摘 要：某深水气田水深450～750 m，采取水下生产系统+浮式生产设施的开发模式。水下生产系统包括水下采油树、海底管道、管汇及立管等水下设施，油气在浮式生产设施上进行分离、处理及存储外输。水下生产系统面临析蜡、水合物堵塞、低温、腐蚀、结垢等问题，根据气田产物流体物性、管道的水力热力情况制定了综合的流动保障措施，保障气田的正常生产。

关键词：深水气田 水下生产系统 蜡沉积 水合物预防 段塞流

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）06（c）-0077-02

Abstract：A gas field， located in water depths of 450-750m， is under FEED studies utilizing subsea production system and floating processing facilities as the selected development concept. The subsea production system comprises subsea trees， manifolds， subsea pipelines and riser systems.The floating facilities which are used for all hydrocarbon processing， storage and offloading. The main flow assurance challenges for such a subsea production system are Wax， hydrates， low temperature， corrosion， scale management. According to hydrocarbon fluids properties， integrated preventive methods have been developed to deal with potential flow assurance issues and to achieve smooth production.

Key Words：Deepwater gas filed； Subsea production system； Wax deposition； Hydrate Management； Slug flow

澳大利亞某气田水深450～750 m，采用水下生产系统+浮式生产设施的开发模式。井口生产的油气流首先汇集至海底管汇，然后通过海底输送管线、立管、转塔系统输送到水面的浮式生产设施。气田生产中影响水下集输管道中流动安全的主要因素为：凝析油析蜡、胶凝、水合物堵塞、管道腐蚀、段塞流和水垢沉积。为保证气田的正常生产，针对存在的问题制定了综合的流动保障方案。

1 蜡管理

气田中所产凝析油中含蜡，当流体温度高于临界蜡沉积温度10 ℃时，沉积的蜡将融化。蜡管理采用管道保温的方法，保证正常生产时输送流体的温度始终高于蜡临界沉积温度，避免蜡沉积，同时海底最低温度为5 ℃，远低于蜡临界沉积温度，在管道关停时，管道中不可避免的有蜡沉积，重启后的温度需要将沉积的蜡重新融化。而且管道中的温度不能过高，防止损坏挠性管以及转塔。通过管线的保温特性，使管道沿线的温度满足防蜡要求。同时为防止意外情况下蜡沉积的产生，在脐带缆中预留石蜡分散剂注入管线，并能进行清管作业。

2 水合物管理

（1）水合物预防。

管道采用保温措施后，正常生产后，管道中的温度远高于水合物生成温度，管道中无水合物生成。但是在系统关停期间，管内流体温度降至环境温度，此时，不可避免地有水合物生成。根据水合物预防的原则，选择使用连续注入水合物抑制剂的方法。注入MEG已被实践证明为可靠的方法，为保证生产过程顺利及关停下的安全，该气田使用连续注入MEG的方法。水下生产系统中的管道采用湿安装，管道充满水，在投产前MEG将管道中的水替换出来，然后开井排液，防止水合物生成。

（2）水合物消除。

虽然注入MEG的方法可以有效防止正常、关停工况下水合物的生成，但是在不可预见的工况下，生产系统中仍然可能有水合物生成。如有水合物生成，要立即停产，确定堵塞位置，制定解堵方案，分析风险，进行解堵。

当发生堵塞的管道可以通过其他的生产管线组成环路时，将两条生产管线连接成环路，在环路两端同时降压，以降低水合物堵塞两端的压差。对于单管线和井口跨接管，采用在管道一端降压，但由于水合物上游压力较大，水合物堵塞前后容易产生较大的压差，水合物堵塞存在压差推动下高速移动撞击管道并造成破坏的风险。因此，一旦认为从管道一端降压存在较大的风险，将考虑利用移动钻机或者其他专用修井机设备连接水下生产系统，组成降压环路，在环路两端同时降压。

3 管道腐蚀防护

气田开发过程中，海底管道操作温度高、压力大，内部流体中CO2含量，并含有Cl-和少量H2S，同时由于凝结水中挥发性有机酸的存在造成pH值较低，管道内部属于非常恶劣的腐蚀环境。通常海底管道使用碳钢加CRA内衬的管材。MEG管线使用碳钢管道，通过壁厚设计中考虑预留一定厚度的腐蚀容许值，使管线在受到腐蚀的情况下，气田生命期内仍能保持足够的强度，保证安全生产。

4 段塞流与结垢管理

管道中为天然气、凝析油、水与MEG，立管高度约500 m，水下生产系统中容易有段塞流产生。在管道设计时，对管径、管道压力进行了选择，在正常生产时管道中段塞流产生。但是管道重启等瞬态工况下，管道中会暂时产生段塞流，转塔的管道系统、滑环系统和入口设备均考虑了断塞流的影响，防止段塞流对管道带来的震动以及液塞快速排出对生产带来的不利影响。

对管道中结垢的风险，采用周期性地对气藏内产出水的成分进行监测，分析结垢风险。在判断有结垢风险时，可以通过脐带缆向水下采油树内注入阻垢抑制剂。在筛选阻垢剂时，考虑阻垢剂与MEG的相互作用，以保证各自的效果。

5 结论和建议

针对存在的影响流动安全的问题制定了综合的流动保障措施，以保障深水气田的正常生产。

（1）采用管道保温方法防止蜡沉积。

（2）采用连续注入MEG的方法预防正常生产与关停时的水合物，水合物堵塞生成后采用降压的方法消除。

（3）生产管线使用碳钢加CRA内衬管材，MEG管线使用碳钢管道并预留腐蚀余量。

（4）通过控制管径、管道压力防止段塞流。

（5）采用周期监测水质、注入阻垢剂的方法防止结垢产生。

参考文献

[1] 董学明，周长所.澳大利亚布劳斯深水气田浮式LNG开发技术[J].石化技术，2015（10）：7.endprint