水下采油樹生產通道流動安全分析與應用

任冠龍 孟文波 王宇 余意 王瑩瑩

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司 2.中海油研究總院有限責任公司 3.中國石油大學(北京))

0 引 言

水下采油樹連接了來自地層深處的油氣和外部的油氣運輸管道，可以控制油氣的開采速度及實時監測和調整生產情況。長期以來，全球僅有國外5家公司掌握水下油氣生產系統的設計技術，導致我國水下油氣裝備采辦周期長、價格高、維保難，制約著國家海洋石油自主邁向深水開采的步伐。2022年我國首套國產化深水水下采油樹正式投入使用，這標志著我國已具備深水水下采油樹成套裝備的設計建造和應用能力，對保障國家能源安全和推動我國海洋石油工業高質量發展具有重要意義[1]。

水下采油樹生產通道是從采油樹主體及閥門到跨接管之間的油氣過流管道，海底高溫油氣經過生產油管到達水下采油樹生產通道，其對生產的油氣進行流量控制，并對生產壓力、環空壓力、溫度、地層出砂量及含水量等油氣井參數進行監測。由于深水具有海底低溫、儲層疏松、流體組分多、相態復雜等特點，地層流體流經水下采油樹生產通道時，會產生復雜流動的傳熱過程及管壁和彎角沖蝕現象[2-4]。如果處理不當，生產通道將形成水合物，進而造成堵塞閥門、管路等風險，或者產生因管壁沖蝕引發泄漏等事故，因此對水下采油樹生產通道進行流動安全分析具有重要意義。

目前在水下采油樹主體、油管懸掛器以及生產通道方面的傳熱計算分析較多，國內學者已建立了一些水下采油樹穩態和非穩態條件下的傳熱控制方程及邊界條件，可以對混合天然氣比熱容、導熱系數以及對流換熱系數等進行計算[5-7]。但對油氣井生產通道內溫壓場動態缺乏精細表征，對生產通道內部和節流閥后水合物的生成和防治，以及對生產通道的出砂沖蝕研究較少。本文在前期研究的基礎上，采用數值模擬方法建立采油樹生產通道有限元模型，對油氣井生產期間的溫壓場動態進行精細表征，對水合物生成風險進行預測，對生產通道進行沖蝕特性研究，從而為水下采油樹生產通道內的油氣流動安全提供技術支持，以保障水下采油樹的正常運行和油氣井的安全生產。

1 生產通道溫壓場技術分析

我國首套國產化深水水下采油樹為臥式采油樹，其應用于南海西部東方1-S井。該井井深3 691 m，垂深1 306 m，儲層溫度80 ℃，壓力系數1.01～1.06，滲透率9.6～97.0 mD，孔隙度21.9%～24.5%，烴體積分數27.2%，CO2體積分數66.2%，該井配產50×104m3/d。臥式采油樹主要由采油樹主體、油管懸掛器、閥門和井口連接器等組成，油氣井中的油氣從井口頭流出，流經油管懸掛器、生產通道和節流閥，再經過生產管道輸送給水下管匯。由于深水海底復雜的地理環境和多管道控制生產的要求，水下采油樹的生產通道比較復雜，有很多的轉彎和閥門，其結構如圖1所示。

圖1 臥式采油樹及生產通道結構示意圖Fig.1 Schematic diagram for horizontal Christmas tree and structure of production fairway

1.1 生產通道

采油樹生產通道主要功能是控制整個油氣田系統的開采操作流程，實現生產油氣流量調節。該采油樹生產通道全長5.8 m，管徑130.6 mm。對該采油樹的生產通道進行結構分析，建立數值模型并劃分網格，可將其分為15個短管部件，其中最后一個部件為變徑管，模擬生產油嘴。最終確立的網格數約390萬個四面體CFD網格，如圖1c所示。

1.2 生產油嘴

該采油樹的生產油嘴采用籠套式節流閥，其核心零件是籠套和柱塞。其工作原理是：通過閥桿控制內部柱塞移動，柱塞通過遮擋籠套上的節流孔來調節節流孔數量和過流面積，進而影響流體通過節流閥的能力，最終達到節流降壓的目的。籠套式節流閥的三維模型如圖2所示。出口和入口的管道內徑為130.6 mm，其中的節流孔結構沿籠套軸線平行布置，每行孔沿籠套圓周設置，布置角度設置為60°×6排，每排小孔個數為5個，節流孔總個數為30個，單排直徑從入口向出口大小分別是15、12、9、6和3 mm。

1—籠套；2—閥桿；3—柱塞。

1.3 開井后生產通道溫壓場精細表征

水下采油樹生產通道內油氣的實際流動狀態是復雜的三維流動，假設流體為不可壓縮流體，忽略重力的影響，采用湍流模型進行分析，建立連續性方程及能量方程，具體如下：

(1)

(2)

建立Realizablek-ε模型：

(3)

C1εε/k(Gk+C3εGb)-C2ερε2/k+SE

(4)

式中：ρ為流體密度，kg/m3；t為時間，s；ui為X方向上的速度，m/s；T為溫度，℃；U為速度矢量，m/s；k為湍動能，m2/s2；cp為比熱容，J/(kg·K)；ST為黏性耗散項，Pa·s·K/m2；ε為湍動能耗散率，m2/s3；μ為流體傳熱系數k與湍流動能耗散ε的函數(湍動黏度)，Pa·s；Gk為平均速度梯度引起的湍流動能產生項，Pa/s；Gb為浮力影響所引起的湍流動能產生項，Pa/s；C1ε、C2ε、C3ε為湍流動能和湍流動能耗散率對應的普朗特數；SE為用戶自定義項，Pa/s2。

2 水合物生成風控

深水水下采油樹所處的低溫高壓環境是水合物生成的有利條件，一旦在采油樹通道內形成水合物，會造成生產通道堵塞，并將對生產設備及油氣井造成極其嚴重的威脅。

2.1 井筒中水合物生成風險預測

深水油氣井測試及生產期間井筒內水合物生成研究已較為成熟。由于深水井筒內流體存在大溫差交變的特點，井底高溫流體在海底段井筒內的溫度會急劇降低，在該過程中，因井筒內存在低溫高壓環境，極易生成水合物[8]。將井筒中的溫壓曲線與水合物相平衡曲線進行對比，判斷井筒中的水合物生成區域，通過不同開井時間的溫壓曲線對比，隨著開井時間的延長，井筒溫度逐漸升高，井筒溫壓場曲線與水合物相平衡曲線相交的區域減小，即井筒中的水合物生成區域逐漸減小，變化情況如圖3所示。

圖3 投產初期井筒水合物生成區域變化(30×104 m3/d)Fig.3 Variation of hydrate generated area in wellbore in the initial stage of production (30×104 m3/d)

2.2 生產通道內水合物生成風險控制

水下采油樹正常生產過程中，生產油嘴處節流效應明顯，但節流閥處急速流動的油氣一方面會立刻帶走水分，另一方面閥門處達到水合物生成條件的位置很少，即使生成了水合物，也會被高速的氣流帶走。但是在生產油嘴下游出口段，因為截面變大使得氣體流速降低，水合物和水分不易被帶走，故其沉積在下游時就會停留，當溫度達到水合物生成的臨界溫度和壓力時，水合物就會大量生成并堵塞在生產通道中[9]。

水下采油樹生產通道內設有化學藥劑注入點，通過注入水合物抑制劑可以有效降低節流效應產生的水合物堵塞風險。由于不同生產工況下生產通道內的溫壓分布會發生顯著變化，所以需要根據實際操作時注入點處的壓力來計算地面化學注入泵的注入參數。其中，甲醇、乙二醇等抑制劑注入過程中，地面注入泵的最低壓力計算如下：

ps≥pz+Δpf+Δpj-Δph

(5)

式中：pz、Δpf、Δpj及Δph分別為注入泵的最小注入壓力、注入點的井筒內壓力、沿程摩阻壓降、注入點的局部壓力損失及抑制劑的靜液壓力，MPa。

醇類抑制劑注入量一方面要保證，另一方面需要考慮其在氣相中的損失。抑制劑注入速率計算式如下：

(6)

式中：qs為抑制劑的注入速率，L/min；qw為產水速率，L/min；ql為抑制劑在氣相中的損失速率，L/min；c為抑制劑的注入質量分數，%。

抑制劑注入量根據不同質量分數抑制劑對應的水合物相平衡曲線確定，由不同質量分數下的水合物相平衡曲線可得抑制水合物生成的最小質量分數。抑制劑最小質量分數與含水體積分數結合可得出所需水合物抑制劑量計算式：

M=(Vgnwwρw)/(1-w)

(7)

式中：M為每天所需抑制劑質量，kg/d；Vg為氣井產氣量，104m3/d；nw為氣井產出氣體含水體積分數，10-4m3/m3；w為所需抑制劑的質量分數，%；ρw為水的密度，g/cm3。

3 沖蝕特性研究

3.1 沖蝕影響因素分析

水下采油樹所處的環境惡劣，油氣成分復雜且含砂量大，流道內外部因素都對沖蝕具有很大影響，且彼此相互影響。夾雜在油氣中的固體顆粒在以一定速度通過采油樹內部油氣流通道、節流閥等時，由于管徑的不同和彎管的存在，流體速度和方向發生變化，沖蝕嚴重部位恰好位于流速變化和流向改變的位置，而流體中砂粒的存在大大加快了沖蝕速率。影響沖蝕的因素主要包括顆粒特性和結構特性。顆粒特性主要包括顆粒的硬度、大小、運動速度、撞擊時的入射角以及固體顆粒的質量分數等；結構特性則表現為固體結構的材料性能、生產通道等的轉彎半徑和內徑、節流閥的過流面積等。而沖蝕速率的大小通常與固體顆粒的質量、速度和沖蝕角度有關。

水下采油樹生產通道內油氣速度既存在低至0的區域，即盲管段，又有高至30 m/s以上流速的區域，油氣在盲管段會形成靜水區，從而避免流體攜帶顆粒物90°撞擊流道，引起較大沖蝕，通常流道內沖蝕角度為0°～45°。油氣中所含的砂是主要的磨粒，同時油氣中也可能含有碎石屑，磨損方式為球狀圓滑磨粒的犁削和多角磨粒的切削。時間對沖蝕的影響只有在積累到一定程度才會發生，采油樹的設計年限一般是20 a，后期防護極為重要。采油樹的外部環境溫度極低，但內部油氣流具有很高的溫度，溫度對沖蝕的影響很復雜，隨著材料屬性的不同，材料沖擊流道表面時的熱量轉換也會影響沖蝕，且其影響更為復雜[10-11]。

3.2 沖蝕模型選擇

本文采用Oka模型對生產通道沖蝕特性進行分析，該模型適用于以石英砂、玻璃珠等沖擊不銹鋼、碳鋼等材料時的沖蝕預測，且該模型不僅將材料塑性變形效應積累和顆粒對材料微切削效應積累考慮在內，而且充分考慮了顆粒碰撞角度、速度、顆粒粒徑、材料硬度等的影響，其方程如下：

(8)

(9)

式中：ER為沖蝕速率，kg/(m2·s)；C為常數；f(α)為試驗數據擬合出的沖擊角函數；ρ為所分析構件的密度，kg/m3；α為沖擊角，(°)；Hv為所分析構件的維氏硬度；V′為參考腐蝕速度，m/s；V為腐蝕速度，m/s；n1、n2為速度指數；d′為參考腐蝕深度，m；d為腐蝕深度，m；k1、k2、k3為常數。

4 計算結果分析及應用

4.1 溫壓場精細表征計算結果

通過建立節流閥和三維生產通道模型，運用數值模擬方法，對在不同節流閥開度下的溫度場、壓力場、速度場進行了精細刻畫。建立的三維模型確立了CFD網格，為提高計算精度，將節流孔及彎管處網格加密，節流閥設計單日氣體處理量超100×104m3，滿足作業能力，模擬分析東方1-S井節流閥不同開度(產量)，以及不同下游填充壓力下生產通道速度、溫度、壓力場分布。節流閥開度為31.25%、37.50%、43.75%及50%，模擬結果見圖4和圖5。

圖4 不同節流閥開度生產通道速度、溫度、壓力云圖Fig.4 Cloud chart for velocity，temperature and pressure of production fairway at different openings of throttle valve

圖5 節流閥開度為31.25%、下游填充壓力為6 MPa時的速度、溫度、壓力云圖Fig.5 Cloud chart for velocity，temperature and pressure at a throttle valve opening of 31.25% and a downstream fill pressure of 6 MPa

由圖4可知，生產油嘴處壓降大、速度高，節流效應明顯，最低溫度出現在生產油嘴出口位置，該處壓力、溫度、速度波動劇烈，但影響區域較小。隨著節流閥尺寸增加，節流效應降低，節流閥下游處生產通道的低溫區減小，生產通道溫度提升。由圖5可知，同一下游填充壓力下，隨著產量的增加，節流閥后最低溫度升高，生產通道回溫時間減少；隨著下游填充壓力的降低，節流閥后最低溫度明顯降低，生產通道回溫時間顯著增加。通過開展不同下游填充壓力、不同產量下生產通道溫壓預測分析后可知，為避免節流閥后出現-40 ℃低溫，推薦預填充壓力≥8 MPa。

4.2 水合物生成風險計算結果

結合采油樹生產期間的生產通道溫壓場分布情況，對投產期間生產通道節流閥上、下游的水合物生成風險進行分析計算。數值計算結果表明，在預填充壓力為8 MPa條件下，節流閥上游在2～3 h后溫度可以升至水合物相平衡溫度點以上；節流閥下游因節流效應，溫度升至水合物相平衡溫度點以上所需時間較長，為6～10 h；當產量較低時抑制劑需持續注入12 h以上，風險分析結果如圖6所示。生產通道節流閥處水合物抑制劑注入方案如表1所示。

表1 生產通道節流閥處水合物抑制劑注入方案Table 1 Scheme for hydrate inhibitor injection at throttle valve of production fairway

圖6 生產通道節流閥上游、下游的水合物生成風險分析Fig.6 Analysis on hydrate generation risk at upstream and downstream of throttle valve of production fairway

4.3 沖蝕特性計算結果

通過建立的SolidWorks流體域模型，將網格模型導入Fluent軟件，定義網格模型的出口、入口和壁面，結合Realizablek-ε湍流模型和高階離散格式對采油樹生產管道內部的流場進行模擬分析。考慮到混輸顆粒流體在流動過程中受到重力作用，將重力考慮在內，設置Y方向加速度為9.8 m/s2。

根據東方1-S井最高油氣輸送的速度和質量流量，進行沖蝕模擬分析，生產通道沖蝕云圖如圖7所示。由圖7可知，生產通道靠近入口側的豎直管道內速度分布均勻且相等，但是在進入橫向通道時速度發生了變化。由于生產通道豎直段內頂部有盲管段，左邊豎向通道中的流體在流向盲管段時會與盲管段內的流體發生碰撞，而且豎向通道中流體速度較大，使得盲管段內流體速度逐漸降為0，于是在盲管段內形成一個靜壓區，使得流體在進入橫向通道時發生了一個類45°反射。粒子在45°反射后以較大速度碰撞靠近左側拐角處的橫向通道外壁面和靠近右側拐角處的豎向通道外壁面，這5處的沖蝕速率分別為5.53×10-10、4.43×10-10、3.32×10-10、1.33×10-10及2.21×10-9kg/(m2·s)。在同樣的條件下，管道直壁面內的沖蝕分布均勻且沖蝕量小，在入口90°的拐角處沖蝕量大，并且在出口端流體撞擊壁面角度大的地方沖蝕較嚴重。

圖7 采油樹生產通道沖蝕結果Fig.7 Erosion results of production fairway of Christmas tree

在顆粒速度為14.3 m/s、質量流量為3.09×10-7kg/s條件下，模擬分析該氣井出砂顆粒直徑為60、64、68及70 μm時生產通道的沖蝕形貌，如圖7所示。經計算，其沖蝕速率分別為1.40×10-9、1.44×10-9、1.43×10-9及1.33×10-9kg/(m2·s)。圖8模擬了該井在不同生產年份，不同顆粒直徑下的沖蝕速率變化情況。從圖8可知，沖蝕速率基本不隨顆粒直徑的變化而變化，主要是因為當顆粒直徑變化時，單個顆粒質量也會發生變化，當質量流量一定時，顆粒數量將會發生變化。根據對該井設計年限內沖蝕深度為3.2 mm時的質量流量進行反算，結果顯示，取質量流量為最大值6倍才能達到3.2 mm的沖蝕深度，故得出該采油樹生產通道結構安全，滿足抗沖蝕要求。

圖8 投產初年不同顆粒直徑下沖蝕生產通道情況Fig.8 Status of production fairway under erosion of particles with different diameters in different production years

4.4 現場應用

2022年5月，該套國產化深水水下采油樹成功在東方1-S井投產使用，其安裝方位及精度滿足要求，功能測試正常，水下采油樹各密封測試全部合格，生產通道油氣流動安全。該井成功清噴測試，產氣量超配產，預計該井每年可生產天然氣約2億m3。此次水下油氣生產系統應用后，較以往生產成本可降低約27%，同類型設備將在未來用于開發陵水、寶島等多個深水油氣田，預計節約成本可超10億元，經濟效益顯著。

5 結 論

(1)在分析水下采油樹生產通道結構組成的基礎上，建立了生產通道三維模型，對不同節流閥開度下以及不同下游預充填壓力下的溫度場、壓力場、速度場進行了精細模擬，以東方1-S井為例可知，為避免油井生產期間節流閥后出現-40 ℃的低溫問題，推薦節流閥下游預充填壓力≥8 MPa。

(2)結合油井生產期間的井筒及生產通道溫壓場分布情況，計算出該井清井、關井、初開井工況下的生產通道溫壓場變化規律，節流閥上游2～3 h后溫度可以升至水合物相平衡溫度點以上，節流閥下游6～10 h后溫度升至水合物相平衡溫度點以上，當產量較低時水合物抑制劑需持續注入12 h以上。

(3)根據沖蝕影響因素分析優選了生產通道沖蝕模型，對水下采油樹生產通道進行了沖蝕參數化分析和沖蝕速率反演。結果顯示，取東方1-S井質量流量為最大值的6倍才能達到生產通道設計年限內最大沖蝕深度(3.2 mm)，表明該井采油樹生產通道結構安全，滿足生產期間的抗沖蝕要求。