嚴重段塞流控制技術在海上某油田的運用

摘要：海底混輸管線在運行過程中極易產生段塞流問題。嚴重段塞流會破壞海底管線及其上下游生產設施的穩定運行，會增加油氣田管理難度和提高生產成本。有效控制段塞流是海上油氣田運行管理的關鍵。本文介紹了海上某油田段塞流的成因以及控制嚴重段塞流的技術對策。結果表明，節流控制嚴重段塞流技術能有效緩解嚴重段塞流對油田造成的影響，該技術的成功運用為油田后續管理提供了重要依據。

關鍵詞：嚴重段塞流;海底管線;氣液混輸;節流控制

Abstract：Subsea pipelines during operation apt to suffer slug flow problems. Slugging subsea pipeline will destroy the upstream and downstream production facilities and its stable operation，the difficulty of management of oil fields will increase and higher production costs. Effective control of the sea slug flow is the key to management of oil fields. This article describes the slug offshore oil field and control the causes of severe slugging technical countermeasures. The results showed that severe slugging throttle control technology can effectively alleviate the severe slugging impact on the field，the successful application of technology management for the oil field provides an important basis for follow-up.

Key words：slug，subsea pipleline，gas-liquid two-phase mixture，throttle control

海上某油田于2008年建成投產，位于中國南海北部海域珠江口盆地，所處海域水深112～153米，由5個導管架井口平臺和1艘采用內轉塔不解脫系泊方式的FPSO組成，各平臺產出的油氣水混合物經海底管線輸送到FPSO附近，然后經“S”型柔性立管到達單點，最后經單點油滑環進入到FPSO原油處理系統進行處理（如圖1所示）。

C平臺產出的油氣水混合物經氣液兩相分離器脫氣后再利用外輸泵增壓通過海底管道輸送到FPSO;其余平臺的輸送動力源自電潛泵油井或自噴井的舉升壓力，產出的油氣水混合物直接輸至下游FPSO。海底管線C～FPSO基本上為液相流動，海底管線E～D～FPSO和海底管線B～A～FPSO為氣液混輸。

1 海底管線內的流體流態

海上某油田大多數油井采用電潛泵開采，D平臺和E平臺的部分高含氣井為自噴生產。此外，所有采用電潛泵開采的油井均未在井下管柱安裝油氣分離裝置，產氣量大的油井產出的油氣水混合物在井筒中流動時就形成了段塞流。

海上某油田每條海底管線均由直管、彎管、立管以及法蘭和接頭組成。各海底管線均存在起伏現象，雖然起伏角度較小，但起伏段很長。上述特點會導致油氣水混合物在海底管線運行過程中產生地形段塞流。

海底管線C～FPSO中的流體特性和流動速度決定了其為單相穩態流動，在運行過程中不會產生段塞流。

海底管線E～D～FPSO和B～A～FPSO中的流體在進入海管前都已顯現為段塞流，另外由于流體的含氣率普遍較高，高氣液比會誘發凝析，而凝析在管線起伏段會進一步誘發段塞現象的發生。

結合現場數據進行研究，結果表明目前A～FPSO和D～FPSO海底管線內的流動狀態多處于過渡流型和嚴重段塞流型區域（如圖2、圖3所示），且海底管線D～FPSO內的嚴重段塞流特性更為顯著，由此帶來的下游管線壓力波動特性和立管出口氣液流量波動特性非常明顯。

2 嚴重段塞流的產生

究其原因，嚴重段塞流的產生是由于立管中液體靜壓力的增長速度大于上游管線中氣體壓力的增長速度，在氣體壓力足以推動液塞流出管道之前，管線的傾斜部分會充滿液體，造成氣體被堵塞。嚴重段塞流表現為周期性變換的壓力波動以及間歇出現的液塞。

2.1導管架立管段處

導管架立管段處產生嚴重段塞流通常表現為以下四個階段：

階段1：液塞生長階段。立管底部被液塞堵塞后，隨著立管液體回流及上游管線來流，液塞會向上游管線和立管兩個方向生長;管道中壓力與立管中增長液塞的靜壓頭和立管出口壓力之和保持平衡關系，管道中壓力與立管中液位都逐漸增加。當液塞到達立管頂部時下一階段就開始了。

階段2：液塞流出階段。隨著氣液流入，由于立管中靜壓頭已達最大值，上游氣體不再壓縮升壓，而是推動液塞流出。在這個過程中，上游管道中壓力近似維持不變。當液塞尾部到達立管底部時就進入了階段3。

階段3：氣泡進入立管階段。液體快速流出。當液塞尾部到達立管底部時，氣體也會進入立管并穿入液塞。這個作用以及同時進行的液體從立管出口流出，會減少立管中的靜壓頭并使剩余的液體加速運動。早期進入立管的氣體一般以彈狀流型運動，其運動速度較慢。當氣體到達立管頂部時階段4即開始。

階段4：氣體噴出階段。在階段1中建立的管線中較高壓力此時會快速減小。這一階段開始的氣體速度很大，但隨著管線壓力的下降氣體速度會逐漸減小。初始的較高氣體流速會在立管中造成塊狀流型和/或環狀流型，然后還可能出現彈狀流型，氣彈速度較慢，最后一般是泡狀流。但是，當氣體速度減少到足夠小時，液體會向下回流并在立管底部形成液封，新一輪嚴重段塞流周期就又開始了。

2.2 FPSO柔性立管處

嚴重段塞流的產生與管道結構有著很大的關系，因此“S”型柔性立管中嚴重段塞流周期與垂直立管有一定的區別。但總的來說，“S”型柔性立管中嚴重段塞流周期大體上仍然可以分成液塞生長、液塞流出、氣泡進入立管、氣體噴出四個階段，與立管周期不同的是，這四個階段在時間上相互重疊，且較垂直立管更為復雜。

另外，“S”型柔性立管和垂直立管中的嚴重段塞流特性有許多相似之處。隨著液體折算速度增大，周期減小;氣體流量減小，則周期增大。管道下傾角會加強嚴重段塞流，增長周期，加快液塞在立管中的上升速度，減弱管道中氣液混合的程度。流體粘度增大到一定程度后，隨著粘度的增加，嚴重段塞流發生的概率會逐漸減小。

3 嚴重段塞流造成的危害

海上某油田投產后，氣液混輸管線的各立管系統持續出現嚴重段塞流現象。

嚴重段塞流引起海底管線產生較大的壓力和流量波動，海底管線及下上游關聯設備承受交變載荷，引起振動，沖蝕。

嚴重段塞流引起油井回壓波動，電潛泵的工作參數（主要表現為電流值）隨之波動，同步導致油田電網的運行不穩定。

嚴重段塞流還導致FPSO原油處理系統和燃料氣處理系統的壓力、液位大范圍波動，甚至壓力、液位波動的范圍超過保護值，存在嚴重的安全隱患。燃料氣處理系統的壓力波動，直接影響到燃氣壓縮機的正常運行，降低其使用壽命。另外，透平發電機也因燃料氣組分波動無法平穩運行而頻繁轉燒柴油，這不但縮短透平發電機的使用壽命，而且由于大量柴油的使用造成生產運行成本的增加。

因此，控制甚至消除段塞流對油田生產的影響至關重要。

4 嚴重段塞流的控制方法

消除嚴重段塞流的目的是使立管底部出現的新液塞在增長至頂部之前就被減小或消除，從而使氣液相在立管中以氣泡流、小段塞流等狀態連續流動，最終達到穩定流動狀態，壓力波動、管道出口氣液相流量變化都隨之減小。

消除嚴重段塞流主要有三種途徑：其一是減小立管中的液體所占的比例;其二是增大立管上游管道中氣體的壓力;其三是改變進入立管底部流體的流型。

4.1節流法

其原理是通過手動調節立管出口閥門開度來控制管道內的流型。優點是設備簡單，容易改造實現，可有效消除或抑制嚴重段塞流。缺點是閥門合適開度不易掌握，會增加上游管道背壓，可能使油井產量降低。

4.2反饋控制法

此方法是通過設定邏輯來自動調節立管出口控制閥的開度進而控制管道內的流型，原理與節流法類似。其優點是自動化程度高，可實現最優控制，勞動強度低，缺點是控制參數的選取與策略設計比較困難，對自動調節閥的精度與可靠性要求高。

4.3氣舉法

氣舉法是在立管的某一位置處注入壓縮氣體，實現氣液混合流動，注入壓縮氣體的位置有兩種：一是在立管底部彎管下游，二是在立管底部彎管上游。其優點能徹底消除嚴重段塞流，缺點是需要增加壓縮設備與新加立管，投資大。

4.4 擾動法

Almeida等人提出在靠近立管底部的上游管線適當位置處安裝一個文丘里管，文丘里管使流體加速，管內流體劇烈擾動，立管入口處的分層流消失，進而立管底部不產生積液現象。可是由于重力場的作用，形成的新流型是不穩定的，會在流動一段距離后產生滑脫現象并形成新的段塞流。因而，維持擾動后的流態到達立管頂部是能否有效消除段塞流的關鍵。所以，擾動裝置的選型及安裝位置至關重要。但海底施工難度大，且擾動裝置會影響清管作業。

4.5 接泵法

Johal等人提出安裝多相泵來消除嚴重段塞流。泵的安裝位置有兩種：其一是安裝在分離器前的水平管段上，這種方法是用泵來吸立管中的液體，以免液體在立管底部低洼處積聚，從而達到控制嚴重段塞流發生的目的;其二是安裝在立管底部低洼處，這種方法使用泵來舉升液體，加速液體在立管中的流動，也避免了液體在低洼處積聚。兩種方法相比，后者效果較好，但是后者施工及后期維護難度大。

4.6 液塞捕集器

這是一種位于海底管線終端的油氣初級分離設備，分為容積式和列管式兩種液塞捕集器。容積式捕集器處理長液塞的能力更強，分離效果較好，具有三相分離功能，且結構緊湊，占據空間小，但重量較大;而列管式液塞捕集器的優點是重量輕，便于拆裝，且有利于處理能力的升級（列管的增加比較方便），不足之處在于占據空間大。液塞捕集器能減緩對下游分離器等設備的沖擊，但并不能消除嚴重段塞流。

4.7 分離法

分離法是對氣液進行分離后，氣液用兩根管道輸送，不混輸。其優點是不產生嚴重段塞流，缺點是急劇增加投資成本，也是混輸技術的倒退。

5 控制嚴重段塞流的技術對策

海上某油田的2條氣液混輸海底管線都途經中轉平臺和FPSO，在平臺和FPSO的立管處都會先后產生嚴重段塞流，而且在平臺立管處形成的嚴重段塞流與流體進入海底管線后形成的地形段塞流會在FSPO柔性立管處加劇形成更嚴重的段塞流。因此，必須在中轉平臺和FPSO的立管出口分別進行嚴重段塞流控制。

5.1 技術措施

通過現場情況分析及室內模擬研究，在海上某油田采取了如下技術措施來控制嚴重段塞流問題：

（1）根據立管出口波動曲線，進行段塞流影響程度分級，海底管線E～D～FPSO為嚴重影響，海底管線B～A～FPSO為中度影響，海底管線C～FPSO為幾乎不影響，采取從重到輕的順序進行分步治理。

（2）采取“倒推+組合”法先FPSO后中轉平臺最后聯合微調的方式來調節各立管出口閥門的開度。

（3）分別采集作業前后的油井回壓、海管壓力、管線振動、原油處理系統工作參數、透平發電機燃料氣組分等數據，進行對比分析，綜合評定措施效果。

5.2 實施方案及效果

（1）多次微調2個中轉平臺和FPSO立管出口閥門，找出了目前生產狀態下各閥門的最佳開度。

（2）適度提高三相分離器和燃料氣滌氣罐的操作壓力，適當降低液相液位設點，增大燃料氣存儲空間，維持了透平發電機燃料氣用氣量，但燃料氣組分還是有波動。

（3）適當的節流可以將長液塞轉變成短的小液塞，使嚴重段塞流周期銳減，緩解了嚴重段塞流的氣液間歇流出特性，從而起到抑制嚴重段塞流的作用。但是，過度的節流不但對消除嚴重段塞流沒有幫助，還會使海底管線壓力驟增，加大氣液混輸的運行風險。

（4）以上措施在一定程度上緩解了嚴重段塞流產生的危害，但未能完全消除。

6 結論

（1）節流控制嚴重段塞流技術的現場運用，提高了海上某油田原油處理系統和燃料氣處理系統工況的穩定性，減少了透平發電機的轉油次數，降低了油田生產成本。

（2）在生產過程中要盡可能地使海管工況保持穩定，同時建議在高含氣井的潛油電泵吸入口處加裝氣液分離裝置，以防止在海底管線源頭產生段塞流。

（3）要徹底消除因嚴重段塞流引起的透平發電機燃料氣組分波動，還有必要在其燃料氣供給流程上增加脫碳裝置。

（4）要徹底解決因嚴重段塞流引起管道及關聯設備的振動和沖蝕問題，還需進一步進行大量室內模擬研究，形成可靠的段塞流綜合治理技術。

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作者簡介：楊根全，1979年生，2002年畢業于西南石油學院石油工程專業，現主要從事海上油氣田開發生產管理。E-mailyanggq4@cnooc.com.cn。