秦 蕊，劉永飛，李清平，程 兵

(中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028)

0 引 言

隨著深水油氣田開(kāi)發(fā)的不斷推進(jìn)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)的應(yīng)用越來(lái)越多，應(yīng)用水深也在不斷加深，從最初的十幾米、幾十米發(fā)展到現(xiàn)今的上千米，逐步打破深水油氣田開(kāi)發(fā)記錄。諸如開(kāi)發(fā)水深不斷加深，海水溫度不斷降低，立管發(fā)生段塞且可能產(chǎn)生水合物[1]，油藏方案中含水較高等一系列問(wèn)題，都會(huì)使深水油氣田的開(kāi)發(fā)難上加難。

深水氣田高含水問(wèn)題通常會(huì)有如下應(yīng)對(duì)方案：注入化學(xué)藥劑、采取海管保溫措施或采用水下分離與增壓技術(shù)。在這些方案中，對(duì)化學(xué)藥劑的注入量及平臺(tái)乙二醇再生及回收系統(tǒng)的處理能力、海管保溫方式的選擇、水下分離器的數(shù)量和尺寸等問(wèn)題的考慮，以及采用這些方案的費(fèi)用和效果等因素都會(huì)影響最終方案的選擇。對(duì)上述方案進(jìn)行初步比選，將水下分離技術(shù)的應(yīng)用作為重點(diǎn)研究對(duì)象，分析采用水下分離器方案開(kāi)發(fā)深水氣田的可行性和優(yōu)勢(shì)。同時(shí)，針對(duì)南海某深水氣田高含水的特點(diǎn)研究具體的水下分離器方案，主要研究不同水下生產(chǎn)流體外輸方案和不同水下分離器布置方案的影響，從而確定最優(yōu)化的水下分離器的方案，為解決深水氣田的高含水問(wèn)題提供技術(shù)支持。

1 水下分離器在海上油氣田開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用及優(yōu)勢(shì)

隨著海上油氣田開(kāi)發(fā)數(shù)量的迅速增加，許多問(wèn)題在已投產(chǎn)的海上油氣田中顯現(xiàn)出來(lái)，如海上油氣田在生產(chǎn)后期會(huì)遇到儲(chǔ)層壓力降低、產(chǎn)出水不斷增加的問(wèn)題等。為解決上述問(wèn)題，大多采用水下分離技術(shù)，即在水下安裝水下分離器。國(guó)外在近幾年中對(duì)水下分離器的設(shè)計(jì)及加工制造技術(shù)都進(jìn)行了研究，并且得到應(yīng)用。目前，大約有20套水下氣液分離裝置成功應(yīng)用于挪威、巴西、美國(guó)等國(guó)家，其中最大應(yīng)用水深達(dá)2 450 m。水下分離器應(yīng)用實(shí)例如表1[2-8]所示。

表1 水下分離器應(yīng)用實(shí)例

在采用水下分離器的油氣田中，有3個(gè)油氣田在生產(chǎn)后期由于儲(chǔ)層壓力降低、產(chǎn)出水增加，無(wú)法正常生產(chǎn)而采用水下分離器，如Troll C油田、Tordis油田和Marlim油田。Tordis油田增加水下分離器后的開(kāi)發(fā)方案如圖1所示[9]。Tordis油田采用水下分離器后，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，且產(chǎn)量約提升350萬(wàn)桶。在油氣田開(kāi)發(fā)后期使用水下分離器可解決生產(chǎn)后期壓力降低的問(wèn)題，提高油氣田采收率。

圖1 Tordis油田開(kāi)發(fā)方案示例

在采用水下分離器的油氣田中，有6個(gè)油氣田都是在開(kāi)發(fā)初期因?yàn)閮?chǔ)層壓力低而考慮采用水下分離器方案，如Perdido油田、BC-10油田和Pazflor油田等，其中，Perdido油田和BC-10油田都采用水下氣液旋流分離器，Pazflor油田采用水下重力分離器。在油氣田開(kāi)發(fā)初期使用水下分離器，可提高油氣田的采收率20%以上。圖2所示為Pazflor油田的開(kāi)發(fā)方案[10]。

圖2 Pazflor油田開(kāi)發(fā)方案示例

采用水下分離技術(shù)具有以下優(yōu)勢(shì)：

(1)水下分離器具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、體積小、重量輕、分離效率高、安裝維護(hù)容易、安全可靠、能適應(yīng)多相流各種流態(tài)、能抵抗段塞流對(duì)其產(chǎn)生的劇烈擾動(dòng)等特點(diǎn)[11-12]，且裝置置于海底，可不受天氣或氣候影響。

(2)采用水下分離器可避免產(chǎn)生立管段塞流，從而減少氣蝕等設(shè)備破壞問(wèn)題，降低水合物形成的概率。

(3)采用水下分離器不僅可提高油氣采收率、解決高含水問(wèn)題，而且可提高流體的輸送效率，從而提高產(chǎn)量。

2 高含水氣田水下分離器方案

中國(guó)南海油氣資源較豐富，其中70%蘊(yùn)藏在深海，2014年勘探發(fā)現(xiàn)某深水氣田平均作業(yè)水深為1 500 m。目前，在世界范圍內(nèi)，對(duì)于深水油氣田的開(kāi)發(fā)大多采用浮式平臺(tái)+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開(kāi)發(fā)模式。因此，此深水氣田擬采用浮式平臺(tái)+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開(kāi)發(fā)模式進(jìn)行開(kāi)發(fā)。氣田的開(kāi)發(fā)研究發(fā)現(xiàn)，此氣田后期有高含水的風(fēng)險(xiǎn)，為此需要進(jìn)行專題研究。

氣田有3口井(2號(hào)、5號(hào)和6號(hào)井)，后期的產(chǎn)水量會(huì)較高，從而使海管內(nèi)水合物的生成概率大幅增加，產(chǎn)生流動(dòng)安全風(fēng)險(xiǎn)。注入化學(xué)藥劑、采取海管保溫措施或采用水下分離技術(shù)等都是世界上普遍采用的高含水應(yīng)對(duì)措施。對(duì)于注入化學(xué)藥劑的方案來(lái)說(shuō)：為防止海管內(nèi)水合物的生成，需要注入大量乙二醇，這項(xiàng)措施將會(huì)使平臺(tái)上乙二醇再生及回收系統(tǒng)的處理能力不足；為滿足乙二醇的處理量，需增大乙二醇再生及回收系統(tǒng)處理設(shè)施，從而占據(jù)大量平臺(tái)空間，對(duì)其他設(shè)備產(chǎn)生影響。對(duì)于海管保溫方案來(lái)說(shuō)，雖然可減少乙二醇的用量，但是管線保溫費(fèi)用高，停輸再啟動(dòng)時(shí)還需要考慮水合物防控問(wèn)題。因此，亟需采取一種方案既可解決氣田的高含水問(wèn)題，保證在氣田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)的各個(gè)階段不會(huì)產(chǎn)生水合物問(wèn)題，又不會(huì)增大平臺(tái)上乙二醇再生及回收系統(tǒng)設(shè)施的體積。鑒于水下分離器所具有的優(yōu)勢(shì)及其在高含水油氣田開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用情況和應(yīng)用效果，具體研究采用水下分離器的方案，為氣田后期應(yīng)對(duì)高含水風(fēng)險(xiǎn)提供技術(shù)支持。在使用水下分離器后，不同的水下生產(chǎn)流體外輸方案和不同的水下分離器布置方案都會(huì)對(duì)氣田的總體開(kāi)發(fā)方案產(chǎn)生影響。下面分別詳細(xì)闡述。

2.1 不同水下生產(chǎn)流體外輸方案

當(dāng)水下分離器所處位置一定時(shí)，分離后的氣相需單獨(dú)設(shè)1條管線輸送，分離后的液相(油水混輸)需單獨(dú)設(shè)1條管線輸送，對(duì)于液相的輸送有2種輸送路徑方案。

(1)第1種方案。2號(hào)、5號(hào)和6號(hào)等3口井的生產(chǎn)流體經(jīng)水下分離器分離后經(jīng)混輸管線分別進(jìn)入就近的管匯中，即5號(hào)和6號(hào)井分離后液相進(jìn)入管匯3，經(jīng)由管匯3和管匯2輸送后進(jìn)入管匯1，2號(hào)井分離后的液相進(jìn)入管匯1，由管匯1匯集液相后向浮式平臺(tái)上輸送，如圖3所示。

圖3 采用管匯外輸方式的深水平臺(tái)方案

(2)第2種方案。5號(hào)和6號(hào)井的生產(chǎn)流體經(jīng)水下分離器分離后經(jīng)混輸管線進(jìn)入就近的管匯3中，從管匯3處單獨(dú)敷設(shè)1根液相混輸管線，與2號(hào)井經(jīng)水下分離器分離后的液相混輸管線通過(guò)在線三通相連接，匯集后再向浮式平臺(tái)輸送，如圖4所示。

圖4 采用在線三通外輸方式的深水平臺(tái)方案

第1種方案、第2種方案與常規(guī)水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案相比需要增加的設(shè)備類型、液相管線長(zhǎng)度、投資等如表2所示。

表2 方案對(duì)比

由表2可知，第1種方案較第2種方案所需增加的設(shè)備類型較少，增加的液相管線長(zhǎng)度也較短，從而使得增加的投資也相對(duì)較少。同時(shí)，根據(jù)水下方案的布置原則，從安裝施工角度考慮，應(yīng)盡可能避免敷設(shè)管線間的交叉和跨越。因此，建議采用第1種方案的輸送路徑。

2.2 不同水下分離器布置方案

當(dāng)氣液外輸方式確定(即采用管匯外輸?shù)姆绞?時(shí)，對(duì)于5號(hào)和6號(hào)2口井而言，水下分離器的安裝位置有2種：一種是將水下分離器安裝在井口附近，即第2.1節(jié)所述的第1種方案；另外一種是將水下分離器安裝在井口附近的管匯后面，即第3種方案，在此方案中5號(hào)和6號(hào)井的生產(chǎn)流體先匯集至管匯3中，經(jīng)水下分離器分離后氣相和液相分別輸送至管匯2，再由管匯2輸送至管匯1，在管匯1進(jìn)行匯集后分別輸送至浮式平臺(tái)。第3種方案如圖5所示。

圖5 第3種方案

對(duì)于5號(hào)和6號(hào)井而言：在第1種方案中，需要2臺(tái)水下分離器，由于其只需要處理單井的氣液量，因此所需水下分離器的尺寸和重量相對(duì)較??；在第3種方案中，需要1臺(tái)水下分離器，由于其需要處理2口井的氣液量，因此所需水下分離器的尺寸和重量相對(duì)較大。與第3種方案相比，第1種方案在設(shè)備投資和安裝成本方面相對(duì)較大，但由于5號(hào)井距管匯3約6 km，此段海管有溫降，存在水合物生成的風(fēng)險(xiǎn)，若采用第3種方案需要注入乙二醇，從而增加乙二醇的用量和投資并影響平臺(tái)上乙二醇再生及回收系統(tǒng)設(shè)施的處理量和體積。綜上所述，經(jīng)統(tǒng)籌考慮推薦采用第1種方案，即每口井單獨(dú)采用1臺(tái)水下分離器，且水下分離器安裝在井口附近。

3 水下分離器設(shè)計(jì)

目前在世界范圍內(nèi)，水下分離器的結(jié)構(gòu)形式不盡相同，所采用的分離原理也不同。下面具體闡述此高含水氣田的水下分離器方案中水下分離器的形式其結(jié)構(gòu)尺寸設(shè)計(jì)。

3.1 水下分離器類型選擇

水下分離器按照不同的分類方法可分為不同的類型：按照分離介質(zhì)的不同可分為液液分離器、氣液分離器和氣液固分離器；按照分離原理的不同可分為重力分離器和旋流分離器；按照安裝方式的不同可分為撬裝式水下分離器和沉箱式水下分離器。

在此深水氣田的生產(chǎn)流體中，純烴含量高，除2號(hào)、5號(hào)和6號(hào)等3口井的含水量較高外，其余井的凝析油量和含水量均較小，因此，水下分離器只需要對(duì)氣液兩相進(jìn)行分離即可。

根據(jù)分離原理的不同，分別對(duì)重力分離器和旋流分離器從分離效率、尺寸和重量等方面進(jìn)行比較，如表3所示。由表3可知，旋流分離器在分離效率、尺寸、重量、控制段塞能力方面都優(yōu)于重力分離器，因此推薦采用水下氣液旋流分離器。

表3 參數(shù)比較

3.2 水下分離器的結(jié)構(gòu)尺寸設(shè)計(jì)

水下氣液旋流分離器的主要組成部分包括水下分離器、儀控系統(tǒng)、水下機(jī)器人控制面板、連接部件、附屬模塊(配重，陽(yáng)極保護(hù)塊)等。其中，應(yīng)用效果較好的一款分離器為柱狀氣液旋流分離器器，如圖6所示。

圖6 水下氣液旋流分離器結(jié)構(gòu)示例

水下分離器安裝在海底，其外部處于低溫環(huán)境中，內(nèi)部流經(jīng)生產(chǎn)流體，處于高溫環(huán)境中，因此，其設(shè)計(jì)需要考慮水深、油藏壓力、油藏溫度、油藏組分和安裝位置等因素的影響。

水下氣液旋流分離器的結(jié)構(gòu)尺寸設(shè)計(jì)與氣流量、液流量、生產(chǎn)流體物性、設(shè)計(jì)壓力、材料的許用應(yīng)力等參數(shù)有關(guān)。

(1)氣田平均水深為1 500 m，因此，在設(shè)計(jì)水下氣液旋流分離器時(shí)需要考慮有防落物保護(hù)結(jié)構(gòu)。

(2)氣田最高油藏壓力約33.0 MPa，最高油藏溫度約80 ℃，其中2號(hào)、5號(hào)和6號(hào)等3口井的單井最高氣相產(chǎn)量為105×104m3/d，最高液相產(chǎn)量為450 m3/d，因此，氣田所使用的水下氣液旋流分離器的設(shè)計(jì)壓力為34.5 MPa，設(shè)計(jì)溫度為80 ℃，氣相處理量為110×104m3/d，液相處理量為500 m3/d。

(3)浮式平臺(tái)及海管的設(shè)計(jì)年限為30 a，因此，水下氣液旋流分離器的設(shè)計(jì)壽命為30 a，此因素決定了水下氣液旋流分離器防腐設(shè)計(jì)要求及所用材料的腐蝕裕量。

(4)分離效率的設(shè)計(jì)要求為：氣中液體體積分?jǐn)?shù)小于10%，液中氣體體積分?jǐn)?shù)小于1%。

根據(jù)氣田的實(shí)際情況，采用等流量設(shè)計(jì)原則和壓力容器的設(shè)計(jì)方法，設(shè)計(jì)出的水下氣液旋流分離器結(jié)構(gòu)尺寸(長(zhǎng)×寬×高)為2.8 m×2.8 m×5.0 m，其主要結(jié)構(gòu)的具體尺寸如表4所示。

表4 水下氣液旋流分離器尺寸

4 結(jié) 論

在世界范圍內(nèi)，深水油氣田的勘探開(kāi)發(fā)在如火如荼地進(jìn)行，有許多重大突破發(fā)現(xiàn)的同時(shí)也遇到了許多的問(wèn)題和挑戰(zhàn)。水下分離技術(shù)作為油氣集輸?shù)囊豁?xiàng)新技術(shù)，能有效解決油氣田的高含水問(wèn)題，成為各國(guó)研究機(jī)構(gòu)和廠家爭(zhēng)相研究的重點(diǎn)對(duì)象。目前，水下分離器的設(shè)計(jì)技術(shù)主要掌握在國(guó)外手中，國(guó)內(nèi)處于剛起步的階段，需要對(duì)水下分離器的設(shè)計(jì)進(jìn)行深入研究。此研究有助于我國(guó)自主掌握水下分離器的設(shè)計(jì)技術(shù)，打破國(guó)外壟斷。

針對(duì)深水高含水氣田的情況，通過(guò)研究，得出如下結(jié)論：

(1)綜合考慮水下方案的布置原則、投資成本等因素的影響，選擇合適的采用水下分離器方案的生產(chǎn)流體外輸路徑。

(2)綜合考慮水下分離器安裝位置的影響和流動(dòng)安全保障的要求，確定水下分離器的具體安裝位置和臺(tái)數(shù)。

(3)綜合考慮設(shè)計(jì)壓力、設(shè)計(jì)溫度、油藏組分和油藏特性等方面的因素，確定水下分離器的類型和設(shè)計(jì)參數(shù)。

(4)針對(duì)高含水氣田，綜合考慮氣田位置、油藏方案、氣田開(kāi)發(fā)方案和經(jīng)濟(jì)成本等因素，確定適合的水下分離器方案。