深水气田降压开采技术的研究和应用

杨 勇 郭 伟 屈 涛 杨 叶 何 源 杜洋洋 李春辉

中海石油(中国)有限公司深圳分公司, 广东 深圳 518054

0 前言

随着科学技术的进步,海洋油气勘探已迈向了深水气田甚至超深水气田,开发深水气田也成为缓解中国天然气供应紧张的措施之一[1]。随着生产年限的延长,深水气田部分生产井产能急剧下降,面对采用水下生产系统开发的深水气田群,如何保持稳定、高效的生产,是深水气田开发过程中的研究重点[2]。国内陆地气田、浅海气田的降压开采技术已较成熟[3-5],而国内深水气田由于开采起步晚、深水海管流动性以及独特的水下生产系统等问题,尚无深水气田降压开采技术应用的先例[6]。因此,为了提高深水气田采收率或者延长经济年限,以南海东部海域深水气田A(以下简称深水气田A)为例,对深水气田降压开采技术的应用进行了一系列研究分析,在稳定深水气田A产量的同时为后续国内深水气田后期开发提供一定的借鉴。

1 深水气田A水下生产概况

深水气田A的井口水深超过1 000 m,采用水下生产系统进行开发,天然气通过1#、2#深水海管回接至中心处理平台A(以下简称平台)。1#、2#深水海管可根据产量的不同采用单海管或双海管生产，以保证深水海管流动性安全和深水海管通球等[7]。深水气田A水下开采管线见图1。

图1 深水气田A水下开采管线示意图Fig.1 Underwater production diagram of deep water gas field A

2 气田采收率分析

气田采收率的高低主要受地质条件、流体性质、开采技术、经济条件等因素的限制[8],对于气驱气藏一般通过改善储层流体条件、降压开采、高低压分输等方式提高采收率[9],在陆地气田或浅海气田中利用压裂、酸化等措施改善储层条件及高低压分输,达到提高采收率的目的[10-14]。国内深水气田开采起步晚,常规的压裂、酸化等措施在深水气田采油树中缺乏实际应用,投入也昂贵。为此,深水气田降压开采成为首选的稳产措施。

深水气田A是砂岩气藏,为构造油气藏,虽然有边水,但边水界面为-3 180 m,可适当作为能量补充,但过度降压会加快边底水的推进,在降低气藏采收率的同时也加快了气井产能的递减。在一定范围内,最小井口压力越低则干气采收率越高,最小井口压力为10.3 MPa时采收率为0.56,当最小井口压力下降为5.2 MPa时采收率提高至0.77,可见该气田在提高采收率方面有巨大的潜力[15]。深水气田A最小井口压力和干气采收率关系见图2。

图2 深水气田A最小井口压力和干气采收率关系图Fig.2 Relation between minimum wellhead pressureand recovery of dry gas of deep water gas field A

3 深水气田A降压开采难点

3.1 国内深水气田首次降压开采

深水气田A属于国内首个深水气田,其开发是国内深水气田开发项目的基石,对于深海能源有重要的战略意义,2014年该气田成功投产标志着中国正式打开了深水气田开采的大门[16]。随着该气田开发逐步进入中后期,根据开采方案(Overall Development Plan,ODP)将采用深水气田整体降压以达到稳产目的,但国内无深水气田降压的经验可借鉴,同时开采的实际现状与ODP差距较大：截至2021年,已逐步新增3个深水气田，新增关键设备数量多，现场操作难度增大。

3.2 深水海管流动性问题

对1#、2#深水海管根据模拟计算，结果显示当压力由7.5 MPa降至2.5 MPa时，深水海管流速增加,将扫出积液1 000 m3,严重影响平台的稳定生产。此外，在降压后的日常作业中,由于深水海管内介质流速增大，所引起的冲蚀、段塞和杂质等也给现场带来了极大的挑战[17]。

3.3 设备调试切入影响正常外输

为配合深水气田降压,平台需要进行设备的配套升级,包括湿气压缩机、凝析油外输泵等大型设备,设备数量多且调试难度大。根据设计需停产调试及切入，影响正常外输,同时也增加了调试难度和停产检修作业量。

4 创新点与关键技术内容

4.1 由2阶段改多阶段精细化气藏降压

平台根据单井“短板效应”提前对深水气田A创新性进行整体分阶段降压开采,在ODP基础上经分析,将原设计的2阶段降压改为多阶段降压模式,先降压至3.5 MPa,而非一步降压至2.5 MPa,这样可以充分利用油藏自身的能量,减少湿气压缩机的负荷和燃气消耗,达到降本增效目的,最大限度提高气田采收率,最终提高气田生产及管理效益[18]。ODP降压及实际降压阶段划分见图3,蓝色部分面积为实际降压较ODP降压多利用的气藏能量。

通过精细化气藏降压,最大化挖潜油藏剩余能量,有效地使压缩后湿气温度由120 ℃下降至85 ℃以下,冷媒需求量降低,此外湿气压缩机的天然气消耗量也明显减少。通过计算可知，每外输1 000×104m3天然气减少天然气消耗量5.52×104m3。

图3 ODP降压及实际降压阶段划分图Fig.3 Division of ODP and actual pressure step-down stage

4.2 基于模拟软件分析优选策略

由于深水气田采用水下管汇生产系统进行开发,气藏各井井流物经管汇汇合后进入地面处理系统,无法实现单井或者分批次降压,同时还必须保障深水海管流动性安全。为此,深水气田A利用全动态多相流模拟软件优选出最佳操作策略,开发在线降压操作程序,使外输产量损失降至最小[19]。深水气田A在降压过程中,由于海管压力下降,流速增大,在降压期间深水海管多出的积液必须处于可控范围,为此制定了三种降压方案备选(即方案1、方案2和方案3),三种降压方案的产量需求见表1。

表1 三种降压方案的产量需求表

采用全动态多相流模拟软件对登平台压力峰值、乙二醇回流量、深水海管来液量等相关数据模拟预测，结果见表2。

表2 三种降压方案相关数据模拟预测结果表

由表2可看出,三种降压方案来液量均处于平台可控范围,而在线转为降压生产模式海域内无深水气田降压的先例,也无相关作业经验可以借鉴,同时考虑到段塞冲击、模型偏差以及在保证流程稳定时尽可能减少产量损失的前提下[20],确定了566×104m3/d降压,991×104m3/d扫线,1 131×104m3/d稳产的三步降压模式。经过实践检验,三步降压模式有效保障了深水海管流动性安全。

4.3 创新设备选型、改造强化流程稳定

ODP中为了满足降压后的凝析油增压外输,新增3台预增压泵,同原有3台凝析油泵一起串级增压,此时需要同时对6台泵进行日常维护,工作量大;两级串级增压,操作难度大,不利于系统稳定控制;大量凝析油回流,导致能源浪费。通过新增凝析油变频泵替代ODP方案的设计,从设备及流程上解决上述难题,同时减少凝析油回流量,节能减排效果显著。

此外,平台设计有干气压缩机SOLAR130 A/B和干气压缩机SOLAR250 C/D共4台,在首次降压至2.5 MPa时,将干湿气换热器替换为新增湿气增压系统(由3台湿气压缩机A/B/C并联组成),在深度降压至 1.0 MPa 时,将干气压缩机SOLAR130 A/B作为湿气预先压缩机使用,预先将湿气压力提高至2.5 MPa后,再进入湿气压缩机进行压缩。系统分级增压流程见图4～6。

图4 一级增压流程图Fig.4 Primary pressurization process

图5 二级串联增压流程图Fig.5 Two stage series pressurization process

图6 三级串联增压流程图Fig.6 Three stage series pressurization process

4.4 创新调试流程及降压程序

对于湿气增压系统调试流程的设计提出两种方案:一是正常接入流程，即在深水气田A停产期间,使用段塞流捕集器的上游压力控制阀降压后,流程切换为湿气增压系统进行调试;二是在ODP基础上新增降压管线,可以实现不停产在线调试，两种方案的优缺点对比见表3。综合考虑,为了最佳改造投资比,推荐选择在ODP基础上新增降压管线,通过新增压力控制阀实现在线调试。

表3 湿气增压系统入口流程改造方案对比表

5 成果应用效果与效益

2020年12月1日,深水气田A成功在线实施了降压开采,1#、2#深水海管的操作压力先后由7.5 MPa降低为3.5 MPa。本次研究的深水气田降压开采技术在ODP基础上,经过创新形成完善的深水气田降压开采技术体系,指导深水气田(含浅水水下生产系统)增产、稳产以及现场操作等,最大限度地提高深水气田采收率,最终提高深水气田生产及管理效益。降压收益最大的井为深水气田A4井,其降压生产前后的生产曲线见图7。

图7 深水气田A4井降压前后生产曲线图Fig.7 Production curves of well 4 in deep water gas field A

由图7可看出,降压生产后深水气田A4井的生产压差增大,该井在相同油嘴开度下,产量由80×104m3/d提高至160×104m3/d,产量增幅达100%。

6 结论

深水气田降压开采技术目前存在气田间回压不等、长输深水海管流动性安全保障难、降压开采阶段划分不清晰、配套工艺流程改造大等问题。由于深水气田独特的水下生产系统,其降压开采的时机选择尤为重要,需要综合合同气量和气藏剩余能量予以详细评估,同时应使用全动态多相流模拟等软件加以模拟分析,针对性地制定降压开采方案。

深水气田降压开采技术与陆地气田或浅水气田降压开采技术相比,在实践经验、海管流动性、段塞冲击以及计算模型上具有显著的不足之处。建议同类型深水气田降压开采前,与深水气田A从气藏、深水海管、设施设备等方面进行综合对比,选取最优方案,进一步深化深水气田降压开采技术，提高可行性。