渤海邊際油田無人平臺海管置換技術進展

萬宇飛 劉春雨 黃 巖 路 平 王越淇

中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

邊際油田由于儲量規模小、經濟效益差而積極尋求降低投資的開發模式和技術。“十五”以來,渤海邊際油田進入了開發快車道,完成13個儲量規模小于500×104m3的邊際油田開發,建成產能169×104m3。近年來,在一系列技術的助推下[1],邊際油田的開發進程不斷加速。探索出簡易化油氣處理工藝[2-3]、緊湊式設備設施、智能化遠程操控、多類別海管結構和集約式供電方案等,降低平臺重量和面積,簡化平臺結構形式。目前,渤海簡易化平臺均為無人駐守,以下簡稱無人平臺[4]。但在降低油田開發投資,提高油田開發經濟效益的同時,也給油田開發生產帶來難題,特別是在緊急情況下(如火災、關斷等),如何在第一時間安全可靠的處置[5-6],直接關系到人身安全和油田的可持續發展。

海管作為海上油氣田開發生產生命線,一般占邊際油田工程投資50%左右,若平臺發生緊急情況,需盡快將管內油氣置換出來[7]。對于常規有人平臺,平臺出現緊急情況時,平臺上工作人員可在第一時間啟動置換作業流程,實現及時置換。而無人平臺缺乏相應條件,難以及時置換管內油氣而發生凝管事故[8]。因此,對于邊際油田開發,無人平臺發生緊急情況時海管置換方案至關重要[9]。經過多年發展,已形成正向置換、反向置換和循環置換三大類六種形式的海管置換方案,可滿足渤海油田今后各類邊際油田開發建設的需求。

1 正向置換方案

1.1 駁船供水置換方案

當新開發邊際油田與周邊已建有人平臺距離較近時,在緊急情況下,附近平臺工作人員接到關斷警示后,立即調度附近駁船，當工作人員抵達無人平臺,通過平臺登臨裝置(一般為“固定直梯+中轉平臺+固定鋼制懸直梯+鋁質掛梯”形式)登臨平臺,利用軟管和快速接頭將駁船中淡水或生產水泵入海管,啟動置換作業,見圖1。這種駁船供水置換方案無需在無人平臺上設置置換泵等設施,一定程度上可降低油田開發投資,但存在由于大風、大浪等原因導致無法順利登陸平臺的風險,且整個置換準備周期較長[10]。對于易凝[11-12]或高黏[13]油氣海管來說,由于安全停輸時間較短，難以適應較長時間的置換要求，所以該方案一般僅用于距離周邊油田較近、安全停輸時間較長(原油凝點較低)、環境條件較好的場合。

渤中34-3油田、渤中34-5油田[14]和南堡35-2南-1油田在開發研究階段均提出駁船供水置換方案,但在后續設計階段考慮到存在人員無法及時登臨平臺的風險,而改為其他置換方案。

1.2 海水/柴油置換方案

海水/柴油置換方案在駁船供水置換方案基礎上進一步演化而來,充分利用平臺資源實現置換需求,主要用于依托平臺距離較遠,待開發油田無注水需求和混輸海管無摻水需求的場合,見圖2。通過在無人平臺上設置電控液動或電動閥門,可實現遠程啟閉和切換置換流程,無需工作人員登臨平臺,降低登臨和凝管風險。

1.2.1 海水置換方案

海上平臺一般均設置海水系統,即海水提升泵等設施,用作消防水源和平臺沖洗。借助設置的海水提升泵,從海里抽取一定水,并在置換泵的增壓下,泵入海管,置換管內油氣。但由于海水腐蝕性強,縮減海管壽命，因此往往需在平臺上注入一定劑量的緩蝕劑和防垢劑。由于該方案在平臺上需增設的設備較少、海水易獲取且腐蝕可控,海水置換在渤海油田應用較多。如岐口17-2東高點油田生產的原油凝點高于環境溫度,需要在平臺關斷后第一時間內完成海水置換,冬季海水溫度較低,借助設置的生產加熱器(計劃置換)或計量加熱器(應急置換)將海水加熱至40 ℃后泵入海管實現快速置換,整個過程在距離該無人平臺2.8 km的有人平臺上遠程操控實現。曹妃甸18-1油田在應急關斷后,先往海管內泵入少量的柴油頭(平臺上設置的加熱器功率較小,不能預熱海水至要求溫度),隔離原油和溫度較低的海水,再泵入海水完成置換。

1.2.2 柴油置換方案

柴油置換主要是利用平臺上設置的柴油及井筒防凝用的壓井泵,在需要置換的第一時間啟動壓井泵,將柴油罐內柴油打入海管,完成置換作業。該方案不需增加任何設施，可進一步簡化平臺規模。但由于海上簡易平臺或無人平臺設置的柴油罐容積有限(20 m3左右),以及壓井泵排量較小(10～15 m3/h),置換時間相對較長。因此,此方案僅用于海管管容較小(距離較短或海管管徑較小)的場合。相比于海水置換,其整個置換流程更加簡易,且柴油與原油摻混后可降低原油凝點,減小界面處較低溫度引起的凝固風險。如渤中34-6/7油田距離已建BZ35-2CEPA至KL3-2CEPA混輸海管的三通處僅0.9 km,管容11 m3，在油田中心平臺上接到關斷指令后,遠程啟動壓井泵及相關電動液控閥門,將柴油罐內柴油泵入海管完成置換作業。

2 反向置換方案

反向置換方案是指置換流體流動方向與正常生產階段的物流流動方向相反的一種方法,主要是為了進一步縮減無人平臺上設備，縮小平臺規模。當平臺關斷,海管停輸后,在有人平臺的海底管道出口上利用配置的增壓設施,如注水泵、外輸泵、置換泵等,將生產水或水源井水(水溫往往較高)等水源直接從海管出口泵入海管,反向流動。置換出的物流進入無人平臺的井筒內儲存,見圖3。反向置換方案主要依托平臺上的設施和水源,無人平臺無需設置相關設備或接口,但往往受井筒空間及油品性質的制約,需充分論證,全面研究確保井筒儲存的可靠性。當管容較小,井筒具有存儲置換的流體空間時,可以將海管置換與井筒防凝一體化考慮,即反向置換結束前,在有人平臺上泵入一定的柴油取代置換水源,一同進入井筒直至井下安全閥以下一定位置。

圖3 反向置換方案示意圖Fig.3 Reverse displacement

3 循環置換方案

渤海油田目前主要以依托式開發為主,新開發油田通過1條混輸海管接入依托已建平臺,處理合格的生產水再通過1條輸水海管輸送至新建無人平臺(或水下生產系統)用于注水開發或摻水輸送。循環置換方案即充分利用這些海管,完成置換作業,見圖4。

圖4 循環置換方案示意圖Fig.4 Recycle displacement

3.1 (同徑)循環置換方案

對于注水開發的無人平臺(或水下生產系統),注水泵一般設置在依托平臺上,通過高壓注水海管輸送至無人平臺(或水下生產系統)后直接回注地層。當緊急情況發生時,通過遠程控制閥門啟閉,將注水海管出口連接混輸海管入口,并在節流閥的作用下(注水壓力一般在10 MPa以上),降壓以滿足置換壓力的需要。這種置換方式在渤海油田應用最廣泛。

為了進一步降低平臺規模、減小人員登臨平臺頻率,將注水海管與混輸海管管徑保持相同,以實現循環清管和循環置換。如此,新建無人平臺(或水下生產系統)上無需設置收發球裝置,但需要提高混輸海管的設計壓力[15],一般與高壓注水海管設計壓力一致。據統計,渤海邊際油田開發的海管配置多為8″(1″=25.4 mm)混輸海管和6″注水海管,為保持同規格,注水海管往往需要增大2″,基本不影響敷設資源。即注水海管增加的投資為鋼材成本,不會大幅增大工程投資。如渤中3-2西油田分別新建1條8″雙層保溫混輸海管和1條8″單層保溫注水海管,注水海管溫降較小,可用于混輸海管的預熱啟動、摻水輸送、循環清管和置換作業,降低人員登臨平臺的頻率。另外,當水下生產系統用于衰竭式油田開發時,可參考南海深水荔灣3-1油氣田置換方式[16-17],通過新建2條并行的同徑混輸海管,實現循環預熱、置換和清管等。

3.2 子母管循環置換方案

對于易凝或大氣液比物流的衰竭式邊際油田,往往需要設置1條小管徑的輸水海管,為了最大程度降低敷設成本,將混輸管線(母管)和小管徑輸水海管(子管,也可用作輸送化學藥劑)捆綁一同敷設,稱為子母管型式[18]。子母管循環置換方案相比于同徑循環置換方案,主要在于油田開發模式的不同。衰竭開發的邊際油田無新建注水海管。但多數工況下,由于管道內熱容量小或油品處于反相點附近黏度大,需要摻入一定的水量以提高系統熱容量或降低黏度[19],實現海管的安全輸送。為降低工程開發投資,多采用子母管循環置換方案。當緊急情況發生時,提高依托平臺輸水泵壓力和輸量,輸送的水源經由子管輸送至混輸母管內,實現母管置換。由于無人平臺上無需任何操作,整個置換過程基本可以在依托平臺上實現,整個置換的準備時間較短[20],可在第一時間實施置換作業。但由于子管規格一般為2″,輸送的水量有限,當母管管徑較大或距離較遠時,整個置換周期較長,需要評估母管中油品的安全停輸時間[21]。如南堡35-2南-1油田為衰竭式開發,由于生產物流中氣油比(77)和原油凝點(30 ℃)較高,在油田開發的前幾年需要摻入一定量的水,提高管內熱容量,保障海管的安全運行,為此,新建1條2″輸水海管與1條6″混輸海管,捆綁后一體敷設。

4 置換方案對比及適用場合

各置換方案均在一定的歷史條件和背景下被提出,并一步步被論證和實施,表1列舉了渤海各邊際油田無人平臺的海管置換方案和關鍵參數。各方案具備一定的適應條件和應用場合。

1)正向置換方案中,駁船供水置換無需在平臺上增設任何設施,但受限于海況和與附近有人平臺之間距離；海水置換方案工藝簡單,但往往需要在平臺上配置相應化學藥劑,對于衰竭開發且無其他水源可用的情況下,不失為一種適宜方案；柴油置換方案相比于前兩者,更具可靠性,不會因置換界面低溫帶來凝固,也不會帶來海管內腐蝕,但往往受限于平臺上的柴油罐容,因此多用于管容較小的場合。

2)反向置換方案無需在無人平臺上增設任何設施,可進一步減小平臺面積,但受到井筒空間和油品性質的制約。在條件允許情況下,可將海管置換和井筒防凝一體化考慮。

3)循環置換方案在渤海邊際油田開發中應用最廣泛,主要是用于注水開發的邊際油田中。根據渤海邊際油田海管應用情況,可在不大幅增加投資情況下,擴大輸水海管規格,實現置換、預熱和清管的一體化,減少人員登臨平臺的頻率。也可縮小輸水海管規格,捆綁敷設,一體化施工,降低工程投資,一般應用于有摻水輸送需求或化學藥劑循環輸送需求場合。

4)循環置換方案主要用于注水式開發或氣油比較大的衰竭式開發的邊際油田,正向置換方案和反向置換方案主要用于氣油比不高的衰竭式邊際油田開發。

5)正向置換方案和反向置換方案主要依托已有設施,盡可能利用可用資源,降低無人駐守平臺的規模。當然,在實際工程中,應結合油田周圍可依托設施情況、無人平臺工藝方案、油氣物性、海管長度等情況,從操作便利性、經濟性和技術成熟度進行綜合對比,方可確定最佳的置換方案。

表1 渤海邊際油田無人平臺置換方案對比表

5 結論

油氣田開發無人化、少人化已成為發展趨勢,特別是邊際小型油氣田的開發,一方面可以大幅降低投資,提升開發效益;另一方面順應時代發展需要,減少人員操作風險。油氣海管置換技術作為海底管道流動安全保障關鍵技術之一,直接影響海管的安全生產運行。邊際油田由于經濟性差無法實現高規格配置,盡可能縮小平臺規模,實現無人化、簡易化的同時,也給油氣海管置換帶來挑戰。

經過近年來的不斷發展和技術創新,渤海油田已形成正向置換、反向置換和循環置換三大類六種不同形式且可靠度的海管置換方案,各方案具有一定的適應條件和應用場合。

1)置換方案的制定首先需要考慮無人平臺或依托平臺可利用的資源,盡可能降低平臺配置。

2)循環置換方案在渤海邊際油田中應用最廣泛,主要用于注水或大氣油比的衰竭式油氣田開發。增大輸水海管管徑,可實現一體化置換、清管和預熱。縮小輸水海管管徑一體化敷設,可降低工程投資。

3)正向置換方案和反向置換方案主要用于氣油比不高的衰竭式邊際油田開發。

4)形成的置換方案總體上可滿足渤海邊際油田無人平臺的海管置換,在一定程度上保障了渤海邊際油田的安全運行,推動了渤海邊際油田的有效開發。