流動(dòng)保障技術(shù)在深水氣田投產(chǎn)的應(yīng)用

王　東, 倪　浩

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451)

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流動(dòng)保障技術(shù)在深水氣田投產(chǎn)的應(yīng)用

王東, 倪浩

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451)

摘要：由于深水的高靜壓和低溫條件的限制，深水水下生產(chǎn)系統(tǒng)的流動(dòng)安全保障問題逐漸受到關(guān)注。該文對(duì)氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)的流動(dòng)安全保障設(shè)計(jì)中需要注意的問題進(jìn)行分析并提出相應(yīng)的解決措施，以中國(guó)南海某氣田為例，利用OLGA 動(dòng)態(tài)模擬軟件進(jìn)行多方面分析，推薦合理的開井順序，為對(duì)今后深水氣田流動(dòng)保障設(shè)計(jì)提供參考。

關(guān)鍵詞：深水；水下生產(chǎn)系統(tǒng)；流動(dòng)保障

0引言

隨著我國(guó)南海深水油氣田的開發(fā)，如何安全高效的將油氣資源從地層輸送到處理設(shè)施并最終供給用戶成為流動(dòng)保障工程師的終極目標(biāo)。對(duì)于南海復(fù)雜的開發(fā)環(huán)境，流動(dòng)安全保障面臨著幾個(gè)嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)：

(1) 高靜水壓力

南海是中國(guó)的最大外海，平均深度為1 212 m，最深可達(dá)到5 000 m以上。我國(guó)已有的幾個(gè)南海油氣田項(xiàng)目水深從幾百米到上千米不等。當(dāng)通過立管回輸?shù)剿嫣幚斫K端時(shí)，需要克服幾百甚至上千米的高度差，這就需要更高的起輸壓力，對(duì)地層壓力有一定的要求。

(2) 低溫

隨著水深的增加，海水溫度逐步降低，一般當(dāng)水深超過1 000 m后，最低水溫可到達(dá)2℃~4℃，在此溫度下很容易形成水合物，嚴(yán)重時(shí)會(huì)堵塞管道造成停產(chǎn)。

(3) 地形起伏

南海海盆在長(zhǎng)期的地殼變化過程中，形成深海海盆，海盆內(nèi)大部分地區(qū)比較平坦，但地形很復(fù)雜，海山、海丘眾多，海管鋪設(shè)在這樣的海底高低起伏，很可能造成低洼處液體的累積及地形段塞，造成油氣輸送的不穩(wěn)定。

我國(guó)南海已經(jīng)開發(fā)荔灣3-1、番禺35-1/2等大型氣田，在深水氣田流動(dòng)保障設(shè)計(jì)過程中需要考慮以下幾個(gè)設(shè)計(jì)要點(diǎn)：

(1) 水合物控制

避免水合物堵塞的基本方法包括：機(jī)械控制、熱控制、化學(xué)藥劑控制、水下分離控制等[1]。氣田一般都具有較高的地層壓力，當(dāng)氣體經(jīng)過井筒流經(jīng)油嘴時(shí)，由于焦湯節(jié)流效應(yīng)一般會(huì)產(chǎn)生較大的溫降，在如此高壓低溫的條件下極易形成水合物，為緩解水合物生成，可以通過在采油樹上注入水合物抑制劑。同時(shí)，為減少油嘴處溫降進(jìn)而減少抑制劑的用量和出于下游管材規(guī)格的考慮，可以在油嘴下游建立一定的背壓減少油嘴處壓降，在管線內(nèi)預(yù)沖入一定量的氮?dú)馓峁┧璞硥海?dāng)氣田開始生產(chǎn)后氮?dú)獗豁敵鲚斔凸芫€經(jīng)火炬系統(tǒng)排放，然后生產(chǎn)物流進(jìn)正常生產(chǎn)流程進(jìn)行處理。另外，在特殊情況下水合物已經(jīng)生成，需要考慮通過注入水合物抑制劑或泄壓的方法消除水合物。

(2) 段塞預(yù)測(cè)

隨著氣體的輸送，溫度很快降低到接近環(huán)境低溫，凝析油析出也越來越多，形成氣液混輸?shù)膹?fù)雜流動(dòng)，地形段塞和水力段塞的共同作用加之較長(zhǎng)的立管長(zhǎng)度，極易在海管出口形成嚴(yán)重段塞，導(dǎo)致整個(gè)生產(chǎn)系統(tǒng)中壓力和流量的劇烈波動(dòng)，因此，需要通過動(dòng)態(tài)模擬軟件預(yù)測(cè)段塞量。當(dāng)下游無(wú)法接收時(shí)，可以考慮通過立管底部氣舉或控制出口背壓等方式對(duì)段塞進(jìn)行控制。

(3) 化學(xué)藥劑注入設(shè)計(jì)

通常氣田需要考慮抑制水合物的要求注入水合物抑制劑，一般使用熱力學(xué)水合物抑制劑，也可在臨時(shí)瞬態(tài)工況考慮使用動(dòng)力學(xué)抑制劑。

(4) 腐蝕控制

氣體組分中常含有CO2和H2S等腐蝕性成分，為防止水下輸送管線的腐蝕可以注入防腐劑，也可以采用增加腐蝕裕量或內(nèi)襯防腐合金的方法進(jìn)行控制。

該文以中國(guó)南海某氣田為例，說明開井順序確定的過程中流動(dòng)保障的設(shè)計(jì)考慮，并推薦出合理的開井順序。

1氣田概況

此氣田位于中國(guó)南海，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接固定平臺(tái)的開發(fā)模式，包含2口氣井分別為A1H、A2H，井口水深范圍為274 m~338 m。2口井分別通過管匯與海底管線相連并輸送到中心平臺(tái)進(jìn)行處理，海底輸氣管線采用單層不保溫管內(nèi)襯316L，尺寸為0.15 m，全長(zhǎng)約28 km。通過開井時(shí)注入甲醇，正常生產(chǎn)時(shí)注入MEG來防止水合物的形成。中心平臺(tái)MEG儲(chǔ)罐和日用罐容積為150 m3，段塞流捕集器的緩沖容積約為27.6 m3，出口排液量為30 m3/h。2口井和中心平臺(tái)的水深及分布如圖1所示，氣田投產(chǎn)年油氣水配產(chǎn)見表1。

圖1　水下生產(chǎn)系統(tǒng)路由概況

表1　水下各井口投產(chǎn)年配產(chǎn)

為找出適合于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況最佳的啟井方案，該文設(shè)計(jì)了四種不同開井順序的啟動(dòng)方案，水下各井口投產(chǎn)組合方案見表2。

表2　水下各井口投產(chǎn)組合方案

2氣田流動(dòng)保障設(shè)計(jì)

此氣田輸送管線為不保溫管，需要注入水合物抑制劑MEG來保證管道正常輸送時(shí)無(wú)水合物形成，而大部分MEG存在于水相中，并在中心平臺(tái)上回收再生循環(huán)使用。由于管線路由呈“V”字且水深較大，投產(chǎn)后，液相會(huì)在管道內(nèi)累積，需要一定的時(shí)間才能從出口流出，這樣，對(duì)平臺(tái)上貧MEG儲(chǔ)存量提出一定的要求，在管道內(nèi)水相積累越多，水相流到出口的時(shí)間越長(zhǎng)，所需的MEG的量就越大。因此，在各種方案中，深水天然氣管道進(jìn)行水相流出時(shí)間和滯液量平衡時(shí)間的分析都至關(guān)重要。

2.1單井啟動(dòng)分析

圖2　單井啟動(dòng)滯液量隨時(shí)間的變化

圖3　單井啟動(dòng)時(shí)出口水相流量隨時(shí)間的變化

從圖2、圖3中可以看出：A1H井單獨(dú)啟動(dòng)滯液量平衡時(shí)間為15.5 h，滯液量為19 m3，管道內(nèi)累積MEG體積約為4.5 m3；而A2H井需要253 h才能使滯液量達(dá)到平衡且滯液量為81.7 m3，管道內(nèi)累積MEG體積約為32.5 m3。出口水相體積也與配產(chǎn)水量和MEG量之和相吻合，分別為15.3 m3/d和6.2 m3/d。從對(duì)比結(jié)果可知，滯液量、平衡時(shí)間以及液相排出時(shí)間都隨氣量的增加而減少，這樣高氣量輸送無(wú)論對(duì)MEG的自持能力還是下游MEG再生系統(tǒng)的正常運(yùn)作都是有利的。

2.2雙井啟動(dòng)分析

圖4　雙井啟動(dòng)時(shí)出口液流量隨時(shí)間的變化

圖5　雙井啟動(dòng)時(shí)滯液量隨時(shí)間的變化

圖6　雙井啟動(dòng)時(shí)出口水相流量隨時(shí)間的變化

從圖4~圖6可以看出：方案3由于先開高氣量井，較方案4攜帶液體的能力較強(qiáng)，因此出口較快流出液相，水相也較快出現(xiàn)在出口，相應(yīng)的液體在管線內(nèi)累積的時(shí)間加長(zhǎng)。方案3和方案4管道內(nèi)累積MEG體積分別為5.5 m3和7.6 m3，前者對(duì)MEG自持能力和下游再生系統(tǒng)比較有利。兩種方案出口液量一定時(shí)間后都恒定不變，說明無(wú)段塞流。

3結(jié)論

(1) 通過單井啟動(dòng)比較，高氣量井的滯液量較少，出口水相排出時(shí)間更短，對(duì)水合物抑制劑的自持能力和下游回收再生系統(tǒng)更加有利。建議開井時(shí)盡量提高氣體產(chǎn)量使系統(tǒng)盡快達(dá)到平衡。

(2) 通過雙井啟動(dòng)比較，方案3開井順序?qū)τ诒練馓锔雍侠?。建議多井口開井順序的確定應(yīng)綜合考慮海管路由、氣液比、氣體產(chǎn)量、水相累積時(shí)間、出口段塞量等因素最終確定最優(yōu)方案。

參考文獻(xiàn)

[1]GB/T 21412.1-2010. 水下生產(chǎn)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)與操作 第1部分：一般要求和推薦做法[S].2010.

Flow Assurance Technology in the Application of Deepwater

Gas Field Production

WANG Dong， NI Hao

(Offshore Oil Engineering Co.，Ltd，Tianjin 300451，China)

Abstract：Due to the high static pressure and low temperature conditions, flow assurance problems of deepwater subsea production system is of particular concern. This paper carries on the analysis to focus on security problems design of flow assurance in subsea production system and put forward the corresponding solving measures .A gas field in South China Sea is as an example, the use of OLGA dynamic simulation software for multi solution analysis, recommend the reasonable well opening sequence, in order to provide reference for the future design of deepwater gas field flow assurance.

Keywords：deepwater; subsea production system; flow assurance

中圖分類號(hào):TE937

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1001-4500(2015)06-0061-06

作者簡(jiǎn)介：王東(1983-)，男，工程師。