產(chǎn)方式驗(yàn)證，在某次故障關(guān)停后，現(xiàn)場通過打開A油田采油樹油嘴以及管匯閥門，在不啟動增壓泵的情況下進(jìn)行自噴生產(chǎn)，通過調(diào)整油嘴開度大小，控制經(jīng)過增壓泵壓力為3 815 kPa，控制B 平臺生產(chǎn)分離器壓力為605 kPa，此時系統(tǒng)壓降為3 815-605=3 210 kPa。通過上述計算公式可計算出此壓降下的流量為120 m3/h，此時B 平臺測得來自A 油田流體流量為123 m3/h，符合預(yù)期。

自噴生產(chǎn)過程中增壓泵處溫度為78.6 ℃，B 平臺上岸溫度為65.7 ℃，溫降為12.9 ℃。A油田原油凝點(diǎn)為43 ℃（＜65.7 ℃），可知在自噴生產(chǎn)中流速較低的情況下，溫降雖然增大但仍然高于原油凝點(diǎn)，自噴生產(chǎn)不會導(dǎo)致凝管現(xiàn)象。

綜上所述：A油田自噴生產(chǎn)可以實(shí)施，且不會引發(fā)次生隱患。

3 結(jié)束語

以長輸管道壓降計算公式為依據(jù)，計算論證A油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)在關(guān)停后無需啟動增壓泵進(jìn)行自噴生產(chǎn)的可行性，并成功應(yīng)用于現(xiàn)場實(shí)踐，該方法成功節(jié)省壓井柴油用量，保證油田生產(chǎn)時率。在未來深水油氣田開發(fā)進(jìn)程中，水下生產(chǎn)系統(tǒng)以其獨(dú)特的優(yōu)勢必然會發(fā)揮出巨大的作用。自噴生產(chǎn)方式在地層能量充足的情況下，對未來水下開發(fā)模式將具有良好的借鑒意義。