基于OLGA的水下采油樹開啟分析

劉飛龍

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

近年來,國內(nèi)海上油氣田采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)越來越多, 水下采油樹作為水下生產(chǎn)系統(tǒng)的重要工藝設(shè)施，其安全穩(wěn)定的運行是油氣田得以順利生產(chǎn)的重要保障[1-7]。水下采油樹主要由油管懸掛器、采油樹帽、采油樹本體、閥組、流動通道等組成[8]，為油氣藏混合流體輸送至海管/海上平臺提供安全通道。通過對水下采油樹的閥組進行操作，用于開啟和關(guān)斷水下井口，將水下井口和下游海管壓力隔離。對于海上氣田，水下井口壓力高，下游海管/平臺操作壓力低，通過水下采油樹油嘴進行降壓，將井口壓力降至適當?shù)墓に囅到y(tǒng)壓力需求。油氣混合流體經(jīng)油嘴節(jié)流降壓后，在油嘴下游產(chǎn)生低溫，可能超出水下采油樹最低設(shè)計溫度，同時引發(fā)油嘴下游水合物堵塞分析。因此，文章利用OLGA軟件對水下采油樹開啟進行動態(tài)模擬分析，直觀準確地反映開井過程中管道內(nèi)流體運行參數(shù)，指導(dǎo)水下采油樹安全開啟。

1 氣田概況

南海某氣田有4口井，最大關(guān)井壓力為27.73 MPa，環(huán)境溫度為17.2 ℃，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)進行開發(fā)，井流物通過跨接管接入水下生產(chǎn)管匯，經(jīng)由油氣混輸海底管道回接到中心平臺，利用平臺上的設(shè)施進行處理。水下采油樹油嘴下游出油管線的設(shè)計低溫為-35 ℃，海底軟管的設(shè)計低溫-15 ℃。

2 充壓分析

水下生產(chǎn)系統(tǒng)和海管調(diào)試完成之后，啟動水下井口。由于井口壓力和油嘴下游壓力相差較大，會產(chǎn)生節(jié)流降溫效果。水下采油樹開啟過程中需考慮的流動保障問題包括：確保流體溫度高于采油樹、跨接管和海管的最低設(shè)計溫度；確保管道內(nèi)流體的操作條件(溫度和壓力)在水合物形成區(qū)域之外。

油嘴上游流體條件為最大關(guān)井壓力和環(huán)境溫度，為了確定采油樹油嘴下游的最低壓力，采用PR狀態(tài)方程對井口流體的節(jié)流降溫效應(yīng)進行了計算分析，圖1為井口流體油嘴下游壓力和溫度的關(guān)系。

圖1 油嘴節(jié)流降溫曲線Fig.1 Choke cooling curve of glib

從圖1可知，油嘴下游壓力為4 MPa時，油嘴下游的溫度為-33.7 ℃，高于水下采油樹的最低設(shè)計溫度。因此，建議水下井口初始開啟和再啟動時，將海管至少充壓至4 MPa，充壓的流體需選用墮氣，如氮氣或平臺處理后的干氣，以確保井口流體經(jīng)節(jié)流降壓后流體溫度不超過管線材質(zhì)的設(shè)計低溫要求。

3 開井分析

開井分析的目的是評估段塞流捕集器的能力，并確定各個位置(尤其是節(jié)流閥下游，跨接入口和海管入口)的最低溫度。水下采油樹開啟模擬分析時，作如下假定：水下生產(chǎn)系統(tǒng)關(guān)斷后，海管的平衡壓力為1.95 MPa，此壓力下水合物生成溫度為8 ℃；水下生產(chǎn)系統(tǒng)關(guān)斷前已達到穩(wěn)定狀態(tài)，關(guān)斷后已冷卻到最低環(huán)境溫度。

由于焦耳—湯姆遜效應(yīng)，長時間關(guān)斷后再啟動油嘴下游產(chǎn)生低溫，為防止在油嘴下游生成水合物，再啟動時需在油嘴上游注入甲醇。應(yīng)用OLGA軟件建立井筒、采油樹、油嘴、出油管線、海管和相應(yīng)的閥門，模擬開井時氣藏物流經(jīng)過井筒、油嘴和海管內(nèi)介質(zhì)的流動情況。

為避免水下采油樹開啟過程中油嘴后的流體溫度超過管線材質(zhì)的設(shè)計低溫，采用以下措施針對水下采油樹開啟過程進行研究，確保水下采油樹能順利啟動。

將海管充壓，降低節(jié)流效應(yīng)。根據(jù)油田實際操作情況，選用平臺處理后的干氣對海管進行充壓，也可通過先開啟井口壓力較低的水下井口將海管的運行壓力提高；水下采油樹開啟的前一段時間控制油嘴開度，小流量開井，利用甲醇熱容大的特點，降低井口流體節(jié)流降溫效果，使油嘴后流體溫度順速提高。

3.1 充壓開井模擬結(jié)果

已知A1井口參數(shù)(井口壓力為14.55 MPa，井口溫度50.1 ℃)，油嘴下游壓力為1.95 MPa，通過HYSYS軟件計算，油嘴下游流體溫度為7 ℃。當只有A1井啟動，其油嘴后的溫度一直穩(wěn)定在7 ℃，低于水合物生成溫度(8 ℃)。因此，利用平臺上的干氣反向為海管充壓，將海管內(nèi)的壓力充壓至4 MPa，同時在油嘴前需注入1.4 m3/h甲醇防止形成水合物。在此情況下，應(yīng)用OLGA軟件模擬水下井口再啟動，模擬結(jié)果如圖2。

圖2 采用充壓措施再啟動A1井模擬結(jié)果Fig.2 Simulation results of restarting Well A1 with pressure charging measures

從圖2看出，由于水下采油樹關(guān)斷后流體溫度降至環(huán)境溫度(17.2 ℃)，油嘴開啟后的前一段時間流體溫度比較低，油嘴后的最低溫為-26 ℃，海管入口的最低溫度為-2 ℃，隨著開啟時間的增長，井筒內(nèi)的流體溫度逐漸上升，開啟后約25 h，油嘴后的溫度超過8 ℃，高于水合物形成溫度，此時油嘴下游不會形成水合物，可以停止在油嘴上游注入甲醇，至此，A1井啟動完成。

3.2 小流量開井模擬結(jié)果

已知A3井口參數(shù)(關(guān)井壓力為19.39 MPa，井口溫度46.6 ℃)，油嘴下游壓力為1.95 MPa，通過HYSYS軟件計算，油嘴下游流體溫度為-47 ℃，超出了油嘴下游管線低溫限制(-35 ℃)。此時，采用小流量開井，利用甲醇提升油嘴下游溫度。在模擬中考慮前1 h小流量開井，等流體溫度升高后將開井氣量提高到配產(chǎn)量。前1 h不同開井氣流量的模擬的結(jié)果見圖3。

圖3 不同開井氣量時油嘴下游溫度曲線Fig.3 Temperature curve of downsteam of oil nozzle under different well opening gas volume

由圖3和表1可知，為了控制油嘴下游流體溫度不超過-35 ℃，建議前1 h控制油嘴開度，使開井的氣量不超過4.0×104m3/d。開井1 h后，調(diào)節(jié)油嘴開度，使水下采油樹流量達到配產(chǎn)要求，模擬結(jié)果如圖4。

表1 不同開井氣流量時油嘴下游流體最低溫度Tab.1 Minimum temperature of fluid downstream of nozzle under different well opening gas flow

圖4 采用小流量開井措施再啟動A3井模擬結(jié)果Fig.4 Simulation results of restarting well A3 with small flow well opening measures

從圖4可以看出，采用小流量開井措施，前一個小時控制流量為4.0×104Sm3/d，油嘴下游的最低溫為-31 ℃，海管入口的最低溫度為-14 ℃，隨著開啟時間的增長，井筒內(nèi)的流體溫度逐漸上升，開啟后約3 h，油嘴后的溫度為13 ℃，高于水合物形成溫度(8 ℃)，此時可以停止在油嘴上游注入甲醇，至此，A3井啟動完成。

4 結(jié)論

針對水下采油樹啟動時產(chǎn)生低溫，通過充壓或小流量開井可避免啟動低溫問題。當水下采油樹啟動時，為了避免油嘴下游溫度低于管線設(shè)計低溫，需將海管充壓至4 MPa。當A1水下采油樹關(guān)斷后再啟動時，首先采用平臺處理的干氣充壓至4 MPa，然后開啟A1井，開啟25 h后油嘴后溫度高于8 ℃。當A3水下采油樹關(guān)斷后再啟動時，開啟的前1 h控制氣量不超過40 000 Sm3/d，油嘴下游最低溫度為-31 ℃，海管入口的最低溫度為-14 ℃，1 h后調(diào)整油嘴開度，逐漸使氣量達到配產(chǎn)輸氣量，可確保水下采油安全開啟。