浅海采油平台工艺设计实践与认识

马一歌

重庆科技学院，重庆 401331

海上采油平台主要用来开采油、气和对油、气进行初步处理（如油气、油水分离），是多口生产井和油气处理设施的基础。采油平台有固定式和移动式，在浅水区使用固定式平台比较经济，根据平台规模常采用4腿或8腿桩基（导管架）结构形式的采油平台。例如西江24-3平台导管架为8腿12群桩结构，平台尺寸为55 m×61 m。在进行平台工艺设计时需依据国家法律法规、行业标准、企业标准、设计基础资料对工艺系统或流程的参数进行确认，利用软件进行分析、验证。与陆地油气处理系统相比，海上油气处理系统陆地支持不便，维修施工困难，海洋环境恶劣，工艺设备集中，风险危害性大。因此，确保工艺流程设计的合理性、设计计算的准确性、系统运行的可靠性是海上平台工艺设计的重点和难点。

1 项目概况

国内某海上油田区块距离陆地约16 km，平均水深4.8～6.4 m，距离西侧人工岛约12 km，采用“海油海采”模式进行开发。该区块石油地质储量1 706.5×104t，设置采油井36口、注水井20口，产能约27× 104t。

该项目新建1座8腿直桩式采修一体化平台、2条海底管道、2条海底光缆。其中，平台分东、西两个模块，设有55人生活楼1座和修井机1部。平台至人工岛的油、气、水海底混输管道采用12 in（1 in=25.4 mm）双层保温管，长约12 km。人工岛至平台的注水海底管道采用6 in单层钢管。人工岛进海路南侧下海点至平台的海底光电复合缆的单回长度约19.5 km。平台生产的油、气、水通过海底管道混输至人工岛进行处理，注水由人工岛提供，平台所需电源由陆上电网提供。受海域水深、吊装资源影响，平台设计首次采用海上直桩的桩基结构，打桩精度要求高；上部组块分体安装，组块海上安装难度大。

2 工艺流程设计

依托原有人工岛，新平台主要实现油气计量、集输、注水功能，产液在平台上进行单井计量、加热后通过新建海底混输管道输送至人工岛进行处理[1]。

根据油田配产、油气物性和混输管道的出口压力、温度等基础数据，经计算，在电潜泵生产条件下，井口压力能满足油气直接经混输海底管道输至陆地联合站的压力要求，从而确定主要工艺流程（如图1所示）。

图1 主要工艺系统流程

来自生产井的流体经油嘴节流后，通过各自井口采油树出油管道分别进入生产/计量管汇；进入单井计量管汇的油井物流经计量加热器升温后再进入计量分离器进行计量。全部井口物流经生产加热器升温后通过新建混输管道输送至人工岛处理。在平台管道进入海底管道之前设置清管球发射器，可实现对海底管道的清管作业。海底管道入口处设置有关断阀装置，在超压、管道泄漏和生产流程异常等情况时能关断海底管道。

3 管道和设备的设计计算

该区块原油黏度大、流动性差、含蜡量高，需要多次计算、验证，保证物流输送通畅。确定主工艺流程后，需要进一步细化，通过工艺元件布置和关键参数计算，完成管道和设备的设计。以下对部分关键管道和工艺设备进行设计计算[2]。

3.1 井口出油管道设计

根据相关设计要求，油井出油管道起于节流阀，止于计量/生产管汇[3]。每条出油管道上设有取样点、腐蚀挂片点、温度指示器和变送器、压力指示器和变送器。井口物流输送至生产/计量管汇的切换由手动阀门控制。每条出油管道上安装压力“高高”与“低低”关断，通过关闭单井翼阀和井上安全阀，保护节流阀下游的系统设施不受超压或泄漏/破裂的影响。

3.2 生产/计量管汇设计

油气生产系统实行密闭输送，设置了生产/计量管汇、计量加热器、计量分离器、生产加热器、发球筒等主要设备。生产管汇前按照全压设计，设计压力15 MPa，设计温度100℃；管汇后采用降压设计，设计压力2.9 MPa，设计温度100℃，从管汇出来的物流经加热器加热后外输。

流体及其携带的固体杂质对管壁有冲击，会造成弯头、三通损伤甚至发生穿孔。流体中可能存在沙粒，会使集输管道冲蚀问题加重。为减少冲蚀作用，需限定流体在管内的流速，因此在生产/计量管汇设计前需要确定冲蚀速度[4-6]。按照API RP14E标准，使用式（1）确定气液两相的冲蚀速度。

式中：ve为冲蚀速度，m/s；C为经验常数，用于连续作业时，取122；ρm为操作条件下气液混合物的密度，kg/m3。

气液混合物密度使用式（2）计算。

式中：S1为标况下液体相对密度；p为操作压力，psi（绝对压力，1 psi=6.89 kPa）；Sg为标况下气体相对密度；R为标况下气体与液体体积比，ft3/bbl（1 ft=0.304 8 m、1 bbl=0.115 6 m3）；T为操作温度，℃；Z为气体压缩系数。

确定冲蚀速度后，由式(3)计算管道冲蚀所需的最小管道流动截面积A。

式中：A为管道流动截面积，in2/（1 000 bbl·d）。

根据现场数据确定井口油嘴节流后的温度，2028年以前（含水小于50%）按40℃计算，2028年以后（含水大于50%）按60℃计算；井口最大关井压力为15 MPa。根据操作压力最终计算得出生产管汇的出口尺寸为10 in，计量管汇的出口尺寸为3 in。

3.3 计量分离器工艺设计

计量分离器设计用于处理单井最大油、气、水流量。按最大液量计算，停留时间约为3 min。分离器在气相出口设置钢丝网加强气液分离；在液相出口管嘴配有防涡流器，并设置排砂管用于清除分离器内的积砂。液相部分设置三个排放接头，用于在维修期间将分离器内流体排放到闭排系统中。

根据式（4）推导分离器内允许气速Wgv，计算分离器尺寸。

式中：Qg为气体处理量，m3/min；β为波动系数，实际生产中计算分离器尺寸时引入，对于海上设计，雪夫龙设计手册中推荐β=1.25；A1为气相流通面积，m2。

为计算液相流通面积A2及液相高度H2，液位高度一般取（1/2～2/3）D。确定H2/D的比值后（D为分离器内径），即可求出A1/（A1+A2），从而求出D值。分离长度一般取L=（3～5）D。

正常操作液位为分离器直径的60%，即H2/D=0.6。设H1为气相高度，当H1/D=0.4时，A1/A=0.373 5，其中A为分离器横截面积。

单井来液中，油的最大量为350 m3/d，沉降时间需3 min，通过计算得到分离沉降所需容积为0.73 m3，故选用800 mm（ID）×2 400 mm（T/T）计量分离器可满足分离要求。

3.4 电加热器设计

在确定平台主工艺流程后，根据原油及伴生气物性、井口压力、温度等参数建立入口物料包，再利用HYSYS工艺模拟软件进行模拟分析。

利用HYSYS搭建主工艺流程，输入物料后，利用混合器单元形成混合物油流进行模拟计算，HYSYS工艺模拟流程如图2所示。

图2 HYSYS工艺模拟流程

对单井计量加热器进行分析计算，将单井井口物流从40℃加热至50℃以上，按单井产液量为160 m3/d、含水率为40%，采用HYSYS软件进行热力计算，选用1台80 kW的电加热器。

利用HYSYS软件进行物热平衡计算，计算结果见表1。

表1 平台热负荷计算结果

从表1中可以看出，平台最大加热负荷将出现在2027年，需求为1 694 kW。随着含水比率升高，井口出油温度不断上升，当含水＞75%时，可以根据井口来液温度确定是否需要加热，根据HYSYS模拟计算结果，选用1 000 kW电加热器作为生产加热器。

4 系统安全分析

工艺设计完成之后需进行安全分析，以验证整个流程的安全性和可靠性，并根据分析检查结果决定是否需要对原设计进行调整和优化[7]。

进行安全分析时，首先将主工艺流程划分成若干单元作为研究对象，主要单元有井口出油管道、生产管汇、计量管汇、生产管汇出口管道、计量管汇出口管道、计量电加热器、计量分离器、清管球发射器、清管球接收器、混输海底管道入口、混输海底管道出口、生产电加热器。

按照单元类型，对安全分析清单（SAC）中的安全措施逐一确认，初步编制安全分析评估表，按照评估表核对工艺流程是否符合冗余安全设计原则，以及每个分析单元中可能的风险是否有两级保护，针对不符合项重新修改流程，确保两级保护对工艺流程的全覆盖[8]。

计量分离器和收发球筒属于压力容器，可能的风险有：过压、气窜、溢流和泄漏；设备无负压且撬内均不设加热器的工况，没有负压和超温风险；生产和计量电加热器虽归类为换热器，但其热源来自电热管，与被加热容器类似，除了过压和泄漏外尚有超温风险；其余单元仅为过压和泄漏风险。

4.1 过压风险

压力“高高”信号进入ESD，引发各类WSSV/SDV阀的关断和ESP/开闭排泵等输入/输出泵的关停动作，进行一级保护；由PSV阀的超压开启提供二级保护。其中，WSSV阀置于井口采油树，SDV阀置于生产/计量管汇和计量分离器的出口管道以及收发球筒与海底管道的连接处。WSSV/SDV阀将整个工艺流程划分为多个分段，并为各自分段内的一个或多个单元提供统一保护。PSV阀保护范围则较小，大多仅在有超压风险时为本单元或相邻单元提供保护。

4.2 泄漏风险

压力“低低”信号进入ESD（同过压风险），有时与设在设备撬内的止回阀共同进行一级保护；液体泄漏经开排管系统收集后进入开排罐，由开排和闭排系统提供二级保护；火气探头和消防喷淋装置则提供气体泄漏的二级保护。

4.3 超温风险

在设备撬内设置超温保护，温度“高高”信号进LCP引发起跳关停进行一级保护；由电阻丝温度“高高”信号引发的起跳关停提供二级保护。

4.4 溢流风险

液位“高高”信号进入ESD，切断入口SDV阀，进行一级保护；由于分离器不设溢流口，在气液压力比小于原设计工况时，可能的溢流液以冒罐形式流出，经出气口再次汇入主工艺流程，由下游设备提供二级保护。

4.5 气窜风险

液位“低低”信号进入ESD，切断出口SDV进行一级保护；由下游放空管汇提供二级保护，在放空头完成最终排放。

检查时还应注意各项安全装置保护范围的限制条件，例如需要确认与上游单元之间没有调压装置，保证下游压力能顺利传导到上游，才能利用上游单元的保护能力。

油气集输系统安全分析评估最终结果见图3。

图3 油气集输系统安全分析评估结果

5 设计结果分析

按照相关设计要求，根据平台井口最大关井压力、操作温度，生产计量管汇前按照全压设计，生产管汇出口后按照降压设计，确定了管道尺寸，完成了计量分离器相关参数计算。根据该区块油气产量、原油及伴生气物性、井口压力、温度等参数，利用HYSYS软件对计量加热器及生产加热器进行热力计算，确定加热器功率，完善工艺流程。针对主工艺流程划分单元进行安全分析，编制安全分析评估表，以确保流程安全可靠。

6 结束语

该平台是中国石油集团自主设计、建造、安装、调试的大型采修一体化平台。该项目的成功实施，提升了海洋开发建设能力，为海洋石油勘探生产积累了经验，本文相关计算及安全分析方法可为国内后续类似项目提供借鉴。