渤海边际油田无人平台海管置换技术进展

万宇飞 刘春雨 黄 岩 路 平 王越淇

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

边际油田由于储量规模小、经济效益差而积极寻求降低投资的开发模式和技术。“十五”以来,渤海边际油田进入了开发快车道,完成13个储量规模小于500×104m3的边际油田开发,建成产能169×104m3。近年来,在一系列技术的助推下[1],边际油田的开发进程不断加速。探索出简易化油气处理工艺[2-3]、紧凑式设备设施、智能化远程操控、多类别海管结构和集约式供电方案等,降低平台重量和面积,简化平台结构形式。目前,渤海简易化平台均为无人驻守,以下简称无人平台[4]。但在降低油田开发投资,提高油田开发经济效益的同时,也给油田开发生产带来难题,特别是在紧急情况下(如火灾、关断等),如何在第一时间安全可靠的处置[5-6],直接关系到人身安全和油田的可持续发展。

海管作为海上油气田开发生产生命线,一般占边际油田工程投资50%左右,若平台发生紧急情况,需尽快将管内油气置换出来[7]。对于常规有人平台,平台出现紧急情况时,平台上工作人员可在第一时间启动置换作业流程,实现及时置换。而无人平台缺乏相应条件,难以及时置换管内油气而发生凝管事故[8]。因此,对于边际油田开发,无人平台发生紧急情况时海管置换方案至关重要[9]。经过多年发展,已形成正向置换、反向置换和循环置换三大类六种形式的海管置换方案,可满足渤海油田今后各类边际油田开发建设的需求。

1 正向置换方案

1.1 驳船供水置换方案

当新开发边际油田与周边已建有人平台距离较近时,在紧急情况下,附近平台工作人员接到关断警示后,立即调度附近驳船，当工作人员抵达无人平台,通过平台登临装置(一般为“固定直梯+中转平台+固定钢制悬直梯+铝质挂梯”形式)登临平台,利用软管和快速接头将驳船中淡水或生产水泵入海管,启动置换作业,见图1。这种驳船供水置换方案无需在无人平台上设置置换泵等设施,一定程度上可降低油田开发投资,但存在由于大风、大浪等原因导致无法顺利登陆平台的风险,且整个置换准备周期较长[10]。对于易凝[11-12]或高黏[13]油气海管来说,由于安全停输时间较短，难以适应较长时间的置换要求，所以该方案一般仅用于距离周边油田较近、安全停输时间较长(原油凝点较低)、环境条件较好的场合。

渤中34-3油田、渤中34-5油田[14]和南堡35-2南-1油田在开发研究阶段均提出驳船供水置换方案,但在后续设计阶段考虑到存在人员无法及时登临平台的风险,而改为其他置换方案。

1.2 海水/柴油置换方案

海水/柴油置换方案在驳船供水置换方案基础上进一步演化而来,充分利用平台资源实现置换需求,主要用于依托平台距离较远,待开发油田无注水需求和混输海管无掺水需求的场合,见图2。通过在无人平台上设置电控液动或电动阀门,可实现远程启闭和切换置换流程,无需工作人员登临平台,降低登临和凝管风险。

1.2.1 海水置换方案

海上平台一般均设置海水系统,即海水提升泵等设施,用作消防水源和平台冲洗。借助设置的海水提升泵,从海里抽取一定水,并在置换泵的增压下,泵入海管,置换管内油气。但由于海水腐蚀性强,缩减海管寿命，因此往往需在平台上注入一定剂量的缓蚀剂和防垢剂。由于该方案在平台上需增设的设备较少、海水易获取且腐蚀可控,海水置换在渤海油田应用较多。如岐口17-2东高点油田生产的原油凝点高于环境温度,需要在平台关断后第一时间内完成海水置换,冬季海水温度较低,借助设置的生产加热器(计划置换)或计量加热器(应急置换)将海水加热至40 ℃后泵入海管实现快速置换,整个过程在距离该无人平台2.8 km的有人平台上远程操控实现。曹妃甸18-1油田在应急关断后,先往海管内泵入少量的柴油头(平台上设置的加热器功率较小,不能预热海水至要求温度),隔离原油和温度较低的海水,再泵入海水完成置换。

1.2.2 柴油置换方案

柴油置换主要是利用平台上设置的柴油及井筒防凝用的压井泵,在需要置换的第一时间启动压井泵,将柴油罐内柴油打入海管,完成置换作业。该方案不需增加任何设施，可进一步简化平台规模。但由于海上简易平台或无人平台设置的柴油罐容积有限(20 m3左右),以及压井泵排量较小(10～15 m3/h),置换时间相对较长。因此,此方案仅用于海管管容较小(距离较短或海管管径较小)的场合。相比于海水置换,其整个置换流程更加简易,且柴油与原油掺混后可降低原油凝点,减小界面处较低温度引起的凝固风险。如渤中34-6/7油田距离已建BZ35-2CEPA至KL3-2CEPA混输海管的三通处仅0.9 km,管容11 m3，在油田中心平台上接到关断指令后,远程启动压井泵及相关电动液控阀门,将柴油罐内柴油泵入海管完成置换作业。

2 反向置换方案

反向置换方案是指置换流体流动方向与正常生产阶段的物流流动方向相反的一种方法,主要是为了进一步缩减无人平台上设备，缩小平台规模。当平台关断,海管停输后,在有人平台的海底管道出口上利用配置的增压设施,如注水泵、外输泵、置换泵等,将生产水或水源井水(水温往往较高)等水源直接从海管出口泵入海管,反向流动。置换出的物流进入无人平台的井筒内储存,见图3。反向置换方案主要依托平台上的设施和水源,无人平台无需设置相关设备或接口,但往往受井筒空间及油品性质的制约,需充分论证,全面研究确保井筒储存的可靠性。当管容较小,井筒具有存储置换的流体空间时,可以将海管置换与井筒防凝一体化考虑,即反向置换结束前,在有人平台上泵入一定的柴油取代置换水源,一同进入井筒直至井下安全阀以下一定位置。

图3 反向置换方案示意图Fig.3 Reverse displacement

3 循环置换方案

渤海油田目前主要以依托式开发为主,新开发油田通过1条混输海管接入依托已建平台,处理合格的生产水再通过1条输水海管输送至新建无人平台(或水下生产系统)用于注水开发或掺水输送。循环置换方案即充分利用这些海管,完成置换作业,见图4。

图4 循环置换方案示意图Fig.4 Recycle displacement

3.1 (同径)循环置换方案

对于注水开发的无人平台(或水下生产系统),注水泵一般设置在依托平台上,通过高压注水海管输送至无人平台(或水下生产系统)后直接回注地层。当紧急情况发生时,通过远程控制阀门启闭,将注水海管出口连接混输海管入口,并在节流阀的作用下(注水压力一般在10 MPa以上),降压以满足置换压力的需要。这种置换方式在渤海油田应用最广泛。

为了进一步降低平台规模、减小人员登临平台频率,将注水海管与混输海管管径保持相同,以实现循环清管和循环置换。如此,新建无人平台(或水下生产系统)上无需设置收发球装置,但需要提高混输海管的设计压力[15],一般与高压注水海管设计压力一致。据统计,渤海边际油田开发的海管配置多为8″(1″=25.4 mm)混输海管和6″注水海管,为保持同规格,注水海管往往需要增大2″,基本不影响敷设资源。即注水海管增加的投资为钢材成本,不会大幅增大工程投资。如渤中3-2西油田分别新建1条8″双层保温混输海管和1条8″单层保温注水海管,注水海管温降较小,可用于混输海管的预热启动、掺水输送、循环清管和置换作业,降低人员登临平台的频率。另外,当水下生产系统用于衰竭式油田开发时,可参考南海深水荔湾3-1油气田置换方式[16-17],通过新建2条并行的同径混输海管,实现循环预热、置换和清管等。

3.2 子母管循环置换方案

对于易凝或大气液比物流的衰竭式边际油田,往往需要设置1条小管径的输水海管,为了最大程度降低敷设成本,将混输管线(母管)和小管径输水海管(子管,也可用作输送化学药剂)捆绑一同敷设,称为子母管型式[18]。子母管循环置换方案相比于同径循环置换方案,主要在于油田开发模式的不同。衰竭开发的边际油田无新建注水海管。但多数工况下,由于管道内热容量小或油品处于反相点附近黏度大,需要掺入一定的水量以提高系统热容量或降低黏度[19],实现海管的安全输送。为降低工程开发投资,多采用子母管循环置换方案。当紧急情况发生时,提高依托平台输水泵压力和输量,输送的水源经由子管输送至混输母管内,实现母管置换。由于无人平台上无需任何操作,整个置换过程基本可以在依托平台上实现,整个置换的准备时间较短[20],可在第一时间实施置换作业。但由于子管规格一般为2″,输送的水量有限,当母管管径较大或距离较远时,整个置换周期较长,需要评估母管中油品的安全停输时间[21]。如南堡35-2南-1油田为衰竭式开发,由于生产物流中气油比(77)和原油凝点(30 ℃)较高,在油田开发的前几年需要掺入一定量的水,提高管内热容量,保障海管的安全运行,为此,新建1条2″输水海管与1条6″混输海管,捆绑后一体敷设。

4 置换方案对比及适用场合

各置换方案均在一定的历史条件和背景下被提出,并一步步被论证和实施,表1列举了渤海各边际油田无人平台的海管置换方案和关键参数。各方案具备一定的适应条件和应用场合。

1)正向置换方案中,驳船供水置换无需在平台上增设任何设施,但受限于海况和与附近有人平台之间距离；海水置换方案工艺简单,但往往需要在平台上配置相应化学药剂,对于衰竭开发且无其他水源可用的情况下,不失为一种适宜方案；柴油置换方案相比于前两者,更具可靠性,不会因置换界面低温带来凝固,也不会带来海管内腐蚀,但往往受限于平台上的柴油罐容,因此多用于管容较小的场合。

2)反向置换方案无需在无人平台上增设任何设施,可进一步减小平台面积,但受到井筒空间和油品性质的制约。在条件允许情况下,可将海管置换和井筒防凝一体化考虑。

3)循环置换方案在渤海边际油田开发中应用最广泛,主要是用于注水开发的边际油田中。根据渤海边际油田海管应用情况,可在不大幅增加投资情况下,扩大输水海管规格,实现置换、预热和清管的一体化,减少人员登临平台的频率。也可缩小输水海管规格,捆绑敷设,一体化施工,降低工程投资,一般应用于有掺水输送需求或化学药剂循环输送需求场合。

4)循环置换方案主要用于注水式开发或气油比较大的衰竭式开发的边际油田,正向置换方案和反向置换方案主要用于气油比不高的衰竭式边际油田开发。

5)正向置换方案和反向置换方案主要依托已有设施,尽可能利用可用资源,降低无人驻守平台的规模。当然,在实际工程中,应结合油田周围可依托设施情况、无人平台工艺方案、油气物性、海管长度等情况,从操作便利性、经济性和技术成熟度进行综合对比,方可确定最佳的置换方案。

表1 渤海边际油田无人平台置换方案对比表

5 结论

油气田开发无人化、少人化已成为发展趋势,特别是边际小型油气田的开发,一方面可以大幅降低投资,提升开发效益;另一方面顺应时代发展需要,减少人员操作风险。油气海管置换技术作为海底管道流动安全保障关键技术之一,直接影响海管的安全生产运行。边际油田由于经济性差无法实现高规格配置,尽可能缩小平台规模,实现无人化、简易化的同时,也给油气海管置换带来挑战。

经过近年来的不断发展和技术创新,渤海油田已形成正向置换、反向置换和循环置换三大类六种不同形式且可靠度的海管置换方案,各方案具有一定的适应条件和应用场合。

1)置换方案的制定首先需要考虑无人平台或依托平台可利用的资源,尽可能降低平台配置。

2)循环置换方案在渤海边际油田中应用最广泛,主要用于注水或大气油比的衰竭式油气田开发。增大输水海管管径,可实现一体化置换、清管和预热。缩小输水海管管径一体化敷设,可降低工程投资。

3)正向置换方案和反向置换方案主要用于气油比不高的衰竭式边际油田开发。

4)形成的置换方案总体上可满足渤海边际油田无人平台的海管置换,在一定程度上保障了渤海边际油田的安全运行,推动了渤海边际油田的有效开发。