一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法
【專利摘要】本發(fā)明公開了一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法。包括如下（1）、（2）、（3）、（4）和/或（5）的步驟：（1）根據(jù)大高差油氣水混輸管道內(nèi)的溫度條件，確定是否注入水合物抑制劑；（2）投產(chǎn)工況初期，根據(jù)油氣水混輸管道中油相和水相建立平衡的過程，控制油氣水混輸管道出口沒有油相、水相和水合物抑制劑流出的時間；（3）油田生產(chǎn)期間，根據(jù)大高差油氣水混輸管道中輸量和輸送壓力的變化情況，確定其對混輸管道出口參數(shù)的影響；（4）低輸量工況下，利用平臺循環(huán)裝置循環(huán)輸送補充輸量；（5）控制和調(diào)節(jié)循環(huán)清管路徑和循環(huán)清管方式。本方法可以降低大高差油氣水混輸管道的動態(tài)變化對下游設備設施的影響，優(yōu)化管道下游設備規(guī)模，降低投資。
【專利說明】一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法
【技術領域】
[0001]本發(fā)明涉及一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法。
【背景技術】
[0002]在海洋油氣資源開發(fā)中，管道輸送是海上油氣水運輸?shù)闹饕绞剑虼撕５坠艿朗呛Ｉ瞎こ淘O施的重要組成部分，海底管道的流動安全保障設計是影響海洋油氣資源開發(fā)的重要因素。
[0003]深水氣田的開發(fā)，由于水深和距離的影響，海底管道尤其是大高差油氣水混輸?shù)墓艿赖牧鲃影踩Ｕ蠁栴}更為突出，在設計過程中必須解決一些淺海管道設計過程中不會出現(xiàn)的問題。
[0004]荔灣3-1氣田是位于中國南海的一個深水氣田，水深1450m，是在中國海域內(nèi)首次發(fā)現(xiàn)的深水氣田。工程開發(fā)按照區(qū)域開發(fā)思路，荔灣3-1氣田設置水下生產(chǎn)系統(tǒng)，并荔灣3-1氣田西北方向200m水深處建立淺水壓縮處理中心，水下井口距淺水增壓平臺距75km，荔灣3-1氣田深水天然氣管道將水下井口所生產(chǎn)的油氣水通過2條22in的海底管道依靠井口壓力輸送至淺水增壓處理中心處理。由于氣液相的性質(zhì)不同，其在管道中流動速度和分布會受到管道高程參數(shù)等因素的影響，管道出口處的流量、壓力等參數(shù)會形成動態(tài)變化，從而造成對下游設備的影響，針對荔灣3-1深水油氣田開發(fā)中的大高差混輸管道，需要尋求一種系統(tǒng)的流動安全保障設計方法降低管輸風險，保障油氣資源的開發(fā)，是非常必要的。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0005]本發(fā)明的目的是提供一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法，該方法適用于大高差油氣水混輸管道，便于深水海上油氣田的流動安全保障設計。
[0006]本發(fā)明所提供的一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法，包括如下
(I)、(2)、(3)、(4)和 / 或(5)的步驟:
[0007](I)根據(jù)大高差油氣水混輸管道內(nèi)的溫度條件，確定是否注入水合物抑制劑；
[0008](2)投產(chǎn)工況初期，根據(jù)大高差油氣水混輸管道中油相和水相建立平衡的過程，確定所述大高差油氣水混輸管道出口沒有油相、水相和水合物抑制劑流出的時間；根據(jù)所述水合物抑制劑的注入量，確定與所述大高差油氣水混輸管道相連接的下游設施水合物抑制劑的儲存量；
[0009](3)油田生產(chǎn)期間，根據(jù)大高差油氣水混輸管道中輸量和輸送壓力的變化情況，確定其對所述大高差油氣水混輸管道出口參數(shù)的影響；
[0010](4)低輸量工況下，利用平臺循環(huán)裝置循環(huán)輸送補充輸量，以降低大高差油氣水混輸管道內(nèi)的積液；
[0011](5)確定循環(huán)清管路徑和循環(huán)清管方式，以降低大高差油氣水混輸管道的清管操作對下游工況的影響。
[0012]上述的方法中，所述大高差油氣水混輸管道的高度差為300?1500米。[0013]上述的方法中，步驟(I)中，若所述大高差油氣水混輸管道輸送的流體溫度低于水合物的生成溫度至少5°C時，需要注入所述水合物抑制劑。
[0014]上述的方法中，步驟(2)中，控制所述大高差油氣水混輸管道出口沒有水相和水合物抑制劑的流出時間小于100小時，沒有油相的流出時間小于60小時。
[0015]上述的方法中，步驟(2)中，根據(jù)確定的所述大高差油氣水混輸管道出口沒有水相和油相的流出時間(以T表示)，以及確定的所述水合物抑制劑的注入量(以Q表示)，確定所述大高差油氣水混輸管道相連接的下游設施水合物抑制劑的儲存量(即為QXT)。
[0016]上述的方法中，步驟(3)中，控制所述大高差油氣水混輸管道中輸量的增加幅度不大于25%,輸送壓力的降低幅度不大于25%。
[0017]上述的方法中，步驟(4)中，所述平臺循環(huán)裝置包括2條相連通的管道，2條所述管道形成回路。
[0018]上述的方法中，步驟(5)中，將清管球收發(fā)裝置設置于所述大高差油氣水混輸管道相連接的下游設施上，并控制清管球的速度為I?5米/秒。
[0019]本發(fā)明的方法中，與所述大高差油氣水混輸管道相連接的下游設施可為海上平臺、陸上終端或浮施生產(chǎn)裝置。
[0020]本發(fā)明具有以下優(yōu)點:
[0021]1、本發(fā)明提供的流動安全保障的方法，可系統(tǒng)全面的規(guī)劃深水油氣田大高差油氣水混輸管道的流動安全保障方案，降低大高差油氣水混輸海底管道的輸送風險，提高油田開發(fā)的安全保障。
[0022]2、本發(fā)明適用于水下井口 +中心平臺或浮式生產(chǎn)處理設施的油氣田開發(fā)模式，在降低海底管道輸送風險的同時可優(yōu)化平臺的面積，改善海底管道對下游設備的影響，提高海底管道運行可靠性。本設計方法已多次用于海底管道流動安全保障的設計，保障了多個中深水氣田的開發(fā)。本發(fā)明可以廣泛用于深水油氣田大高差油氣水混輸管道的流動安全保障設計，系統(tǒng)全面，前景廣闊。
[0023]3、本方法可以降低大高差油氣水混輸管道的動態(tài)變化對下游設備設施的影響，優(yōu)化管道下游設備規(guī)模，降低投資；
[0024]4、本發(fā)明可應用于陸地管道等有關領域，應用前景廣闊。
【專利附圖】

【附圖說明】
[0025]圖1為利用本發(fā)明方法中循環(huán)清管時的示意圖。
【具體實施方式】
[0026]下述實施例中所使用的方法如無特殊說明，均為常規(guī)方法。
[0027]下述實施例中所用的材料、試劑等，如無特殊說明，均可從商業(yè)途徑得到。
[0028]根據(jù)管道路由數(shù)據(jù)和沿程環(huán)境條件建立管道OLGA模擬模型，根據(jù)油氣田生產(chǎn)物流組分數(shù)據(jù)，判斷水合物生成條件，并與管道沿程溫度和壓力進行對比，若在管輸壓力條件下管輸溫度低于水合物生成溫度5°C，則需要注入水合物抑制劑防止水合物生成堵塞管道，并在模型中加入一定量的水合物抑制劑，降低水合物生成條件，確保在管輸壓力條件下管輸溫度高于水合物生成溫度5°C。[0029]由于大高差氣液混輸管道在啟動時，管道內(nèi)液相達到一定累積量后，管道出口才會有液體流出，而水合物抑制劑大部分均在水相中存在，因此需要模擬管道啟動工況的管道出口油相、水相和水合物抑制劑到達的時間。首先建立管道啟動前的初始狀態(tài)，即管道內(nèi)充滿一定壓力的氣體，然后使油氣田生產(chǎn)的油氣水進入充滿氣體的管道，模擬管道啟動工況管道中油相和水相建立平衡的過程，確定管道出口油相和水相流出的時間(T):控制所述管道出口沒有水相的流出時間小于100小時，沒有油相的流出時間小于60小時；根據(jù)水合物抑制劑注入量(Q，m3/h)，確定管道下游水合物抑制劑的儲存量(QXT)是否可以滿足要求，確定水合物抑制劑的流出時間小于100小時。
[0030]分析油氣田產(chǎn)量和井口壓力的變化趨勢，判斷油氣田生產(chǎn)期間是否有輸量升高或輸送壓力降低的工況，在模型中改變相應參數(shù)，模擬輸量和壓力變化工況管道出口液體流量的變化，并根據(jù)出口累計液量的變化值(Q2-Q1)以及變化時間(t2-tl)來設計管道下游段塞流捕集器尺寸，確保管道出口液量的突然增加不會影響管道下游設施設備的正常運行:控制大高差油氣水混輸管道中輸量的增加幅度不大于25%，輸送壓力的降低幅度不大于 25%。
[0031]隨著氣井產(chǎn)量的衰減，大高差氣液混輸管道在低輸量輸送的狀態(tài)下，管內(nèi)滯液量隨著輸量減小增大，最終會管道無法輸送導致氣井關停，因此需要增加管道輸量來維持正常輸送。如圖1所示，正常輸送2條管道輸送方向均為水下井口至下游平臺，當管道I需要循環(huán)補氣時，閥門2關閉，閥門3打開，將管道I和管道2形成循環(huán)回路，下游平臺增壓后氣體從管道2平臺端進入為管道I補氣，維持管道I正常輸送。
[0032]循環(huán)清管方式要求清管球收發(fā)裝置均設置在管道下游平臺，清管時同循環(huán)補氣輸送工況，將2條管道形成循環(huán)回路，在平臺實現(xiàn)收發(fā)球作業(yè)，其中發(fā)球管道需要正向停輸，利用平臺增壓氣體推動清管球反向清管，收球管道可以維持正常輸送，利用生產(chǎn)流體正向清管。
[0033]根據(jù)本發(fā)明上述的設計方法，進行各種工況的模擬，可確保管道輸送安全，確定下游設備設施的合理尺寸，降低深水油氣田開發(fā)的投資，降低開發(fā)門檻，保障油氣田開發(fā)的安全。
【權(quán)利要求】
1.一種模擬大高差油氣水混輸管道流動安全保障的方法，包括如下(I)、(2)、(3)、(4)和/或(5)的步驟: (1)根據(jù)大高差油氣水混輸管道內(nèi)的溫度條件，確定是否注入水合物抑制劑，以保證所述大高差油氣水混輸管道的流動安全； (2)投產(chǎn)工況初期，根據(jù)大高差油氣水混輸管道中油相和水相建立平衡的過程，控制所述大高差油氣水混輸管道出口沒有油相、水相和水合物抑制劑流出的時間，以保證所述大高差油氣水混輸管道的流動安全；根據(jù)所述水合物抑制劑的注入量，確定與所述大高差油氣水混輸管道相連接的下游設施水合物抑制劑的儲存量； (3)油田生產(chǎn)期間，根據(jù)大高差油氣水混輸管道中輸量和輸送壓力的變化情況，確定其對所述大高差油氣水混輸管道出口參數(shù)的影響，以保證所述大高差油氣水混輸管道的流動安全； (4)低輸量工況下，利用平臺循環(huán)裝置循環(huán)輸送補充輸量，以降低大高差油氣水混輸管道內(nèi)的積液，以保證所述大高差油氣水混輸管道的流動安全； (5)控制和調(diào)節(jié)循環(huán)清管路徑和循環(huán)清管方式，以降低大高差油氣水混輸管道的清管操作對下游工況的影響，以保證所述大高差油氣水混輸管道的流動安全。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其特征在于:所述大高差油氣水混輸管道的高度差為300 ?1500 米。
3.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的方法，其特征在于:步驟(I)中，若所述大高差油氣水混輸管道輸送的流體溫度低于水合物的生成溫度至少5°C時，需要注入所述水合物抑制劑。
4.根據(jù)權(quán)利要求1-3中任一項所述的方法，其特征在于:步驟(2)中，控制所述大高差油氣水混輸管道出口沒有水相和水合物抑制劑的流出時間小于100小時，沒有油相的流出時間小于60小時。
5.根據(jù)權(quán)利要求1-4中任一項所述的方法，其特征在于:步驟(3)中，控制所述大高差油氣水混輸管道中輸量的增加幅度不大于25%，輸送壓力的降低幅度不大于25%。
6.根據(jù)權(quán)利要求1-5中任一項所述的方法，其特征在于:步驟(4)中，所述平臺循環(huán)裝置包括2條相連通的管道，2條所述管道形成回路。
7.根據(jù)權(quán)利要求6所述的方法，其特征在于:步驟(5)中，將清管球收發(fā)裝置設置于所述大高差油氣水混輸管道相連接的下游設施上，并控制清管球的速度為I?5米/秒。
【文檔編號】F17D3/01GK103867900SQ201410091599
【公開日】2014年6月18日 申請日期:2014年3月13日 優(yōu)先權(quán)日:2014年3月13日
【發(fā)明者】陳宏舉, 周曉紅, 王軍, 路宏, 陳榮旗, 陳晶華, 郝蘊, 周良勝, 高靜坤, 衣華磊 申請人:中國海洋石油總公司, 中海油研究總院, 中海石油深海開發(fā)有限公司