深水油气分离概念化设计本科毕业论文(编辑修改稿)

深水油气分离概念化设计本科毕业论文(编辑修改稿)内容摘要：

和水回注的实验。  20xx 年，巴西石油公司对巴西的海洋气 液分离器进行了操作实验。 这种分离器被称作垂直环 形分离和泵送系统，最初的想法在 1980 年起源于英国石油公司。 海底多相增压泵的发展 关于海底多相增压泵的里程碑事件是：  1993 年，阿吉普石油公司在意大利的 Prezioso 油田安装了新比隆和Sasp 双螺杆泵。  1994 年，壳牌石油公司在挪威的 Draugen 油田安装了 Framo 的螺旋同轴液压泵。  1997 年，挪威斯塔特石油公司在中国的陆丰油田安装了 Framo 单相电动泵。  20xx 年，埃克森美孚石油公司在赤道几内亚的 Topacio 安装了 Framo螺旋同轴电动泵。  20xx 年， 巴西石油公司在巴西的 Marlim 油田安装了带有威斯丁豪斯电动机的 Leistritz 双螺杆泵，整个装置在安装在海底之前已经进行了实验。 [10] 深水系统的优势 深水系统 具有很多常规海上生产系统所不具有的优势，它们是： （ 1）由于不再使用价格昂贵的海上平台，尤其对于深水区，极大地节省了油田开发总投资，同时在一定程度 上可以缩短施工建设时间，早日投产以尽快收回投资，因此在追求最大利 益的今天具有明显的经济优势。 第 2章 深水系统 12 （ 2）由于没有海上生产平台，就不需要平台操作人员，所以减少 了 生产管理操作费用和人员运送的危险。 同时，深水系统避免了 海面上各种恶劣气候环境因素如风暴、海冰等的威胁，提高了系统运行的安全性和稳定性，减少 了 停运时间，增加 了 经济效益。 （ 3）在海底把油和气从井产出液中分离出来， 就 无需花费大力气将它们输送到水面上进行处理，而且降低了油气藏的回压，提高油气产量；将采出的水回注到已开采区域可以维持油气藏的压力，其结果就是成本降低， 产量增加 ；海底分离技术目前已经可以实现，且对于偏远 的深海 地区来说有很大的吸引力，尤其是含水率超出了已有管线和设备承受能力的 深海 地区。 （ 4） 在海底进行水的脱除不但减少或避免了水面上水处理设备的数量，还降低 了 海底管线的流量 ，这就允许使用小管径管线 ，降低了设备 的投资。 同时 ，在海底进行水的脱出 降低了长距离输送管道中形成水化物的危险性，使得水合物抑制剂等化学药剂的使用减少，降低 了 生产成本。 （ 5）海底污水处理回注系统可以把以处理 后 的生产污水直接回注，大大有利于环境的保护，同时减少水面上的注水泵、 FPSO 上的旋转通道和输水管线等设备，节约了设备的投资。 假如气体不允许放空烧掉或不能经济地开发，可以用水气同步注入法开采海底 石油。 （ 6）深水系统使开发边际油田变得具有经济效益，这无形中增加了世界可开采油气资源的量。 深水系统面临的挑战 深水系统虽然有了较大的发展，但是依然有很多问题没有解决，依然面临着很多挑战： （ 1）距离海岸和海面都很远，材料运输以及施工都很困难。 深水中的静水压力很高，所以容积式容器需要很高的抗压强度。 由于海底的低温环境，使水合物的预防成为一个难题。 （ 2）由于海底环境的恶劣以及海底一旦发生事故时对环境造成污染的第 2章 深水系统 13 严重性，怎样设计更加紧凑，更加稳定的生产系统依然是一个技术 难题。 （ 3） 海上油气田一般具有复杂的油气藏特性。 恶 劣的海洋条件例如风、波浪、洋流等，通常无法掌握其情况，数据极少。 这些因素对水下设施 造成的影响不易评估。 这给深水油气集输工艺设计和生产安全带来许多难题。 （ 4）海底地势起伏，运行操作等带来的问题如段塞流析蜡、水化物腐蚀、固体颗粒冲蚀等已经严重威胁到生产的正常进行和海底集输系统的安全运行，由此引起的险情频频发生 在海上油气田。 （ 5）由于人类潜水深度的限制，水 深超过一定界限以后，水下设备的安装必须使用水下机器人进行。 深水 系统可能用于上千米深的水域，水下机器人的使用不可避免，需要大力发展电子遥控技术。 （ 6）由于深水 系统的 设备容器等均安装在海底，一般情况下不可能经常性地移动到海面或在海底进行维护 ，这对集输系统提出了一个要求：必须能长时间不间断运行且数年无需维护。 第 3章 紧凑型分离设备 14 第 3 章 紧凑型分离设备 随着陆上石油资源的迅速枯竭，越来越多的公司希望能够开发那些因为环境恶劣或者开发费用较高而不能开发的海洋油田。 传 统的离岸开发 是在 浅水中 建设拥有固定腿的平台。 在更深的水域， 就需要 使用 海上浮式生产平台或长 距离接合 现有的生产平台。 但是就目前而言，长距离接合现有 浮式生产设施的井的废弃井口压力高达 2MPA，因为没有使用海底分离和海底加压 设备 ，当井的产量 降低到 5000桶 /天时即被 遗弃。 几家公司正在研究海底分离的理论。 海底 分离将 避免举升大量需要处理和回注的水到海面。 这将减少举升费用，增加海底 水处理的经济性，延长深水工程的经济运营周期，减少开发风险。 海底分离设备与陆地分离设备有明显的不同。 海底的高压与低温以及恶劣的海况对海底分离设备的强度以及保温性 能 提出了更高的要求，图 31是一种海底重力式分离器，可以看到，为了增加强度，分离器设计成了球形。 图 31 一种海底重力式分离器 海底重力分离器的设计制造是非常廉价的。 它们是成熟的技术，并且在温和的生产环境中拥有稳定而强大的处理能力。 但是，重力分离器的设计也有很多缺点。  它们 非常庞大，占有很大的海底空间。 第 3章 紧凑型分离设备 15  对于高压力系统和高水深区域的开发，重力分离器所承受的压力等级将要求它们拥有 很 高 的 壁厚，因此变得笨重和昂贵。  砂的产生将会降低重力式分离器的分离能力，增加停留时间， 降低 了分离效率。 [11] 由于常规海底重力式分离器的上述缺点，它们在海底生产系统中并没有得到广泛的应用，而应用最多的是海底 紧凑型 分离器，下面将着重介绍几种海底紧凑型分离设备。 海底增压和注水站 挪威石油公司 Statoil的 Tordis油田水下生产系统于 20xx年开始签约动工，虽然水深仅有 200m，但该工程将商 业化运行世界上第 1 个海底分离、增压和注水系统 (简称 SSBIS)，因此堪称水下生产系统发展历史上的里程碑。 整个 SSBIS 系统包括跨接管汇、注水树、海底分离增压和注水 (SSBI)站。 海底增压注水站的结构与原理 海底增压注水站包括基础结构和总成模块、分离模块、除砂系统、注水泵、多相泵等组件。 SSBI 站采用独立的基础结构来支撑总成模块、分离模块以及其它一些组件，基础结构采用 4 个吸力锚 (每个角上 1 个 )来进行定位和找水平。 总成模块通过 Rovcon 联结系统提供与出油管线之间的连接，并将不同模块之间串联起来 ，估计带总成模块和分离模块的海底分离 系统 质量约 900 吨。 SSBIS 站分离模块 结构 如图 32 所示，采用了 CDS 紧凑式分离器，海底分离器 中的入口旋流器首先将油井产出物中的大部分气体分离出来，并通过1 个独立管线送出分离罐外，从而减小了分离罐的尺寸。 剩余的水、油、气和砂粒在分离罐内基于重力沉降原理进行分离。 较重的水相经注水泵增压后直接通过注水树的套管后回注到地层，油和气重新混合后通过 1 台多相泵增压后输送到 Gullfaks C 平台。 这种拥有气体旁通管线的分离器已经申请了第 3章 紧凑型分离设备 16 专利，与普通重力式分离器相比，它有效地减少了 体积，这在紧凑 性至关重要 的海底生产系统中的意义重大 ，图 33 为分离器剖面图。 图 32 SSBI 站分离模块结构与工作原理示意图 1— 气液旋流分离器。 2— 气体旁通管路。 3— 油 水 砂沉降分离器； 4— 供水管线； 5— 液体分布组件 图 33 SSBI 站分离器剖面图 分离模块作为 1 个独立装置，可以对其回收。 考虑到来自油 井出流中的任何砂粒都会沉积在分离罐底部，因此采用 1 个带有特殊喷嘴的冲刷系统以一定的时间间隔来冲走罐底的沉砂。 被冲刷走的砂子转移到 1 个重力除砂模块，与注入水混合后重新注入 到 注水泵下游的地层中。 另外 1 个可行的做法是，砂子与油气流重新混合后泵送到 Gullfaks C 平台。 离心式注水泵和螺旋轴流式多相泵分别采用标准的 Framo 泵型，都是通过来自 Gullfaks C 平台上的电缆为驱动电动机供电，都可用 1 个独立的工具回收。 此外， SSBI 站还配备有 2 个多相流量计 (Roxar)来测量油井产出物第 3章 紧凑型分离设备 17 的组成，进而为分离系统的设置 做准备。 分离罐中还安装有液位检测计来监测水 油 气三相之间的界面，这些界面信息用来控制注水泵和多相泵的转速。 整个 SSBI 站采用 1 个具有 51 种控制功能的海底控制模块，来控制实施各种不同功能并将其反馈到 Gullfaks C 平台。 [12] SSBI 站的优势 与传统的水面分离方式相比， SSBI 站具有以下几点明显的优势：  因为安装了全面的海底分离设施， Tordis 油田的最终采收率从 49%提高到 55%，将会多生产三千五百万桶原油。 [13]  SSBI 站使开发含水率较高的边际油田变的经济可行。  除去井流中的水， 提高注水能力，改善停产和再启动条件 ， 改善管道输送条件，同时避免了多相输送容易 出现的问题（例如形成水化物、段塞）；流动更加稳定，输送的体积可 少，允许使用小尺寸 的 管子。  由于耗能较少且需要较少的化学药剂来预防腐蚀、水化物和蜡等，故对环境影响较小；把产出水 处理后 就地回注，防止对环境造成污染  因为系统安装在海底，所以不需要海上平台和浮式设备，也不需要海面上 的分离、处理和回注系统，减少了设备的投资。 垂直环形分离泵送系统 垂直环形分离泵送系统 VASPS（ Vertical Annular Separation and Pumping System，简称 VASPS）是目前存在的另一种典型海底分离系统，它位于巴西海上的 Marimba 地区，气液两相分离器于 20xx 年投入运转。 [14] VASPS 的结构与原理 VASPS 分离器包括三个同心套管，其结构如图 34 所示。 外层套管（承压套管）有各种标称的接头，共有 6 节，其直径为 ，总长度为 3070m。 中间套管（螺旋分离器接头）直径为 ，其外壁焊有螺旋形钢板，与承压套管的内壁相接触形成螺旋水道。 内层套管为液体排出管，直径为， 位于螺旋管中间，提供液体排出通道，并在螺旋管中间形成内第 3章 紧凑型分离设备 18 层气体环空。 在承压套管的顶部，井口来液进入螺旋水道中。 在系统内部，液体在螺旋水道的导向下直接进入分离器的底部，通过产生的离心力提高分离效果。 图 34 VASPS 分离器结构示意图 气体从液体中分离出来后，通过螺旋管壁的孔道流入气体环空，向上进入气体膨胀腔。 气体经出口排出系统自然流入地面处理装置，进行二级或三级分离。 脱气液体向下流到螺旋 管 底部，在那里完成最后的脱气处理，并由液体入口进入液体排出管线，经电潜泵增压，将其举升出 VASPS，进入地面管线。 VSAPS 可实现良好的气液分离，使液体中气体的含量降到最低限度， 因此可以使用单相泵及测量系统。 VASPS 样机及海底构件包括以下几部分，如图 35 所示：  临时导向基础（ TGB）：通过 TGB 安装一个外径 、长 65m 的导管。 该导管由 12m 长的标准件组合而成，每个的外径均为。  流动基：当收 回 VASPS 系统后可隔离管线，而不需断开管线，该流动基与 套管相连接。 第 3章 紧凑型分离设备 19  VASPS 顶部组件：该系统的顶部构件包括分离器顶部气体膨胀腔、节流阀、液体及气体出口连接件、液体入口连接件、过程检测设备 、 ROV 接口板、穿电源设备及测试管线。 该组件可以从 VASPS 系统中撤出。 图 35 VASPS 系统组成图  VASPS 分离器：包括承压套管及其内部构件 —— 螺旋、液体排出管  （ LDP）、电潜泵（ ESP）组件和液面控制的静止井。  承压套管：包括螺旋部分、液体排出管线和 ESP，在顶部与导管相连并与膨胀腔相连接。  螺旋分离器接头：由外层焊有螺旋板的中心管制成。  LDP：容纳 ESP，并形成泵出原油从 VASPS 系统进入管线的通道。  静止插孔：在分离器内部是一个由顶部插头悬挂的静止插孔，以提供测量 VASPS 液面的通道。  ESP：由 LDP 悬挂在带有电气连接件的分离器顶部压盖上。 压盖可以电动断开，并与 LDP 和 ESP 一起从 VASPS 系统中完全脱离开。 ESP 提供的第 3章 紧凑型分离设备 20 能量可达 120xxbbl/d，最大流量时压力为 8MPa，电机为 1375V、 60Hz，由地面的变频调速控制器控制。 [15] VASPS 系统的优势 图 36 VASPS系统运行的简要说明 因为 VASPS系统主要安装在海上平台或者浮式系统以下， 如图 36所示，多相井流一直到这里才进行分离，所以 VASPS 系统具有。