李鵬程，陳宏舉，路 宏，王 軍，顏筱函

（中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

深水油氣田開發(fā)具有高技術(shù)、高風(fēng)險(xiǎn)、高投入及高回報(bào)的“四高”特點(diǎn)，任何事故都可能極大地增加作業(yè)時(shí)間和成本，嚴(yán)重時(shí)還可能導(dǎo)致災(zāi)難性后果[1]。深海海底為低溫高壓、強(qiáng)換熱的自然環(huán)境，使集輸系統(tǒng)面臨嚴(yán)峻考驗(yàn)。在生產(chǎn)系統(tǒng)低溫高壓條件下，地層產(chǎn)出水與天然氣形成水合物，導(dǎo)致管內(nèi)流通面積減小，由此產(chǎn)生的節(jié)流效應(yīng)影響正常輸送，節(jié)流位置水合物持續(xù)聚并，則將堵塞管道，造成嚴(yán)重生產(chǎn)事故[2]。因此，水下集輸系統(tǒng)中水合物的防治，是保障深水油氣田安全生產(chǎn)的重要舉措之一[3-4]。陵水25-1氣田是中國(guó)首次采用單管輸送模式開發(fā)的深水氣田。通過管匯間管道，各井生產(chǎn)物流集輸至中心管匯，再通過單根113 km的外輸管道，輸送至水深88 m的淺水平臺(tái)。管道自中心管匯15 km，即爬坡至陸坡邊緣200 m水深處，沿途起伏大。因采用單管輸送模式，水合物一旦堵塞，將嚴(yán)重影響水下生產(chǎn)系統(tǒng)的安全運(yùn)行。

學(xué)者針對(duì)深水氣田開發(fā)過程中的水合物防治開展了大量研究。王志遠(yuǎn)[5]和劉書杰等[6]對(duì)深水氣井井筒內(nèi)，天然氣水合物預(yù)測(cè)及堵塞特征進(jìn)行了研究；UMEH等[7]研究了海底多相管輸中，水合物的生長(zhǎng)、堵塞機(jī)理及堵管規(guī)律；王軍等[8-9]研究了深水氣田氣井開井過程中的水合物預(yù)防；郭艷利等[10]分析了深水混輸管道停輸再啟動(dòng)的水合物生成風(fēng)險(xiǎn)；還有研究者[11-12]對(duì)雙管輸送模式的水合物解堵方法進(jìn)行了研究。綜上可見，對(duì)單管輸送模式下，深水氣田水合物的預(yù)防及解堵，仍缺乏系統(tǒng)化的研究。

針對(duì)陵水25-1氣田開發(fā)，本文基于Vander Waals水合物預(yù)測(cè)模型，計(jì)算凝析氣生成水合物的相平衡曲線；利用OLGA多相流計(jì)算軟件，對(duì)深水氣田不同生產(chǎn)階段的水合物生成進(jìn)行預(yù)測(cè)，提出預(yù)防措施，并采用雙側(cè)降壓法開展解堵分析。

1 理論計(jì)算模型

1.1 天然氣水合物生成條件計(jì)算模型

基于Vander Waals模型，建立天然氣水合物相平衡方程[13]：

式中，T、T0分別為水合物的生成溫度、標(biāo)況溫度，K；p、p0分別為水合物的生成壓力、標(biāo)況壓力，Pa；μβ-μα為計(jì)算溫度、壓力下，空水合物晶格相中與純液態(tài)或固態(tài)中水的化學(xué)勢(shì)差，J/mol；Δμ(T0,p0)為標(biāo)況下，空水合物晶格相中與純液態(tài)或固態(tài)中水的化學(xué)勢(shì)差，J/mol；ΔH為水合物相與純水相的焓變，J/kg；ΔV為水合物相與純水相的體積差，m3/kg；R為氣體常數(shù)，8.314 J/(mol·K)。

1.2 混輸管道多相流動(dòng)計(jì)算模型

采用OLGA軟件改進(jìn)的雙流體模型，求解以相間質(zhì)量傳遞進(jìn)行關(guān)聯(lián)的6個(gè)守恒方程，得到氣田開發(fā)過程中，井筒管柱和管道內(nèi)，穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)多相流動(dòng)工況的壓力、溫度和流量等參數(shù)。在歐拉法的基礎(chǔ)上，基本方程運(yùn)用了拉格朗日前緣跟蹤格式。多相流動(dòng)包括氣相、液相和液滴3個(gè)質(zhì)量方程，液滴氣相、液相兩個(gè)動(dòng)量方程，1個(gè)能量方程[14]。

氣相、液相和液滴的質(zhì)量守恒方程：

式中，下標(biāo)g、l、d分別代表氣相、液相、液滴；A為管線過流斷面的橫截面積，m2；G為質(zhì)量源，kg/s；V為體積分?jǐn)?shù)，滿足Vg+Vl+Vd= 1；ψg為氣液兩相之間的質(zhì)量傳遞速度，kg/s；ψe、ψd分別為液滴夾帶速度、沉降速度，kg/s；ρ為密度，kg/m3；t為時(shí)間，s。

氣相加液滴、液相的動(dòng)量守恒方程：

式中，ν為速度，m/s；νr為氣相與液相間的相對(duì)速度，m/s；α為管線軸線與垂線之間的夾角；i代表氣液兩相主體間的界面；Sg、Sl、Si分別為氣相、液膜、氣液兩相混合物之間各自的界面濕周長(zhǎng)度，m；g為重力加速度，m/s2。

氣液相混合物的能量守恒方程：

式中，E為單位質(zhì)量?jī)?nèi)能，J/kg；h為高程，m；Hs為質(zhì)量源的焓，J；U為管壁的傳熱量，J；m為質(zhì)量，kg。

2 不同階段水合物生成預(yù)防措施分析

2.1 預(yù)調(diào)試階段

水下生產(chǎn)設(shè)施建成后，需進(jìn)行試壓驗(yàn)證。利用預(yù)裝的乙二醇，作為跨接管、管匯和其間撓性管道的試壓介質(zhì)。游離水是天然氣水合物生成的必要條件，而外輸鋼制管道試壓采用海水，因此試壓結(jié)束后，氣田投產(chǎn)前，須對(duì)中心管匯至平臺(tái)的外輸管道實(shí)施排水干燥，避免天然氣遇游離水生成水合物[15-16]。建議采用清管列車一次性完成排水與干燥作業(yè)，以減少海上施工工期。清管列車的布置方案見圖1。為防止乙二醇竄漏，在淡水車廂與乙二醇車廂間，建議布置水基凝膠車廂，用于密封和潤(rùn)滑。

圖1 清管列車布置Fig.1 Arrangement of pigging trains

2.2 開井啟動(dòng)階段

水下生產(chǎn)井口及采油樹上，各類閥門布置如圖2。在初始開井或停產(chǎn)冷啟動(dòng)前，油嘴上游壓力為關(guān)井壓力58.8 MPa，油嘴下游壓力為管道初始充壓壓力 9.8 MPa，水下生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)，流體溫度接近海水溫度3.6 °C。在開井啟動(dòng)時(shí)，油嘴上下游的壓差非常大，在焦耳-湯姆遜效應(yīng)下，引起流體溫度驟降，油嘴下游極易生成水合物，因此需在油嘴上游主閥和翼閥之間注入甲醇。

圖2 閥門布置Fig.2 Arrangement of valves

采用上述多相流動(dòng)計(jì)算模型，利用OLGA軟件，模擬開井過程中，油嘴上下游壓力、溫度及井口生產(chǎn)水流量的瞬時(shí)變化。采用上述水合物相平衡方程，利用PVTSIM軟件，計(jì)算水中不同甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)下，水合物生成相平衡曲線。開井后15 h油嘴上下游流體溫度與壓力變化曲線（紅色虛線起點(diǎn)58.8 MPa，3.6 ℃；紫色虛線起點(diǎn) 9.8 MPa，3.6 ℃），油嘴下游管內(nèi)生產(chǎn)水流量與溫度變化曲線，以及不同甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)下水合物生成相平衡曲線如圖3。由圖3可知，為抑制油嘴下游生成水合物，需確保水中甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)不低于57%。受井筒內(nèi)井底積液和氣液流速差異影響，井口生產(chǎn)水流量最大為48 m3/d，大于配產(chǎn)正常生產(chǎn)水量9 m3/d。因此，需考慮生產(chǎn)水流量突增，降低甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)的影響。根據(jù)油嘴下游不同時(shí)刻，甲醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)和生產(chǎn)水流量的要求，計(jì)算甲醇注入流量最大為45 m3/d。在生產(chǎn)水流量保持在配產(chǎn)的9 m3/d之前，以此流量注入甲醇，之后可調(diào)整至10 m3/d。分階段控制甲醇注入流量，可以減小平臺(tái)的甲醇儲(chǔ)存空間。

圖3 開井啟動(dòng)階段管內(nèi)工況、不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)甲醇下水合物生成相平衡曲線Fig.3 Operating conditions in pipe during well startup stage,phase equilibrium curves of hydrate formation at different mass fractions of methanol

開井過程需持續(xù)注入甲醇，隨著流體升溫，直至油嘴下游不再存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。將PVTSIM軟件生成的水合物生成相平衡曲線嵌入到OLGA軟件內(nèi)，分別對(duì)有甲醇注入和無甲醇注入時(shí)，油嘴下游流體水合物生成過冷度進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果如圖4。

圖4 開井啟動(dòng)階段油嘴下游過冷度和甲醇注入流量變化曲線Fig.4 Change curves of subcooling at downstream of choke and methanol injection flow during well startup

流體水合物生成過冷度為流體溫度與相應(yīng)壓力條件下水合物生成溫度的差值。由圖4可知，開井前 2 h，甲醇注入流量為 45 m3/d；2 h后，調(diào)整為10 m3/d；總注入時(shí)長(zhǎng)需大于10 h，方可保證停注后無水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

2.3 正常生產(chǎn)階段

正常生產(chǎn)階段，需在各單井油嘴下游連續(xù)注入乙二醇，確保正常及非正常工況下，水下生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)無水合物生成[17]。確定乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)，需考慮以下兩種條件中的苛刻者：關(guān)井壓力和最低環(huán)境溫度；管道沿線最低流動(dòng)溫度和相應(yīng)位置流動(dòng)壓力[18-19]。確定質(zhì)量分?jǐn)?shù)時(shí)，根據(jù)水合物生成、生長(zhǎng)、聚并的熱力學(xué)和動(dòng)力學(xué)耦合機(jī)制，溫度取3.0 °C的設(shè)計(jì)余量。利用PVTSIM軟件，計(jì)算水中不同乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)時(shí)，水合物生成相平衡曲線，見圖5。由圖5可知，正常生產(chǎn)階段，管道沿程壓力與溫度處于水合物生成區(qū)內(nèi)，存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)；乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)由關(guān)井壓力和最低環(huán)境溫度確定，生產(chǎn)中需大于56%。

圖5 正常生產(chǎn)階段管內(nèi)工況、不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)乙二醇下水合物生成相平衡曲線Fig.5 Operating conditions in pipe during normal production stage, phase equilibrium curves of hydrate formation at different mass fractions of ethylene glycol

2.4 氣田停產(chǎn)階段

深水氣田存在計(jì)劃或意外關(guān)停，受生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)流體壓力平衡與系統(tǒng)外海水對(duì)流影響，此時(shí)管道內(nèi)溫度與壓力發(fā)生劇烈變化，易在水下井口處或管道內(nèi)引起水合物生成。采用OLGA軟件，對(duì)長(zhǎng)期停產(chǎn)氣田管道內(nèi)壓力與溫度進(jìn)行計(jì)算。結(jié)果顯示，水下生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)最大壓力為12.6 MPa，管道內(nèi)流體溫度降低至4.0 °C，接近海水溫度 3.6 °C。對(duì)比圖5 的水合物生成相平衡曲線可知，正常生產(chǎn)階段注入的乙二醇，可以確保氣田停產(chǎn)后水下生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)無水合物生成。

3 水合物解堵措施分析

3.1 水合物解堵方法

與陸地和淺水管道相比，水下生產(chǎn)系統(tǒng)現(xiàn)場(chǎng)水合物解堵復(fù)雜且不易操作，目前主要的解堵方法包括注醇法和降壓法[20-21]。采用注醇法，需保證注入的水合物抑制劑可到達(dá)堵塞位置，常用于跨接管和管匯附近的解堵。降壓法對(duì)水合物解堵非常有效，但堵塞點(diǎn)兩側(cè)壓差過大，將提高水合物移動(dòng)動(dòng)能，損傷管道和水下生產(chǎn)系統(tǒng)，故采用雙側(cè)降壓。當(dāng)水合物堵塞發(fā)生，深水氣田關(guān)停后，管道內(nèi)積液因重力影響聚積在低洼處，無法注入抑制劑溶解水合物，雙側(cè)降壓法是管道水合物解堵的首選方法[22]。

假定管道內(nèi)無水合物抑制劑，該極端工況下，管道內(nèi)發(fā)生水合物堵塞。采用雙側(cè)降壓法，利用OLGA軟件，對(duì)管匯間管道和外輸管道堵塞情形，開展解堵分析。

3.2 管匯間管道解堵

對(duì)于管匯間管道發(fā)生水合物堵塞，可通過兩種方案實(shí)現(xiàn)雙側(cè)降壓。方案一中，一側(cè)利用平臺(tái)放空系統(tǒng)，另一側(cè)利用泄壓船，采用連續(xù)油管，連接管匯上的預(yù)留放空接口；方案二中，利用兩艘泄壓船，采用連續(xù)油管，分別連接管道兩端管匯上的預(yù)留放空接口。采用上述兩種方案，對(duì)管匯間管道水合物進(jìn)行降壓解堵，過程中堵塞點(diǎn)壓力變化見圖6。

圖6 管匯間管道降壓過程中壓力的變化Fig.6 Pressure change of pipeline between manifolds during pressure relief

由圖6可知，方案一中，外輸管道內(nèi)積液在陸坡區(qū)形成靜液柱，僅可將堵塞點(diǎn)壓力降至2.6 MPa。此壓力下，結(jié)合最低環(huán)境溫度3.6 °C，只有當(dāng)管道內(nèi)水合物中，乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于28%時(shí)，才能解堵。方案二中，可將堵塞點(diǎn)壓力降至0.6 MPa。結(jié)合乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0%的水合物生成相平衡曲線（圖5），環(huán)境溫度3.6 °C時(shí)，水合物溶解壓力需小于0.9 MPa。因此，極端工況下，方案二也可以解堵。

3.3 外輸管道解堵

假定水合物堵塞發(fā)生在距中心管匯4 km處。采用雙側(cè)降壓，一側(cè)利用平臺(tái)放空系統(tǒng)，另一側(cè)利用泄壓船，采用連續(xù)油管，連接中心管匯上的預(yù)留放空接口。解堵過程中，堵塞點(diǎn)壓力變化見圖7。由圖7可知，管道中積液在陸坡區(qū)形成靜液柱，僅可將壓力降至 3.0 MPa。此壓力下、結(jié)合最低環(huán)境溫度 3.6 °C，只有當(dāng)管道內(nèi)水合物中，乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于33%時(shí)，才能解堵?？梢?，生產(chǎn)中必須嚴(yán)格控制乙二醇的注入流量，保證其水中質(zhì)量分?jǐn)?shù)不低于設(shè)計(jì)值。

圖7 外輸管道降壓過程中壓力的變化Fig.7 Pressure change of export pipeline during pressure relief

4 結(jié)論

針對(duì)陵水25-1氣田開發(fā)模式，對(duì)氣田不同階段水合物生成，進(jìn)行了預(yù)測(cè)并提出預(yù)防措施，進(jìn)一步對(duì)管匯間管道和外輸管道內(nèi)水合物堵塞開展了解堵分析，得到如下主要結(jié)論。

（1）預(yù)調(diào)試階段，需對(duì)外輸管道實(shí)施排水干燥；開井啟動(dòng)和正常生產(chǎn)階段，均存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)；開井啟動(dòng)階段，需在油嘴上游注入甲醇，注入流量可分階段控制，以減小平臺(tái)儲(chǔ)存空間，前2 h注入流量為45 m3/d，隨后可調(diào)整至10 m3/d，共注入10 h；正常生產(chǎn)階段，需在油嘴下游連續(xù)注入乙二醇，注入流量為85 m3/d；氣田停產(chǎn)階段，無水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

（2）管匯間管道發(fā)生水合物堵塞，利用降壓法，將堵塞點(diǎn)壓力降至0.6 MPa，可實(shí)現(xiàn)解堵；外輸管道發(fā)生水合物堵塞，利用降壓法，僅可將堵塞點(diǎn)壓力降至3.0 MPa，若堵塞前水中乙二醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于33%，則難以解堵，氣田將面臨無法繼續(xù)生產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)。因此，以單管輸送模式開發(fā)的深水氣田，生產(chǎn)中須嚴(yán)格保證水合物抑制劑的注入流量。