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2016-06

深水水下生产技术发展现状与展望

发布时间 : 2016-06--06 点击量 : 0
摘要:水下生产系统经历了由潜没式水下井口、半干半湿式水下井口到湿式水下井口的发展历程,形成水下井口、水下采油树、水下管汇、水下远程控制系统等在内的功能配套的水下生产系统。截至2014年年底,已有约6400口井采用水下完井、320多个水下油气田运行在世界各大海域,水下生产技术已成为深水油气田开发的核心技术。自1996年我国南海流花11–1油田国内第一次应用水下生产技术进行油气田开发以来,相继建成了陆丰22–1、惠州32–5/26–1N、崖城13–4、荔湾3–1等10个水下油气田,并实现水下管端件等设施国产化。本文简要回顾了国内外水下生产技术的研究进展,提出了我国深水水下生产技术的发展思路。  一、前言  水下生产技术是经济高效开发边际油田、深海油田的关键技术之一。随着海上油气田开发深度的不断增加,该项技术以其显著的技术优势、可观的经济效益得到各石油公司的广泛关注。自1947年美国第一次提出水下井口的概念以来,随着各种新技术的应用,水下生产系统经历了由浅海→中深水域(100~500m)→深水(500~1500m)→超深水(1500~3000m)、由有潜水作业→无潜水作业的不断发展和完善的过程。20世纪50年代以“水下干式舱”技术为核心,60年代早期湿式无潜水员多井口系统得到发展,1975年位于英国北海、水深75m的阿格油田采用一艘半潜式生产平台(SEMI–FPS)和水下生产系统进行开发,意味着水下生产技术由单纯的水下完井系统向水下油气生产系统的转变。  进入20世纪80年代后,水下关键设备如海底丛式井口,干式、湿式采油树,多井管汇,海底计量装置等得到开发,水下增压、水下油气处理等创新技术逐步进入现场试验和工业化应用阶段,水下遥控作业机器人作业水深达4000m,水下油气田开发模式日益丰富,应用水深、水下油气田回接距离的记录快速刷新。截至2014年年底,全世界已有500多个油气田应用水下技术,水下完井数达6400多口,从水深几米到数千米、从海上大型油气田到边际油气田,从北海、墨西哥湾到巴西乃至我国南海东部海域都有许多成功的案例。当前应用水下生产系统开发的油气田水深记录为墨西哥湾Peidido项目,最大水深2943m;同时应用全水下生产系统开发油气田并通过143km的海底多相输送管道直接回接到陆上终端已在挪威斯诺黑气田成为现实。水下生产系统正在成为经济高效地开发深水油气田和海上边际油气田的重要技术手段之一。  我国海洋石油总公司自成立之初,就十分重视及时掌握国外海洋石油开发的各项新技术的应用成果。随着海洋石油开发的目标由渤海等浅水海域转向东海、特别是南海的中深水域,水下生产技术应用的重要性日益显现。1996年我国通过对外合作采用水下生产系统实现了我国南海第一个深水油田流花11–1油田的开发。从1997年开始,我国相继应用水下生产系统成功实现了陆丰22–1、惠州32–5、崖城13–4、番禺35–2、番禺35–3等海上油气田的开发;2014年,我国第一个水深超过1000m的深水气田荔湾3–1建成投产。目前我国已有10个水下油气田建成投产,并正在开展水下井口设备、水下控制系统、水下管汇等关键设备的国产化,水下管端件等设备已在海上油气田得到成功应用。  二、水下生产系统的基本组成及发展动态  (一)水下油气田开发工程设施的组成  水下生产技术是相对于水面开采技术(如井口平台、浮式生产设施)的一种海上油气田开发技术。它主要通过水下完井系统、部分或全部安装在海底的水下生产设施、海底管道等将采出的油、气、水多相或单相流体回接到海上、水下依托设施或陆上终端进行处理。水下井口技术及系统发展历程见图1。  ?  应用水下生产技术进行开发油气田工程系统包括水下生产设施、水面依托支持设施、海底管道和立管、安装维护设施以及水下油气处理系统等,水下生产系统开发油气田的工程设施见图2。具体如下。  ?  (1)水面依托支持设施主要包括水面控制单元,所依托油气水处理设施,电力供应单元,所需化学药剂注入单元等。  (2)水下生产设施指在水下完井设备、海上控制技术基础上逐步开展完善的水下生产系统的基本组成设备。包括水下井口、水下基盘,水下采油树,水下管汇,水下控制系统等。  (3)海底管道和立管主要包括生产管道,脐带缆,海底电缆,注水、注气管道。  (4)安装维护设施主要包括安装水下井口采油树等的钻井平台,遥控作业机器人,遥控作业工具(ROT),修井控制系统以及相应的安装工具、测试系统等。  (5)水下油气集输处理系统指在水面油气集输处理技术基础上发展起来的水下油气水分离技术,水下多相增压技术和正在探索中的水下电力分配系统等。  (二)水下生产技术的应用范围  水下生产系统可用于海上油气田生产,注水、注气系统,也可用于将探井转变为生产井,其主要应用领域如下。  1.中深水域卫星油气田、边际油气田  随着浅水、中深水海域油气田的大规模开发,相应的海上平台、海底管道/管网等基础设施已初具规模,依托已有设施、采用水下生产系统还是简易井口平台等进行这类海上油气田的开发是工程方案比选的重点。通常在150m水深范围内,采用水下生产系统还是简易井口平台需要综合进行技术和经济比较,一般取决于油气田类型、人工举升模式,如油田需要采用井下电潜泵时,比较的重点是修井方式费用等,最终决定因素为在技术可靠的前提下的经济性。  英国石油公司(BP)等专门针对北海海上油气田开发工程做过比较,给出当地采用简易平台开发海上边际油气田的经济门限如下:水深70m处至少设8口井;水深100m处至少设16口井;水深200m处至少设32口井[6]。水下生产系统已经成为边际油气田、卫星油气田高效经济开发的主要模式,目前在我国南海水深115m处的惠州26–1N油田、惠州32–5油田均采用该模式进行卫星区块开发。  2.深水、超深水油气田开发  走向深水是水下生产系统应用的主要趋势,一般固定平台、深水浮式平台费用随水深呈指数增长,而水下生产系统费用随水深呈直线增长。2000年66%的水下井口位于200m以内水深,2005年44%的水下井口位于460m以内。当水深超过1000m后,借助遥控作业机器人技术的迅速发展,水下生产系统在深水、超深水海域的技术和经济优势将更为明显,据有关专家保守估计,此时水下完井数将占到总的完井数的55%~70%。  目前水下生产系统主要应用在世界深水油气田开发的热点区域,墨西哥湾、巴西、西非,各个海域应用情况见图3。采用水下生产系统+浮式生产系统、水下生产系统回接到中深水固定平台实现部分或全部深水油气藏的开发已经成为深水油气田开发的主要形式之一。  ?  (三)水下生产技术的特点及应用  应用水下生产系统进行海上油气田开发具有以下特点。  (1)采用水下生产技术可充分利用周边已有或在建水面设施;  (2)深水、井数少或油藏较分散时,与深水平台相比,采用水下生产系统具有建设周期短、初始投资低等优势;  (3)采用水下井口油气井布置较灵活:如丛式井不能钻及的边缘地区可采用水下卫星井完井形式;  (4)水下生产系统适用水深范围从几米到数千米,且可用于各种复杂海况,如海上冰区等;  (5)通过水下完井方式可将探井、评价井转变为生产井,从而不致使探井报废;  (6)水下生产设备可回收利用,在降低油气田开发成本的同时还有利于海洋环境的保护和海上交通航行的安全;  (7)水下生产系统可用于不允许建立水面设施如固定平台、深水浮式平台的军事禁区和航线。  目前全世界已经发现33个超过亿吨级的大型油气田,墨西哥湾、巴西、西非正在成为世界深水勘探的主要区域,与此同时深水技术研究已经取得了显著成果,深水平台的设计建造技术逐步完善、水下生产新技术不断涌现,一大批深水油气田建成投产,深水开发的记录被快速刷新,其中水深最深的是位于墨西哥湾的MC990气田,水深为2943m,钻探水深记录为3095m,见图3。世界上已投产的凝析气田回接距离最长的是由挪威国家石油公司(Statoil)作业的Snohvit气田,回接距离为143km。  (四)研究动态  水下生产系统是一个技术密集、综合性很强的海洋工程高技术领域,设施从材料、加工、制造工艺、海上测试到完井、采油、生产设施和海底管道、远程控制和维修作业等在内的多个学科领域和专业部门。世界上已投入运行的6400多套水下井口系统主要由5家公司垄断(FMCTechnologies、AkerSolutions、Cameron、Dril-Quip、GEVetcoGrey)。目前从海上油气田开发实际需求和技术发展总结其主流发展趋势如下。  (1)深水高温高压油藏水下井口设备。水下井口及管汇:水下井口和水下基盘优化、水下通钻采油树、海底电潜泵、多通阀连接、水下快速连接技术;高温高压材料:针对深水高温高压气田,开发耐腐蚀、耐磨蚀、耐高温高压、绝缘性好的材料,最大限度地减少水下更换作业和停产损失;水下作业系统:深水隔水管、高温高压防喷器、水下快速连接器以及配套安装工具。  (2)水下控制和通信技术。全电气控制系统技术:水下高压湿式接头、水密接插件、水下电气控制的阀门、执行机构,增加水下远距离控制半径、减小控制脐带缆直径和液压液泄漏风险;光纤通信技术和电力载波技术互补:新型水声通信技术、光纤通信、复合电力载波通信和数值传输技术。  (3)水下远距离供电技术。水下输配电技术:水下变压器、水下变频器、水下高压湿式电接头等;水下直流输电技术:水下生产系统供电向水下高压交直流供电方向发展。  (4)水下油气集输处理技术。水下油气水多相混输增压技术:多相泵转子优化、水下压缩技术、水下增压工艺控制;水下油气水分离技术:管道式在线分离技术、旋流分离技术以及油气水砂分离及回注技术;水下多相计量技术:水下在线计量、数值传输等。  经历了60多年的发展,水下生产技术和装备逐渐成熟,同时为了适应海洋石油向更深更远的目标发展,水下生产技术正在发展与更深、更远相适应的技术和装备。  三、国内水下生产技术发展状况  (一)我国水下生产系统的发展阶段  从1987年开始跟踪国外水下生产技术方面的应用成果至今,我国海洋石油工业在水下生产技术方面已实现从无到有质的飞跃(见表1),主要经历了以下三个阶段。  第一阶段(1985―2002年):合作开发阶段,这一时期最具标志性成果为1996年中国海洋石油总公司与阿莫科东方石油公司(AmocoOrientPetroleumCompany)采用水下生产技术联合开发流花11–1水下油田;1996年,中国海洋石油总公司联合挪威国家石油公司联合开发我国南海东部陆丰22–1;2000年,与阿吉普联合作业公司联合开发惠州32–5、惠州26–1N水下油田。  第二阶段(2002―2010年):合作研究和自主设计并重,这一阶段的主要成果为中国海洋石油总公司逐步具备了水下油气田开发方案的自主研究能力、探索了海上自主抢修技术;标志性成果有:自主完成了陆丰22–1、崖城13–4、流花4–1、番禺35–1/35–2、流花19–5、文昌9–2/9–3等水下油气田开发方案设计,形成自主的设计技术,制定了相应的设计规范和标准。  第三阶段:水下设备国产研制,这一阶段的主要成果为国家科技重大专项、国家科技部“863”计划、工业和信息化部、发展与改革委员会等在“十一五”“十二五”期间大力支持水下生产设备的国产化进程,开展水下钻井设备、水下管汇、水下控制系统、水下多相计量、水下分离器、水下阀门等装置的国产化研制计划。2012年,中国海洋石油总公司联合上海美钻有限公司启动了水下采油树维修本地化,2015年年底,已经成功完成6棵水下采油树的维修作业和海上安装;同时,我国已经在崖城13–4、流花19–5等实现水下管汇和连接器的国产化。  (二)我国水下油气田开发现状  我国水下油气田开发进程如下:1996年与阿莫科东方石油公司开发了流花11–1;1996年与挪威石油公司合作开发了陆丰22–1;1998年、2000年采用水下生产系统开发了惠州32–5、惠州26–1N;2006―2007年自主修复310m深水流花11–1油
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