海上油气田水下生产系统的关键设备与技术_金向东

图 １ 复合管截面
（5） 单井虚拟计量。与传统的大油田相比，边 际油田和深水油田更加注重开采成本的控制以及采 收率的提高。另外，由于目前存在着一个油藏多个 油公司开采的情况，作业者需要实时监控单井的产 量，以便于对油井的产能进行评估，因此低成本的 单井计量系统以实现对单井进行状态监控是现实所 需。虚拟计量技术主要应用于单井计量，该套系统 使用的是设备中原有的传感器，不需要额外增加传 感器及信号传输线路，只需要安装 1 套软件，即可 实现计量的功能。与传统的分离计量以及多相流量 计等技术相比，费用很低，维护操作非常简单，可 以实现实时的监控，其长距离的远程控制及监控功 能特别适用于水下生产系统中的单井计量。虚拟计量 技术的主要参考规范为 《American Petroleum Institutes （API） Recommended Practice 86 （2005） 》。 单井虚拟计量技术主要利用井下及 Choke 阀前后的 温度、压力和压差传感器获得的基本信号以及 Choke 阀开度信号，通过 Virtual Flow Metering System 软件进行多相流模型计算分析，得到单井流 量，实现单井油、气、水三相计量，其计量精度取 决于油气比、含水率。对于干气其计算精度在 1% 左右，随着油气比、含水率增加，其计算精度在 5% ～25% 。 同 时 根 据 总 量 计 量 结 果 和 阀 门 开 度 ， 可以对单井计算结果进行修正。目前这一技术已在 国外 Omer Lang 等气田应用，也将在国内的崖城 13—4 气田投入使用。
３ 结语
水下生产系统在国外已经是成熟的海上油气田 开发技术，并在西非、墨西哥湾及北海等海域广泛 应用，深水作业、长距离回接、多相流混输、水下 分离及水回注以及全电气化等是该系统目前迫切需 要解决的关键技术，这些技术也是未来的发展 趋势。
（栏目主持 焦晓梅）
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油气田地面工程 （ht t p:/ / www.yqt dmgc.com)
台，如某海上气田就是依托已投产的崖城 13—1 平 台 进 行 开 发 的 。 或 者 采 取 如 荔 湾 3—1 气 田 的 模 式，将新建的固定式平台安装在水深较浅的海域， 通过海底管道将位于深水海域的水下井口产出的油 气输往平台，这样可使平台的水深降低，成本也大 大降低；水下生产系统+浮式生产储油单元的模式 主要应用于深水油田，如流花 11—1 油田，水深为 310 m，其生产模式为水下生产系统+FPS+FPSO， 水下井口采出的油气通过海底管道及立管束输送到 FPS （半潜式采油平台） 进行处理，然后再通过海 底管道及单点输到 FPSO 进行储存和外输。
第 31 卷第 4 期 （2012.04）〈生产管理〉
海上油气田水下生产系统的关键设备Байду номын сангаас技术
金向东 林华春 中海油能源发展湛江采油服务文昌分公司
摘要：海上油气田水下生产系统的应用模式主要有两种：水下生产系统+固定式平台和水下 生产系统+浮式生产储油单元。与传统的大油田相比，边际油田和深水油田更加注重开采成本的 控制以及采收率的提高，作业者需要实时监控单井的产量，以便于对油井的产能进行评估，因 此低成本的单井计量系统以实现对单井进行状态监控是现实所需。虚拟计量技术的主要参考规 范为 《American Petroleum Institutes (API) Recommended Practice 86 (2005)》。深水作业、长距离 回接、多相流混输、水下分离及水回注以及全电气化等是该系统目前迫切需要解决的关键技术。
海上油气田水下生产系统已在国外超过 400 个 项目中采用，水深超过2 700 m。如安哥拉Dalia油田， 水深为 1 200 m，使用了 67 个水下井口，9 个水下管 汇；墨西哥湾Canyon Express气田，水深为2 225 m， 海底管线长 100 km，输送量为 1 400×104 m3/d，并 实现了超长距离的回接输送。我国国内仅有少数几 个海上油田采用该系统，目前正计划使用的陆丰油 田最深水深为 333 m。
２ 关键设备与技术
（1） 水下采油树。国外水下采油树的主要供应 商包括 FMC、Vtero Gray、Cameron、Kvarner、Argus、Kongsber 及 Aker 等，其中 FMC 为世界上最大 的水下生产系统提供商。目前国内仅有的 3 个具有 水下生产系统的油田有流花 11—1、惠州 26—1N& 32—5 及陆丰 22—1，均采用 FMC 的采油树进行生 产。20 世纪 90 年代水下液压控制技术成熟应用之 后，长距离的液压回接技术实现了水下的远程控 制，水下生产系统才得以广泛应用。水下采油树控 制由最初的直接液压控制发展到以电液混合控制为 主。目前电液控制技术主要研究方向集中在提高反 应时间和回接距离，但是由于电液混合控制对液体 清洁度要求较高，在反应速度、敏感度以及回接距 离等方面存在问题，且随着回接距离的增加液压控 制的成本更高。为了解决上述问题，业界开发出了 全电控水下采油树，全电控技术代表了水下采油树 将来的发展方向，第一台全电控的水下采油树由 Cameron 生产，已在北海的 K5F 气田投入使用。研
该系统的应用模式主要有两种：水下生产系 统+固定式平台和水下生产系统+浮式生产储油单 元。水下生产系统将油气采出后通过海底管道输往 固定式平台或者浮式生产储油单元等水面设施集中 处理外输。水面设置上安装水下生产系统的上部控 制终端，通过与水下生产系统之间铺设的水下脐带 缆，可以提供电力线路、控制线路、测量线路和化 学注入管线等，所有水下井口的日常操作都在水面 设施上完成。水下生产系统+固定式平台的模式主 要应用于近海边际油田的开发，多个水下井口采出 的油气通过海底管道网络输送到固定式平台进行集 中处理和外输，水下生产系统的操作控制都在固定 式平台上完成。固定式平台可以依托已投产的平
关键词：水下生产系统；水下采油树；水下控制系统；虚拟计量；油气田 doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2012.4.030
１ 水下生产系统应用现状
复合管海底管道、单井虚拟计量等技术近期在 我国海上油气田水下生产系统中得到了首次应用。 水下生产系统由水下井口等整套或部分水下生产设 备及海底管道组成。其优势在于：一般不需要固定 式或永久性的浮式平台；设备较少，海上安装工作 量较少，建造安装周期较短，自动化程度较高，操 作人员较少，运营成本较小；水下设备受气候海况 影响较小，安全性较高。
（3） 脐带缆。脐带缆是上部设施遥控水下生产 系统的通道，其内部包括低压液压供应软管、高压 液压供应软管、液压液返回软管、化学药剂注入软 管及 400V 电线。脐带缆的内部管线通常采用螺旋 式的缠绕方式进行加工，外层为保护层同时也作为 脐带缆的配重。脐带缆的可靠性要求非常高，产品 必须经过破坏测试、屈曲测试、配件疲劳测试、全 压试验、整体疲劳测试、配件应力计算及失效机理 分析，所有的测试和试验按 API/ISO 13628—5 中不 同的设计标准执行。世界上主要的脐带缆和海底管 线供应商包括 AKER、Nexans、Oceaneering、DUCO。目前由 Oceaneering 提供脐带缆已经能够应用 于超过 2 500 m 水深的海域，该公司最新的研究成 果将可以用于 4 000 m 水深。另外，Nexans 提供的 脐带缆可以进行高达 36 kV 的电力输送。
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究表明，全电控的水下采油树与电液混合控制的水 下采油树相比，按照 20 年的生产寿命计算，浅水 单井平均每年可减少 31.8%的停产时间，采收率可 增加 2%。
（2） 水下控制系统。电液混合控制的水下控制 系 统 ， 由 水 下 控 制 单 元 （SCU）、 供 电 单 元 （EPU）、液压动力单元 （HPU）、脐带缆上部终端 （TUTA） 及水下控制模块 （SCM） 等构成。其中 SCU、 HPU、 TUTA 及 EPU 安 装 在 水 面 设 施 上 。 SCU 通过水下脐带缆将控制和液压信号送至各水下 控制模块 （SCM），通过 SCM 操纵电磁导向阀及释 放液压源等，对水下井口进行监视、控制及关断。 HPU 为水下控制系统提供稳定而清洁的液压流体。 液压流体通过脐带缆输送到水下液压分配单元和水 下控制模块，操作水下阀门执行机构以实现水下遥 控操作阀的开启和关闭。TUTA 是多根液压液输送 管线、化学药剂注入管线、水下控制设备供电及通 信电缆的汇入面板和脐带缆的输出端口。EPU 则为 系统提供设备及仪表电源。SCM 安装在水下采油树 上，可以独立更换。SCM 与 SCU 进行通信，对水下 井口进行监视、控制及关断，其中井口压力、温度 及化学注入点等信号传输至 SCM，再通过水下脐带 缆进行信号传递、监视和控制。
（4） 复合管海底管道。复合管海底管道最早由 DUCO 公司提供，包括碳钢外管和不锈钢内衬，不 锈钢内衬材料选用 316 L。钢管外防腐采用 3PP， 牺牲阳极联合保护，相对以前使用的碳钢海管或者 全不锈钢海管，能够以较低的成本有效地控制海底 管道的腐蚀问题，同时外层的碳钢管可以起到较好 的保护作用。图 1 为复合管的截面图。