劉菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

流動(dòng)保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用

劉菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

BZ34-3/5油氣田屬于邊際油氣田,由于所處海域環(huán)境溫度較低而所產(chǎn)原油凝固點(diǎn)較高,混輸管道初次啟動(dòng)難,且在冬季停輸情況下管內(nèi)原油容易出現(xiàn)在較短時(shí)間內(nèi)凝固而堵塞海底管道的風(fēng)險(xiǎn)。應(yīng)用流動(dòng)保障技術(shù)對(duì)BZ34-3/5油氣田海管預(yù)熱、置換過(guò)程和停輸后的溫降等多種工況進(jìn)行了動(dòng)態(tài)模擬,確定了初始投產(chǎn)時(shí)采用完井液預(yù)熱和停輸再啟動(dòng)時(shí)采用海管子母管置換的流動(dòng)保障方案,從而合理地解決了啟動(dòng)預(yù)熱和海管停輸再啟動(dòng)的問(wèn)題,有效地規(guī)避了凝管風(fēng)險(xiǎn),為油氣田安全合理的開(kāi)發(fā)提供了有力的技術(shù)保障,確保了該油氣田開(kāi)發(fā)工程投資和運(yùn)行成本的降低。流動(dòng)保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開(kāi)發(fā)中的成功應(yīng)用,對(duì)其它類似邊際油氣田開(kāi)發(fā)具有借鑒作用,也為深水油氣田開(kāi)發(fā)流動(dòng)保障問(wèn)題研究奠定了基礎(chǔ)。

邊際油氣田開(kāi)發(fā) 海底管道 流動(dòng)保障 啟動(dòng)預(yù)熱 停輸再啟動(dòng)

由于儲(chǔ)量小和開(kāi)發(fā)周期短,邊際油氣田開(kāi)發(fā)須采用簡(jiǎn)易設(shè)施。BZ34-3/5油氣田屬于邊際油氣田,僅設(shè)兩座井口保護(hù)架,所產(chǎn)井口物流通過(guò)新鋪設(shè)的兩條海底管線分別輸送到BZ34-2EP和BZ34-4EP平臺(tái),與其上的生產(chǎn)井產(chǎn)物混合并加熱后再通過(guò)原有的海底管線輸送至FPSU。

BZ34-3/5油氣田所產(chǎn)原油的凝固點(diǎn)都比較高,分別為26℃和24℃,而冬季海管周圍的土壤溫度(4℃)和井流溫度(40℃)均較低,輸送條件比較惡劣。因此,海管的流動(dòng)安全成為BZ34-3/5油氣田開(kāi)發(fā)首先需要解決的問(wèn)題。鑒于傳統(tǒng)的開(kāi)發(fā)模式和流動(dòng)保障措施已經(jīng)無(wú)法適應(yīng)邊際油氣田開(kāi)發(fā)的需求,需要采用非常規(guī)的措施和手段保障海管的流動(dòng)安全,筆者結(jié)合國(guó)外深水流動(dòng)保障技術(shù),分析了BZ34-3/5油氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目的工程特點(diǎn),應(yīng)用流動(dòng)保障技術(shù)對(duì)海管預(yù)熱、置換過(guò)程和停輸后的溫降等多種工況進(jìn)行了動(dòng)態(tài)模擬,制定出了一套合理完善的海管流動(dòng)保障方案,為BZ34-3/5油氣田的安全合理開(kāi)發(fā)提供了有力的技術(shù)保障。

1 流動(dòng)保障技術(shù)簡(jiǎn)介

流動(dòng)保障一詞最早由 Deepstar合作組織于1992年提出[1],其背景是墨西哥灣深海油氣田在生產(chǎn)中遇到嚴(yán)峻的技術(shù)挑戰(zhàn)。流動(dòng)保障技術(shù)是指在各種環(huán)境條件下,在整個(gè)油氣田開(kāi)發(fā)期內(nèi),將烴類流體經(jīng)濟(jì)安全地開(kāi)采出來(lái)并輸送至處理設(shè)施的技術(shù)措施[2],主要是利用流體物性和輸送系統(tǒng)的熱動(dòng)力特性,制定系統(tǒng)運(yùn)行操作策略,控制管道中的水合物、蠟、瀝青質(zhì)、水垢等固相的沉積,防止流動(dòng)通道的堵塞。流動(dòng)保障技術(shù)的核心在于預(yù)防和控制固相的沉積,其控制方法主要包括以下3種:

(1)熱動(dòng)力控制——使系統(tǒng)的操作壓力和溫度遠(yuǎn)離固相形成的區(qū)域;

(2)動(dòng)力學(xué)控制——控制固相沉積的條件;

(3)機(jī)械控制——通過(guò)定期的發(fā)球操作清除固相沉積物。

圖1為海管流動(dòng)保障工作流程。

2 流動(dòng)保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用研究

開(kāi)發(fā)邊際油氣田的關(guān)鍵在于既能安全生產(chǎn)又能降低開(kāi)發(fā)成本[3]。BZ34-3/5油氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目本著采用簡(jiǎn)易生產(chǎn)設(shè)施的原則,設(shè)置的兩個(gè)井口保護(hù)架上僅設(shè)置清管設(shè)備,不設(shè)置化學(xué)藥劑注入系統(tǒng),因此預(yù)防和控制固相沉積的手段僅包括熱動(dòng)力控制和機(jī)械控制:在正常生產(chǎn)期內(nèi),依靠井口物流的溫度,設(shè)計(jì)合理的管線尺寸和保溫形式,使得海管的出口溫度保持在原油凝點(diǎn)以上,以防止海管的堵塞,同時(shí)通過(guò)定期的發(fā)球操作清除固相沉積物;在生產(chǎn)初期,采取預(yù)熱措施,同時(shí)以海管的最小輸量進(jìn)行初始投產(chǎn),以確保生產(chǎn)的安全;在海管停輸時(shí),采用置換的措施,將海管中的原油置換出來(lái),以防止海管的堵塞。限于篇幅,本文重點(diǎn)論述流動(dòng)保障技術(shù)在BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管生產(chǎn)期內(nèi)流動(dòng)保障方案研究中的應(yīng)用。

圖1 海管流動(dòng)保障工作流程圖

2.1 初始投產(chǎn)流動(dòng)保障方案研究

由于海管埋于海底泥面以下,初始投產(chǎn)時(shí)管道內(nèi)溫度(4℃)遠(yuǎn)低于原油的凝點(diǎn),為確保順利投產(chǎn),需要此時(shí)對(duì)海底管道進(jìn)行預(yù)熱處理,其關(guān)鍵在于應(yīng)用流動(dòng)保障技術(shù)分析確定預(yù)熱參數(shù),最終合理確定預(yù)熱方案。

2.1.1 預(yù)熱參數(shù)分析

采用流動(dòng)保障動(dòng)態(tài)軟件PROFES對(duì)BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管的預(yù)熱過(guò)程進(jìn)行分析,考慮的環(huán)境溫度為最低環(huán)境溫度,確定的預(yù)熱參數(shù)如表1所示。

表1 3WJ—2EP海管預(yù)熱參數(shù)表

2.1.2 預(yù)熱方案確定

考慮預(yù)熱介質(zhì)和預(yù)熱設(shè)施的情況,初步擬定的預(yù)熱方案有以下兩種:

(1)采用配備加熱器的值班船預(yù)熱海管;

(2)采用完井液預(yù)熱海管,其中完井液的溫度為47℃,瞬間流量為14.7m3/h,所需淡水總量為220m3。

考慮到船舶資源和周邊環(huán)境等各個(gè)因素,采用方案(1)進(jìn)行3WJ—2EP海管預(yù)熱既不經(jīng)濟(jì)又不方便,故采用方案(2)進(jìn)行完井液預(yù)熱海管,模擬得到的用完井液預(yù)熱時(shí)該海管出口處流體溫度隨時(shí)間的變化趨勢(shì)如圖2所示。

從圖2可以看出,預(yù)熱12小時(shí)時(shí)該海管出口處流體溫度就能達(dá)到30℃,滿足海管投產(chǎn)時(shí)的預(yù)熱要求。同時(shí)建議在投產(chǎn)時(shí)將子管中充注柴油,一旦出現(xiàn)完井液的溫度、瞬時(shí)流量及所用淡水總量達(dá)不到上述條件的情況,可及時(shí)向海管中加注柴油,以保障海管的順利投產(chǎn)。

圖2 用完井液預(yù)熱時(shí)3WJ—2EP海管出口處流體溫度隨時(shí)間的變化趨勢(shì)

2.2 停輸再啟動(dòng)流動(dòng)保障方案研究

2.2.1 停輸狀態(tài)分析

圖3是采用動(dòng)態(tài)軟件PROFES對(duì)BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管停輸后原油溫度變化的計(jì)算分析結(jié)果。

圖3 3WJ—2EP海管停輸后沿線流體溫度的變化情況

由圖3可知,3WJ—2EP海管的安全停輸時(shí)間為5小時(shí),超過(guò)此時(shí)間后,原油將在海管出口處開(kāi)始凝固;停輸8小時(shí)后原油將在距海管入口2 000m處開(kāi)始凝固,而停輸10小時(shí)后海管沿線輸送溫度均低于原油的凝點(diǎn)。

2.2.2 凝管后的再啟動(dòng)分析

經(jīng)上述分析可知,3WJ—2EP海管允許停輸時(shí)間較短,尤其是在冬季,如果停輸時(shí)間較長(zhǎng),且沒(méi)有及時(shí)進(jìn)行置換或沒(méi)有采取加注降凝劑的措施,則將有凝管的風(fēng)險(xiǎn),因此,需要對(duì)凝管后的再啟動(dòng)壓力進(jìn)行計(jì)算,然后根據(jù)再啟動(dòng)壓力的大小和海管的承受能力以及增壓設(shè)施來(lái)確定風(fēng)險(xiǎn)程度。

3WJ—2EP海管凝管后再啟動(dòng)時(shí)管內(nèi)擠頂壓力計(jì)算結(jié)果如表2所示。

由表 2可知,在原油溫度降低到環(huán)境溫度(為4℃時(shí)),海管再啟動(dòng)所需要的擠頂壓力為42.7 MPa,超過(guò)對(duì)應(yīng)溫度下海管的最高承壓能力(為22.0MPa)。因此,必須采取措施,避免凝管發(fā)生,以確保管線能夠安全運(yùn)行。

表2 3WJ—2EP海管凝管后再啟動(dòng)時(shí)管內(nèi)擠頂壓力計(jì)算結(jié)果

2.2.3 防止凝管方案確定

為防止管線停輸后發(fā)生凝管,有以下兩種方案可供選擇。

方案一:加注防凝劑,152.4mm母管輸送生產(chǎn)流體,25.4mm子管輸送化學(xué)藥劑。在冬季可通過(guò)2EP平臺(tái)上的化學(xué)藥劑泵向通往3WJ平臺(tái)的子管注入化學(xué)藥劑來(lái)降低原油的凝固點(diǎn),以防止凝管。此方案在J Z20-2N的子母管道中曾經(jīng)應(yīng)用,其優(yōu)點(diǎn)是在停輸后無(wú)需對(duì)海管進(jìn)行置換作業(yè),待恢復(fù)生產(chǎn)后直接采用電潛泵的壓力啟動(dòng)海管,不足之處在于油氣田的運(yùn)行成本大大增加,需要在冬季不停地向海管注入降凝劑,同時(shí)化學(xué)藥劑需要進(jìn)行篩選,且降凝效果難以保障。

方案二:采取置換措施,152.4mm母管輸送生產(chǎn)流體,50.8mm子管輸送置換柴油。需要置換時(shí),通過(guò)2EP平臺(tái)上的置換泵向通往3WJ平臺(tái)的子管注入柴油,從而對(duì)海管進(jìn)行置換。該方案是采用一種新技術(shù)借鑒子母管的結(jié)構(gòu)形式進(jìn)行置換作業(yè),更加符合BZ34-3/5油氣田的開(kāi)發(fā)特點(diǎn),而且置換作業(yè)是在有人平臺(tái)上進(jìn)行,操作靈活方便,停輸后需要置換時(shí)才進(jìn)行,運(yùn)行成本小,因此最終選擇采用這種子母管置換方案。

對(duì)于子母管置換方案,還需要對(duì)不同柴油流量條件下的置換泵壓和置換時(shí)間進(jìn)行計(jì)算分析,其結(jié)果如表3所示。

表3 3WJ—2EP海管置換參數(shù)計(jì)算結(jié)果

綜合考慮各種因素,最終確定置換柴油流量為15m3/h,對(duì)應(yīng)的置換時(shí)間為5.9小時(shí),置換泵壓為8 100kPaG。

3 應(yīng)用效果

應(yīng)用流動(dòng)保障技術(shù)后提出的海底管線的預(yù)熱和子母管道置換方案均成功應(yīng)用于BZ34-3/5油氣田的開(kāi)發(fā)實(shí)踐,降低了該油氣田開(kāi)發(fā)的工程投資。BZ34-3與BZ34-5油氣田分別于2006年11月和2007年3月順利投產(chǎn),目前運(yùn)行情況良好。

4 結(jié)束語(yǔ)

油氣田流動(dòng)保障技術(shù)在BZ34-3/5邊際油氣田開(kāi)發(fā)中的成功應(yīng)用,對(duì)其它類似邊際油氣田的開(kāi)發(fā)具有借鑒作用,也為深水油氣田開(kāi)發(fā)流動(dòng)保障問(wèn)題研究奠定了基礎(chǔ)。建議今后在邊際油氣田和深水油氣田的開(kāi)發(fā)中應(yīng)加大流動(dòng)保障技術(shù)的應(yīng)用力度,在初步設(shè)計(jì)階段就應(yīng)充分考慮流動(dòng)保障問(wèn)題,這樣將會(huì)進(jìn)一步提高油氣田有效開(kāi)發(fā)的可行性,對(duì)安全生產(chǎn)也具有重要意義。

[1] BAI Yong,BAI Qiang.Subea Pipelines and Risers[M].London:Elsevier Science Ltd.,2005.

[2] 侯磊,張勁軍.基于流動(dòng)保障的海底油氣管道安全策略與技術(shù)[J].中國(guó)海上油氣,2004,16(4):285-288.

[3] 劉菊娥,孫國(guó)民,鄭向榮,等.渤中34-3/5邊際油氣田有效開(kāi)發(fā)工程關(guān)鍵技術(shù)及其應(yīng)用[J].中國(guó)海上油氣,2008,20(6): 411-415.

(編輯:崔護(hù)社)

Abstract:BZ34-3/5field is marginal field.The multiphase subsea pipeline of the field is difficult to perform initial startup due to the low temperature environment and high oil solidification point,and the risk of the crude oil solidification and subsea pipeline blockage appear easily during shutdown period in winter.In order to solve the problem, the flow assurance technology has been applied in BZ34-3/5field to simulate the subsea pipeline startup preheating,displacement,temperature drop after shutdown and other working conditions,and determine the flow assurance plan that well completion liquid is used for initial startup preheating of subsea pipeline and the bundled pipeline is adopted to displace the pipeline for re-startup after shutdown.Hence,it helps to avoid the risk of subsea pipeline blockage effectively and provides the technical support.In addition,it can reduce the costs in field development and operation.The successful application of flow assurance technology in BZ34-3/5has offered a good reference for other similar marginal fields and laid the foundation for the study of flow assurance technology for development of deep water fields.

Key words:marginal field development;subsea pipeline;flow assurance;startup preheating;restartup after shutdown

Application of flowassurance technology in BZ34-3/5 field development

Liu Ju’e Ni Hao
(Of f shore Oil Engineering Co.L td.,CNOOC, Tianjin,300451)

2009-06-30 改回日期:2009-12-30

劉菊娥,女,高級(jí)工程師,主要從事海洋工程設(shè)備設(shè)施設(shè)計(jì)與研究。地址:天津市塘沽區(qū)丹江路1078號(hào)166信箱(郵編: 300451)。電話:022-66908167。E-mail:lje@mail.cooec.com.cn。