適用于高氣液比混輸海管的簡易段塞流控制方法

彭可偉

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

目前，海上油氣開采方式通常采用搭建一個中心平臺和幾個井口平臺，井口平臺采出的原油通過海底管道輸送到中心平臺進(jìn)行集中處理。海底管道通常由水平管段和立管段組成，水平管段鋪設(shè)于海床上，兩端通過與之相連的立管和平臺相連。當(dāng)管道內(nèi)氣液流量較低時，嚴(yán)重段塞流的產(chǎn)生將引起管線中較大的壓力和流量波動[1]，壓力的上升使得油井背壓升高，產(chǎn)量降低，同時當(dāng)液塞體積超過下游處理設(shè)備的容量時，給正常生產(chǎn)帶來困難，嚴(yán)重時導(dǎo)致停產(chǎn)。因此，段塞流的有效控制對安全生產(chǎn)有及其重要的意義。

1 嚴(yán)重段塞流產(chǎn)生的機(jī)理和過程

嚴(yán)重段塞流通常發(fā)生在海上油氣田生產(chǎn)的早期或末期，當(dāng)管道中氣液流量較低時，氣液相流體在水平管道內(nèi)呈現(xiàn)分層流動，液體積聚在立管底部彎道處，堵塞了管內(nèi)氣體通過形成液塞，液塞長度越積越長，長度可達(dá)1 倍甚至數(shù)倍立管高度，在海底管道立管處產(chǎn)生段塞流有以下四個階段[2],如圖1 所示。

圖1 嚴(yán)重段塞流形成過程

階段一：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(guān)系，管道中壓力與立管中液位都逐漸增加。當(dāng)液塞到達(dá)立管頂部時下一階段開始。

階段二：液塞流出階段。隨著氣液流入，由于立管中靜壓頭已達(dá)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(dāng)液塞尾部到達(dá)立管底部時就進(jìn)入了階段三。

階段三：氣泡進(jìn)入立管階段。液體快速流出，當(dāng)液塞尾部到達(dá)立管底部時，氣體也會進(jìn)入立管并穿入液塞。這個作用以及同時進(jìn)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(yùn)動。早期進(jìn)入立管的氣體一般以彈狀流型運(yùn)動，其運(yùn)動速度較慢。當(dāng)氣體到達(dá)立管頂部時階段四即開始。

階段四：氣體噴出階段。在階段一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逐漸減小。初始的較高氣體流速會在立管中造成塊狀流型或環(huán)狀流型，然后還可能出現(xiàn)彈狀流型，氣彈速度較慢，最后一般是泡狀流。但是，當(dāng)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(yán)重段塞流周期又開始了。

2 段塞流常見的控制措施

消除嚴(yán)重段塞流的基本方針是使立管底部出現(xiàn)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及小段塞流等狀態(tài)連續(xù)流動，最終達(dá)到穩(wěn)定的流動狀態(tài)。從段塞流的產(chǎn)生機(jī)理進(jìn)行分析，控制段塞流的方法較多，基本上都是從設(shè)計和增加附加設(shè)備兩方面進(jìn)行解決。歸納起來，主要有三種途徑：第一種途徑是減小立管中的液塞密度，從而降低液體的靜壓力，如注氣舉升法[3]；第二種途徑是增大立管上游管道中氣體的壓力，如節(jié)流法；第三種途徑是改變進(jìn)入立管底部流體的流型，使有利于出現(xiàn)嚴(yán)重段塞流的條件消除，如擾動法。這三種方法已經(jīng)在油田實際生產(chǎn)中得到很好地應(yīng)用。

3 管線排氣改造控制段塞流應(yīng)用實例

3.1 改造前存在的問題

A 平臺隸屬于文昌油田群，所產(chǎn)的原油通過一條18km 的10”混輸海管外輸至B 平臺，與B、C、D 平臺的原油混合后一起輸送到FPSO 進(jìn)行油氣水處理（見圖2）。自平臺投產(chǎn)后，A 平臺海管外輸壓力高，壓力波動大，導(dǎo)致海管鏈路上的B、C、D 平臺壓力也高，特別是處于鏈路末端的D 平臺，由于壓力升高很多，不得不通過降頻限產(chǎn)來降低海管外輸壓力。此外，A、D 平臺在壓力波動高值時容易引起海管壓力高高開關(guān)動作，從而導(dǎo)致生產(chǎn)關(guān)停。

圖2 平臺位置示意圖

3.2 要因判斷及解決措施

A 平臺設(shè)計12 口生產(chǎn)井，目前在產(chǎn)井5 口，日產(chǎn)液量346m3，日產(chǎn)氣量8650m3，產(chǎn)出原油飽和壓力低（2.3MPa），溶解氣油比高（65.5m3/m3），隨著外輸氣量逐年增大，混輸管線中的氣液比超過了管道的最小壓降氣液比，管道壓降增大[4]，壓力波動增大，從而引起段塞流。另外由于原油飽和壓力低，海管管徑大、管線長，導(dǎo)致液體在流動過程中流型發(fā)生變化，A 平臺至B 平臺海管中出現(xiàn)了原油嚴(yán)重脫氣的現(xiàn)象，進(jìn)而使A 平臺至B 平臺、B平臺至FPSO 海管中段塞流加劇。與此同時，脫出的部分氣體并未全部隨液體進(jìn)入水平管段，而是不斷匯集到A 平臺海管立管段的上部，從而出現(xiàn)了海管兩端立管內(nèi)液柱自重不等的情況。

針對上述產(chǎn)生原因，我們從下面幾個方面進(jìn)行分析解決，以期找出適合本平臺的段塞流控制方法。

3.2.1 摻水外輸降低氣液比

針對A 平臺投產(chǎn)以后，產(chǎn)液量低，無法達(dá)到海管設(shè)計輸送量的情況，要解決海管中原油脫氣現(xiàn)象發(fā)生，可通過摻水外輸解決。但是摻水外輸方案需增加動設(shè)備，費(fèi)用高，且增加了FPSO 的生產(chǎn)水處理壓力，因此不可行。

3.2.2 減少油井的產(chǎn)氣量

要減少油井的產(chǎn)氣量，只能通過調(diào)小油嘴和降低電潛泵頻率的方式來實現(xiàn)，雖然可以滿足外輸壓力的要求，但是同樣也減少了原油的產(chǎn)量，不利于油田產(chǎn)量的完成。

3.2.3 關(guān)小閥門節(jié)流降壓

通過關(guān)小A 平臺海管到B 平臺上岸閥門開度來嘗試消除段塞流，當(dāng)閥門開度低于40%時，A平臺下海管壓力有上升趨勢，閥門開度高于40%時壓力無明顯變化，說明節(jié)流法不適用于該條海管的降壓。

3.2.4 外輸管線排氣改造

綜合各方面因素，決定通過在原油進(jìn)入海管前將氣體部分排放這一方法來消除氣體的影響。

首先采取在下海管接近立管段部位排出脫出的氣體。具體就是在平臺下海管前的壓力表處連接3/8”O(jiān)D 管將氣體泄放至閉排罐進(jìn)行冷放空，如圖3 所示。

圖3 立管段排氣改造示意圖

改造后海管外輸壓力明顯降低、波動減小，但是在解決外輸壓力高問題的同時帶來了新的問題，就是當(dāng)排氣閥門超過一定開度以后外輸海管中的液體會隨著氣體進(jìn)入閉排罐，這時需要頻繁的啟動閉排泵將閉排罐液體打入海管。

為了避免在排氣的過程中液體隨氣體進(jìn)入閉排罐，我們利用原油總管上多相流量計流型調(diào)整器充當(dāng)氣液分離器使用，將頂部分離出的氣體排入閉排罐。具體就是在多相流量計流型調(diào)整器頂部3/4”預(yù)留口處連接1/2”O(jiān)D 管將氣體泄放到閉排罐進(jìn)行冷放空，如圖4 所示。

圖4 多相流量計處排氣改造示意圖

從多相流量計處排氣后，海管壓力明顯降低，同樣達(dá)到了降壓的目的，同時液體不會隨著氣體泄放到閉排系統(tǒng)。

對比兩種排氣改造方法，認(rèn)為從多相流量計處排氣減少了外輸液體中的伴生氣，降低了氣液比；從下海管立管段附近排氣減少了立管頂部原油中脫出的氣體，都能降低段塞流的影響，兩種方式結(jié)合使用效果更佳。

3.3 改造后效果

A 平臺立管段和多相流量計處排氣改造完成后，大大降低了段塞流的影響，穩(wěn)定了海管壓力，達(dá)到了海管降壓生產(chǎn)的目的。

3.3.1 海管外輸壓力明顯降低

改造后，A 平臺海管外輸壓力明顯降低，由2.85MPa 降至2.55MPa（關(guān)斷值3.00 MPa），A 平臺至B 平臺海管壓降減小，由1.0MPa 降至0.6MPa，其它平臺的外輸壓力也在一定程度上下降，段塞流對上下游管道造成的間歇性沖擊減弱，海管運(yùn)行更加安全平穩(wěn)。

3.3.2 經(jīng)濟(jì)效益顯著

改造后，井口回壓降低，油井可以提頻提液，釋放了被壓縮的產(chǎn)能，提高了油田產(chǎn)量。同時海管壓力波動減小，上下游各平臺外輸壓力穩(wěn)定，不會因為波動大造成生產(chǎn)關(guān)停，保證了油井的連續(xù)生產(chǎn)，避免了電潛泵關(guān)停，保護(hù)了絕緣，延長了使用壽命。

4 結(jié)論

海上平臺投產(chǎn)后受產(chǎn)液量與管道設(shè)計不匹配及原油性質(zhì)等多方面影響，容易產(chǎn)生段塞流等情況。段塞流的治理可以通過上游控制混輸海管合理的氣液比，提升海管輸送效率，從而削弱和消除段塞流的影響。排氣改造這種方式施工簡單、投資少、見效快，有效解決了平臺高氣液比情況下外輸壓力高、波動大的難題，值得借鑒。