超深水平台海管在不泄压的情况下完成冰堵解堵操作实践  

作　　者：王海华 

机构地区：[1]中海石油(中国)有限公司海南分公司,海南海口570311

出　　处：《中文科技期刊数据库（引文版）工程技术》2023年第8期178-181,共4页

摘　　要：某气田作为我国首个自营超深水气田,是我国开发南海超深水油气资源的示范性、引领性项目。水下生产系统存在“一长一深一低”的特点:海管长度总长100公里、水深1000米、海底最低温度3℃。结合油藏特性和地理环境等因素,在开采过程中较其它常规油气田的开发方式有很大不同,具体表现为:油嘴前后差压大、海床温度低、海管长度长且为油气混输,易因流体组分、海管路由起伏等情况,出现天然气水合物、段塞流、结垢、结蜡、腐蚀等问题。其中尤以水合物对水下生产系统的影响最为显著,一旦形成水合物,将导致平台生产中断,甚至是设备损坏,对气田和公司带来不可估量的损失。该气田自2022年1月1日投产至今已经出现三次水合物生成并堵塞海底管道,如果采用传统的方式“泄压+水合物抑制剂注入”来完成解堵作业,那么海管内近百万方的天然气将被白白放空,同时其它生产井被迫停止生产,平台外输产量将受到大大影响,鉴于此,现场决定在海管不泄压、不减产的情况,通过优化甲醇注入方式来实施此次解堵。通过实践证明,超深水平台海管在不泄压的情况下通过优化甲醇注入方式能完成水合物生成的解堵作业。

关 键 词：超深水气田 水合物冰堵 水合物抑制剂甲醇 解堵。 

分 类 号：TE973[石油与天然气工程—石油机械设备]