流動保障技術在BZ34-3/5油氣田開發中的應用

劉菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

流動保障技術在BZ34-3/5油氣田開發中的應用

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,由于所處海域環境溫度較低而所產原油凝固點較高,混輸管道初次啟動難,且在冬季停輸情況下管內原油容易出現在較短時間內凝固而堵塞海底管道的風險。應用流動保障技術對BZ34-3/5油氣田海管預熱、置換過程和停輸后的溫降等多種工況進行了動態模擬,確定了初始投產時采用完井液預熱和停輸再啟動時采用海管子母管置換的流動保障方案,從而合理地解決了啟動預熱和海管停輸再啟動的問題,有效地規避了凝管風險,為油氣田安全合理的開發提供了有力的技術保障,確保了該油氣田開發工程投資和運行成本的降低。流動保障技術在BZ34-3/5油氣田開發中的成功應用,對其它類似邊際油氣田開發具有借鑒作用,也為深水油氣田開發流動保障問題研究奠定了基礎。

邊際油氣田開發 海底管道 流動保障 啟動預熱 停輸再啟動

由于儲量小和開發周期短,邊際油氣田開發須采用簡易設施。BZ34-3/5油氣田屬于邊際油氣田,僅設兩座井口保護架,所產井口物流通過新鋪設的兩條海底管線分別輸送到BZ34-2EP和BZ34-4EP平臺,與其上的生產井產物混合并加熱后再通過原有的海底管線輸送至FPSU。

BZ34-3/5油氣田所產原油的凝固點都比較高,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,海管的流動安全成為BZ34-3/5油氣田開發首先需要解決的問題。鑒于傳統的開發模式和流動保障措施已經無法適應邊際油氣田開發的需求,需要采用非常規的措施和手段保障海管的流動安全,筆者結合國外深水流動保障技術,分析了BZ34-3/5油氣田開發項目的工程特點,應用流動保障技術對海管預熱、置換過程和停輸后的溫降等多種工況進行了動態模擬,制定出了一套合理完善的海管流動保障方案,為BZ34-3/5油氣田的安全合理開發提供了有力的技術保障。

1 流動保障技術簡介

流動保障一詞最早由 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中遇到嚴峻的技術挑戰。流動保障技術是指在各種環境條件下,在整個油氣田開發期內,將烴類流體經濟安全地開采出來并輸送至處理設施的技術措施[2],主要是利用流體物性和輸送系統的熱動力特性,制定系統運行操作策略,控制管道中的水合物、蠟、瀝青質、水垢等固相的沉積,防止流動通道的堵塞。流動保障技術的核心在于預防和控制固相的沉積,其控制方法主要包括以下3種:

(1)熱動力控制——使系統的操作壓力和溫度遠離固相形成的區域;

(2)動力學控制——控制固相沉積的條件;

(3)機械控制——通過定期的發球操作清除固相沉積物。

圖1為海管流動保障工作流程。

2 流動保障技術在BZ34-3/5油氣田開發中的應用研究

開發邊際油氣田的關鍵在于既能安全生產又能降低開發成本[3]。BZ34-3/5油氣田開發項目本著采用簡易生產設施的原則,設置的兩個井口保護架上僅設置清管設備,不設置化學藥劑注入系統,因此預防和控制固相沉積的手段僅包括熱動力控制和機械控制:在正常生產期內,依靠井口物流的溫度,設計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以上,以防止海管的堵塞,同時通過定期的發球操作清除固相沉積物;在生產初期,采取預熱措施,同時以海管的最小輸量進行初始投產,以確保生產的安全;在海管停輸時,采用置換的措施,將海管中的原油置換出來,以防止海管的堵塞。限于篇幅,本文重點論述流動保障技術在BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管生產期內流動保障方案研究中的應用。

圖1 海管流動保障工作流程圖

2.1 初始投產流動保障方案研究

由于海管埋于海底泥面以下,初始投產時管道內溫度(4℃)遠低于原油的凝點,為確保順利投產,需要此時對海底管道進行預熱處理,其關鍵在于應用流動保障技術分析確定預熱參數,最終合理確定預熱方案。

2.1.1 預熱參數分析

采用流動保障動態軟件PROFES對BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管的預熱過程進行分析,考慮的環境溫度為最低環境溫度,確定的預熱參數如表1所示。

表1 3WJ—2EP海管預熱參數表

2.1.2 預熱方案確定

考慮預熱介質和預熱設施的情況,初步擬定的預熱方案有以下兩種:

(1)采用配備加熱器的值班船預熱海管;

(2)采用完井液預熱海管,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境等各個因素,采用方案(1)進行3WJ—2EP海管預熱既不經濟又不方便,故采用方案(2)進行完井液預熱海管,模擬得到的用完井液預熱時該海管出口處流體溫度隨時間的變化趨勢如圖2所示。

從圖2可以看出,預熱12小時時該海管出口處流體溫度就能達到30℃,滿足海管投產時的預熱要求。同時建議在投產時將子管中充注柴油,一旦出現完井液的溫度、瞬時流量及所用淡水總量達不到上述條件的情況,可及時向海管中加注柴油,以保障海管的順利投產。

圖2 用完井液預熱時3WJ—2EP海管出口處流體溫度隨時間的變化趨勢

2.2 停輸再啟動流動保障方案研究

2.2.1 停輸狀態分析

圖3是采用動態軟件PROFES對BZ34-3/5油氣田3WJ—2EP海管停輸后原油溫度變化的計算分析結果。

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海管的安全停輸時間為5小時,超過此時間后,原油將在海管出口處開始凝固;停輸8小時后原油將在距海管入口2 000m處開始凝固,而停輸10小時后海管沿線輸送溫度均低于原油的凝點。

2.2.2 凝管后的再啟動分析

經上述分析可知,3WJ—2EP海管允許停輸時間較短,尤其是在冬季,如果停輸時間較長,且沒有及時進行置換或沒有采取加注降凝劑的措施,則將有凝管的風險,因此,需要對凝管后的再啟動壓力進行計算,然后根據再啟動壓力的大小和海管的承受能力以及增壓設施來確定風險程度。

3WJ—2EP海管凝管后再啟動時管內擠頂壓力計算結果如表2所示。

由表 2可知,在原油溫度降低到環境溫度(為4℃時),海管再啟動所需要的擠頂壓力為42.7 MPa,超過對應溫度下海管的最高承壓能力(為22.0MPa)。因此,必須采取措施,避免凝管發生,以確保管線能夠安全運行。

表2 3WJ—2EP海管凝管后再啟動時管內擠頂壓力計算結果

2.2.3 防止凝管方案確定

為防止管線停輸后發生凝管,有以下兩種方案可供選擇。

方案一:加注防凝劑,152.4mm母管輸送生產流體,25.4mm子管輸送化學藥劑。在冬季可通過2EP平臺上的化學藥劑泵向通往3WJ平臺的子管注入化學藥劑來降低原油的凝固點,以防止凝管。此方案在J Z20-2N的子母管道中曾經應用,其優點是在停輸后無需對海管進行置換作業,待恢復生產后直接采用電潛泵的壓力啟動海管,不足之處在于油氣田的運行成本大大增加,需要在冬季不停地向海管注入降凝劑,同時化學藥劑需要進行篩選,且降凝效果難以保障。

方案二:采取置換措施,152.4mm母管輸送生產流體,50.8mm子管輸送置換柴油。需要置換時,通過2EP平臺上的置換泵向通往3WJ平臺的子管注入柴油,從而對海管進行置換。該方案是采用一種新技術借鑒子母管的結構形式進行置換作業,更加符合BZ34-3/5油氣田的開發特點,而且置換作業是在有人平臺上進行,操作靈活方便,停輸后需要置換時才進行,運行成本小,因此最終選擇采用這種子母管置換方案。

對于子母管置換方案,還需要對不同柴油流量條件下的置換泵壓和置換時間進行計算分析,其結果如表3所示。

表3 3WJ—2EP海管置換參數計算結果

綜合考慮各種因素,最終確定置換柴油流量為15m3/h,對應的置換時間為5.9小時,置換泵壓為8 100kPaG。

3 應用效果

應用流動保障技術后提出的海底管線的預熱和子母管道置換方案均成功應用于BZ34-3/5油氣田的開發實踐,降低了該油氣田開發的工程投資。BZ34-3與BZ34-5油氣田分別于2006年11月和2007年3月順利投產,目前運行情況良好。

4 結束語

油氣田流動保障技術在BZ34-3/5邊際油氣田開發中的成功應用,對其它類似邊際油氣田的開發具有借鑒作用,也為深水油氣田開發流動保障問題研究奠定了基礎。建議今后在邊際油氣田和深水油氣田的開發中應加大流動保障技術的應用力度,在初步設計階段就應充分考慮流動保障問題,這樣將會進一步提高油氣田有效開發的可行性,對安全生產也具有重要意義。

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

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

[3] 劉菊娥,孫國民,鄭向榮,等.渤中34-3/5邊際油氣田有效開發工程關鍵技術及其應用[J].中國海上油氣,2008,20(6): 411-415.

(編輯:崔護社)

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,高級工程師,主要從事海洋工程設備設施設計與研究。地址:天津市塘沽區丹江路1078號166信箱(郵編: 300451)。電話:022-66908167。E-mail:lje@mail.cooec.com.cn。