深水天然氣生產常見問題分析

黃敬利

摘 要：該文歸納了我國深水天然氣設施調試及生產過程中的常見問題，如，水合物的產生、油嘴溫升慢、濕氣流量計誤差大、小流量運行下控制閥失效等，結合實際生產情況進行原因分析，闡明了相應的風險控制措施，并提出建立氣井數據庫以解決水下設施部分儀表故障的思路，對深水天然氣設施的調試和生產有一定的借鑒意義。

關鍵詞：深水天然氣 調試投產 水合物 氣井數據庫

中圖分類號：P744 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2016）09（a）-0041-03

隨著海上油氣田開發深度的不斷增加，水下生產系統作為深海油氣田開發的核心設備，以其顯著的技術優勢、可觀的經濟效益得到各石油公司的廣泛關注。深水天然氣開發生產技術正在不斷成熟，在世界各大海域及我國南海，水下生產系統已開始廣泛應用并積累了一定的調試及生產經驗。

該文以依托于中心平臺進行油氣處理的水下井口生產設施為例，其水下生產系統及相應的深水海底管道構成水下回接系統，選用水下臥式采油樹和復合電液壓控制技術，來自淺水平臺的臍帶纜為水下生產系統提供電力、液壓及控制，采用水下濕氣流量計的方式進行單井計量。該水下生產設施調試及生產過程中出現的問題具有一定的代表性，該文有針對性地進行分析，并提出建立氣井數據庫以解決水下設施部分儀表故障的思路，為深水天然氣生產提供一定的借鑒意義。

1 深水天然氣生產期間典型問題

1.1 存在水合物凍堵風險的問題

水合物的預防是水下天然氣田生產過程中最為關注的問題。水合物最易生成的地方主要集中于海管、Jumper、PWM與PMV之間[1]，以南海某深水氣田為例，海管操作壓力在11 MPa左右，冷啟動時，海管環境最低溫度9.5 ℃，通過水合物曲線（圖1）和經驗判斷，海管有水合物凍堵的風險。采取措施時，在開井和生產期間連續注入質量濃度80%的乙二醇[2]，保證海管中乙二醇的濃度為30%。

水下采油樹PWV至PMV管段可能會有積液，水下井口關井壓力27 MPa以上，當該管段無抑制劑注入時，根據水合物生成曲線，會形成水合物。采取的措施是啟動時持續注入甲醇，清掃PWV至PMV管段積液，防止水合物生成。

由于Jumper是呈“M”字形，在低點同樣存在積液，海管操作壓力11 MPa在海水溫度下同樣會形成水合物，考慮到注入的貧乙二醇的分布等問題，在開井時將Jumper管線積液用貧乙二醇置換清掃。

1.2 投產井油嘴下游溫度上升慢問題

受實際配產的限制，生產井前期可能會以較低的產氣量長期生產，這對正常生產管理有一定的影響，主要表現在以下幾方面。

（1）油嘴下游溫度上升慢，大部分井需要20 h左右才能將油嘴溫度提升至避免水合物生成所要求的24 ℃，此段時間油嘴上游就需要持續注甲醇，將大大增加甲醇的消耗量。此時應根據地層壓力變化情況，適當提高配產，避免下游管線長時間在低溫下運行。

（2）常規甲醇泵采用柱塞式，長時間運行的后果是柱塞密封磨損，造成甲醇從柱塞排放點泄露并揮發，附近甲醇蒸汽濃度高，對操作人員帶來一定的健康危害，同時存在火災安全隱患。在選型時，宜將甲醇泵型由柱塞改為隔膜泵，以降低泄露和火災的風險，并可以減少維修費用。

（3）甲醇泵只能供單井注入使用，如，正在生產的一口井的油嘴下游溫度上升速度慢，將影響下一口井的開井進度，降低操作靈活性。在開井時要根據井口的海底位置，結合溫升情況進行順序開井，降低甲醇的消耗量。

（4）長時間在較低氣量生產，造成了海管氣液兩相流動的不穩定性，形成一定的積液，需要通過海管壓差情況及模擬計算，選用通球或者一定時間段內大氣量吹掃的方案，恢復海管混輸效率。

1.3 油嘴下游溫度過高限制提產的問題

由于各井地層壓力及溫度的不同，在生產時其油嘴下游溫度會有一定的差異，在設計時，應根據各井模擬計算結果，選取合適的油嘴下游管線承受的溫度范圍。南海某氣田A1H井在38萬方/天的產量時，油嘴下游溫度70 ℃已經非常接近管線所標明的設計溫度，存在一定的風險，這對該井提產造成一定的困難。

現場通過嚴格監控油嘴后流體溫度，確保在管線材質承受范圍之內。在日常的生產中，也盡可能地保持該井最大量生產，以提高采收率。

1.4 濕氣流量計計量誤差大

由于地層的復雜性，在濕氣流量計的選用上，設計時一般會基于前期的勘探及鉆井數據，而實際地層的產量及氣液比等都會與原基礎數據有一定的差異，這可能會造成在生產初期出現如下問題。

（1）產水量高的時候流量計無數據顯示，其原因是由于井筒積液較多以及前期出水量大。投產初期，曾有20多個小時濕氣流量計無度數。通過廠家澄清，當水的體積含量高于10%時，濕氣流量計將不能正常工作，在此段時間無法監測井的產氣和產液情況。而當產水量較大時，更易發生水合物凍堵。因此在流量計的選用上，應提前考慮到此情況。

（2）投產期間濕氣流量計顯示的數據與標準流量計計量的數據相差較大，最高能達到20萬方/天的誤差，其中一個原因是由于流量計的PVT參數選取造成的。這在實際生產中會是一個難題，因為此參數需要化驗井筒內所有烴的百分含量，精確度直接影響生產井的計量，而各井油氣采用海管混輸的方式，生產現場取樣化驗的結果難以達到高的準確度，大多只能選用油藏部門在鉆井期間給出的數據，存在一定誤差。后期生產中需要進一步進行天然氣和凝析油組分的化驗分析，重新校準濕氣流量計的PVT參數。為了精確到每口井，此數據可以選擇在完井誘噴期間完成。

（3）出砂監測儀ASD內5個參數的值取自濕氣流量計，當濕氣流量計無讀數顯示的時候，ASD也不顯示，從而無法監測井的出砂情況。因此，選擇高可靠性的濕氣流量計對于水下設施的生產監控具有重要的意義，同時也可以考慮在設計階段高獨立性的出砂檢測儀。

1.5 水下化學藥劑的注入精度要求高的問題

（1）乙二醇計量控制閥。CIMV水下注入要求是SAE AS4059 12B-F[3]，含鹽含水乙二醇經過顆粒過濾器脫除二價鹽，然后進入再生脫水系統，原設備設計的銜接性較低，無其他過濾設備，而再生塔、換熱器等管線都未經過高標準的凈度清洗過，經過這套系統之后，顆粒度會進一步上升，注入后可能會造成注入控制閥的堵塞。在調試及投產初期，可以通過安裝臨時出口濾器的方式，以滿足水下注入要求。

（2）防垢劑計量控制閥。CIMV水下注入要求是SAE AS4059 8B-F，應多次化驗確保藥劑符合該要求，否則可能造成水下的計量閥處的堵塞。在投產過程中化驗泵出口清潔度較低，達不到注入要求。通過化驗確認送上來的防垢劑是符合要求的，分析原因是泵進口管線和罐體本身未清洗干凈。另外，罐體的氮封管線容易積水，氮封投用后雜質和積水會隨著氣流帶入罐體，從而污染罐內液體。

因此，在調試中，需要提前對相關管線進行徹底沖洗工作，包括加注管線、泵入口管線等。如若不進行清洗，單純依靠過濾器是很難達到精度要求的，因為50 μm以下的顆粒是較難通過常規濾器去除的，同時5～15 μm的顆粒對設備的淤塞影響較大。另外，此處宜選用低點加裝自動排水和過濾裝置的氮封管線，以減少對水下注入化學藥劑的污染。

1.6 海管滯液量與計算值相差大的問題

在水下設施投產前，會對海管滯液量進行動態及靜態模擬計算，但大多情況下會發現，在一定時間段之內海管出液量將大于各氣井產液量總和，分析發現有以下可能的原因。

（1）前期Jumper內存有乙二醇未進入計算范疇。

（2）海管排水惰化過程中，通球干燥后的殘存水量。

（3）濕氣流量計出水量大時讀數與實際流量相差較大，造成計量誤差，另外濕氣流量計內汽化的水在計量上也存在小的誤差。

（4）前期臍帶纜置換和注入管線功能測試過程中注入量的誤差。

因此在早期的海管段塞計算中，要選取一定的余量，以保證下游液體的及時處理。但也沒有必要去糾結穩定滯液量非要得到一個具體的數值，因為天然氣產氣量穩定生產一段時間后，海管出液量也會趨于穩定，當調整產氣量的時候，通過計算段捕產液量的差值就可以得出相對應的液量，這個段塞的差值對現場生產更有意義，可以作為調產操作過程中段塞接收及處理的指導數據。

1.7 小流量下關鍵調節閥控制問題

在氣田整個生命周期內，油氣水產量都會有一個較大的范圍，設計時選用的儀表測量范圍會將其包含在內。但是在實際生產中，特別是生產初期，產液量及燃料氣消耗量等都會較小，會存在控制上的問題。

以燃料氣控制為例，初始投用時的燃料氣取自三甘醇脫水后的干氣，通過壓力調節閥從9 MPa調節至2.6 MPa。燃料氣系統設計處理量為26.7萬方/天（依據平臺二期燃氣消耗最大值），而現階段燃氣消耗量為2.2萬方/天，還不到設計處理量的10%。在小處理量下，燃料氣進口壓力調節閥存在選型過大，導致調節不穩、流量過大的問題。

為了保持燃料氣系統正常壓力，現場采取手動調節PV閥上下游球閥開度，同時加大高低壓火炬吹掃氣量的措施。這樣做會導致兩種后果：一是閥門不完全打開，會損傷上下游球閥的密封面，造成隔離失效；二是會造成放空系統消耗燃氣過大。

通過實際計算，對燃料氣進口壓力調節閥進行設計改造，換成更小尺寸的調節閥，以滿足小流量條件下燃料氣系統壓力的精細控制。對于生產水及其他關鍵調節閥，也可以采用兩個大小不同的調節閥并聯的方式，增加其調節范圍及系統適應性。

2 建立健全氣井管理數據庫

在天然氣田的生產中，出砂及采收率是較受關注的數據，不合理的生產制度將會導致氣藏過早出砂或出水，使最終的采收率受到影響。在氣井正常維護工作的基礎上，可以通過加強氣井動態管理確保氣井的正常生產。根據各氣井的生產特點，采取逐井研究、各個分析的方法，加強精細化管理，建立各井的井史檔案，在提產、降產、開關井等不同階段，對井下壓力溫度、油嘴前后溫壓參數、氣液比及流量等進行分析匯總，制定合理的生產制度，確保氣田的采收率，降低修井次數。

對于深水天然氣田，建立氣井管理數據庫有著更為重要的意義。因為水下儀表系統在使用中，會逐漸出現短路、通訊故障等各種各樣的問題，使水下數據的獲取變得困難，直接影響著水下流動性安全保障。以南海某氣田為例，在投產不到兩年的時間里，出現了大多數的井下壓力計故障，無法判定地層的溫度壓力數據，給氣田的生產管理造成較大的困難。同時，由于其所安裝的位置，水下設施儀表的修復難度要遠遠大于固定式平臺或者浮式油氣處理設施，很多情況下都不能及時修復。因此在之后的生產中，需要根據其他參數進行流程調整以及藥劑的注入等，建立及優化氣井動態管理數據庫具有更加重要的意義。

3 結語

隨著我國海洋石油戰略的不斷實施，水下生產技術已成為深水油氣田開發的核心技術，越來越多的海洋深水氣田設施建成投用，總結生產經驗并相互借鑒，可有效提高海洋油氣設施調試和生產水平，確保氣井的安全投產和生產運行。通過水合物的預防、海管混輸管理及建立氣井數據庫的生產措施，不斷深化和細化精細生產管理工作，將極大地推動深水天然氣開采不斷走向成熟，提高整體生產水平。

參考文獻

[1] 王瑋，孫麗萍，白勇.水下油氣生產系統[J].中國海洋平臺，2009，24（6）：41-45.

[2] 白云程，孫敬杰，羅向全，等.石油工程中的水合物抑制劑[J].特種油氣藏，2006，13（2）：5-8.

[3] SAE AS 4059E-2005 Aerospace FluidPower -Cleanliness Classification for Hydraulic Fluids[Z].2013.