水下生產系統油井自噴可行性探究及其應用

陳浩

中海石油（中國）有限公司深圳分公司陸豐油田作業區（廣東 深圳 518067）

0 引言

水下生產系統是20 世紀60 年代發展起來的，它利用水下完井技術，結合固定式平臺、浮式生產平臺等設施,組成不同的海上油田開發模式。水下生產系統可以避免建造昂貴的海上鉆采平臺，大量節省了建設投資，同時受災害影響較小，可靠性強。隨著海上深水油氣田及邊際油田的開發，水下生產系統在結合固定式平臺、浮式生產平臺等設施組成完整的油氣田開發方式上得到廣泛應用。

本文所介紹的油田水下生產系統是依托海上固定平臺的方式進行開發，為二次開發油田，采用水下生產系統開發主要具備以下優點：

1）水下采油可避開風、浪、流、冰山、浮冰和航船等惡劣海面條件的影響，采油設備處于條件相對穩定的海底。

2）可以不鉆定向井就開發淺油層。在淺油層上鉆出若干垂直井，在其中央建立平臺，進行集中處理、輸送。

3）由于不再使用價格昂貴的海上平臺，尤其對于深水區，可極大地節省油田開發總投資。

4）由于省去平臺操作人員，故可較多的節省生產管理操作費用[1]。

1 A油田水下生產系統油井自噴生產可行性探究

1.1 A油田水下生產系統工藝流程簡介

A 油田水下生產系統油井井液自噴至海底泥面，經增壓泵增壓，經由2 條19 km 的304.8 mm（12″）海管，輸送至B平臺，與B油田的井液匯合后，經生產分離器油氣水處理，通過1 條25.88 km 的304.8 mm 海管，油水混輸至C 平臺越站至D 平臺處理外輸，A油田水下生產系統工藝流程如圖1所示。

圖1 A油田水下生產系統工藝流程

1.2 A油田自噴生產方案提出背景

2022 年10 月6 日，A 油田因增壓泵變頻器故障導致關停，A 油田水下生產系統為重大資產設備，根據A 油田系統溫降分析和海管流動安全分析報告，需在30 min 內決策是否啟動壓井與置換作業，關停30 min 時B 平臺啟動壓井泵，對水下采油樹井筒和集成管匯及泵撬進行壓井和置換作業。柴油注入流程：柴油罐—柴輸泵—壓井泵—上部臍帶纜終端—臍帶纜—臍帶纜終端接頭—水下分配單元—采油樹井口—集成管匯及泵撬。啟用壓井泵B 泵，A 泵備用，壓井泵排量需7 m3/h，4 口采油樹井筒壓井可同時進行，分5 步實施，共消耗柴油39.36 m3，共計耗時397 min。壓井置換具體流程如圖2所示。

圖2 A油田水下生產系統壓井置換步驟

壓井作業過程繁瑣冗長，且變頻器故障屬于設備類損壞，一時無法得到修復解決。A 油田至B 平臺海管流動性安全保障形勢嚴峻，需在2 h 內完成上述壓井與置換作業前3 個步驟的作業，之后如無法啟動泥線增壓泵進行生產，更需進行海管掃線置換作業。海管置換流量200 m3/h，耗時18 h。掃線過程不可逆，一旦開始就需完成整個掃線作業，掃線完成后復產必須進行反向預熱作業，反向預熱流量170 m3/h，反向預熱耗時31 h。A 油田水下生產系統原油產量高達4 000 m3/d。A 油田水下生產系統一旦發生關停且無法及時復產時，壓井與置換作業需消耗39.36 m3柴油，同時會導致大量的原油產量欠產，影響油田生產時率。

通過對A 油田油藏資料調查時發現，A 油田油井關井壓力均大于5 000 kPa，而在增壓泵啟動時，其出口壓力也僅僅為4 500 kPa 左右。于是提出A油田油井自噴生產方案，以解決關停短時間無法啟動增壓泵復產情況下，會消耗大量柴油以及影響油田產量和生產時率的問題。

1.3 可行性分析論證

通過研究增壓泵相關資料，剖析離心泵構造以及性能，分析離心泵特性曲線，以長輸油管道壓降計算結果為依據，同時咨詢增壓泵廠家自噴生產對泵體的影響，確定在A 油田水下生產系統發生關停后，若2 h內無法啟動增壓泵進行生產時，可適當控制油井油嘴開度，以增壓泵和152.4 mm（6″）旁通管線為通道進行自噴生產。

1）關井壓力測量。在A油田水下生產系統開井前，打開單井井下安全閥和生產主閥，可通過采油樹上壓力變送器讀取油井關井壓力，結果見表1，生產期初測關井壓在5 000～5 700 kPa。

表1 A油田油井關井壓力

2）海管壓降計算。根據流體力學理論，長輸管道壓降計算基本公式[2]為：

式中：H為輸油管道的總壓降，m；hL為沿程摩阻，m；hf為局部摩阻，m；Zj-ZQ為計算高程差，m。

計算長輸管道的摩阻損失主要是計算沿程摩阻損失hL，局部摩阻hf可忽略不計。對于一條給定的長輸管道，長度L和直徑D都是已知的，輸送量（或流速）也是已知的。

根據達西公式[3]：

式中：λ為摩阻系數；L為管道長度，m；D為管道內徑，mm；v為流速，m/s；g為重力加速度，m/s2。

綜合以上公式，忽略局部摩阻，可得輸油管道總壓降為：

根據流體力學基本原理，摩阻系數λ=f（Re,e/D），即摩阻系數表現為與雷諾數和絕對粗糙度與管道內徑比值相關的函數。

流體在管道中的流態表述分為以下幾種：

層流：Re＜2 000；

過渡流：2 000 ≤Re≤3 000；

紊流光滑區：3 000 ＜Re≤Re1（簡稱光滑區）

紊流混合摩擦區：Re1＜Re≤Re2（簡稱混摩區）

紊流粗糙區：Re＞Re2（簡稱粗糙區）

其 中：Re1=59.7/ε8/7；Re2=(665-7651gε)/ε；ε=2e/D[4]；e為管道絕對粗糙度，即管內壁面凸起高度的統計平均值；紊流各區分界雷諾數Re1、Re2及水力摩阻系數都與管壁粗糙度有關。

我國《輸油管道工程設計規范》中規定的各種管子絕對粗糙度如下：①無縫鋼管：0.06 mm；②直縫鋼管：0.054 mm；③螺旋焊縫鋼管：公稱直徑DN=250～350 時，取0.125 mm；DN＞400 時取0.1 mm[5]。

A 油田水下生產系統至B 平臺海管材質為API 5L PSL2 X65 HFW 有縫鋼管，長度19 km，設計壓力10 MPa，管道內徑296.42 mm，管道輸送原油密度856 kg/m3，正常輸送時介質溫度70 ℃時，動力黏度8.61 mPa·s，流速為0.64 m/s（輸送量按4 000 m3/d計算），根據雷諾數公式：

式中：ρ為流體密度，kg/m3；v為流速，m/s；D為管道內徑，mm；μ為流體動力黏度，Pa·s。

計算可得A油田水下生產系統至B平臺海管雷諾數Re=18 860。Re1=59.7/ε8/7=1 011 864。

由上述計算結果可知，海管雷諾數3 000＜Re≤Re1，管道內部流動處于光滑區，不存在混合摩擦、過渡區以及粗糙區。在光滑區，層流邊層厚度摩阻系數λ只與Re有關，與粗糙度無關。不同流態下的摩阻計算式見表2[6]。

表2 不同流態下的摩阻計算公式[6]

咨詢增壓泵廠家自噴對增壓泵的影響以及限制條件：①泵進出口壓差≤300 kPa；②流量滿足小于300 m3/h；③回流閥位置可自行選定；④監控原油含蠟析出溫度。

當不啟動增壓泵進行自噴生產時，設定流量為廠家給定限制的300 m3/h，溫度為70 ℃，海管長度19 km，管道內徑296.42 mm，原油密度856 kg/m3，生產分離器甲板層高30 m（26 m+4 m），A 油田水深330 m，計算出此時輸油總壓降為：

為避免損壞增壓泵，控制壓力小于入口高設定值5 000 kPa，生產分離器壓力按照低低設定值600 kPa 計算，壓降為4 400 kPa，大于H=4 027 kPa，即在給定最大流量情況下，自噴生產壓差仍滿足攜液要求[7]。

結論：A油田水下生產系統在關停時，可進行自噴生產。

2 實際應用

經過上述可行性論證，對A油田進行自噴生產方式驗證，在某次故障關停后，現場通過打開A油田采油樹油嘴以及管匯閥門，在不啟動增壓泵的情況下進行自噴生產，通過調整油嘴開度大小，控制經過增壓泵壓力為3 815 kPa，控制B 平臺生產分離器壓力為605 kPa，此時系統壓降為3 815-605=3 210 kPa。通過上述計算公式可計算出此壓降下的流量為120 m3/h，此時B 平臺測得來自A 油田流體流量為123 m3/h，符合預期。

自噴生產過程中增壓泵處溫度為78.6 ℃，B 平臺上岸溫度為65.7 ℃，溫降為12.9 ℃。A油田原油凝點為43 ℃（＜65.7 ℃），可知在自噴生產中流速較低的情況下，溫降雖然增大但仍然高于原油凝點，自噴生產不會導致凝管現象。

綜上所述：A油田自噴生產可以實施，且不會引發次生隱患。

3 結束語

以長輸管道壓降計算公式為依據，計算論證A油田水下生產系統在關停后無需啟動增壓泵進行自噴生產的可行性，并成功應用于現場實踐，該方法成功節省壓井柴油用量，保證油田生產時率。在未來深水油氣田開發進程中，水下生產系統以其獨特的優勢必然會發揮出巨大的作用。自噴生產方式在地層能量充足的情況下，對未來水下開發模式將具有良好的借鑒意義。