水下油嘴启动低温流动保障问题分析

王 东，倪 浩，周 凯，刘飞龙

水下油嘴启动低温流动保障问题分析

王 东，倪 浩，周 凯，刘飞龙

（海洋石油工程股份有限公司，天津300451）

以中国南海番禺35-1气田为例，分析冷井启动工况产生低温的流动保障问题。对阀后背压、开阀时间等影响重启低温的敏感因素进行分析，揭示其内在规律，并阐明了流体温度与管壁温度存在差异的原因，对其他类似气田水下生产系统启动低温分析具有借鉴作用。

流动保障；水下生产系统；低温；控制

流动保障作为一门学科，致力于确保油气资源以稳定、易管理、经济的方式从油藏到达目的地［1］。这是一门多机能、多团队的交叉学科，影响到从工程规划到运作的整个过程，包括的学科领域有［2］：科学和工程，系统设计，操作问题，系统集成性，执行和实现。流动保障技术的核心在于预防和控制管道中的水合物、蜡、沥青质、水垢等固相的沉积，防止流动通道的堵塞［3］。

流动保障技术的控制方法主要包括3种［4］：

1） 热动力控制 使系统的操作压力和温度远离固相形成的区域。

2） 动力学控制 控制固相沉积的条件。

3） 机械控制 通过定期的发球操作清除固相沉积物。

1 流动保障低温问题分析

随着海洋油气田的开发不断向深水延伸，水下生产系统已经成为深水开发中的重要开发模式，是深水开发技术中不可缺少的一部分［5-6］。在深水水下生产系统流动保障分析过程中，某些瞬时操作可能形成的极端低温有时没有得到足够的重视，或者在设计过程中没有及早得到考虑。这样会限制水下生产系统操作的灵活性，造成对水下设施选择的困难。本文将详细阐述4点：

1） 分析影响低温的敏感性条件。

2） 描述可能产生低温的操作工况。

3） 低温对水下生产系统流动保障的危害。

4） 缓解低温导致流动保障问题的方法。

1.1 影响低温产生的因素及假设条件

根据油气田寿命和地层压力的衰减情况，可将生产周期划分为前期、中期和后期3个阶段。在前中期，由于较高的地层压力会产出较高的井口流压，这样流体通过油嘴时，产生的较大压差会带来严重的节流效应，使油嘴后的流体温度降低到极低值。流体温度的降低会促使输送流体管道的管壁温度降低，对输送管线的选材造成影响。

另外，流体的温度还与流体成分组成以及环境温度有关，井筒内的流体根据含液量的不同可以分为高气液比组分和低气液比组分，前者含有的液量较低，则整体的热容较低，流体从井底流到井口损失的热量较多。由于井底流体温度一定，到达井口时流体的温度就会较低，再经过油嘴节流后，流体的温度会更低。低气液比组分流体反之。

环境温度决定了流体的初始温度，当流体静止在井筒或生产管线中，流体与环境之间会进行热量传递，最终达到热量平衡，温度与环境温度一致。井筒周围的地层温度随深度变浅而降低，流体在井筒内也随着地层温度由深到浅逐渐降低，一直降到海底泥线处海水温度。井口跨接管以及生产管线、膨胀弯、立管等所处的环境温度（即海水温度）随着海水深度及季节的不同而不同。通常，随着海水深度的增加海水温度随之减小，冬季的海水温度也要低于夏季的海水温度。海水的温度对输送管线的管壁温度及其内的流体温度也有一定的影响。

因此，基于以上分析假设下列设计基础条件，评估最保守的低温工况。

1） 生产周期为前期。

2） 流体组分为气液比最大组分。

3） 流体在井筒内停留时间足够长，与地层温度相同。

4） 海底海水温度按冬季最低水温考虑。

5） 流体输送管线包括井口跨接管、生产管线、膨胀弯以及立管等无保温设计。

1.2 产生低温工况的瞬时操作

水下生产系统能够产生的低温工况的操作有很多，包括但不限于以下操作：

1） 油气井初始启动过程中油嘴下游产生的低温。

2） 油气井关停后再启动过程中油嘴下游产生的低温。

3） 当输送管线发生泄露需要泄压时，平台上部放空阀下游产生的低温。

4） 当输送管线被意外形成的水合物堵塞时，井口连接的脐带缆放空管线和平台上部放空阀需要同时泄压修复水合物，在脐带缆放空管线和平台上部放空阀下游产生的低温。

5） 当水合物在立管底部形成并堵塞管线时，井口连接的脐带缆放空管线和平台上部放空阀需要同时泄压修复水合物，在堵块和放空阀之间的立管部分内气体由于膨胀产生的低温。

通过以上对工况的划分，产生低温主要分为启动工况和泄压工况2大类。

1.2.1 启动工况

油气井初始启动是整个油气田生产的开始，具有十分重要的意义。油气田内第1口井初始启动时面临的不利因素包括：

1） 井筒内流体温度与地层温度相同，相对正常流动时较低。

2） 井筒内一般在油嘴前都会形成一段低温气柱，容易在经过油嘴节流效应后形成低温。

3） 油嘴后的生产管线内无生产流体，油嘴上下游压差过高，加剧油嘴节流效应。

这样，在油嘴下游产生的低温可能会超过油嘴下游管线材质的设计温度，一般油嘴下游的井口跨接管的最小设计温度为－40℃，生产管线的最小设计温度为－20℃。如果油嘴下游产生的低温小于管材的最小设计温度，就要增加项目的投入成本，购买最小设计温度更低的管材，有可能造成采办时间增长而影响工期。

另外，还会产生严重的水合物堵塞，水合物是一种结构致密的固体，当温度足够低且压力足够高时就有可能形成水合物。如果水合物晶体越积越大，造成流体流动受阻，甚至完全堵塞管道流径时，就会造成水下生产系统由于超压而被迫关停，油气田停止生产，对经济效应造成损失。

为避免严重后果的产生，缓解低温的方法需要不断被开发。首先，在启动前可以在油嘴后充入一定量的气体（例如氮气等），这样在阀后建立一定的压力，减少油嘴上下游压力差，进而减小节流降温效应，控制油嘴下游流体不经历过低温度。其次就是加入水合物抑制剂（例如甲醇、MEG等），抑制剂的注入不但能防止水合物的生成，还可以增加流体整体的热容，在一定程度上缓解低温。

油气井停产后再启动产生低温的机理与初始启动基本一致，但再启动时井筒内的流体温度由于停输时间短可能没有降到地层温度，而油嘴后如果没有泄压，下游压力也会保持在一定压力值，使油嘴上下游压差不至于过大。这样，再启动低温要比初始启动稍高一些。

1.2.2 泄压工况

当水下生产系统集输管线发生泄露需要泄压时，需要管线回接的平台或FPSO等上部放空阀进行泄压。那么放空阀下游产生低温与油嘴下游产生低温的原理基本一致。放空阀下游低温对管线以及火炬系统的最小设计温度提出了严格的要求。

当水下生产管线形成水合物堵塞时，井口连接的脐带缆放空管线和上部放空阀需要同时泄压修复水合物，那么在脐带缆放空管线和平台上部放空阀下游就会产生低温；值得注意的是，脐带缆的放空管线直径一般为25.4 mm。放空时，由于放空管线直径较小，有比较高的堵塞风险。所以当不使用时，内部一般充满甲醇，并且在打开放空管线之前要充压，使其压力等于或高于水下生产系统的压力。在泄压过程中推荐持续注入甲醇，直到水下生产系统压力降低到水合物安全压力以下。

如果水合物堵块在立管底部形成，那么上部放空阀泄压时，由于立管内气体量较少，放空阀快速泄压，能够导致立管内气体快速膨胀而经历低温，这就要求对立管的材质进行进一步的考虑，防止低温对立管造成破坏。另外，脐带缆和上部放空阀同时泄压可能导致水合物堵块两端的压力不相等，在压差的作用下堵块很可能被快速推动撞击管壁，对管道造成破坏。因此，应尽量使堵块两端压力差不要超过500 kPa。

2 工程实例分析

本文以中国南海番禺35-1气田项目为例，着重分析冷井启动工况低温流动保障问题。

2.1 项目概况

此项目包括1个新建中心平台和1套水下生产系统，水下生产系统通过海底管道回接到中心平台并配套水下脐带缆。其总体布置图如图1所示。

图1 水下生产系统总体布置

A2井口处水深约为201 m，最低环境水温约为15℃，油嘴下游的跨接管内径为91.18 mm，跨接管总长度为45 m。2013年，井底压力为31.8 MPa，井底温度为137.8℃，配产及气体组分如表1～2所示。

表1 配产参数

表2 标况下的气体组分 x B%

2.2 启动分析

在此气田中，以A2井口启动为例进行分析。当气田CEP中心平台由于检修目的或事故工况下要求井口实施关断，关断后井口以下整个井筒内流体停滞，温度逐渐降低，只要时间足够长，井筒内流体的温度就会冷却到和整个井筒所处地层同样的温度。同时，整个水下生产系统内部管线，包括井口跨接管、膨胀弯和生产管线以及水下设施都会降温到海底水温。为保守考虑，取海底最低水温进行模拟计算。这样，当要求水下生产系统重新启动投入生产时，油嘴开启的瞬间由于焦汤效应，会瞬时产生极度低温，如果设计不合理或管线选材不合要求，就会有管道破裂或水合物形成等生产安全问题。因此，有必要对影响启动低温的因素进行敏感性分析。本项目采用国际石油行业认可的动态模拟软件OLGA进行模拟分析。模型由2部分构成，包括井筒和跨接管，本文将井筒近似看作1段管道来进行水力热力计算。OLGA软件模拟概况如图2所示，油嘴示意图如图3所示。

图2 OLGA软件模拟概况

图3 油嘴示意

2.2.1 油嘴后背压对流体低温的影响

模拟程序如下：

1） 1～10 h控制choke阀使标况下气体流量为16×104m3／d。

2） 10～10.016 7 h控制choke阀在1 min之内关闭。

3） 10.016 7～25 h关断大约15 h使井筒和跨接管内流体充分冷却。

4） 25～25.016 7 h控制choke阀在1 min之内打开，设定阀门背压分别为5、10、15、20 MPa。

设置井底压力为31.8 MPa，出口处压力分别为5、10、15、20 MPa，分析当choke阀打开一瞬间，出口流量结果以及choke阀出口处温度的变化情况，如图4～5所示。

图4 不同背压对阀门出口处流体流量变化影响

由图4可以看出：关断前低背压（5、10、15 MPa）工况的流量稳定在1.6×105m3／d附近，关断后流量消失，15 h后冷井重新启动后流量恢复到原流量，正常生产；在高背压工况（20 MPa），关断前流量明显降低，即使重新启动后流量也无法稳定继续降低。分析其原因在于，在高背压情况下，出口压力与入口压力的比值大于临界压力，使流量降低，并且由于气体流量的降低，井筒内气液比减小，流动状态从气雾流变成了段塞流，造成气体流量不稳定。

图5 不同背压对阀门出口处流体温度变化影响

由图5可以看出：当choke阀打开时，不同背压分别对应不同的最低温度，其规律是随着背压的升高，最低温度随之升高；背压为5 MPa时，出现最低温度为－24.6℃，而当背压为20 MPa时，出现最低温度只有14.9℃，相差达到39.5℃，说明阀门出口背压对出现最低温度影响巨大。原因在于阀门两端的压差决定了焦汤效应的程度。从这个角度可以制定缓解极低温度的策略，减少低温对系统的破坏。

2.2.2 开阀时间对流体低温的影响［7］

由于深水油嘴操作复杂，因此有必要对其开启时间进行敏感性分析。设置出口压力为10 MPa，假定开启时间分别为1 min、1 h、6 h、12 h和24 h，考察其对阀后温度的影响，如图6所示。

模拟程序如下：

1） 1～10 h控制choke阀使标况下气体流量为16×104m3／d。

2） 10～10.016 7 h控制choke阀在1 min之内关闭。

3） 10.016 7～25 h关断大约15 h，使井筒和跨接管内流体充分冷却。

4） 分别在1 min、1 h、6 h、12 h、24 h之内打开choke阀，使标况下气体流量达到16×104m3／d。

图6 不同开阀时间对阀后流体温度变化影响

图6 只显示25 h后重启时流体温度变化情况，阀门开启时间由快到慢，阀后流体最低温度分别为－7.6、－7.3、－5.5、－4.7、－3.8℃。由图6可以看出：阀门开启时间越短，阀后流体所能达到的最低温度越低。

2.2.3 阀后流体温度与管壁温度对比

模拟程序如下：

1） 1～10 h控制choke阀使标况下气体流量为16×104m3／d。

2） 10～10.016 7 h控制choke阀在1 min之内关闭。

3） 10.016 7～25 h关断大约15 h使井筒和跨接管内流体充分冷却。

4） 在24 h之内打开choke阀，使标况下气体流量达到16×104m3／d。

阀后流体管壁温度变化如图7，可以看出：关断后重启，阀后的流体温度和管壁内外表面的温度不尽相同，且差别较大。当阀后流体最低温度达到－3.8℃时，管壁内表面温度最低温度只降到11.3℃，外表面温度几乎没有降低。其原因可能在于当阀门开启的瞬间，流体急速冷却降温，但与流体相接触的管道含有比流体多的热质，降温较流体缓慢，随着热流体的流入，管壁被迅速加温，因此管壁不会像流体那样降温剧烈。

图7 阀后流体管壁温度变化

3 结语

本文对阀后背压、开阀时间等影响重启低温的敏感因素进行分析，揭示其内在规律，并阐明了流体温度与管壁温度存在差异的原因，对其他类似气田水下生产系统启动低温分析具有借鉴作用。同时，为缓解启动低温对水下生产系统流动安全造成的影响提出如下几点措施建议：在choke阀门附近管线应选择具有优良低温特性的合金钢来抵抗低温；或对管线进行主动电加热保护；或从操作的角度，重启前在阀后建立一定的背压，减少阀门处压降进而减少温降。

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

［2］ 张剑峰.气田开发的流动保障［J］.中国造船，2003，44（1）：81-83.

［3］ 刘菊娥，倪浩.流动保障技术在BZ34-3／5油气田开发中的应用［J］.中国海上油气，2010，22（1）：69-72.

［4］ BAI Yong，BAI Qiang.Subsea Pipeline sand Risers［M］.London：Elsevier Science Ltd.，2005.

［5］ 于芳芳，段梦兰，郭宏，等.深水管汇设计方法及其在荔湾3-1气田中的应用［J］.石油矿场机械，2012，41（1）：24-29.

［6］ 董衍辉，段梦兰，王金龙，等.深水水下连接器的对比与选择［J］.石油矿场机械，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

国家科技重大专项“南海北部陆坡（LW3-1及周边）深水油气田工程设计、安装”（2011ZX05056-003-01）

王 东（1983-），男，辽宁抚顺人，工程师，硕士研究生，主要从事海洋石油水下生产系统工艺设计与深水流动保障设计工作，E-mail：wangdong3＠mail.cooec.com.cn。