我国南海深水油气田水下回接管道清管策略研究

在对国内外深水油气田开发项目中水下回接管道的清管操作策略全面调研分析的基础上,针对我国南海深水油气田开发工程的具体特点,通过对比分析,提出我国南海深水油气田水下回接管道清管操作策略。每种清管方案都有其优点、缺点和适用范围。依托设施上发球和收球的技术方案适合于清管频率较高的气田回接管道和油田回接管道;水下发球方案适合于清管操作不频繁的场合。使用常用的OLGA商业软件对我国已经投产的某深水气田的清管操作进行模拟分析,分析清管操作中多相流体的瞬态流动规律,用于指导深水油气田水下回接到现有设施的回接管道工艺设计和清管操作策略。

海洋深水海底含蜡原油管道中蜡沉积预测和清管模拟

针对含蜡原油管道蜡沉积会引起回接管道的流动安全问题,研究深水含蜡原油管道蜡沉积规律以及控制措施。使用OLGA软件,对中国南海某深水油田2根233mm水下回接不保温含蜡原油管道中蜡沉积速度、蜡沉积在管壁的厚度以及清管周期等进行模拟分析,综合考虑蜡沉积厚度和蜡沉积引起的压力增加确定清管周期。结果表明:在投产后前2年,清管周期约35d,从第3年开始,随着含水量大幅增加,清管周期约60d;单根233mm管道最大输液量为7000m3/d,输液量高于7000m3/d时需要采用双管输送,FPSO平台上清管所需的最大输液量为4200m3/d(175m3/h),发球所需的最大外输泵压力为6000kPa。