巴西水下分離系統設計技術進展

韓云峰，馬 強，安維崢，洪 毅，楊天宇

(中海油研究總院有限責任公司，北京 100028)

0 引 言

隨著世界范圍內海洋油氣田資源開發的不斷深入，水下生產系統憑借布置靈活、可靠性高、后期受自然災害影響小等特點而得到廣泛應用。作為水下生產系統中進行物流處理的關鍵設備，水下分離器在實現泥沙雜質過濾以及多相流相間分離中發揮著重要作用，在保障水下生產系統流動安全、提高油氣田采收率方面具有重要意義[1-4]。

水下分離器設計技術研究是后期進行分離器裝備研制的基礎，為建立完善的水下分離器設計技術體系，已有學者針對水下分離器的設計思路進行了討論，指出水深、油藏壓力、油藏溫度、油藏組分及安裝位置是影響水下分離器設計的主要因素[5]。基于以上設計條件，當前國際范圍內已研制的水下分離器類型包括重力分離器[6]、在線管道式分離器[7]和旋流式分離器等[8]。隨著水下分離器普遍應用于海洋油氣田開發，其分離技術與安裝方式的創新逐漸成為各大廠商的研究熱點，如已衍生出的靜電預聚結、管式分離技術[9]以及水下分離器的沉箱安裝方式[10]等。此外，為檢驗水下分離器的產品質量、保證水下分離器的運行安全，有學者開展了水下分離器測試技術[11]及遙控操作機器人(remote operated vehicle，ROV)檢測技術研究[12]。

近期，巴西國家石油公司依托Libra油田開發項目，擬采用一種先進的水下分離技術實現深海高壓環境下含氣油藏的氣液兩相分離與運輸。其中，氣相經增壓冷卻處理后回注至海底油氣儲集層，液相通過海底管道輸送至浮式生產單元(floating production unit，FPU)進行后續工藝處理(見圖1)。當前，已規劃出包括整體撬裝方案、三模塊方案、雙模塊方案A(含液相泵的重力分離站模塊和CO2增壓模塊)、雙模塊方案B(含液相泵的氣液旋柱分離站模塊和CO2增壓模塊)以及雙模塊方案C(高壓分離模塊和低壓分離模塊)在內的5種水下分離系統設計方案。本文從水下分離系統設計結構、水下分離器類型及兩相冷卻增壓方式等角度，對5種方案的設計思路進行了闡述。據此，分析了水下分離系統設計的整體思路與設計參數選取原則，并就深水水下分離系統的設計提供了建議。

圖1 巴西水下分離系統工藝流程示意圖

1 巴西Libra油田區塊簡介

Libra油田區塊位于巴西Santos盆地的超深水區域，由巴西國家石油公司的2-ANP-2A井發現，區塊面積為1 548 km2。油田水深為2 500 m，距 Rio de Janeiro海岸180 km。在該油田開發項目中，水下分離系統的設計水深為2 100 m，設計壓力為68.95 MPa，溫度范圍為-18～135℃。

2 巴西水下分離系統設計方案

2.1 整體撬裝方案

在整體撬裝方案中，水下分離系統設計采用“整體模塊化”的思想，即水下分離器與其他模塊及模塊間的管路連接均集成在一個流體基座上。安裝于流體基座上的配件僅包括無須任何維護的ROV操作隔離閥、連機器轂座等。

該水下分離系統包括 1個水下分離器、2個包含水下控制模塊的入口模塊、4個CO2泵模塊、2個冷卻器模塊、2個液烴泵模塊以及 1個吸力樁，其中，水下分離器位于流體基座的中心區域。其他模塊排布在分離器模塊四周(見圖2)，所有模塊均為獨立可回收式。該布局可使流體基座上的管線布局更簡單，飛線連接更靈活，其設計特點可具體描述如下：

圖2 整體撬裝方案提出的水下分離系統組成結構

(1) 入口模塊、液烴泵模塊、冷卻器模塊與分離器模塊均置于流體基座的水平頂層。流體基座具備傾斜和俯仰自調節能力，方便模塊間的連接。

(2) 流體基座集成的ROV操作隔離閥在模塊回收操作過程中保持關閉。

(3) 模塊和流體基座之間的管道連接通過垂直連接器實現，符合安裝與回收操作期間模塊運動的垂直路徑。

(4) 模塊間的連接通過水平連接器實現。

(5) 采用單吸力樁支撐流體基座及其上方安裝的所有模塊。整體撬裝方案提出的水下分離系統尺寸為20.9 m×18.9 m×32.64 m，總重量為1 317 t。

整體撬裝方案提出的水下分離系統可同時處理2口井的物流。物流進入水下分離系統后，利用立式管道分離器(8根管道，單管尺寸：直徑為0.559 m，長度為17.5 m)進行氣液分離，而后氣液兩相分別進入增壓模塊。氣相經兩級冷卻(冷卻后溫度為40℃)、兩級增壓，壓力達到61.8 MPa后注入地下；液相經一級增壓，壓力達到27.1 MPa后輸送到FPU進行后續工藝處理。經該系統處理后，輸送至FPU的氣油比(gas to oil ratio，GOR)范圍為77～161。

2.2 三模塊方案

三模塊方案設計的水下分離系統組成結構如圖3所示，包括1個水下分離站，1個致密氣相泵站以及1個液相泵站。其中，水下分離站包括入口模塊、出口模塊和再循環模塊；致密氣相泵站包括冷卻模塊、致密氣相泵模塊、再循環模塊和出口模塊；液相泵站主要包括液相泵和再循環模塊。

該水下分離系統的設計參數如下：尺寸為16 m×13 m×10 m，最大干重為260 t。三模塊方案所設計的水下分離系統可處理1口井的物流，其處理流程：物流進入水下分離系統后，利用重力分離器(直徑為1.7 m，長度為13.15 m)進行氣液分離(分離壓力為21 MPa)，而后氣液兩相分別進入增壓模塊。氣相經一級冷卻(冷卻后溫度為30℃)、兩級增壓，壓力達到59 MPa后注入地下；液相經一級增壓，壓力達到30 MPa后輸送到FPU做進一步處理。經該系統處理后，輸送至FPU的氣油比GOR范圍為136～176。

2.3 雙模塊方案A(含液相泵的重力分離站模塊和CO2增壓模塊)

雙模塊方案A所設計的水下分離系統包括水下分離撬、CO2增壓回注撬和液相泵撬。其中，水下分離撬主要由2臺臥式重力分離器(直徑為2 m，長度為12 m)和1臺立式聚結分離器(直徑為1.75 m，長度為3 m)組成。為實現水下分離器液位的快速調節、節約安裝空間，液相泵撬被集成在水下分離撬內。圖4(a)和圖4(b)分別給出了水下分離撬和CO2增壓回注撬的組成結構。其中，水下分離撬尺寸為15 m×15 m×9.1 m，CO2增壓回注撬尺寸為18.21 m×15.01 m×10.42 m。

(a)

(a)

該系統可處理2口井的物流。物流進入水下分離系統后，利用2臺臥式重力分離器和1臺立式聚結分離器進行氣液分離，而后氣液兩相分別進入增壓模塊。氣相經兩級冷卻(冷卻后溫度為40℃)、兩級增壓后，壓力達到62 MPa后注入地下；液相經一級增壓，壓力達到29 MPa后輸送到FPU做進一步處理。經該系統處理后，輸送至FPU的氣油比范圍為103～162。

2.4 雙模塊方案B(含液相泵的氣液旋流分離站模塊和CO2增壓模塊)

圖5所示為雙模塊方案B所提出的水下分離系統組成結構，其由2個流體處理模塊組成。流體模塊1主要包括氣液旋柱式分離器(直徑為0.914 m，長度為3.57 m)以及液相增壓泵模塊(直徑為1.1 m，長度為0.38 m)，流體模塊2為氣相冷卻及增壓模塊。流體模塊1尺寸為15.7 m×11 m×9.6 m，重量約為300 t；流體模塊2尺寸為21.4 m×12.2 m×5.8 m，重量約為448 t。

圖5 雙模塊方案B提出的水下分離系統結構

該系統的物流處理流程：3口井的物流進入水下分離系統后，利用氣液旋柱式分離器進行氣液分離(分離壓力為15 MPa)，而后氣液兩相進入增壓模塊。氣相經兩級冷卻(冷卻后溫度為32℃)、兩級增壓后，壓力達到62 MPa后注入地下；液相經一級增壓，壓力達到28 MPa后輸送到FPU做進一步處理。經該系統處理后，輸送至FPU的氣油比范圍為128～192。

2.5 雙模塊方案C(高壓分離模塊和低壓分離模塊)

基于分離壓力的差異，雙模塊方案C分別提出了高壓和低壓條件下兩類可回收式的水下分離系統。圖6(a)和圖6(b)分別給出了兩類水下分離系統的結構。高壓分離系統主要包括水下分離器、冷卻模塊及增壓模塊等；與高壓分離系統相比，低壓分離系統增加了1個冷卻模塊和2個CO2增壓模塊。其中，高壓分離系統尺寸為18.2 m×19.1 m×10.2 m，重量為393 t；低壓分離系統尺寸為18.3 m×19.7 m×12.1 m，重量為589 t。

(a)

雙模塊方案C提出的高壓分離方案：2口井的物流進入水下分離系統后，利用臥式重力式分離器(直徑為2 m，長度為16 m)進行氣液分離(分離壓力為25 MPa)，而后氣液兩相進入增壓模塊。氣相經兩級冷卻(30℃)、一級增壓后，壓力達到57.9 MPa后注入地下；液相直接輸送到FPU做進一步處理。低壓方案：2口井的物流進入水下分離系統后，利用立式緊湊旋流分離器(直徑為0.305 m，長度為3 m)和立式分離器(直徑為2 m，長度為5.6 m)進行氣液分離(分離壓力為18 MPa)，而后氣液兩相進入增壓模塊。氣相經三級冷卻(冷卻后溫度為40℃)、兩級增壓后，壓力達到61.8 MPa后注入地下；液相經一級增壓，壓力達到27.1 MPa后輸送到FPU做進一步處理。經該系統處理后，高壓系統輸送至FPU的氣油比范圍為153～257，低壓系統氣油比范圍為119～161。

3 水下分離系統設計特點分析

3.1 水下分離系統整體設計思路分析

通過闡述上述5種水下分離系統設計方案，可以看出，為方便水下分離系統組成部件的安裝與回收，巴西深水油氣資源開發已采用“模塊化”的設計思想。設計出的水下分離系統主要由水下分離器、氣相泵撬(氣相增壓和冷卻模塊)和液相泵撬(液相增壓模塊)組成。井口物流首先經過水下分離器實現氣相和液相的分離；而后，氣相和液相進入各相泵撬分別進行處理。其中，氣相經冷卻、增壓模塊處理后回注地下，液相經增壓模塊處理后上輸至海上油氣儲集外輸設施。

該設計思想的優點：通過將油藏中的氣相回注地下，可顯著減小海底管道尺寸，大大降低了深水條件下液相上輸至水上浮式生產單元的成本；而且，由于水下分離器安裝于泥面，采用長度較短的海底管線即可實現氣相回注，簡單易行。此外，采用氣相回注地下的方案可降低油氣水三相遠距離混輸過程中形成水合物堵塞管道的風險，保障了管道內物流的流動安全。

值得注意的是，由于氣相和液汀均需增壓處理，因此須在氣相和液相泵撬中分別安裝增壓模塊及相應管線、電力線配件，使水下分離系統的占地面積增大，其制造、安裝及運維費用相對較高。為優化水下分離系統投資成本，須在前期設計階段做好方案的比選工作。下文將從水下分離系統的撬裝集成方式、水下分離器選型等角度，對深海水下分離系統設計需考慮的因素進行分析。

3.2 水下分離系統設計參數分析

為更清晰地闡述5種水下分離系統的設計特點，通過梳理各個方案在占地尺寸、重量、水下分離器類型等方面的特性參數，繪制成如表1所示的比較結果，得出結論如下：

表1 水下分離系統設計方案對比

(1) 整體撬裝方案將入口模塊、CO2泵模塊、冷卻器模塊以及液烴泵模塊集中安裝在同一流體基座上，結構最為緊湊；此外，在入口模塊中加裝水下控制模塊可實現與水下分離系統的快速通信，并可在短時間內執行水下分離系統內的閥門動作。最后，經該方案處理后，上輸至FPU的物流氣油比最低，在一定程度上保證了原油資源的開采質量。但是，該方案設計的水下分離系統高度值與重量值均最大，導致其運輸及安裝成本較高。另外，高度值的增加提高了其受漁業和海洋生物活動影響的概率，亦給水下分離系統的后期防護工作帶來了較大困難。

(2) 三模塊方案設計的水下分離系統的重量最輕，尺寸也相對較小，易于安裝且布置靈活。但是，由于水下分離站與液相泵站均為獨立安裝，未集成在一個撬裝結構內，會造成水下分離站液位調節的延遲。

(3) 雙模塊方案A將液相泵模塊嵌入水下分離撬內，與三模塊方案相比，液相泵與水下分離器的距離較近，根據液相泵模塊中流量的變化可實現水下分離器液位的快速調節。但需要注意的是，該方案所用的水下分離器為重力分離器。重力分離器的工作原理為基于氣液兩相的密度差異，以實現氣相與液相的分離，是一種靜態的分離方式。隨著水深的增加，水下分離器殼體承受的外壓[5]逐漸增大。為抵抗逐漸上升的外部水壓，只能增加水下分離器壁厚，這將給水下分離器的設計及加工制造帶來極大難度。根據當前國際工程項目經驗，重力分離器的最大應用水深為1 000 m左右。如前文所述，巴西Libra油田的水深為2 500 m，采用重力分離器將存在一定的應用風險。

(4) 雙模塊方案B的“模塊化”思路與雙模塊方案A類似，即將水下分離器和液相增壓模塊集成在一個撬塊內，可實現水下分離器液位的快速調節。與雙模塊方案A不同的是，雙模塊方案B采用的水下分離器為氣液旋柱式分離器。該水下分離器應用了一種氣液兩相離心分離的方式，可在分離器內部形成一定動壓，能夠補償深水條件下水下分離器殼體所承受的外壓，與重力分離器相比，更適用于深水條件下的高壓環境，可滿足巴西Libra油田的開發需求。

(5) 雙模塊方案C根據分離壓力的差異，分別設計了適用于高壓和低壓條件下的兩套水下分離系統。油田開發前期的分離壓力較高，可采用高壓分離器系統。該系統僅需1套冷卻模塊、1臺致密氣相泵且不需要液相增壓裝置，設備數量少，系統構造簡單、可靠性高；當油田進入開發后期、分離壓力較低時，可采用低壓分離系統，提高油田產量。與前4種方案相比，雙模塊方案C雖然分別給出了高壓與低壓條件下水下分離系統的設計思路，但兩套水下分離系統的開發極大地增加了設備的制造、安裝及運維成本，不利于油氣田項目開發的經濟性。

綜上所述，雙模塊方案B有利于實現水下分離器的液位快速調節，水下分離器的選型也更合理；此外，其設計的水下分離系統尺寸較小、重量較輕，易于安裝維護。據此，本文推薦雙模塊方案B作為進行巴西Libra油田區塊開發的最佳水下分離方案。

4 結 語

為了解深海條件下水下分離系統的設計技術現狀，本文以巴西Libra區塊油田開發為背景，闡述了5種水下分離系統的設計方案，并對比分析了不同方案之間設計思路的差異，得出如下結論：

(1) “氣相回注、液相外輸”的方式可顯著減小用于深海回接的海底管道尺寸，同時避免了油氣水三相遠距離混輸所引起的水合物生成與管道堵塞的風險，保證了油田開發的經濟性與安全性。

(2) 針對巴西Libra區塊開發項目的氣液兩相分離，采用三模塊方案會導致水下分離器液位調節具有延遲性，采用整體撬裝方案會極大增加設備尺寸與重量。因此，建議采用將液相泵和水下分離器集成在一個撬塊、氣相冷卻增壓裝置集成在另一個撬塊的雙模塊方案，可在實現水下分離器液位快速調節的同時，大大減小水下分離系統的重量及尺寸，節省運輸與安裝維護成本。

(3) 與重力分離器相比，采用離心分離方式的氣液旋柱式分離器及立式管道分離器具備更強的深海外壓承受能力，在深海油氣田開發項目中具有更廣闊的應用前景。