鞠朋朋，武志坤，羅 彭，唐 敏，張 歡

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

1 前言

南海某項目水深1 500 m，采用水下生產系統(tǒng)和半潛平臺(SEMI)開發(fā)方案，天然氣在半潛平臺干燥脫水處理后外輸，凝析油脫水處理合格后儲存在半潛平臺定期外輸。水下生產系統(tǒng)共8 口生產井，井位布置分散，采用三個水下管匯(E1、E2、E3)和雙20.8 km 的12″海管(Flowline-1＆2)進行開發(fā)，A4H井、A5H 井回接E3 管匯，A2 井、A3H 井、A6 井回接E2 管匯，A7 井、A8 井回接E1 管匯;其中A2 井通過2.6 km 的8″軟管回接管匯，A4H 井通過2.2 km 的8″軟管回接管匯，A6 井通過4.4 km 的8″軟管回接管匯，具體開發(fā)示意圖如圖1。

圖1 南海某氣田水下生產系統(tǒng)開發(fā)示意圖Fig.1 Development diagram of underwater production system of a gas field in South China Sea

為了防止單井回接軟管安裝過程中進入海水，軟管需預充MEG 進行安裝，在水下采油樹開井時，需要優(yōu)化開井順序，降低預充MEG 及生產流體段塞流對SEMI 平臺段塞流捕集器的沖擊，避免造成設備液位高(LAHH)生產關斷;水下氣田通過半潛平臺臍帶纜注入MEG 防止海管內生產流體在輸送過程中生成水合物，優(yōu)化開井順序降低海管出液時間將有利于半潛平臺降低MEG 儲罐容積，從而減少儲罐重量和體積。文章將討論不同開井順序段塞流對下游流程的影響，提出合理的解決方案。

2 開井順序優(yōu)化方案

2.1 方案一，按照生產井距離從遠至近順序開井

在前期設計方案中，生產井按照距離SEMI 平臺從遠至近的順序開井，即A4H→A5H→A3H→A2→A6→A7→A8，SEMI 平臺設置段塞流捕集器用于緩沖水下生產系統(tǒng)產生的段塞流，其液出口排量為90 m3/h，緩沖容積為32 m3。開井過程中，海管出口累計出液量(ACCLIQ)、海管出口液體流量(QLT)、海管出口凝析油流量(QLTHL)、海管出口水流量(QLTWT)等參數(shù)曲線如圖2。

圖2 開井方案一:海管出口各參數(shù)變化Fig.2 Well opening plan Ⅰ:changes of parameters at the outlet of flowline

通過核算，在段塞流捕集器32 m3緩沖容積條件下，排液量需要增至165 m3/h 才可以滿足段塞流要求，海管出口10.4 h 出現(xiàn)液體，SEMI 平臺MEG儲罐體積要滿足該時間MEG 注入體積要求。

2.2 方案二，按照單井產量由高至低順序開井

在詳細設計階段優(yōu)化開井順序，按照單井配產由高至低順序開井，快速建立海管最小輸量，降低海管滯液量，使海管內液體盡量平穩(wěn)流出海管，減少液體段塞流對SEMI 平臺設備的沖擊。按照此原則，詳設階段優(yōu)化開井順序為:A2 →A7 →A6 →A8 →A5H→A4H→A3H，開井過程中，海管出口累計出液量(ACCLIQ)、海管出口液體流量(QLT)、海管出口凝析油流量(QLTHL)、海管出口水流量(QLTWT)等參數(shù)曲線如圖3 所示。

圖3 開井方案二:海管出口各參數(shù)變化Fig.3 Well opening plan Ⅱ:Changes of parameters at the outlet of flowline

通過核算，在段塞流捕集器32 m3緩沖容積條件下，排液量90 m3/h 可以滿足段塞流要求，海管出口9.2 h 出現(xiàn)液體，SEMI 平臺MEG 儲罐體積要求小于方案一。

通過圖2 與圖3 相比可以看出，對于方案二，海管出口液流量QLT 最大2 400 m3/d，遠小于方案一海管出口最大液量5 000 m3/d;海管平穩(wěn)運行前，對于方案二，海管內滯液量形成四個小型段塞(詳見圖3 標注)，對下游設備緩沖容積沖擊較小，而方案一則形成兩個較大液體段塞(詳見圖2 標注)，對下游設備緩沖容積要求高;因而優(yōu)化后的開井方案二對下游流程段塞流沖擊更小，更適合初始開井的操作要求。

3 結論

不同開井方案對下游流程的段塞流沖擊程度不同，按單井配產由高至低的順序開井，快速建立海管最小輸量，防止液體在海管內積聚，有利于降低海管出口段塞流體積，滿足平穩(wěn)開井的要求。