深水海底混输管道清管工况分析

鞠朋朋,张 欢,陈文峰,邓 婷

(海洋石油工程股份有限公司,天津 300451)

为清除海管内积聚杂质、提高海底管道输送效率、减少海管滞液量、提高海管防腐剂保护效果等,保证海底管道的正常运行,海底混输管道需定期进行清管作业;清管过程中的液段塞和气段塞会对平台设施的正常操作造成冲击,影响严重时甚至引起生产关停,因而利用多相流动态模拟软件对清管作业中的段塞量进行预估,为后续制定清管程序提供依据,特别是立管高差大、清管段塞量严重的深水油气田,该预估分析工作愈加重要。

南海某深水气田西区采用双海管进行开发,水深1 500 m,生产井A9H、A10H回接水下管汇,生产井A1、A11H回接相应的PLET(海管终端);A9H、A10H井通过海管-1回接下游支持平台,A1、A11H井通过海管-2回接下游支持平台;水下管汇具有导阀功能,可以切换生产井的回接管道。

1 海底混输管道清管工况仿真模型

1.1 模拟参数设置

深水气田开发示意图见图1。

图1 深水气田开发示意图Fig.1 Schematic diagram of deep water gas field development

图2 深水气田清管流程示意图Fig.2 Schematic diagram of deep water gas field pigging process

利用多相流动态模拟软件OLGA进行清管工况建模,建模范围包括井筒、海底管道、立管和段塞流捕集器。

平台段塞流捕集器液相缓冲容积32 m3,最大排液能力120 m3/h;天然气处理系统设计能力1 050×104m3/d,干气吹扫压缩机排压168 bara,立管高程1 500 m。

根据与油藏专业核实,A9H、A10H井可临时增产10%,A1、A11H井可临时增产20%。典型年份A1～A11H井油嘴前压力见表1。典型年份A1～A11H井配产量见表2。

表1 A1～A11H井油嘴前压力数据Tab.1 A1～A11H well oil nozzle front pressure data bara

1.2 模型建立

利用动态清管模型追踪清管过程中海管出口段塞量的变化,评估段塞流捕集器及平台生产处理流程的适应性;利用干气吹扫海管内滞液量,减少清管过程中到达平台的液段塞量;不停产清管时海管内压力应小于采油树油嘴前压力,油气田开发后期井口压力较低时应停产清管,防止海管内液体倒流回井筒。

2 海底混输管道清管计算分析

2.1 2020年清管工况分析计算

2020年为深水气田初始投产年份兼最大气量年份,作为典型年份进行清管工况分析。为减少清管过程中海管内滞液量对下游平台生产流程的冲击,模型运行5 h后利用150×104m3/d干气吹扫10 h,然后水下采油树不停产进行清管作业。清管过程中清管球运行速度(UPIG)、清管球运行距离(ZZPIG)见图3。

图3 2020年清管球运行速度和运行距离变化曲线Fig.3 Curve of changes in running speed and distance of pigging balls in 2020

清管过程中海管出口累计液量(ACCLIQ)、海管出口液体体积流量(QLT)变化曲线见图4。

图4 2020年清管作业海管出口累计液量和液体体积流量变化曲线Fig.4 Curve of cumulative liquid volume and liquid volume flow rate at the outlet of the submarine pipeline during cleaning operations in 2020

清管过程中干气吹扫压缩机排压(W-RISER1,PT)、水下各井口处压力(A1～A11H,PT)变化曲线见图5。

图5 2020年清管作业干气吹扫压缩机排压和水下井口处压力变化曲线Fig.5 Pigging operation dry gas purge compressor discharge and pressure change curve at the underwater wellhead in 2020

由图3～图5可知:(1)清管作业时间7.2 h,清管球运行速度约1～5 m/s;前半段海管清管时,清管球利用吹扫干气推动,运行速度较慢,后半段海管利用干气和井口产气量推动,运行速度较快;(2)干气吹扫后海管出口液体体积流量变大,海管内滞液量被携带出海管;清管球到达平台时,立管内液量全部被置换进生产流程,形成一个大的段塞,需要的段塞流捕集器缓冲容积29 m3,现有缓冲容积满足要求;(3)干气吹扫压缩机排压163 bara,满足现有压缩机的排压要求;采油树处压力178～189 bara,油嘴前压力满足要求。

2.2 2027年清管工况分析计算

2027年为深水气田海管背压变化年份,海管背压由108 bara降为31 bara,作为典型年份进行清管工况分析。为减少清管过程中海管内滞液量对下游平台生产流程的冲击,模型运行15 h后利用100×104m3/d干气吹扫10 h,然后水下采油树不停产进行清管作业。清管过程中清管球运行速度(UPIG)、清管球运行距离(ZZPIG)见图6。

图6 2027年清管球运行速度和运行距离变化曲线Fig.6 Curve of changes in running speed and distance of pigging balls in 2027

清管过程中海管出口累计液量(ACCLIQ)、海管出口液体体积流量(QLT)变化曲线见图7。

图7 2027年清管作业海管出口累计液量和液体体积流量变化曲线Fig.7 Accumulated liquid volume and liquid volume flow rate change curve at the outlet of the submarine pipeline during pigging operations in 2027

由图6～图8可知:(1)清管作业时间5.1 h,清管球运行速度约1.6～9 m/s;前半段海管清管时,清管球利用吹扫干气推动,运行速度较慢,后半段海管利用干气和井口产气量推动,运行速度较快;(2)干气吹扫后海管出口液体体积流量变大,海管内滞液量被携带出海管;清管球到达平台时,立管内液量全部被置换进生产流程,形成一个大的段塞,需要的段塞流捕集器缓冲容积21.4 m3,现有缓冲容积满足要求;(3)干气吹扫压缩机排压116 bara,满足现有压缩机的排压要求;采油树处压力106～130 bara,油嘴前压力满足要求。

图8 2027年清管作业干气吹扫压缩机排压和水下井口处压力变化曲线Fig.8 Pigging operation dry gas purge compressor discharge and pressure change curve at underwater wellhead in 2027

清管过程中干气吹扫压缩机排压(W-RISER1,PT)、水下各井口处压力(A1～A11H,PT)变化曲线见图8。

2.3 2032年清管工况分析计算

2032年为深水气田中后期兼最大水量年份,作为典型年份进行清管工况分析。为减少清管过程中海管内滞液量对下游平台生产流程的冲击,模型运行15 h后利用200×104m3/d干气吹扫10 h,然后水下采油树停产进行清管作业。清管过程中清管球运行速度(UPIG)、清管球运行距离(ZZPIG)见图9。清管过程中海管出口累计液量(ACCLIQ)、海管出口液体体积流量(QLT)变化曲线见图10。图11为2032年清管作业干气吹扫压缩机排压变化曲线。

图9 2032年清管球运行速度和运行距离变化曲线Fig.9 Curve of change in running speed and distance of pigging ball in 2032

图10 2032年清管作业海管出口累计液量和液体体积流量变化曲线Fig.10 Curve of cumulative liquid volume and liquid volume flow rate at the outlet of the sea pipeline during pipeline cleaning operations in 2032

图11 2032年清管作业干气吹扫压缩机排压变化曲线Fig.11 Discharge pressure change curve of dry gas purge compressor for pigging operations in 2032

由图9～图11可知:(1)清管作业时间6 h,清管球运行速度约3～6.8 m/s;前半段海管清管时,清管球利用吹扫干气推动,运行速度较慢,后半段海管利用干气和井口产气量推动,运行速度较快;(2)因深水气田中后期产气量较低,海管内滞液量大,需要增大吹扫气量降低海管内已存液量;根据与油藏专业的沟通,通过临时增大水下井口产量满足吹扫气量要求;海管内大部分液体被干气吹扫出海管,形成干气吹扫段塞,需要缓冲容积22.3 m3,目前缓冲容积满足要求;清管球到达平台时,立管内液量全部被置换进生产流程,海管出口累计液量形成近似直线的液量上升,但总液量较少,需要的段塞流捕集器缓冲容积5.7 m3,现有缓冲容积满足要求;(3)干气吹扫压缩机最大排压115 bara,满足现有压缩机的排压要求,但大于水下井口油嘴前压力,为防止海管内液体倒流井筒,需要停产清管。

3 结论

1)2020年深水气田天然气产量高,海管内存液相对较少,可利用较少干气吹扫(150×104m3/d)。水下井口压力高,可不停产进行清管作业。

2)2027年深水气田天然气产量高,且海管出口背压低,海管气体流速高,海管存液量最小,可利用最少干气吹扫(100×104m3/d)。水下井口压力高,可不停产进行清管作业。

3)2032年深水气田天然气产量低,海管气体流速低携液能力差,海管存液量最大,需利用最大干气量吹扫(200×104m3/d)。水下井口压力低,需停产进行清管作业。

4)清管前利用干气进行吹扫可有效降低海管内存液量,减少清管段塞量对下游平台的冲击;根据井口压力和清管压力的对比,深水气田可停产或不停产进行清管作业。该方法对后续类似深水气田的开发提供了良好的借鉴。