王 東，倪 浩，周 凱，劉飛龍

水下油嘴啟動低溫流動保障問題分析

王 東，倪 浩，周 凱，劉飛龍

（海洋石油工程股份有限公司，天津300451）

以中國南海番禺35-1氣田為例，分析冷井啟動工況產生低溫的流動保障問題。對閥后背壓、開閥時間等影響重啟低溫的敏感因素進行分析，揭示其內在規(guī)律，并闡明了流體溫度與管壁溫度存在差異的原因，對其他類似氣田水下生產系統(tǒng)啟動低溫分析具有借鑒作用。

流動保障；水下生產系統(tǒng)；低溫；控制

流動保障作為一門學科，致力于確保油氣資源以穩(wěn)定、易管理、經濟的方式從油藏到達目的地［1］。這是一門多機能、多團隊的交叉學科，影響到從工程規(guī)劃到運作的整個過程，包括的學科領域有［2］：科學和工程，系統(tǒng)設計，操作問題，系統(tǒng)集成性，執(zhí)行和實現(xiàn)。流動保障技術的核心在于預防和控制管道中的水合物、蠟、瀝青質、水垢等固相的沉積，防止流動通道的堵塞［3］。

流動保障技術的控制方法主要包括3種［4］：

1） 熱動力控制 使系統(tǒng)的操作壓力和溫度遠離固相形成的區(qū)域。

2） 動力學控制 控制固相沉積的條件。

3） 機械控制 通過定期的發(fā)球操作清除固相沉積物。

1 流動保障低溫問題分析

隨著海洋油氣田的開發(fā)不斷向深水延伸，水下生產系統(tǒng)已經成為深水開發(fā)中的重要開發(fā)模式，是深水開發(fā)技術中不可缺少的一部分［5-6］。在深水水下生產系統(tǒng)流動保障分析過程中，某些瞬時操作可能形成的極端低溫有時沒有得到足夠的重視，或者在設計過程中沒有及早得到考慮。這樣會限制水下生產系統(tǒng)操作的靈活性，造成對水下設施選擇的困難。本文將詳細闡述4點：

1） 分析影響低溫的敏感性條件。

2） 描述可能產生低溫的操作工況。

3） 低溫對水下生產系統(tǒng)流動保障的危害。

4） 緩解低溫導致流動保障問題的方法。

1.1 影響低溫產生的因素及假設條件

根據(jù)油氣田壽命和地層壓力的衰減情況，可將生產周期劃分為前期、中期和后期3個階段。在前中期，由于較高的地層壓力會產出較高的井口流壓，這樣流體通過油嘴時，產生的較大壓差會帶來嚴重的節(jié)流效應，使油嘴后的流體溫度降低到極低值。流體溫度的降低會促使輸送流體管道的管壁溫度降低，對輸送管線的選材造成影響。

另外，流體的溫度還與流體成分組成以及環(huán)境溫度有關，井筒內的流體根據(jù)含液量的不同可以分為高氣液比組分和低氣液比組分，前者含有的液量較低，則整體的熱容較低，流體從井底流到井口損失的熱量較多。由于井底流體溫度一定，到達井口時流體的溫度就會較低，再經過油嘴節(jié)流后，流體的溫度會更低。低氣液比組分流體反之。

環(huán)境溫度決定了流體的初始溫度，當流體靜止在井筒或生產管線中，流體與環(huán)境之間會進行熱量傳遞，最終達到熱量平衡，溫度與環(huán)境溫度一致。井筒周圍的地層溫度隨深度變淺而降低，流體在井筒內也隨著地層溫度由深到淺逐漸降低，一直降到海底泥線處海水溫度。井口跨接管以及生產管線、膨脹彎、立管等所處的環(huán)境溫度（即海水溫度）隨著海水深度及季節(jié)的不同而不同。通常，隨著海水深度的增加海水溫度隨之減小，冬季的海水溫度也要低于夏季的海水溫度。海水的溫度對輸送管線的管壁溫度及其內的流體溫度也有一定的影響。

因此，基于以上分析假設下列設計基礎條件，評估最保守的低溫工況。

1） 生產周期為前期。

2） 流體組分為氣液比最大組分。

3） 流體在井筒內停留時間足夠長，與地層溫度相同。

4） 海底海水溫度按冬季最低水溫考慮。

5） 流體輸送管線包括井口跨接管、生產管線、膨脹彎以及立管等無保溫設計。

1.2 產生低溫工況的瞬時操作

水下生產系統(tǒng)能夠產生的低溫工況的操作有很多，包括但不限于以下操作：

1） 油氣井初始啟動過程中油嘴下游產生的低溫。

2） 油氣井關停后再啟動過程中油嘴下游產生的低溫。

3） 當輸送管線發(fā)生泄露需要泄壓時，平臺上部放空閥下游產生的低溫。

4） 當輸送管線被意外形成的水合物堵塞時，井口連接的臍帶纜放空管線和平臺上部放空閥需要同時泄壓修復水合物，在臍帶纜放空管線和平臺上部放空閥下游產生的低溫。

5） 當水合物在立管底部形成并堵塞管線時，井口連接的臍帶纜放空管線和平臺上部放空閥需要同時泄壓修復水合物，在堵塊和放空閥之間的立管部分內氣體由于膨脹產生的低溫。

通過以上對工況的劃分，產生低溫主要分為啟動工況和泄壓工況2大類。

1.2.1 啟動工況

油氣井初始啟動是整個油氣田生產的開始，具有十分重要的意義。油氣田內第1口井初始啟動時面臨的不利因素包括：

1） 井筒內流體溫度與地層溫度相同，相對正常流動時較低。

2） 井筒內一般在油嘴前都會形成一段低溫氣柱，容易在經過油嘴節(jié)流效應后形成低溫。

3） 油嘴后的生產管線內無生產流體，油嘴上下游壓差過高，加劇油嘴節(jié)流效應。

這樣，在油嘴下游產生的低溫可能會超過油嘴下游管線材質的設計溫度，一般油嘴下游的井口跨接管的最小設計溫度為－40℃，生產管線的最小設計溫度為－20℃。如果油嘴下游產生的低溫小于管材的最小設計溫度，就要增加項目的投入成本，購買最小設計溫度更低的管材，有可能造成采辦時間增長而影響工期。

另外，還會產生嚴重的水合物堵塞，水合物是一種結構致密的固體，當溫度足夠低且壓力足夠高時就有可能形成水合物。如果水合物晶體越積越大，造成流體流動受阻，甚至完全堵塞管道流徑時，就會造成水下生產系統(tǒng)由于超壓而被迫關停，油氣田停止生產，對經濟效應造成損失。

為避免嚴重后果的產生，緩解低溫的方法需要不斷被開發(fā)。首先，在啟動前可以在油嘴后充入一定量的氣體（例如氮氣等），這樣在閥后建立一定的壓力，減少油嘴上下游壓力差，進而減小節(jié)流降溫效應，控制油嘴下游流體不經歷過低溫度。其次就是加入水合物抑制劑（例如甲醇、MEG等），抑制劑的注入不但能防止水合物的生成，還可以增加流體整體的熱容，在一定程度上緩解低溫。

油氣井停產后再啟動產生低溫的機理與初始啟動基本一致，但再啟動時井筒內的流體溫度由于停輸時間短可能沒有降到地層溫度，而油嘴后如果沒有泄壓，下游壓力也會保持在一定壓力值，使油嘴上下游壓差不至于過大。這樣，再啟動低溫要比初始啟動稍高一些。

1.2.2 泄壓工況

當水下生產系統(tǒng)集輸管線發(fā)生泄露需要泄壓時，需要管線回接的平臺或FPSO等上部放空閥進行泄壓。那么放空閥下游產生低溫與油嘴下游產生低溫的原理基本一致。放空閥下游低溫對管線以及火炬系統(tǒng)的最小設計溫度提出了嚴格的要求。

當水下生產管線形成水合物堵塞時，井口連接的臍帶纜放空管線和上部放空閥需要同時泄壓修復水合物，那么在臍帶纜放空管線和平臺上部放空閥下游就會產生低溫；值得注意的是，臍帶纜的放空管線直徑一般為25.4 mm。放空時，由于放空管線直徑較小，有比較高的堵塞風險。所以當不使用時，內部一般充滿甲醇，并且在打開放空管線之前要充壓，使其壓力等于或高于水下生產系統(tǒng)的壓力。在泄壓過程中推薦持續(xù)注入甲醇，直到水下生產系統(tǒng)壓力降低到水合物安全壓力以下。

如果水合物堵塊在立管底部形成，那么上部放空閥泄壓時，由于立管內氣體量較少，放空閥快速泄壓，能夠導致立管內氣體快速膨脹而經歷低溫，這就要求對立管的材質進行進一步的考慮，防止低溫對立管造成破壞。另外，臍帶纜和上部放空閥同時泄壓可能導致水合物堵塊兩端的壓力不相等，在壓差的作用下堵塊很可能被快速推動撞擊管壁，對管道造成破壞。因此，應盡量使堵塊兩端壓力差不要超過500 kPa。

2 工程實例分析

本文以中國南海番禺35-1氣田項目為例，著重分析冷井啟動工況低溫流動保障問題。

2.1 項目概況

此項目包括1個新建中心平臺和1套水下生產系統(tǒng)，水下生產系統(tǒng)通過海底管道回接到中心平臺并配套水下臍帶纜。其總體布置圖如圖1所示。

圖1 水下生產系統(tǒng)總體布置

A2井口處水深約為201 m，最低環(huán)境水溫約為15℃，油嘴下游的跨接管內徑為91.18 mm，跨接管總長度為45 m。2013年，井底壓力為31.8 MPa，井底溫度為137.8℃，配產及氣體組分如表1～2所示。

表1 配產參數(shù)

表2 標況下的氣體組分 x B%

2.2 啟動分析

在此氣田中，以A2井口啟動為例進行分析。當氣田CEP中心平臺由于檢修目的或事故工況下要求井口實施關斷，關斷后井口以下整個井筒內流體停滯，溫度逐漸降低，只要時間足夠長，井筒內流體的溫度就會冷卻到和整個井筒所處地層同樣的溫度。同時，整個水下生產系統(tǒng)內部管線，包括井口跨接管、膨脹彎和生產管線以及水下設施都會降溫到海底水溫。為保守考慮，取海底最低水溫進行模擬計算。這樣，當要求水下生產系統(tǒng)重新啟動投入生產時，油嘴開啟的瞬間由于焦湯效應，會瞬時產生極度低溫，如果設計不合理或管線選材不合要求，就會有管道破裂或水合物形成等生產安全問題。因此，有必要對影響啟動低溫的因素進行敏感性分析。本項目采用國際石油行業(yè)認可的動態(tài)模擬軟件OLGA進行模擬分析。模型由2部分構成，包括井筒和跨接管，本文將井筒近似看作1段管道來進行水力熱力計算。OLGA軟件模擬概況如圖2所示，油嘴示意圖如圖3所示。

圖2 OLGA軟件模擬概況

圖3 油嘴示意

2.2.1 油嘴后背壓對流體低溫的影響

模擬程序如下：

1） 1～10 h控制choke閥使標況下氣體流量為16×104m3／d。

2） 10～10.016 7 h控制choke閥在1 min之內關閉。

3） 10.016 7～25 h關斷大約15 h使井筒和跨接管內流體充分冷卻。

4） 25～25.016 7 h控制choke閥在1 min之內打開，設定閥門背壓分別為5、10、15、20 MPa。

設置井底壓力為31.8 MPa，出口處壓力分別為5、10、15、20 MPa，分析當choke閥打開一瞬間，出口流量結果以及choke閥出口處溫度的變化情況，如圖4～5所示。

圖4 不同背壓對閥門出口處流體流量變化影響

由圖4可以看出：關斷前低背壓（5、10、15 MPa）工況的流量穩(wěn)定在1.6×105m3／d附近，關斷后流量消失，15 h后冷井重新啟動后流量恢復到原流量，正常生產；在高背壓工況（20 MPa），關斷前流量明顯降低，即使重新啟動后流量也無法穩(wěn)定繼續(xù)降低。分析其原因在于，在高背壓情況下，出口壓力與入口壓力的比值大于臨界壓力，使流量降低，并且由于氣體流量的降低，井筒內氣液比減小，流動狀態(tài)從氣霧流變成了段塞流，造成氣體流量不穩(wěn)定。

圖5 不同背壓對閥門出口處流體溫度變化影響

由圖5可以看出：當choke閥打開時，不同背壓分別對應不同的最低溫度，其規(guī)律是隨著背壓的升高，最低溫度隨之升高；背壓為5 MPa時，出現(xiàn)最低溫度為－24.6℃，而當背壓為20 MPa時，出現(xiàn)最低溫度只有14.9℃，相差達到39.5℃，說明閥門出口背壓對出現(xiàn)最低溫度影響巨大。原因在于閥門兩端的壓差決定了焦湯效應的程度。從這個角度可以制定緩解極低溫度的策略，減少低溫對系統(tǒng)的破壞。

2.2.2 開閥時間對流體低溫的影響［7］

由于深水油嘴操作復雜，因此有必要對其開啟時間進行敏感性分析。設置出口壓力為10 MPa，假定開啟時間分別為1 min、1 h、6 h、12 h和24 h，考察其對閥后溫度的影響，如圖6所示。

模擬程序如下：

1） 1～10 h控制choke閥使標況下氣體流量為16×104m3／d。

2） 10～10.016 7 h控制choke閥在1 min之內關閉。

3） 10.016 7～25 h關斷大約15 h，使井筒和跨接管內流體充分冷卻。

4） 分別在1 min、1 h、6 h、12 h、24 h之內打開choke閥，使標況下氣體流量達到16×104m3／d。

圖6 不同開閥時間對閥后流體溫度變化影響

圖6 只顯示25 h后重啟時流體溫度變化情況，閥門開啟時間由快到慢，閥后流體最低溫度分別為－7.6、－7.3、－5.5、－4.7、－3.8℃。由圖6可以看出：閥門開啟時間越短，閥后流體所能達到的最低溫度越低。

2.2.3 閥后流體溫度與管壁溫度對比

模擬程序如下：

1） 1～10 h控制choke閥使標況下氣體流量為16×104m3／d。

2） 10～10.016 7 h控制choke閥在1 min之內關閉。

3） 10.016 7～25 h關斷大約15 h使井筒和跨接管內流體充分冷卻。

4） 在24 h之內打開choke閥，使標況下氣體流量達到16×104m3／d。

閥后流體管壁溫度變化如圖7，可以看出：關斷后重啟，閥后的流體溫度和管壁內外表面的溫度不盡相同，且差別較大。當閥后流體最低溫度達到－3.8℃時，管壁內表面溫度最低溫度只降到11.3℃，外表面溫度幾乎沒有降低。其原因可能在于當閥門開啟的瞬間，流體急速冷卻降溫，但與流體相接觸的管道含有比流體多的熱質，降溫較流體緩慢，隨著熱流體的流入，管壁被迅速加溫，因此管壁不會像流體那樣降溫劇烈。

圖7 閥后流體管壁溫度變化

3 結語

本文對閥后背壓、開閥時間等影響重啟低溫的敏感因素進行分析，揭示其內在規(guī)律，并闡明了流體溫度與管壁溫度存在差異的原因，對其他類似氣田水下生產系統(tǒng)啟動低溫分析具有借鑒作用。同時，為緩解啟動低溫對水下生產系統(tǒng)流動安全造成的影響提出如下幾點措施建議：在choke閥門附近管線應選擇具有優(yōu)良低溫特性的合金鋼來抵抗低溫；或對管線進行主動電加熱保護；或從操作的角度，重啟前在閥后建立一定的背壓，減少閥門處壓降進而減少溫降。

［1］ Brown L D.Flow Assurance：A π3Discipline［C］／／Houston：OTC 14010，Offshore Technology Conference，2002.

［2］ 張劍峰.氣田開發(fā)的流動保障［J］.中國造船，2003，44（1）：81-83.

［3］ 劉菊娥，倪浩.流動保障技術在BZ34-3／5油氣田開發(fā)中的應用［J］.中國海上油氣，2010，22（1）：69-72.

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［5］ 于芳芳，段夢蘭，郭宏，等.深水管匯設計方法及其在荔灣3-1氣田中的應用［J］.石油礦場機械，2012，41（1）：24-29.

［6］ 董衍輝，段夢蘭，王金龍，等.深水水下連接器的對比與選擇［J］.石油礦場機械，2012，41（4）：6-12.

［7］ Christopher McDermott.A Flow Assurance Assessment of Possible Low Temperature Excursions within a Flowline／Pipeline System［C］／／Rio de Janeiro：OTC 22377，Offshore Technology Conference，2011.

Analysis of Low Temperature Flow Assurance at Subsea Choke Start-up Operation

WANG Dong，NI Hao，ZHOU Kai，LIU Fei-long
（Offshore Oil Engineering Co.，Ltd.，Tianjin 300451，China）

PY35-1 gas field in the South China Sea is used to analyze flow assurance issue of low temperature in cold well restart-up operation.Sensitivity analysis has been done for low temperature in cold well restart-up operation，for example，the back pressure of choke and time of choke open.Reveal the inherence rule and clarify the reason of differential between fluid temperature and wall temperature.It is reference for analysis of low temperature in other similar subsea production system restart-up operation.

flow assurance，subsea production system，low temperature，control

TE952

A

1001-3482（2014）03-0005-05

2013-08-21

國家科技重大專項“南海北部陸坡（LW3-1及周邊）深水油氣田工程設計、安裝”（2011ZX05056-003-01）

王 東（1983-），男，遼寧撫順人，工程師，碩士研究生，主要從事海洋石油水下生產系統(tǒng)工藝設計與深水流動保障設計工作，E-mail：wangdong3＠m(xù)ail.cooec.com.cn。