1、 化学工程与装备 2023 年 第 4 期 130 Chemical Engineering&Equipment 2023 年 4 月 海上某平台海管登陆端流程优化改造 海上某平台海管登陆端流程优化改造 崔 正（中国海洋石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）摘 要：摘 要：A 平台是海上某油田中心处理平台，也是全油田的外输中心平台。A 平台通过栈桥与生产平台 B和 C 相连，D 平台部分生产物流经 D 平台至 B 平台混输海管输送至 A 平台进行深度脱水。随着 D 平台产量增大，D 平台至 B 平台海管输送量增加，而海管登陆后的管线节流造成登陆后流程压差过大，严重制约了上游 D
2、平台的产能释放。本文针对该海管登陆后流程瓶颈进行研究，设计了流程优化改造方案，通过管线带压开孔的方式，新增一套接入 B 平台生产管汇的生产流程，安全高效地解决了管线节流问题，同时避免因流程改造造成 D 平台停产，并为后期 D 平台的产能释放奠定了坚实基础，同时为解决海上油气田海底管道及流程管线节流等相关问题提供可借鉴经验，具有广泛的推广价值。关键词：关键词：混输海管；管线节流；管线带压开孔；流程改造 前 言 前 言 海上某油田 A 平台为中心处理平台之一，主要处理 B、C、E 物流及 D 平台部分物流，处理合格的原油与另外两座中心处理平台 K 和 N 平台物流混合外输至陆地终端。图 1 D 平
3、台与 A 平台物流输送管线示意图 图 1 D 平台与 A 平台物流输送管线示意图 2020 年初，受 D 平台油水处理能力限制，D 平台无法提产。为了进一步释放 D 平台油井产能，将 D 平台部分油井产液输送至 K 平台进行处理；将另一部分油井产液和 D 平台生产流程处理后的物流通过D至B平台混输海管输送至A平台进行深度脱水（如图 2 所示）。该海管在 B 平台登陆后，物流通过管线上 106三通后接入 6压力等级为 900LB的管线，再经栈桥输送至 A 平台，与 E 平台海管来液汇合后进入 A 平台生产管汇。由于 D 平台产液在 K 平台处理效果不佳，为减轻 K 平台流程处理压力，2020 年
4、 7 月开始将 D 至 B 平台混输海管输送量由 4800m3/d 逐步提升至 5960m3/d，导致该海管入口端压力由 1.0MPa 上涨至 1.26MPa，而 D 平台生产管汇压力由1.3MPa 上升至 1.5MPa，接近 D 平台油井高低压开关设计高压值 1.75MPa。同时，该海管在 B 平台登陆端压力由 0.85MPa进一步上涨至 1.0MPa，说明该海管登陆端存在较为严重的节流问题。根据油田后续开发方案，D 平台产能全部释放后 D 至 B混输海管输送液量将增至 10000m3/d，海管入口端压力将进一步上涨，同时造成 D 平台生产管汇压力及油井回压上升，进而导致油井产液量下降，甚至
5、出现油井关停事件，严重影响了油田提产工作计划实施，解决该海管登陆端压力过高问题迫在眉睫。1 原因分析1 原因分析 针对 D 至 B 混输海管登陆后流程压差较大的问题，对海管登陆端生产流程进行排查。通过标定登陆端压力表与压力变送器，排除压力仪表显示偏差问题；将调节阀旁通阀全开后，登陆端压力无变化，排除调节阀节流问题；管线输送介质组成稳定，历次通球清管均未发现垢片等通球产物，排除固体杂质堵塞管线的可能性。最后，确定海管登陆端的 6输送管线是否存在节流。经过核算，当海管登陆后管线入口压力为 0.85MPa、输送量为 4800 m3/d 时所需最小管线内径（基于冲蚀速度）为5.54in，而实际流程管线
6、内径约为 5.5in；当海管输送量进一步增大，海管登陆端压力超过 1.3MPa 后，所需最小管线内径已远超 5.5in，管线输送能力严重受限；同时，海管登陆后的 6管线长度长达 110m，爬升高度约 6m，沿程弯头多达 16 个，进一步增大管线沿程摩阻，造成压降较大。因此，D 至 B 平台混输海管登陆后流程压差较大的主要原因是登陆后的流程管线设计尺寸偏小，产生了节流现象。DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.04.080 崔 正：海上某平台海管登陆端流程优化改造 131 图 2 D 至 B 平台混输海管登陆后生产流程示意图 图 2 D 至 B 平台混输海管登陆后生产流程示意
7、图 2 流程改造方案 2 流程改造方案 2.1 方案设计 为解决海管登陆后管线存在节流的问题，提出三种流程改造方案。方案一：新增 10管线接入至 A 平台预留接口。提前铺设跨栈桥 10900LB 管线，连接至 A 平台生产管汇预留接口，同时在 B 平台端预留接口，后期利用 D 平台停产检修机会，将该海管登陆处 10*6三通更换为 10等径三通，连接至 B 平台端预留接口以完成新流程改造，后期 D 平台生产物流可通过此流程直接进入 A 平台生产流程进行处理，并将原 6 寸管线拆除。方案二：原管线带压开孔后引 6管线连接至 A 平台预留接口。根据 D 平台提产计划，新增一条 6并联管线。如图 3
8、所示，在 10海管登陆端 SDV 阀后管段进行带压开孔作业（不能开等径的孔），新增 6900LB 管线连接至 A 平台生产管汇预留接口，从而实现两条 6管线并联进入 A 平台生产流程。图 3 方案二流程改造示意图 图 3 方案二流程改造示意图 方案三：原管线带压开孔引 6管线连接至 B 平台生产管汇转注井遗留接口。经现场调研发现，B 平台生产管汇有三个并排的 3转注井遗留接口，通过并联使用可满足 D 平台提产需求。如图 7 所示，在 10海管登陆端 SDV 阀后管段进行带压开孔作业，新增 6900LB 管线至 B 平台下甲板生产管汇，与三口转注井 3单井管线遗留接口相连，D 平台一部分生产物流
9、可通过此流程进入 B 平台生产管汇，与 B平台生产物流汇合后输送至 A 平台进行处理。图 4 方案三程改造示意图 图 4 方案三程改造示意图 为了考察三种流程改造方案的可行性和性价比，本文对三种流程改造方案的优缺点进行了对比。结果表明，方案三施工风险最小，施工周期和费用最低，且 D 平台无需停产。2.2 改造方案可行性分析 根据油藏开发方案，2024 年 D 至 B 海管输送液量将增至 10000m3/d，管线输送量将增加 4300m3/d，方案三可以满足输送量设计要求；与此同时，2024 年 B 平台最高产液量将增至 6060m3/d，加上流程改造完成后汇入的 D 平台部分来液，届时总液量将
10、达到 9060m3/d，经核算，所需最小管线内径为 8.1，目前 B 平台 10生产管汇可以满足管线输送量要求。预计 2023 年底 D 平台新增处理设施，届时可将混输原132 崔 正：海上某平台海管登陆端流程优化改造 油含水率由 75%降低至 1%，该海管的输送液量将降至约1650m3/d，原有 6”管线已满足海管输送量要求。对比三种改造方案：方案三工期最短、费用最低、材料和人力资源消耗最少，改造完成后可满足 D 平台提产后最大设计输送需求，性价比最高。表 1 三种流程改造方案对比 表 1 三种流程改造方案对比 项目 方案一 方案二 方案三 方案描述 新增 10管线接入至 A 平台预留接口
11、原管线带压开孔后引 6管线连接至 A 平台预留接口 原管线带压开孔后引 6管线连接至 B 平台生产管汇转注井遗留接口 工作量及风险 栈桥需要校核；110m 管线铺设，其中 60m 舷外管线作业，需搭设舷外脚手架；原管线拆除；停产影响产量。栈桥需要校核。110m 管线铺设，其中 60m 舷外管线作业，需搭设舷外脚手架；原管线带压开孔，存在风险。25 米舷内管线安装，管线施工量小、风险小；原管线带压开孔，存在风险。是否停产 需停产 24 小时 否 否 工期 10 人 70 天 10 人 60 天 10 人 30 天 费用 280 万元 260 万元 100 万元 3 改造及实施效果 3 改造及实施
12、效果 经过论证，采用方案三进行流程改造施工作业，耗时30 天完成流程改造并投入运行，并在 2021 年 6 月 D 平台提产前解决了流程瓶颈问题，新流程投运后输送管线各项参数正常，下游 A 平台生产流程运行稳定。3.1 D 至 B 平台混输海管运行状态对比 如图 5 所示，新流程投运前 D 至 B 混输海管的输送液量为 5960m3/d，D 平台端压力为 1.26MPa，B 平台端压力为1.00MPa；新流程投运后，海管最大输送液量为 7635m3/d，D平台登陆端压力下降至 1.10MPa，B 平台端压力下降至0.68MPa，该海管运行压力保持稳定。图 5 新流程投用后 D 至 B 平台混输
13、海管运行状态图 图 5 新流程投用后 D 至 B 平台混输海管运行状态图 3.2 B 平台生产管汇运行状态对比 新流程投运前 B 平台生产管汇压力为 0.48MPa，新流程投运后，海管输送液量增加 1675m3/d，B 平台生产管汇压力上涨至 0.56MPa，B 平台油井生产各项参数正常，B 平台生产管汇运行压力保持稳定。3.3 A 平台油水处理系统效果对比 新流程投运后 A 平台原油处理系统处理液量增加1675m3/d，A 平台原油处理系统并未受到 D 平台来液量增加的影响，原油系统各级含保持稳定；A 平台污水处理量增加约 1300m3/d，各级含油均保持稳定，污水处理系统处理效果保持稳定。
14、综合本次D至B平台混输海管登陆端新增流程投运后各项参数变化情况，可知新流程投运后 D 至 B 平台混输海管入口和出口压力下降明显，说明管线节流问题得到了有效解决，为后期 D 平台产能释放奠定了良好基础；海管输液量增加 1675m3/d，下游 A 平台生产流程稳定运行，各级设备的原油含水与污水含油数据均保持稳定。4 结 论 4 结 论（1）本文对海上某油田 D 至 B 平台混输海管登陆端管线压降高的问题进行了分析研究，发现海管登陆端的 6输送管线节流是导致管线压降高的主要原因。（2）通过对比三种流程改造方案的可行性，确定在原管线带压开孔引6管线连接至B平台生产管汇转注井遗留接口的改造方案最优，具
15、有流程改造工期短、费用低、所需物流和人力资源少、安全系数高、无须停产等优势。（3）新流程投运后，管线节流问题得到有效解决，试运行期间，输送液量增加 1675m3/d，管线运行参数和平台油水处理效果保持稳定，预计后期可进一步增加 4000m3/d 的输送量，为海上油气田海底管道及流程管线节流问题提供了可借鉴经验，具有广泛的推广应用价值。（下转第 118 页）（下转第 118 页）118 谷心宇：螺杆泵采油工艺的合理应用 情况，螺杆泵采油工艺的应用中，需重视自动化技术的应用，逐步打造自动控制与工况测试系统，由该系统实现对螺杆泵采油全过程的自动化监控。3.4 潜油螺杆泵的研制 未来的螺杆泵采油工艺应
16、用中，同样也要加大对潜油螺杆泵的研发，以通过潜油螺杆泵的性能提升，延长检泵周期，使螺杆泵能够在采油工作中发挥应有的作用。4 结束语4 结束语 随着当前油田工程中产能的扩大，许多油田都采用了螺杆泵采油工艺，为从根本上提高螺杆泵采油工艺的应用效果，相关人员在作业中需结合油井的实际情况，注重对螺杆泵采油工艺流程的调整、参数的优化。参考文献 参考文献 1 崔俊国,高翔,邹文强,等.潜油永磁同步电机直驱螺杆泵采油实验平台J.实验技术与管理,2020,37(9):5.2 梁辉,王世杰,钱程.基于改进 BP 神经网络的螺杆泵转速预置模型研究J.机电工程,2021,38(9):5.3 鄢雨,石彦,冯小刚,等.油井液量含水自动测量新技术的应用J.石油与天然气化工,2020,49(4):5.4 李大奇,杨令仪,祖海英,等.采油单螺杆泵转子偏心率对碰摩系统的响应研究J.化工机械,2020,47(4):6.5 刘强,曹玉莉,仲玉梅,等.油井机采方式适应性比较与优化评价J.科学与财富,2020(3):232.（上接第 115 页）_（上接第 115 页）_ 降低电泵沉没度，使电泵沉没度一直处于合理范围内。第四，
