流动保障技术在BZ34_3_5油气田开发中的应用
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第一作者简介 : 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 -m ail: lje @ mail. cooec. com. cn 。
2 2 1 停输状态分析 气田 3 WJ 2 EP 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
产流体 , 50 8 mm 子管 输送 置换 柴油。需要 置换 时 , 通过 2 EP 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。
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中国海上油气
2010 年
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预热参数分析
采用流动保障动态软件 PROF ES 对 BZ34 - 3/ 5 油气田 3 WJ 2 EP 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
预热流量 ( m 3 / h) 10 15 40 预热时间 ( h) 20 2 13 0 5 5 预热介质温度 ( ) 50 0 60 0 41 2 需淡水量 ( m3 ) 202 195 220
表2 3WJ 2EP 海管凝管后再启动时管内 挤顶压力计算结果
温度 ( ) 4 10 20 原油屈服值 ( kPa) 1 032 0 813 6 205 9 挤顶压力 ( M Pa) 42 7 33 9 9 2 15 0 最高承压能力 ( M Pa) 22 0
置换柴油流量 ( m3/ h ) 10 15 20
第 22 卷 第 1 期 2010 年 2 月
中国海上油气
CHIN A OF FSH OR E O IL A ND G A S
V ol. 22 N o. 1 Feb. 2010
流动保障技术在 BZ34 -3/ 5 油气田开发中的应用
刘菊娥
摘
倪
浩
( 海洋石油工程股份有限公司 )
要 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,
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中国海上油气
2010 年
BZ34 - 3 与 BZ 34 - 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。
Abstract: BZ34 - 3 / 5 field is marg inal field. T he m ult iphase subsea pipeline of t he field is diff icult t o per for m initial st art up due t o t he lo w temperature env ironment and high oil solidif icat ion point , and t he r isk o f t he crude o il solidif icat ion and subsea pipeline blockag e appear easily during shut dow n per io d in wint er. In order t o so lve the pr oblem, t he flow assurance technolo gy has been applied in BZ34 - 3/ 5 f ield t o sim ulat e the subsea pipeline st ar t up preheat ing , displacement , t em perature drop af ter shut dow n and ot her w or king condit io ns, and det ermine t he f low assurance pl an that w ell com plet ion liquid is used for init ial start up preheat ing of subsea pipeline and t he bundled pipeline is a do pt ed t o displace t he pipeline f or re - st artup aft er shut dow n. H ence, it helps t o avoid t he risk of subsea pipeline blockag e eff ect ively and provides t he t echnical support . In addition, it can reduce t he co st s in f ield development and o perat io n. T he successful applicat ion o f flow assurance t echno logy in BZ 34 - 3/ 5 has off ered a good reference f or ot her sim ilar m ar ginal fields and laid t he foundat io n fo r t he st udy of flo w assurance t echnolog y fo r develop ment of deep w ater fields. Key words: marg inal f ield dev elo pment; subsea pipeline; f low assurance; st art up pr eheat ing; r e start up aft er shut dow n
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 ( 3 ) 机械控制 相沉积物。 控制固相沉积的条件 ; 通过定期的发球操作清除固
图1 海管流动保障工作流程图
3
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。
表3 3WJ 2EP 海管置换参数计算结果
置换时间 ( h) 8 8 5 9 4 4 置换泵压 ( kPaG) 4 600 8 100 12 500 所需柴油量 ( m3 ) 88 0 88 5 88 0
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 2 000 m 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, 3 WJ 2 EP 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 MP a , 超过 对应 温度 下海 管的 最 高承 压能 力 ( 为
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
第 22 卷
第1期
刘菊娥等 : 流动保障技术在 BZ34 - 3 / 5 油气田开发中的应用
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停输再启动流动保障方案研究 图 3 是采用动态软件 PROF ES 对 BZ34 - 3/ 5 油
22 0 MP a) 。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。 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 4 m m 母管输送生产 流体, 25 4 m m 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 3 WJ 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 JZ20 - 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 4 mm 母管输送生
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。 关键词 边际油气田开发 海底管道 流动保障 启动预热 停输再启动
综合考虑各种因素 , 最终确定置换柴油流量为 15 m / h, 对应的置换时间为 5 9 小时, 置换泵压为 8 100 kPaG 。
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3
应源自文库效果
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。
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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 7 m / h, 所需淡水 总量为 220 m 3 。 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
图 1 为海管流动保障工作流程。
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流动保障技术在 BZ 34 - 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
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流动保障技术简介
流动保 障 一词 最 早 由 Deepst ar 合 作 组 织 于
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
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。 BZ 34 - 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 FP SU 。 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。
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。 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。