巴西某深水油田水气交替注入系统研究

2019-05-11曲文星谭壮壮张晓姝

石油工程建设 2019年2期

曲文星，谭壮壮，张晓姝

1.中国石油集团海洋工程有限公司工程设计院，北京 100028

2.中国寰球工程有限公司北京分公司，北京 100028

近5年来，全球重大油气发现的70%来自水深超过1 000 m 的水域。深水油气开发对油气发展有着重要意义，是未来全球油气开发的主战场[1-5]。水下生产系统因具有适应性强、水上空间占用小、油田开发速度快、经济效益好等诸多优势，是未来深水油气开发的必然模式[6-8]。水下注入系统为水下采油树到FPSO 的连接部分，是将水、气注入到储层，保持储层压力，驱动油藏，提高原油采收率的一种深水油田开发方式，是水下生产系统的核心技术之一。

国外某深水油田距离海岸线约200 km，面积约1 500 km2，水深约2 000 m；共部署17 口井，其中8 口生产井，9 口注入井。该油田采用浮式生产储油卸油装置（FPSO）+水下生产系统的开发模式。由于油田生产气油比高，且伴生气中CO2含量高，根据当地环保要求，伴生气不允许排放伴生气，结合油藏条件，扣除少量FPSO 燃烧自用气之外，其他产出气需要回注来保持储层压力。目前已有研究表明，油藏水气交替驱油方法一般可提高原油采收率5%～10%左右，是油藏开发的一个有效方法[9-12]。部分研究认为水气交替注入与气水交替注入方式对最终采收率影响有差异[13-15]，但也有研究认为水和气注入顺序的变化对最终采收率影响不大[16]。本油田基于油藏工程和数值模拟研究，采用水气交替注入（WAG）的开发方式，交替周期为半年，注入气量为产出气量的85%，注水量与产液量比为1∶1，此方式可进一步提高原油采收率。

本文首先介绍了水气交替注入的水下总体布置方式，通过技术、经济、施工、安全等方面的比较，优选出单井单管WAG 布置方式。之后详细介绍此种布置方式的泄漏检测方法、水气切换方法和风险措施。

1 水气交替注入系统总体布置

水下注入系统的总体布置方式对建设投资和系统的安全运行等产生重要影响，是海洋工程方案研究的核心问题。

1.1 总体布置方案

目前水气交替注入的水下布置方式主要有5种：单井双管WAG 布置、串联WAG 布置、WAG管汇布置、注水管汇+注气管汇WAG 布置、单井单管WAG 布置。水下的电力、控制和化学药剂都通过脐带缆传输，本文不做介绍。

1.1.1 单井双管WAG 布置

每口注入井通过1 条注水管道、1 条注气管道与FPSO 直接相连，如图1 所示。

图1 单井双管WAG 布置

1.1.2 串联WAG 布置

FPSO 通过1 条主注水管道和1 条主注气管道连接多口注入井，每口注入井通过串联在主管道上的三通和跨接管与主管道相连，如图2 所示。

图2 串联WAG 布置

1.1.3 WAG 管汇布置

FPSO 通过1 条主注水管道和1 条主注气管道与1套水下WAG 管汇相连，每口注入井通过1 条跨接管连接到WAG 管汇上，如图3 所示。

1.1.4 注水管汇+注气管汇WAG 布置

FPSO 通过1 条主注水管道和1 条主注气管道分别与水下注水管汇和注气管汇相连，每口注入井通过2 条跨接管分别连接到注水管汇和注气管汇上，如图4 所示。

图3 WAG 管汇布置

图4 注水管汇+注气管汇WAG 布置

1.1.5 单井单管WAG 布置

两口注入井为一组，注入井间通过跨接管连接，每口注入井与FPSO 通过1 条注入管道连接，每组注入井形成1个置换回路，注入水气可转换，如图5 所示。

图5 单井单管WAG 布置

1.2 方案优选

水下注入系统需根据FPSO、生产井、注入井的位置，结合海底地形地貌进行设计。该油田FPSO、生产井、注入井总体布置如图6 所示。结合以上5 种水下注入系统布置方式，研究得出不同布置方式的主要工程量，如表1 所示。

根据表1 所示不同布置方式的主要工程量，从技术、经济、施工、安全等方面进行比较分析如下。

单井双管WAG 布置：水下结构种类少，方案成熟，流动保障风险及施工难度都较低。但总工程量相对较大，成本较高。

图6 FPSO、生产井、注入井总体布置

表1 水下注入系统不同布置方式的主要工程量比较

串联WAG 布置：流动保障风险较低。由于水下结构种类较多，总工程量相对较大，采购施工难度较大，成本较高。回注管道需要满足高流量要求，管道直径要求较大，存在建造及运行风险。

WAG 管汇布置：水下结构种类数量适中，总工程量最少，采购施工难度较低。目前WAG 管汇技术尚不成熟，且部分跨接管长度超过3 km，存在较高的流动保障风险。

注水管汇+注气管汇WAG 布置：总工程量适中，方案成熟。由于水下结构种类较多，采购施工难度较大，成本较高。回注管道需要满足高流量要求，管道直径要求较大，存在建造及运行风险。部分跨接管长度超过3 km，存在流动保障风险。

单井单管WAG 布置：水下结构种类及总工程量都相对较少，流动保障风险适中，该方案经过多次实验论证可以满足生产需要。施工难度较低，且成本较低，可以显著提高经济效益。

根据以上对比分析，最终推荐水下注入系统采用单井单管WAG 布置方式。

2 单井单管WAG布置方式的泄漏测试方法和水气切换方法

目前油田共有9 口注入井，其中8 口注入井采用单井单管WAG 的布置方式，每相近的两口注入井成对连接，剩余的1 口注入井采用单井双管WAG 的布置方式。单井单管WAG 布置方式如图7所示。

图7 单井单管WAG 布置示意

2.1 泄漏测试

注入系统的管道泄漏测试主要分两个部分——注入管线和井间跨接管进行。首先，两口注入井同时关闭阀门PXO、W1、XO、W2、M1、M2，对两口注入井的注入管道进行泄漏测试。注入管道测试完成，并确定无泄漏后，打开其中一口井的阀门PXO，使其中一条注入管道与跨接管连通，进而对跨接管进行泄漏测试。测试采用处理后的海水，管道设计压力为60.5 MPa，测试压力为管道设计压力的1.1 倍。

管道泄漏测试时需要满足如下条件：

（1）测试必须在阀门关闭情况下执行。

（2）测试的绝对压力不得超过采油树阀门的额定工作压力69 MPa。

（3）为了避免最大测试压力超过69 MPa 或阀门泄漏的情况，当采油树内压力升高时，必须监测和控制测试所用阀门的上、下游压力。

（4）测试需要在一定的时间内完成，关闭压力不超过69 MPa。

2.2 水气切换

注水与注气的切换过程分为同时切换和单独切换两种方法：同时切换是指两口注入井同时切换注入介质，注入介质需相同；单独切换是指其中一口注入井切换注入介质，另外一口注入井保持原注入介质不变，两口注入井注入介质可不同。

2.2.1 同时切换

当两口注入井由注水切换为注气时，两口井需要同时进行如下操作：

（1）停止注水。

（2）关闭阀门W1、M1，打开阀门PXO，连通置换回路，用柴油置换注入管道内的水。

（3）关闭阀门PXO，打开阀门W1、XO、W2，用柴油置换采油树内的水。

（4）关闭阀门XO、W2，关闭置换回路，井间跨接管中保持充满柴油。

（5）打开阀门M1，管道注气前先注入一段MEG 进行二次除水。

（6）开始注气。

当两口注入井由注气切换为注水时，两口井需要同时进行如下操作：

（1）停止注气。

（2）关闭阀门M1，通过脐带缆向采油树内管道注入MEG，置换原有气体。

（3）关闭阀门W1、打开阀门PXO，连通置换回路，用柴油置换注入管道里的气体。

（4）关闭阀门PXO，打开阀门W1、XO、W2，用柴油置换采油树内的MEG。

（5）关闭阀门XO、W2，关闭置换回路，井间跨接管中保持充满柴油。

（6）打开阀门M1，开始注水。

2.2.2 单独切换

当一口注入井由注水切换为注气，另一口注入井保持注水不变时，进行切换的井需要进行如下操作：

（1）停止注水。

（2）关闭阀门W1、M1，打开阀门W2，通过脐带缆向采油树内注入MEG，置换采油树内的柴油。

（3）关闭阀门W2，打开阀门W1、XO，用柴油置换注入管道内的水。

（4）打开阀门M1，管道注气前先注入一段MEG 进行二次除水。

（5）开始注气。

当一口注入井由注气切换为注水时，操作流程与上述步骤基本一致。

同时应确保整个切换过程中，连接井的跨接管内充满柴油或水合物抑制剂，保持管道的惰性，抑制水合物生成。单独切换过程中，应确保采油树内首先充满柴油或水合物抑制剂，保持采油树的惰性，抑制水合物生成。经过现场测试和技术验证，建议采用同时切换方法，此种方法注入柴油可回收，采油树内置换较彻底，可充分抑制水合物生成。对于深水油田开发，对FPSO 生产的影响可降至最低。