1水下生产系统关键技术
1.1深水油气田水下生产设施化学药剂的选择海上油气田的开发都离不开化学药剂,这些药剂主要用来添加到生产流体、海水等介质中,以此来提高各有关处理设备的处理效率,保护设备与井口管线,以及延长设备的使用寿命等。常用的化学药剂如表1所示。1.2主控制系统通信方式的选择主控制系统(MCS系统)是水下控制系统的一部分,负责整个水下生产系统的控制,进行数据采集和存储,通过脐带缆与水下设备通信。主控制系统MCS与平台DCS系统通信通常采用OPC通信或者MOD-BUSRTU协议通信方式。这两种通信方式都是成熟技术[2-4]。OPC(用于过程控制的OLE)已经是一个工业标准,它基于微软的OLE(现在的ActiveX)、COM(部件对象模型)和DCOM(分布式部件对象模型)技术来实现工业系统之间的数据通信。目前OPC拥有一整套接口、属性和方法的标准集,主要应用于过程控制和制造业自动化系统。OPC技术有以下优点:①通信速率高,基于单根以太网或RS485总线即可满足番禺项目4000点的通信要求;②实现了MCS和DCS系统数据,并架构了统一的实时监控系统,能够双向通信和控制;③控制系统的扩展能力,具备统一的开放接口;④OPC规范定义了一个工业标准接口。OPC是以OLE/COM机制作为应用程序的通信标准。OLE/COM是一种客户/服务器模式,具有语言无关性、代码重用性、易于集成性等优点。OPC规范了接口函数,不管现场设备以何种形式存在,客户都以统一的方式去访问,从而保证软件对客户的透明性,使得用户完全从低层的开发中脱离出来。Modbus协议是应用于电子控制器上的一种通用语言。通过此协议,控制器相互之间、控制器经由网络(例如以太网)和其他设备之间可以通信。它已经成为一通用工业标准。有了它,不同厂商生产的控制设备可以连成工业网络,进行集中监控。RTU(RemoteTerminalUnit)是一种远端测控单元装置,RTU具有的特点是:①通信协议简单易用,特别方便PLC等工控机集成;②通过预定义统一的收发地址可以整合MCS和DCS系统数据,能够实现统一的实时监控系统,能够双向通信和控制;③模块化设计,方便控制系统扩展;④具备统一的开放接口。1.3深水油气田海管和立管形式的选择随着水下油气田开发规模的不断扩大,柔性管道越来越多地被应用在海底管线和立管。其机械性能良好,安装程序相比金属管线要简单,为海管和立管设计提供了另一种选择方案。柔性管道可选内径从50.8mm~508.0mm,服役寿命根据材料的差异从20~40a不等。柔性管道主要分为两种类型:内层平滑型(图2)和内层褶皱型(图3)。主要区别是:前者与介质接触的最内层材料为塑性管道,而后者最内层材料为金属互锁层。内层褶皱型柔性管可以应用于油田和气田,通球时不会对内壁造成影响,而内层平滑型应用于油田,气田应用较少,在通球和管线内出现真空工况时,需要避免外力对内壁的破坏。除了最内层的区别外,其他各层材料及功能都是相似的,1.4深水油气田管汇的设计生产管汇的主要功能要求为:接受来自井口的生产气体、提供关闭井口来流功能、提供温压监控、承受系统的设计压力、承受由外部跨界管/渔网拖挂/地震等载荷、为清管或收发球提供平台等。管汇的组成包括管汇基础、结构支撑和框架、管线和阀门、临时收发球装置、水下连接器系统和阳极保护。水下连接器系统可分为水平连接器和垂直连接器,具体比较如表2所示。水下管汇在设计时需要对在位工况分析、操作工况分析、测试工况分析、吊装及吊耳计算、拖航工况、安装动力分析、基础设计等7种工况进行分析和计算。1.5深水在线管汇安装方法选择在深水开发工程中,海上安装具有资源投入多、技术难度高、风险系数高等特点。常规海底管线的铺设技术在国内已经较为成熟,且以S-Lay铺设方式为主,但对于在线管汇(In-LineTeeManifold,简称ILTM)安装经验很少,技术尚未成熟。影响在线管汇安装的主要因素有:①船舶因素。目标船舶的定位能力、张紧器能力、吊机能力、绞车能力、焊接作业线设置,决定了安装能力,设计的结构在安装时不能超出计算系数后的船舶安装能力;②海况因素。海平面浪涌高度/频率、海底底流、风速等环境因素决定了安装的动态载荷;③成本、风险因素。在满足安装的基本要求前提下,需要选择较低成本和风险的方案。
2水下生产系统设计优化
2.1水下生产设施设计温度确定在基本设计过程中,对番禺35-2/35-1水下生产设施设计温度确认(表3)。在详细设计中,温度的调整会导致水下设备(包括各类球阀和闸阀、水下连接器、水下管汇和水下采气树)及水下管线(生产管线和跨接管)设计的调整,不但影响项目后期的进度和费用,也会限制生产井的产能,从而不能按照预定配产进行生产。为确保详细设计方认同设计温度的合理性,在招投标阶段,就需要要求在承包商详细设计中对基本设计参数进行计算核实,如有问题,在投标阶段整改。2.2水下化学药剂系统对于水下生产系统,要考虑设施的简单可靠、可回收;尽量减小因为化学药剂系统故障造成的海上回收作业。水下气田常用的化学药剂为甲醇、乙二醇(MEG)、防垢剂、防腐剂等;甲醇一般用来平衡生产井开井时的压力,生产井初始启动或者再启动时水合物的预防,采油树阀门的泄漏测试,以及采油树和跨接管中生成水合物的补救;MEG主要用于正常生产情况下注入生产流体防止水合物的生成,MEG是水合物热力学抑制剂,通过降低水合物的形成温度来预防水合物的生成;防垢剂用于防止水下生产流体的结垢;防腐剂一般用于水下设备或者管线,降低腐蚀速率,当项目使用合金管线或者抗腐蚀合金复合管时,可以省去防腐剂。化学药剂从水上输送到水下的常见方法有:①每个注入点对应一根脐带缆管线;②单根脐带缆管线对应多个注入点;③一根管线混合两种药剂;④间歇注入的药剂;⑤化学药剂专门的注入管线。考虑到番禺35-2/35-1项目的情况,采用了单根脐带缆管线对应多个注入点的方法。该技术一般用于水下井口较多的情况,也是目前水下生产系统开发最常见的方式;一种药剂通过脐带缆管线输送到水下,然后通过化学药剂调节阀(CIMV)输送到各注入点,CIMV可以起计量和调节的作用。另外,对化学药剂的清洁度有一定要求,特别是防垢剂等注入量较小的CIMV,在详细设计中应密切留意水下设备厂家CIMV的规格,在平台设置高精度过滤器保证水下化学药剂的清洁度要求。2.3主控制系统通信方式基本设计中对中控系统的通信方式没有特殊要求。在详细设计中,项目组对OPC和ModbusRTU通信的优缺点进行了对比,OPC和ModbusRTU都有以下优点:①通信都能实现整合MCS和DCS系统数据,能够实现统一的实时监控系统,能够双向通信和控制;②都能方便控制系统扩展;③都具备统一的开放接口。其中OPC相对ModbusRTU具有通信速率高、不影响CPU负载率的优点,但其造价很高,需要额外为OPC配备2台服务器。针对番禺35-2/35-1项目的具体情况,使用ModbusRTU就可以满足通信要求。故在详细设计中采用了RS485总线的ModbusRTU技术。2.4水下管线柔性管在浅水范围的应用已经非常广泛,但其在深水领域(水深超过3000m)的开发还面临着一系列挑战,如抵抗外压的能力,抵抗低温的能力,以及管道总重量的增加等等。为了解决以上问题,生产厂家已研究出一些技术革新方案,例如可以通过使用高强度内部金属互锁层和高强度金属保护层来抵抗外压;添加保温层,循环加热等方法使柔性管保温;铠装层的材料由碳纤维代替碳钢,可以明显减少柔性管的悬浮重量等。刚性管的设计比柔性管的设计更为成熟,番禺35-2/35-1项目的基本设计中水下管线设计部分考虑采用刚性管方案,详细设计阶段也沿用该方案。但是柔性管的技术优点也比较明显,特别是铺设时间的节约,将大大节约整个项目的安装费。希望将来能继续对柔性管深入认识,为后续项目的开展提供参考。2.5水下管汇番禺35-2/35-1水下管汇为气田152.4mm和254.0mm海底管线之间的连接提供平台,为整个气田的清管与试压设备提供收发球接口,并与生产井相连并提供预留接口。在管汇的设计过程中,由于地质资料的变化、渔业保护要求、船舶安装能力等因素的影响,给项目带来了众多挑战。2.5.1管汇基础由于地质资料调查中遇到的困难,导致基本设计过程中采用了一些假设,从而为详细设计带来了一些变化及挑战。根据模拟的地貌三维图形的凹凸状况、地貌的平整度优化了管汇的坐标位置,管汇的最终位置与管汇地址调查的钻孔位置相差32m。前期设计是得到的地址资料显示管汇位置处,土质较硬,因此基本设计管汇采用重力式基础。为保证管汇服役期间的稳定性问题,在基础上施加配重,该方案导致管汇系统重量较大。但是根据最终的地址调查,在详细设计时管汇最终位置处的表层土壤为较软的黏土[6]。因此,在详细设计中,通过对基本设计基础进行优化,采用带裙板的防沉板基础承载整个结构,从而减少了安装重量,减小了安装风险。2.5.2管线设计基本设计中要求3D弯头至少包含1.5倍管线内径、并不小于300mm的直管段,为了降低结构整体的高度,在与详设方多次澄清和基设方进一步论证后,最终采用了至少1倍管线内径的直管段。2.5.3水下连接器基本设计阶段,由于水下管汇处于渔业活动区,需要考虑对接头和跨界管进行保护,采用了水平连接器设计方案,同时接受未来中标的设备承包商可以根据自身条件,在满足渔网拖挂保护要求的情况下进行修改。随着项目的进展,为满足项目进度要求,后续改用立式连接器,并修改了结构的形式,对结构和跨界管进行了保护,并按照规范考虑了渔网拖挂载荷对系统进行了校核。垂直连接器的公接头一般安装在管汇/采油树上,母接头装在跨接管上、安装时与公接头对接(图4、5)。水下连接器保护帽分为不承压和承压两种形式(图6、7)。不承压保护帽对水下连接器的公接头起到保护作用,也可随着接头安装到水下,一般建议在水下的停留时间不超过42d。承压保护帽可用于长期的公接头保护(期限与公接头使用寿命相同),根据密封形式的不同,也可用做隔断使用,即橡胶密封的承压保护帽可用作二级隔断使用,金属密封的承压保护帽可用作一级隔断使用。基本设计阶段,假设跨接管的安装与采油树和水下管汇的安装时间较接近,故用于连接跨界管的公接头都配备了不承压的保护帽,用于连接未来井的接头配备承压保护帽。详细设计阶段,安装计划中采油树和水下管汇的安装时间和跨界管的安装时间差距较大,超过半年,不承压的保护帽不能满足水下待产要求,故全部换成承压保护帽。2.6深水在线管汇安装番禺35-1/35-2项目在线管汇结构如图8所示,其安装相对于海管铺设的最大难点就在于附加的阀门、连接器以及防沉板等,大大增加了整体尺寸以及重量,这对传统靠张紧器进行海管铺设提出了挑战。要求从设计阶段就要考虑目标船舶的安装能力,有针对性地设计在线管汇的结构,并将安装方式考虑进去。在此基础上,有效的安装方式也是必不可少的[7]。除了在设计阶段针对安装船舶的情况对在线管汇的设计进行优化,还需要考虑到安装阶段可能出现不同的情况。2.6.1情况1可折叠的防沉板可以通过作业线上的张紧器,此情况下在线管汇具有最好的可安装性,设计安装流程如下:①将水下测量系统的应答器安装在海管的一个确定的位置,并下放;②应答器在海底就位后记录其位置,并计算ILMT的接入海管的位置;③将ILMT送入焊接生产线;④按照焊接海管的方法将ILMT焊接到海管上;⑤张紧器按顺序打开和关闭,使ILMT能正常通过;⑥进行相关的无损检测和节点防腐工作;⑦如果需要(基于安装分析),在ILMT到达铺管船艉部时将浮筒连接其上,用于减小在下放时作用在海管上的张力;⑧在ILTM离泥面50m时(视具体情况而定),通过ROV展开ILMT的防沉板;⑨通过ROV近距离监控ILMT着地;⑩ILMT着地后,通过ROV进行固定、释放浮筒并回收应答器。2.6.2情况2防沉板能不能通过张紧器但可以通过托管架,此情况与情况1的区别在于将防沉板在船艉进行安装,让后再下放,其他流程和情况1一致。2.6.3情况3防沉板不能通过张紧器和托管架。在此情况下,防沉板将与ILMT的本体分开安装,具体安装过程设计如下:①将水下测量系统的应答器安装在海管的一个确定的位置,并下放;②应答器在海底就位后记录其位置,并计算ILMT的接入海管的位置;③将ILMT送入焊接生产线;④按照焊接海管的方法将ILMT焊接到海管上;⑤张紧器按顺序打开和关闭,使ILM能正常通过;⑥进行相关的无损检测和节点防腐工作;⑦如果需要(基于安装分析),在ILMT到达铺管船艉部时将浮筒连接其上,用于减小在下放时作用在海管上的张力;⑧在ILTM离泥面50m时(视具体情况而定),将铺管船移到旁边;⑨用浮吊(可以是铺管船自身,也可单独用浮吊船)将防沉板吊起并下放到水下,可事先用标志浮球进行位置的预先定位以减小操作时间;⑩在防沉板下放的过程中,用ROV进行监控,并辅助其坐落到预定位置;在防沉板着地后测量位置准确性;移动铺管船,使海管回到铺设的原路径,继续进行铺设活动;使用ROV监控和辅助ILTM降落到防沉板上;一旦ILTM落到防沉板上,用ROV操作将ILMT锁定到防沉板上;通过ROV进行固定、释放浮筒并回收应答器。
3结论及建议
1)深水油气田开发过程中水下生产设施设计温度的确定应该综合考虑油气田的性质及生产操作开发理念等各个因素,深水油气田的水下生产设施温度的确定应该以油气藏的最高温度作为标准考虑,而气田开发的水下生产设施设计温度则应该按照井口的流温的考虑。2)化学药剂从水上输送到水下采用单根脐带缆管线注入方式时,在详细设计中应密切留意水下设备厂家CIMV的规格,在平台设置高精度过滤器保证水下化学药剂的清洁度要求。3)主控制系统通信方式不需要超标要求,在满足通信要求的情况下可采用造价最节约的技术。4)在非超深水项目的水下管线设计,应综合分析刚性管和柔性管两种设计理念,根据项目自身情况,选择最优方案。5)水下管汇的设计中,地质资料、安装计划对设计具有一定影响,需在详细设计阶段根据实际情况,综合考虑。6)深水在线管汇安装需要综合考虑船舶能力,预先准备不同工况下的安装方案。综上所述,在对一个深水油气田进行开发设计时,基本设计阶段需充分考虑各种设计方案的优越点,选定最优方案作为详细设计的输入。详细设计阶段前期,应对基本设计的基本参数进行核实和背书,再进行进一步的设计。进一步设计过程中,由于项目工期、费用等各方面的考虑,可能会对基本设计方案做适当或较大调整,应综合考虑各方需求,选择合理的方案,使得气田开发方案最优化。
作者：林影炼 胡茂宏 顾永维 杨洪庆 郝伟修 单位：中海石油深海开发有限公司
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