陳海宏 李清平 姚海元 孫譯徵 李 焱 伍 壯 李 丹

(1. 天然氣水合物國家重點實驗室 北京 100028； 2. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028；3. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000)

流花16-2油田位于南海珠江口盆地，水深約404 m[1]，已于2020年9月20正式投產。該油田8口生產井均采用水下井口開發(fā)模式，所產油、氣、水三相流體分別經由叢式管匯、雙管系統(tǒng)輸送至浮式生產儲油卸油裝置(FPSO)進行處理、儲存與外輸[2]。雙管系統(tǒng)由2條相同規(guī)格的并行管線組成，每條海底管道長度約23 km。海底管道水平段為鋼管，立管段為柔性管。投產初期流花16-2油田產油量約4 907 Sm3/d。由于初期油田產量低，雙管系統(tǒng)目前僅有一根管道處于運行狀態(tài)。該油田海底管道均采用不保溫的方式輸送原油，管道埋深處冬季環(huán)境最低溫度約7.9℃[3-4]。原油流動過程中，在海水與管道壁面大溫差強制對流換熱的作用下，原油溫度逐漸降低，當油溫降低至析蠟點以下時，原油中的蠟晶將會析出并沉積在管道內壁。隨著時間推移，蠟晶析出量逐漸增加，當沉積量足夠多時，必須進行清管作業(yè)，以防止蠟沉積堵塞管道或造成清管器卡堵[5]。根據管道工藝運行設計手冊，以管道沿線最高蠟層厚度2 mm為原則，建議流花16-2油田海底管道每5天實施一次清管作業(yè)。然而，該油田投產后，海底管道每次清管時清理出的含蠟雜質量卻很少，以第6次清管為例，現場僅清出約80 kg的雜質?，F場蠟晶沉積量少表明原定的清管周期可以適當延長。此外，為了海底管道安全運行，現場進行清管作業(yè)時會將管道輸油流量降低至4 512 Sm3/d，導致每次清管時，油田需犧牲一定產量。因此，為了在保障油田安全生產的前提下實現提質增效，有必要對流花16-2油田海底管道蠟沉積規(guī)律進行預測與分析，并在此基礎上優(yōu)化原定的清管方案。

1 流花16-2油田水下生產系統(tǒng)概況

流花16-2油田有8口水下生產井，所生產的原油通過雙管系統(tǒng)(圖1)輸送至“海洋石油119”FPSO。目前，流花16-2油田日產液量約4 957 Sm3，含水率約1%。該油田海底管道總長約23 km，內徑234.9 mm，設計壓力11 MPa，日常最大允許操作壓力8.4 MPa。海管路由信息及冬季最低環(huán)境溫度分布見圖2。結合管道進出口溫度模擬結果與實際生產數據，海底管道冬季總傳熱系數取15 W/(m2·℃)。測試壓力0.1 MPa下，原油黏度隨溫度的變化規(guī)律如圖3所示。20 ℃時，原油密度為0.802 4 g/cm3。投產后測得流花16-2油田原油析蠟點為17.2 ℃，凝點為4 ℃，含蠟量為3.92%，原油組分測試結果見表1，C11+相對分子質量為210.8。根據原油組分表和含蠟量等物性數據，利用Multiflash或PVTSim軟件可以計算生成蠟晶導熱系數等物性參數。

圖1 流花16-2油田原油雙管輸送系統(tǒng)示意圖

圖2 流花16-2油田海底管道路由信息及環(huán)境溫度

圖3 原油黏度隨溫度的變化規(guī)律Fig .3 Viscosity of crude oil varies with temperature

表1 流花16-2油田原油組分分布Table 1 Crude oil components in LH16-2 oilfield

2 海底管道多相流工藝模擬軟件選取

油氣水混輸管道工藝模擬常用軟件有OLGA、Pipeflo、TUWAX等。OLGA特色在于瞬態(tài)模擬，Pipeflo在原油管道水力穩(wěn)態(tài)模擬方面具有較高精度，TUWAX在多相混輸體系蠟沉積預測方面具有較高精度。選取流花16-2油田海底管道2020年11月24日生產數據和投產后流體組分、黏度等數據，驗證所選3款軟件穩(wěn)態(tài)工況下水力、熱力計算結果的可靠性。經驗證，利用OLGA、Pipeflo、TUWAX軟件計算得到的海底管道運行參數與實際均較為接近，其中溫度計算誤差小于±1 ℃，壓力計算誤差小于±0.2MPa(表2)。因此，可以選擇這3款軟件用于流花16-2油田生產過程中海底管道沿線溫度、壓力分布規(guī)律模擬。

表2 OLGA、Pipeflo、TUWAX軟件工藝模擬結果與流花16-2油田實際生產數據對比Table 2 Comparison of process simulation results by OLGA,Pipeflo and TUWAX software with actual production data in LH16-2 oilfield

常用的管道蠟沉積預測軟件主要有TUWAX、OLGA、中國石油大學(北京)黃啟玉課題組研發(fā)的原油蠟沉積軟件等[6-8]。其中，僅TUWAX、OLGA軟件能用于油氣水三相混輸管道蠟沉積預測。在大多數案例中，TUWAX軟件蠟沉積預測精度更高[8]。因此，本文選用TUWAX軟件進行蠟沉積數值模擬與分析，模型參數選用默認值。根據用戶指導手冊，默認參數值下的蠟沉積模型預測精度最高。

綜上，結合3款軟件的優(yōu)點，選用OLGA軟件模擬流花16-2油田海底管道清管時管道沿線溫度、壓力變化規(guī)律，選用Pipeflo軟件模擬穩(wěn)態(tài)工況下管道沿線溫度、壓力分布情況，選用TUWAX進行海底管道蠟沉積預測。

3 海底管道清管方案優(yōu)化

3.1 蠟沉積厚度預測

基于TUWAX軟件蠟沉積數值模擬結果，得到不同運行天數下，流花16-2油田海底管道沿線結蠟厚度分布(圖4)，可以看出管道運行過程中，距離入口約19.73 km處開始有蠟晶析出并沉積。隨著海管連續(xù)運行時間的增加，海管內結蠟厚度不斷增加。連續(xù)運行30天后，海管最大結蠟厚度可達6.27 mm。

圖4 不同運行天數下流花16-2油田海底管道沿線 結蠟厚度分布

3.2 清管周期優(yōu)化

關于輸油管道清管周期計算時所考慮的管道沿線最高蠟層厚度，國內海底管道工藝設計一般推薦不超過2 mm，LABES-CARRIER等[9-10]推薦2～3 mm，WANG等[11]推薦2～4 mm，BANSAL等[12]、MIAO等[13]推薦2 mm。為保證管道安全運行，結合文獻建議和工藝設計基本原則，以管道沿線最高蠟層厚度不超過2 mm為原則，確定流花16-2海底管道清管周期。利用TUWAX軟件計算得到不同運行天數下，流花16-2油田海管最大結蠟厚度與平均結蠟厚度(表3)，根據管道蠟沉積規(guī)律，建議流花16-2油田海底管道清管周期為5～10天。與該油田海底管道工藝運行設計手冊原定的清管方案相比，新方案清管周期可延長5天左右。經研究發(fā)現，新方案能夠延長清管周期的最主要原因在于投產前后所采原油的物性出現了較大偏差。投產前所采原油的析蠟點為25.2 ℃，而投產后所采原油進行了三次測量，平均析蠟點為17.2 ℃。投產后，析蠟點的降低使得清管周期得以延長。

表3 流花16-2油田海底管道最大結蠟厚度與平均結蠟厚度Table 3 Maximum and average wax thickness of the subsea pipeline in LH16-2 oilfield

管道內蠟晶沉積后，會造成流體流通面積減小，流動阻力增加。如果油田穩(wěn)定生產且各生產設備無任何操作，一旦發(fā)現管道運行壓力顯著增加，則極有可能是管道內蠟沉積量過多，造成管道部分堵塞。因此，考慮到蠟沉積厚度軟件預測誤差的影響，制定管道清管方案時還應選擇最大允許結蠟厚度所對應的管道運行壓力增幅作為依據。管道內蠟沉積分布可分為在管道底部呈月牙形集中分布及沿管道內壁均勻分布2種(圖5)。對流花16-2油田海底管道有蠟沉積出現的管段，按2種不同的蠟沉積分布形式，分別折算當量管徑。保持管道出口壓力不變，采用結蠟后的當量管徑，利用Pipeflo軟件對流花16-2油田海底管道運行壓力進行敏感性分析，結果見表4。與月牙形分布形式相比，當蠟沉積呈均勻分布時，管道入口壓力增幅更大。當管道運行10天時，最大結蠟厚度為2.27 mm，對應的管道入口壓力增加約0.05 MPa。因此，當管道入口壓力增幅0.05 MPa時，現場需要考慮實施清管作業(yè)。

圖5 管道內蠟沉積分布方式

表4 流花16-2油田海底管道運行壓力敏感性分析Table 4 Sensitivity analysis on operating pressure of the subsea pipeline in LH16-2 oilfield

基于管道入口壓力增幅判斷是否需要實施清管作業(yè)時，還應考慮產量波動的影響。若產量沒有變化，則應實施清管作業(yè)；若產量有增加，則應根據產量增幅進一步判斷是否實施清管作業(yè)。假設流花16-2油田產量增加1%～5%，利用Pipeflo軟件計算模擬得到海底管道入口壓力增幅情況。當流花16-2油田產量增加2%時，海底管道入口壓力增幅約為0.05 MPa。但海底管道實際運行過程中，管道入口流量不斷波動，且壓力表測量值通常也會頻繁波動。如果海管入口壓力增幅只是偶爾超出0.05 MPa，可考慮暫不清管。但如果海管入口壓力增幅始終超出0.05 MPa且呈增長趨勢，則有必要立即清管。因此，當流花16-2油田產量保持不變時，若海底管道入口壓力的增幅長時間超出0.05 MPa且呈繼續(xù)增長的趨勢，則現場需要立即實施清管作業(yè)。

綜上所述，以下2個條件滿足其一時應對流花16-2油田海底管道實施清管作業(yè)：①海底管道連續(xù)運行10天未清管；②油田產量未發(fā)生變化，海底管道入口壓力的增幅長時間超出0.05 MPa且呈繼續(xù)增長的趨勢。

3.3 清管時的海底管道輸量優(yōu)化

1) 清管時海底管道沿線壓力變化模擬分析。

流花16-2油田現場清管作業(yè)流程及某次清管作業(yè)生產數據如下：

清管作業(yè)時，雙管系統(tǒng)中的2根管道同時啟用，射流清管器從一根管線發(fā)球，從另一根管線收球；清管作業(yè)過程中，各井口總產液流量由4 957 Sm3/d降低至4 512 Sm3/d；發(fā)球時使用流花20-2油田原油推動清管器前行，發(fā)球置換泵流量為2 640 Sm3/d；射流清管器從管匯到收球累計同行時間為3～4 h；清管過程中管匯處壓力最高為6.80 MPa。選用OLGA軟件對流花16-2油田海底管道清管作業(yè)過程進行瞬態(tài)模擬。射流清管器在海管B內通行過程中，管匯壓力變化規(guī)律見圖6。在0 h，清管器進入海管B，管匯處壓力為6.504 MPa；在3.47 h，清管器到達立管底部，管匯處壓力達到最高6.836 MPa；在3.52 h，清管器到達收球端，管匯處壓力降低至6.508 MPa。清管器在海管B內通行時間為3.52 h，管匯處最高壓力6.836 MPa，均與實際生產數據較為一致。

圖6 海管B通球過程中管匯壓力變化規(guī)律

2) 清管時的海底管道輸量優(yōu)化。

為保證清管作業(yè)的安全性，生產現場在清管時降低了油田產量。然而，根據清管模擬結果，清管時海管B液相總流量為7 155 Sm3/d(置換泵流量2 640 Sm3/d、井口總流量4 512 Sm3/d)時，管匯最高運行壓力為6.836 MPa。清管過程中運行壓力并未達到海管最高允許操作壓力8.4 MPa，表明清管時各井口產量無需調整，即無需降低產量。清管過程中，根據海管B最高運行壓力和清管器通行速度隨清管流量的變化規(guī)律(圖7)可知，當清管流量達到9 500 Sm3/d時，海管B運行壓力接近8.4 MPa；當清管流量達到7 500 Sm3/d時，清管器運移速度達到2 m/s?？紤]工程上一般推薦清管速度不超過2 m/s，因此，建議流花16-2油田海底管道清管作業(yè)時清管總流量應不超過7 500 Sm3/d。因此，目前現場采用清管方案可以進一步優(yōu)化。清管作業(yè)時，各井口總產液量可以保持4 957 Sm3/d，只需將置換泵流量由2 640 Sm3/d調整為2 543 Sm3/d。

圖7 清管過程中海管最高運行壓力和清管器通行速度 隨清管流量變化規(guī)律

4 結論及建議

1) 流花16-2海底管道冬季運行時，距離海管入口約19.7 km處開始結蠟，運行10天平均結蠟厚度可達1.99 mm，運行20天可達3.83 mm，運行30天可達5.56 mm。

2) 流花16-2海底管道需要進行清管的條件為：已連續(xù)運行10天未實施清管作業(yè)或者在產量未增加的情況下海底管道入口壓力的增幅長時間超出0.05 MPa且呈繼續(xù)增長的趨勢。

3) 選取2 m/s作為清管器運行速度最大值，要求流花16-2油田海底管道清管流量應不超過7 500 Sm3/d。現場原采用的“清管需減產”方案可以優(yōu)化為“清管不減產”方案，即清管時，按照流花16-2油田當前產液量4 957 Sm3/d，無需降低各井口總產液量，只需將發(fā)球置換泵流量由2 640 Sm3/d調整為2 543 Sm3/d。

4) 由于本文研究所確定的清管周期是基于冬季環(huán)境溫度最低的情況，以及投產初期含水率低、析蠟量高等特點，當前清管方案在夏季和生產中后期仍具有較大的優(yōu)化空間，建議后續(xù)根據現場實際生產情況進一步優(yōu)化流花16-2油田清管方案。