水下增壓泵在陸豐22-1油田的應用研究

劉飛龍 陳文峰 曾樹兵 李 偉 邢天健

海洋石油工程股份有限公司, 天津 300451

0 前言

隨著經濟高速發展,國內油氣需求不斷上升,中國成為全球最大油氣進口國,為了擺脫對進口油氣的依賴,保障國家能源安全,中國加大了海上油氣田的開發。中國海洋油氣資源十分豐富,但總體勘探開發程度相對較低,主要集中在成熟區和淺水區,邊際油氣田和深水油氣田將是未來油氣產量的重要來源。一方面邊際油氣田規模小、經濟效益差,一般通過回接現有設施進行開發以提高經濟性;另一方面采用水下井口開發的深水油氣田隨著開采時間增長,油氣藏衰竭,井口壓力降低、含水率增大、深水立管嚴重段塞流等問題出現,使得流體不能正常輸送至平臺進行處理,降低了油氣田經濟效益[1-3]。

水下增壓技術作為海上油氣開發核心技術之一,旨在有效地開發邊際油氣田和深水油氣田,國外石油公司在這方面投入了大量的時間進行研發水下增壓泵。水下增壓泵按工作原理劃分主要有螺旋軸流泵、雙螺桿泵兩類[4-5]。采用水下增壓可提高油氣田的采收率、增強海上安全性、減少海上排放和安裝成本。本文應用多相流動態模擬OLGA軟件建立陸豐22-1油田從水下井口至平臺的流體輸送模型,模擬不同產量以及海管清管工況下水下增壓泵的運行參數,用于指導油田開發的流動安全。

1 水下增壓泵技術

1.1 水下增壓泵技術發展

根據輸送流體含氣量的不同,水下增壓設備又具體分為水下增壓泵和水下壓縮機,國外某廠家根據氣體體積分數和增壓差對水下增壓產品的分類,產品包括水下單相泵、水下多相泵和水下濕氣壓縮機,見圖1。水下單相泵對含氣量有限制,通常用于氣體體積分數<10%流體;水下多相泵適用于含氣量較高的流體,無須進行氣液分離就可以直接對多相流進行增壓,最大體積含氣量可到達95%;水下濕氣壓縮機適用于對處理量和增壓要求不太高的油氣田[[6-9]。

圖1 水下增壓產品分類圖

水下增壓泵技術作為成熟技術已在深水油氣田開發中得到了廣泛應用,最早可追溯到1993年殼牌公司在Draugen油田第一次使用螺旋軸流水下多相增壓泵。全球已安裝超過100套的水下增壓泵,涉及水深145～2 287 m,泵排量為310～9 030 m3/h,最遠回接距離27 km,最大增壓為27.6 MPa[10-15]。

水下增壓泵由最初的水力驅動逐漸發展為電機驅動,1997年挪威國家石油公司(Statoil)在中國陸豐油田首次應用電機驅動水下增壓泵[16]。電機驅動水下增壓泵安裝在鉆井中心附近,直接向井流增加能量,以降低井口壓力并增加管道輸送壓力,將流體輸送至平臺,加速生產和提高海上油氣田采收率。此外,增加管道運行壓力可減弱深水油氣田的嚴重段塞流問題,深水油氣田的典型水下增壓泵輸送系統[17],見圖2。

受氣液比波動大、長距離供電技術和水下控制技術等因素的影響,水下增壓泵目前僅應用于陸豐油田中,在中國并未大規模使用。隨著國內水下油氣設備技術能力的提升,預計水下增壓泵將在荔灣3-1和陵水17-2項目中得到應用。

1.2 水下增壓泵系統組成

水下增壓泵系統由泵模塊、電源、控制系統、臍帶纜、液壓和隔離液單元以及安裝工具等組成[18-19],見圖3。

a)泵模塊

泵模塊包含泵、電機、工藝管道和隔離閥,以及用于閥操作的控制箱,對于長距離的回接油氣田,泵模塊還包括降壓變壓器。電機置于密閉的筒內,里面充滿隔離液,通過聯軸器直接驅動泵。隔離液壓力高于外部海水壓力和工藝流體壓力,通常比流體壓力高1 MPa[20],除了壓力屏障,隔離液還為軸承和機械密封提供潤滑,以及電機的冷卻,產生的熱量通過冷卻系統傳遞到周圍海水中。臍帶纜將水下增壓泵和平臺聯系起來,為泵提供液壓油、隔離液、電源、通訊和控制等,電源和控制系統通常安裝在獨立的電源和控制模塊中,包括變頻器、泵控制系統和隔離液供應單元。

2 水下增壓泵應用

2.1 水下工藝流程

陸豐22-1油田位于中國南海,平均水深330 m,于1997年投產,是當時亞洲水深最深的海上油氣田。開發后期,受設施老化、產量遞減等影響,油田經濟生產能力逐漸下降,2011年原有舊井口棄置。2019年,陸豐22-1油田經重新評估油田可采儲量和商業價值,決定進行二次開發,沿用之前的水下生產系統開發模式。

陸豐22-1油田二次開發有4口水下井,流體中氣體體積分數<10%,含水率44.4%～98.7%,原油凝點43.3 ℃,水下工藝流程包括水下采油樹、水下管匯、水下增壓泵、雙海管等,見圖4。水下增壓泵入口管線連接4口水下井的出油管線,出口管線分2個支路連接海管,各水下井口物流匯集于入口管線進入水下增壓泵,流體經水下增壓泵增壓后進入2條雙層保溫海管輸送至“海基一號”平臺進行處理,雙海管通過清管支路形成回路,便于不停產清管,平臺通過臍帶纜為水下增壓泵提供電力、液壓、隔離液以及通訊控制。

圖4 陸豐22-1油田水下工藝流程圖

2.2 水下增壓泵操作與控制

陸豐22-1油田水下增壓泵為單相泵,其設計參數見表1。水下增壓泵的啟閉支持自動控制和手動控制。泵控制單元是獨立的控制系統,目的是監測和控制水下增壓泵和控制閥門。通過糾正措施防止水下增壓泵在不利條件下運行,若未能將工作點保持在工作范圍內,則會發出警報,一旦報警值達到關斷值,防護裝置將自動關閉水下增壓泵。

表1 水下增壓泵設計參數表

水下增壓泵由變速驅動器和水下最小流量閥控制,變速驅動器控制泵的轉速,最小流量閥控制泵的循環流量。通過入口和出口壓差信號輸送至變速驅動器控制水下增壓泵電機轉速從而維持泵的壓差,通過泵出口流量計控制回流角閥開度確保泵流量不低于最小流量。泵壓差是泵速度、流量和流體密度的函數,泵的工作范圍由7個約束條件確定:最低運行轉速、最大運行轉速、最大壓差、最大軸功率、最小流量、最大流量、最高運行溫度。水下增壓泵的變速控制和最小流量控制可以確保其最佳運行條件,具有高度的操作靈活性,為了延長使用壽命,泵宜在最佳工作范圍內運行。

2.3 海管輸送策略

陸豐22-1油田設計生產周期內產液量變化較大,2022年12月至2023年2月輸液量較低,后期產水量大。根據輸液量的不同,考慮原油凝點和水下增壓泵工作點等因素,確定海管的運行方式。陸豐22-1油田典型月份單海管/雙海管運行的水力、熱力計算結果見表2。

表2 典型月份水力、熱力計算結果表

從表2可以看出,采用單海管運行時海管出口溫度比雙海管運行時海管出口溫度要高,這是由于雙海管運行將水下井口的流體分配給了2條海管,降低了流體在海管內的流速,增加了流體在海管內的運行時間,從而導致雙海管運行溫降比單海管運行溫降要高,但無論單海管輸送還是雙海管輸送,海管出口溫度均高于原油凝點43.3 ℃。另外,由于雙海管運行流速比單海管運行流速要低,導致管道沿程壓降相比單海管運行也低,從表2可以看出,2022年12月至2023年2月單海管運行泵增壓比雙海管運行泵增壓高。

將典型月份水下增壓泵的工作點在泵工作曲線包絡圖中表示出來,見圖5。從圖5可以看出,油田產液量<300 m3/h,采用單海管輸送時水下增壓泵運行狀態處于最佳運行區域外;而采用雙海管輸送時,所有月份泵運行狀態均處于最佳運行區域內。因此,為了有效保護泵,考慮將油田海管輸送方式設計為雙海管輸送,盡量避免單海管運行,防止水下增壓泵工作點超出最佳運行區域。

圖5 水下增壓泵工作曲線包絡圖

2.4 海管清管策略

按照中國海油海底管道管理規定,混輸海管每年清管次數不應少于4次。陸豐22-1油田通過雙海管回接至平臺形成清管回路,在平臺上采用生產水推動清管球進入一條海管,清管球在水下管匯通過清管回路進入另一條海管,最終在平臺接收清管球,生產水推球流量為200 m3/h。由于水下增壓泵最大增壓為6 MPa,受泵排壓能力限制,需限產在線清管。

選取最大產液量工況進行在線清管分析,結果見圖6～7。

圖6 在線清管泵排量和泵增壓曲線圖

圖7 在線清管水下管匯壓力和清管球速度曲線圖

從圖6～7可以看出,清管球自平臺采用流量為 200 m3/h 生產水發射出去進入海管A后,水下井口產量需減產至420 m3/h,可確保水下增壓泵增壓低于6 MPa,清管球流速為0.8 m/s,水下管匯處壓力為7.5 MPa,海管A清管時間約7.4 h;當清管球進入海管B時,平臺生產水停止注入海管,采用水下井口流體推動清管球繼續對海管B清管,水下井口產量約 660 m3/h,水下增壓泵增壓約3.7 MPa,清管球流速為1.5 m/s,水下管匯處壓力為5.2 MPa,海管B清管時間約4 h,在線限產清管總時間約11.4 h,相比于停產清管,每次清管增加產量約5 750 m3,按全年4次清管頻次計算,全年累計增加產量至少23 000 m3。

3 結論和建議

1)水下增壓泵作為水下工藝處理的關鍵設備,將水下增壓泵放置在環境溫度較低的海底,具有冷卻高效和運行溫度穩定的優勢,為邊際油氣田和深水油氣田長距離回接提供了解決方案,提高了油氣田的采收率和經濟性。受益于水下增壓泵的技術優勢,陸豐22-1油田二次開發得以順利實施,為確保水下增壓泵在最佳運行區域內,建議采用雙海管輸送策略。

2)海底管道清管目的是通過清除管道中沉積物來改善和保持管道內部表面的清潔。陸豐22-1油田雙海管形成清管回路,可實現不停產清管,但是為了避免清管作業過程中超過水下增壓泵的設計能力,需進行限產清管,同時在線清管作業時,應實時關注水下管匯處壓力,一旦壓力發生突增,監測海管出口的流量是否有重大變化,結合壓力和流量的變化判定清管球是否卡住。

3)水下增壓泵技術趨于成熟,并向高壓差、超深水邁進,其核心被國外公司所壟斷,而國內還處于研究初期。建議國內石油設備廠商與石油公司采用工業聯合項目形式對水下增壓泵進行攻關研究,突破國外技術封鎖,實現水下增壓泵國產化,對海洋油氣行業發展具有重大意義。