衣華磊 周曉紅 朱海山 郝 蘊 陳宏舉 黃 喆

（中海油研究總院）

深水氣田水下井口開發(fā)水合物抑制研究

衣華磊 周曉紅 朱海山 郝 蘊 陳宏舉 黃 喆

（中海油研究總院）

采用水下井口方式開發(fā)的深水氣田井底壓力高、海水溫度低，極易發(fā)生水合物堵塞事故，從而嚴重影響水下設施的運行安全。以擬開發(fā)的PY35－1氣田為例，采用OLGA軟件作為計算平臺，通過對水下井口及海底管線輸送流體進行瞬態(tài)和穩(wěn)態(tài)流動模擬分析，開展了開井時生產水量對水合物抑制的影響研究與海底管線抑制劑注入量模擬計算，并提出了水合物堵塞工況下水下泄壓解堵措施。

深水氣田 水下井口開發(fā) 水合物抑制 解堵措施

對于采用水下井口方式開發(fā)的海上深水氣田，由于井底壓力高，水下井口處海水溫度低，很容易生成水合物［1－3］，一旦發(fā)生水合物堵塞，將嚴重影響水下設施運行安全，尤其是開井操作引起的流體溫降，極易產生水合物，而發(fā)生堵塞事故，因此，必須要考慮到水下井口作業(yè)的復雜性，對水合物抑制進行重點研究。本文以擬開發(fā)的PY35－1氣田為例，進行了水下抑制劑及其注入點的選擇，采用OLGA軟件作為計算平臺，通過對水下井口及海底管線流體進行瞬態(tài)和穩(wěn)態(tài)流動模擬分析，開展了開井時生產水量對水合物抑制的影響研究及海底管線抑制劑注入量模擬計算，并提出了水合物堵塞工況下水下泄壓解堵措施，以期對類似氣田開發(fā)特別是深水氣田水下井口方式開發(fā)的水合物抑制提供參考。

1 水合物抑制劑及其注入點的選擇

臨時注入，故選擇價格相對便宜的甲醇（質量分數(shù)為100%）作為水合物抑制劑，從而降低費用；而節(jié)流閥下游壓力低，需要長期連續(xù)注入水合物抑制，而由于甲醇屬于有毒易揮發(fā)液體，不易在平臺大量儲存，故選擇可再生的貧乙二醇（質量分數(shù)為80%）作為水合物抑制劑，從而達到費用和空間的最優(yōu)化。PY35－1氣田水下井口處甲醇和貧乙二醇注入點如圖1所示。

圖1 PY35－1氣田水下井口處甲醇和貧乙二醇注入點示意圖

PY35－1氣田位于中國南海，計劃于2013年采用水下井口方式開發(fā)，所產出的油氣水混合物通過海底管線輸送到PY34－1CEP平臺上。該氣田單井節(jié)流后最低溫度為－40℃，開井時容易在節(jié)流閥下游生成水合物，因此需要在單井節(jié)流閥前臨時注入水合物抑制劑；同時，該氣田水下井口至PY34－1CEP的海底管線輸送流體壓力高（27 MPa），海水溫度低（16℃），流體在輸送過程中也會產生水合物，因此需要在節(jié)流閥下游連續(xù)向海管注入水合物抑制劑。由于節(jié)流閥上游壓力高，且水合物抑制劑是

2 開井時生產水量對水合物抑制的影響研究

開井時選擇在節(jié)流閥上游臨時注入甲醇，由設在PY34－1CEP平臺上的甲醇注入設施通過臍帶纜中的25．4 mm管線注入，根據(jù)最大關井壓力（27 MPa A）確定的甲醇最小注入量為1 m3／h。分析認為，在井口壓力一定的條件下，氣田開發(fā)時產生的生產水量及溫度變化是影響水合物生成的主要因素，因此對于開井時產出大量生產水工況必須進行研究，以保證有足夠的甲醇抑制劑注入。

圖2給出了PY35－1氣田開井時瞬態(tài)流動條件下節(jié)流閥下游溫度與生產水量的關系曲線，可以看出，該氣田開井后大約20 min開始出現(xiàn)液體，而此時節(jié)流閥下游管段和海底管線已經開始升溫，節(jié)流閥下游溫度大約為1℃，海底管線溫度大約為12℃。

圖2 PY35－1氣田開井時瞬態(tài)流動條件下節(jié)流閥下游溫度與生產水量關系曲線

圖3給出了PY35－1氣田開井工況下抑制水合物需要達到的甲醇質量分數(shù)曲線以及按照1 m3／h的甲醇注入量實際達到的甲醇最大質量分數(shù)曲線，可以看出，該氣田在開井的前20 min內（也就是大量生產水出現(xiàn)前）甲醇質量分數(shù)實際達到了100%，滿足需要的甲醇質量分數(shù)要求；出現(xiàn)生產水后，甲醇被稀釋，但此時溫度已經開始上升，實際甲醇的質量分數(shù)雖有降低，但仍高于需要的甲醇質量分數(shù)，同時高溫生產水也加速了井口的升溫。

圖3 開井工況下需要達到的甲醇質量分數(shù)與實際達到的甲醇質量分數(shù)曲線

基于以上分析可以得出，按照開井工況下最大生產水量為150 m3／d1），最小甲醇注入量為1 m3／h足以抑制PY35－1氣田水下井口開發(fā)水合物生成。

3 海底管線貧乙二醇注入量模擬計算

海底管線產生水合物最大的風險來自正常工況關斷后，海底管線冷卻到周圍海水溫度導致水合物生成，因此需對海水溫度下海底管線中所需最小富乙二醇質量分數(shù)進行研究，以確定貧乙二醇的注入量滿足水合物抑制要求。海水溫度取整個水下生產系統(tǒng)的最低海水溫度（PY35－1氣田在最大水深201．5 m處的海水溫度為16℃），在此基礎上考慮2℃溫差余量以確保水合物得到抑制。為了全面顯示整個生產期所需最小富乙二醇質量分數(shù)，運用OLGA軟件對不同富乙二醇質量分數(shù)下的輸送流體進行了穩(wěn)態(tài)模擬計算。

（1）水合物形成溫度

對不同富乙二醇質量分數(shù)下的輸送流體進行穩(wěn)態(tài)模擬，得到水合物形成溫度曲線（圖4）。從圖4可以看出，PY35－1節(jié)流后最大壓力23．4 MPa A下水合物形成溫度為21．5℃，該條件下抑制水合物生成的過冷度為7．5℃，此時富乙二醇的質量分數(shù)為26．5%。

圖4 不同富乙二醇質量分數(shù)PY35－1井水合物形成溫度預測曲線

（2）最小富乙二醇質量分數(shù)

根據(jù)圖4，可得到PY35－1氣田整個生產期井口節(jié)流后壓力與最低海水溫度條件下的富乙二醇質量分數(shù)曲線（圖5），各生產階段對應的抑制水合物的最小富乙二醇質量分數(shù)分別為26．5%（生產早期）、22．0%（生產中期）、14．5%（生產晚期）。

圖5 PY35－1氣田整個生產期井口節(jié)流后壓力與最低海水溫度條件下的富乙二醇質量分數(shù)

（3）貧乙二醇注入量

根據(jù)公式（1）［4］，把圖5中各階段所需最小富乙二醇質量分數(shù)轉化為體積分數(shù)

式（1）中：CMEG為貧乙二醇體積分數(shù)，m3／m3；X為富乙二醇質量分數(shù)，%；ρH2O為水的密度，取103kg／m3；ρMEG為16℃時質量分數(shù)為80%的貧乙二醇密度，取1 100 kg／m3。

PY35－1氣田整個生產期所需的貧乙二醇體積分數(shù)及注入量計算結果見表1。通過對不同富乙二醇質量分數(shù)下的輸送流體進行穩(wěn)態(tài)模擬計算，可以快速得到整個生產期最小富乙二醇質量分數(shù)，從而計算出所需的最大貧乙二醇注入量。從表1可以看出，PY35－1氣田在整個生產期中最大貧乙二醇注入量為2．91 m3／h。

表1 PY35－1氣田整個生產期所需的貧乙二醇體積分數(shù)及注入量計算結果

4 水合物堵塞工況解堵措施研究

一旦在水下發(fā)生了水合物堵塞將嚴重影響水下生產系統(tǒng)的安全運行，需要立即采取解堵措施。與平臺上的現(xiàn)場解堵操作相比，水下生產系統(tǒng)現(xiàn)場解堵復雜且不易操作。因此，需要對水下生產系統(tǒng)進行壓力泄放研究（即在水合物上游和下游同時泄放氣體）。水合物上游管線壓力通過預留在臍帶纜中的25．4 mm管線泄放，水合物下游管線的壓力通過設在PY34－1 CEP平臺上的泄放閥泄放，泄放終壓是水合物融解壓力7 MPa A（環(huán)境溫度16℃）。

圖6是PY35－1氣田在井口跨接管處產生水合物時臍帶纜中25．4 mm泄放管線的泄放曲線。根據(jù)圖6，若井口附近發(fā)生水合物堵塞，通過臍帶纜中的25．4 mm管線可以迅速進行壓力泄放，壓力泄放到7 MPa A只需要0．75 h，且泄放氣體量很小。

圖6 PY35－1氣田井口跨接管處產生水合物時臍帶纜中25．4 mm泄放管線的泄放曲線

隨著堵塞位置向平臺靠近，通過臍帶纜中25．4 mm管線進行壓力泄放所需時間大幅增長。圖7為PY34－1 CEP立管底部產生水合物時臍帶纜中25．4 mm泄放管線的泄放曲線，該工況為泄放時間最長工況。模擬泄放時間設定為50 h，該時間內壓力只泄放到了12．5 MPaA；繼續(xù)進行壓力泄放到7 MPa A，所需的泄放時間可能要超過1周，顯然不能用于實際操作。

圖7 PY34－1CEP平臺立管底部發(fā)生水合物堵塞時臍帶纜中25．4 mm泄放管線的泄放曲線

通過以上分析可以看出，當水合物堵塞發(fā)生在靠近水下井口處時，通過臍帶纜中25．4 mm管線泄壓解堵易于操作；而當水合物堵塞發(fā)生在靠近平臺處時，將導致大量的氣體泄放，并且在可操作時間內通過25．4 mm管線很難泄放到融解壓力。鑒于這種情況，當水合物堵塞發(fā)生在靠近平臺處時，可以安裝一根臨時管線泄放氣體到供應船的容器里，因此需要在井口預留一個接口用來連接管線到臨時供應船容器。

5 結論

（1）深水氣田水下井口開發(fā)開井操作時需在節(jié)流閥前臨時注入甲醇，生產過程中需在節(jié)流閥后連續(xù)注入貧乙二醇，可實現(xiàn)費用和儲存空間的最優(yōu)化。

（2）生產水量是影響開井時井口水合物抑制的重要因素，通過進行開井時生產水量的瞬態(tài)模擬分析確定甲醇注入量，能夠保證節(jié)流閥后水合物的有效抑制。

（3）通過對不同富乙二醇質量分數(shù)下的輸送流體進行穩(wěn)態(tài)模擬計算，可以快速得到整個生產期最小富乙二醇質量分數(shù)，從而計算出所需的最大貧乙二醇注入量，保證關井后海底管線水合物的有效抑制。

（4）當水合物堵塞發(fā)生在靠近水下井口處時，通過臍帶纜中預留的25．4 mm管線和平臺上的海底管線泄壓裝置泄壓解堵非常易于操作；而當水合物堵塞發(fā)生在靠近平臺處時，可以安裝一根臨時管線泄放氣體到供應船的容器里進行泄壓解堵。

［1］ 周曉紅，郝蘊，衣華磊．荔灣3－1深水氣田開發(fā)中心平臺工藝設計若干問題研究［J］．中國海上油氣，2011，23（5）：340－343．

［2］ 楊少坤，代一丁，呂音，等．南海深水天然氣測試關鍵技術［J］．中國海上油氣，2009，21（4）：237－241．

［3］ 范學平，段天須．尼日利亞A深海油田投產面臨問題及其應對措施研究［J］．中國海上油氣，2009，21（4）：284－288．

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

（編輯：夏立軍）

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

衣華磊，男，工程師，2007年畢業(yè)于中國石油大學（華東），獲碩士學位，現(xiàn)主要從事海上平臺的設計與研究工作。地址：北京市東城區(qū)東直門外小街6號海油大廈（郵編：100027）。E－mail：yihualei＠sina．com。

1）中海油研究總院．PY34－1／35－2／35－1氣田總體開發(fā)方案．2010．

2011－09－20 改回日期：2011－11－01