陈海宏 李清平 姚海元 孙译徵 李 焱 伍 壮 李 丹

(1. 天然气水合物国家重点实验室 北京 100028； 2. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028；3. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518000)

流花16-2油田位于南海珠江口盆地，水深约404 m[1]，已于2020年9月20正式投产。该油田8口生产井均采用水下井口开发模式，所产油、气、水三相流体分别经由丛式管汇、双管系统输送至浮式生产储油卸油装置(FPSO)进行处理、储存与外输[2]。双管系统由2条相同规格的并行管线组成，每条海底管道长度约23 km。海底管道水平段为钢管，立管段为柔性管。投产初期流花16-2油田产油量约4 907 Sm3/d。由于初期油田产量低，双管系统目前仅有一根管道处于运行状态。该油田海底管道均采用不保温的方式输送原油，管道埋深处冬季环境最低温度约7.9℃[3-4]。原油流动过程中，在海水与管道壁面大温差强制对流换热的作用下，原油温度逐渐降低，当油温降低至析蜡点以下时，原油中的蜡晶将会析出并沉积在管道内壁。随着时间推移，蜡晶析出量逐渐增加，当沉积量足够多时，必须进行清管作业，以防止蜡沉积堵塞管道或造成清管器卡堵[5]。根据管道工艺运行设计手册，以管道沿线最高蜡层厚度2 mm为原则，建议流花16-2油田海底管道每5天实施一次清管作业。然而，该油田投产后，海底管道每次清管时清理出的含蜡杂质量却很少，以第6次清管为例，现场仅清出约80 kg的杂质。现场蜡晶沉积量少表明原定的清管周期可以适当延长。此外，为了海底管道安全运行，现场进行清管作业时会将管道输油流量降低至4 512 Sm3/d，导致每次清管时，油田需牺牲一定产量。因此，为了在保障油田安全生产的前提下实现提质增效，有必要对流花16-2油田海底管道蜡沉积规律进行预测与分析，并在此基础上优化原定的清管方案。

1 流花16-2油田水下生产系统概况

流花16-2油田有8口水下生产井，所生产的原油通过双管系统(图1)输送至“海洋石油119”FPSO。目前，流花16-2油田日产液量约4 957 Sm3，含水率约1%。该油田海底管道总长约23 km，内径234.9 mm，设计压力11 MPa，日常最大允许操作压力8.4 MPa。海管路由信息及冬季最低环境温度分布见图2。结合管道进出口温度模拟结果与实际生产数据，海底管道冬季总传热系数取15 W/(m2·℃)。测试压力0.1 MPa下，原油黏度随温度的变化规律如图3所示。20 ℃时，原油密度为0.802 4 g/cm3。投产后测得流花16-2油田原油析蜡点为17.2 ℃，凝点为4 ℃，含蜡量为3.92%，原油组分测试结果见表1，C11+相对分子质量为210.8。根据原油组分表和含蜡量等物性数据，利用Multiflash或PVTSim软件可以计算生成蜡晶导热系数等物性参数。

图1 流花16-2油田原油双管输送系统示意图

图2 流花16-2油田海底管道路由信息及环境温度

图3 原油黏度随温度的变化规律Fig .3 Viscosity of crude oil varies with temperature

表1 流花16-2油田原油组分分布Table 1 Crude oil components in LH16-2 oilfield

2 海底管道多相流工艺模拟软件选取

油气水混输管道工艺模拟常用软件有OLGA、Pipeflo、TUWAX等。OLGA特色在于瞬态模拟，Pipeflo在原油管道水力稳态模拟方面具有较高精度，TUWAX在多相混输体系蜡沉积预测方面具有较高精度。选取流花16-2油田海底管道2020年11月24日生产数据和投产后流体组分、黏度等数据，验证所选3款软件稳态工况下水力、热力计算结果的可靠性。经验证，利用OLGA、Pipeflo、TUWAX软件计算得到的海底管道运行参数与实际均较为接近，其中温度计算误差小于±1 ℃，压力计算误差小于±0.2MPa(表2)。因此，可以选择这3款软件用于流花16-2油田生产过程中海底管道沿线温度、压力分布规律模拟。

表2 OLGA、Pipeflo、TUWAX软件工艺模拟结果与流花16-2油田实际生产数据对比Table 2 Comparison of process simulation results by OLGA,Pipeflo and TUWAX software with actual production data in LH16-2 oilfield

常用的管道蜡沉积预测软件主要有TUWAX、OLGA、中国石油大学(北京)黄启玉课题组研发的原油蜡沉积软件等[6-8]。其中，仅TUWAX、OLGA软件能用于油气水三相混输管道蜡沉积预测。在大多数案例中，TUWAX软件蜡沉积预测精度更高[8]。因此，本文选用TUWAX软件进行蜡沉积数值模拟与分析，模型参数选用默认值。根据用户指导手册，默认参数值下的蜡沉积模型预测精度最高。

综上，结合3款软件的优点，选用OLGA软件模拟流花16-2油田海底管道清管时管道沿线温度、压力变化规律，选用Pipeflo软件模拟稳态工况下管道沿线温度、压力分布情况，选用TUWAX进行海底管道蜡沉积预测。

3 海底管道清管方案优化

3.1 蜡沉积厚度预测

基于TUWAX软件蜡沉积数值模拟结果，得到不同运行天数下，流花16-2油田海底管道沿线结蜡厚度分布(图4)，可以看出管道运行过程中，距离入口约19.73 km处开始有蜡晶析出并沉积。随着海管连续运行时间的增加，海管内结蜡厚度不断增加。连续运行30天后，海管最大结蜡厚度可达6.27 mm。

图4 不同运行天数下流花16-2油田海底管道沿线 结蜡厚度分布

3.2 清管周期优化

关于输油管道清管周期计算时所考虑的管道沿线最高蜡层厚度，国内海底管道工艺设计一般推荐不超过2 mm，LABES-CARRIER等[9-10]推荐2～3 mm，WANG等[11]推荐2～4 mm，BANSAL等[12]、MIAO等[13]推荐2 mm。为保证管道安全运行，结合文献建议和工艺设计基本原则，以管道沿线最高蜡层厚度不超过2 mm为原则，确定流花16-2海底管道清管周期。利用TUWAX软件计算得到不同运行天数下，流花16-2油田海管最大结蜡厚度与平均结蜡厚度(表3)，根据管道蜡沉积规律，建议流花16-2油田海底管道清管周期为5～10天。与该油田海底管道工艺运行设计手册原定的清管方案相比，新方案清管周期可延长5天左右。经研究发现，新方案能够延长清管周期的最主要原因在于投产前后所采原油的物性出现了较大偏差。投产前所采原油的析蜡点为25.2 ℃，而投产后所采原油进行了三次测量，平均析蜡点为17.2 ℃。投产后，析蜡点的降低使得清管周期得以延长。

表3 流花16-2油田海底管道最大结蜡厚度与平均结蜡厚度Table 3 Maximum and average wax thickness of the subsea pipeline in LH16-2 oilfield

管道内蜡晶沉积后，会造成流体流通面积减小，流动阻力增加。如果油田稳定生产且各生产设备无任何操作，一旦发现管道运行压力显著增加，则极有可能是管道内蜡沉积量过多，造成管道部分堵塞。因此，考虑到蜡沉积厚度软件预测误差的影响，制定管道清管方案时还应选择最大允许结蜡厚度所对应的管道运行压力增幅作为依据。管道内蜡沉积分布可分为在管道底部呈月牙形集中分布及沿管道内壁均匀分布2种(图5)。对流花16-2油田海底管道有蜡沉积出现的管段，按2种不同的蜡沉积分布形式，分别折算当量管径。保持管道出口压力不变，采用结蜡后的当量管径，利用Pipeflo软件对流花16-2油田海底管道运行压力进行敏感性分析，结果见表4。与月牙形分布形式相比，当蜡沉积呈均匀分布时，管道入口压力增幅更大。当管道运行10天时，最大结蜡厚度为2.27 mm，对应的管道入口压力增加约0.05 MPa。因此，当管道入口压力增幅0.05 MPa时，现场需要考虑实施清管作业。

图5 管道内蜡沉积分布方式

表4 流花16-2油田海底管道运行压力敏感性分析Table 4 Sensitivity analysis on operating pressure of the subsea pipeline in LH16-2 oilfield

基于管道入口压力增幅判断是否需要实施清管作业时，还应考虑产量波动的影响。若产量没有变化，则应实施清管作业；若产量有增加，则应根据产量增幅进一步判断是否实施清管作业。假设流花16-2油田产量增加1%～5%，利用Pipeflo软件计算模拟得到海底管道入口压力增幅情况。当流花16-2油田产量增加2%时，海底管道入口压力增幅约为0.05 MPa。但海底管道实际运行过程中，管道入口流量不断波动，且压力表测量值通常也会频繁波动。如果海管入口压力增幅只是偶尔超出0.05 MPa，可考虑暂不清管。但如果海管入口压力增幅始终超出0.05 MPa且呈增长趋势，则有必要立即清管。因此，当流花16-2油田产量保持不变时，若海底管道入口压力的增幅长时间超出0.05 MPa且呈继续增长的趋势，则现场需要立即实施清管作业。

综上所述，以下2个条件满足其一时应对流花16-2油田海底管道实施清管作业：①海底管道连续运行10天未清管；②油田产量未发生变化，海底管道入口压力的增幅长时间超出0.05 MPa且呈继续增长的趋势。

3.3 清管时的海底管道输量优化

1) 清管时海底管道沿线压力变化模拟分析。

流花16-2油田现场清管作业流程及某次清管作业生产数据如下：

清管作业时，双管系统中的2根管道同时启用，射流清管器从一根管线发球，从另一根管线收球；清管作业过程中，各井口总产液流量由4 957 Sm3/d降低至4 512 Sm3/d；发球时使用流花20-2油田原油推动清管器前行，发球置换泵流量为2 640 Sm3/d；射流清管器从管汇到收球累计同行时间为3～4 h；清管过程中管汇处压力最高为6.80 MPa。选用OLGA软件对流花16-2油田海底管道清管作业过程进行瞬态模拟。射流清管器在海管B内通行过程中，管汇压力变化规律见图6。在0 h，清管器进入海管B，管汇处压力为6.504 MPa；在3.47 h，清管器到达立管底部，管汇处压力达到最高6.836 MPa；在3.52 h，清管器到达收球端，管汇处压力降低至6.508 MPa。清管器在海管B内通行时间为3.52 h，管汇处最高压力6.836 MPa，均与实际生产数据较为一致。

图6 海管B通球过程中管汇压力变化规律

2) 清管时的海底管道输量优化。

为保证清管作业的安全性，生产现场在清管时降低了油田产量。然而，根据清管模拟结果，清管时海管B液相总流量为7 155 Sm3/d(置换泵流量2 640 Sm3/d、井口总流量4 512 Sm3/d)时，管汇最高运行压力为6.836 MPa。清管过程中运行压力并未达到海管最高允许操作压力8.4 MPa，表明清管时各井口产量无需调整，即无需降低产量。清管过程中，根据海管B最高运行压力和清管器通行速度随清管流量的变化规律(图7)可知，当清管流量达到9 500 Sm3/d时，海管B运行压力接近8.4 MPa；当清管流量达到7 500 Sm3/d时，清管器运移速度达到2 m/s。考虑工程上一般推荐清管速度不超过2 m/s，因此，建议流花16-2油田海底管道清管作业时清管总流量应不超过7 500 Sm3/d。因此，目前现场采用清管方案可以进一步优化。清管作业时，各井口总产液量可以保持4 957 Sm3/d，只需将置换泵流量由2 640 Sm3/d调整为2 543 Sm3/d。

图7 清管过程中海管最高运行压力和清管器通行速度 随清管流量变化规律

4 结论及建议

1) 流花16-2海底管道冬季运行时，距离海管入口约19.7 km处开始结蜡，运行10天平均结蜡厚度可达1.99 mm，运行20天可达3.83 mm，运行30天可达5.56 mm。

2) 流花16-2海底管道需要进行清管的条件为：已连续运行10天未实施清管作业或者在产量未增加的情况下海底管道入口压力的增幅长时间超出0.05 MPa且呈继续增长的趋势。

3) 选取2 m/s作为清管器运行速度最大值，要求流花16-2油田海底管道清管流量应不超过7 500 Sm3/d。现场原采用的“清管需减产”方案可以优化为“清管不减产”方案，即清管时，按照流花16-2油田当前产液量4 957 Sm3/d，无需降低各井口总产液量，只需将发球置换泵流量由2 640 Sm3/d调整为2 543 Sm3/d。

4) 由于本文研究所确定的清管周期是基于冬季环境温度最低的情况，以及投产初期含水率低、析蜡量高等特点，当前清管方案在夏季和生产中后期仍具有较大的优化空间，建议后续根据现场实际生产情况进一步优化流花16-2油田清管方案。