流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的应用

刘菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的应用

刘菊娥 倪 浩

(海洋石油工程股份有限公司)

BZ34-3/5油气田属于边际油气田,由于所处海域环境温度较低而所产原油凝固点较高,混输管道初次启动难,且在冬季停输情况下管内原油容易出现在较短时间内凝固而堵塞海底管道的风险。应用流动保障技术对BZ34-3/5油气田海管预热、置换过程和停输后的温降等多种工况进行了动态模拟,确定了初始投产时采用完井液预热和停输再启动时采用海管子母管置换的流动保障方案,从而合理地解决了启动预热和海管停输再启动的问题,有效地规避了凝管风险,为油气田安全合理的开发提供了有力的技术保障,确保了该油气田开发工程投资和运行成本的降低。流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的成功应用,对其它类似边际油气田开发具有借鉴作用,也为深水油气田开发流动保障问题研究奠定了基础。

边际油气田开发 海底管道 流动保障 启动预热 停输再启动

由于储量小和开发周期短,边际油气田开发须采用简易设施。BZ34-3/5油气田属于边际油气田,仅设两座井口保护架,所产井口物流通过新铺设的两条海底管线分别输送到BZ34-2EP和BZ34-4EP平台,与其上的生产井产物混合并加热后再通过原有的海底管线输送至FPSU。

BZ34-3/5油气田所产原油的凝固点都比较高,分别为26℃和24℃,而冬季海管周围的土壤温度(4℃)和井流温度(40℃)均较低,输送条件比较恶劣。因此,海管的流动安全成为BZ34-3/5油气田开发首先需要解决的问题。鉴于传统的开发模式和流动保障措施已经无法适应边际油气田开发的需求,需要采用非常规的措施和手段保障海管的流动安全,笔者结合国外深水流动保障技术,分析了BZ34-3/5油气田开发项目的工程特点,应用流动保障技术对海管预热、置换过程和停输后的温降等多种工况进行了动态模拟,制定出了一套合理完善的海管流动保障方案,为BZ34-3/5油气田的安全合理开发提供了有力的技术保障。

1 流动保障技术简介

流动保障一词最早由 Deepstar合作组织于1992年提出[1],其背景是墨西哥湾深海油气田在生产中遇到严峻的技术挑战。流动保障技术是指在各种环境条件下,在整个油气田开发期内,将烃类流体经济安全地开采出来并输送至处理设施的技术措施[2],主要是利用流体物性和输送系统的热动力特性,制定系统运行操作策略,控制管道中的水合物、蜡、沥青质、水垢等固相的沉积,防止流动通道的堵塞。流动保障技术的核心在于预防和控制固相的沉积,其控制方法主要包括以下3种:

(1)热动力控制——使系统的操作压力和温度远离固相形成的区域;

(2)动力学控制——控制固相沉积的条件;

(3)机械控制——通过定期的发球操作清除固相沉积物。

图1为海管流动保障工作流程。

2 流动保障技术在BZ34-3/5油气田开发中的应用研究

开发边际油气田的关键在于既能安全生产又能降低开发成本[3]。BZ34-3/5油气田开发项目本着采用简易生产设施的原则,设置的两个井口保护架上仅设置清管设备,不设置化学药剂注入系统,因此预防和控制固相沉积的手段仅包括热动力控制和机械控制:在正常生产期内,依靠井口物流的温度,设计合理的管线尺寸和保温形式,使得海管的出口温度保持在原油凝点以上,以防止海管的堵塞,同时通过定期的发球操作清除固相沉积物;在生产初期,采取预热措施,同时以海管的最小输量进行初始投产,以确保生产的安全;在海管停输时,采用置换的措施,将海管中的原油置换出来,以防止海管的堵塞。限于篇幅,本文重点论述流动保障技术在BZ34-3/5油气田3WJ—2EP海管生产期内流动保障方案研究中的应用。

图1 海管流动保障工作流程图

2.1 初始投产流动保障方案研究

由于海管埋于海底泥面以下,初始投产时管道内温度(4℃)远低于原油的凝点,为确保顺利投产,需要此时对海底管道进行预热处理,其关键在于应用流动保障技术分析确定预热参数,最终合理确定预热方案。

2.1.1 预热参数分析

采用流动保障动态软件PROFES对BZ34-3/5油气田3WJ—2EP海管的预热过程进行分析,考虑的环境温度为最低环境温度,确定的预热参数如表1所示。

表1 3WJ—2EP海管预热参数表

2.1.2 预热方案确定

考虑预热介质和预热设施的情况,初步拟定的预热方案有以下两种:

(1)采用配备加热器的值班船预热海管;

(2)采用完井液预热海管,其中完井液的温度为47℃,瞬间流量为14.7m3/h,所需淡水总量为220m3。

考虑到船舶资源和周边环境等各个因素,采用方案(1)进行3WJ—2EP海管预热既不经济又不方便,故采用方案(2)进行完井液预热海管,模拟得到的用完井液预热时该海管出口处流体温度随时间的变化趋势如图2所示。

从图2可以看出,预热12小时时该海管出口处流体温度就能达到30℃,满足海管投产时的预热要求。同时建议在投产时将子管中充注柴油,一旦出现完井液的温度、瞬时流量及所用淡水总量达不到上述条件的情况,可及时向海管中加注柴油,以保障海管的顺利投产。

图2 用完井液预热时3WJ—2EP海管出口处流体温度随时间的变化趋势

2.2 停输再启动流动保障方案研究

2.2.1 停输状态分析

图3是采用动态软件PROFES对BZ34-3/5油气田3WJ—2EP海管停输后原油温度变化的计算分析结果。

图3 3WJ—2EP海管停输后沿线流体温度的变化情况

由图3可知,3WJ—2EP海管的安全停输时间为5小时,超过此时间后,原油将在海管出口处开始凝固;停输8小时后原油将在距海管入口2 000m处开始凝固,而停输10小时后海管沿线输送温度均低于原油的凝点。

2.2.2 凝管后的再启动分析

经上述分析可知,3WJ—2EP海管允许停输时间较短,尤其是在冬季,如果停输时间较长,且没有及时进行置换或没有采取加注降凝剂的措施,则将有凝管的风险,因此,需要对凝管后的再启动压力进行计算,然后根据再启动压力的大小和海管的承受能力以及增压设施来确定风险程度。

3WJ—2EP海管凝管后再启动时管内挤顶压力计算结果如表2所示。

由表 2可知,在原油温度降低到环境温度(为4℃时),海管再启动所需要的挤顶压力为42.7 MPa,超过对应温度下海管的最高承压能力(为22.0MPa)。因此,必须采取措施,避免凝管发生,以确保管线能够安全运行。

表2 3WJ—2EP海管凝管后再启动时管内挤顶压力计算结果

2.2.3 防止凝管方案确定

为防止管线停输后发生凝管,有以下两种方案可供选择。

方案一:加注防凝剂,152.4mm母管输送生产流体,25.4mm子管输送化学药剂。在冬季可通过2EP平台上的化学药剂泵向通往3WJ平台的子管注入化学药剂来降低原油的凝固点,以防止凝管。此方案在J Z20-2N的子母管道中曾经应用,其优点是在停输后无需对海管进行置换作业,待恢复生产后直接采用电潜泵的压力启动海管,不足之处在于油气田的运行成本大大增加,需要在冬季不停地向海管注入降凝剂,同时化学药剂需要进行筛选,且降凝效果难以保障。

方案二:采取置换措施,152.4mm母管输送生产流体,50.8mm子管输送置换柴油。需要置换时,通过2EP平台上的置换泵向通往3WJ平台的子管注入柴油,从而对海管进行置换。该方案是采用一种新技术借鉴子母管的结构形式进行置换作业,更加符合BZ34-3/5油气田的开发特点,而且置换作业是在有人平台上进行,操作灵活方便,停输后需要置换时才进行,运行成本小,因此最终选择采用这种子母管置换方案。

对于子母管置换方案,还需要对不同柴油流量条件下的置换泵压和置换时间进行计算分析,其结果如表3所示。

表3 3WJ—2EP海管置换参数计算结果

综合考虑各种因素,最终确定置换柴油流量为15m3/h,对应的置换时间为5.9小时,置换泵压为8 100kPaG。

3 应用效果

应用流动保障技术后提出的海底管线的预热和子母管道置换方案均成功应用于BZ34-3/5油气田的开发实践,降低了该油气田开发的工程投资。BZ34-3与BZ34-5油气田分别于2006年11月和2007年3月顺利投产,目前运行情况良好。

4 结束语

油气田流动保障技术在BZ34-3/5边际油气田开发中的成功应用,对其它类似边际油气田的开发具有借鉴作用,也为深水油气田开发流动保障问题研究奠定了基础。建议今后在边际油气田和深水油气田的开发中应加大流动保障技术的应用力度,在初步设计阶段就应充分考虑流动保障问题,这样将会进一步提高油气田有效开发的可行性,对安全生产也具有重要意义。

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

[2] 侯磊,张劲军.基于流动保障的海底油气管道安全策略与技术[J].中国海上油气,2004,16(4):285-288.

[3] 刘菊娥,孙国民,郑向荣,等.渤中34-3/5边际油气田有效开发工程关键技术及其应用[J].中国海上油气,2008,20(6): 411-415.

(编辑:崔护社)

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

刘菊娥,女,高级工程师,主要从事海洋工程设备设施设计与研究。地址:天津市塘沽区丹江路1078号166信箱(邮编: 300451)。电话:022-66908167。E-mail:lje@mail.cooec.com.cn。