严重段塞流控制技术在海上某油田的运用

摘要：海底混输管线在运行过程中极易产生段塞流问题。严重段塞流会破坏海底管线及其上下游生产设施的稳定运行，会增加油气田管理难度和提高生产成本。有效控制段塞流是海上油气田运行管理的关键。本文介绍了海上某油田段塞流的成因以及控制严重段塞流的技术对策。结果表明，节流控制严重段塞流技术能有效缓解严重段塞流对油田造成的影响，该技术的成功运用为油田后续管理提供了重要依据。

关键词：严重段塞流;海底管线;气液混输;节流控制

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年建成投产，位于中国南海北部海域珠江口盆地，所处海域水深112～153米，由5个导管架井口平台和1艘采用内转塔不解脱系泊方式的FPSO组成，各平台产出的油气水混合物经海底管线输送到FPSO附近，然后经“S”型柔性立管到达单点，最后经单点油滑环进入到FPSO原油处理系统进行处理（如图1所示）。

C平台产出的油气水混合物经气液两相分离器脱气后再利用外输泵增压通过海底管道输送到FPSO;其余平台的输送动力源自电潜泵油井或自喷井的举升压力，产出的油气水混合物直接输至下游FPSO。海底管线C～FPSO基本上为液相流动，海底管线E～D～FPSO和海底管线B～A～FPSO为气液混输。

1 海底管线内的流体流态

海上某油田大多数油井采用电潜泵开采，D平台和E平台的部分高含气井为自喷生产。此外，所有采用电潜泵开采的油井均未在井下管柱安装油气分离装置，产气量大的油井产出的油气水混合物在井筒中流动时就形成了段塞流。

海上某油田每条海底管线均由直管、弯管、立管以及法兰和接头组成。各海底管线均存在起伏现象，虽然起伏角度较小，但起伏段很长。上述特点会导致油气水混合物在海底管线运行过程中产生地形段塞流。

海底管線C～FPSO中的流体特性和流动速度决定了其为单相稳态流动，在运行过程中不会产生段塞流。

海底管线E～D～FPSO和B～A～FPSO中的流体在进入海管前都已显现为段塞流，另外由于流体的含气率普遍较高，高气液比会诱发凝析，而凝析在管线起伏段会进一步诱发段塞现象的发生。

结合现场数据进行研究，结果表明目前A～FPSO和D～FPSO海底管线内的流动状态多处于过渡流型和严重段塞流型区域（如图2、图3所示），且海底管线D～FPSO内的严重段塞流特性更为显著，由此带来的下游管线压力波动特性和立管出口气液流量波动特性非常明显。

2 严重段塞流的产生

究其原因，严重段塞流的产生是由于立管中液体静压力的增长速度大于上游管线中气体压力的增长速度，在气体压力足以推动液塞流出管道之前，管线的倾斜部分会充满液体，造成气体被堵塞。严重段塞流表现为周期性变换的压力波动以及间歇出现的液塞。

2.1导管架立管段处

导管架立管段处产生严重段塞流通常表现为以下四个阶段：

阶段1：液塞生长阶段。立管底部被液塞堵塞后，随着立管液体回流及上游管线来流，液塞会向上游管线和立管两个方向生长;管道中压力与立管中增长液塞的静压头和立管出口压力之和保持平衡关系，管道中压力与立管中液位都逐渐增加。当液塞到达立管顶部时下一阶段就开始了。

阶段2：液塞流出阶段。随着气液流入，由于立管中静压头已达最大值，上游气体不再压缩升压，而是推动液塞流出。在这个过程中，上游管道中压力近似维持不变。当液塞尾部到达立管底部时就进入了阶段3。

阶段3：气泡进入立管阶段。液体快速流出。当液塞尾部到达立管底部时，气体也会进入立管并穿入液塞。这个作用以及同时进行的液体从立管出口流出，会减少立管中的静压头并使剩余的液体加速运动。早期进入立管的气体一般以弹状流型运动，其运动速度较慢。当气体到达立管顶部时阶段4即开始。

阶段4：气体喷出阶段。在阶段1中建立的管线中较高压力此时会快速减小。这一阶段开始的气体速度很大，但随着管线压力的下降气体速度会逐渐减小。初始的较高气体流速会在立管中造成块状流型和/或环状流型，然后还可能出现弹状流型，气弹速度较慢，最后一般是泡状流。但是，当气体速度减少到足够小时，液体会向下回流并在立管底部形成液封，新一轮严重段塞流周期就又开始了。

2.2 FPSO柔性立管處

严重段塞流的产生与管道结构有着很大的关系，因此“S”型柔性立管中严重段塞流周期与垂直立管有一定的区别。但总的来说，“S”型柔性立管中严重段塞流周期大体上仍然可以分成液塞生长、液塞流出、气泡进入立管、气体喷出四个阶段，与立管周期不同的是，这四个阶段在时间上相互重叠，且较垂直立管更为复杂。

另外，“S”型柔性立管和垂直立管中的严重段塞流特性有许多相似之处。随着液体折算速度增大，周期减小;气体流量减小，则周期增大。管道下倾角会加强严重段塞流，增长周期，加快液塞在立管中的上升速度，减弱管道中气液混合的程度。流体粘度增大到一定程度后，随着粘度的增加，严重段塞流发生的概率会逐渐减小。

3 严重段塞流造成的危害

海上某油田投产后，气液混输管线的各立管系统持续出现严重段塞流现象。

严重段塞流引起海底管线产生较大的压力和流量波动，海底管线及下上游关联设备承受交变载荷，引起振动，冲蚀。

严重段塞流引起油井回压波动，电潜泵的工作参数（主要表现为电流值）随之波动，同步导致油田电网的运行不稳定。

严重段塞流还导致FPSO原油处理系统和燃料气处理系统的压力、液位大范围波动，甚至压力、液位波动的范围超过保护值，存在严重的安全隐患。燃料气处理系统的压力波动，直接影响到燃气压缩机的正常运行，降低其使用寿命。另外，透平发电机也因燃料气组分波动无法平稳运行而频繁转烧柴油，这不但缩短透平发电机的使用寿命，而且由于大量柴油的使用造成生产运行成本的增加。

因此，控制甚至消除段塞流对油田生产的影响至关重要。

4 严重段塞流的控制方法

消除严重段塞流的目的是使立管底部出现的新液塞在增长至顶部之前就被减小或消除，从而使气液相在立管中以气泡流、小段塞流等状态连续流动，最终达到稳定流动状态，压力波动、管道出口气液相流量变化都随之减小。

消除严重段塞流主要有三种途径：其一是减小立管中的液体所占的比例;其二是增大立管上游管道中气体的压力;其三是改变进入立管底部流体的流型。

4.1节流法

其原理是通过手动调节立管出口阀门开度来控制管道内的流型。优点是设备简单，容易改造实现，可有效消除或抑制严重段塞流。缺点是阀门合适开度不易掌握，会增加上游管道背压，可能使油井产量降低。

4.2反馈控制法

此方法是通过设定逻辑来自动调节立管出口控制阀的开度进而控制管道内的流型，原理与节流法类似。其优点是自动化程度高，可实现最优控制，劳动强度低，缺点是控制参数的选取与策略设计比较困难，对自动调节阀的精度与可靠性要求高。

4.3气举法

气举法是在立管的某一位置处注入压缩气体，实现气液混合流动，注入压缩气体的位置有两种：一是在立管底部弯管下游，二是在立管底部弯管上游。其优点能彻底消除严重段塞流，缺点是需要增加压缩设备与新加立管，投资大。

4.4 扰动法

Almeida等人提出在靠近立管底部的上游管线适当位置处安装一个文丘里管，文丘里管使流体加速，管内流体剧烈扰动，立管入口处的分层流消失，进而立管底部不产生积液现象。可是由于重力场的作用，形成的新流型是不稳定的，会在流动一段距离后产生滑脱现象并形成新的段塞流。因而，维持扰动后的流态到达立管顶部是能否有效消除段塞流的关键。所以，扰动装置的选型及安装位置至关重要。但海底施工难度大，且扰动装置会影响清管作业。

4.5 接泵法

Johal等人提出安装多相泵来消除严重段塞流。泵的安装位置有两种：其一是安装在分离器前的水平管段上，这种方法是用泵来吸立管中的液体，以免液体在立管底部低洼处积聚，从而达到控制严重段塞流发生的目的;其二是安装在立管底部低洼处，这种方法使用泵来举升液体，加速液体在立管中的流动，也避免了液体在低洼处积聚。两种方法相比，后者效果较好，但是后者施工及后期维护难度大。

4.6 液塞捕集器

这是一种位于海底管线终端的油气初级分离设备，分为容积式和列管式两种液塞捕集器。容积式捕集器处理长液塞的能力更强，分离效果较好，具有三相分离功能，且结构紧凑，占据空间小，但重量较大;而列管式液塞捕集器的优点是重量轻，便于拆装，且有利于处理能力的升级（列管的增加比较方便），不足之处在于占据空间大。液塞捕集器能减缓对下游分离器等设备的冲击，但并不能消除严重段塞流。

4.7 分离法

分离法是对气液进行分离后，气液用两根管道输送，不混输。其优点是不产生严重段塞流，缺点是急剧增加投资成本，也是混输技术的倒退。

5 控制严重段塞流的技术对策

海上某油田的2条气液混输海底管线都途经中转平台和FPSO，在平台和FPSO的立管处都会先后产生严重段塞流，而且在平台立管处形成的严重段塞流与流体进入海底管线后形成的地形段塞流会在FSPO柔性立管处加剧形成更严重的段塞流。因此，必须在中转平台和FPSO的立管出口分别进行严重段塞流控制。

5.1 技术措施

通过现场情况分析及室内模拟研究，在海上某油田采取了如下技术措施来控制严重段塞流问题：

（1）根据立管出口波动曲线，进行段塞流影响程度分级，海底管线E～D～FPSO为严重影响，海底管线B～A～FPSO为中度影响，海底管线C～FPSO为几乎不影响，采取从重到轻的顺序进行分步治理。

（2）采取“倒推+组合”法先FPSO后中转平台最后联合微调的方式来调节各立管出口阀门的开度。

（3）分别采集作业前后的油井回压、海管压力、管线振动、原油处理系统工作参数、透平发电机燃料气组分等数据，进行对比分析，综合评定措施效果。

5.2 实施方案及效果

（1）多次微调2个中转平台和FPSO立管出口阀门，找出了目前生产状态下各阀门的最佳开度。

（2）适度提高三相分离器和燃料气涤气罐的操作压力，适当降低液相液位设点，增大燃料气存储空间，维持了透平发电机燃料气用气量，但燃料气组分还是有波动。

（3）适当的节流可以将长液塞转变成短的小液塞，使严重段塞流周期锐减，缓解了严重段塞流的气液间歇流出特性，从而起到抑制严重段塞流的作用。但是，过度的节流不但对消除严重段塞流没有帮助，还会使海底管线压力骤增，加大气液混输的运行风险。

（4）以上措施在一定程度上缓解了严重段塞流产生的危害，但未能完全消除。

6 结论

（1）节流控制严重段塞流技术的现场运用，提高了海上某油田原油处理系统和燃料气处理系统工况的稳定性，减少了透平发电机的转油次数，降低了油田生产成本。

（2）在生产過程中要尽可能地使海管工况保持稳定，同时建议在高含气井的潜油电泵吸入口处加装气液分离装置，以防止在海底管线源头产生段塞流。

（3）要彻底消除因严重段塞流引起的透平发电机燃料气组分波动，还有必要在其燃料气供给流程上增加脱碳装置。

（4）要彻底解决因严重段塞流引起管道及关联设备的振动和冲蚀问题，还需进一步进行大量室内模拟研究，形成可靠的段塞流综合治理技术。

参考文献：

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作者简介：杨根全，1979年生，2002年毕业于西南石油学院石油工程专业，现主要从事海上油气田开发生产管理。E-mailyanggq4@cnooc.com.cn。