海底管道段塞流对zj25-1南油田群的影响与控制措施

宁永庚 周海军 李 岩

1中海石油（中国）有限公司天津分公司

2中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

海底管道段塞流对zj25-1南油田群的影响与控制措施

宁永庚1周海军2李 岩2

1中海石油（中国）有限公司天津分公司

2中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

在海洋油气开采系统中，混输海管内多相流动常处于段塞流工况，这将对海洋平台产生极大的危害。zj25-1南CEP平台共有9条海底管线，段塞流对zj25-1南CEP处理系统造成的危害主要体现在多相分离系统和天然气系统方面。根据zj25-1南油田群的实际情况，从上游和下游两个方面采取措施应对海管中出现的段塞流：上游控制混输海管合理的气液比和起输温度，提升海管输送效率，从而削弱和消除段塞流的形成；下游合理调整一级分离器入口和jx高压分离器入口处PV阀的参数设置，采用节流法可以有效减弱及消除段塞流对流程的冲击。

混输海管；段塞流；原油处理流程；气液比；压降

在海洋油气开采系统中，由于存在大量的输量变化、开井关井等操作，混输海管内多相流动常处于段塞流工况。出现段塞流时，气体和液体交替流动，充满整个管道流通面积的液塞被气团分割，在管道出口处交替出现断流、大液塞以及强烈的气体脉动，使油气混输管道和下游设备承受间歇性应力冲击，对海洋平台会产生极大的危害。随着海上油气开采逐步向深海领域发展，多相混输管道长度及立管高度会不断增加，段塞流的消除成为亟待解决的问题。

1 概况

zj25-1南油田群位于渤海辽东湾海域，包括zj25-1南油气田、zj25-1油田和jx1-1油田，共计3座中心处理平台（CEP）、4座井口平台（WHP）。其中，zj25-1南CEP平台共有9条海底管线，是整个油田群的油气集输中心，3个油田的原油在zj25-1南CEP平台混合后输送至陆地处理厂。原油处理系统流程如图1所示。

图1 zj25-1南CEP平台原油处理系统流程

2 段塞流产生的原因及其影响

2.1 zj25-1南油田群段塞流产生的原因

多相混输管道中的滞液是产生段塞流的基本条件[1]，它的形成主要有以下几种原因：

（1）普通水力输送产生段塞流。混输管道内流体流动为层流时，流体在气液交界处形成波浪，在受到流速不均或者其他外界因素干扰时，逐步发展至堵塞整个管断面，层流状态遭到破坏形成段塞流。

（2）沿海底管道走向高度变化产生段塞流。海底管道上连接zj25-1南油气田CEP收球筒处的立管可引起段塞流，段塞流量的大小与立管高度及立管底部水平管道的倾斜度有关[2]。

（3）操作过程易引起段塞流。生产流程中由于阀门的开关等瞬间操作导致流量和压力变化，以及通球可引起段塞流。

（4）管道压力波动引起段塞流。随着jx1-1油田与zj25-1南油气田WHPB平台开采年限的延长，外输气量逐年增加，混输管线中的气油比将超过管道的最小压降气液比，管道压降增大[3]，压力波动加剧，从而引起段塞流。

（5）管线内流型的改变导致段塞流的产生。jx1-1油田至zj25-1南CEP的海底混输管线的实际长度为29.7 km，zj25-1南油气田WHPB平台到zj25-1南CEP的海底管线的实际长度为6.6 km，过长的输送距离使得流体很难保证始终以层流状态流动，流型的变换会加剧段塞流的形成。

2.2 段塞流对zj25-1南油田群的影响

2.2.1 段塞流对多相分离系统的影响

zj25-1南油气田WHPB平台生产的油、气、水在外输海管中形成的段塞流——一段气塞一段液塞，高速流进各级分离器，对各级分离器造成强烈冲击，容易造成各级分离器“液位高高”和“压力高高”，造成原油生产流程与天然气流程的三级关断。同时，段塞流也影响分离器的分离质量。严重段塞流进入分离器后，由于液量过大，会造成液相在各级分离器内的停留时间过短，三相分离不够充分，达不到设计的分离效果。另外，由于段塞流来液量与气量的非均衡性，使得各级分离器的实际操作压力时高时低，限制了分离器正常发挥作用。

jx混输海管的段塞流对jx分离器冲击比较大，容易造成其“液位高高”而发生关断，处理不及时还可能造成jx分离器冒罐。jx1-1油田的原油通过29.7 km海底混输管线到达zj25-1南CEP，随后进入jx分离器。由于jx分离器容积比较小（76 m3），缓冲能力有限，当严重段塞流到来时，将会在极短的时间内造成油室“液位高高”，进而导致jx1-1油田三级关断。同时，由于段塞流所携带的气量不稳定，当气塞到达jx分离器时，将会造成其压力升高，进而导致伴生气压缩机入口“压力高高”而过载停机，影响整个气系统的正常平稳运行。

2.2.2 段塞流对天然气系统的影响

zj25-1南油气田WHPB平台混输海管内的段塞流严重影响zj25-1南CEP一级分离器的进气量。严重段塞流时，当气塞到达一级分离器时，瞬间气量就会特别大，持续时间将随气塞长度而定，容易造成中压压缩机入口“压力高高”停机；同时，流程中的二级分离器和三级分离器也将出现压力高的情况，导致伴生气压缩机入口压力高，严重时将会导致伴生气压缩机入口“压力高高”过载停机，进而导致中压机停机。当液塞到达一级分离器时，瞬时气量将会特别小，持续时间随液塞长度而定，如果中压压缩机的回流阀调节不够及时，将会造成中压压缩机入口“压力低低”停机；同时，流程中的二级分离器和三级分离器也将出现压力低的情况，导致伴生气压缩机入口压力低，严重时将会导致伴生气压缩机入口“压力低低”停机，进而导致中压压缩机停机。

当jx1-1油、气、水三相混输海管内的段塞流到达jx分离器（V-2006）时，jx分离器的压力剧烈波动，导致伴生气压缩机入口的压力也剧烈波动。如果段塞流严重，当气塞到达V-2006时，会瞬间造成V-2006高压，导致伴生气压缩机入口“压力高高”过载停机；当液塞达到V-2006时，会瞬间造成V-2006低压，导致伴生气压缩机入口“压力低低”停机。

如果zj25-1南CEP由于段塞流影响而产生三级关断，将会导致整个zj25-1南油田群停产，同时影响下游zj20-2天然气处理厂和绥中36-1CEPK平台透平发电机组的用气量。如果中压压缩机停机，将会影响zj25-1南CEP的4台透平发电机和绥中36-1CEPK平台的3台透平发电机的燃料气量，处理不及时将会造成zj25-1南油田群和绥中36-1油田群透平失电的二级关断。

3 应对段塞流的措施

目前，油田群应对段塞流采取的措施基本上都是从干扰流动和增加附加设备两方面出发。增加附加设备主要是设置段塞流捕集器和在立管底部插入小直径管线两种途径。干扰流动主要有三种途径：①减小立管中的液塞密度，从而降低液体的静压力，如注气举升法[4]；②增大立管上游管道中气体的压力，如节流法[5]；③改变进入立管底部流体的流型，消除出现段塞流的条件，如扰动法。目前国外常用的处理方法大都是基于这三种途径。部分油田已将上述方法应用到实际生产中，取得了很好的效果。

根据zj25-1南油田群的实际情况，从上游和下游两个方面来应对海管中出现的段塞流。

3.1 上游采取的措施

（1）根据混输海管的最小压降气液比[6]，合理控制油井的气油比，调整混输海管的气液比。当混输海管的外输气液比远远超过海管的最小压降气液比时，海管压降会随之增大，这将极大地降低海管的输送效率，导致海管压力剧烈波动，出现严重段塞流。zj25-1南WHPB平台的油井主要处于西高带沙河街的大气顶油藏，随着开采年限的增加，油井产气量逐年增大，产液量逐年衰减，导致外输气液比逐年增大。另外，jx1-1油田的混输海管在输送过程中掺气，其气液比的大小同样影响到混输海管压降的强弱。因此，在调整整体开发方案时，应考虑段塞流的影响，可以合理调整油井生产制度，控制好jx1-1的外输气液比。

（2）降低混输海管的外输含水量，减少海管内紊流的出现。海管内油、气、水三相混输比油、气二相混输的流型更为复杂多变，更容易形成紊流，进而形成段塞流。控制好混输海管的外输含水量，避免复杂流型的出现，减少段塞流的形成。

（3）控制好jx1-1混输海管的起输温度，减小压降，提升海管输送效率。研究表明，对于输送高黏原油的混输管道来说，起输温度对压降计算的影响是显著的，而对于输送高黏原油的长距离海底混输管道，起输温度的影响将更为显著；但是在海底混输管道中，将起输温度定得过高不仅会增加平台的热能消耗，而且会给海底管道结构设计带来困难。因此，在jx1-1高黏原油海底混输管道中应将起输温度控制在适当的范围。

（4）清管作业期间，减少或停止向混输海管内进气，控制混输海管的外输气液比。当jx1-1油田—zj25-1南CEP混输海管需要进行清管作业时，jx1-1油田可减少外输掺气量；当zj25-1南油气田WHPB—zj25-1南CEP混输海管需要进行清管作业时，WHPB平台可调整高产气的油井生产制度，控制产气量。

3.2 下游采取的措施

（1）合理调整一级分离器入口压力调节阀的工作方式。由于zj25-1南油气田WHPB平台—zj25-1南油气田CEP油、气、水混输海管内段塞流比较严重，对分离系统和天然气系统影响比较大。为了减缓段塞流的冲击，根据油气田目前的实际生产情况，对V-2001入口压力调节阀的工作方式进行合理调整：由之前的自动调节改为手动调节，保持适当的阀开度，使其充当节流阀的角色[7]，控制管线内的流量和压力，利用节流法来减弱或消除段塞流。

（2）注入适当的化学药剂。对于油、气、水三相混输海管，管线内容易产生泡状流，消泡剂的添加则显得尤为重要。

（3）在jx1-1混输海管收球筒后添加压力调节阀。添加压力调节阀后，可以根据实际情况设置调节阀的参数，合理控制管线内的流量与压力，使调节阀发挥较好的节流作用，进而减弱或是消除段塞流。

（4）在jx1-1混输海管收球筒后增加jx高压分离器。高压分离器充当段塞流捕集器的角色，可有效削弱段塞流对zj25-1南CEP平台的影响。根据jx1-1混输海管的不同油气比和产量计算得出可能出现的最大段塞量为12 m3，而根据经验公式计算的最大段塞量为5倍立管体积约20 m3，增加油室容积为20 m3的高压三相分离器可以满足各种工况。

（5）采用干气大回流，避免段塞流对天然气系统的影响。zj25-1南CEP平台进行了一系列流程优化改造，具体方案如下：在合格的干气外输管线上连接管线至中压机入口和低压机入口，形成干气回流流程，利用压力调节阀控制回流气压力，稳定中压机与低压机入口压力，避免其受段塞流的影响，确保天然气压缩机的稳定运行。

4 结论

（1）合理调整一级分离器入口和jx高压分离器入口PV阀的参数设置，采用节流法可以有效减弱甚至消除段塞流对流程的冲击。

（2）增加高压分离器有效地削弱了jx1-1混输海管中的段塞流对zj25-1南CEP平台的影响。

（3）上游控制混输海管合理的气液比和起输温度，提升海管输送效率，能够减弱或消除段塞流的形成。

（4）在混输海管的上游注入消泡剂，有助于消除段塞流。

（5）干气大回流有效地消除了段塞流对天然气系统的冲击，保证了天然气系统的平稳运行。

[1]Hussaain A．Overcoming slugging problems in a long-distance multiphase crude pipeline[J]．SPE 56460，1999：161-170.

[2]王鑫，郭烈锦，张西民，等．集输管路上升管系统严重段塞流实验研究[J]．工程热物理学报，2005，26（5）：799-801．

[3]张友波，李长俊，杨静，等．油气混输管流中压降和持液率的影响因素分析[J]．天然气勘探与开发，2005，28（1）：56-58.

[4]何利民，彭汉修，吴大亮，等．强烈段塞流消除方法的试验研究进展[J]．管道技术与设备，2004（2）：1-4．

[5]邢志东．利用节流方法减少管道中的段塞流[J]．中国海上油气，2005，11（11）：52-54.

[6]周晓红，叶兵．海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析[J]．中国海上油气，2007，19（1）：56-59.

[7]SCHMIDT Z，BRILL J P，BEGGS H D．Chocking can eliminate severe pipeline slugging[J]．OGJ，1979（1）：230-238.

（栏目主持 纪嫦杰）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.10.003

宁永庚：高级工程师，硕士，1999年毕业于江汉石油学院石油工程专业，主要从事油气田生产管理工作。

2015-07-24

13652006226、nyg1975@163.com