超深水平台海管在不泄压的情况下完成冰堵解堵操作实践.pdf

中文科技期刊数据库（引文版）工程技术 178 超深水平台海管在不泄压的情况下完成冰堵解堵操作实践 王海华 中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570311 摘要摘要：某气田作为我国首个自营超深水气田，是我国开发南海超深水油气资源的示范性、引领性项目。水下生产系统存在“一长一深一低”的特点：海管长度总长 100 公里、水深 1000 米、海底最低温度 3。结合油藏特性和地理环境等因素，在开采过程中较其它常规油气田的开发方式有很大不同，具体表现为：油嘴前后差压大、海床温度低、海管长度长且为油气混输，易因流体组分、海管路由起伏等情况，出现天然气水合物、段塞流、结垢、结蜡、腐蚀等问题。其中尤以水合物对水下生产系统的影响最为显著，一旦形成水合物，将导致平台生产中断，甚至是设备损坏，对气田和公司带来不可估量的损失。该气田自 2022 年 1 月 1 日投产至今已经出现三次水合物生成并堵塞海底管道，如果采用传统的方式“泄压+水合物抑制剂注入”来完成解堵作业，那么海管内近百万方的天然气将被白白放空，同时其它生产井被迫停止生产，平台外输产量将受到大大影响，鉴于此，现场决定在海管不泄压、不减产的情况，通过优化甲醇注入方式来实施此次解堵。通过实践证明，超深水平台海管在不泄压的情况下通过优化甲醇注入方式能完成水合物生成的解堵作业。关键词关键词：超深水气田；水合物冰堵；水合物抑制剂甲醇；解堵。中图分类号：中图分类号：TE973 1 背景情况 该气田 2022 年 1 月 1 日完成西区投产，5 月 30日西区管汇至 B11 井之间有水合物生成堵塞导致南管不能运行。2022 年 12 月 12 日分析确认东区东三管汇至东二管汇北管形成水合物堵塞，2023 年 3 月 2 日西区管汇至 B1 井之间形成水合物堵塞，导致 B10H 井到北管线的流程停输。投产近一年的时间内，接连发生三次因水合物生成堵塞海底管线，充分体现出超深水气田开发的艰巨性和挑战性。现场以问题为导向，通过多方协力、联合攻关，深入研究问题成因，对于一系列问题有了更深入地认识。作为中国第一个自营超深水油气田，为了积累超深水气田生产运营经验，针对每一次事故，从事故现象、形成原因、处置方案及实施效果做了详尽分析和记录，提炼成了良好作业实践，通过一系列的提炼总结，深化了对于超深水油气田生产运营的认识，提升了管理水平和应急处突能力。水合物是深水气田生产面临的最为严峻的问题，在日常满足水合物防治需要注入的水合物抑制剂同时，需要做好水合物形成堵塞管线的解堵应急预案，同时需要摸索水合物形成机理，以便更好地采取解堵措施，恢复生产的平稳运行。2 主要做法 该气田在日常生产中就极易形成水合物。而水合物的生成需要具备三要素，即高压、低温、游离水的生产环境，只要三种因素同时满足在生产过程中就有极高的生成水合物风险。在生产过程中，一旦形成水合物，那么按照水合物形成的三要素，我们需要降压、升温、降低水含量和注入水合物抑制剂来处理水合物的堵塞。由于处于深海开发的气田，给物流升温的可能性不大，需要投入更多地人力与物力而且目前也没有从事过相关给管线升温的操作，水含量属于物流客观存在，所以只能通过降低水合物前后的压力同时注入水合物抑制剂的方式来完成水合物的解堵，该方式也是解堵常见措施。但对于该气田来说，采取管线泄压的方式来解堵不太可能，一旦采取泄压操作生产将被迫中止，严重影响天然气的外输。所以结合该气田的重要性，需要探索在管线不泄压的情况下完成水合物堵塞的解堵工作，提高生产时效。3 水合物堵塞判断 3.1 水合物生成判断 该气田水下生产系统东、西区采用 14 寸和 12 寸中文科技期刊数据库（引文版）工程技术 179 的海管进行物流的传输，在正常生产过程中，出现水合物以外物质堵塞海管的可能性极低，如果海底管线出现压力异常变化的情况，很大程度上就是有水合物的生成。在投产初期，按照流动安全保障核算的建议，东区采用单海管运行，就是将东区的七口生产井集中在一条海管上进行生产，所有的生产井都在东区的南侧海管进行生产。2022 年 12 月 9 日，该气田东三管汇北侧海管压力和东二管汇北侧海管压力的压差在缓慢上升，2023 年2月20日压差增大至19公斤。东三管汇水深1000米，东二管汇水深 960 米，两者地势差 40 米，即使内部全部为密度较大的乙二醇（1.12g/cm3），也难以形成 19公斤的压差。因此造成压差的可能原因是东三北管与东二北管之间形成了水合物堵塞，导致东三北管线的压力未能传导至东二北管线。3.2 水合物生成堵塞测试 为了进一步验证水合物是否生成堵塞海底管线。现场利用下游用气量降低的时间窗口，在 2023 年 2 月25 日关停 B5H 井，通过 B5H 井向东三管汇北侧海管注入甲醇进行测试，结合测试过程中的压力变化趋势和相关生产参数的分析，可以明确判断在东三管汇北管线与东二管汇北管线之间有水合物冰堵形成，导致压差增大，通过推断东三管汇北管线堵点位于东三管汇北管线出口处。通过测试，发现东三北管线和东二北管线之间存在堵塞现象，堵塞点位于东三管汇北管线出口附近，但冰堵生成的具体位置和长度现场不能进一步确认。3.3 水合物解堵方式选择 借鉴西区的解堵经验，如果采取海管泄压加注入水合物抑制甲醇的方式实施水合物解堵作业，对该气田大气量的外输显然是不可取的，因为东区总产气量占据外输总产量的三分之二，为此现场通过摸索水合物可能出现的位置，决定采用在海管不泄压的方式下进行解堵作业，在此过程中不断优化甲醇注入量和注入时间。3.4 水合物解堵 仅仅通过注入水合物抑制剂甲醇来实施解堵作业，尚属首次应用。在整个解堵过程中，总共进行了十次甲醇加注，并将加注期间的相关参数进行记录和分析，时刻掌握生产参数的动态变化，密切关注水合物解堵情况。甲醇加注期间堵点判断统计表，如表 1-8。表 1 第一次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 13.3 Mpa P 末 18.176 Mpa V 注 0.99 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 64.74 M 表 2 第二次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 16.605 Mpa P 末 18.068 Mpa V 注 0.23 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 49.83 M 表 3 第三次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 15.724 Mpa P 末 18.665 Mpa V 注 0.39 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 43.42 M 表 4 第四次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 17.099 Mpa P 末 18.565 Mpa V 注 0.14 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 31.1 M 表 5 第五次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 16.761 Mpa P 末 18.566 Mpa V 注 0.16 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 28.87 M 表 6 第六次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 177.75 Mpa P 末 200.79 Mpa V 注 0.2 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 30.58 M 中文科技期刊数据库（引文版）工程技术 180 表 7 第七次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 190.45 Mpa P 末 201.01 Mpa V 注 0.08 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 26.72 M 表 8 第八次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 174.39 Mpa P 末 200.45 Mpa V 注 0.34 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 45.88 M 表 9 第九次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 172.06 Mpa P 末 200.5 Mpa V 注 0.45 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 55.66 M 表 10 第十次注甲醇解堵判断 描述 数值 单位 P 初 159.7 Mpa P 末 201.07 Mpa V 注 0.59 M3 V 堵管 0.057 M3/M L 堵点 50.31 M 在注入甲醇之后对生产参数的变化进行分析，主要有以下发现：随着甲醇的注入，B5H 井油嘴下游压力和东三管汇北管线压力值同步上升，东二管汇北管线压力没有明显变化，东三管汇清管环段压力没有变化。第六次完成甲醇加注后，B5H 井油嘴下游压力和东三管汇北管线压力值同步缓慢下降，东二管汇北管线压力依旧无明显变化，东三管汇清管环段压力无变化。在第七次注入甲醇的一段时间后，东三管汇北管线压力迅速从 190.84bara 突降至 180.35bara，随后压力下降速度变缓，但比早些时候的下降速度快一些。第八次甲醇停止加注后，B5H 井油嘴下游压力和东三管汇北管线压力值同步缓慢下降，但下降速度明显快了很多。第九次甲醇停止加注后，B5H 井油嘴下游压力和东三管汇北管线压力值同步缓慢下降，下降速度继续加快；此外，东三管汇北管线温度在甲醇注入期间有上涨趋势，最高上涨至 4.96，停止甲醇注入后温度又开始下降，温度的突然变化，说明部分水合物正在溶解。第十次甲醇停止加注后，B5H 井油嘴下游压力和东三管汇北管线压力值同步缓慢下降，但相较第九次速度放缓了一些。2023 年 02 月 28 日 14:25 分完成第十次加注甲醇后东三管汇北侧管线压力下降速度稍缓一些；此外，东三管汇北管线温度在甲醇注入期间有上涨趋势，最高上涨至 5.96，停止甲醇加注后温度又开始下降。18:05分东三管汇北侧管线的压力突然降低，从169.29公斤瞬间降低至 148.27 公斤，随后下降趋势减缓，降低至 137 公斤后趋于稳定；B5H 井嘴后压力比东三管汇北管线压力高一些，稳定后，相差大概 9 公斤左右。通过甲醇注入后的生产参数变化判断水合物形成的位置，测算注入的甲醇体积，确定其注入量是有效的，然后静置等待，从而使甲醇慢慢渗透至冰堵点，通过该作业方式不仅可以达到解堵效果，也大大节约了甲醇的用量。该气田东区北侧海管在海管不采用泄压的作业方式下，顺利完成了水合物冰堵解堵工作，为后续出现类似的冰堵事件提供了很好的经验借鉴。3.5 工作成效 该气田东区北侧海管出现的水合物冰堵仅仅采用注入水合物抑制剂方式来完成解堵工作，而没有影响生产井的产量，充分体现了大家对水下生产系统的深度认识，不断积累对水合物的理解，从而更好地服务生产。为了防止在北侧海管上再一次形成水合物，从而优化了东区海管的运行策略，自采取该策略运行至今，东区海管在没有出现水合物，从而保障了生产的稳定运行。（1）不停产不减产，完成水合物形成堵塞的解堵作业：东区北侧海管出现堵塞现象以后，仅仅利用五天的时间完成判断与解堵作业，充分体现了现场的主观能动性，在作业公司的精心指导下，快速地恢复了生产。而且在解堵的过程中，天然气依旧保持着大气量的外输。该气田投产至今，历经三次水合物生成堵塞海底管线。通过深入地研究水合物形成机理、深水输气管线内水合物沉积堵塞机理及天然气产量对水合中文科技期刊数据库（引文版）工程技术 181 物生成区域预测影响及规律等问题，制定了有效的解堵措施。第一次解堵，用时三十六天，第二次解堵用时五天，到第三次解堵仅用了不到两天即完成解堵工作。解堵措施也从双侧降压、间歇加药到小药量、多批次的解堵方法再进化到小间隔、大药量的创新举措，下表是三次解堵的关键过程对比：后面两次的解堵均未采取海底管线泄放的方式进行，通过该方式，奠定了在海底管线不泄压的操作下完成冰堵解堵作业提供了实践证明。（2）优化海管运行策略，减少海管再一次出现水合物：通过调查，此次水合物形成的原因是东区北侧海管没有进行生产，就没能实现水合物抑制剂乙二醇的连续注入，而东区清管环段有海水不断渗透，在两方面因素的加持下，东区北侧海管形成了水合物从而堵塞了海底管线，为了防止海管再一次出现水合物，现场优化了东区海管的运行策略。为了降低清管环路渗入海水生成水合物的风险，分别将东三管汇的 B4H井和 B5H 井乙二醇注入量由流动保障核算推荐的 5.33升每分钟和 5.67 升每分钟调整为 40 升每分钟。同时将东区南管线和北管线的产气量都调整至300万方/天左右，东区生产井 B8、B2 和 B4H 井在南管线生产，B7、B3H、B6 和 B5H 井在北管线进行生产，截止目前为止，东区海管一直稳定运行着。4 经验总结 该气田属于深远海示范区开发的大气田，生产时效受到各方的密切关注。该水下生产系统在当前的压力和温度下极易形成水合物，就需要现场连续注入满足流动保障核算要求的水合物抑制剂，从而满足流动的安全。同时也需要我们对水合物形成特点进一步加深理解，减少水合物形成几率，保障生产的顺利进行。水合物是深水气田开发的拦路虎，只有充分认识到它的危害性与危险性，才能更好地开发深水气田。通过对水合物形成的特点，结合平台的工艺，我们编写了“超深水海管应急处置管理方法”。通过一系列的经验总结，气田深化了对于超深水油气田复杂路由海管安全生产运营的认识，提升了超深水海管应急处置管理水平，为后续我国南海海域的超深水油气资源的稳定开发生产和应急处理提供了参考依据，具有良好的推广应用价值。水合物是深水气田开发的拦路虎，只有充分认识到它的危害性与危险性，才能更好地开发深水气田。通过对水合物形成的特点，结合平台的工艺，我们编写了“超深水海管应急处置管理方法”。气田投产初期，水下生产系统管汇清管环段，由于海水渗入海管内，导致海管内部出现水合物，严重影响海管正常运行。现场结合油气混输管线输送流动力学、水合物生成条件和热力学等原理，结合水合物生成前后海管的压力、温度、水合物抑制剂注入量等生产数据，运用 PMS（备注：生产管理系统）系统对海管堵塞情况进行模拟分析，利用海管解堵的操作经验，总结出一套“超深水海管应急处置管理方法海管泄压+甲醇多点分阶段注入”，包括了水合物预防、非稳态生产下流体状态、海管差压、海管温度、水合物抑制剂加注、解堵等方式。“超深水海管应急处置管理方法”已成功应用于超深海气田的管线解堵工作。气田对海管运行数据进行复盘分析、运用 PMS 系统模拟海管冰堵前后生产工况，最终确定水合物生成的位置；气田及时采用“应急处置管理方法”，采用关井静置、加大甲醇注入、降低海管压力等措施成功完成海管解堵工作，提高了气田设施生产时效。为了进一步探索超深水气田生产运营的成熟经验，气田针对每一次海管生产运行的异常现象，收集异常工况发生前后的生产数据开展综合性的对比分析，结合水合物形成原理、处置方案及措施效果进行详尽记录和分析，提炼总结了若干良好作业实践。通过一系列的经验总结，气田深化了对于超深水油气田复杂路由海管安全生产运营的认识，提升了超深水海管应急处置管理水平，为后续我国南海海域的超深水油气资源的稳定开发生产和应急处理提供了参考依据，具有良好的推广应用价值。参考文献 1王伟铭.天然气海底管道水合物冻堵原因分析及解堵和预防方法J.天津科技,2022,49(01):51-54.2张金磊.海上油气田输气海管防水合物冻堵探究J.化工管理,2019(27):217-218.3杨乾,杜应军,吴华林等.海底管道水下不停输解堵方案设计J.化工管理,2020(10):95-96.