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(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 100028； 2. 中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028；3. 中海石油(中國(guó))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(chǎn)。該油田8口生產(chǎn)井均采用水下井口開(kāi)發(fā)模式，所產(chǎn)油、氣、水三相流體分別經(jīng)由叢式管匯、雙管系統(tǒng)輸送至浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油卸油裝置(FPSO)進(jìn)行處理、儲(chǔ)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(zhǎng)度約23 km。海底管道水平段為鋼管，立管段為柔性管。投產(chǎn)初期流花16-2油田產(chǎn)油量約4 907 Sm3/d。由于初期油田產(chǎn)量低，雙管系統(tǒng)目前僅有一根管道處于運(yùn)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(dòng)過(guò)程中，在海水與管道壁面大溫差強(qiáng)制對(duì)流換熱的作用下，原油溫度逐漸降低，當(dāng)油溫降低至析蠟點(diǎn)以下時(shí)，原油中的蠟晶將會(huì)析出并沉積在管道內(nèi)壁。隨著時(shí)間推移，蠟晶析出量逐漸增加，當(dāng)沉積量足夠多時(shí)，必須進(jìn)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(jù)管道工藝運(yùn)行設(shè)計(jì)手冊(cè)，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(shí)施一次清管作業(yè)。然而，該油田投產(chǎn)后，海底管道每次清管時(shí)清理出的含蠟雜質(zhì)量卻很少，以第6次清管為例，現(xiàn)場(chǎng)僅清出約80 kg的雜質(zhì)。現(xiàn)場(chǎng)蠟晶沉積量少表明原定的清管周期可以適當(dāng)延長(zhǎng)。此外，為了海底管道安全運(yùn)行，現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行清管作業(yè)時(shí)會(huì)將管道輸油流量降低至4 512 Sm3/d，導(dǎo)致每次清管時(shí)，油田需犧牲一定產(chǎn)量。因此，為了在保障油田安全生產(chǎn)的前提下實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效，有必要對(duì)流花16-2油田海底管道蠟沉積規(guī)律進(jìn)行預(yù)測(cè)與分析，并在此基礎(chǔ)上優(yōu)化原定的清管方案。

1 流花16-2油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)概況

流花16-2油田有8口水下生產(chǎn)井，所生產(chǎn)的原油通過(guò)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(chǎn)液量約4 957 Sm3，含水率約1%。該油田海底管道總長(zhǎng)約23 km，內(nèi)徑234.9 mm，設(shè)計(jì)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(jiàn)圖2。結(jié)合管道進(jìn)出口溫度模擬結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，海底管道冬季總傳熱系數(shù)取15 W/(m2·℃)。測(cè)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(shí)，原油密度為0.802 4 g/cm3。投產(chǎn)后測(cè)得流花16-2油田原油析蠟點(diǎn)為17.2 ℃，凝點(diǎn)為4 ℃，含蠟量為3.92%，原油組分測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表1，C11+相對(duì)分子質(zhì)量為210.8。根據(jù)原油組分表和含蠟量等物性數(shù)據(jù)，利用Multiflash或PVTSim軟件可以計(jì)算生成蠟晶導(dǎo)熱系數(shù)等物性參數(shù)。

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(yù)測(cè)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(chǎn)數(shù)據(jù)和投產(chǎn)后流體組分、黏度等數(shù)據(jù)，驗(yàn)證所選3款軟件穩(wěn)態(tài)工況下水力、熱力計(jì)算結(jié)果的可靠性。經(jīng)驗(yàn)證，利用OLGA、Pipeflo、TUWAX軟件計(jì)算得到的海底管道運(yùn)行參數(shù)與實(shí)際均較為接近，其中溫度計(jì)算誤差小于±1 ℃，壓力計(jì)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(chǎn)過(guò)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(jié)果與流花16-2油田實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)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(yù)測(cè)軟件主要有TUWAX、OLGA、中國(guó)石油大學(xué)(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(yù)測(cè)。在大多數(shù)案例中，TUWAX軟件蠟沉積預(yù)測(cè)精度更高[8]。因此，本文選用TUWAX軟件進(jìn)行蠟沉積數(shù)值模擬與分析，模型參數(shù)選用默認(rèn)值。根據(jù)用戶(hù)指導(dǎo)手冊(cè)，默認(rèn)參數(shù)值下的蠟沉積模型預(yù)測(cè)精度最高。

綜上，結(jié)合3款軟件的優(yōu)點(diǎn)，選用OLGA軟件模擬流花16-2油田海底管道清管時(shí)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(jìn)行海底管道蠟沉積預(yù)測(cè)。

3 海底管道清管方案優(yōu)化

3.1 蠟沉積厚度預(yù)測(cè)

基于TUWAX軟件蠟沉積數(shù)值模擬結(jié)果，得到不同運(yùn)行天數(shù)下，流花16-2油田海底管道沿線結(jié)蠟厚度分布(圖4)，可以看出管道運(yùn)行過(guò)程中，距離入口約19.73 km處開(kāi)始有蠟晶析出并沉積。隨著海管連續(xù)運(yùn)行時(shí)間的增加，海管內(nèi)結(jié)蠟厚度不斷增加。連續(xù)運(yùn)行30天后，海管最大結(jié)蠟厚度可達(dá)6.27 mm。

圖4 不同運(yùn)行天數(shù)下流花16-2油田海底管道沿線 結(jié)蠟厚度分布

3.2 清管周期優(yōu)化

關(guān)于輸油管道清管周期計(jì)算時(shí)所考慮的管道沿線最高蠟層厚度，國(guó)內(nèi)海底管道工藝設(shè)計(jì)一般推薦不超過(guò)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(yùn)行，結(jié)合文獻(xiàn)建議和工藝設(shè)計(jì)基本原則，以管道沿線最高蠟層厚度不超過(guò)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(jì)算得到不同運(yùn)行天數(shù)下，流花16-2油田海管最大結(jié)蠟厚度與平均結(jié)蠟厚度(表3)，根據(jù)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(yùn)行設(shè)計(jì)手冊(cè)原定的清管方案相比，新方案清管周期可延長(zhǎng)5天左右。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，新方案能夠延長(zhǎng)清管周期的最主要原因在于投產(chǎn)前后所采原油的物性出現(xiàn)了較大偏差。投產(chǎn)前所采原油的析蠟點(diǎn)為25.2 ℃，而投產(chǎn)后所采原油進(jìn)行了三次測(cè)量，平均析蠟點(diǎn)為17.2 ℃。投產(chǎn)后，析蠟點(diǎn)的降低使得清管周期得以延長(zhǎng)。

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

管道內(nèi)蠟晶沉積后，會(huì)造成流體流通面積減小，流動(dòng)阻力增加。如果油田穩(wěn)定生產(chǎn)且各生產(chǎn)設(shè)備無(wú)任何操作，一旦發(fā)現(xiàn)管道運(yùn)行壓力顯著增加，則極有可能是管道內(nèi)蠟沉積量過(guò)多，造成管道部分堵塞。因此，考慮到蠟沉積厚度軟件預(yù)測(cè)誤差的影響，制定管道清管方案時(shí)還應(yīng)選擇最大允許結(jié)蠟厚度所對(duì)應(yīng)的管道運(yùn)行壓力增幅作為依據(jù)。管道內(nèi)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(nèi)壁均勻分布2種(圖5)。對(duì)流花16-2油田海底管道有蠟沉積出現(xiàn)的管段，按2種不同的蠟沉積分布形式，分別折算當(dāng)量管徑。保持管道出口壓力不變，采用結(jié)蠟后的當(dāng)量管徑，利用Pipeflo軟件對(duì)流花16-2油田海底管道運(yùn)行壓力進(jìn)行敏感性分析，結(jié)果見(jiàn)表4。與月牙形分布形式相比，當(dāng)蠟沉積呈均勻分布時(shí)，管道入口壓力增幅更大。當(dāng)管道運(yùn)行10天時(shí)，最大結(jié)蠟厚度為2.27 mm，對(duì)應(yīng)的管道入口壓力增加約0.05 MPa。因此，當(dāng)管道入口壓力增幅0.05 MPa時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)需要考慮實(shí)施清管作業(yè)。

圖5 管道內(nèi)蠟沉積分布方式

表4 流花16-2油田海底管道運(yùn)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(shí)施清管作業(yè)時(shí)，還應(yīng)考慮產(chǎn)量波動(dòng)的影響。若產(chǎn)量沒(méi)有變化，則應(yīng)實(shí)施清管作業(yè)；若產(chǎn)量有增加，則應(yīng)根據(jù)產(chǎn)量增幅進(jìn)一步判斷是否實(shí)施清管作業(yè)。假設(shè)流花16-2油田產(chǎn)量增加1%～5%，利用Pipeflo軟件計(jì)算模擬得到海底管道入口壓力增幅情況。當(dāng)流花16-2油田產(chǎn)量增加2%時(shí)，海底管道入口壓力增幅約為0.05 MPa。但海底管道實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，管道入口流量不斷波動(dòng)，且壓力表測(cè)量值通常也會(huì)頻繁波動(dòng)。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(zhǎng)趨勢(shì)，則有必要立即清管。因此，當(dāng)流花16-2油田產(chǎn)量保持不變時(shí)，若海底管道入口壓力的增幅長(zhǎng)時(shí)間超出0.05 MPa且呈繼續(xù)增長(zhǎng)的趨勢(shì)，則現(xiàn)場(chǎng)需要立即實(shí)施清管作業(yè)。

綜上所述，以下2個(gè)條件滿(mǎn)足其一時(shí)應(yīng)對(duì)流花16-2油田海底管道實(shí)施清管作業(yè)：①海底管道連續(xù)運(yùn)行10天未清管；②油田產(chǎn)量未發(fā)生變化，海底管道入口壓力的增幅長(zhǎng)時(shí)間超出0.05 MPa且呈繼續(xù)增長(zhǎng)的趨勢(shì)。

3.3 清管時(shí)的海底管道輸量?jī)?yōu)化

1) 清管時(shí)海底管道沿線壓力變化模擬分析。

流花16-2油田現(xiàn)場(chǎng)清管作業(yè)流程及某次清管作業(yè)生產(chǎn)數(shù)據(jù)如下：

清管作業(yè)時(shí)，雙管系統(tǒng)中的2根管道同時(shí)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(guò)程中，各井口總產(chǎn)液流量由4 957 Sm3/d降低至4 512 Sm3/d；發(fā)球時(shí)使用流花20-2油田原油推動(dòng)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(jì)同行時(shí)間為3～4 h；清管過(guò)程中管匯處壓力最高為6.80 MPa。選用OLGA軟件對(duì)流花16-2油田海底管道清管作業(yè)過(guò)程進(jìn)行瞬態(tài)模擬。射流清管器在海管B內(nèi)通行過(guò)程中，管匯壓力變化規(guī)律見(jiàn)圖6。在0 h，清管器進(jìn)入海管B，管匯處壓力為6.504 MPa；在3.47 h，清管器到達(dá)立管底部，管匯處壓力達(dá)到最高6.836 MPa；在3.52 h，清管器到達(dá)收球端，管匯處壓力降低至6.508 MPa。清管器在海管B內(nèi)通行時(shí)間為3.52 h，管匯處最高壓力6.836 MPa，均與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)較為一致。

圖6 海管B通球過(guò)程中管匯壓力變化規(guī)律

2) 清管時(shí)的海底管道輸量?jī)?yōu)化。

為保證清管作業(yè)的安全性，生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)在清管時(shí)降低了油田產(chǎn)量。然而，根據(jù)清管模擬結(jié)果，清管時(shí)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(shí)，管匯最高運(yùn)行壓力為6.836 MPa。清管過(guò)程中運(yùn)行壓力并未達(dá)到海管最高允許操作壓力8.4 MPa，表明清管時(shí)各井口產(chǎn)量無(wú)需調(diào)整，即無(wú)需降低產(chǎn)量。清管過(guò)程中，根據(jù)海管B最高運(yùn)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(dāng)清管流量達(dá)到9 500 Sm3/d時(shí)，海管B運(yùn)行壓力接近8.4 MPa；當(dāng)清管流量達(dá)到7 500 Sm3/d時(shí)，清管器運(yùn)移速度達(dá)到2 m/s?？紤]工程上一般推薦清管速度不超過(guò)2 m/s，因此，建議流花16-2油田海底管道清管作業(yè)時(shí)清管總流量應(yīng)不超過(guò)7 500 Sm3/d。因此，目前現(xiàn)場(chǎng)采用清管方案可以進(jìn)一步優(yōu)化。清管作業(yè)時(shí)，各井口總產(chǎn)液量可以保持4 957 Sm3/d，只需將置換泵流量由2 640 Sm3/d調(diào)整為2 543 Sm3/d。

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

4 結(jié)論及建議

1) 流花16-2海底管道冬季運(yùn)行時(shí)，距離海管入口約19.7 km處開(kāi)始結(jié)蠟，運(yùn)行10天平均結(jié)蠟厚度可達(dá)1.99 mm，運(yùn)行20天可達(dá)3.83 mm，運(yùn)行30天可達(dá)5.56 mm。

2) 流花16-2海底管道需要進(jìn)行清管的條件為：已連續(xù)運(yùn)行10天未實(shí)施清管作業(yè)或者在產(chǎn)量未增加的情況下海底管道入口壓力的增幅長(zhǎng)時(shí)間超出0.05 MPa且呈繼續(xù)增長(zhǎng)的趨勢(shì)。

3) 選取2 m/s作為清管器運(yùn)行速度最大值，要求流花16-2油田海底管道清管流量應(yīng)不超過(guò)7 500 Sm3/d?，F(xiàn)場(chǎng)原采用的“清管需減產(chǎn)”方案可以?xún)?yōu)化為“清管不減產(chǎn)”方案，即清管時(shí)，按照流花16-2油田當(dāng)前產(chǎn)液量4 957 Sm3/d，無(wú)需降低各井口總產(chǎn)液量，只需將發(fā)球置換泵流量由2 640 Sm3/d調(diào)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(chǎn)初期含水率低、析蠟量高等特點(diǎn)，當(dāng)前清管方案在夏季和生產(chǎn)中后期仍具有較大的優(yōu)化空間，建議后續(xù)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)情況進(jìn)一步優(yōu)化流花16-2油田清管方案。