灘海油田人工島井口控制盤的設(shè)計及應(yīng)用研究

屈少林，安健辰，楊建義，李艷慧，張揚

灘海油田人工島井口控制盤的設(shè)計及應(yīng)用研究

屈少林，安健辰，楊建義，李艷慧，張揚

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司,天津300452)

針對灘海油田人工島井口控制盤進(jìn)行研究并與海上平臺同類產(chǎn)品進(jìn)行了對比分析，該系統(tǒng)主要以遠(yuǎn)程終端單元(RTU)為控制核心，主系統(tǒng)采用液壓控制模式，系統(tǒng)由公用主系統(tǒng)、單井模塊、RTU及聲光報警控制系統(tǒng)及易熔塞/緊急關(guān)斷系統(tǒng)組成，并對系統(tǒng)組成部分做了詳細(xì)介紹和說明。為便于后期井口控制盤的生產(chǎn)維護(hù)，參照海上石油平臺常規(guī)井口控制盤設(shè)計，部分產(chǎn)品可設(shè)計為抽屜式結(jié)構(gòu)，并形成為3～8井的標(biāo)準(zhǔn)系列化產(chǎn)品。

灘海油田 人工島 井口控制盤 安全控制系統(tǒng)

灘淺海油氣資源蘊藏量豐富，中國淺海石油總資源量約2.4×1010t，天然氣資源量達(dá)1.4×1013m3[1-2]。其中，渤海灘淺海地區(qū)是國內(nèi)灘淺海油田開發(fā)歷史最長、數(shù)量相對較多的地區(qū)，擁有豐富的油氣資源。中石油所屬遼河、冀東、大港以及中石化所屬勝利等油田均在該區(qū)域進(jìn)行油氣勘探開發(fā)[3]。

安全控制是石油行業(yè)一項極其重要的技術(shù)，隨著灘海油田人工島大規(guī)模開發(fā)建設(shè)，受到人工島自身地理條件及油氣集中開發(fā)特點的影響，安全問題日益突出[4]，對井口安全控制系統(tǒng)提出了更高的要求，井口控制盤作為油田安全控制系統(tǒng)的重要組成部分[5 -7]，不僅在海洋平臺得到規(guī)模應(yīng)用，也在灘海油氣田開發(fā)中發(fā)揮重要作用。本文以冀東南堡油田井口控制盤為例，介紹了灘海油田人工島井口安全控制系統(tǒng)的設(shè)計特點，并與海上平臺井口控制盤進(jìn)行了對比分析。

1 人工島井口控制盤

1.1 冀東油田概況

冀東油田人工島位于河北省唐山市南部海域，曹妃甸新區(qū)西側(cè)淺灘，各島水深差異較大，灘面高程5m左右不等，相繼建造了數(shù)個南堡人工島[8]，采用 “人工島+海底管線”的開發(fā)模式，產(chǎn)出液匯合后通過海底管線登陸上岸處理[9]。

1.2 人工島井口控制盤系統(tǒng)設(shè)計

井口控制盤是海上油氣田生產(chǎn)中的重要設(shè)備，用于控制采油樹的地面主閥(MSSV)、翼閥(WSSV)、井下安全閥(SCSSV)和電潛泵等設(shè)施，根據(jù)相關(guān)監(jiān)測信號控制井口設(shè)施順序關(guān)停，以保證海上平臺或裝置處于安全狀態(tài)的就地控制裝置。目前冀東南堡油田人工島井口控制盤主要采用以遠(yuǎn)程終端單元(RTU)為核心的液壓控制模式，系統(tǒng)設(shè)計壓力為40MPa，控制井?dāng)?shù)為3～8口井，可以形成標(biāo)準(zhǔn)化的產(chǎn)品。因而與海上石油平臺井口控制盤相比，存在一些異同。

1.2.1 人工島井口控制盤系統(tǒng)組成

冀東井口控制盤主要分為公用主系統(tǒng)、單井模塊、RTU及聲光報警控制系統(tǒng)及易熔塞/緊急關(guān)斷系統(tǒng)(ESD)。公用主系統(tǒng)主要由液壓系統(tǒng)、馬達(dá)控制箱、液壓油箱、蓄能器單元、低壓控制單元組成，通過公用主系統(tǒng)提供液壓動力及邏輯控制，能實現(xiàn)對所有井進(jìn)行控制。通過單井模塊電磁閥，能夠?qū)崿F(xiàn)對每口井的本地及遠(yuǎn)程4級關(guān)斷。井口區(qū)易熔塞及ESD關(guān)斷站系統(tǒng)可以實現(xiàn)火災(zāi)或者緊急情況對油井的生產(chǎn)關(guān)斷。典型冀東人工島井口控制盤結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 典型冀東人工島井口控制盤結(jié)構(gòu)示意

1.2.2 液壓系統(tǒng)及馬達(dá)控制箱

海上平臺具有儀表氣，液壓泵一般選用氣動往復(fù)泵較多。冀東人工島提供了380V(AC)電源，因而井口控制盤選用電動液壓泵，液壓泵選用徑向柱塞泵，設(shè)計輸出壓力為40MPa，排量要求在10 min內(nèi)能夠使整個蓄能器系統(tǒng)從預(yù)充壓力升到控制系統(tǒng)的最大工作壓力，電機選用隔爆型三相異步電動機，電機功率根據(jù)泵的排量和壓力要求進(jìn)行選型，泵的驅(qū)動功率計算如下：

(1)

式中：PKW——泵的驅(qū)動功率，kW；p——泵的輸出壓力，MPa；qV——泵的流量，L/min；η——泵的總效率，約0.80～0.85。

根據(jù)式(1)，最終選用的電機考慮到功率因素，應(yīng)不小于PKW的計算結(jié)果。

電動液壓泵和1個手動泵為液壓系統(tǒng)的增壓設(shè)備，手動泵作為特殊情況備用，為采油樹安全閥執(zhí)行器和低壓控制系統(tǒng)提供壓力。電動液壓泵液壓輸出分為兩路，一路為高壓端，調(diào)節(jié)輸出壓力為30MPa左右，為采油樹安全閥執(zhí)行機構(gòu)提供驅(qū)動力，液壓輸出端設(shè)有蓄能器，用于補償系統(tǒng)的微量泄漏和緩沖電動泵運行時對液控系統(tǒng)的沖擊，減少電動泵頻繁啟動。另一路為低壓控制單元，調(diào)節(jié)輸出壓力為0.5MPa左右，為單井模塊及易熔塞、ESD關(guān)斷站提供壓力，根據(jù)邏輯控制，確保安全閥的順序開啟和關(guān)斷。

馬達(dá)控制箱可以實現(xiàn)對電機的自動和手動控制。通過電動液壓泵液壓輸出端的壓力信號可以實現(xiàn)泵的自動控制，電動液壓泵通過馬達(dá)控制箱內(nèi)壓力開關(guān)來控制，啟泵壓力設(shè)定點為27MPa，停泵壓力為31MPa。馬達(dá)控制箱控制開關(guān)有3個位置狀態(tài)： 自動、停止、手動，井口控制盤正常工作時在自動的位置上，當(dāng)壓力降低到27MPa以下時泵自動啟動為系統(tǒng)補充壓力，壓力升高到31MPa或者油箱液位低報警時實現(xiàn)電機自動關(guān)斷。

1.2.3 RTU及聲光報警控制系統(tǒng)

人工島井口控制盤主要以RTU為控制核心，實現(xiàn)數(shù)據(jù)的采集及處理和傳輸。RTU是一種針對通信距離較長和工業(yè)現(xiàn)場環(huán)境惡劣而設(shè)計的嵌入式計算機控制系統(tǒng)，它將末端檢測儀表和執(zhí)行機構(gòu)與遠(yuǎn)程主計算機連接起來，具有數(shù)據(jù)采集、控制和通信功能，能接收遠(yuǎn)程主計算機的操作指令，控制末端的執(zhí)行機構(gòu)動作的功能，通常由信號輸入/輸出模塊、微處理器、有線/無線通信設(shè)備、電源及外殼等組成。人工島井口控制盤內(nèi)置接線箱，將采油樹安全閥開關(guān)狀態(tài)信號、系統(tǒng)控制壓力、液壓油油位等相關(guān)模擬和狀態(tài)信號通過壓力開關(guān)或變送器先傳至RTU，RTU通過RS-485標(biāo)準(zhǔn)接口與中心控制室相連，信號最終上傳到中心控制室。中心控制室可實現(xiàn)遠(yuǎn)程緊急關(guān)斷控制，實現(xiàn)對單井和所有采油樹安全閥的遠(yuǎn)程關(guān)斷，或者通過RTU進(jìn)行遠(yuǎn)程關(guān)斷，兩種關(guān)斷方式，互為備用。在通信線路故障后，RTU可轉(zhuǎn)換為手動控制，實現(xiàn)遠(yuǎn)程控制。

斷電聲光報警控制系統(tǒng)如圖2所示： 在主供電電源異常斷電后，實現(xiàn)聲光報警，同時將斷電信息上傳到中心控制室。在異常斷電后12 h內(nèi)，通過不間斷電源UPS給RTU供電，使油井不會因為異常斷電導(dǎo)致生產(chǎn)關(guān)斷。

圖2 聲光報警控制系統(tǒng)示意

2 對比海上常規(guī)井口控制盤設(shè)計差異

人工島油田開發(fā)受到開發(fā)海域及島體的影響較

大，與陸地油田相比，環(huán)境比較惡劣。但相比海上石油平臺有一定優(yōu)勢： 作業(yè)空間較為富裕，受氣候影響小，作業(yè)風(fēng)險和安全風(fēng)險相對較低，這也導(dǎo)致了在開發(fā)模式和安全控制方面與海上石油平臺存在一些差異。

海上石油平臺井口控制盤主要以DCS為控制核心，實現(xiàn)統(tǒng)一集中控制，設(shè)計壓力覆蓋40，69，103MPa 3個等級，由于平臺空間限制，采油樹井為叢式布局，井口控制盤也相應(yīng)為多井模塊式設(shè)計，單井模塊數(shù)量一般為20井左右，同時由于油藏地質(zhì)和采油樹安全閥設(shè)計的差異，井口控制盤原理不盡相同，因而海上石油平臺井口控制盤基本為非標(biāo)產(chǎn)品。

人工島作業(yè)空間相對富裕，采油樹按照3～8個固定1組布局，每個人工島可實現(xiàn)多組布局，且采油樹安全閥技術(shù)參數(shù)相對固定，同時為便于后期井口控制盤的生產(chǎn)及維護(hù)，可借鑒參照海上石油平臺常規(guī)井口控制盤設(shè)計，部分產(chǎn)品可設(shè)計為抽屜式結(jié)構(gòu)，并形成為3～8井的標(biāo)準(zhǔn)系列化產(chǎn)品。

綜上所述，綜合分析兩類井口控制盤的設(shè)計方案對比見表1所列。

表1 兩類井口控制盤設(shè)計方案對比

3 結(jié) 論

1) 國內(nèi)灘海油田人工島井口控制盤，主要由公用主系統(tǒng)、單井模塊、RTU及聲光報警控制系統(tǒng)及易熔塞/ESD組成。公用主系統(tǒng)主要由液壓系統(tǒng)、馬達(dá)控制箱、液壓油箱、蓄能器單元、低壓控制單元組成，通過公用主系統(tǒng)提供液壓動力及邏輯控制，能實現(xiàn)對所有井進(jìn)行控制。

2) 灘海油田人工島井口控制盤選用電動液壓泵，液壓泵選用徑向柱塞泵，設(shè)計輸出壓力為40MPa。電動液壓泵通過馬達(dá)控制箱內(nèi)壓力開關(guān)信號來實現(xiàn)泵的自動控制，啟泵壓力設(shè)定點為27MPa，停泵壓力為31MPa。

3) 人工島井口控制盤主要采用以RTU為核心的液壓控制模式，與海上石油平臺井口控制盤主要以DCS為控制核心的模式存在一定差異；其次，人工島由于井?dāng)?shù)和邏輯要求相對固定，同時為便于后期井口控制盤的生產(chǎn)維護(hù)，參照海上石油平臺常規(guī)井口控制盤設(shè)計，部分產(chǎn)品可設(shè)計為抽屜式結(jié)構(gòu)，并形成為3～8井的標(biāo)準(zhǔn)系列化產(chǎn)品。

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Wellhead Control Panel Design and Application Study of Artificial Island in Seabeach Oilfield

Qu Shaolin, An Jianchen, Yang Jianyi, Li Yanhui, Zhang Yang

(CNOOC Ener.Tech-Drilling & Production Co.Ltd., Tianjin,300452, China)

s: The wellhead control panel of artificial island in seabeach oilfield is studied. It is compared and analyzed with that of similar equipment in offshore platform. Remote terminal unit(RTU) is used as control core in the system, main system adopts hydraulic control mode. The system consists of communal main system, single well module, RTU, sound/light alarm control system and fusible plug/emergency shutdown system. The system components are introduced and illustrated in detail. To facilitate production and maintenance of wellhead control panel in later period, some equipments can be designed as a drawer-type structure with reference to design of conventional wellhead control panel of offshore oil platforms. Serialized standard products for 3 to 8 wells are manufactured.

seabeach oilfield; artificial island; wellhead control panel; safety control system

屈少林，男，2007年畢業(yè)于西安石油大學(xué)機械設(shè)計制造及其自動化專業(yè)，獲學(xué)士學(xué)位，2016年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油與天然氣工程專業(yè)，獲工程碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事海上油田井口安全控制系統(tǒng)及HPU技術(shù)研究和現(xiàn)場應(yīng)用等工作，任工程師。

TE951

B

1007-7324(2017)02-0006-03

稿件收到日期： 2016-10-19，修改稿收到日期： 2017-01-03。