深水气田水下回接系统流动安全运行及管理策略

程 兵 秦 蕊 李清平 姚海元

1. 中海油研究总院有限责任公司, 北京 100028;2. 天然气水合物国家重点实验室, 北京 100028

0 前言

随着海洋石油工业的发展,应用水下生产系统回接技术的开发模式越来越多,且随着技术的进步,水下回接朝着更深、更远的方向前进。截至2019年底,回接最深的油田为壳牌(Shell)的Tobago油田(回接距离9.6 km,水深2 934 m),回接最深的气田为阿纳达科(Anadarko)的Cheyenne气田(回接距离72.0 km,水深2 748 m);回接最远的油田为壳牌(Shell)的Penguin油田(回接距离69.8 km,水深175 m),回接最远的气田为诺贝尔能源(Noble Energy)的Tamar气田(回接距离149.7 km,水深1 660 m)[1]。中国的水下生产系统回接技术也得到了快速发展[2-3],水下回接的开发模式已经在荔湾3-1气田等11个油气田得到成功实施[4-6],第一个深水气田是荔湾3-1气田,其水深1 350～1 500 m,位于南海北部最为陡峭的陆坡区,采用深水区水下回接到浅水平台的模式进行开发。中国首个自营的超深水气田“深海一号”水深超1 500 m,采用半潜式储油生产平台+水下生产系统回接的模式进行开发[7],2021年6月已经投产。目前，国内外的深水气田大都采用水下回接模式进行开发,应对深水气田水下回接系统的流动安全问题进行深入研究和剖析,确保其高效安全生产,为中国深水油气开发提供有力支撑。

本文结合荔湾3-1等深水气田的基础数据和典型工况,对深水气田水下回接系统在生产中可能遇到的流动安全风险和问题进行分析,提出气田生产中的流动安全运行和管理策略,以便为深水气田水下回接系统的安全生产提供参考。

1 典型深水气田水下回接系统概况

深水气田往往具有更远的回接距离和更深的水深,因此会涉及更高的压力、更长的管道、更低的环境水温,甚至更陡峭的地形和更复杂的工程地质情况,所以也需要解决更多的技术问题,尤其是流动安全问题。典型深水气田水下回接系统潜在流动安全风险示意图见图1。潜在流动安全问题主要有水合物生成、段塞流、出砂、冲蚀、顶部腐蚀等[8],一旦处理不好,轻则导致局部损失,重则导致气田停产。因此在设计阶段就必须对流动安全问题进行充分考虑,而在气田投产后的生产运行阶段,更需要结合生产的实际需要,注重流动安全运行管理策略的选择和优化。

图1 典型深水气田水下回接系统潜在流动安全风险示意图Fig.1 Possible flow assurance risks for deepwater gas fieldsubsea tieback system

荔湾3-1气田位于南海北部陆坡,是中国首个采用水下回接模式开发的深水气田,水深1 350～1 500 m,2014年投产。该气田生产的多相流体通过2条22″(1″=2.54 cm)、长约79 km的海底管道回接到位于200 m水深的浅水中心平台进行处理,气田的水下生产系统还包括1根6″、约79 km长的乙二醇管线和1根约79 km长的用于实现水下控制的脐带缆。荔湾3-1气田水下工艺流程见图2。

图2 荔湾3-1气田水下工艺流程图Fig.2 Subsea process diagram of LW 3-1 gas field

2 流动安全运行及管理策略

2.1 确保海底管道在合理操作窗口内运行

当深水气田完成设计建造投入生产后,其海底管道固有的物理特性一般变化较小,但运输的流体特性随着生产的进行和地层的变化可能会发生改变。对于生产中的气田,在确定生产策略时,应尽量确保海底管道在合理的操作窗口下运行。

以荔湾3-1气田水下回接管道为例,对不同输气量下的稳态运行工况进行了分析评估,主要对比了液相流速、气相流速、压降、滞液量等参数,见图3。

a)不同输气量下的液相流速和气相流速a)Liquid velocity and gas velocity under different gas flowrates

b)不同输气量下的压降和滞液量b)Pressure drop and liquid holdup curves under different gas flowrates图3 荔湾3-1气田主回接海底管道不同输气量下的液相流速、气相流速、压降和滞液量曲线图Fig.3 Liquid velocity,gas velocity,pressure drop and liquid holdup curvesof LW 3-1 main tieback pipelines under different gas flowrates

当深水气田处于低产量时,液相流速最低约0.5 m/s,气相流速最低约2 m/s。这种情况下,管道运行效果不佳,管道压降显著增加,输送效率不高;会导致大量积液,滞液量显著增加,从而需要大量的水合物抑制剂注入到管内;如果生产出现出砂情况,这样低的流速无法携砂,可能会由于砂的快速沉积而造成堵塞。如果管道输气量高于额定输气量,则可能出现砂的冲蚀情况,并且平台的处理压力会较大。基于以上原因,深水气田海底管道应根据管道参数和流体特性,确定合理的操作窗口,并尽量优化生产,确保海底管道在此操作窗口下运行。

2.2 做好水合物生成风险控制

对于深水气田水下回接系统来说,水合物生成风险是最需要防范的流动安全风险。天然气水合物是天然气在低温高压条件下与水作用形成的一种笼形化合物[9]。多相输送管道内,特别是水下气田回接管道内,水合物的生成预测与控制技术一直是研究热点。很多油气田在海底或陆上油气混输管道中遇到过水合物生成问题,需要不菲的防治费用,注入热力学抑制剂(如甲醇、乙二醇)是常用的控制方法[10]。

2.2.1 启井阶段的水合物生成风险控制

在启井阶段,通常需要在井的油嘴上游注入甲醇来防止水合物生成。如果在关井之后或关井过程中没有向井下注入甲醇,在再启动之前需要向油管头内注入足量的甲醇以保证井筒内不会生成水合物。同时,连续向油嘴后注入贫乙二醇(MEG),以保证海底管道内无水合物生成风险[11]。甲醇注入量可依据水合物相平衡曲线计算得到。以荔湾3-1气田某井为例,由于焦耳—汤姆逊效应,图4可用于评估其井口流压下最低的开启温度,即井口流压为27 500 kPa的情况下初始开井温度分别为3 ℃、10 ℃、25 ℃、65 ℃时所对应的最低开启温度。基于此测算,可以确定启井阶段的水合物注入量,从而防范启井阶段的水合物生成风险。

图4 不同启动流体温度下,油嘴下游压力和温度关系变化图Fig.4 Choke downstream pressure and temperature variationcurves under different start-up fluid temperatures

2.2.2 生产阶段的水合物生成风险控制

正常生产和输送工况下,一般通过乙二醇注入管线在每口生产井油嘴后持续注入贫乙二醇来防止海底管道内水合物生成。荔湾3-1气田设置了乙二醇再生系统,注入的贫乙二醇质量浓度为90%。为做好该阶段的水合物生成风险控制,正常生产过程中,抑制剂注入量应基于以下原则:必须保证贫乙二醇的持续供给和注入浓度;以最大关井压力和最低环境温度进行富乙二醇浓度的核算,并考虑5 ℃的裕量;基于可能的流体物性参数、水下药剂分配的误差,注入量考虑1.3倍的系数。

根据不同浓度的水合物生成曲线,荔湾3-1气田满足要求的富乙二醇质量浓度为55%,对应的贫乙二醇(质量浓度90%)注入量为1.4倍的水体积。在生产运行状态,要确保管道内的沿程温度均位于水合物生成曲线之外,在正常注入乙二醇时,管道内没有水合物生成的风险,见图5。

图5 管道运行沿程温度与水合物生成曲线的对比图Fig.5 Comparison of subsea pipeline fluid temperaturewith hydrate formation curves

2.2.3 提前准备好水合物解堵方案和设施

在关停阶段,同样要注入足够的水合物抑制剂,防止流体降温导致的水合物堵塞。一旦深水气田海底管道内形成水合物堵塞,可以通过放空或者接入水合物解堵装置来进行解堵。在深水气田海底管道的两端一般会预留放空接口,可以通过该接口接入工作船进行放空,或者接入连续油管装置、水合物治理橇等水合物解堵装置来进行解堵操作[12]。气田作业者应提前准备好水合物解堵方案和设施,一旦发生水合物堵塞工况即启动解堵操作。

2.3 合理控制输气量变化幅度

2.3.1 控制增输幅度,防止段塞流和溢流

当管道输气量相对较低时,管内积液量相对较大,如果在短时间内快速增加一定幅度的输气量,管内流体的流速将显著增加,从而造成大量积液被快速携带出管道,形成长长的液塞,进入平台上的段塞流捕集器,给平台处理工作带来很大压力,无法及时处理液塞,甚至可能造成溢流的情况。因此,深水气田生产在进行增输操作时,应合理选择增输幅度,不宜在太短时间内(如30～60 min)快速完成大幅度的输气量增加,以避免液塞快速涌出,上部设施无法处理。尤其是在管道处理较低输气量(如低于最高输气量的30%)的工况下,快速大幅的增输操作更容易导致此类风险,此时应注意增输幅度的控制,可以采用分多次阶梯增输的方式来操作[13]。当管道输气量较高时(如高于最高输气量的70%),进行增输操作相对安全,高输气量下的增输可适当提高增输幅度。

2.3.2 控制减输幅度,防止断流

以荔湾3-1气田的回接海底管道为例,稳定输送500×104m3/d的气量,随后在1 h内降低输气量至250×104m3/d,并达到新的平衡状态,管道内的积液量从 3 600 m3增加至7 200 m3。减输后管道出口液流量和水流量变化见图6,可以看到,管道出口约有740 h(约31 d)没有水流出,平台段塞流捕集器将出现断流,同时乙二醇再生装置也没有了富乙二醇作为原料来源,对应需要的上部贫乙二醇储存量约2 200 m3,超出了平台贫乙二醇储备能力,这种工况是不允许发生的。

图6 输气量从500×104 m3/d降低到250×104 m3/d后出口液流量和水流量变化图Fig.6 Liquid & water outlet flowrate variation when turn down thepipeline flowrate from 500×104 m3/d to 250×104 m3/d

在进行减输操作时,应合理选择减输幅度,不宜在太短的时间内快速完成大幅度的减输,以免造成管道出口长时间没有液相和水相流出,导致平台储存的贫乙二醇量不够。尤其是在管道输气量较低时,进行减输操作更容易造成上述现象,因此低输气量下的减输尤其要注意幅度的控制,并提前做好足够的乙二醇储备;在管道输气量较高时,进行减输操作相对安全一些,因此高输气量下减输时可适当提高减输幅度。

2.4 通过多种方式优化输送效率

2.4.1 合理切换单双管输送模式

对于采用双海底管道回接的水下气田,根据气田生产的需要,及时调整单双管输送策略,可以有效提高管输效率,保障流动安全,荔湾3-1气田某工况下单、双管输送效果对比见表1。

表1 采用单管和双管输送的效果对比表

部分气田投产时由于各类外界条件无法就绪,产量距离峰值有较大差距,可以先考虑采用单管输送一段时间;当气田运转磨合顺利,可以按照高配产生产时,采用双管的方式来实现最高的管输效率;当气田生产进入后期,如果整体产量较低,仍然用双管输送可能会导致滞液量过大、压降过大,此时可以再调整为单管进行输送[14]。

2.4.2 采用注气循环减小井口压力需求

对于部分气田,后期井口压力较低,即使采用单管生产可能也满足不了管输压力的需求,此时若直接关停,会造成资源浪费和产量损失。到了这个阶段,可以考虑采用一条管道用来生产，另一条管道用来注气循环的方式[15],将产出的部分天然气回注到生产管汇的入口,从而为管道输送提供更多的动力来源,吹扫出更多的积液,减少井口压力的需求,延长压力不足气井的生产年限,荔湾3-1气田某工况下不加循环气和加循环气输送效果对比见表2。

表2 不加循环气和加循环气输送的效果对比表

2.4.3 采用高低压两个序列进行生产

气田随着生产的进行,井口压力的大小可能会出现较大差别。一个原因是由于各个井地层压力衰减的速度不同,生产若干年后,井口压力的差别就可能比较明显;另一个原因是可能有新生产井接入到水下生产系统中,新生产井的井口压力往往相对大一些。如果水下众多井口的压力有较大差别,会造成高压井的地层能量被浪费,而低压井则可能在过高的压力体系中无法满足输送所需的压力需求,不得不停产。为了避免高压井和低压井相互影响,无法实现最佳开采效果,可采用高低压两个序列的方式进行生产,即低压井走一个管串,高压井走一个管串,见图7。这样的好处是高压井的生产压力不会浪费,低压井也可以延长生产寿命。这一做法在尼日利亚OML130区块的AKPO气田等一些国外海上气田的生产中已得到应用。为适应这种生产,气田的处理设施也需要对应有两套生产序列,一个序列处理高压流体,一个序列处理低压流体,可结合原有设施适当改造。

2.4.4 区域滚动开发,接入现有水下系统

水下气田的生产随着时间的推移而衰减,井口压力下降、产量下降,部分压力衰减较快的井将无法满足生产需求而关停,整个水下系统的产量会降低,从而带来流动安全问题。从气田整体区域开发的角度,可以考虑寻找新的接替产量,在周边区域布置新的开发井,并可以通过单井回接或者新建管汇回接的方式,回接到现有水下系统中。通常水下管汇会设置一个可拆卸的清管环路(见图7管汇3),此环路可以用于正常生产开展清管操作时清管球通过管汇,在需要接入新的回接管道时,将清管环路拆除,这样就可以接入新的管道、新的生产流体。

a)原生产环路设置a)Schematic diagram of original production loop

b)高压生产序列+低压生产序列的环路设置b)Schematic diagram of high pressure train+low pressuretrain production loop图7 高压生产序列+低压生产序列环路生产模式示意图Fig.7 Loop production mode schematic diagrams of high pressure train and low pressure train

2.5 利用气田流动管理系统实现数字化监控

气田流动管理系统主要根据气田水下设施特性及参数建模,实时从水下设施处的传感器及仪表获取数据,接着将采集到的输入数据传递到系统内开展计算,从而计算出海底管道等水下设施相关流动参数,监测管道流动状态,并在此基础上判断和预测流动安全风险,从而为生产作业人员提供操作建议。目前国际上比较著名的主要是OLGA Online、Digital Twin、Flow Manager等系统。以OLGA为内核的OLGA Online在Ormen Lange、Snøhvit等大型气田的开发中发挥重要作用[16],荔湾3-1气田也正在使用。Digital Twin数字孪生系统采用的是LedaFlow+K-Spice的模式,实现水下管道的流动模拟和平台上部工艺模拟的连接,从而模拟整个气田生产工况[17]。中国首个自营的超深水气田“深海一号”也已配置流动管理系统。

使用气田流动管理系统可以为水下气田的流动安全提供有效保障。该系统可以提供多种流动安全监测功能,让操作者对管道完整性有全面的把握,对管道的流动安全参数实时监测和管理,包括各个单井的流量及管道的堵塞风险、泄漏风险、水合物生成风险、段塞流风险、砂监测、顶部腐蚀监测等[18],一旦有危险工况发生还可以进行报警提示。此外,气田流动管理系统还可以对不同的流动安全工况进行模拟和预测,操作者可以对各类流动安全工况进行模拟分析,从而为未来的生产状况作出预测,为决策提供依据,做好了对水击工况、泄放工况、增输和减输工况、启动和关停工况、气体循环工况、清管工况等的模拟预测,可以很好地防范流动安全风险,保障安全生产[19]。在各大石油公司都在提倡建设数字化油田的背景下,巧用智能化的辅助软件系统可以更好地实现智慧生产、高效生产[20]。

3 结论

1)对于深水气田而言,完成了设计、建造,进入生产阶段后,在具体的操作策略层面还有很多优化的空间。尽管深水气田的回接往往面临水合物生成、段塞流、冲蚀、顶部腐蚀等各类流动安全问题,但如果能在气田生产时充分考虑到这些风险,适当优化和及时调整流动安全运行策略,可以有效避免风险,保障生产安全。

2)通过确定合理的操作窗口,并尽量确保管道在此窗口内运行,可以提高管输效率,尽量避免流动安全风险;做好启井阶段和生产阶段的水合物抑制剂注入评估和操作,并提前预备好水合物堵塞的解堵方案,可有效防范水合物生成风险;做好增输和减输等瞬态操作,尤其是在低产量下控制好其突变幅度,有利于防止段塞流捕集器出现溢流和断流的极限工况,维持生产系统的平稳过渡和处理;灵活利用和切换深水气田的双海底管道水下回接模式,通过单双管切换、注气循环以及高低压序列并行生产等方式,实现输送方式的优化;利用气田流动管理系统,实现全面的管道流动安全监测和管理,对各类工况做好预测,可以推动实现智慧生产、高效生产。

3)中国的深水气田水下回接系统的生产管理经验还不够丰富,以上流动安全操作策略和理念可为气田生产作业和管理人员提供参考,有效规避流动安全风险,实现安全高效生产。