鞠朋朋,张 欢,陈文峰,邓 婷

(海洋石油工程股份有限公司,天津 300451)

为清除海管内积聚杂质、提高海底管道输送效率、减少海管滞液量、提高海管防腐剂保护效果等,保证海底管道的正常运行,海底混输管道需定期进行清管作业;清管过程中的液段塞和气段塞会对平台设施的正常操作造成冲击,影响严重时甚至引起生产关停,因而利用多相流动态模拟软件对清管作业中的段塞量进行预估,为后续制定清管程序提供依据,特别是立管高差大、清管段塞量严重的深水油气田,该预估分析工作愈加重要。

南海某深水气田西区采用双海管进行开发,水深1 500 m,生产井A9H、A10H回接水下管汇,生产井A1、A11H回接相应的PLET(海管终端);A9H、A10H井通过海管-1回接下游支持平台,A1、A11H井通过海管-2回接下游支持平台;水下管汇具有导阀功能,可以切换生产井的回接管道。

1 海底混输管道清管工况仿真模型

1.1 模拟参数设置

深水气田开发示意图见图1。

图1 深水气田开发示意图Fig.1 Schematic diagram of deep water gas field development

图2 深水气田清管流程示意图Fig.2 Schematic diagram of deep water gas field pigging process

利用多相流动态模拟软件OLGA进行清管工况建模,建模范围包括井筒、海底管道、立管和段塞流捕集器。

平台段塞流捕集器液相缓冲容积32 m3,最大排液能力120 m3/h;天然气处理系统设计能力1 050×104m3/d,干气吹扫压缩机排压168 bara,立管高程1 500 m。

根据与油藏专业核实,A9H、A10H井可临时增产10%,A1、A11H井可临时增产20%。典型年份A1～A11H井油嘴前压力见表1。典型年份A1～A11H井配产量见表2。

表1 A1～A11H井油嘴前压力数据Tab.1 A1～A11H well oil nozzle front pressure data bara

1.2 模型建立

利用动态清管模型追踪清管过程中海……