一種控制長距離外輸海管段塞流的方法

張偉寧

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司， 廣東 湛江 524057）

1 概述

A平臺隸屬于文昌油田群，該平臺依托周邊原有設施進行開發，產出原油不處理經過一條長約18km的10英寸單層不保溫油氣水混輸海底管道外輸至B平臺，與B、C、D平臺原油混合后輸送至FPSO處理。A平臺設計布置開發井12口，預測油田高峰時平均日產液1160m3，A平臺海管設計輸送量2400m3/d。A平臺產出原油密度低，流動性好，飽和壓力低（2.3MPa），溶解氣油比中等（40.31m3/m3）[1]。

A平臺投產初期5口生產井在產，平臺產液250m3/d，產氣7700m3/d。投產初期出現了A平臺閉排泵超壓無法使用和下游B、C、D平臺壓力波動大兩個問題。本文介紹A平臺由于段塞流造成的技術難題、段塞流成因、控制措施以及改造后的效果。

圖1 文昌油田群位置圖

2 A平臺投產后出現的問題

2.1 B、C、D平臺海管外輸壓力高，壓力波動大

A平臺投產后，上下游B、C、D平臺海管外輸壓力過高，壓力波動大，導致B、C、D平臺不得不通過降頻限產來降低海管外輸壓力。此外，B、C、D平臺在壓力波動高值時容易引起海管壓力高高開關動作，從而導致生產關停。

2.2 A平臺海管外輸壓力過高，閉排泵無法使用

A平臺投產后，海管外輸壓力持續升高，長時間保持在2.8MPa以上。A平臺閉排泵設計壓力為2.7MPa，導致閉排泵運行時振動大且無法泵出液體。閉排泵無法將閉排罐的液體打入海管，給A平臺的安全生產造成了極大安全隱患。

3 原因分析

3.1 A平臺原油脫氣產生的段塞流

A平臺投產初期有5口油井生產，日均產液250m3，產氣7700m3，海管為18km單層不保溫10英寸海管，海管容積為824m3。……