水下生产系统开井顺序分析

鞠朋朋，武志坤，罗 彭，唐 敏，张 欢

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

1 前言

南海某项目水深1 500 m，采用水下生产系统和半潜平台(SEMI)开发方案，天然气在半潜平台干燥脱水处理后外输，凝析油脱水处理合格后储存在半潜平台定期外输。水下生产系统共8 口生产井，井位布置分散，采用三个水下管汇(E1、E2、E3)和双20.8 km 的12″海管(Flowline-1＆2)进行开发，A4H井、A5H 井回接E3 管汇，A2 井、A3H 井、A6 井回接E2 管汇，A7 井、A8 井回接E1 管汇;其中A2 井通过2.6 km 的8″软管回接管汇，A4H 井通过2.2 km 的8″软管回接管汇，A6 井通过4.4 km 的8″软管回接管汇，具体开发示意图如图1。

图1 南海某气田水下生产系统开发示意图Fig.1 Development diagram of underwater production system of a gas field in South China Sea

为了防止单井回接软管安装过程中进入海水，软管需预充MEG 进行安装，在水下采油树开井时，需要优化开井顺序，降低预充MEG 及生产流体段塞流对SEMI 平台段塞流捕集器的冲击，避免造成设备液位高(LAHH)生产关断;水下气田通过半潜平台脐带缆注入MEG 防止海管内生产流体在输送过程中生成水合物，优化开井顺序降低海管出液时间将有利于半潜平台降低MEG 储罐容积，从而减少储罐重量和体积。文章将讨论不同开井顺序段塞流对下游流程的影响，提出合理的解决方案。

2 开井顺序优化方案

2.1 方案一，按照生产井距离从远至近顺序开井

在前期设计方案中，生产井按照距离SEMI 平台从远至近的顺序开井，即A4H→A5H→A3H→A2→A6→A7→A8，SEMI 平台设置段塞流捕集器用于缓冲水下生产系统产生的段塞流，其液出口排量为90 m3/h，缓冲容积为32 m3。开井过程中，海管出口累计出液量(ACCLIQ)、海管出口液体流量(QLT)、海管出口凝析油流量(QLTHL)、海管出口水流量(QLTWT)等参数曲线如图2。

图2 开井方案一:海管出口各参数变化Fig.2 Well opening plan Ⅰ:changes of parameters at the outlet of flowline

通过核算，在段塞流捕集器32 m3缓冲容积条件下，排液量需要增至165 m3/h 才可以满足段塞流要求，海管出口10.4 h 出现液体，SEMI 平台MEG储罐体积要满足该时间MEG 注入体积要求。

2.2 方案二，按照单井产量由高至低顺序开井

在详细设计阶段优化开井顺序，按照单井配产由高至低顺序开井，快速建立海管最小输量，降低海管滞液量，使海管内液体尽量平稳流出海管，减少液体段塞流对SEMI 平台设备的冲击。按照此原则，详设阶段优化开井顺序为:A2 →A7 →A6 →A8 →A5H→A4H→A3H，开井过程中，海管出口累计出液量(ACCLIQ)、海管出口液体流量(QLT)、海管出口凝析油流量(QLTHL)、海管出口水流量(QLTWT)等参数曲线如图3 所示。

图3 开井方案二:海管出口各参数变化Fig.3 Well opening plan Ⅱ:Changes of parameters at the outlet of flowline

通过核算，在段塞流捕集器32 m3缓冲容积条件下，排液量90 m3/h 可以满足段塞流要求，海管出口9.2 h 出现液体，SEMI 平台MEG 储罐体积要求小于方案一。

通过图2 与图3 相比可以看出，对于方案二，海管出口液流量QLT 最大2 400 m3/d，远小于方案一海管出口最大液量5 000 m3/d;海管平稳运行前，对于方案二，海管内滞液量形成四个小型段塞(详见图3 标注)，对下游设备缓冲容积冲击较小，而方案一则形成两个较大液体段塞(详见图2 标注)，对下游设备缓冲容积要求高;因而优化后的开井方案二对下游流程段塞流冲击更小，更适合初始开井的操作要求。

3 结论

不同开井方案对下游流程的段塞流冲击程度不同，按单井配产由高至低的顺序开井，快速建立海管最小输量，防止液体在海管内积聚，有利于降低海管出口段塞流体积，满足平稳开井的要求。