流动保障技术在深水气田投产的应用

王　东, 倪　浩

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451)



流动保障技术在深水气田投产的应用

王东, 倪浩

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451)

摘要：由于深水的高静压和低温条件的限制，深水水下生产系统的流动安全保障问题逐渐受到关注。该文对气田水下生产系统的流动安全保障设计中需要注意的问题进行分析并提出相应的解决措施，以中国南海某气田为例，利用OLGA 动态模拟软件进行多方面分析，推荐合理的开井顺序，为对今后深水气田流动保障设计提供参考。

关键词：深水；水下生产系统；流动保障

0引言

随着我国南海深水油气田的开发，如何安全高效的将油气资源从地层输送到处理设施并最终供给用户成为流动保障工程师的终极目标。对于南海复杂的开发环境，流动安全保障面临着几个严峻的挑战：

(1) 高静水压力

南海是中国的最大外海，平均深度为1 212 m，最深可达到5 000 m以上。我国已有的几个南海油气田项目水深从几百米到上千米不等。当通过立管回输到水面处理终端时，需要克服几百甚至上千米的高度差，这就需要更高的起输压力，对地层压力有一定的要求。

(2) 低温

随着水深的增加，海水温度逐步降低，一般当水深超过1 000 m后，最低水温可到达2℃~4℃，在此温度下很容易形成水合物，严重时会堵塞管道造成停产。

(3) 地形起伏

南海海盆在长期的地壳变化过程中，形成深海海盆，海盆内大部分地区比较平坦，但地形很复杂，海山、海丘众多，海管铺设在这样的海底高低起伏，很可能造成低洼处液体的累积及地形段塞，造成油气输送的不稳定。

我国南海已经开发荔湾3-1、番禺35-1/2等大型气田，在深水气田流动保障设计过程中需要考虑以下几个设计要点：

(1) 水合物控制

避免水合物堵塞的基本方法包括：机械控制、热控制、化学药剂控制、水下分离控制等[1]。气田一般都具有较高的地层压力，当气体经过井筒流经油嘴时，由于焦汤节流效应一般会产生较大的温降，在如此高压低温的条件下极易形成水合物，为缓解水合物生成，可以通过在采油树上注入水合物抑制剂。同时，为减少油嘴处温降进而减少抑制剂的用量和出于下游管材规格的考虑，可以在油嘴下游建立一定的背压减少油嘴处压降，在管线内预冲入一定量的氮气提供所需背压，当气田开始生产后氮气被顶出输送管线经火炬系统排放，然后生产物流进正常生产流程进行处理。另外，在特殊情况下水合物已经生成，需要考虑通过注入水合物抑制剂或泄压的方法消除水合物。

(2) 段塞预测

随着气体的输送，温度很快降低到接近环境低温，凝析油析出也越来越多，形成气液混输的复杂流动，地形段塞和水力段塞的共同作用加之较长的立管长度，极易在海管出口形成严重段塞，导致整个生产系统中压力和流量的剧烈波动，因此，需要通过动态模拟软件预测段塞量。当下游无法接收时，可以考虑通过立管底部气举或控制出口背压等方式对段塞进行控制。

(3) 化学药剂注入设计

通常气田需要考虑抑制水合物的要求注入水合物抑制剂，一般使用热力学水合物抑制剂，也可在临时瞬态工况考虑使用动力学抑制剂。

(4) 腐蚀控制

气体组分中常含有CO2和H2S等腐蚀性成分，为防止水下输送管线的腐蚀可以注入防腐剂，也可以采用增加腐蚀裕量或内衬防腐合金的方法进行控制。

该文以中国南海某气田为例，说明开井顺序确定的过程中流动保障的设计考虑，并推荐出合理的开井顺序。

1气田概况

此气田位于中国南海，采用水下生产系统回接固定平台的开发模式，包含2口气井分别为A1H、A2H，井口水深范围为274 m~338 m。2口井分别通过管汇与海底管线相连并输送到中心平台进行处理，海底输气管线采用单层不保温管内衬316L，尺寸为0.15 m，全长约28 km。通过开井时注入甲醇，正常生产时注入MEG来防止水合物的形成。中心平台MEG储罐和日用罐容积为150 m3，段塞流捕集器的缓冲容积约为27.6 m3，出口排液量为30 m3/h。2口井和中心平台的水深及分布如图1所示，气田投产年油气水配产见表1。

图1　水下生产系统路由概况

表1　水下各井口投产年配产

为找出适合于现场实际情况最佳的启井方案，该文设计了四种不同开井顺序的启动方案，水下各井口投产组合方案见表2。

表2　水下各井口投产组合方案

2气田流动保障设计

此气田输送管线为不保温管，需要注入水合物抑制剂MEG来保证管道正常输送时无水合物形成，而大部分MEG存在于水相中，并在中心平台上回收再生循环使用。由于管线路由呈“V”字且水深较大，投产后，液相会在管道内累积，需要一定的时间才能从出口流出，这样，对平台上贫MEG储存量提出一定的要求，在管道内水相积累越多，水相流到出口的时间越长，所需的MEG的量就越大。因此，在各种方案中，深水天然气管道进行水相流出时间和滞液量平衡时间的分析都至关重要。

2.1单井启动分析

图2　单井启动滞液量随时间的变化

图3　单井启动时出口水相流量随时间的变化

从图2、图3中可以看出：A1H井单独启动滞液量平衡时间为15.5 h，滞液量为19 m3，管道内累积MEG体积约为4.5 m3；而A2H井需要253 h才能使滞液量达到平衡且滞液量为81.7 m3，管道内累积MEG体积约为32.5 m3。出口水相体积也与配产水量和MEG量之和相吻合，分别为15.3 m3/d和6.2 m3/d。从对比结果可知，滞液量、平衡时间以及液相排出时间都随气量的增加而减少，这样高气量输送无论对MEG的自持能力还是下游MEG再生系统的正常运作都是有利的。

2.2双井启动分析

图4　双井启动时出口液流量随时间的变化

图5　双井启动时滞液量随时间的变化

图6　双井启动时出口水相流量随时间的变化

从图4~图6可以看出：方案3由于先开高气量井，较方案4携带液体的能力较强，因此出口较快流出液相，水相也较快出现在出口，相应的液体在管线内累积的时间加长。方案3和方案4管道内累积MEG体积分别为5.5 m3和7.6 m3，前者对MEG自持能力和下游再生系统比较有利。两种方案出口液量一定时间后都恒定不变，说明无段塞流。

3结论

(1) 通过单井启动比较，高气量井的滞液量较少，出口水相排出时间更短，对水合物抑制剂的自持能力和下游回收再生系统更加有利。建议开井时尽量提高气体产量使系统尽快达到平衡。

(2) 通过双井启动比较，方案3开井顺序对于本气田更加合理。建议多井口开井顺序的确定应综合考虑海管路由、气液比、气体产量、水相累积时间、出口段塞量等因素最终确定最优方案。

参考文献

[1]GB/T 21412.1-2010. 水下生产系统的设计与操作 第1部分：一般要求和推荐做法[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

中图分类号:TE937

文献标识码：A

文章编号：1001-4500(2015)06-0061-06

作者简介：王东(1983-)，男，工程师。