李鵬程，陳宏舉，路 宏，王 軍，顏筱函

（中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

深水油氣田開發(fā)具有高技術、高風險、高投入及高回報的“四高”特點，任何事故都可能極大地增加作業(yè)時間和成本，嚴重時還可能導致災難性后果[1]。深海海底為低溫高壓、強換熱的自然環(huán)境，使集輸系統(tǒng)面臨嚴峻考驗。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，導致管內(nèi)流通面積減小，由此產(chǎn)生的節(jié)流效應影響正常輸送，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。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，將嚴重影響水下生產(chǎn)系統(tǒng)的安全運行。

學者針對深水氣田開發(fā)過程中的水合物防治開展了大量研究。王志遠[5]和劉書杰等[6]對深水氣井井筒內(nèi)，天然氣水合物預測及堵塞特征進行了研究；UMEH等[7]研究了海底多相管輸中，水合物的生長、堵塞機理及堵管規(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防；郭艷利等[10]分析了深水混輸管道停輸再啟動的水合物生成風險；還有研究者[11-12]對雙管輸送模式的水合物解堵方法進行了研究。綜上可見，對單管輸送模式下，深水氣田水合物的預防及解堵，仍缺乏系統(tǒng)化的研究。

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

1 理論計算模型

1.1 天然氣水合物生成條件計算模型

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、標況溫度，K；p、p0分別為水合物的生成壓力、標況壓力，Pa；μβ-μα為計算溫度、壓力下，空水合物晶格相中與純液態(tài)或固態(tài)中水的化學勢差，J/mol；Δμ(T0,p0)為標況下，空水合物晶格相中與純液態(tài)或固態(tài)中水的化學勢差，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 混輸管道多相流動計算模型

采用OLGA軟件改進的雙流體模型，求解以相間質(zhì)量傳遞進行關聯(lián)的6個守恒方程，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)多相流動工況的壓力、溫度和流量等參數(shù)。在歐拉法的基礎上，基本方程運用了拉格朗日前緣跟蹤格式。多相流動包括氣相、液相和液滴3個質(zhì)量方程，液滴氣相、液相兩個動量方程，1個能量方程[14]。

氣相、液相和液滴的質(zhì)量守恒方程：

式中，下標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為體積分數(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為時間，s。

氣相加液滴、液相的動量守恒方程：

式中，ν為速度，m/s；νr為氣相與液相間的相對速度，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)量內(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防措施分析

2.1 預調(diào)試階段

水下生產(chǎn)設施建成后，需進行試壓驗證。利用預裝的乙二醇，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，因此試壓結束后，氣田投產(chǎn)前，須對中心管匯至平臺的外輸管道實施排水干燥，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，用于密封和潤滑。

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

2.2 開井啟動階段

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)冷啟動前，油嘴上游壓力為關井壓力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。在開井啟動時，油嘴上下游的壓差非常大，在焦耳-湯姆遜效應下，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

采用上述多相流動計算模型，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)水流量的瞬時變化。采用上述水合物相平衡方程，利用PVTSIM軟件，計算水中不同甲醇質(zhì)量分數(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58.8 MPa，3.6 ℃；紫色虛線起點 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)量分數(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)量分數(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)量分數(shù)的影響。根據(jù)油嘴下游不同時刻，甲醇質(zhì)量分數(shù)和生產(chǎn)水流量的要求，計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，可以減小平臺的甲醇儲存空間。

圖3 開井啟動階段管內(nèi)工況、不同質(zhì)量分數(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險。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)，分別對有甲醇注入和無甲醇注入時，油嘴下游流體水合物生成過冷度進行了計算，結果如圖4。

圖4 開井啟動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；總注入時長需大于10 h，方可保證停注后無水合物生成風險。

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)量分數(shù)，需考慮以下兩種條件中的苛刻者：關井壓力和最低環(huán)境溫度；管道沿線最低流動溫度和相應位置流動壓力[18-19]。確定質(zhì)量分數(shù)時，根據(jù)水合物生成、生長、聚并的熱力學和動力學耦合機制，溫度取3.0 °C的設計余量。利用PVTSIM軟件，計算水中不同乙二醇質(zhì)量分數(shù)時，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)，存在水合物生成風險；乙二醇質(zhì)量分數(shù)由關井壓力和最低環(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)量分數(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

深水氣田存在計劃或意外關停，受生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)流體壓力平衡與系統(tǒng)外海水對流影響，此時管道內(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，對長期停產(chǎn)氣田管道內(nèi)壓力與溫度進行計算。結果顯示，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)場水合物解堵復雜且不易操作，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堵塞位置，常用于跨接管和管匯附近的解堵。降壓法對水合物解堵非常有效，但堵塞點兩側(cè)壓差過大，將提高水合物移動動能，損傷管道和水下生產(chǎn)系統(tǒng)，故采用雙側(cè)降壓。當水合物堵塞發(fā)生，深水氣田關停后，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

對于管匯間管道發(fā)生水合物堵塞，可通過兩種方案實現(xiàn)雙側(cè)降壓。方案一中，一側(cè)利用平臺放空系統(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留放空接口。采用上述兩種方案，對管匯間管道水合物進行降壓解堵，過程中堵塞點壓力變化見圖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，僅可將堵塞點壓力降至2.6 MPa。此壓力下，結合最低環(huán)境溫度3.6 °C，只有當管道內(nèi)水合物中，乙二醇質(zhì)量分數(shù)大于28%時，才能解堵。方案二中，可將堵塞點壓力降至0.6 MPa。結合乙二醇質(zhì)量分數(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，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留放空接口。解堵過程中，堵塞點壓力變化見圖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、結合最低環(huán)境溫度 3.6 °C，只有當管道內(nèi)水合物中，乙二醇質(zhì)量分數(shù)大于33%時，才能解堵?？梢?，生產(chǎn)中必須嚴格控制乙二醇的注入流量，保證其水中質(zhì)量分數(shù)不低于設計值。

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 結論

針對陵水25-1氣田開發(fā)模式，對氣田不同階段水合物生成，進行了預測并提出預防措施，進一步對管匯間管道和外輸管道內(nèi)水合物堵塞開展了解堵分析，得到如下主要結論。

（1）預調(diào)試階段，需對外輸管道實施排水干燥；開井啟動和正常生產(chǎn)階段，均存在水合物生成風險；開井啟動階段，需在油嘴上游注入甲醇，注入流量可分階段控制，以減小平臺儲存空間，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，無水合物生成風險。

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