“能够战胜深水高压、低温强换热恶劣环境，实时感知深不可见的数百到数千千米海底集输系统的流动安全风险，为海上油气田数字化、智能化运行管理提供可靠的解决方案。”这就是中海油研究总院有限责任公司专为深水油气安全、经济开发而创新打造的深水“利器”——海上油气田多相流动仿真分析与管理系统。
中海油研究总院有关负责人表示，该系统能够提供生产系统中测试仪器无法触及的信息，并引入数据融合算法，实现对未来生产状态和各类工况的预测，从而使现场作业人员在基本的油田生产知识的基础上，进一步提出更加先进的生产作业建议，减少生产中的风险，优化生产策略，促进管理能力升级，提高海洋工程数字化建设水平，推动海上油气田智能化建设。该系统获得首届国企数字场景创新专业赛研发设计类一等奖。
建设数字化油气田的必选项
2014年以来，随着荔湾、深海一号、流花16-2/20-1等油气田相继投产，我国海上油气开发已进入深水、超深水时代，“深水高压、低温”成为这个时代的主旋律。这意味着我国海上油气开发将处于深1500米及以上大高差、2℃～4℃低温强换热环境，使连接各个井口、水下生产设备及下游的几十到数百千米的水下油气水多相集输系统面临巨大的流动安全风险挑战，诸如水合物及蜡等固相沉积、段塞、多相腐蚀等。
当前，我国海底管道已达近8000千米，深水海底集输系统距离也在不断增加，仅深海一号，海底管道累计233千米。然而，对于深不可见的数百到数千千米海底集输系统中流动安全风险，员工主要依靠安装在井下、水下等特定位置的仪表数据以及操作人员的经验进行识别与控制，一旦水下仪表遭到损坏或出现故障，将失去实时信息，严重影响着深水油气安全、经济开发。
中海油研究总院有限责任公司水合物和海洋资源战略研究中心有关专家介绍，油气田多相流动仿真分析与管理系统是海上油气田开发实现流动全过程监测、做好流动安全控制和保障必须具备的技术，也是海洋石油实现智能化转型及建设智能化、数字化油气田不可缺少的环节。据悉，国内相关领域的研发和应用仍处于起步阶段。
潜心十年研究终成正果
中海油研究总院相关负责人介绍，当前，在大型油气田开发上，国外均配备了该类海上油气田多相流动仿真分析与管理系统，国内大都采用的是欧美国家主导的此类系统，购置与维护费用非常昂贵，而且不利于保护我国油气田生产信息。
针对以上深水油气田开发难题，中海油研究总院水合物和海洋资源战略研究中心主任李清平带领团队历经十余年潜心研究，有效融合了机器学习和油气水多相流机理模型，自主提出并研发了深水油气田井筒—水下设备—海底管道—平台全流动体系的多相流动过程动态仿真、流型判别、虚拟计量和风险识别等技术方法，开发了海上油气田多相流动仿真分析与管理系统。
据介绍，该系统充分利用油气田测试、设计、施工、调试及全时段在线仪表有效数据，采用全自主研发的热动耦合多相流动模型，通过热—流—力多动特征多参数提取、实现了水下生产井产量实时数字计量，其中蜡沉积、水合物、段塞等流动安全风险达到10秒级预警，并实时反馈最优调控方案，为海上油气田数字化、智能化运行管理提供了可靠且高效的解决方案。
已在多家气田成功应用
据中海油研究总院流动安全工程师陈海宏介绍，目前中海油研究总院研发的海上油气田多相流动仿真分析与管理系统，已成功应用于流花19-5气田、文昌10-3气田、东方1-1气田和流花4-1油田，实现了该系统100%国产化研制，性能达到国际先进水平，相关成果获得发明专利授权21件、获得省部级科技奖10项，研究团队荣获“全国工人先锋号”“央企楷模”称号。
以流花4-1油田为例，该系统实现8个水下井口虚拟计量及海上油气输送全过程流动风险监测与管理，节省了实体流量计的购置费用超4000万元，并大大减少了因倒井计量所带来的产量损失费用。以文昌10-3气田为例，该系统的成功应用，节省了实体流量计的购置费超2000万元。目前，该系统各方面均已成熟，且形成标准化开发流程，应用价值高，具备产业化推广应用条件。据悉，未来该系统将陆续在流花16-2油田、“深海一号”等深水油气田推广应用，为海上油气田水下运行流动风险智能监测、预警及防控提供技术支撑，全面保障我国粤港澳大湾区等地区的能源安全和及时供给。
“尽管我们自主研制的海上油气田多相流动仿真分析与管理系统在国内多个海上油气田实现应用，但是要想实现该系统在海上油气田全覆盖，还有一段很长的路要走。”中海油研究总院流动安全首席工程师姚海元说道。未来，研究团队将进一步打造开放性的海上油气田多相流动仿真分析与管理系统，用户可结合自身需求对系统基础设置和模型算法进行更新，提供多种方式供第三方软件与系统进行数据交互，实现系统功能的持续迭代升级与创新发展，深化流动管理系统标准化开发模式，加快产业化发展进程，持续为深水油气开发实现流动数字化、可视化、智能化管理提供创新方案。
