我国南海深水油气田水下回接管道清管策略研究

喻西崇， 王春升， 李 博， 程 兵， 李 焱， 王 清

(中海油研究总院，北京100028)

我国南海深水油气田水下回接管道清管策略研究

喻西崇， 王春升， 李 博， 程 兵， 李 焱， 王 清

(中海油研究总院，北京100028)

在对国内外深水油气田开发项目中水下回接管道的清管操作策略全面调研分析的基础上，针对我国南海深水油气田开发工程的具体特点，通过对比分析，提出我国南海深水油气田水下回接管道清管操作策略。每种清管方案都有其优点、缺点和适用范围。依托设施上发球和收球的技术方案适合于清管频率较高的气田回接管道和油田回接管道；水下发球方案适合于清管操作不频繁的场合。使用常用的OLGA商业软件对我国已经投产的某深水气田的清管操作进行模拟分析，分析清管操作中多相流体的瞬态流动规律，用于指导深水油气田水下回接到现有设施的回接管道工艺设计和清管操作策略。

深水回接管道；水下清管；清管模拟；清管频率；OLGA软件

0 引 言

我国海域面积300万平方千米，南海油气资源总量占全国油气总资源量的比例超过1/3，其中70%的油气资源蕴藏在深水，南海深水油气总地质资源量约为350亿吨油当量。因此，加快我们南海深水油气田开发的步伐，开发南海深水油气资源，对于保障国家能源安全、建设海洋强国和维护海洋权益具有重要意义。随着深水油气田开发水深的增加，水下回接距离不断延长，目前国外已经投产的深水气田远距离回接距离近160km，深水油田回接距离近70km。深水恶劣的自然环境、低温高压，使油藏、井筒、水下设施、海底管道和下游设施等油气集输系统以及高黏、含蜡原油带来的流动安全问题，使水合物、蜡沉积和防控、段塞、液体管理、多相腐蚀等成为世界深水油气田开发流动保障的技术瓶颈。由于进入回接管道中的流体介质没有经过任何处理，输送的介质涉及油、气、水和固体沉积物(砂、沥青、胶质、腐蚀产物、蜡)等复杂的多相流体介质，同时还存在高压和低温的环境，因此回接管道的流动安全问题是制约是否采用水下井口回接到现有设施的工程开发模式的重要因素，其中清管操作又是保障水下回接管道安全运行的重要措施之一。对于深水气田，清管操作可以清除回接管道内的积液，减少管线的腐蚀，提高管线输送效率，减少深水回接平台分离器的操作负担，减少海底管道水溶液的积累并降低依托设施上乙二醇的补给，降低深水回接管汇的压力，延迟上水下湿气压缩机的时间等均具有重要的意义[1]。对于深水油田，清管操作可以清除管道中固相沉积物(如蜡沉积、腐蚀产物、砂等)，提高管线输送效率，减少水下井口，降低水下电潜泵的电量需求，保障回接管道流动安全、降低操作和运行费用[2]。清管操作是深水油气管道中复杂的瞬态多相流动行为，单纯从理论上建立准确的数学模型，并进行有效的模拟计算是相当困难的。本文对我国南海深水油气田水下回接管道的清管操作方案进行对比分析，提出我国南海深水油气田水下回接管道清管操作策略，并使用常用的OLGA商业软件对我国已经投产的某深水气田的清管操作进行模拟分析，用于指导深水油气田水下回接到现有设施的回接管道工艺设计和清管操作策略。

1 水下回接管道清管方案分析

目前开发我国南海深水油气资源主要是通过水下生产系统回接到现有设施进行开采，如2013年投产的我国南海某深水气田，采用位于1500m水深的水下生产系统，通过2根22英寸(1英寸≈2.54cm)的混输管道直接回接到距离近80km、水深200m的浅水平台进行开发，2012年投产的我国南海某深水油田，采用水下井口通过1根18英寸保温管道回接到现有浮式生产储卸装置(FPSO)进行开发。不同的深水油气田，随着进入回接管道的流体介质、水深等差异，采用的清管策略有所差异。

国内外已经投产的深水油气田水下回接管道的清管策略主要包括以下几种。

(1) 通过水下双管回接到现有设施，在依托设施上同时实现发球和收球。从水下管汇到依托设施上采用尺寸相同的双管，除了提高输送能力之外，采用双管有助于实现清管操作，一般要采用设置管径相同的双管形成清管环路，在依托设施上设置发球和收球装置，利用依托设施上现有的流体介质(如处理后的生产水或原油等)作为清管介质，推动清管球进入海管，当清管球经过水下管汇进入另外一条回接海管后，推动清管球运动的介质借助水下井口生产液体，动力可以来自水下井口自身的压力，从而减少或停止依托设施上清管介质的供应。通过设置水下双管实现清管操作，通常用于清管比较频繁的深水油气田水下回接管道。该方法的优点是避免了动用船舶资源实现水下发球操作，大幅降低了操作费用，减少了水下发球引起的卸油等风险，在生产前期和后期可采用单管输送。对于深水气田回接管道，当生产前期和后期输量低于单管的最低输量时，可以在依托设施上通过一条管道反输天然气到另外一条管道，降低管道中积液量，降低水下管汇或井口压力，实现单根管道的安全输送，延长使用湿气压缩机的时间，甚至可以不使用湿气压缩机；如果在停输期间，管道中容易形成水合物，可以采用依托设施上使用生产水或者其他介质置换管道中的天然气，减少了在停输和再启动期间注入水合物抑制剂的需要。对于深水油田回接管道，如果在停输期间，管道中容易形成水合物或者流体发生凝固，可以采用依托设施上使用生产水或者其他介质置换管道中的流体介质，保障停输或再启动期间的安全。通过设置水下双管实现清管操作的缺点是增加管道的初始投资费用。

设置水下双管并通过依托设施上收发球实现清管操作是深水气田回接到现有依托设施最常采用的方式。位于菲律宾群岛西部的巴拉望岛西北的Malampaya凝析气田采用2根16英寸的深水管道回接到距离30km、水深为43m的重力式固定平台上进行油气处理。2014年投产的我国南海荔湾3-1深水气田也是通过2根22英寸的管道回接到距离79km的浅水平台进行处理，2根22英寸管道满足水下回接管道的清管操作要求。工程开发模式如图1所示。

(2) 水下发球。从水下管汇到依托设施上采用单管输送，通过在水下发球在现有设施上收球实现清管操作。该方法又分为4种。

第一种是预安装水下清管发射器并在依托设施上收球。该方法是在水下管汇预安装水下清管器(如带4个清管球)发射器，需要清管时动用支持船提供高压动力液，连接高压动力软管和水下清管球发射器[3]，实现清管作业，如图2所示。

图1 荔湾3-1深水气田开发模式Fig.1 Development mode of the LW3-1 deepwater gas field

图2 水下预安装清管器Fig.2 Pigging technology of pre-installation of subsea pig launcher

该技术比较成熟，优点是可通过单管完成输送；缺点是清管操作时需要动用支持船，操作费用高，该方法适合于清管频率相对比较低的场合。在国外该清管方案有工程案例。

第二种水下发球方法是在水下预留清管接口并在依托设施上安装收球装置，需要清管时通过水下机器人(ROV)或潜水员用软管将支持船(备有发球装置)连接高压动力软管和水下清管球发射器，完成清管操作作业。清管作业如图3所示。

该技术也比较成熟，优点是可通过单管实现流体介质输送；缺点是清管操作时需要动用支持船，操作费用高，该方法同样适合于清管频率相对比较低的场合。在我国南海已经投产运行的流花19-5气田采用该方案实现清管操作。

第三种方法是在水下预留清管发球和收球接口，需要清管时动用两条支持船，一条支持船安装水下清管发球器，连接高压动力软管和水下清管球发射器；另一条支持船安装水下清管收球器，实现清管作业。

图3 水下预留清管接口Fig.3 Pigging technology of reserving ports for subsea pig launcher

该技术也比较成熟，优点是通过单管实现流体介质输送，可以保持水下管道管径的不一致；缺点是清管操作时需要动用两条支持船，相比水下预安装清管装置，其清管操作时间更长，操作费用更高，该方法适合于清管频率极低，甚至整个生产周期内不清管的场合。在我国南海已经投产的流花4-1油田就是采用这种方式。

第四种方法则是在水下预安装水下自动清管器，可通过水下井流介质驱动清管球进行清管，需要清管时可通过依托设施上进行遥控操作。目前国内外水下自动清管技术还处于研发阶段，尚无工程应用。

下面简要将上述介绍的清管方案进行对比，分析常用的水下清管方案的技术现状、优缺点和适用范围，如表1所示。

2 水下回接管道清管模拟理论分析

多相流商业软件OLGA是目前国内进行深水油气田回接管道清管模拟的常用软件之一。OLGA软件是1984年由SINTEF和IFE在几个欧洲石油公司的支持下开发的，后来几经改进并不断完善，目前是进行多相流管道瞬态模拟应用比较广、使用效果较好的商业软件之一。它是以一维修正双流体模型为基础的瞬态多相流程序，该模型求解3个质量守恒方程(分别关于气相、液滴和液膜)[4]和针对混合物的能量守恒方程。假定在轴向同一位置，气体、液滴和液膜的温度和压力相等[5]，其中的本构关系式由实验确定或人为假定，考虑了流型的影响，特点是流型的区别包含在模型之中，而不需要由经验关系式确定[6—7]。

表1 常用的水下清管方案的优缺点和适用范围

清管模型是OLGA软件中比较典型的瞬态操作模型，通过清管模拟可以获得清管球的运行参数(如清管球的运行位置、运行速度)、清管球前后的各相流体的比例、稳定平衡时间、清管球运行期间进入到下游分离器的气液流量等参数，通过清管模拟可以获得瞬态的流动参数[5]。

清管球前后的压差的计算如下：

(1)

式中： dpp为清管球前后的压差；mpgcosφ是由于清管球质量引起的重力；A是管线横断面积；fpw是清管球和管壁之间的摩擦力，计算公式为

fpw=sign(Up)fpw, static+f2|Up|Up，

(2)

式中：

fpw, static=max(0，f0-f1|Up|)，

(3)

Up为清管球速度；f0,f1和f2是用户指定的摩阻参数。

相对流体的清管球速度通过下式计算：

(4)

式中：Up, r是总的表观漂移速度；Rp是用户指定的泄漏参数。假定经过清管球和各相之间不存在滑移现象。

3 我国南海某深水气田水下回接管道清管模拟分析

南海某深水气田距离香港南端300km，水深为1500m，工程开发模式采用水下井口汇集到水下管汇再通过两条22英寸管线回接到距离79km的浅水平台。本文使用OLGA瞬态多相流软件对深水回接天然气凝析液管线进行清管前后的瞬态模拟，模拟过程中考虑了不同的到达浅水平台压力、不同的天然气输量、不同的从浅水平台来的天然气反输量等因素对浅水平台分离器操作的影响[8]。

针对10种工况开展深水回接管线在清管过程模拟。模拟结果如表2所示。

表2 10种典型工况的清管模拟分析

在表2中： (1) 清管期间清除的液量为清管前管线的积液量减去清管后管线的积液量；(2) 天然气的断流时间指清管期间进入浅水平台的天然气量小于浅水平台天然气压缩机最大处理量的10%对应的时间；(3) 液体断流时间指清管期间进入浅水平台的液体量小于浅水平台分离器最大处理量的10%对应的时间；(4) 最大段塞长度=清管期间清除的液量/管线断面面积；(5) 清管期间进入分离器的平均液体流量=清管期间清除的液量/天然气的断流时间；(6) 清管后再平衡时间为清管后管线中总积液量达到清管前的持续时间。

从表2计算结果可以得出以下结论。

(1) 当反输的干燥天然气输量RG为0时，在保持中心平台压力不变的条件下(如中心平台为7.5MPa),随着井流物输量FWS的降低,清管球清出的总液量越多，清管球运行速度越慢，运行时间越长，清管过程中进入中心平台浅水平台分离器的平均液体流量越低，管线中最大液塞长度越大，进入分离器中天然气和凝析液的“断流时间”越长，清管后天然气重新达到稳定的时间越长；天然气“断流时间”的增长，可能会导致浅水平台需要补充所需的天然气以满足平台上用气需要，凝析液的“断流时间”和清管后天然气重新达到稳定的时间越长，可能会导致平台上较长时间内没有回收的乙二醇液体溶液，导致乙二醇再生系统无法正常运行，无法得到管线系统中连续注入的乙二醇用量的需要，此时需要中心平台从外界不断补充乙二醇。

(2) 当反输的干燥天然气输量RG为0时，随着井流物输量FWS的增大，清管后天然气重新达到稳定的时间就越短，清管频率就会很高。

(3) 当反输的干燥天然气输量RG为0时，相同的井流物输量FWS条件下(如FWS为20亿立方米/年),中心平台压力越低,清管球清出的总液量越低，清管球运行速度越快，运行时间越短，清管过程中进入中心平台浅水平台分离器的平均液体流量越高，管线中最大液塞长度越小，进入分离器中天然气和凝析液的“断流时间”越短，清管后天然气重新达到稳定的时间越短；天然气和凝析液“断流时间”以及清管后天然气重新达到稳定的时间越短，可以减少在清管期间中心平台上天然气和乙二醇的补给量；但中心平台压力越低，进入中心平台分离器的平均液量增大，因此对分离器的操作会提出更高的要求。

(4) 井流物输量FWS输量下降到最低稳定输量30亿立方米/年后，保持FWS和RG混合输量为最低稳定输量30亿立方米/年后，可以降低PLEM压力，降低清管球清出的总液量，减小清管过程中的最大段塞长度，提高清管球运行速度，降低清管球运行时间，缩短天然气和凝析液“断流时间”以及清管后天然气重新达到稳定的时间，减少在清管期间中心平台上天然气和乙二醇的补给量。因此在生产后期，采用反输的干燥天然气和适当降低中心平台压力，可以明显减少管线中的积液量和有效降低管线的积液量和PLEM处压力，减少对中心平台分离器、中心平台上天然气和乙二醇的补给量。

(5) 无论采取何种措施，在清管期间，进入中心平台分离器的液体流量都大于分离器的处理能力365m3/h，因此在中心平台分离器设计时，需要考虑在清管期间，清除的大量液体对分离器的影响，可以考虑对超过分离器允许处理量的那部分液体进入闭排系统。

4 结 语

本文在对国内外深水油气田开发项目中水下回接管道的清管操作策略全面调研分析基础上，针对我国南海深水油气田开发工程的具体特点，对深水油气田水下回接管道的清管操作方案进行对比分析，提出深水油气田水下回接管道清管操作策略，最后使用常用的OLGA商业软件对我国已经投产的某深水气田的清管操作进行模拟分析，分析清管操作中多相流体的瞬态流动规律，用于指导深水油气田水下回接到现有设施的回接管道工艺设计和清管操作策略。得出如下主要结论。

(1) 采用依托设施上发球和收球技术方案比较成熟，应用最广，如已经投产的荔湾3-1深水气田等，适合于清管频率较高的气田回接管道和油田回接管道。

(2) 对于水下发球方案，又可细分为水下预安装水下清管发射器并在依托设施上收球、在水下预留清管接口并在依托设施上设置收球装置、在水下预留清管发球和收球接口和在水下预安装水下自动清管器等四种方案。水下发球方案的优点都可通过单管实现流体介质输送，除了预安装水下自动清管器技术不成熟还处于研发阶段外，其余方案都比较成熟，各有其优点、缺点和适用范围，都适合于清管操作不频繁的场合。

(3) 本文使用著名的OLGA瞬态多相流软件对深水回接天然气凝析液管线进行清管前后的瞬态模拟，模拟过程中考虑了不同的到达浅水平台压力、不同的天然气输量、不同的从浅水平台来的天然气反输量等因素对浅水平台分离器操作的影响。通过对清管前的瞬态模拟认为： 中心平台压力对管线最低稳定输量影响较大，适当降低中心平台压力，可以降低管线的最低稳定输量。在生产后期，适当降低平台压力以及反输的干燥天然气可有效降低管线的积液量和PLEM处压力，延迟在水下安装湿气压缩机的时间。通过对清管过程的瞬态模拟认为： 随着井流物输量的增大，清管后天然气重新达到稳定的时间就越短，清管周期就越短;随着井流物输量FWS的降低，进入分离器中天然气和凝析液的“断流时间”越长，清管后天然气重新达到稳定的时间越长。在生产后期，采用反输的干燥天然气和适当降低中心平台压力，可以明显减少管线中的积液量和有效降低管线的积液量和PLEM处压力，减少对中心平台分离器、中心平台上天然气和乙二醇的补给量。

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[6] 喻西崇，吴九军.海底混输管道清管过程的数值模拟研究[J].中国海上油气，2005,17(3)： 203.

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Yu Xi-chong. Transient multiphase flow characteristics in oil and gas and water offshore pipeline [D]. Beijing： CNOOC Research Institute, 2014： 37-50.

[8] 喻西崇，萧巍，邬亚玲.南海深水气田回接管道清管模拟分析[J].中国造船，2013,54(增刊2)： 466.

Yu Xi-chong， Xiao Wei, Wu Ya-ling. Pigging simulation and analysis of deepwater tieback flow lines in the South China Sea [J]. Shipbuilding of China, 2013,54(S2)： 466.

PiggingSolutionsStudyofSubseaTiebackFlowlineforDeepwaterOilandGasFieldsintheSouthChinaSea

YU Xi-chong, WANG Chun-sheng, LI Bo, CHENG Bing, LI Yan, WANG Qing

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

Based on fully investigation and research of pigging solutions of subsea tieback flowline for the domestic and foreign deepwater oil and gas field development projects, according to the specific characteristics of deepwater oil and gas development project in the South China Sea, the comparative analysis for different pigging solutions of subsea tieback flowline is carried out, and pigging solutions adoptable for the South China Sea projects are obtained. Different pigging solutions have different advantages, disadvantages and application ranges. The scheme of launching and receiving pig on the existing facility is widely used for projects with high pigging frequency, while the subsea launching pigging solution is used for projects with low pigging frequency. OLGA software is used to simulate the pigging operation of a certain deepwater gas field in the South China Sea, and multiphase transient flow characteristics during pigging are analyzed. The results can be used to conduct flow assurance design and pigging operation in subsea tieback flowline to existing facility.

deepwater tieback flowline; subsea pigging; pigging simulation; pigging frequency; OLGA software

TE832.3+6

A

2095-7297(2017)04-0199-06

2017-06-06

喻西崇(1973—)，男，博士，高级工程师，主要从事深水油气田开发设计方面的研究。