周振維 孟子文

1中海石油（中國）有限公司海南分公司

2康士伯數(shù)字有限公司

深水油氣田開發(fā)中，流動保障和生產(chǎn)保證問題尤為突出。為確保氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)安全平穩(wěn)的生產(chǎn)，建立生產(chǎn)管理系統(tǒng)，用于在線監(jiān)測管理流動保障狀態(tài)，預測運行風險，以及模擬優(yōu)化水下系統(tǒng)的操作，是海外深水開發(fā)中的常規(guī)方案。生產(chǎn)管理系統(tǒng)是深水油氣田開發(fā)中重要的數(shù)據(jù)分析工具和決策支持系統(tǒng)[1-2]。海外油氣公司，例如法國道達爾、美國康菲、荷蘭殼牌等，已經(jīng)在巴西、墨西哥灣等項目中使用了此類系統(tǒng)，積累了成功的應用經(jīng)驗。國內(nèi)經(jīng)過多年的數(shù)字化油氣田建設，已經(jīng)具備了此類決策支持系統(tǒng)的數(shù)據(jù)和網(wǎng)絡基礎，例如大慶油田紅壓油氣處理廠[3-4]、喇嘛甸油田、西氣東輸三線閩粵支干線管道等項目的數(shù)字化系統(tǒng)建設工作[5-6]，在三維數(shù)字化交付，生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理技術方法，以及生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)場景化應用等方面，均建設了相關系統(tǒng)，為進一步建立生產(chǎn)管理的運營分析系統(tǒng)奠定了堅實基礎[7]。

1 生產(chǎn)系統(tǒng)現(xiàn)狀

位于中國南海某深水氣田的生產(chǎn)系統(tǒng)，由水下生產(chǎn)系統(tǒng)和半潛平臺的處理系統(tǒng)組成。其中水下生產(chǎn)系統(tǒng)包括兩個生產(chǎn)區(qū)的生產(chǎn)井，并通過水下的多管匯和雙海管系統(tǒng)，輸送到平臺進行處理。天然氣通過管匯和海管系統(tǒng)輸送到生產(chǎn)平臺后，再經(jīng)過氣液分離、凝析油穩(wěn)定和天然氣脫水脫烴等處理流程，最終水露點和烴露點合格的產(chǎn)品氣，經(jīng)壓縮外輸至陸地終端。隨著中國海上油氣開發(fā)全面挺進深水，已經(jīng)在南海某氣田實現(xiàn)了水上水下一體化的生產(chǎn)管理系統(tǒng)建設，并在海管設計、投產(chǎn)、運行各階段進行一體化分析計算，用于工程操作分析和實時生產(chǎn)數(shù)據(jù)的分析。其中水下生產(chǎn)系統(tǒng)部分的模型，使用了多相流模擬軟件LedaFlow，平臺天然氣處理部分的模型，使用了動態(tài)工藝模擬軟件K-Spice。模型覆蓋了井筒、海管和平臺天然氣處理工藝，接入了儀表的實際測量數(shù)據(jù)來驅(qū)動計算，針對性地搭建了各類流動保障和生產(chǎn)保障功能。

基于該生產(chǎn)管理系統(tǒng)的水下系統(tǒng)模型，可以進行水下生產(chǎn)系統(tǒng)開井投產(chǎn)和海管啟動操作流程的虛擬調(diào)試。海管投用的虛擬調(diào)試中，重點進行了水侵入工況下的流動保障研究。研究了置換操作和開井過程中，海管內(nèi)的抑制劑濃度分布、水合物生成風險、天然氣攜液情況、平臺氣液接收單元的啟動段塞等動態(tài)變化過程。著重研究了水侵入后的水合物生成風險，并針對其抑制方法進行了分析，給出了相應的操作建議。

2 模型搭建

海管投產(chǎn)的虛擬調(diào)試使用了生產(chǎn)管理系統(tǒng)中水下生產(chǎn)系統(tǒng)的多相流機理模型。模型中輸入了海管的高程變化、管道內(nèi)徑尺寸、管壁各層的材料、不同深度海水的環(huán)境數(shù)據(jù)、管道之間的拓撲關系等。其中，連接各井的跨接管和軟管為8 in 管道，主海管和立管為10 in 管道，海管全線為海床鋪設，海底環(huán)境溫度常年維持在2 ℃～5 ℃。

如圖1 所示，模型包括了氣田在該區(qū)域的W-1至W-7 生產(chǎn)井、M-1 至M-3 管匯，以及P-1 和P-2兩條海管。其中，P-1 和P-2 兩條海管又分為M-3至M-2，M-2至M-1，M-1至平臺管段。W-1，W-3和W-5 井為軟管連接的遠端井，其余為跨接管連接。通過閥門的操作，每口井的井流導入P-1 或P-2 海管。

圖1 氣田水下系統(tǒng)模型Fig.1 Subsea system model of the gas field

井流組分方面，根據(jù)實驗室物性分析結果，建立了流體的熱力學模型，用于相平衡計算和機理模型基于熱力學和傳遞性質(zhì)。各井井流的GOR（油氣比）范圍在5 000～12 000 之間，初投產(chǎn)年份的含水率低于0.3。根據(jù)井流物性的實驗室分析結果，建立了基于Peng-Robinson 狀態(tài)方程的流體熱力學模型[8]。熱力學模型用于相平衡閃蒸和流體物性的計算，并與上述的守恒方程組耦合，求解油、氣、水相間的傳質(zhì)、傳熱和動量傳遞結果。

根據(jù)天然氣組分，使用CPA 熱力學模型計算得到水合物的生成曲線，依據(jù)流動保障操作安全原則，需確保在停輸條件下，無水合物風險。通過分析水合物平衡數(shù)據(jù)可知，在靜壓1 500 kPa(A)，環(huán)境溫度為2.5 ℃，抑制劑濃度為60%時，可確保有3～5 ℃的水合物生成安全余量[9]。模型基于LedaFlow 軟件進行建模和計算（LedaFlow 是由挪威康士伯公司，聯(lián)合多相流科研機構SINTEF，道達爾和康菲聯(lián)合開發(fā)的多相流模擬計算軟件[10]），經(jīng)過了Tiller Loop（實驗環(huán)島）的大量實驗數(shù)據(jù)和全球諸多油公司實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的驗證[11]。

模型中的油、氣、水三相的質(zhì)量守恒、動量守恒和能量守恒方程，用于動態(tài)計算井流在井筒和海管中的溫度、流量、壓力、相間關系等水力學結果，以及積液、水合物、抑制劑濃度等流動保障結果。LedaFlow 的機理模型包括質(zhì)量守恒方程、動量守恒方程和能量守恒方程。

3 模擬流程

水下系統(tǒng)啟動前，P-1 和P-2 海管已完成氮氣的充裝惰化，軟管和跨接管內(nèi)為工程流體，臍帶纜內(nèi)充滿甲醇。依據(jù)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的常規(guī)啟動操作流程，先使用乙二醇進行臍帶纜的置換操作，之后啟動一口跨接管連接的近端井，對P-1 和P-2 海管進行氮氣的置換操作。完成氮氣置換后，南北管線聯(lián)通，逐步啟動其他跨接管連接的近端井，處理南北管線中的液體。最后逐步啟動軟管連接的遠端井，處理軟管內(nèi)的液體。模擬初始條件中，段塞捕集器的操作壓力設定點設置為10 MPa。根據(jù)上述的啟動流程順序，對模型中的各閥門和流量邊界點進行了操作設置。同時，考慮到跨接管和軟管安裝過程中有水進入管道的風險，在模型中設置了跨接管進水和軟管進水工況的初始條件。依據(jù)以往類似生產(chǎn)工況的分析結果，設置極端工況，跨接管內(nèi)全部為水，軟管的入口段有500 m 含水段，約為12 m3水，其他的主海管和管匯內(nèi)為充裝的氮氣。

虛擬調(diào)試的計算分析過程中，主要關注平臺收液的流量和波動情況，以及在進水工況下海管和軟管中的水合物生成風險。虛擬調(diào)試的計算內(nèi)容包括：①臍帶纜置換與吹掃氮氣，極端工況下的臍帶纜置換及其吹掃氮氣操作，用于研究開井前的海管內(nèi)初始條件，以評估水合物的生成風險；②近端井（跨接管連接）啟動，研究跨接管連接的W-2、W-4、W-6、W-7 啟動后，P-1 和P-2 攜液能力和段塞捕集器動態(tài)；③遠端井（軟管連接）啟動，軟管進水工況下的W-1 井啟動，用于研究軟管內(nèi)水合物生成風險，以及抑制方法。按照設置的操作步驟，按順序進行了氮氣吹掃、南北管線掃液、以及近端井和遠端井的啟動的模擬。

3.1 臍帶纜置換與吹掃氮氣模擬

根據(jù)上述的進水極端工況，設置了軟管和跨接管內(nèi)的初始水相分布。根據(jù)W-1 至W-7 井臍帶纜的管線體積，在模型中的各井口位置，注入了相應體積的乙二醇，溶液濃度為90%。模擬了該工況下的置換操作。置換臍帶纜的乙二醇從井口位置注入后，原本在跨接管和軟管中的工程流體，被置換進入到管匯和海管中，包括乙二醇溶液，以及初始條件中設置的水管段。其中連接遠端井的軟管中的水段向軟管下游移動，尚未進入管匯或海管內(nèi)。連接近端井的跨接管中的水段，由于跨接管管容較小，已經(jīng)進入到管匯與海管中。計算得到P-1 和P-2 海管內(nèi)的乙二醇濃度分布，作為后續(xù)流動保障模擬分析的初始條件。

圖2 為完成臍帶纜藥劑置換操作模擬后，P-1和P-2 主海管中的乙二醇分布。其中，各跨接管和軟管的接入位置，為乙二醇濃度高點位置，P-1 和P-2 海管內(nèi)的其余管段內(nèi)為充裝的氮氣。模擬結果顯示，由于跨接管接入主海管位置的乙二醇溶液與進入的水混合后，濃度相對較低。在天然氣吹掃氮氣的操作中，水合物生成的風險較大。

圖2 P-1 和P-2 海管內(nèi)的乙二醇濃度分布Fig.2 Concentration distribution of ethylene glycol in P-1 and P-2 subsea pipes

基于臍帶纜藥劑置換后的海管模型，模擬天然氣吹掃P1 和P2 海管內(nèi)氮氣的操作。模擬W-4 井以34×104m3的產(chǎn)量進行兩條海管吹掃，以壓力節(jié)點的氮氣濃度小于5%為節(jié)點，結果顯示，該產(chǎn)量下海管P-1 和P-2 的吹掃氮氣用時均為17 h。模擬中顯示，W-4 井的天然氣進入海管后，會接觸到置換進入海管內(nèi)的乙二醇溶液。由于跨接管接入位置的乙二醇溶液濃度較低，水合物生成風險相對較大。在W-6井和W-7 井的接入位置，由于地勢較低，海管中易發(fā)生積液，也是乙二醇的濃度低點。在模擬的進水工況下，水相會在W-6 和W-7 的接入點處堆積，W-4 天然氣吹掃的過程中處于水合物生成區(qū)間內(nèi)，并且計算有水合物生成的現(xiàn)象。針對模擬結果中的水合物風險，進一步模擬研究抑制劑的注入策略。模擬在W-4井開井前，額外從W-6和W-7井口加注乙二醇，提高低地勢區(qū)域的乙二醇濃度。模擬結果顯示，額外加注抑制劑后，積液處的抑制劑濃度提升到60%以上，有效抑制了水合物的生成。

3.2 近端井啟井模擬

基于模擬結果，繼續(xù)模擬跨接管連接的近端井啟井過程。W-2，W-4，W-6 和W-7 開井生產(chǎn)，天然氣進入P-2，用于處理P-2 海管中的液體。模擬中設置了W-4 和W-6 井的產(chǎn)量為70×104m3/d 和85×104m3/d，共155×104m3/d。通過閥門將井流生產(chǎn)24 h 后，啟動W-7 和W-2 井，配產(chǎn)75×104m3/d和70×104m3/d，共145×104m3/d，總流量300×104m3/d，用于P-2 海管內(nèi)的液體處理。P-2 海管攜液的模擬中，W-2、W-4、W-6、W-7 井的乙二醇注入量均設置為0.4 m3/h，未觀察到水合物風險?？倸饬繛?50×104m3/d 以 及300×104m3/d 期間，平臺氣液接收裝置的流動狀態(tài)穩(wěn)定。積液結果顯示，150×104m3/d 期間，P-2 海管的M-1 管匯至平臺之間的管段、立管段內(nèi)的持液率較高，立管段的持液總量為45～50 m3?？倸庀嗔髁刻嵘?00×104m3/d 后，立管底部持液率顯著下降至10%～15%，總持液量降低到20～25 m3。P-2 海管的M-3至M-2，M-2 至M-1 管段，在總氣量150×104和300×104m3的情況下，M-3 至M-2 管段，持液率均在50%～60%，持液量170 m3。M-2至M-1管段，總氣量300×104m3情況下，持液率在10%～20%，入口段較高在30%，持液量約50 m3。

P-2 液體處理完畢后，海管內(nèi)的抑制劑濃度分布如圖3 所示。乙二醇在水相中濃度為70%～80%，在管道的上坡段和立管段略有降低。由于氣相攜液平穩(wěn)，未出現(xiàn)顯著的抑制劑濃度低點，模擬結果顯示無水合物生成風險。

圖3 P-2 海管高程、抑制劑濃度、水合物溫度閾值和水合物體積分數(shù)分布Fig.3 Distribution of P-2 subsea pipe elevation,inhibitor concentration,hydrate temperature threshold and hydrate volume fraction

完成P-2 海管的液體處理后，將W-2、W-4、W-6、W-7 井切換至P-1 海管。P-1 海管的初始狀態(tài)為吹掃氮氣完成。P-1 海管中此時有液相分布，主要來源于吹掃氮氣期間的井流來液，以及臍帶纜置換期間進入海管的滯留液。模擬開始后，將總氣量設置為300×104m3/d，井流進入P-1 海管后，平臺接收到的三相流體流量穩(wěn)定，未出現(xiàn)明顯波動。液相流量平均波動范圍為10～50 m3/h，段塞捕集器接收的峰值液相流量為60 m3/h。

海管的積液模擬結果顯示，W-4 井流的液相在生產(chǎn)井切換到P-1 海管30 h 后，逐漸匯入了M-2 管匯后的其他4 口井的液相（圖4）。匯入后同產(chǎn)液向平臺流動。W-4 的凝析油匯入之后，平臺收液流量的波動減小至20～30 m3/h。

圖4 W-4 凝析液匯入P-2 海管側的M-2 管匯Fig.4 W-4 condensate flows into the M-2 manifold on the side of the P-2 subsea pipe

在300×104m3/d 的氣相流量下，P-1 海管的M-3 至M-2 管段的持液率最大為60%左右，圖5 為地勢與持液率分布。管段的持液量持續(xù)上升30 h后，穩(wěn)定在170 m3。

圖5 P-1海管M-3至M-2管段的持液率分布Fig.5 Distribution of liquid holding rate from M-3 to M-2 section of P-1 subsea pipe

P-1 海管的M-2 至M-1 管段的持液率最大為40%左右，平均20%～30%，圖6 為地勢與持液率分布，持液量穩(wěn)定在60 m3。

圖6 P-1 海管M-2 至M-1 管段的持液率分布Fig.6 Distribution of liquid holding rate from M-2 to M-1 section of P-1 subsea pipe

P-1 海管的M-1 至平臺管段的持液率最大為20%左右，圖7 為地勢與持液率分布，持液量穩(wěn)定在20 m3。

圖7 P-1 海管M-1 至平臺管段的持液率分布Fig.7 Distribution of liquid holding rate from M-1 to platform section of P-1 subsea pipe

P-1 海管的攜液動態(tài)模擬過程中，未觀察到水合物風險。單井的乙二醇注入量均設置為0.4 m3/h。

P-1 海管中水合物抑制劑分布情況如圖8 所示。水相中抑制劑濃度總體保持在65%～80%，在管道的高點段偏低。管道中未出現(xiàn)水合物生成的現(xiàn)象。

圖8 P-1 海管中的高程、抑制劑濃度、水合物生成溫度安全閾值和水合物體積分數(shù)分布Fig.8 Distribution of P-1 subsea pipe elevation,inhibitor concentration,hydrate temperature threshold and hydrate volume fraction

3.3 遠端井以及進水工況下的啟井模擬

基于P-1 海管液體處理模擬結果，繼續(xù)模擬遠端井的啟井過程。選取W-1 井作為遠端井的典型井進行軟管進水工況下的流動保障模擬。W-1 啟井并緩慢提產(chǎn)至25×104m3/d 過程中，平臺沒有出現(xiàn)段塞流現(xiàn)象，登平臺后為分層流流型，最大瞬時液量為100 m3/h。W-1 井開井后，模擬W-5 和W-3 井遠端井的啟動過程。W-5 井逐步提產(chǎn)到50×104m3/d，平臺氣液流動穩(wěn)定，未出現(xiàn)段塞現(xiàn)象，持續(xù)為分層流流型。W-5 軟管中工程流體被天然氣井流攜帶至平臺，啟井后2 h 出現(xiàn)最大瞬時液量，為150 m3/h。W-5 啟井后，模擬W-3 井逐步提產(chǎn)至65×104m3/d，啟井過程中，平臺接收的氣液相流動穩(wěn)定，未出現(xiàn)段塞現(xiàn)象，為分層流流型。W-5 位于M-3 管匯，距離平臺較遠，啟井后3～4 h 后工程流體被天然氣井流攜帶至平臺，出現(xiàn)了最大瞬時液量，為120 m3/h。完成啟井流程模擬后，選取W-1為典型軟管遠端井，模擬軟管進水工況下的水合物風險。將初始條件設置為W-1 軟管的井口一側有500 m 含水管段，約為12 m3。模擬W-1 氣相流量逐漸增大，到25×104m3/d，進行工程流體置換的動態(tài)模擬。模擬結果顯示，工程流體中的淡水部分會稀釋乙二醇濃度，并且與天然氣接觸后，會導致軟管和海管內(nèi)有水合物生成的風險。

如圖9 所示，W-1 啟動3 h 后，初始條件中設置的入口段的安裝進水（黑色線），被天然氣攜帶至軟管下游。新注入的乙二醇（藍色線）尚未分布均勻，導致水合物（紅色線）的生成。由于天然氣的密度低，并且流速高于水相，天然氣會與水接觸，隨井流注入的乙二醇藥劑不能發(fā)揮足夠的抑制作用，導致水合物生成。針對進水工況，模擬分析抑制水合物生成的藥劑注入策略。模型中設置為：W-1 啟井前先以5 m3/h 流量加注7 h 乙二醇進行置換操作，之后再啟井。模擬結果顯示，在W-1 啟井前先注入35 m3乙二醇再啟井后，未出現(xiàn)水合物的生成現(xiàn)象。

圖9 W-1 啟井3 h 后的軟管內(nèi)水合物生成分布Fig.9 Distribution of hydrate formation in hose 3 hours after start-up of W-1 Well

如圖10 所示，啟井前將藥劑注入軟管后（藍色線），入口的含水段（黑色線）被推離井口，避免了啟井后天然氣直接接觸到含水區(qū)間。啟井后，含水段（黑色線）被逐步推入主海管，并且推動過程加強了水和高濃度乙二醇溶液的混合。含水段進入主海管后，進一步與主海管內(nèi)的高濃度乙二醇溶液混合，降低了水合物的生成風險。整個過程中，避免了天然氣直接接觸到含水段，軟管內(nèi)未形成水合物。藥劑注入后，含水段與井流在一定時間內(nèi)實現(xiàn)了物理隔斷。在W-1 小流量開井時，氣相的竄進現(xiàn)象要弱于大流量開井，因此天然氣與藥劑之間界面相對穩(wěn)定，不會快速直接地接觸到水段，在一定時間內(nèi)有隔斷效果。

圖10 啟井前額外加注乙二醇溶液后，軟管內(nèi)的水合物抑制劑濃度分布變化Fig.10 Change of concentration distribution of hydrate inhibitor in the hose after extra injection of ethylene glycol solution before well start-up

4 結論

基于中國南海某氣田的生產(chǎn)管理系統(tǒng)，對氣田的海管投產(chǎn)過程進行了虛擬調(diào)試分析。在分析過程中主要關注了各操作步驟執(zhí)行過程中的海管動態(tài)，以及進水極端工況下的流動保障結果，水合物風險，水合物抑制方法，以及平臺氣液接收單元的啟動段塞情況。

（1）在模型中的操作方案和配產(chǎn)條件下，平臺氣液接收單元的工藝動態(tài)較為平穩(wěn)，未出現(xiàn)嚴重段塞現(xiàn)象。在軟管進水的工況下，跨接管和軟管中的原有抑制劑不足以充分抑制水合物的生成，有水合物生成風險。在啟井模擬過程中，軟管有水合物生成的現(xiàn)象。

（2）針對水合物抑制操作，進行了模擬分析。模擬結果得出，啟井前進行乙二醇溶液的注入置換操作，能在水進入管道的工況下，起到良好的水合物風險的抑制作用。另外，在長距離軟管井口開井時，應先使用小流量投產(chǎn)。

（3）乙二醇提前注入軟管進行置換后，在天然氣和進水段之間，建立了乙二醇藥劑隔離段。在開井時，應使用小流量開井，從而有效避免開井后天然氣快速竄進的現(xiàn)象，使乙二醇溶液充分起到隔離進水段的作用。

（4）在開井的整個操作過程中，海管內(nèi)井流需要保障持續(xù)的流動。持續(xù)的流動有助于增強抑制劑的混合效果，確保和促使乙二醇溶液與水的充分混合。另外，持續(xù)的流動能避免水合物在管壁的附著，兩個方面均會對水合物起到抑制作用。相反，停產(chǎn)、停輸有利于水合物晶體的附著，并且由于海管溫度降低，會加大水合物的生成風險。因此在投用過程中，除了提前使用乙二醇溶液置換外，應最大程度保持生產(chǎn)的連續(xù)性，避免海管流動的停滯。

（5）使用的虛擬調(diào)試技術方案，在其他工藝單元和設施中同樣適用。對水下生產(chǎn)系統(tǒng)水侵入的極端工況水合物分析過程，及相應的抑制操作建議，可供其他深水氣田的水下生產(chǎn)系統(tǒng)開井投產(chǎn)流動保障的分析工作提供參考。