我國南海深水油氣田水下回接管道清管策略研究

喻西崇， 王春升， 李 博， 程 兵， 李 焱， 王 清

(中海油研究總院，北京100028)

我國南海深水油氣田水下回接管道清管策略研究

喻西崇， 王春升， 李 博， 程 兵， 李 焱， 王 清

(中海油研究總院，北京100028)

在對國內(nèi)外深水油氣田開發(fā)項目中水下回接管道的清管操作策略全面調(diào)研分析的基礎上，針對我國南海深水油氣田開發(fā)工程的具體特點，通過對比分析，提出我國南海深水油氣田水下回接管道清管操作策略。每種清管方案都有其優(yōu)點、缺點和適用范圍。依托設施上發(fā)球和收球的技術(shù)方案適合于清管頻率較高的氣田回接管道和油田回接管道；水下發(fā)球方案適合于清管操作不頻繁的場合。使用常用的OLGA商業(yè)軟件對我國已經(jīng)投產(chǎn)的某深水氣田的清管操作進行模擬分析，分析清管操作中多相流體的瞬態(tài)流動規(guī)律，用于指導深水油氣田水下回接到現(xiàn)有設施的回接管道工藝設計和清管操作策略。

深水回接管道；水下清管；清管模擬；清管頻率；OLGA軟件

0 引 言

我國海域面積300萬平方千米，南海油氣資源總量占全國油氣總資源量的比例超過1/3，其中70%的油氣資源蘊藏在深水，南海深水油氣總地質(zhì)資源量約為350億噸油當量。因此，加快我們南海深水油氣田開發(fā)的步伐，開發(fā)南海深水油氣資源，對于保障國家能源安全、建設海洋強國和維護海洋權(quán)益具有重要意義。隨著深水油氣田開發(fā)水深的增加，水下回接距離不斷延長，目前國外已經(jīng)投產(chǎn)的深水氣田遠距離回接距離近160km，深水油田回接距離近70km。深水惡劣的自然環(huán)境、低溫高壓，使油藏、井筒、水下設施、海底管道和下游設施等油氣集輸系統(tǒng)以及高黏、含蠟原油帶來的流動安全問題，使水合物、蠟沉積和防控、段塞、液體管理、多相腐蝕等成為世界深水油氣田開發(fā)流動保障的技術(shù)瓶頸。由于進入回接管道中的流體介質(zhì)沒有經(jīng)過任何處理，輸送的介質(zhì)涉及油、氣、水和固體沉積物(砂、瀝青、膠質(zhì)、腐蝕產(chǎn)物、蠟)等復雜的多相流體介質(zhì)，同時還存在高壓和低溫的環(huán)境，因此回接管道的流動安全問題是制約是否采用水下井口回接到現(xiàn)有設施的工程開發(fā)模式的重要因素，其中清管操作又是保障水下回接管道安全運行的重要措施之一。對于深水氣田，清管操作可以清除回接管道內(nèi)的積液，減少管線的腐蝕，提高管線輸送效率，減少深水回接平臺分離器的操作負擔，減少海底管道水溶液的積累并降低依托設施上乙二醇的補給，降低深水回接管匯的壓力，延遲上水下濕氣壓縮機的時間等均具有重要的意義[1]。對于深水油田，清管操作可以清除管道中固相沉積物(如蠟沉積、腐蝕產(chǎn)物、砂等)，提高管線輸送效率，減少水下井口，降低水下電潛泵的電量需求，保障回接管道流動安全、降低操作和運行費用[2]。清管操作是深水油氣管道中復雜的瞬態(tài)多相流動行為，單純從理論上建立準確的數(shù)學模型，并進行有效的模擬計算是相當困難的。本文對我國南海深水油氣田水下回接管道的清管操作方案進行對比分析，提出我國南海深水油氣田水下回接管道清管操作策略，并使用常用的OLGA商業(yè)軟件對我國已經(jīng)投產(chǎn)的某深水氣田的清管操作進行模擬分析，用于指導深水油氣田水下回接到現(xiàn)有設施的回接管道工藝設計和清管操作策略。

1 水下回接管道清管方案分析

目前開發(fā)我國南海深水油氣資源主要是通過水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接到現(xiàn)有設施進行開采，如2013年投產(chǎn)的我國南海某深水氣田，采用位于1500m水深的水下生產(chǎn)系統(tǒng)，通過2根22英寸(1英寸≈2.54cm)的混輸管道直接回接到距離近80km、水深200m的淺水平臺進行開發(fā)，2012年投產(chǎn)的我國南海某深水油田，采用水下井口通過1根18英寸保溫管道回接到現(xiàn)有浮式生產(chǎn)儲卸裝置(FPSO)進行開發(fā)。不同的深水油氣田，隨著進入回接管道的流體介質(zhì)、水深等差異，采用的清管策略有所差異。

國內(nèi)外已經(jīng)投產(chǎn)的深水油氣田水下回接管道的清管策略主要包括以下幾種。

(1) 通過水下雙管回接到現(xiàn)有設施，在依托設施上同時實現(xiàn)發(fā)球和收球。從水下管匯到依托設施上采用尺寸相同的雙管，除了提高輸送能力之外，采用雙管有助于實現(xiàn)清管操作，一般要采用設置管徑相同的雙管形成清管環(huán)路，在依托設施上設置發(fā)球和收球裝置，利用依托設施上現(xiàn)有的流體介質(zhì)(如處理后的生產(chǎn)水或原油等)作為清管介質(zhì)，推動清管球進入海管，當清管球經(jīng)過水下管匯進入另外一條回接海管后，推動清管球運動的介質(zhì)借助水下井口生產(chǎn)液體，動力可以來自水下井口自身的壓力，從而減少或停止依托設施上清管介質(zhì)的供應。通過設置水下雙管實現(xiàn)清管操作，通常用于清管比較頻繁的深水油氣田水下回接管道。該方法的優(yōu)點是避免了動用船舶資源實現(xiàn)水下發(fā)球操作，大幅降低了操作費用，減少了水下發(fā)球引起的卸油等風險，在生產(chǎn)前期和后期可采用單管輸送。對于深水氣田回接管道，當生產(chǎn)前期和后期輸量低于單管的最低輸量時，可以在依托設施上通過一條管道反輸天然氣到另外一條管道，降低管道中積液量，降低水下管匯或井口壓力，實現(xiàn)單根管道的安全輸送，延長使用濕氣壓縮機的時間，甚至可以不使用濕氣壓縮機；如果在停輸期間，管道中容易形成水合物，可以采用依托設施上使用生產(chǎn)水或者其他介質(zhì)置換管道中的天然氣，減少了在停輸和再啟動期間注入水合物抑制劑的需要。對于深水油田回接管道，如果在停輸期間，管道中容易形成水合物或者流體發(fā)生凝固，可以采用依托設施上使用生產(chǎn)水或者其他介質(zhì)置換管道中的流體介質(zhì)，保障停輸或再啟動期間的安全。通過設置水下雙管實現(xiàn)清管操作的缺點是增加管道的初始投資費用。

設置水下雙管并通過依托設施上收發(fā)球?qū)崿F(xiàn)清管操作是深水氣田回接到現(xiàn)有依托設施最常采用的方式。位于菲律賓群島西部的巴拉望島西北的Malampaya凝析氣田采用2根16英寸的深水管道回接到距離30km、水深為43m的重力式固定平臺上進行油氣處理。2014年投產(chǎn)的我國南海荔灣3-1深水氣田也是通過2根22英寸的管道回接到距離79km的淺水平臺進行處理，2根22英寸管道滿足水下回接管道的清管操作要求。工程開發(fā)模式如圖1所示。

(2) 水下發(fā)球。從水下管匯到依托設施上采用單管輸送，通過在水下發(fā)球在現(xiàn)有設施上收球?qū)崿F(xiàn)清管操作。該方法又分為4種。

第一種是預安裝水下清管發(fā)射器并在依托設施上收球。該方法是在水下管匯預安裝水下清管器(如帶4個清管球)發(fā)射器，需要清管時動用支持船提供高壓動力液，連接高壓動力軟管和水下清管球發(fā)射器[3]，實現(xiàn)清管作業(yè)，如圖2所示。

圖1 荔灣3-1深水氣田開發(fā)模式Fig.1 Development mode of the LW3-1 deepwater gas field

圖2 水下預安裝清管器Fig.2 Pigging technology of pre-installation of subsea pig launcher

該技術(shù)比較成熟，優(yōu)點是可通過單管完成輸送；缺點是清管操作時需要動用支持船，操作費用高，該方法適合于清管頻率相對比較低的場合。在國外該清管方案有工程案例。

第二種水下發(fā)球方法是在水下預留清管接口并在依托設施上安裝收球裝置，需要清管時通過水下機器人(ROV)或潛水員用軟管將支持船(備有發(fā)球裝置)連接高壓動力軟管和水下清管球發(fā)射器，完成清管操作作業(yè)。清管作業(yè)如圖3所示。

該技術(shù)也比較成熟，優(yōu)點是可通過單管實現(xiàn)流體介質(zhì)輸送；缺點是清管操作時需要動用支持船，操作費用高，該方法同樣適合于清管頻率相對比較低的場合。在我國南海已經(jīng)投產(chǎn)運行的流花19-5氣田采用該方案實現(xiàn)清管操作。

第三種方法是在水下預留清管發(fā)球和收球接口，需要清管時動用兩條支持船，一條支持船安裝水下清管發(fā)球器，連接高壓動力軟管和水下清管球發(fā)射器；另一條支持船安裝水下清管收球器，實現(xiàn)清管作業(yè)。

圖3 水下預留清管接口Fig.3 Pigging technology of reserving ports for subsea pig launcher

該技術(shù)也比較成熟，優(yōu)點是通過單管實現(xiàn)流體介質(zhì)輸送，可以保持水下管道管徑的不一致；缺點是清管操作時需要動用兩條支持船，相比水下預安裝清管裝置，其清管操作時間更長，操作費用更高，該方法適合于清管頻率極低，甚至整個生產(chǎn)周期內(nèi)不清管的場合。在我國南海已經(jīng)投產(chǎn)的流花4-1油田就是采用這種方式。

第四種方法則是在水下預安裝水下自動清管器，可通過水下井流介質(zhì)驅(qū)動清管球進行清管，需要清管時可通過依托設施上進行遙控操作。目前國內(nèi)外水下自動清管技術(shù)還處于研發(fā)階段，尚無工程應用。

下面簡要將上述介紹的清管方案進行對比，分析常用的水下清管方案的技術(shù)現(xiàn)狀、優(yōu)缺點和適用范圍，如表1所示。

2 水下回接管道清管模擬理論分析

多相流商業(yè)軟件OLGA是目前國內(nèi)進行深水油氣田回接管道清管模擬的常用軟件之一。OLGA軟件是1984年由SINTEF和IFE在幾個歐洲石油公司的支持下開發(fā)的，后來幾經(jīng)改進并不斷完善，目前是進行多相流管道瞬態(tài)模擬應用比較廣、使用效果較好的商業(yè)軟件之一。它是以一維修正雙流體模型為基礎的瞬態(tài)多相流程序，該模型求解3個質(zhì)量守恒方程(分別關(guān)于氣相、液滴和液膜)[4]和針對混合物的能量守恒方程。假定在軸向同一位置，氣體、液滴和液膜的溫度和壓力相等[5]，其中的本構(gòu)關(guān)系式由實驗確定或人為假定，考慮了流型的影響，特點是流型的區(qū)別包含在模型之中，而不需要由經(jīng)驗關(guān)系式確定[6—7]。

表1 常用的水下清管方案的優(yōu)缺點和適用范圍

清管模型是OLGA軟件中比較典型的瞬態(tài)操作模型，通過清管模擬可以獲得清管球的運行參數(shù)(如清管球的運行位置、運行速度)、清管球前后的各相流體的比例、穩(wěn)定平衡時間、清管球運行期間進入到下游分離器的氣液流量等參數(shù)，通過清管模擬可以獲得瞬態(tài)的流動參數(shù)[5]。

清管球前后的壓差的計算如下：

(1)

式中： dpp為清管球前后的壓差；mpgcosφ是由于清管球質(zhì)量引起的重力；A是管線橫斷面積；fpw是清管球和管壁之間的摩擦力，計算公式為

fpw=sign(Up)fpw, static+f2|Up|Up，

(2)

式中：

fpw, static=max(0，f0-f1|Up|)，

(3)

Up為清管球速度；f0,f1和f2是用戶指定的摩阻參數(shù)。

相對流體的清管球速度通過下式計算：

(4)

式中：Up, r是總的表觀漂移速度；Rp是用戶指定的泄漏參數(shù)。假定經(jīng)過清管球和各相之間不存在滑移現(xiàn)象。

3 我國南海某深水氣田水下回接管道清管模擬分析

南海某深水氣田距離香港南端300km，水深為1500m，工程開發(fā)模式采用水下井口匯集到水下管匯再通過兩條22英寸管線回接到距離79km的淺水平臺。本文使用OLGA瞬態(tài)多相流軟件對深水回接天然氣凝析液管線進行清管前后的瞬態(tài)模擬，模擬過程中考慮了不同的到達淺水平臺壓力、不同的天然氣輸量、不同的從淺水平臺來的天然氣反輸量等因素對淺水平臺分離器操作的影響[8]。

針對10種工況開展深水回接管線在清管過程模擬。模擬結(jié)果如表2所示。

表2 10種典型工況的清管模擬分析

在表2中： (1) 清管期間清除的液量為清管前管線的積液量減去清管后管線的積液量；(2) 天然氣的斷流時間指清管期間進入淺水平臺的天然氣量小于淺水平臺天然氣壓縮機最大處理量的10%對應的時間；(3) 液體斷流時間指清管期間進入淺水平臺的液體量小于淺水平臺分離器最大處理量的10%對應的時間；(4) 最大段塞長度=清管期間清除的液量/管線斷面面積；(5) 清管期間進入分離器的平均液體流量=清管期間清除的液量/天然氣的斷流時間；(6) 清管后再平衡時間為清管后管線中總積液量達到清管前的持續(xù)時間。

從表2計算結(jié)果可以得出以下結(jié)論。

(1) 當反輸?shù)母稍锾烊粴廨斄縍G為0時，在保持中心平臺壓力不變的條件下(如中心平臺為7.5MPa),隨著井流物輸量FWS的降低,清管球清出的總液量越多，清管球運行速度越慢，運行時間越長，清管過程中進入中心平臺淺水平臺分離器的平均液體流量越低，管線中最大液塞長度越大，進入分離器中天然氣和凝析液的“斷流時間”越長，清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間越長；天然氣“斷流時間”的增長，可能會導致淺水平臺需要補充所需的天然氣以滿足平臺上用氣需要，凝析液的“斷流時間”和清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間越長，可能會導致平臺上較長時間內(nèi)沒有回收的乙二醇液體溶液，導致乙二醇再生系統(tǒng)無法正常運行，無法得到管線系統(tǒng)中連續(xù)注入的乙二醇用量的需要，此時需要中心平臺從外界不斷補充乙二醇。

(2) 當反輸?shù)母稍锾烊粴廨斄縍G為0時，隨著井流物輸量FWS的增大，清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間就越短，清管頻率就會很高。

(3) 當反輸?shù)母稍锾烊粴廨斄縍G為0時，相同的井流物輸量FWS條件下(如FWS為20億立方米/年),中心平臺壓力越低,清管球清出的總液量越低，清管球運行速度越快，運行時間越短，清管過程中進入中心平臺淺水平臺分離器的平均液體流量越高，管線中最大液塞長度越小，進入分離器中天然氣和凝析液的“斷流時間”越短，清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間越短；天然氣和凝析液“斷流時間”以及清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間越短，可以減少在清管期間中心平臺上天然氣和乙二醇的補給量；但中心平臺壓力越低，進入中心平臺分離器的平均液量增大，因此對分離器的操作會提出更高的要求。

(4) 井流物輸量FWS輸量下降到最低穩(wěn)定輸量30億立方米/年后，保持FWS和RG混合輸量為最低穩(wěn)定輸量30億立方米/年后，可以降低PLEM壓力，降低清管球清出的總液量，減小清管過程中的最大段塞長度，提高清管球運行速度，降低清管球運行時間，縮短天然氣和凝析液“斷流時間”以及清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間，減少在清管期間中心平臺上天然氣和乙二醇的補給量。因此在生產(chǎn)后期，采用反輸?shù)母稍锾烊粴夂瓦m當降低中心平臺壓力，可以明顯減少管線中的積液量和有效降低管線的積液量和PLEM處壓力，減少對中心平臺分離器、中心平臺上天然氣和乙二醇的補給量。

(5) 無論采取何種措施，在清管期間，進入中心平臺分離器的液體流量都大于分離器的處理能力365m3/h，因此在中心平臺分離器設計時，需要考慮在清管期間，清除的大量液體對分離器的影響，可以考慮對超過分離器允許處理量的那部分液體進入閉排系統(tǒng)。

4 結(jié) 語

本文在對國內(nèi)外深水油氣田開發(fā)項目中水下回接管道的清管操作策略全面調(diào)研分析基礎上，針對我國南海深水油氣田開發(fā)工程的具體特點，對深水油氣田水下回接管道的清管操作方案進行對比分析，提出深水油氣田水下回接管道清管操作策略，最后使用常用的OLGA商業(yè)軟件對我國已經(jīng)投產(chǎn)的某深水氣田的清管操作進行模擬分析，分析清管操作中多相流體的瞬態(tài)流動規(guī)律，用于指導深水油氣田水下回接到現(xiàn)有設施的回接管道工藝設計和清管操作策略。得出如下主要結(jié)論。

(1) 采用依托設施上發(fā)球和收球技術(shù)方案比較成熟，應用最廣，如已經(jīng)投產(chǎn)的荔灣3-1深水氣田等，適合于清管頻率較高的氣田回接管道和油田回接管道。

(2) 對于水下發(fā)球方案，又可細分為水下預安裝水下清管發(fā)射器并在依托設施上收球、在水下預留清管接口并在依托設施上設置收球裝置、在水下預留清管發(fā)球和收球接口和在水下預安裝水下自動清管器等四種方案。水下發(fā)球方案的優(yōu)點都可通過單管實現(xiàn)流體介質(zhì)輸送，除了預安裝水下自動清管器技術(shù)不成熟還處于研發(fā)階段外，其余方案都比較成熟，各有其優(yōu)點、缺點和適用范圍，都適合于清管操作不頻繁的場合。

(3) 本文使用著名的OLGA瞬態(tài)多相流軟件對深水回接天然氣凝析液管線進行清管前后的瞬態(tài)模擬，模擬過程中考慮了不同的到達淺水平臺壓力、不同的天然氣輸量、不同的從淺水平臺來的天然氣反輸量等因素對淺水平臺分離器操作的影響。通過對清管前的瞬態(tài)模擬認為： 中心平臺壓力對管線最低穩(wěn)定輸量影響較大，適當降低中心平臺壓力，可以降低管線的最低穩(wěn)定輸量。在生產(chǎn)后期，適當降低平臺壓力以及反輸?shù)母稍锾烊粴饪捎行Ы档凸芫€的積液量和PLEM處壓力，延遲在水下安裝濕氣壓縮機的時間。通過對清管過程的瞬態(tài)模擬認為： 隨著井流物輸量的增大，清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間就越短，清管周期就越短;隨著井流物輸量FWS的降低，進入分離器中天然氣和凝析液的“斷流時間”越長，清管后天然氣重新達到穩(wěn)定的時間越長。在生產(chǎn)后期，采用反輸?shù)母稍锾烊粴夂瓦m當降低中心平臺壓力，可以明顯減少管線中的積液量和有效降低管線的積液量和PLEM處壓力，減少對中心平臺分離器、中心平臺上天然氣和乙二醇的補給量。

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PiggingSolutionsStudyofSubseaTiebackFlowlineforDeepwaterOilandGasFieldsintheSouthChinaSea

YU Xi-chong, WANG Chun-sheng, LI Bo, CHENG Bing, LI Yan, WANG Qing

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Based on fully investigation and research of pigging solutions of subsea tieback flowline for the domestic and foreign deepwater oil and gas field development projects, according to the specific characteristics of deepwater oil and gas development project in the South China Sea, the comparative analysis for different pigging solutions of subsea tieback flowline is carried out, and pigging solutions adoptable for the South China Sea projects are obtained. Different pigging solutions have different advantages, disadvantages and application ranges. The scheme of launching and receiving pig on the existing facility is widely used for projects with high pigging frequency, while the subsea launching pigging solution is used for projects with low pigging frequency. OLGA software is used to simulate the pigging operation of a certain deepwater gas field in the South China Sea, and multiphase transient flow characteristics during pigging are analyzed. The results can be used to conduct flow assurance design and pigging operation in subsea tieback flowline to existing facility.

deepwater tieback flowline; subsea pigging; pigging simulation; pigging frequency; OLGA software

TE832.3+6

A

2095-7297(2017)04-0199-06

2017-06-06

喻西崇(1973—)，男，博士，高級工程師，主要從事深水油氣田開發(fā)設計方面的研究。