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
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1、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
2、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
3、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
4、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
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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
10、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
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