陵水17-2氣田深水水下生產系統工程設計關鍵技術*

李清平 孫 欽 程 兵 劉國鋒 姚海元 王 軍 劉永飛 秦 蕊 崔月紅 田 佳 余曉毅

(1. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028; 2. 中海石油煉化有限責任公司 北京 100029)

深海區是世界石油工業儲量和產量的重要接續區和科技創新的前沿區，水下生產系統+深水浮式生產設施已經成為深水、超深水油氣田開發的主要模式之一[1-2]。中國南海深水油氣田開發起步于對外合作、聯合開發。1996 年，采用水下生產系統+半潛式生產平臺+浮式生產儲卸油裝置實現了水深310 m的流花11-1油田的聯合開發，拉開了中國深水油氣田開發的序幕；2014年，采用深水水下生產系統+淺水生產平臺+陸上天然氣處理終端的“深-淺-陸”模式，實現了水深1 480 m的荔灣3-1深水氣田的聯合開發[3]；2020年，采用深水水下生產系統+FPSO模式，實現了中國首個深水油田群——流花16-2油田群(平均水深410 m)的自營開發[4]。

陵水17-2氣田位于瓊東南盆地深水陸坡區，水深1 220～1 560 m，南北約30.4 km，東西約49.4 km，井位空間跨度大，國內外已有的開發模式和技術無法直接借鑒。通過對獨立開發模式(浮式液化氣生產裝置+深水水下生產系統)、依托周邊設施(崖城13-1平臺、崖城-香港輸氣管道)、新建淺水導管架平臺或深水浮式平臺、直接上岸等典型的深水水下生產系統回接模式的技術、經濟綜合分析評價，中國海油在國際上首次提出采用深水水下生產系統+半潛式生產儲卸油平臺進行陵水17-2氣田的開發。

本文針對陵水17-2深水氣田水下生產系統工程設計中面臨的技術挑戰，對水下井口總體布置、深水流動安全保障、水下供電、水下隔離閥安裝以及高含水問題處理等關鍵技術進行研究，為陵水17-2氣田開發提供技術支持，也為將來南海深水氣田的獨立開發提供參考。

1 研究背景

陵水17-2氣田深水水下生產系統由東區、西區2個分支組成，主要包括1套西區管匯、3套東區管匯和2套獨立開發井口、海底管道及管端連接設施等。中心平臺——“深海一號”能源站位于東1管匯附近(圖1)。

圖1 陵水17-2氣田開發方案示意圖Fig.1 Schematic of LS17-2 gas field development plan

由于該氣田本身的特點給水下生產系統工程設計帶來了諸多挑戰：①井位分散，空間跨度大(58 km),井間距大(>5 km)，面臨探井轉生產井、水下遠程控制及通信和供電距離遠等難題。②海底地形存在大高差(水深1 220～1 560 m)，同時海底處于低溫環境(2 ℃)且潛在氣藏高產水，井筒、水下設施到下游油氣水多相集輸系統始終處于水合物生成區，水合物防控面臨巨大挑戰。③井口區地勢起伏、多變徑油、氣、水、醇多相混輸管線導致的液相滯留、濕氣腐蝕等問題制約著水下生產設施的集輸模式和集輸半徑。④深水遠距離海管回接，立管中存儲的可燃物質較多，常規泥面安裝的水下隔離閥無法徹底隔離立管中的可燃物質。⑤氣田生產后期有3口井含水上升較快，將超過乙二醇回收裝置的處理能力，如果關井將會帶來產量的損失。

2 水下生產系統應用模式

2.1 水下井口布置方案比選

陵水17-2氣田水下井口布置需綜合考慮7口探井可利用性、鉆完井難度、井筒壽命以及安全和投資。以2井區為例，已有1口探井LS17-2-2、布置A4H、A5H兩口開發井，探井距離A4H井約1.5 km。對該井區水下井口位置布置提出了3種方案：基礎方案(所有開發井均采用獨立井口新鉆井)、探井利用(探井直接利用、探井側鉆)方案、集中式井口新鉆井方案，方案比選細項見表1。

表1 陵水17-2氣田2井區井口布置比選要素Table 1 Comparison and selection of wellhead location of No.2 well area of LS17-2 gas field

綜合技術難度、鉆完井和工程綜合投資，推薦基礎方案，即A4H、A5H井采用獨立井口新鉆井方案。通過相應的方案比選，陵水17-2氣田7口探井中2口探井直接轉開發井(A2、A7)，其余均采用新鉆井方案。最終得到該氣田11口開發井(A1、A2、A3H、A4H、A5H、A6、A7、A8、A9H、A10H、A11H)井位分布如圖2所示。

圖2 陵水17-2氣田井位分布Fig.2 Wells layout of LS17-2 gas field

2.2 水下生產系統應用模式比選

基于11口開發井的水下井口位置及鉆完井方案，開展了水下叢式管匯、集中基盤管匯和管串式連接等3種水下生產系統應用模式的比選(表2)。考慮每個井區僅布置1～2口井、井間距大、水合物防控、液體管理、清管等因素，優選4井式叢式雙管管匯，同時根據11口開發井位置、預留井口的需求以及對跨接管、配管工程量的估算和評價，東西區分別設置東1管匯、東2管匯、東3管匯和西區管匯，各井與管匯的連接關系見圖3。

圖3 陵水17-2氣田水下回接系統布置示意圖Fig.3 Layout schematic of subsea tie back system in LS17-2 gas field

表2 陵水17-2氣田水下生產系統應用模式比選Table 2 Comparison and selection of application modes of subsea production system in LS17-2 gas field

所設計的水下4井式叢式雙管管匯(圖4)配置水下控制分配單元(SUTU)，是集生產、控制、通信為一體的功能復合型管匯，并配有獨立的水下控制模塊(SCM)，用于管匯上閥門等的控制，東3管匯和西部管匯末端帶有U型清管模塊以方便清管操作。

圖4 陵水17-2氣田水下4井式叢式雙管管匯Fig.4 Four slots dual header subsea manifold of LS17-2 gas field

3 深水流動安全保障

3.1 流動安全保障系統工程模型

通常海上油氣田開發工程設計中，開發、采油、海管工藝等專業采用各自的模擬分析方法進行獨立分析，通過界面進行數據傳遞，所以各專業所采用的多相流體熱力學、動力學模型不盡相同。通過對比分析發現，1 500 m高程及長距離多相集輸系統導致井口區強換熱、立管段海水與內部流體之間熱交換作用、氣體焦耳-湯姆生效應顯著，對模型選擇非常敏感，直接影響配產和生產參數選擇。

基于陵水17-2氣田深水水下生產回接系統特點，建立了儲層→井筒→水下采油樹組件→水下管匯→海底管道和立管及下游的油-氣-水-醇多相流動系統工程分析模型(圖5)。其核心為建立多變徑集輸體系的多相流熱動耦合模型，以OLGA軟件為主、輔助各專業軟件、自主搭建模型進行全系統分析，實現氣田配產、各井的生產參數動態優化，并制定了整個流動體系的水合物防控、液體管理等對策，為陵水17-2氣田深水多相流動體系、全壽命周期內的無障礙流動提供了保障。

圖5 陵水17-2氣田井筒-海底管道一體化流動安全系統工程建模Fig.5 Downhole-subsea pipeline integrated flow assurance module of LS17-2 gas field

3.2 深水海底管道和立管氣體流速設計

通常海管及立管氣體設計流速不大于15 m/s，陵水17-2氣田1 220～1 560 m大高差將導致集輸海管、立管直徑大，流速低，滯液量大等難題。通過研究發現，殼牌、德希尼布等國外公司在確定深水海底管道氣體流速時，將小于所使用的緩蝕劑成膜穩定性作為確定最高允許氣速的考慮因素之一，其氣體速度可達20 m/s及以上。基于此，提出了除壓降、最高氣速及沖蝕速度比等因素外，將海管所用緩蝕劑的成膜穩定性納入海底管道氣速確定的設計要素。

通過開展水質、CO2分壓、緩蝕劑加注濃度及不同氣速等對緩蝕劑吸附效果的影響試驗，獲得了陵水17-2氣田海管相應的緩蝕劑成膜穩定性(圖6)。緩蝕劑成膜穩定越強，允許設計氣速就越高。同時考慮深水立管內氣體膨脹導致的立管出口處氣速劇增，流體對管壁剪應力相應增加。通過對緩蝕劑成膜穩定性環路試驗的結果分析，在保證緩蝕劑成膜穩定性的前提下，確定管道內最高設計流速為20 m/s。為保守起見，最終確定海底管道內最高設計氣速取15 m/s、立管內最高設計氣速取20 m/s的流速方案。相對常規最高設計氣速標準，本方案使海底管道和立管內徑至少小一個等級。

圖6 陵水17-2氣田濕氣環路所測腐蝕速率及緩蝕效率(管道壓力0.7 MPa，CO2分壓0.7 MPa，氣速22 m/s，氣液比25 000∶1)Fig.6 Corrosion rate and efficiency of corrosion inhibitor testing in wet gas loop of LS17-2 gas field(pipeline pressure 0.7 MPa,CO2 partial pressure 0.7 MPa,gas velocity 22 m/s,gas-liquid ratio 25 000∶1)

3.3 水合物生成預測與防控

陵水17-2氣田11套水下采油樹、4套水下管匯及整套深水水下油氣水多相集輸系統始終處于水合物生成區，通過研究水合物生成、生長、聚并的熱力學和動力學耦合機制[5]，確定取3 ℃設計余量，得到不同抑制劑濃度下水合物生產相平衡曲線(圖7)。

圖7 陵水17-2氣田不同抑制劑濃度下水合物生產相平衡曲線Fig.7 Hydrate production phase equilibrium curve under different inhibitor concentration in LS17-2 gas field

基于不同抑制劑濃度下水合物生產相平衡曲線分析，得到水合物的防控策略。

1) 正常生產工況。在每口井油嘴的下游注入乙二醇來防止水合物在內部管道、水下管匯和外輸管道內生成，注入貧乙二醇(90%)與水的比率為1.4。

2) 投產、再啟工況。油嘴前注入甲醇或貧乙二醇進行水合物防控。

3) 水合物堵塞工況。首先，可通過跨接管、回接管道等形成放空回路，實現降壓解堵；其次，東西區各管匯設有ROV(遙控無人潛水器)操作注入點，用于水合物堵塞時注入乙二醇或甲醇，直到堵塞處的系統壓力低于周圍環境溫度下水合物的分解壓力1.1 MPa。

乙二醇由半潛式平臺通過φ152.4 mm管道輸送給SDU(水下分配單元)，然后通過φ114.3 mm管道向東區分配至管匯并注入到水下采油樹油嘴下游，西區MEG(乙二醇)通過臍帶纜經SUTU1(水下臍終止單元1)分配至A1采油樹嘴后及SUTU2，SUTU2再通過臍帶纜分配至A11H采油樹嘴后及西區管匯，注入到A9H、A10H采油樹油嘴后(圖8)。此外在臍帶纜內設置甲醇注入管道，用于正常生產和啟停工況下水合物的防控；在水下管匯處設置水下解堵撬接口。

圖8 陵水17-2氣田水下生產系統乙二醇分配流程Fig.8 MEG distribution of subsea production system in LS17-2 gas field

4 水下通信系統設計與供電方式比選

4.1 水下通信系統設計

水下電力載波通信利用低壓電力線作為信息傳輸媒介，將信號調制到高頻載波上進行數據傳輸[6-7]。陵水17-2氣田的水下通信節點分布在南北30 km，東西50 km的廣泛區域，給通信系統設計與分析帶來巨大的挑戰。通信分析一般需要分析從平臺到水下各個支路的通信衰減，分支越多，調制解調器之間的反射信號相互干擾就越多，因此應考慮所有的調制解調器的信號反射帶來的信號干擾。此外，還需要分析不同頻率下的信號強弱，確定合理的線徑，確保在電氣通信一體化設計中保證最遠節點的信號強度能滿足要求。

在發射端功率一定的前提下，信號的強度與信號衰減密切相關，衰減是水下電力載波通信系統性能的關鍵因素。衰減分為耦合衰減和線路衰減，耦合衰減是由發射端和接收端載波機與電力線的阻抗不匹配造成的，可以通過合理設計匹配電路有效降低。線路衰減與電纜的特性參數、線纜長度及信號的頻率有關。

利用SimulationX 軟件按照氣田通信拓撲圖(圖9)搭建模型，將臍帶纜和飛線的電阻、電感、電容和電導參數輸入軟件。考慮了2種線徑的電纜，分析得到了最惡劣工況下的通信衰減結果(表3)。

圖9 陵水17-2氣田水下電力/通信拓撲圖Fig.9 Subsea electrical/communication topology diagram of LS17-2 gas field

表3 陵水17-2氣田不同工況下通信衰減分析結果Table 3 Analysis results of communication attenuation in different conditions of LS17-2 gas field

典型的接收機靈敏度為-37 dB，在表3中的衰減基礎上考慮10 dB的余量，可見所有工況下的通信衰減情況均可滿足要求。由此，電力載波通信的可行性得到證明，對于將來回接的陵水18-1氣田距離半潛式平臺約45 km已超出電纜載波范圍，考慮在主臍帶纜和東區臍帶纜中預留光纖及水下光纖接頭，以便將來陵水18-1氣田接入采用光纖通信。

4.2 水下供電方式比選

陵水17-2氣田水下生產系統的東西分支鏈式布局給水下供電系統帶來巨大挑戰，水下供電單元距離在5～67 km不等，同時還需為陵水18-1等周邊氣田預留供電接口，最大回接距離約70 km。電力的傳輸方向為：陵水17-2氣田中心平臺液壓動力單元(EPU)→3.9 km動態臍帶纜→SDU→各個水下SUTU→各個采油樹的水下控制模塊(SCM)→水下電力模塊(SEM)。

根據陵水17-2氣田及預留需求，分別針對陵水17-2氣田、陵水18-1氣田等遠期回接進行了低壓交流、高壓交流和直流3種電壓等級下的電力計算分析。由于壓降低會導致系統不穩定，因此分析中假設水下配電系統的電壓降不得超過30%。

根據氣田SEM各工況下的用電需求(表4)及相關電纜參數(表5)，利用Matlab和SimulitionX軟件搭建模型對氣田水下供電開展計算分析。結果表明，對于陵水17-2氣田，采用常規低壓交流供電方式能夠滿足要求；但對于遠期回接的氣田，由于供電距離遠，需采用交流3.3 kV或直流1 200 V的供電方式，需在臍帶纜中預留相應的電纜及電力接口，后續需要時將根據回接氣田的實際情況進行必要的復核。

表4 陵水17-2氣田水下生產系統用電單元功率Table 4 Power of power units of subsea production system in LS17-2 gas field W

表5 陵水17-2氣田水下生產系統電纜參數Table 5 Cable parameters of subsea production system in LS17-2 gas field

5 水下隔離閥位置設置方案

水下隔離閥的作用是在平臺發生火災事故時，切斷海底管道與平臺的生產流體聯系，防止火災事故升級。為了防止火災事故導致閥門失效，水下隔離閥要求設置在水面以下，一般位于海床的海底管道上。對于半潛式生產平臺水下隔離閥的設置，中國國內沒有相關經驗，但其位置的設置關系到整個平臺的安全可靠性，是一個需要攻關解決的問題。基于陵水17-2氣田的實際情況，對水下隔離閥的安裝位置提出了3個方案。方案1：安裝在半潛式平臺的浮箱上；方案2：安裝在距離平臺1 km的管線上；方案3：安裝在立管著泥點附近的海床上(圖10)。

圖10 陵水17-2氣田水下隔離閥的安裝位置比較Fig.10 Comparison of installation position of subsea isolation valve in LS17-2 gas field

由于方案2的安裝位置工程實現起來非常困難，故排除；主要對比方案1和方案3。立管失效的頻率可基于歷史數據進行考慮。采用OGP(Oil and Gas Producer)數據庫，計算了立管每種泄漏情況的持續時間，泄漏時間考慮了水下隔離閥(SSIV)到平臺關斷閥之間氣體的存量。通過仿真,分析了氣體擴散情況及泄漏氣體在海面聚集的點火概率。最后通過事件樹對每個事件后果(人員立即死亡、逃生和疏散中的死亡，以及火災事件對平臺生活樓的影響)進行評估，并計算出每年的單獨風險。計算得到2種SSIV安裝位置下,φ455 mm立管事故導致人員年度風險升級的概率(表6)。可以看出，SSIV安裝在浮箱上，人員年度風險概率比安裝在海床上要低7%,事故升級的概率減少86.9%。從降低人員風險及事故升級角度，SSIV安裝在浮箱上比安裝在海床上更佳。事故分布分析結果也顯示主要的火災風險是由于中小型泄漏導致的在飛濺區和甲板上的噴射火。如按照以往淺水SSIV的經驗，將SSIV安裝在海床上，那么儲存在深水立管中較多的生產流體將導致較長的泄漏時間及更惡劣的風險。

表6 不同隔離閥安裝位置下陵水17-2氣田立管事故導致人員風險的概率(φ455 mm立管)Table 6 Probability of personnel risk caused by riser accident of different isolation valve installation positions in LS17-2 gas field(φ455 mm riser)

由此可見，深水和淺水對于水下隔離閥的安裝位置是不同的，本文提出的利用半潛式平臺浮箱安裝水下隔離閥方案，即安裝在陵水17-2半潛式平臺浮箱的外輸氣管線上(圖11)，相比其他方案，不僅降低了水下隔離閥的安裝費用，還節省了1條動態臍帶纜的費用。

圖11 陵水17-2氣田水下隔離閥浮箱安裝就位圖Fig.11 SSIV installed on pontoon in LS17-2 gas field

6 高含水油藏解決方案

高含水油藏方案下，陵水17-2氣田A4H、A5H和A8等3口井的產水量較高(圖12)，2033年起MRU(乙二醇回收裝置)處理能力將無法滿足MEG富液的處理需求。

圖12 陵水17-2氣田11口生產井不同年份產水量Fig.12 Water production of 11 production wells in LS17-2 gas field in different years

為解決高含水工況下MRU處理能力將無法滿足于MEG富液的處理需求的問題，針對高含水油氣藏，開展了3個備選方案研究。

方案1：水下氣液分離+增壓方案。通過對高產水井進行水下分離，需要注入的MEG量相應減少，平臺上 MRU設施的處理能力滿足要求，水下分離器加增壓泵方案費用約3.9億人民幣左右。

方案2：低劑量抑制劑(LDHI)[8]+MEG的方案。通過采用低劑量抑制劑和MEG聯合防控，可以滿足水合物防控要求，同時不增加MEG再生系統的負荷，但因為低劑量抑制劑不可回收，投資較高，經濟性差。

方案3：保溫(局部埋設、保溫[9]、直流電加熱[10])方案。常規被動保溫方案停產期間，A4H井管段會有水合物生成；且深水直流電加熱方案目前技術尚未成熟，經濟性及技術可行性均需要落實。

對比上述3個方案可知，水下氣液分離+增壓方案是較為成熟可靠的方案。對該方案開展了詳細設計，即A5H井產出液流經水下旋流分離器經分離后，氣相回到管匯氣管道，液相經三通1后，再經海底管道輸送至三通2，與A8井流經水下旋流分離器分離后的液相混合，一起經水下多相增壓泵增壓后經立管輸送至平臺，三通1為A4H井預留了接入接口(圖13)。

圖13 陵水17-2氣田水下分離及增壓方案示意圖Fig.13 Schematic diagram of subsea separation and pressurization scheme for LS17-2 gas field

7 結論及建議

1) 深水氣田開發的水下生產系統應用模式高度依賴于鉆井中心的確定，綜合考慮了陵水17-2氣田7口探井的可利用性、鉆完井難度、井筒壽命以及安全和投資，確定了7口探井中2口直接轉開發井，其余均采用新鉆井方案，并確定了11口開發井的井口位置。

2) 流動安全保障分析中考慮了從井筒到平臺的一體化流動保障設計，管道氣速設計時考慮了所用緩蝕劑的成膜穩定性，確定陵水17-2氣田海管及立管的最高氣速分別為15、20 m/s，相比常規設計方案，使海管和立管內徑小至少一個等級。

3) 對深水遠程通信及供電進行了建模分析，論證了采用電力載波通信和常規低壓交流供電方式的可行性，對于將來遠期回接的氣田，則需采用交流3.3 kV或直流1 200 V的供電方式，需在臍帶纜中預留相應的電纜及電力接口。

4) 深水氣田回接距離較長，通過對立管和平臺的定量風險分析，表明在陵水17-2氣田中，水下隔離閥安裝在水下浮箱上相對安裝在海床上風險概率更小，同時也節省了較大的成本。

5) 為了延長高含水氣井的生產年限，減少乙二醇的用量，水下氣液分離+增壓是較好的解決方案，但需要系統的解決方案，包含流動保障、工藝、泵選型、控制以及供電等全面考慮，并且在氣田開發初始就要預留相關設施以便后期的接入。

6) 陵水17-2氣田深水水下生產系統的自主設計，實現了中國海上油氣田自主開發能力從300 m到1 500 m的跨越，但也應看到目前中國國內水下生產系統關鍵技術裝備的研發能力還相對薄弱，應加大對核心技術裝備的研制，以提高中國的深水高端技術裝備能力。