水下采油树生产通道流动安全分析与应用

任冠龙 孟文波 王宇 余意 王莹莹

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司 2.中海油研究总院有限责任公司 3.中国石油大学(北京))

0 引 言

水下采油树连接了来自地层深处的油气和外部的油气运输管道，可以控制油气的开采速度及实时监测和调整生产情况。长期以来，全球仅有国外5家公司掌握水下油气生产系统的设计技术，导致我国水下油气装备采办周期长、价格高、维保难，制约着国家海洋石油自主迈向深水开采的步伐。2022年我国首套国产化深水水下采油树正式投入使用，这标志着我国已具备深水水下采油树成套装备的设计建造和应用能力，对保障国家能源安全和推动我国海洋石油工业高质量发展具有重要意义[1]。

水下采油树生产通道是从采油树主体及阀门到跨接管之间的油气过流管道，海底高温油气经过生产油管到达水下采油树生产通道，其对生产的油气进行流量控制，并对生产压力、环空压力、温度、地层出砂量及含水量等油气井参数进行监测。由于深水具有海底低温、储层疏松、流体组分多、相态复杂等特点，地层流体流经水下采油树生产通道时，会产生复杂流动的传热过程及管壁和弯角冲蚀现象[2-4]。如果处理不当，生产通道将形成水合物，进而造成堵塞阀门、管路等风险，或者产生因管壁冲蚀引发泄漏等事故，因此对水下采油树生产通道进行流动安全分析具有重要意义。

目前在水下采油树主体、油管悬挂器以及生产通道方面的传热计算分析较多，国内学者已建立了一些水下采油树稳态和非稳态条件下的传热控制方程及边界条件，可以对混合天然气比热容、导热系数以及对流换热系数等进行计算[5-7]。但对油气井生产通道内温压场动态缺乏精细表征，对生产通道内部和节流阀后水合物的生成和防治，以及对生产通道的出砂冲蚀研究较少。本文在前期研究的基础上，采用数值模拟方法建立采油树生产通道有限元模型，对油气井生产期间的温压场动态进行精细表征，对水合物生成风险进行预测，对生产通道进行冲蚀特性研究，从而为水下采油树生产通道内的油气流动安全提供技术支持，以保障水下采油树的正常运行和油气井的安全生产。

1 生产通道温压场技术分析

我国首套国产化深水水下采油树为卧式采油树，其应用于南海西部东方1-S井。该井井深3 691 m，垂深1 306 m，储层温度80 ℃，压力系数1.01～1.06，渗透率9.6～97.0 mD，孔隙度21.9%～24.5%，烃体积分数27.2%，CO2体积分数66.2%，该井配产50×104m3/d。卧式采油树主要由采油树主体、油管悬挂器、阀门和井口连接器等组成，油气井中的油气从井口头流出，流经油管悬挂器、生产通道和节流阀，再经过生产管道输送给水下管汇。由于深水海底复杂的地理环境和多管道控制生产的要求，水下采油树的生产通道比较复杂，有很多的转弯和阀门，其结构如图1所示。

图1 卧式采油树及生产通道结构示意图Fig.1 Schematic diagram for horizontal Christmas tree and structure of production fairway

1.1 生产通道

采油树生产通道主要功能是控制整个油气田系统的开采操作流程，实现生产油气流量调节。该采油树生产通道全长5.8 m，管径130.6 mm。对该采油树的生产通道进行结构分析，建立数值模型并划分网格，可将其分为15个短管部件，其中最后一个部件为变径管，模拟生产油嘴。最终确立的网格数约390万个四面体CFD网格，如图1c所示。

1.2 生产油嘴

该采油树的生产油嘴采用笼套式节流阀，其核心零件是笼套和柱塞。其工作原理是：通过阀杆控制内部柱塞移动，柱塞通过遮挡笼套上的节流孔来调节节流孔数量和过流面积，进而影响流体通过节流阀的能力，最终达到节流降压的目的。笼套式节流阀的三维模型如图2所示。出口和入口的管道内径为130.6 mm，其中的节流孔结构沿笼套轴线平行布置，每行孔沿笼套圆周设置，布置角度设置为60°×6排，每排小孔个数为5个，节流孔总个数为30个，单排直径从入口向出口大小分别是15、12、9、6和3 mm。

1—笼套；2—阀杆；3—柱塞。

1.3 开井后生产通道温压场精细表征

水下采油树生产通道内油气的实际流动状态是复杂的三维流动，假设流体为不可压缩流体，忽略重力的影响，采用湍流模型进行分析，建立连续性方程及能量方程，具体如下：

(1)

(2)

建立Realizablek-ε模型：

(3)

C1εε/k(Gk+C3εGb)-C2ερε2/k+SE

(4)

式中：ρ为流体密度，kg/m3；t为时间，s；ui为X方向上的速度，m/s；T为温度，℃；U为速度矢量，m/s；k为湍动能，m2/s2；cp为比热容，J/(kg·K)；ST为黏性耗散项，Pa·s·K/m2；ε为湍动能耗散率，m2/s3；μ为流体传热系数k与湍流动能耗散ε的函数(湍动黏度)，Pa·s；Gk为平均速度梯度引起的湍流动能产生项，Pa/s；Gb为浮力影响所引起的湍流动能产生项，Pa/s；C1ε、C2ε、C3ε为湍流动能和湍流动能耗散率对应的普朗特数；SE为用户自定义项，Pa/s2。

2 水合物生成风控

深水水下采油树所处的低温高压环境是水合物生成的有利条件，一旦在采油树通道内形成水合物，会造成生产通道堵塞，并将对生产设备及油气井造成极其严重的威胁。

2.1 井筒中水合物生成风险预测

深水油气井测试及生产期间井筒内水合物生成研究已较为成熟。由于深水井筒内流体存在大温差交变的特点，井底高温流体在海底段井筒内的温度会急剧降低，在该过程中，因井筒内存在低温高压环境，极易生成水合物[8]。将井筒中的温压曲线与水合物相平衡曲线进行对比，判断井筒中的水合物生成区域，通过不同开井时间的温压曲线对比，随着开井时间的延长，井筒温度逐渐升高，井筒温压场曲线与水合物相平衡曲线相交的区域减小，即井筒中的水合物生成区域逐渐减小，变化情况如图3所示。

图3 投产初期井筒水合物生成区域变化(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 生产通道内水合物生成风险控制

水下采油树正常生产过程中，生产油嘴处节流效应明显，但节流阀处急速流动的油气一方面会立刻带走水分，另一方面阀门处达到水合物生成条件的位置很少，即使生成了水合物，也会被高速的气流带走。但是在生产油嘴下游出口段，因为截面变大使得气体流速降低，水合物和水分不易被带走，故其沉积在下游时就会停留，当温度达到水合物生成的临界温度和压力时，水合物就会大量生成并堵塞在生产通道中[9]。

水下采油树生产通道内设有化学药剂注入点，通过注入水合物抑制剂可以有效降低节流效应产生的水合物堵塞风险。由于不同生产工况下生产通道内的温压分布会发生显著变化，所以需要根据实际操作时注入点处的压力来计算地面化学注入泵的注入参数。其中，甲醇、乙二醇等抑制剂注入过程中，地面注入泵的最低压力计算如下：

ps≥pz+Δpf+Δpj-Δph

(5)

式中：pz、Δpf、Δpj及Δph分别为注入泵的最小注入压力、注入点的井筒内压力、沿程摩阻压降、注入点的局部压力损失及抑制剂的静液压力，MPa。

醇类抑制剂注入量一方面要保证，另一方面需要考虑其在气相中的损失。抑制剂注入速率计算式如下：

(6)

式中：qs为抑制剂的注入速率，L/min；qw为产水速率，L/min；ql为抑制剂在气相中的损失速率，L/min；c为抑制剂的注入质量分数，%。

抑制剂注入量根据不同质量分数抑制剂对应的水合物相平衡曲线确定，由不同质量分数下的水合物相平衡曲线可得抑制水合物生成的最小质量分数。抑制剂最小质量分数与含水体积分数结合可得出所需水合物抑制剂量计算式：

M=(Vgnwwρw)/(1-w)

(7)

式中：M为每天所需抑制剂质量，kg/d；Vg为气井产气量，104m3/d；nw为气井产出气体含水体积分数，10-4m3/m3；w为所需抑制剂的质量分数，%；ρw为水的密度，g/cm3。

3 冲蚀特性研究

3.1 冲蚀影响因素分析

水下采油树所处的环境恶劣，油气成分复杂且含砂量大，流道内外部因素都对冲蚀具有很大影响，且彼此相互影响。夹杂在油气中的固体颗粒在以一定速度通过采油树内部油气流通道、节流阀等时，由于管径的不同和弯管的存在，流体速度和方向发生变化，冲蚀严重部位恰好位于流速变化和流向改变的位置，而流体中砂粒的存在大大加快了冲蚀速率。影响冲蚀的因素主要包括颗粒特性和结构特性。颗粒特性主要包括颗粒的硬度、大小、运动速度、撞击时的入射角以及固体颗粒的质量分数等；结构特性则表现为固体结构的材料性能、生产通道等的转弯半径和内径、节流阀的过流面积等。而冲蚀速率的大小通常与固体颗粒的质量、速度和冲蚀角度有关。

水下采油树生产通道内油气速度既存在低至0的区域，即盲管段，又有高至30 m/s以上流速的区域，油气在盲管段会形成静水区，从而避免流体携带颗粒物90°撞击流道，引起较大冲蚀，通常流道内冲蚀角度为0°～45°。油气中所含的砂是主要的磨粒，同时油气中也可能含有碎石屑，磨损方式为球状圆滑磨粒的犁削和多角磨粒的切削。时间对冲蚀的影响只有在积累到一定程度才会发生，采油树的设计年限一般是20 a，后期防护极为重要。采油树的外部环境温度极低，但内部油气流具有很高的温度，温度对冲蚀的影响很复杂，随着材料属性的不同，材料冲击流道表面时的热量转换也会影响冲蚀，且其影响更为复杂[10-11]。

3.2 冲蚀模型选择

本文采用Oka模型对生产通道冲蚀特性进行分析，该模型适用于以石英砂、玻璃珠等冲击不锈钢、碳钢等材料时的冲蚀预测，且该模型不仅将材料塑性变形效应积累和颗粒对材料微切削效应积累考虑在内，而且充分考虑了颗粒碰撞角度、速度、颗粒粒径、材料硬度等的影响，其方程如下：

(8)

(9)

式中：ER为冲蚀速率，kg/(m2·s)；C为常数；f(α)为试验数据拟合出的冲击角函数；ρ为所分析构件的密度，kg/m3；α为冲击角，(°)；Hv为所分析构件的维氏硬度；V′为参考腐蚀速度，m/s；V为腐蚀速度，m/s；n1、n2为速度指数；d′为参考腐蚀深度，m；d为腐蚀深度，m；k1、k2、k3为常数。

4 计算结果分析及应用

4.1 温压场精细表征计算结果

通过建立节流阀和三维生产通道模型，运用数值模拟方法，对在不同节流阀开度下的温度场、压力场、速度场进行了精细刻画。建立的三维模型确立了CFD网格，为提高计算精度，将节流孔及弯管处网格加密，节流阀设计单日气体处理量超100×104m3，满足作业能力，模拟分析东方1-S井节流阀不同开度(产量)，以及不同下游填充压力下生产通道速度、温度、压力场分布。节流阀开度为31.25%、37.50%、43.75%及50%，模拟结果见图4和图5。

图4 不同节流阀开度生产通道速度、温度、压力云图Fig.4 Cloud chart for velocity，temperature and pressure of production fairway at different openings of throttle valve

图5 节流阀开度为31.25%、下游填充压力为6 MPa时的速度、温度、压力云图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

由图4可知，生产油嘴处压降大、速度高，节流效应明显，最低温度出现在生产油嘴出口位置，该处压力、温度、速度波动剧烈，但影响区域较小。随着节流阀尺寸增加，节流效应降低，节流阀下游处生产通道的低温区减小，生产通道温度提升。由图5可知，同一下游填充压力下，随着产量的增加，节流阀后最低温度升高，生产通道回温时间减少；随着下游填充压力的降低，节流阀后最低温度明显降低，生产通道回温时间显著增加。通过开展不同下游填充压力、不同产量下生产通道温压预测分析后可知，为避免节流阀后出现-40 ℃低温，推荐预填充压力≥8 MPa。

4.2 水合物生成风险计算结果

结合采油树生产期间的生产通道温压场分布情况，对投产期间生产通道节流阀上、下游的水合物生成风险进行分析计算。数值计算结果表明，在预填充压力为8 MPa条件下，节流阀上游在2～3 h后温度可以升至水合物相平衡温度点以上；节流阀下游因节流效应，温度升至水合物相平衡温度点以上所需时间较长，为6～10 h；当产量较低时抑制剂需持续注入12 h以上，风险分析结果如图6所示。生产通道节流阀处水合物抑制剂注入方案如表1所示。

表1 生产通道节流阀处水合物抑制剂注入方案Table 1 Scheme for hydrate inhibitor injection at throttle valve of production fairway

图6 生产通道节流阀上游、下游的水合物生成风险分析Fig.6 Analysis on hydrate generation risk at upstream and downstream of throttle valve of production fairway

4.3 冲蚀特性计算结果

通过建立的SolidWorks流体域模型，将网格模型导入Fluent软件，定义网格模型的出口、入口和壁面，结合Realizablek-ε湍流模型和高阶离散格式对采油树生产管道内部的流场进行模拟分析。考虑到混输颗粒流体在流动过程中受到重力作用，将重力考虑在内，设置Y方向加速度为9.8 m/s2。

根据东方1-S井最高油气输送的速度和质量流量，进行冲蚀模拟分析，生产通道冲蚀云图如图7所示。由图7可知，生产通道靠近入口侧的竖直管道内速度分布均匀且相等，但是在进入横向通道时速度发生了变化。由于生产通道竖直段内顶部有盲管段，左边竖向通道中的流体在流向盲管段时会与盲管段内的流体发生碰撞，而且竖向通道中流体速度较大，使得盲管段内流体速度逐渐降为0，于是在盲管段内形成一个静压区，使得流体在进入横向通道时发生了一个类45°反射。粒子在45°反射后以较大速度碰撞靠近左侧拐角处的横向通道外壁面和靠近右侧拐角处的竖向通道外壁面，这5处的冲蚀速率分别为5.53×10-10、4.43×10-10、3.32×10-10、1.33×10-10及2.21×10-9kg/(m2·s)。在同样的条件下，管道直壁面内的冲蚀分布均匀且冲蚀量小，在入口90°的拐角处冲蚀量大，并且在出口端流体撞击壁面角度大的地方冲蚀较严重。

图7 采油树生产通道冲蚀结果Fig.7 Erosion results of production fairway of Christmas tree

在颗粒速度为14.3 m/s、质量流量为3.09×10-7kg/s条件下，模拟分析该气井出砂颗粒直径为60、64、68及70 μm时生产通道的冲蚀形貌，如图7所示。经计算，其冲蚀速率分别为1.40×10-9、1.44×10-9、1.43×10-9及1.33×10-9kg/(m2·s)。图8模拟了该井在不同生产年份，不同颗粒直径下的冲蚀速率变化情况。从图8可知，冲蚀速率基本不随颗粒直径的变化而变化，主要是因为当颗粒直径变化时，单个颗粒质量也会发生变化，当质量流量一定时，颗粒数量将会发生变化。根据对该井设计年限内冲蚀深度为3.2 mm时的质量流量进行反算，结果显示，取质量流量为最大值6倍才能达到3.2 mm的冲蚀深度，故得出该采油树生产通道结构安全，满足抗冲蚀要求。

图8 投产初年不同颗粒直径下冲蚀生产通道情况Fig.8 Status of production fairway under erosion of particles with different diameters in different production years

4.4 现场应用

2022年5月，该套国产化深水水下采油树成功在东方1-S井投产使用，其安装方位及精度满足要求，功能测试正常，水下采油树各密封测试全部合格，生产通道油气流动安全。该井成功清喷测试，产气量超配产，预计该井每年可生产天然气约2亿m3。此次水下油气生产系统应用后，较以往生产成本可降低约27%，同类型设备将在未来用于开发陵水、宝岛等多个深水油气田，预计节约成本可超10亿元，经济效益显著。

5 结 论

(1)在分析水下采油树生产通道结构组成的基础上，建立了生产通道三维模型，对不同节流阀开度下以及不同下游预充填压力下的温度场、压力场、速度场进行了精细模拟，以东方1-S井为例可知，为避免油井生产期间节流阀后出现-40 ℃的低温问题，推荐节流阀下游预充填压力≥8 MPa。

(2)结合油井生产期间的井筒及生产通道温压场分布情况，计算出该井清井、关井、初开井工况下的生产通道温压场变化规律，节流阀上游2～3 h后温度可以升至水合物相平衡温度点以上，节流阀下游6～10 h后温度升至水合物相平衡温度点以上，当产量较低时水合物抑制剂需持续注入12 h以上。

(3)根据冲蚀影响因素分析优选了生产通道冲蚀模型，对水下采油树生产通道进行了冲蚀参数化分析和冲蚀速率反演。结果显示，取东方1-S井质量流量为最大值的6倍才能达到生产通道设计年限内最大冲蚀深度(3.2 mm)，表明该井采油树生产通道结构安全，满足生产期间的抗冲蚀要求。