海上油田無人平臺技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢

隋先富,邱 浩,張 甫,周 超,王雋妍

(中海油研究總院有限責(zé)任公司,北京 100028)

0 引 言

由于初期投資低、人員作業(yè)需求少、減少了人員在惡劣海況下的作業(yè)風(fēng)險等優(yōu)點,近年來,無人平臺技術(shù)在海上油田開發(fā)中的應(yīng)用逐漸引起了業(yè)界的關(guān)注[1、 2]。然而,由于無人值守平臺通常沒有修井機,沒有生活配套設(shè)施,給后期的修井作業(yè)、生產(chǎn)維護也帶來了很多問題。另外,設(shè)備可靠性、數(shù)據(jù)安全、通信技術(shù)等也是海上油田開發(fā)應(yīng)用仍面臨的一些技術(shù)挑戰(zhàn)。本文旨在全面分析海上油田開發(fā)無人平臺技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀,總結(jié)應(yīng)用的主要技術(shù)及特點,分析存在的問題并提出對策。本研究將為海上油田開發(fā)無人平臺技術(shù)的進一步研究與應(yīng)用提供理論依據(jù)和實踐指導(dǎo)。

1 海上油田無人平臺技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀

近年來,無人平臺技術(shù)在海上油田開發(fā)領(lǐng)域取得了顯著的進展,許多國家和地區(qū)的石油公司都在積極研究和應(yīng)用無人平臺技術(shù),并取得了顯著的經(jīng)濟效益和社會效益。技術(shù)主要涉及人工舉升工藝、智能完井、修井工藝、無人監(jiān)測與維護、自動化生產(chǎn)過程、遠程操作等方面。

1.1 人工舉升技術(shù)

1. 雙電潛泵技術(shù)

美國斯倫貝謝公司在2005年推出了雙電潛泵智能化采油系統(tǒng)[3]。它是在一口油井中安裝2套電潛泵,并且安裝了壓力、溫度、振動等多個傳感元件,采用變頻器調(diào)速。井下傳感器的信號通過光纜傳輸?shù)降孛?經(jīng)過智能化系統(tǒng)控制變頻器調(diào)整電潛泵的產(chǎn)量。其主要目的是延長電潛泵在油井中的工作壽命,減少安裝費用。并且,根據(jù)井況變化調(diào)節(jié)電潛泵的產(chǎn)量,充分開發(fā)油藏的產(chǎn)能?？紤]到在整個采油期間油藏條件的變化,2臺電潛泵具有不同的結(jié)構(gòu),組合設(shè)計和安裝時考慮到了2臺泵的轉(zhuǎn)換操作。安裝有24h實時監(jiān)控裝置(溫度、壓力和振動等參數(shù))和優(yōu)化現(xiàn)場技術(shù)服務(wù)的儀表。由于雙電潛泵顯著增加了檢泵周期,減少了修井需求,因此,在無人平臺開發(fā)的油田中得到了廣泛應(yīng)用。其結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。

圖1 雙電潛泵管柱圖

2. 鋼絲投撈電潛泵技術(shù)

鋼絲投撈電泵系統(tǒng)主體部分分為電泵機組和外筒兩部分[4]。在完井或大修作業(yè)時,外筒利用修井機下入,電泵機組通過鋼絲作業(yè)下入。管柱基本結(jié)構(gòu)如圖2所示。鋼絲投撈電泵系統(tǒng)為油管內(nèi)容納潛油電泵機械結(jié)構(gòu),濕接頭外筒與大直徑油管外的電纜相連接,濕接頭內(nèi)筒連接在電泵機組最下部。鋼絲作業(yè)投送電泵機組到位時,濕接頭內(nèi)筒和外筒插接相連,地面的電力通過大直徑油管外的電纜傳輸至電泵機組,進而實現(xiàn)井液的傳遞。為了保證鋼絲投撈電泵系統(tǒng)在井下正常工作,還設(shè)計了懸掛系統(tǒng),實現(xiàn)濕接頭內(nèi)筒的懸掛與密封;設(shè)計了伸縮補償系統(tǒng),屏蔽電泵運轉(zhuǎn)振動對濕接頭的影響。濕接頭系統(tǒng)包括觸發(fā)機構(gòu),保證100%插入,防止誤操作。由于該技術(shù)無法加裝分離器,鋼絲投撈電泵一般要求含氣量小于30%;受鋼絲下入限制,作業(yè)時要求井斜角不超過75°。另外,生產(chǎn)過程中還應(yīng)嚴格控制出砂。

圖2 鋼絲投撈電泵示意圖

3. 電纜投撈電潛泵技術(shù)

纜式投撈電泵技術(shù)可以用電纜或鋼絲將電泵機組順著油管內(nèi)下入[5],通過電潛泵機組和生產(chǎn)油管上的濕接頭內(nèi)筒及外筒與電纜互連,傳輸?shù)孛娴碾娏χ岭姖摫脵C組,實現(xiàn)井筒液體的傳遞,如圖3所示。由于其特殊結(jié)構(gòu),電纜投撈技術(shù)一般適應(yīng)產(chǎn)液量不超過300m3/d,泵掛深度不超過1500m,吸入口氣液比不超過10%。

圖3 電纜投撈管柱圖

4. 連續(xù)油管投撈電泵技術(shù)

與常規(guī)的油管攜帶電潛泵不同,連續(xù)油管投撈[6]技術(shù)采用連續(xù)油管,攜帶電泵下入或者起出,節(jié)省了逐根鏈接油管作業(yè)的工序;電纜內(nèi)嵌在連續(xù)油管內(nèi),降低了電纜損壞風(fēng)險,提升了作業(yè)效率,如圖4所示。目前,該技術(shù)已經(jīng)在綏中36-1油田成功進行了試驗。連續(xù)油管投撈技術(shù)下泵深度不宜超過2000m,泵入口溫度不超過80℃,溫度過高對管材要求較高,會大幅提高作業(yè)成本。

圖4 連續(xù)油管投撈管柱圖

1.2 智能完井技術(shù)

完整的智能完井系統(tǒng)包括井下流量控制單元、生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測單元、數(shù)據(jù)傳輸單元,以及地面數(shù)據(jù)采集、處理及生產(chǎn)優(yōu)化管理單元4部分。通過井下安裝油氣生產(chǎn)信息的永置性傳感器,實時采集傳輸井下壓力、溫度、流量等參數(shù),基于數(shù)據(jù)分析形成油藏管理決策信息,并反饋到井下對生產(chǎn)動態(tài)進行遠程實時控制的生產(chǎn)系統(tǒng),如圖5所示。

圖5 智能完井管柱示意圖

1. 智能分采技術(shù)

壓控式智能分采[7]工藝管柱結(jié)構(gòu)如圖6所示,包括上部生產(chǎn)管柱和丟手分層管柱。其中,生產(chǎn)管柱為常規(guī)潛油電泵合采管柱,丟手分層管柱從上至下依次連接丟手工具、定位密封裝置、多級壓控配產(chǎn)器、多級插入密封裝置和導(dǎo)向絲堵。每一層位分別安裝1套壓控配產(chǎn)器,層位數(shù)決定著所需下入壓控配產(chǎn)器的數(shù)量。壓控配產(chǎn)器作為核心部件,具有獨立的采油通道和酸化通道,可實現(xiàn)地面遠程壓力波遙控分層采油和定點注酸。丟手工具可根據(jù)實際井況(如井深和井斜)選擇不同類型丟手方式,包括機械丟手和液壓丟手。機械丟手通過旋轉(zhuǎn)管柱方式實現(xiàn)丟手,液壓丟手可通過投球加壓或井口液壓式實現(xiàn)丟手。不同層位間的封隔與密封通過定位密封裝置和插入密封裝置實現(xiàn)。導(dǎo)向絲堵安裝于丟手分層管柱的最底端,起導(dǎo)向作用。

圖6 智能分采管柱示意圖

2. 注水井一體化測調(diào)技術(shù)

在電纜永置智能測調(diào)分層注水技術(shù)[8～17]中,井下工藝管柱主要由智能測調(diào)工作筒、過電纜插入密封、井下鋼管電纜、過電纜定位密封、安全閥、滑套等組成,地面設(shè)備主要由地面控制器及控制計算機組成,如圖7所示。在空心集成分層注水技術(shù)等渤海油田常規(guī)分層注水技術(shù)中,工作筒與配水器各自獨立,調(diào)配時需通過鋼絲作業(yè)逐級投放、打撈配水器,并更換水嘴。電纜永置智能測調(diào)分層注水技術(shù)將工作筒與配水器合二為一,并將溫度、壓力、流量等測試單元集成于工作筒中,隨管柱一同下入井內(nèi),通過鋼管電纜與地面控制器相連;地面控制器再通過無線或電纜等方式與平臺中控室的控制計算機相連。采用電纜永置智能測調(diào)技術(shù)進行測調(diào)時,僅需通過控制計算機發(fā)送所需命令,地面控制器便會進行相應(yīng)的編碼、解碼,并通過井下鋼管電纜將信號傳至井下智能測調(diào)工作筒;智能測調(diào)工作筒接到命令后進行相應(yīng)動作并反向返回數(shù)據(jù)信息,經(jīng)由地面控制器解碼后反饋至控制計算機,實現(xiàn)遠程智能測調(diào)。

1.3 修井技術(shù)

1. 可搬遷修井機作業(yè)技術(shù)[18]

搬遷修井機作業(yè)方式在我國海上油氣田已經(jīng)有較好的應(yīng)用。各區(qū)塊鉆修機的驅(qū)動形式、滑軌跨距、作業(yè)能力等存在諸多不同。搬遷修井機修井需將待作業(yè)平臺與修井機資源匹配,修井機具的作業(yè)能力須滿足目標井作業(yè)要求。另一方面,待搬遷修井機須與目標平臺的動力系統(tǒng)一致,滑軌跨距盡可能與目標平臺相同。否則,需改造修井機底座,工作量大,且會增加額外費用,還有可能由于不滿足平臺穩(wěn)性校核而無法搬遷。

2. 液壓修井機作業(yè)技術(shù)

液壓修井機是一種可以搬遷式修井設(shè)備。早在1960年,液壓舉升裝置就在北美用于修井作業(yè)。目前,國內(nèi)湛江、上海以及海南均有作業(yè)案例。修井作業(yè)時,液壓舉升裝置主體部分在平臺上作業(yè),泥漿罐、泥漿泵、灌注泵等輔助系統(tǒng)布置在旁邊的支持船上。液壓修井機具有結(jié)構(gòu)緊湊、拆裝靈活的特點,是無人平臺修井作業(yè)方式的一項重要手段。其主要缺點在于受天氣海況影響大,作業(yè)時效低,通常適用于6級風(fēng)以下的工況。

1.4 遠程操作、監(jiān)測技術(shù)

遠程操作技術(shù)通過先進的通信技術(shù)和控制系統(tǒng),實現(xiàn)海上油田設(shè)備和作業(yè)的遠程監(jiān)控和操作,減少現(xiàn)場作業(yè)人員,降低人員安全風(fēng)險。例如,墾利6-1油田通過電潛泵、油嘴和安全閥等設(shè)備進行遠程操控[19],通過配置智能采油系統(tǒng)對電泵井和注水井的實時工況進行在線監(jiān)測,利用電氣設(shè)備在線監(jiān)測系統(tǒng)對電氣設(shè)備的數(shù)據(jù)整合傳輸、集中顯示、監(jiān)測預(yù)警等。遠程操作中心可以實現(xiàn)對海上油田的集中監(jiān)控和管理,提高作業(yè)效率和安全性。

1.5 無人監(jiān)測與維護技術(shù)

無人監(jiān)測與維護技術(shù)通過無人機、無人潛水器、智能機器人等設(shè)備進行遠程巡檢、監(jiān)測和維護,降低人員在惡劣海洋環(huán)境中的作業(yè)風(fēng)險,提高作業(yè)效率。尤其是無人巡檢機器人技術(shù)目前已經(jīng)非常成熟[20～25],在很多行業(yè)領(lǐng)域有了規(guī)?；瘧?yīng)用,未來這些無人設(shè)備將在海上油田的設(shè)備巡檢、環(huán)境監(jiān)測等方面發(fā)揮重要作用。

1.6 其他技術(shù)

海上油田開發(fā)是一項涉及多專業(yè)多學(xué)科的系統(tǒng)工程。除了前文提到的技術(shù),其他諸如無人平臺登臨技術(shù)、計量技術(shù)、通信技術(shù)、防腐技術(shù)、批量修井綜合評價技術(shù)、海管置換技術(shù)等,都是保障無人平臺高效開發(fā)重要組成部分[26～39]。

2 海上油田無人平臺技術(shù)發(fā)展趨勢

2.1 無人平臺集成與協(xié)同作業(yè)

隨著無人平臺技術(shù)的發(fā)展,未來將實現(xiàn)多種無人設(shè)備(如無人潛水器、無人船、無人機等)的集成與協(xié)同作業(yè),提高海上油田開發(fā)的效率和安全性。這種集成將充分發(fā)揮各類無人設(shè)備的優(yōu)勢,實現(xiàn)海上油田開發(fā)過程中的多任務(wù)處理和自主決策。

2.2 智能完井和人工智能技術(shù)的應(yīng)用

測壓、測試、調(diào)配、井下計量、井下工具控制是油氣井生產(chǎn)過程中的常見問題,因此,經(jīng)常需要人員登平臺作業(yè),尤其是動管柱作業(yè)還需要動用鉆井船。這些工作會帶來巨額的維護費用。越來越多的智能完井工具的應(yīng)用將大大降低這些作業(yè)需求,進而減少作業(yè)成本。

人工智能技術(shù)也將在無人平臺的海上油田開發(fā)中發(fā)揮更加重要的作用。引入大數(shù)據(jù)、機器學(xué)習(xí)等技術(shù),可以實現(xiàn)海上油田開發(fā)過程中的數(shù)據(jù)智能分析和處理,提高生產(chǎn)效率和降低故障率。

2.3 無人值守海上油田生產(chǎn)系統(tǒng)

未來,無人平臺技術(shù)有望實現(xiàn)對海上油田生產(chǎn)系統(tǒng)的全程無人值守。通過完善遠程監(jiān)控、自動化控制和智能優(yōu)化算法等技術(shù),可以大幅降低海上油田開發(fā)的成本和安全風(fēng)險。

2.4 綠色環(huán)保技術(shù)的融合

隨著環(huán)保要求的提高,未來無人平臺技術(shù)將與綠色環(huán)保技術(shù)相結(jié)合,實現(xiàn)海上油田開發(fā)過程中的低碳排放和環(huán)境友好。例如,采用清潔能源驅(qū)動的無人設(shè)備,減少海上油田開發(fā)對海洋環(huán)境的影響。

3 結(jié)論與建議

(1) 本文系統(tǒng)總結(jié)概括了當(dāng)前無人平臺開發(fā)過程中的主要技術(shù)及其特點,為其他海上油田無人平臺開發(fā)提供了借鑒。

(2) 由于平臺無人駐守,如何減少平臺作業(yè)維護工作量是油田開發(fā)管理人員需要面對的關(guān)鍵問題。采用先進技術(shù)減少修井工作量、減少油氣井人員作業(yè)需求是當(dāng)前需要考慮的關(guān)鍵問題,智能完井技術(shù)、人工智能管理技術(shù)、先進的人工舉升技術(shù)和修井技術(shù)都是有益的參考。