深水气田水下井口开发水合物抑制研究

衣华磊 周晓红 朱海山 郝 蕴 陈宏举 黄 喆

（中海油研究总院）

深水气田水下井口开发水合物抑制研究

衣华磊 周晓红 朱海山 郝 蕴 陈宏举 黄 喆

（中海油研究总院）

采用水下井口方式开发的深水气田井底压力高、海水温度低，极易发生水合物堵塞事故，从而严重影响水下设施的运行安全。以拟开发的PY35－1气田为例，采用OLGA软件作为计算平台，通过对水下井口及海底管线输送流体进行瞬态和稳态流动模拟分析，开展了开井时生产水量对水合物抑制的影响研究与海底管线抑制剂注入量模拟计算，并提出了水合物堵塞工况下水下泄压解堵措施。

深水气田 水下井口开发 水合物抑制 解堵措施

对于采用水下井口方式开发的海上深水气田，由于井底压力高，水下井口处海水温度低，很容易生成水合物［1－3］，一旦发生水合物堵塞，将严重影响水下设施运行安全，尤其是开井操作引起的流体温降，极易产生水合物，而发生堵塞事故，因此，必须要考虑到水下井口作业的复杂性，对水合物抑制进行重点研究。本文以拟开发的PY35－1气田为例，进行了水下抑制剂及其注入点的选择，采用OLGA软件作为计算平台，通过对水下井口及海底管线流体进行瞬态和稳态流动模拟分析，开展了开井时生产水量对水合物抑制的影响研究及海底管线抑制剂注入量模拟计算，并提出了水合物堵塞工况下水下泄压解堵措施，以期对类似气田开发特别是深水气田水下井口方式开发的水合物抑制提供参考。

1 水合物抑制剂及其注入点的选择

临时注入，故选择价格相对便宜的甲醇（质量分数为100%）作为水合物抑制剂，从而降低费用；而节流阀下游压力低，需要长期连续注入水合物抑制，而由于甲醇属于有毒易挥发液体，不易在平台大量储存，故选择可再生的贫乙二醇（质量分数为80%）作为水合物抑制剂，从而达到费用和空间的最优化。PY35－1气田水下井口处甲醇和贫乙二醇注入点如图1所示。

图1 PY35－1气田水下井口处甲醇和贫乙二醇注入点示意图

PY35－1气田位于中国南海，计划于2013年采用水下井口方式开发，所产出的油气水混合物通过海底管线输送到PY34－1CEP平台上。该气田单井节流后最低温度为－40℃，开井时容易在节流阀下游生成水合物，因此需要在单井节流阀前临时注入水合物抑制剂；同时，该气田水下井口至PY34－1CEP的海底管线输送流体压力高（27 MPa），海水温度低（16℃），流体在输送过程中也会产生水合物，因此需要在节流阀下游连续向海管注入水合物抑制剂。由于节流阀上游压力高，且水合物抑制剂是

2 开井时生产水量对水合物抑制的影响研究

开井时选择在节流阀上游临时注入甲醇，由设在PY34－1CEP平台上的甲醇注入设施通过脐带缆中的25．4 mm管线注入，根据最大关井压力（27 MPa A）确定的甲醇最小注入量为1 m3／h。分析认为，在井口压力一定的条件下，气田开发时产生的生产水量及温度变化是影响水合物生成的主要因素，因此对于开井时产出大量生产水工况必须进行研究，以保证有足够的甲醇抑制剂注入。

图2给出了PY35－1气田开井时瞬态流动条件下节流阀下游温度与生产水量的关系曲线，可以看出，该气田开井后大约20 min开始出现液体，而此时节流阀下游管段和海底管线已经开始升温，节流阀下游温度大约为1℃，海底管线温度大约为12℃。

图2 PY35－1气田开井时瞬态流动条件下节流阀下游温度与生产水量关系曲线

图3给出了PY35－1气田开井工况下抑制水合物需要达到的甲醇质量分数曲线以及按照1 m3／h的甲醇注入量实际达到的甲醇最大质量分数曲线，可以看出，该气田在开井的前20 min内（也就是大量生产水出现前）甲醇质量分数实际达到了100%，满足需要的甲醇质量分数要求；出现生产水后，甲醇被稀释，但此时温度已经开始上升，实际甲醇的质量分数虽有降低，但仍高于需要的甲醇质量分数，同时高温生产水也加速了井口的升温。

图3 开井工况下需要达到的甲醇质量分数与实际达到的甲醇质量分数曲线

基于以上分析可以得出，按照开井工况下最大生产水量为150 m3／d1），最小甲醇注入量为1 m3／h足以抑制PY35－1气田水下井口开发水合物生成。

3 海底管线贫乙二醇注入量模拟计算

海底管线产生水合物最大的风险来自正常工况关断后，海底管线冷却到周围海水温度导致水合物生成，因此需对海水温度下海底管线中所需最小富乙二醇质量分数进行研究，以确定贫乙二醇的注入量满足水合物抑制要求。海水温度取整个水下生产系统的最低海水温度（PY35－1气田在最大水深201．5 m处的海水温度为16℃），在此基础上考虑2℃温差余量以确保水合物得到抑制。为了全面显示整个生产期所需最小富乙二醇质量分数，运用OLGA软件对不同富乙二醇质量分数下的输送流体进行了稳态模拟计算。

（1）水合物形成温度

对不同富乙二醇质量分数下的输送流体进行稳态模拟，得到水合物形成温度曲线（图4）。从图4可以看出，PY35－1节流后最大压力23．4 MPa A下水合物形成温度为21．5℃，该条件下抑制水合物生成的过冷度为7．5℃，此时富乙二醇的质量分数为26．5%。

图4 不同富乙二醇质量分数PY35－1井水合物形成温度预测曲线

（2）最小富乙二醇质量分数

根据图4，可得到PY35－1气田整个生产期井口节流后压力与最低海水温度条件下的富乙二醇质量分数曲线（图5），各生产阶段对应的抑制水合物的最小富乙二醇质量分数分别为26．5%（生产早期）、22．0%（生产中期）、14．5%（生产晚期）。

图5 PY35－1气田整个生产期井口节流后压力与最低海水温度条件下的富乙二醇质量分数

（3）贫乙二醇注入量

根据公式（1）［4］，把图5中各阶段所需最小富乙二醇质量分数转化为体积分数

式（1）中：CMEG为贫乙二醇体积分数，m3／m3；X为富乙二醇质量分数，%；ρH2O为水的密度，取103kg／m3；ρMEG为16℃时质量分数为80%的贫乙二醇密度，取1 100 kg／m3。

PY35－1气田整个生产期所需的贫乙二醇体积分数及注入量计算结果见表1。通过对不同富乙二醇质量分数下的输送流体进行稳态模拟计算，可以快速得到整个生产期最小富乙二醇质量分数，从而计算出所需的最大贫乙二醇注入量。从表1可以看出，PY35－1气田在整个生产期中最大贫乙二醇注入量为2．91 m3／h。

表1 PY35－1气田整个生产期所需的贫乙二醇体积分数及注入量计算结果

4 水合物堵塞工况解堵措施研究

一旦在水下发生了水合物堵塞将严重影响水下生产系统的安全运行，需要立即采取解堵措施。与平台上的现场解堵操作相比，水下生产系统现场解堵复杂且不易操作。因此，需要对水下生产系统进行压力泄放研究（即在水合物上游和下游同时泄放气体）。水合物上游管线压力通过预留在脐带缆中的25．4 mm管线泄放，水合物下游管线的压力通过设在PY34－1 CEP平台上的泄放阀泄放，泄放终压是水合物融解压力7 MPa A（环境温度16℃）。

图6是PY35－1气田在井口跨接管处产生水合物时脐带缆中25．4 mm泄放管线的泄放曲线。根据图6，若井口附近发生水合物堵塞，通过脐带缆中的25．4 mm管线可以迅速进行压力泄放，压力泄放到7 MPa A只需要0．75 h，且泄放气体量很小。

图6 PY35－1气田井口跨接管处产生水合物时脐带缆中25．4 mm泄放管线的泄放曲线

随着堵塞位置向平台靠近，通过脐带缆中25．4 mm管线进行压力泄放所需时间大幅增长。图7为PY34－1 CEP立管底部产生水合物时脐带缆中25．4 mm泄放管线的泄放曲线，该工况为泄放时间最长工况。模拟泄放时间设定为50 h，该时间内压力只泄放到了12．5 MPaA；继续进行压力泄放到7 MPa A，所需的泄放时间可能要超过1周，显然不能用于实际操作。

图7 PY34－1CEP平台立管底部发生水合物堵塞时脐带缆中25．4 mm泄放管线的泄放曲线

通过以上分析可以看出，当水合物堵塞发生在靠近水下井口处时，通过脐带缆中25．4 mm管线泄压解堵易于操作；而当水合物堵塞发生在靠近平台处时，将导致大量的气体泄放，并且在可操作时间内通过25．4 mm管线很难泄放到融解压力。鉴于这种情况，当水合物堵塞发生在靠近平台处时，可以安装一根临时管线泄放气体到供应船的容器里，因此需要在井口预留一个接口用来连接管线到临时供应船容器。

5 结论

（1）深水气田水下井口开发开井操作时需在节流阀前临时注入甲醇，生产过程中需在节流阀后连续注入贫乙二醇，可实现费用和储存空间的最优化。

（2）生产水量是影响开井时井口水合物抑制的重要因素，通过进行开井时生产水量的瞬态模拟分析确定甲醇注入量，能够保证节流阀后水合物的有效抑制。

（3）通过对不同富乙二醇质量分数下的输送流体进行稳态模拟计算，可以快速得到整个生产期最小富乙二醇质量分数，从而计算出所需的最大贫乙二醇注入量，保证关井后海底管线水合物的有效抑制。

（4）当水合物堵塞发生在靠近水下井口处时，通过脐带缆中预留的25．4 mm管线和平台上的海底管线泄压装置泄压解堵非常易于操作；而当水合物堵塞发生在靠近平台处时，可以安装一根临时管线泄放气体到供应船的容器里进行泄压解堵。

［1］ 周晓红，郝蕴，衣华磊．荔湾3－1深水气田开发中心平台工艺设计若干问题研究［J］．中国海上油气，2011，23（5）：340－343．

［2］ 杨少坤，代一丁，吕音，等．南海深水天然气测试关键技术［J］．中国海上油气，2009，21（4）：237－241．

［3］ 范学平，段天须．尼日利亚A深海油田投产面临问题及其应对措施研究［J］．中国海上油气，2009，21（4）：284－288．

［4］ BARRAU B．Profile indicator helps predict pipeline holdup，slugging［J］．Oil＆Gas Journal，2000：58－62．

（编辑：夏立军）

Research on hydrate inhibition in deep water gas field development by subsea wellheads

Yi Hualei Zhou Xiaohong Zhu Haishan Hao Yun Chen Hongju Huang Zhe
（CNOOC Research Institute，Beijing，100027）

For the deep water gas field developed by subsea wellheads，considering the high gas well pressure and low subsea water temperature，hydrate is easy to form and then seriously influence the normal operation of subsea production system．For developing PY35－1 gas field，OLGA software is adopted to perform the transient and steady flow analyses for the fluid transported in well head and pipeline，through which the study is conducted on the influence of production water flow rate on hydrate inhibition under well opening case，the simulation calculation is performed for inhibitor injecting rate in subsea pipeline，and the subsea pressure relieving measure is given for removing hydrate block．

deep water gas field；subsea wellhead development；hydrate inhibition；break down measure

衣华磊，男，工程师，2007年毕业于中国石油大学（华东），获硕士学位，现主要从事海上平台的设计与研究工作。地址：北京市东城区东直门外小街6号海油大厦（邮编：100027）。E－mail：yihualei＠sina．com。

1）中海油研究总院．PY34－1／35－2／35－1气田总体开发方案．2010．

2011－09－20 改回日期：2011－11－01