中國(guó)南海某氣田海管投產(chǎn)的虛擬調(diào)試分析及應(yīng)用

周振維 孟子文

1中海石油（中國(guó)）有限公司海南分公司

2康士伯?dāng)?shù)字有限公司

深水油氣田開(kāi)發(fā)中，流動(dòng)保障和生產(chǎn)保證問(wèn)題尤為突出。為確保氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)安全平穩(wěn)的生產(chǎn)，建立生產(chǎn)管理系統(tǒng)，用于在線(xiàn)監(jiān)測(cè)管理流動(dòng)保障狀態(tài)，預(yù)測(cè)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，以及模擬優(yōu)化水下系統(tǒng)的操作，是海外深水開(kāi)發(fā)中的常規(guī)方案。生產(chǎn)管理系統(tǒng)是深水油氣田開(kāi)發(fā)中重要的數(shù)據(jù)分析工具和決策支持系統(tǒng)[1-2]。海外油氣公司，例如法國(guó)道達(dá)爾、美國(guó)康菲、荷蘭殼牌等，已經(jīng)在巴西、墨西哥灣等項(xiàng)目中使用了此類(lèi)系統(tǒng)，積累了成功的應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)。國(guó)內(nèi)經(jīng)過(guò)多年的數(shù)字化油氣田建設(shè)，已經(jīng)具備了此類(lèi)決策支持系統(tǒng)的數(shù)據(jù)和網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)，例如大慶油田紅壓油氣處理廠(chǎng)[3-4]、喇嘛甸油田、西氣東輸三線(xiàn)閩粵支干線(xiàn)管道等項(xiàng)目的數(shù)字化系統(tǒng)建設(shè)工作[5-6]，在三維數(shù)字化交付，生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理技術(shù)方法，以及生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)場(chǎng)景化應(yīng)用等方面，均建設(shè)了相關(guān)系統(tǒng)，為進(jìn)一步建立生產(chǎn)管理的運(yùn)營(yíng)分析系統(tǒng)奠定了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)[7]。

1 生產(chǎn)系統(tǒng)現(xiàn)狀

位于中國(guó)南海某深水氣田的生產(chǎn)系統(tǒng)，由水下生產(chǎn)系統(tǒng)和半潛平臺(tái)的處理系統(tǒng)組成。其中水下生產(chǎn)系統(tǒng)包括兩個(gè)生產(chǎn)區(qū)的生產(chǎn)井，并通過(guò)水下的多管匯和雙海管系統(tǒng)，輸送到平臺(tái)進(jìn)行處理。天然氣通過(guò)管匯和海管系統(tǒng)輸送到生產(chǎn)平臺(tái)后，再經(jīng)過(guò)氣液分離、凝析油穩(wěn)定和天然氣脫水脫烴等處理流程，最終水露點(diǎn)和烴露點(diǎn)合格的產(chǎn)品氣，經(jīng)壓縮外輸至陸地終端。隨著中國(guó)海上油氣開(kāi)發(fā)全面挺進(jìn)深水，已經(jīng)在南海某氣田實(shí)現(xiàn)了水上水下一體化的生產(chǎn)管理系統(tǒng)建設(shè)，并在海管設(shè)計(jì)、投產(chǎn)、運(yùn)行各階段進(jìn)行一體化分析計(jì)算，用于工程操作分析和實(shí)時(shí)生產(chǎn)數(shù)據(jù)的分析。其中水下生產(chǎn)系統(tǒng)部分的模型，使用了多相流模擬軟件LedaFlow，平臺(tái)天然氣處理部分的模型，使用了動(dòng)態(tài)工藝模擬軟件K-Spice。模型覆蓋了井筒、海管和平臺(tái)天然氣處理工藝，接入了儀表的實(shí)際測(cè)量數(shù)據(jù)來(lái)驅(qū)動(dòng)計(jì)算，針對(duì)性地搭建了各類(lèi)流動(dòng)保障和生產(chǎn)保障功能。

基于該生產(chǎn)管理系統(tǒng)的水下系統(tǒng)模型，可以進(jìn)行水下生產(chǎn)系統(tǒng)開(kāi)井投產(chǎn)和海管啟動(dòng)操作流程的虛擬調(diào)試。海管投用的虛擬調(diào)試中，重點(diǎn)進(jìn)行了水侵入工況下的流動(dòng)保障研究。研究了置換操作和開(kāi)井過(guò)程中，海管內(nèi)的抑制劑濃度分布、水合物生成風(fēng)險(xiǎn)、天然氣攜液情況、平臺(tái)氣液接收單元的啟動(dòng)段塞等動(dòng)態(tài)變化過(guò)程。著重研究了水侵入后的水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，并針對(duì)其抑制方法進(jìn)行了分析，給出了相應(yīng)的操作建議。

2 模型搭建

海管投產(chǎn)的虛擬調(diào)試使用了生產(chǎn)管理系統(tǒng)中水下生產(chǎn)系統(tǒng)的多相流機(jī)理模型。模型中輸入了海管的高程變化、管道內(nèi)徑尺寸、管壁各層的材料、不同深度海水的環(huán)境數(shù)據(jù)、管道之間的拓?fù)潢P(guān)系等。其中，連接各井的跨接管和軟管為8 in 管道，主海管和立管為10 in 管道，海管全線(xiàn)為海床鋪設(shè)，海底環(huán)境溫度常年維持在2 ℃～5 ℃。

如圖1 所示，模型包括了氣田在該區(qū)域的W-1至W-7 生產(chǎn)井、M-1 至M-3 管匯，以及P-1 和P-2兩條海管。其中，P-1 和P-2 兩條海管又分為M-3至M-2，M-2至M-1，M-1至平臺(tái)管段。W-1，W-3和W-5 井為軟管連接的遠(yuǎn)端井，其余為跨接管連接。通過(guò)閥門(mén)的操作，每口井的井流導(dǎo)入P-1 或P-2 海管。

圖1 氣田水下系統(tǒng)模型Fig.1 Subsea system model of the gas field

井流組分方面，根據(jù)實(shí)驗(yàn)室物性分析結(jié)果，建立了流體的熱力學(xué)模型，用于相平衡計(jì)算和機(jī)理模型基于熱力學(xué)和傳遞性質(zhì)。各井井流的GOR（油氣比）范圍在5 000～12 000 之間，初投產(chǎn)年份的含水率低于0.3。根據(jù)井流物性的實(shí)驗(yàn)室分析結(jié)果，建立了基于Peng-Robinson 狀態(tài)方程的流體熱力學(xué)模型[8]。熱力學(xué)模型用于相平衡閃蒸和流體物性的計(jì)算，并與上述的守恒方程組耦合，求解油、氣、水相間的傳質(zhì)、傳熱和動(dòng)量傳遞結(jié)果。

根據(jù)天然氣組分，使用CPA 熱力學(xué)模型計(jì)算得到水合物的生成曲線(xiàn)，依據(jù)流動(dòng)保障操作安全原則，需確保在停輸條件下，無(wú)水合物風(fēng)險(xiǎn)。通過(guò)分析水合物平衡數(shù)據(jù)可知，在靜壓1 500 kPa(A)，環(huán)境溫度為2.5 ℃，抑制劑濃度為60%時(shí)，可確保有3～5 ℃的水合物生成安全余量[9]。模型基于LedaFlow 軟件進(jìn)行建模和計(jì)算（LedaFlow 是由挪威康士伯公司，聯(lián)合多相流科研機(jī)構(gòu)SINTEF，道達(dá)爾和康菲聯(lián)合開(kāi)發(fā)的多相流模擬計(jì)算軟件[10]），經(jīng)過(guò)了Tiller Loop（實(shí)驗(yàn)環(huán)島）的大量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和全球諸多油公司實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的驗(yàn)證[11]。

模型中的油、氣、水三相的質(zhì)量守恒、動(dòng)量守恒和能量守恒方程，用于動(dòng)態(tài)計(jì)算井流在井筒和海管中的溫度、流量、壓力、相間關(guān)系等水力學(xué)結(jié)果，以及積液、水合物、抑制劑濃度等流動(dòng)保障結(jié)果。LedaFlow 的機(jī)理模型包括質(zhì)量守恒方程、動(dòng)量守恒方程和能量守恒方程。

3 模擬流程

水下系統(tǒng)啟動(dòng)前，P-1 和P-2 海管已完成氮?dú)獾某溲b惰化，軟管和跨接管內(nèi)為工程流體，臍帶纜內(nèi)充滿(mǎn)甲醇。依據(jù)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的常規(guī)啟動(dòng)操作流程，先使用乙二醇進(jìn)行臍帶纜的置換操作，之后啟動(dòng)一口跨接管連接的近端井，對(duì)P-1 和P-2 海管進(jìn)行氮?dú)獾闹脫Q操作。完成氮?dú)庵脫Q后，南北管線(xiàn)聯(lián)通，逐步啟動(dòng)其他跨接管連接的近端井，處理南北管線(xiàn)中的液體。最后逐步啟動(dòng)軟管連接的遠(yuǎn)端井，處理軟管內(nèi)的液體。模擬初始條件中，段塞捕集器的操作壓力設(shè)定點(diǎn)設(shè)置為10 MPa。根據(jù)上述的啟動(dòng)流程順序，對(duì)模型中的各閥門(mén)和流量邊界點(diǎn)進(jìn)行了操作設(shè)置。同時(shí)，考慮到跨接管和軟管安裝過(guò)程中有水進(jìn)入管道的風(fēng)險(xiǎn)，在模型中設(shè)置了跨接管進(jìn)水和軟管進(jìn)水工況的初始條件。依據(jù)以往類(lèi)似生產(chǎn)工況的分析結(jié)果，設(shè)置極端工況，跨接管內(nèi)全部為水，軟管的入口段有500 m 含水段，約為12 m3水，其他的主海管和管匯內(nèi)為充裝的氮?dú)狻?/p>

虛擬調(diào)試的計(jì)算分析過(guò)程中，主要關(guān)注平臺(tái)收液的流量和波動(dòng)情況，以及在進(jìn)水工況下海管和軟管中的水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。虛擬調(diào)試的計(jì)算內(nèi)容包括：①臍帶纜置換與吹掃氮?dú)猓瑯O端工況下的臍帶纜置換及其吹掃氮?dú)獠僮?，用于研究開(kāi)井前的海管內(nèi)初始條件，以評(píng)估水合物的生成風(fēng)險(xiǎn)；②近端井（跨接管連接）啟動(dòng)，研究跨接管連接的W-2、W-4、W-6、W-7 啟動(dòng)后，P-1 和P-2 攜液能力和段塞捕集器動(dòng)態(tài)；③遠(yuǎn)端井（軟管連接）啟動(dòng)，軟管進(jìn)水工況下的W-1 井啟動(dòng)，用于研究軟管內(nèi)水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，以及抑制方法。按照設(shè)置的操作步驟，按順序進(jìn)行了氮?dú)獯祾摺⒛媳惫芫€(xiàn)掃液、以及近端井和遠(yuǎn)端井的啟動(dòng)的模擬。

3.1 臍帶纜置換與吹掃氮?dú)饽M

根據(jù)上述的進(jìn)水極端工況，設(shè)置了軟管和跨接管內(nèi)的初始水相分布。根據(jù)W-1 至W-7 井臍帶纜的管線(xiàn)體積，在模型中的各井口位置，注入了相應(yīng)體積的乙二醇，溶液濃度為90%。模擬了該工況下的置換操作。置換臍帶纜的乙二醇從井口位置注入后，原本在跨接管和軟管中的工程流體，被置換進(jìn)入到管匯和海管中，包括乙二醇溶液，以及初始條件中設(shè)置的水管段。其中連接遠(yuǎn)端井的軟管中的水段向軟管下游移動(dòng)，尚未進(jìn)入管匯或海管內(nèi)。連接近端井的跨接管中的水段，由于跨接管管容較小，已經(jīng)進(jìn)入到管匯與海管中。計(jì)算得到P-1 和P-2 海管內(nèi)的乙二醇濃度分布，作為后續(xù)流動(dòng)保障模擬分析的初始條件。

圖2 為完成臍帶纜藥劑置換操作模擬后，P-1和P-2 主海管中的乙二醇分布。其中，各跨接管和軟管的接入位置，為乙二醇濃度高點(diǎn)位置，P-1 和P-2 海管內(nèi)的其余管段內(nèi)為充裝的氮?dú)?。模擬結(jié)果顯示，由于跨接管接入主海管位置的乙二醇溶液與進(jìn)入的水混合后，濃度相對(duì)較低。在天然氣吹掃氮?dú)獾牟僮髦?，水合物生成的風(fēng)險(xiǎn)較大。

圖2 P-1 和P-2 海管內(nèi)的乙二醇濃度分布Fig.2 Concentration distribution of ethylene glycol in P-1 and P-2 subsea pipes

基于臍帶纜藥劑置換后的海管模型，模擬天然氣吹掃P1 和P2 海管內(nèi)氮?dú)獾牟僮?。模擬W-4 井以34×104m3的產(chǎn)量進(jìn)行兩條海管吹掃，以壓力節(jié)點(diǎn)的氮?dú)鉂舛刃∮?%為節(jié)點(diǎn)，結(jié)果顯示，該產(chǎn)量下海管P-1 和P-2 的吹掃氮?dú)庥脮r(shí)均為17 h。模擬中顯示，W-4 井的天然氣進(jìn)入海管后，會(huì)接觸到置換進(jìn)入海管內(nèi)的乙二醇溶液。由于跨接管接入位置的乙二醇溶液濃度較低，水合物生成風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較大。在W-6井和W-7 井的接入位置，由于地勢(shì)較低，海管中易發(fā)生積液，也是乙二醇的濃度低點(diǎn)。在模擬的進(jìn)水工況下，水相會(huì)在W-6 和W-7 的接入點(diǎn)處堆積，W-4 天然氣吹掃的過(guò)程中處于水合物生成區(qū)間內(nèi)，并且計(jì)算有水合物生成的現(xiàn)象。針對(duì)模擬結(jié)果中的水合物風(fēng)險(xiǎn)，進(jìn)一步模擬研究抑制劑的注入策略。模擬在W-4井開(kāi)井前，額外從W-6和W-7井口加注乙二醇，提高低地勢(shì)區(qū)域的乙二醇濃度。模擬結(jié)果顯示，額外加注抑制劑后，積液處的抑制劑濃度提升到60%以上，有效抑制了水合物的生成。

3.2 近端井啟井模擬

基于模擬結(jié)果，繼續(xù)模擬跨接管連接的近端井啟井過(guò)程。W-2，W-4，W-6 和W-7 開(kāi)井生產(chǎn)，天然氣進(jìn)入P-2，用于處理P-2 海管中的液體。模擬中設(shè)置了W-4 和W-6 井的產(chǎn)量為70×104m3/d 和85×104m3/d，共155×104m3/d。通過(guò)閥門(mén)將井流生產(chǎn)24 h 后，啟動(dòng)W-7 和W-2 井，配產(chǎn)75×104m3/d和70×104m3/d，共145×104m3/d，總流量300×104m3/d，用于P-2 海管內(nèi)的液體處理。P-2 海管攜液的模擬中，W-2、W-4、W-6、W-7 井的乙二醇注入量均設(shè)置為0.4 m3/h，未觀察到水合物風(fēng)險(xiǎn)?？倸饬繛?50×104m3/d 以 及300×104m3/d 期間，平臺(tái)氣液接收裝置的流動(dòng)狀態(tài)穩(wěn)定。積液結(jié)果顯示，150×104m3/d 期間，P-2 海管的M-1 管匯至平臺(tái)之間的管段、立管段內(nèi)的持液率較高，立管段的持液總量為45～50 m3。總氣相流量提升至300×104m3/d 后，立管底部持液率顯著下降至10%～15%，總持液量降低到20～25 m3。P-2 海管的M-3至M-2，M-2 至M-1 管段，在總氣量150×104和300×104m3的情況下，M-3 至M-2 管段，持液率均在50%～60%，持液量170 m3。M-2至M-1管段，總氣量300×104m3情況下，持液率在10%～20%，入口段較高在30%，持液量約50 m3。

P-2 液體處理完畢后，海管內(nèi)的抑制劑濃度分布如圖3 所示。乙二醇在水相中濃度為70%～80%，在管道的上坡段和立管段略有降低。由于氣相攜液平穩(wěn)，未出現(xiàn)顯著的抑制劑濃度低點(diǎn)，模擬結(jié)果顯示無(wú)水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 P-2 海管高程、抑制劑濃度、水合物溫度閾值和水合物體積分?jǐn)?shù)分布Fig.3 Distribution of P-2 subsea pipe elevation,inhibitor concentration,hydrate temperature threshold and hydrate volume fraction

完成P-2 海管的液體處理后，將W-2、W-4、W-6、W-7 井切換至P-1 海管。P-1 海管的初始狀態(tài)為吹掃氮?dú)馔瓿?。P-1 海管中此時(shí)有液相分布，主要來(lái)源于吹掃氮?dú)馄陂g的井流來(lái)液，以及臍帶纜置換期間進(jìn)入海管的滯留液。模擬開(kāi)始后，將總氣量設(shè)置為300×104m3/d，井流進(jìn)入P-1 海管后，平臺(tái)接收到的三相流體流量穩(wěn)定，未出現(xiàn)明顯波動(dòng)。液相流量平均波動(dòng)范圍為10～50 m3/h，段塞捕集器接收的峰值液相流量為60 m3/h。

海管的積液模擬結(jié)果顯示，W-4 井流的液相在生產(chǎn)井切換到P-1 海管30 h 后，逐漸匯入了M-2 管匯后的其他4 口井的液相（圖4）。匯入后同產(chǎn)液向平臺(tái)流動(dòng)。W-4 的凝析油匯入之后，平臺(tái)收液流量的波動(dòng)減小至20～30 m3/h。

圖4 W-4 凝析液匯入P-2 海管側(cè)的M-2 管匯Fig.4 W-4 condensate flows into the M-2 manifold on the side of the P-2 subsea pipe

在300×104m3/d 的氣相流量下，P-1 海管的M-3 至M-2 管段的持液率最大為60%左右，圖5 為地勢(shì)與持液率分布。管段的持液量持續(xù)上升30 h后，穩(wěn)定在170 m3。

圖5 P-1海管M-3至M-2管段的持液率分布Fig.5 Distribution of liquid holding rate from M-3 to M-2 section of P-1 subsea pipe

P-1 海管的M-2 至M-1 管段的持液率最大為40%左右，平均20%～30%，圖6 為地勢(shì)與持液率分布，持液量穩(wěn)定在60 m3。

圖6 P-1 海管M-2 至M-1 管段的持液率分布Fig.6 Distribution of liquid holding rate from M-2 to M-1 section of P-1 subsea pipe

P-1 海管的M-1 至平臺(tái)管段的持液率最大為20%左右，圖7 為地勢(shì)與持液率分布，持液量穩(wěn)定在20 m3。

圖7 P-1 海管M-1 至平臺(tái)管段的持液率分布Fig.7 Distribution of liquid holding rate from M-1 to platform section of P-1 subsea pipe

P-1 海管的攜液動(dòng)態(tài)模擬過(guò)程中，未觀察到水合物風(fēng)險(xiǎn)。單井的乙二醇注入量均設(shè)置為0.4 m3/h。

P-1 海管中水合物抑制劑分布情況如圖8 所示。水相中抑制劑濃度總體保持在65%～80%，在管道的高點(diǎn)段偏低。管道中未出現(xiàn)水合物生成的現(xiàn)象。

圖8 P-1 海管中的高程、抑制劑濃度、水合物生成溫度安全閾值和水合物體積分?jǐn)?shù)分布Fig.8 Distribution of P-1 subsea pipe elevation,inhibitor concentration,hydrate temperature threshold and hydrate volume fraction

3.3 遠(yuǎn)端井以及進(jìn)水工況下的啟井模擬

基于P-1 海管液體處理模擬結(jié)果，繼續(xù)模擬遠(yuǎn)端井的啟井過(guò)程。選取W-1 井作為遠(yuǎn)端井的典型井進(jìn)行軟管進(jìn)水工況下的流動(dòng)保障模擬。W-1 啟井并緩慢提產(chǎn)至25×104m3/d 過(guò)程中，平臺(tái)沒(méi)有出現(xiàn)段塞流現(xiàn)象，登平臺(tái)后為分層流流型，最大瞬時(shí)液量為100 m3/h。W-1 井開(kāi)井后，模擬W-5 和W-3 井遠(yuǎn)端井的啟動(dòng)過(guò)程。W-5 井逐步提產(chǎn)到50×104m3/d，平臺(tái)氣液流動(dòng)穩(wěn)定，未出現(xiàn)段塞現(xiàn)象，持續(xù)為分層流流型。W-5 軟管中工程流體被天然氣井流攜帶至平臺(tái)，啟井后2 h 出現(xiàn)最大瞬時(shí)液量，為150 m3/h。W-5 啟井后，模擬W-3 井逐步提產(chǎn)至65×104m3/d，啟井過(guò)程中，平臺(tái)接收的氣液相流動(dòng)穩(wěn)定，未出現(xiàn)段塞現(xiàn)象，為分層流流型。W-5 位于M-3 管匯，距離平臺(tái)較遠(yuǎn)，啟井后3～4 h 后工程流體被天然氣井流攜帶至平臺(tái)，出現(xiàn)了最大瞬時(shí)液量，為120 m3/h。完成啟井流程模擬后，選取W-1為典型軟管遠(yuǎn)端井，模擬軟管進(jìn)水工況下的水合物風(fēng)險(xiǎn)。將初始條件設(shè)置為W-1 軟管的井口一側(cè)有500 m 含水管段，約為12 m3。模擬W-1 氣相流量逐漸增大，到25×104m3/d，進(jìn)行工程流體置換的動(dòng)態(tài)模擬。模擬結(jié)果顯示，工程流體中的淡水部分會(huì)稀釋乙二醇濃度，并且與天然氣接觸后，會(huì)導(dǎo)致軟管和海管內(nèi)有水合物生成的風(fēng)險(xiǎn)。

如圖9 所示，W-1 啟動(dòng)3 h 后，初始條件中設(shè)置的入口段的安裝進(jìn)水（黑色線(xiàn)），被天然氣攜帶至軟管下游。新注入的乙二醇（藍(lán)色線(xiàn)）尚未分布均勻，導(dǎo)致水合物（紅色線(xiàn)）的生成。由于天然氣的密度低，并且流速高于水相，天然氣會(huì)與水接觸，隨井流注入的乙二醇藥劑不能發(fā)揮足夠的抑制作用，導(dǎo)致水合物生成。針對(duì)進(jìn)水工況，模擬分析抑制水合物生成的藥劑注入策略。模型中設(shè)置為：W-1 啟井前先以5 m3/h 流量加注7 h 乙二醇進(jìn)行置換操作，之后再啟井。模擬結(jié)果顯示，在W-1 啟井前先注入35 m3乙二醇再啟井后，未出現(xiàn)水合物的生成現(xiàn)象。

圖9 W-1 啟井3 h 后的軟管內(nèi)水合物生成分布Fig.9 Distribution of hydrate formation in hose 3 hours after start-up of W-1 Well

如圖10 所示，啟井前將藥劑注入軟管后（藍(lán)色線(xiàn)），入口的含水段（黑色線(xiàn)）被推離井口，避免了啟井后天然氣直接接觸到含水區(qū)間。啟井后，含水段（黑色線(xiàn)）被逐步推入主海管，并且推動(dòng)過(guò)程加強(qiáng)了水和高濃度乙二醇溶液的混合。含水段進(jìn)入主海管后，進(jìn)一步與主海管內(nèi)的高濃度乙二醇溶液混合，降低了水合物的生成風(fēng)險(xiǎn)。整個(gè)過(guò)程中，避免了天然氣直接接觸到含水段，軟管內(nèi)未形成水合物。藥劑注入后，含水段與井流在一定時(shí)間內(nèi)實(shí)現(xiàn)了物理隔斷。在W-1 小流量開(kāi)井時(shí)，氣相的竄進(jìn)現(xiàn)象要弱于大流量開(kāi)井，因此天然氣與藥劑之間界面相對(duì)穩(wěn)定，不會(huì)快速直接地接觸到水段，在一定時(shí)間內(nèi)有隔斷效果。

圖10 啟井前額外加注乙二醇溶液后，軟管內(nèi)的水合物抑制劑濃度分布變化Fig.10 Change of concentration distribution of hydrate inhibitor in the hose after extra injection of ethylene glycol solution before well start-up

4 結(jié)論

基于中國(guó)南海某氣田的生產(chǎn)管理系統(tǒng)，對(duì)氣田的海管投產(chǎn)過(guò)程進(jìn)行了虛擬調(diào)試分析。在分析過(guò)程中主要關(guān)注了各操作步驟執(zhí)行過(guò)程中的海管動(dòng)態(tài)，以及進(jìn)水極端工況下的流動(dòng)保障結(jié)果，水合物風(fēng)險(xiǎn)，水合物抑制方法，以及平臺(tái)氣液接收單元的啟動(dòng)段塞情況。

（1）在模型中的操作方案和配產(chǎn)條件下，平臺(tái)氣液接收單元的工藝動(dòng)態(tài)較為平穩(wěn)，未出現(xiàn)嚴(yán)重段塞現(xiàn)象。在軟管進(jìn)水的工況下，跨接管和軟管中的原有抑制劑不足以充分抑制水合物的生成，有水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。在啟井模擬過(guò)程中，軟管有水合物生成的現(xiàn)象。

（2）針對(duì)水合物抑制操作，進(jìn)行了模擬分析。模擬結(jié)果得出，啟井前進(jìn)行乙二醇溶液的注入置換操作，能在水進(jìn)入管道的工況下，起到良好的水合物風(fēng)險(xiǎn)的抑制作用。另外，在長(zhǎng)距離軟管井口開(kāi)井時(shí)，應(yīng)先使用小流量投產(chǎn)。

（3）乙二醇提前注入軟管進(jìn)行置換后，在天然氣和進(jìn)水段之間，建立了乙二醇藥劑隔離段。在開(kāi)井時(shí)，應(yīng)使用小流量開(kāi)井，從而有效避免開(kāi)井后天然氣快速竄進(jìn)的現(xiàn)象，使乙二醇溶液充分起到隔離進(jìn)水段的作用。

（4）在開(kāi)井的整個(gè)操作過(guò)程中，海管內(nèi)井流需要保障持續(xù)的流動(dòng)。持續(xù)的流動(dòng)有助于增強(qiáng)抑制劑的混合效果，確保和促使乙二醇溶液與水的充分混合。另外，持續(xù)的流動(dòng)能避免水合物在管壁的附著，兩個(gè)方面均會(huì)對(duì)水合物起到抑制作用。相反，停產(chǎn)、停輸有利于水合物晶體的附著，并且由于海管溫度降低，會(huì)加大水合物的生成風(fēng)險(xiǎn)。因此在投用過(guò)程中，除了提前使用乙二醇溶液置換外，應(yīng)最大程度保持生產(chǎn)的連續(xù)性，避免海管流動(dòng)的停滯。

（5）使用的虛擬調(diào)試技術(shù)方案，在其他工藝單元和設(shè)施中同樣適用。對(duì)水下生產(chǎn)系統(tǒng)水侵入的極端工況水合物分析過(guò)程，及相應(yīng)的抑制操作建議，可供其他深水氣田的水下生產(chǎn)系統(tǒng)開(kāi)井投產(chǎn)流動(dòng)保障的分析工作提供參考。