楊 勇 郭 偉 屈 濤 楊 葉 何 源 杜洋洋 李春輝

中海石油(中國)有限公司深圳分公司, 廣東 深圳 518054

0 前言

隨著科學(xué)技術(shù)的進(jìn)步,海洋油氣勘探已邁向了深水氣田甚至超深水氣田,開發(fā)深水氣田也成為緩解中國天然氣供應(yīng)緊張的措施之一[1]。隨著生產(chǎn)年限的延長,深水氣田部分生產(chǎn)井產(chǎn)能急劇下降,面對采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)的深水氣田群,如何保持穩(wěn)定、高效的生產(chǎn),是深水氣田開發(fā)過程中的研究重點(diǎn)[2]。國內(nèi)陸地氣田、淺海氣田的降壓開采技術(shù)已較成熟[3-5],而國內(nèi)深水氣田由于開采起步晚、深水海管流動(dòng)性以及獨(dú)特的水下生產(chǎn)系統(tǒng)等問題,尚無深水氣田降壓開采技術(shù)應(yīng)用的先例[6]。因此,為了提高深水氣田采收率或者延長經(jīng)濟(jì)年限,以南海東部海域深水氣田A(以下簡稱深水氣田A)為例,對深水氣田降壓開采技術(shù)的應(yīng)用進(jìn)行了一系列研究分析,在穩(wěn)定深水氣田A產(chǎn)量的同時(shí)為后續(xù)國內(nèi)深水氣田后期開發(fā)提供一定的借鑒。

1 深水氣田A水下生產(chǎn)概況

深水氣田A的井口水深超過1 000 m,采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā),天然氣通過1#、2#深水海管回接至中心處理平臺(tái)A(以下簡稱平臺(tái))。1#、2#深水海管可根據(jù)產(chǎn)量的不同采用單海管或雙海管生產(chǎn)，以保證深水海管流動(dòng)性安全和深水海管通球等[7]。深水氣田A水下開采管線見圖1。

圖1 深水氣田A水下開采管線示意圖Fig.1 Underwater production diagram of deep water gas field A

2 氣田采收率分析

氣田采收率的高低主要受地質(zhì)條件、流體性質(zhì)、開采技術(shù)、經(jīng)濟(jì)條件等因素的限制[8],對于氣驅(qū)氣藏一般通過改善儲(chǔ)層流體條件、降壓開采、高低壓分輸?shù)确绞教岣卟墒章蔥9],在陸地氣田或淺海氣田中利用壓裂、酸化等措施改善儲(chǔ)層條件及高低壓分輸,達(dá)到提高采收率的目的[10-14]。國內(nèi)深水氣田開采起步晚,常規(guī)的壓裂、酸化等措施在深水氣田采油樹中缺乏實(shí)際應(yīng)用,投入也昂貴。為此,深水氣田降壓開采成為首選的穩(wěn)產(chǎn)措施。

深水氣田A是砂巖氣藏,為構(gòu)造油氣藏,雖然有邊水,但邊水界面為-3 180 m,可適當(dāng)作為能量補(bǔ)充,但過度降壓會(huì)加快邊底水的推進(jìn),在降低氣藏采收率的同時(shí)也加快了氣井產(chǎn)能的遞減。在一定范圍內(nèi),最小井口壓力越低則干氣采收率越高,最小井口壓力為10.3 MPa時(shí)采收率為0.56,當(dāng)最小井口壓力下降為5.2 MPa時(shí)采收率提高至0.77,可見該氣田在提高采收率方面有巨大的潛力[15]。深水氣田A最小井口壓力和干氣采收率關(guān)系見圖2。

圖2 深水氣田A最小井口壓力和干氣采收率關(guān)系圖Fig.2 Relation between minimum wellhead pressureand recovery of dry gas of deep water gas field A

3 深水氣田A降壓開采難點(diǎn)

3.1 國內(nèi)深水氣田首次降壓開采

深水氣田A屬于國內(nèi)首個(gè)深水氣田,其開發(fā)是國內(nèi)深水氣田開發(fā)項(xiàng)目的基石,對于深海能源有重要的戰(zhàn)略意義,2014年該氣田成功投產(chǎn)標(biāo)志著中國正式打開了深水氣田開采的大門[16]。隨著該氣田開發(fā)逐步進(jìn)入中后期,根據(jù)開采方案(Overall Development Plan,ODP)將采用深水氣田整體降壓以達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)目的,但國內(nèi)無深水氣田降壓的經(jīng)驗(yàn)可借鑒,同時(shí)開采的實(shí)際現(xiàn)狀與ODP差距較大：截至2021年,已逐步新增3個(gè)深水氣田，新增關(guān)鍵設(shè)備數(shù)量多，現(xiàn)場操作難度增大。

3.2 深水海管流動(dòng)性問題

對1#、2#深水海管根據(jù)模擬計(jì)算，結(jié)果顯示當(dāng)壓力由7.5 MPa降至2.5 MPa時(shí)，深水海管流速增加,將掃出積液1 000 m3,嚴(yán)重影響平臺(tái)的穩(wěn)定生產(chǎn)。此外，在降壓后的日常作業(yè)中,由于深水海管內(nèi)介質(zhì)流速增大，所引起的沖蝕、段塞和雜質(zhì)等也給現(xiàn)場帶來了極大的挑戰(zhàn)[17]。

3.3 設(shè)備調(diào)試切入影響正常外輸

為配合深水氣田降壓,平臺(tái)需要進(jìn)行設(shè)備的配套升級,包括濕氣壓縮機(jī)、凝析油外輸泵等大型設(shè)備,設(shè)備數(shù)量多且調(diào)試難度大。根據(jù)設(shè)計(jì)需停產(chǎn)調(diào)試及切入，影響正常外輸,同時(shí)也增加了調(diào)試難度和停產(chǎn)檢修作業(yè)量。

4 創(chuàng)新點(diǎn)與關(guān)鍵技術(shù)內(nèi)容

4.1 由2階段改多階段精細(xì)化氣藏降壓

平臺(tái)根據(jù)單井“短板效應(yīng)”提前對深水氣田A創(chuàng)新性進(jìn)行整體分階段降壓開采,在ODP基礎(chǔ)上經(jīng)分析,將原設(shè)計(jì)的2階段降壓改為多階段降壓模式,先降壓至3.5 MPa,而非一步降壓至2.5 MPa,這樣可以充分利用油藏自身的能量,減少濕氣壓縮機(jī)的負(fù)荷和燃?xì)庀?達(dá)到降本增效目的,最大限度提高氣田采收率,最終提高氣田生產(chǎn)及管理效益[18]。ODP降壓及實(shí)際降壓階段劃分見圖3,藍(lán)色部分面積為實(shí)際降壓較ODP降壓多利用的氣藏能量。

通過精細(xì)化氣藏降壓,最大化挖潛油藏剩余能量,有效地使壓縮后濕氣溫度由120 ℃下降至85 ℃以下,冷媒需求量降低,此外濕氣壓縮機(jī)的天然氣消耗量也明顯減少。通過計(jì)算可知，每外輸1 000×104m3天然氣減少天然氣消耗量5.52×104m3。

圖3 ODP降壓及實(shí)際降壓階段劃分圖Fig.3 Division of ODP and actual pressure step-down stage

4.2 基于模擬軟件分析優(yōu)選策略

由于深水氣田采用水下管匯生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā),氣藏各井井流物經(jīng)管匯匯合后進(jìn)入地面處理系統(tǒng),無法實(shí)現(xiàn)單井或者分批次降壓,同時(shí)還必須保障深水海管流動(dòng)性安全。為此,深水氣田A利用全動(dòng)態(tài)多相流模擬軟件優(yōu)選出最佳操作策略,開發(fā)在線降壓操作程序,使外輸產(chǎn)量損失降至最小[19]。深水氣田A在降壓過程中,由于海管壓力下降,流速增大,在降壓期間深水海管多出的積液必須處于可控范圍,為此制定了三種降壓方案備選(即方案1、方案2和方案3),三種降壓方案的產(chǎn)量需求見表1。

表1 三種降壓方案的產(chǎn)量需求表

采用全動(dòng)態(tài)多相流模擬軟件對登平臺(tái)壓力峰值、乙二醇回流量、深水海管來液量等相關(guān)數(shù)據(jù)模擬預(yù)測，結(jié)果見表2。

表2 三種降壓方案相關(guān)數(shù)據(jù)模擬預(yù)測結(jié)果表

由表2可看出,三種降壓方案來液量均處于平臺(tái)可控范圍,而在線轉(zhuǎn)為降壓生產(chǎn)模式海域內(nèi)無深水氣田降壓的先例,也無相關(guān)作業(yè)經(jīng)驗(yàn)可以借鑒,同時(shí)考慮到段塞沖擊、模型偏差以及在保證流程穩(wěn)定時(shí)盡可能減少產(chǎn)量損失的前提下[20],確定了566×104m3/d降壓,991×104m3/d掃線,1 131×104m3/d穩(wěn)產(chǎn)的三步降壓模式。經(jīng)過實(shí)踐檢驗(yàn),三步降壓模式有效保障了深水海管流動(dòng)性安全。

4.3 創(chuàng)新設(shè)備選型、改造強(qiáng)化流程穩(wěn)定

ODP中為了滿足降壓后的凝析油增壓外輸,新增3臺(tái)預(yù)增壓泵,同原有3臺(tái)凝析油泵一起串級增壓,此時(shí)需要同時(shí)對6臺(tái)泵進(jìn)行日常維護(hù),工作量大;兩級串級增壓,操作難度大,不利于系統(tǒng)穩(wěn)定控制;大量凝析油回流,導(dǎo)致能源浪費(fèi)。通過新增凝析油變頻泵替代ODP方案的設(shè)計(jì),從設(shè)備及流程上解決上述難題,同時(shí)減少凝析油回流量,節(jié)能減排效果顯著。

此外,平臺(tái)設(shè)計(jì)有干氣壓縮機(jī)SOLAR130 A/B和干氣壓縮機(jī)SOLAR250 C/D共4臺(tái),在首次降壓至2.5 MPa時(shí),將干濕氣換熱器替換為新增濕氣增壓系統(tǒng)(由3臺(tái)濕氣壓縮機(jī)A/B/C并聯(lián)組成),在深度降壓至 1.0 MPa 時(shí),將干氣壓縮機(jī)SOLAR130 A/B作為濕氣預(yù)先壓縮機(jī)使用,預(yù)先將濕氣壓力提高至2.5 MPa后,再進(jìn)入濕氣壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮。系統(tǒng)分級增壓流程見圖4～6。

圖4 一級增壓流程圖Fig.4 Primary pressurization process

圖5 二級串聯(lián)增壓流程圖Fig.5 Two stage series pressurization process

圖6 三級串聯(lián)增壓流程圖Fig.6 Three stage series pressurization process

4.4 創(chuàng)新調(diào)試流程及降壓程序

對于濕氣增壓系統(tǒng)調(diào)試流程的設(shè)計(jì)提出兩種方案:一是正常接入流程，即在深水氣田A停產(chǎn)期間,使用段塞流捕集器的上游壓力控制閥降壓后,流程切換為濕氣增壓系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)試;二是在ODP基礎(chǔ)上新增降壓管線,可以實(shí)現(xiàn)不停產(chǎn)在線調(diào)試，兩種方案的優(yōu)缺點(diǎn)對比見表3。綜合考慮,為了最佳改造投資比,推薦選擇在ODP基礎(chǔ)上新增降壓管線,通過新增壓力控制閥實(shí)現(xiàn)在線調(diào)試。

表3 濕氣增壓系統(tǒng)入口流程改造方案對比表

5 成果應(yīng)用效果與效益

2020年12月1日,深水氣田A成功在線實(shí)施了降壓開采,1#、2#深水海管的操作壓力先后由7.5 MPa降低為3.5 MPa。本次研究的深水氣田降壓開采技術(shù)在ODP基礎(chǔ)上,經(jīng)過創(chuàng)新形成完善的深水氣田降壓開采技術(shù)體系,指導(dǎo)深水氣田(含淺水水下生產(chǎn)系統(tǒng))增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)以及現(xiàn)場操作等,最大限度地提高深水氣田采收率,最終提高深水氣田生產(chǎn)及管理效益。降壓收益最大的井為深水氣田A4井,其降壓生產(chǎn)前后的生產(chǎn)曲線見圖7。

圖7 深水氣田A4井降壓前后生產(chǎn)曲線圖Fig.7 Production curves of well 4 in deep water gas field A

由圖7可看出,降壓生產(chǎn)后深水氣田A4井的生產(chǎn)壓差增大,該井在相同油嘴開度下,產(chǎn)量由80×104m3/d提高至160×104m3/d,產(chǎn)量增幅達(dá)100%。

6 結(jié)論

深水氣田降壓開采技術(shù)目前存在氣田間回壓不等、長輸深水海管流動(dòng)性安全保障難、降壓開采階段劃分不清晰、配套工藝流程改造大等問題。由于深水氣田獨(dú)特的水下生產(chǎn)系統(tǒng),其降壓開采的時(shí)機(jī)選擇尤為重要,需要綜合合同氣量和氣藏剩余能量予以詳細(xì)評估,同時(shí)應(yīng)使用全動(dòng)態(tài)多相流模擬等軟件加以模擬分析,針對性地制定降壓開采方案。

深水氣田降壓開采技術(shù)與陸地氣田或淺水氣田降壓開采技術(shù)相比,在實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)、海管流動(dòng)性、段塞沖擊以及計(jì)算模型上具有顯著的不足之處。建議同類型深水氣田降壓開采前,與深水氣田A從氣藏、深水海管、設(shè)施設(shè)備等方面進(jìn)行綜合對比,選取最優(yōu)方案,進(jìn)一步深化深水氣田降壓開采技術(shù)，提高可行性。