安哥拉B1506区块深海油气田水下多相泵设计因素考量

朱建国，赫鹏飞

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100029）

安哥拉B1506区块深海油气田水下多相泵设计因素考量

朱建国，赫鹏飞

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京 100029）

为提升安哥拉B1506区块边际油藏开发潜力，解决边际油田长距离管道输送带来的流动保障等问题，水下多相增压泵的选择和应用成为最合理的选择。此文通过对安哥拉B1506区块油藏条件和流体性质的分析，以油藏模型（Eclipse）为约束，结合系统网络模型（Gap）的研究结果，为满足油藏采收率和最大含气量的要求，分析确定了多相泵吸入压力；并通过模拟开发生命期内管线温度，确定了管线的设计最大温降，并制定了保温措施以避免管道内产生析蜡、水合物堵塞等流动问题 ；同时，通过分析确定多相泵与已建气举模块的逻辑关系，达到与已建FPSO系统匹配的目的，以实现油田减产、关停等情况下的系统的平稳运行。通过对1506区块多相泵选用的相关因素分析，确定了深水多相泵设计的参数和工艺流程，为国内深水边际油气田的开发提供技术储备。

深海油田开发；流动保障；水下多相泵

继墨西哥湾和北海等深水油气田实现规模开发后，近年来巴西、西非在深水、超深水领域不断有新的勘探突破，经济高效地动用这些极限领域的储量，带动了石油工业技术不断创新。越来越多成功案例已经证实，采用水下多相泵可降低井口回压、提高油气井产量，更重要地是解决了海底油气输送问题，并因其对油田最终采收率的提高有积极的作用而越来越受到关注，同时深海油气田开发也带动多相泵配套技术的发展有了长足的进步[1-7]。

调研资料表明，全球深海油田开发采用多相泵解决油气输送问题，以实现1 500 m水深、输送距离达50 km。该技术已具备成熟的工艺条件，并在多个深海油气田开发中得到很好运用（图1）。目前，巴西Parque Des Conchas油田成功试用多相泵技术解决了近2 000 m水深下的油气输送。2012年2月投产的墨西哥湾Cascade和Chinock油田已挑战2 500 m水深极限的长距离输送。气田开发中对天然气的长距离水下输送也取得了技术突破，多相泵在挪威Ormen-Lange气田近1 000 m水深条件下实现120 km输送实验的成功，极大鼓舞了位于极地的挪威Snohvit气田开始考虑试用多相泵工艺，以挑战140 km的天然气长线输送[8]。

图1 典型多相泵应用情况示意图

1 油田基本情况

安哥拉B1506区块包括多个由浊积水道控制的次生油气田（图2）。随着勘探程度的深化，后期发现的卫星油田C和D虽然具备开发动用的储量门槛，但以独立FPSO开发面临经济评价门槛的限制。通过整体资产模型（IAM，Integrated Asset Model）研究，将生产管线回接到前期已开发的A、B油田，充分利用已建成的FPSO（浮动生产、存储、泄油平台）是较为经济的选择。

安哥拉B1506区块C、D卫星油田水深1 300～ 1 500 m，较前期开发的A、B油田水深约浅200 m，回接距离约15 km[8]。其油藏特征对多相泵的应用并无极限工况和特殊工艺技术的要求，设计考量的因素主要是流动保障及与已建系统的匹配问题。即，在海底4 ℃水温条件下防止原油析蜡和水合物生成，同时，为匹配已建FPSO顶部设施的操作条件，实现油田减产、关停等情况下的稳定运行，需考虑与已建的气举模块的工况协同问题[9]。

图2 安哥拉B1506区块开发布局简图

2 多相泵设计的主要考量因素

2.1油藏温度条件和原油性质

原油结蜡和乳化特性是多相泵设计的重要考量参数之一。通过对C、D油田测试资料分析，其产层的温度在67.7 ～ 76 ℃之间，模拟研究认为在整个油田生命期内，正常生产情况下井口温度高于62 ℃。通过对其油品性质的分析研究，该原油结蜡温度为32 ℃，原油倾点为-21 ～ 3 ℃，模拟正常生产条件下的温度剖面，析蜡危害不至于产生流动保障困难。

原油酸值为0.72 mgKOH/g，原油酸值主要为中～高酸值的环烷酸，这种天然的原油乳化剂在生产中有形成环烷钙的潜在风险。脱水原油实验表明，原油在海底温度条件下无屈服应力，在5 ～ 40 ℃下表现为牛顿流体特性；而在原油含水达30%时，乳化后的流变性特征反映出全温程为非牛顿流体，海底温度条件下乳化油的屈服应力小于等于0.345 Pa；乳化油稳定测试表明，在22 ～65 ℃条件下，该油品乳化反转点在含水达60%时有形成稳定乳化油的趋势。在pH值4 ～ 8范围内对乳化油试验分析，未发现可见量的环烷酸钙沉淀，但微观研究证实，在不同pH值条件下，在油水结合面上有形成环烷酸钙或环烷酸钠微粒沉淀的现象，故多相泵设计中考虑注入化学药剂和旁通反冲洗。

2.2油田生命期内的产气液能力

按油藏模型（Eclipse）条件约束，结合系统网络模型（Gap）的研究结果，参考油藏模型中11年生产期内液量水平，对含气量和增压值的设计余量应综合考虑油藏产液剖面和流体动态温度模型的要求，设计参数约束见油藏综合动态参数模拟表（表1）。

为保证油藏采收率同时考虑泵入口最大含气量，模拟确定多相泵吸入口压力为50 bar。通过对开发生命期内管线沿程温度模拟（图3），并对立管基座低温节点采取保温处理，在液量高峰期（方案1）和液量衰竭期（方案2）的沿程管线温度均可实现高于结蜡点的流动保障条件。

表1 安哥拉B1506区块C、D油田开发生产动态模拟参数

图3 安哥拉B1506区块C、D油田回接管线温度模拟图

B1506水下多相泵设计生命期为15年，要求动设备设计运行生命至少达到45 000 h。满足设计工况条件的多相泵已有较成熟的产品和配套工艺技术，可满足含气量在0 ～ 75%工况条件下实现预定的提升压差。

2.3与原生产系统的匹配

为避免生产系统在减产或关停状态下发生水合物堵塞，系统设计采用的最长关停重启时间为13 h，同时要求井流物从井口到FPSO生产系统出口液温须大于30 ℃。该FPSO供电系统采用三台柴油发电机，总功率为75 MW。生产系统在重启过程中电力负荷要求大，需要减少立管基座加热工艺的电力载荷。

基于以上考虑，在原立管基座气举工艺模块后端采用串联方式加装多相泵模块。多相泵放置在气举模块后端，能保障流动热能和系统操作的灵活性，原气举模块可降低泵的压差，并在多相泵失效时提供替代的举升方式。在全油田重启时，气举系统因无气源条件而失效，此时，多相泵可及时启动C、D油田的生产，提供气举模块所需的气源供应，以实现生产过程控制的互补[10]。通过模拟，发现加装多相泵模块后，可提高油井产量、降低油井废弃压力，比单独使用气举工艺流温提高达5 ～ 8 ℃，同时，流温的升高有利于减少系统关停时驱替液（柴油或乙二醇）的储备量，可以极大地简化了生产系统流程，也提高了生产操作的安全性。

2.4多相泵模块设计

在满足油藏、采油气生产限制的条件下，综合多因素而设计的多相泵流程图（图4）可实现正常油气输送，并具备正常的在线通球和关断状态的旁通反冲洗功能。

图4 安哥拉B1506区块多相泵模块结构图

3 结论

（1）为满足深水边际油田长距离回接流动保障的要求，采用多相泵增压。多相泵与气举模块的串联方式，不仅功能互补且为生产系统提供了灵活的操作选择。

（2）在系统关停重启时，受顶部生产系统柴油发电能力的限制，尽量减少重启时的用电载荷，以多相泵启动部分生产井，为顶部生产系统的天然气发电机提供气源条件，保障开井次序下的电力供应，提高生产系统的操作灵活性。

（3）多相泵的应用降低了FPSO驱替液（柴油或乙二醇）的储备量，极大地简化了生产系统结构，提高了生产操作的安全性。

[1] 王丽勤，侯金林，庞然，等．深水油气田开发工程中的基础应用探讨[J]．海洋石油，2011，31（4）：87-92．

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[5] 陈家庆．海洋油气开发中的水下生产系统（一)[J]．石油机械，2007，35（5)：54-58．

[6] 陈家庆．海洋油气开发中的水下生产系统（二)海底处理技术[J]．石油机械，2007，35（9)：150-156．

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[8] Beckman J. Total turns to subsea separation for problematic Pazflor crude[J]. Offshore, 2008, 68(5): 106-111.

[9] Nils Arne Solvik. Subsea pump design operation and maintenance[R]. 2011, www.framo.com.

[10] Angola Block 15/06 west hub development Project reconfiguration and system engineer[R]. Italy Milan: ENI, 2013.

Design Consideration on the Subsea Multiphase Pump System in B1506 Block of Angola Deep Water Oilfield

ZHU Jianguo, HE Pengfei
（SINOPEC International Petroleum Exploration and Production Corporation,Beijing100029,China）

In order to increase the development potential of B1506 Block marginal reservoir in Angola, subsea multiphase pump is selected to guarantee fluid flowing during long distance pipeline transportation. Through analysis of reservoirs conditions and fluid properties in B1506 Block, the suction pressure of multiphase pump has been determinated under the constraint of Eclips model combined with the study result of network model (Gap) to satisfy the requirements for increasing reservoir recovery and gas contents. In addition, by simulation the temperature of transportation system within full period of oilfield development life, the lowest temperature drop of the pipeline has been designed. Accordingly, the specific thermal insulation measures are designed to avoid obstruction in flow line due to wax deposit and hydrate precipitation. To match operational condition of existing FPSO system, the simulation study was conducted to define logic relation between multiphase pump system and gas lift model so that to guarantee stable operation during slowdown and turnaround period. The parameters and process flow of multiphase pump are finalized by analyzing the related factors. This study can provide technical reserves for development of deepwater oilfields in China.

deep-water oilfield development; flow assurance; subsea multiphase pump

TE952

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.04.049

1008-2336（2014）04-0049-04

2014-07-16；改回日期：2014-10-19

朱建国，男，1966年生，高级工程师，1997年毕业于中国地质大学（武汉）研究生院石油工程专业，从事深海油田开发的综合研究和技术管理工作。E-mail：jgzhu.sipc@sinopec.com。