海上油氣田水下生產系統的應用與發展

作者：張墨翰 鄧心茹

中國石油大學 (北京) 城市油氣輸配技術北京市重點實驗室

隨著油氣資源需求量的不斷增長，海上油氣開發的步伐也越來越快，深海已經成為海洋油氣開發的重點。水下生產系統是相對於水面開採技術如固定平台、浮式生產設施等的一種海上油氣田開發技術。它通過在水下布置生產管匯，放置部分或全部多相泵、分離器等工藝設備和水下通信控制設施以及海底管道，將采出液回接至附近水下/水面依託設施或岸上終端進行處理。在整個生產過程中，由水面設施的主控站通過水下臍帶纜及控制設備進行監測、控制。水下生產系統成為未來油氣開發的必然模式，因其具有顯著優勢：（1）適應性強，可以適應不同的水深，不受海上惡劣的自然環境的影響；（2）佔地面積小，大量設備安裝在海底，大大節省了平台的荷載和佔地空間；（3）降低甚至擺脫了其對水面及陸上處理設施的依託，突破了長距離油氣輸送的限制；（4）較大程度的提高了油氣田的採收率和開發速度；（5）效率高、安全性高、經濟性好。

目前，水下生產系統的關鍵技術被挪威、美國、巴西等國家掌握。與國外海上油氣開發相比，我國海洋油氣開發起步較晚，且主要集中在300 m以內的淺海，深海技術遠遠落後於國際水平。近幾年，深海開發已成為我國發展戰略，深入了解、掌握水下生產系統的應用與發展，旨在為進一步的技術突破和研發工作奠定基礎。

1 傳統的水下生產系統

1.1 水下井口及採油樹系統

採油樹是水下生產系統的基本組成部分，是水下生產的控制通道和監測設備。傳統的水下生產系統採用水下採油樹，將多口油井中的采出物通過電潛泵經管線彙集後，不經過任何處理直接輸送到水面。

水下井口主要包含套管、套管頭等，用於支撐採油樹及井口下部流體流通。採油樹一般包括樹體、連接器、閥件、永久導向基礎、採油樹內外帽和控制系統等。水下採油樹的構造比陸上採油樹要複雜許多，按照閥組的位置分為立式採油樹和卧式採油樹。兩種採油樹的主要區別是閥門相對於井口生產油管的方向不同，卧式採油樹的控制閥門和抽汲閥門與生產油管柱孔保持垂直，油管懸掛器的頂部和底部環繞著側向孔環向密封；此外，卧式採油樹可以適應大直徑的油管和聯合裝置，後期維護更容易，在修井方面也比立式採油樹更節約時間，因而得到廣泛使用。採用何種採油樹需要根據油氣田自身特點、水下環境、操作習慣等多方面因素綜合考慮。設計製造採油樹面臨的關鍵問題是承壓、密封、絕熱和保溫。

目前，生產水下採油樹的公司主要有FMC、Vtero Gray、Cameron、Kvamer等，我國水下採油樹生產技術，已研製出樣機，尚處於技術研發階段，未來任重而道遠。

1.2 水下管匯及連接系統

水下管匯及連接系統是將各油井生產的油氣彙集並外輸。管匯主要由生產管路、水下閥門、連接設備、支撐和保護框架等組成，有的管匯還兼有水下控制和化學藥劑分配的功能。水下管匯對水下生產系統的作用十分重要，其布置方法直接關係到水下生產系統的合理布局。在設計水下管匯布置方案時應根據鑽井專業提交的可能的布井方式，布置管匯使其與井口保持較近的距離，進行方案比選與優化，選出最佳布置方案。

1.3 水下控制系統及臍帶纜

水下控制系統和臍帶纜相互配合，對水下生產系統進行控制。目前水下控制系統主要是採用電液複合控制，需由水上設施提供液壓液作為動力，通過臍帶纜傳遞控制和液壓信號至水下控制模塊，再將採集到的井口壓力、溫度等信號通過臍帶纜傳送到水上控制終端從而實現對水下生產的監視與控制。由於水下生產系統設備較多且布置分散，一般要在水下設置分配單元或者臍帶纜終端設備，按照水下生產系統設備的布置將臍帶纜供應的液壓、電力及化學藥劑通過水下分配單元進行二次或者多次分配。

隨著深海油氣資源的開發和油氣資源離岸距離的越來越遠，信號傳輸距離也隨之變長，對水下生產控制系統的可靠性要求也越來越高，控制方式逐漸由電液複合控制向全電控制發展。水下全電控制不需要像電液複合控制那樣由水上設施提供動力源，其傳輸的是電信號，控制距離更長，而響應時間卻更短，同時也避免了電液複合控制帶來的液壓液泄漏等對環境造成的影響，對環境更友好。由於省去了液壓組件使得臍帶纜直徑減小從而大大節省了投資，在未來的深海油氣開發中，全電控制將成為水下控制系統控制方式的首選。

1.4 典型工程介紹

流花11-1油田是我國第一個採用水下生產系統的油田，平均水深300 m，於1987年發現，1996年3月投產。流花11-1油田總體開發方案如圖1所示，由集中管匯、一座半潛式浮式生產系統（FPS）和一艘浮式生產/儲油裝置（FPSO）、單點系泊塔井和水下井口系統構成。26口生產井中的產出物經各自採油樹內的電潛泵舉升進入永久導向生產底座下部的集輸管線內，通過鋼製跨接管將各個獨立的井口連接成封閉迴路，油氣從各井口彙集到中樞管匯後，再通過鋼製長跨接管進入海底輸油管道，進一步輸往FPS，最後到FPSO上集中處理。流花11-1油田的開發實現了多項技術的創新，包括國內首次全部使用水平井、世界範圍內首次使用水下井口電潛泵、國內首次全部採用遙控作業機器人完成水下作業維修等。

圖 1 流花11-1油田總體開發方案

荔灣3-1氣田是我國第一個深水氣田，水深1 350~1 500 m，於2006年發現，2014年4月投產。荔灣3-1氣田開發模式如圖2所示。氣田產出流體通過2條22″、79 km的海底管道回接到淺水增壓平台進行處理，採用水下複合電液控制系統，單獨鋪設1根6″、79 km長的乙二醇管線、1根79 km的控制臍帶纜。同時在海底管道終端管匯預留壓縮機介面。深水水下生產系統及相應的深水海底管道構成整個水下回接系統，選用水下卧式採油樹，複合電液壓控制技術；來自淺水增壓平台的臍帶纜為水下生產系統提供電力、液壓、控制；單井計量採用水下濕氣流量計。

圖 2 荔灣3-1氣田開發模式

2 當前的水下生產系統

深水油氣資源開發面臨的首要問題就是高壓低溫的惡劣環境，使得早期的、以及陸地上成熟的技術方案難以直接推廣。當前的水下生產系統在傳統水下生產系統的基礎上增添了水下生產工藝處理功能，主要有水下分離、水下增壓、水下清管系統等。

2.1 水下分離系統

在海底實現水下分離，可以降低能耗，減少水合物抑製劑的使用，增強海管的輸送能力，提高輸送效率。水下分離器按分離原理可分為重力式和離心式，按功能又分為氣液分離系統和油水分離系統，分別如圖 3（a）和圖 3（b）所示。分離器的關鍵技術是對分離出的砂進行處理，直接影響分離器的生產效率和可靠性。

圖 3 水下分離系統

2.1.1 油水分離系統

水下油水分離系統流程如圖 4所示，其主要功能是在海底對生產流體進行初步處理，即進行油水分離，分離出的水輸送至注水井回注到生產井儲層之中，和傳統的處理方式（即將產出液送至海上或陸上處理設備進行處理）相比，大幅降低了將海底油氣舉升至海上終端所需的能量。

圖 4 水下油水分離系統流程示意圖

目前正在進行技術研發的緊湊型水下油水分離設備有：管道式分離器、水力旋流器（適用於含油量高的流體）、電脫水器等，如圖 5所示。在技術研發階段完成之後就將進入概念研究階段，這一階段的主要任務是根據上一階段的成果設計海底分離站，克服和解決其在實際應用中產生的難題，為之後的技術差距確定提供依據。

圖 5 典型油水分離設備

2.1.2 氣液分離系統

水下氣液分離系統流程如圖 6所示，產出液經生產匯管輸送到分離器進行氣液分離，分離出的氣體和液體再分別經管線輸送到海上生產單元。其主要功能是提高油的產量和採收率，對於一些特定的區塊，當採用傳統技術已不能得到收益時，採用該系統則可以延長區塊的開採壽命。由於該系統允許使用高效設備，因此它還可以與水下增壓系統配合工作。

圖 6 水下氣液分離系統示意圖

目前已經研發或正在進行技術研發的設備有：內置旋流設備、圓柱式氣液旋流分離器、立式環形分離器和立式多管氣液分離器等，如圖 7所示。這些設備將會替代傳統的大型分離器。技術研發完成後就會進入概念研究階段，此階段主要是對兩種特定情況進行分析，一是對於中等分離壓力，分離系統將與增壓泵系統結合以增大油的產量；二是對於高分離壓力，研究並提供流動安全保障的方案。

圖 7 水下氣液分離設備

2.1.3 海底除砂

由於海底采出液中含砂量較高，如果不對其進行處理會堵塞管道，腐蝕泵等設備。目前，應用海底除砂工藝較成熟的區塊有Marlim和Tordias。現以Tordis區塊為例介紹海底除砂工藝，該區塊除砂的工藝原理流程如圖 8所示。采出液中的砂會沉積在分離器的底部，因此每隔一定的時間，沖洗系統中的特製噴嘴會進行沖砂，然後將其送往除砂器模塊，在這裡砂可以再次與注入水混合併回注到下游的注水泵中，或者與油氣再次混合併用泵輸送至Gullfaks C平台重新處理。

圖 8 Tordis區塊除砂工藝原理流程示意圖

2.2 水下增壓技術

2.2.1 多相泵增壓技術

海底多相泵增壓系統以及多相泵內部結構如圖 9、圖 10所示。多相泵是海底工藝處理的典型設備，可以不經分離直接為多相流提供壓能並將其輸送至海上或陸上的處理設備。對於海底多相泵，已經做了大量研究，相關技術產品也已投入使用。但每一種多相泵技術都有各自的適用範圍和局限性，最好的選擇是設計出一個通用性強的海底多相泵，這需要考慮多種因素，如海底不同壓力的要求、流量、含氣率、泵吸入壓力、黏度等。目前投入使用的海底多相泵的壓力不超過4.5 MPa，隨著深海開發深度的不斷增加，高壓多相泵的應用將成為發展趨勢，且研究表明，高壓多相泵（壓力可達到15 MPa）更適合高流量、深水和長距離回接的油氣田開發，這將給開發者帶來更好的經濟效益。在開發高壓多相泵時還應解決水下安裝過程中對上部操作平台設備的影響、臍帶纜成本以及海底優化安裝等問題。

圖 9 海底多相泵系統布置示意圖 圖 10 海底多相泵結構示意圖

2.2.2 氣體壓縮系統

氣體壓縮系統可以提高氣流壓力，從而實現提高採收率、維持長期高產、快速生產、通過氣體回注系統減少酸氣排放、降低開發成本等目的。用於深海長距離區塊和高氣油比油（氣）田。

水下氣體壓縮系統可以與水下分離系統配合工作，把分離器分離出來的氣體增壓輸送至海（陸）上處理設備，如圖 11所示。增壓輸送過程可能會遇到水深深度（可達2 500 m或更深）、濕氣處理等問題。

圖 11 海底氣體壓縮輸送流程圖

此外，水下氣體壓縮系統還可以把分離器分出的酸氣增壓回注到儲層之中，如圖 12所示。增壓回注過程可能遇到高壓差、水深深度（可達2 500 m或更深）、CO2含量高等問題。

圖 12 水下氣體壓縮回注流程示意圖

2.3 水下清管系統

海底管道運行一段時間後，管內壁會沉積蠟、砂等雜質，堵塞管道，降低管輸效率，增大管輸阻力，嚴重時會導致海底管道破裂，影響正常生產，對海洋生態環境造成巨大破壞。因此，進行海底管道清管是十分必要的。

海底管道清管的技術發展可分為三個階段：平台清管技術、迴路清管技術和水下清管發射技術，如圖 13~圖 15所示。這三種清管技術各有特點，詳細比較見表 1。目前廣泛採用的清管方案是雙迴路清管。然而隨著海洋開發深度的日益增加，海底清管難度越來越大，在設計清管器時需要克服海底多個管匯和閥組、三通和柔性管對其的約束限制。水下清管技術只需要一根海管，可以不影響水下生產系統的運行，與其他兩種清管方式相比，在邊際油田和深水油田中進行水下清管更加簡單實惠，且安裝在海底，符合未來發展趨勢，技術成熟後可以節約油氣田開發成本，隨著水下清管操作費用變低和安裝難度下降等因素，該技術的發展會越來越成熟。

圖 13 平台清管技術 圖 14 迴路清管技術 圖 15 水下清管發射技術

表 1 三種清管技術比較

在設計水下生產系統的清管方案時，應充分考慮所開發油氣田的實際情況以及操作費用等多方面因素，對方案的可行性進行充分論證，確保海底油氣安全生產，實現經濟開發。

2.4 典型工程介紹

水下分離的成功案例是挪威石油公司Statoil的Tordis油田，其水下生產系統於2005年開始簽約動工，雖然水深僅有200 m，但該工程將商業化運行世界上第一個海底分離、增壓和注水系統（簡稱SSBIS），堪稱水下生產系統發展歷史上的里程碑。Tordis油田的海底分離系統被安裝在Tordis油田和Gullfaks C平台之間，對油井產出物流在海底實施水分離，將分離出來的水在海底注入到一個獨立的井中，從而減少Torids油田的開採背壓、將更多的油氣輸送往Gullfaks C平台進行後續處理。Statoil通過該項目的實施將油田的採收率從49%提高到55%，其中水下油水分離器如圖 16所示。

圖 16 Torids油田水下油水分離器

我國的陸豐22-1油田，水深333 m，1997年投產，是當年亞洲最深的海上油田，無生產平台，是當時世界上首次使用海底多相流增壓泵進行油氣開發的油田。2012年，整個油田廢棄，但水下設施依然完好。

3 實施水下生產系統存在的問題

海上油氣開發正在向全球化方向發展，並邁向更深的海域，隨著技術的成熟發展，對水下生產系統提出的要求也越來越高。水下生產系統具有風險性高和投資資金大等特點，使得安全可靠的技術及性能優越的裝備尤顯重要。儘管目前世界上水下生產系統的技術已經比較成熟，但仍面臨許多挑戰。

（1）海底油井采出液的處理工藝

隨著水下生產系統在海上油氣田開發中的廣泛應用，安裝在水面或陸上的常規的油氣處理設施將逐漸走入水下，真正實現油氣的海底處理，大大提高油氣田的採收率，延長油氣田的壽命。

（2）海底設備的選用

海上油氣田水下生產系統的油氣生產特點對水下設備的可靠性和安全性提出了更高的要求。深海中高壓低溫的惡劣環境也要求設備具有良好的抗壓性、抗腐蝕能力。隨著海上油氣開發向深水邁進，水下控制系統也由最簡單的直接液壓控制發展到如今的電液複合控制。如何保證管道和設備的可靠性；如何設計安全可靠靈敏的控制監測系統一直是業界關注的熱點。

（3）海底管道的流動安全保障

海底管道的流動保障是海上油氣開發面臨的核心問題。油氣田在不同開發階段對應的不同操作條件下多相流的輸送問題，例如：如何減少或抑制蠟沉積、積砂、水合物以及嚴重段塞流生成；如何合理制定停輸和再啟動方案並減少停輸、再啟動對生產系統完整性的影響；如何應對海底環境的不確定性；如何減輕或避免海底管道的腐蝕等都是需要關注和研究的問題。

4 水下生產系統的發展

目前水下生產系統前沿技術包括水下長距離流動保障技術、水下電力輸送與全電控制技術、水下安裝技術、水下生產系統可靠性及完整性管理技術、極地水下生產技術等。水下生產系統是多學科高技術的綜合運用，對各大院校和企業的研發能力都提出了更大的挑戰。

我國一直十分重視海洋油氣開發，隨著開發目標逐漸由渤海等淺水海域轉向東海、尤其是南海的中深水域，水下生產系統應用的重要性日益突出。在深海油氣開發的道路上，核心技術大部分掌握在國外公司手中，而我國缺乏工程實踐經驗，相關技術對國外的依賴性強。如何自主完成海上油氣田開發方案的設計，實現水下生產系統的國產化，提高技術和裝置設備水平，擺脫對國外技術的依賴，還有很長一段路要走。當下應做好以下幾點工作：

（1）對國外先進的水下生產系統深入研究，全面掌握前沿技術，結合我國實際情況進行油氣開發，確保系統的安全可靠性；

（2）提高我國科技創新和研發水平，儘快衝破國外技術封鎖；

（3）建立良好的試驗平台，為深海水下生產系統的海試奠定實驗基礎。

（來源：海洋石油 2017年37卷1期）

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