南海A氣田嚴重段塞流控制研究實踐

付 峻 詹耀華

中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東 深圳 518000

0 前言

南海A水下氣田(以下簡稱A氣田)在開發后期,井流物經海管運送到綜合平臺后,出現了周期性的段塞流,嚴重影響了氣田的正常運行。為減少段塞流對氣田生產的影響,特開展段塞流控制研究。針對下傾管—垂直立管系統相關的嚴重段塞流控制,前人有諸多分析和研究,包括氣舉法、泡沫法、節流法、擾動法等。本文通過分析立管系統中嚴重段塞流產生的數學準則和實際運行參數變化情況,定義了嚴重段塞流臨界天然氣流量,通過比較段塞流常用控制方法,選擇流量控制法從手動控制和自動控制天然氣流量開展實踐驗證。通過流量控制法有效控制了水下氣田嚴重段塞流的產生,為后續嚴重段塞流控制提供了實踐支持。

1 背景

1.1 水下氣田工藝簡況

A氣田為水下氣田,所在海域平均水深約185 m,采用水下采油樹開發,井流物經海管輸送到附近所在海域平均水深約200 m的B綜合平臺進行處理。水下氣田工藝流程見圖1,井流物經海管、立管輸送到B綜合平臺,經段塞流捕集器進行油、氣、水三相分離與計量。A氣田在B綜合平臺設置了段塞流捕集器,其有效容積為90 m3,最大段塞流處理量為30 m3,用于對立管處的段塞流進行捕集,在段塞流來臨時利用其較大的容積對來液進行緩沖,以減少段塞流對工藝系統的影響。

圖1 水下氣田工藝流程示意圖Fig.1 Process flow diagram of subsea gas field

1.2 問題描述

2021年初,隨著A氣田開發進入后期,產氣量逐漸下降,產液量明顯上升,由原來的日產液40 m3上升到200 m3。如圖2所示,根據選取的段塞流捕集器混合腔液位、油腔液位、出口天然氣流量、A氣田入海管壓力等參數的變化情況,水下氣田井流物在進入B綜合平臺時表現出明顯的段塞流特征。在段塞流形成時,出口天然氣流量減小,甚至出現最長時間達60 min的零流量,水下氣田海管壓力逐漸上升,在升高至一定值后,段塞流迅速進入段塞流捕集器,瞬時天然氣流量瞬間增大,同時段塞流捕集器液位迅速上升,混合腔液位可從600 mm上升到1 400 mm,嚴重時溢過堰板導致油腔進水。經計算,單次最大段塞流體積為30 m3,已達到現有段塞流捕集器的處理能力最大值。

圖2 段塞流捕集器嚴重段塞流工藝參數變化情況圖Fig.2 Changes of process parameters of severe slugging in slug catcher

由此引發的主要工藝問題如下。

1)A氣田海管、段塞流捕集器、B綜合平臺天然氣系統壓力隨著段塞周期產生波動,壓力波動最高可達2 MPa,設備應力發生變化,影響其使用效果。

2)段塞流來臨時,段塞流捕集器液位迅速上升,甚至超出其處理能力,導致油水處理不合格。

3)段塞流捕集器油腔含水時,需手動對其凝析油聚結器進行排液,影響凝析油處理品質。

4)段塞流捕集器出現斷流現象,無法為B綜合平臺天然氣降溫。

5)瞬間到達的天然氣流量較大,短時將超過天然氣脫水系統處理量,影響天然氣外輸品質,增大三甘醇用量。

2 原因分析

A氣田的段塞流已嚴重影響了B綜合平臺及其自身的工藝運行,且引發了一系列工藝問題,需分析問題產生的原因,對其進行綜合治理。

2.1 嚴重段塞流

A氣田經過海管和立管將井流物運送到B綜合平臺,海管從水深185 m逐漸下降到水深200 m后,通過一根高度為235 m的立管提升,海管下傾角為0.09°,為典型的下傾管—垂直立管系統。立管中為垂直氣液兩相流,可能存在泡流、段塞流、過渡流、環狀流等流態[1]。從各項運行參數來看,A氣田表現的段塞流現象符合嚴重段塞流的特征。嚴重段塞流定義為[2]:一種受到管道布置形狀的影響,在較低的氣、液相流量下,液體在管道較低處積聚形成液塞,導致氣體無法向下游流動而在一定的空間內積聚直至噴發,周期性的段塞流動現象。為此,從嚴重段塞流尋找引發主要工藝問題原因。

2.2 嚴重段塞流產生原因及特征

針對嚴重段塞流,Schmidt Z等人[3]認為嚴重段塞流產生的必要條件包括:下傾管、下傾管低氣液流量、立管氣液不穩定流動。國內外其他學者同樣對其進行了大量研究,包括理論推導、實驗研究[4-7]、數值模擬[8-10]、現場實踐[11-12]。一般來說,由于在下傾管末端易形成分層流,液體在立管底部集聚產生段塞,氣體流量較低,短時間不足以突破段塞,從而導致段塞不斷集聚和高度不斷增長，形成嚴重段塞流。

B?e A[13]給出了判斷此類立管系統中嚴重段塞流產生的數學準則,主要內涵為下傾管氣液累計壓力上升速率小于立管液柱壓力上升速率時發生嚴重段塞流。

(1)

式中:ωg、ωL分別為氣相、液相的質量流量,kg/s;R為氣體常數,J/mol·K;T為流體溫度,K;M為氣相分子量;lp為下傾管長度,m;α為下傾管中的含氣率;g為重力加速度,m/s2。

典型的嚴重段塞流周期包括段塞形成、段塞流出、液氣噴發、液體回落[14]四個階段。以A氣田為例,選取段塞流捕集器混合腔液位、油腔液位、出口天然氣流量、A氣田入海管壓力參數做研究,A氣田入海管壓力因距離較長,壓力傳導有一定的滯后性,段塞流捕集器混合腔閥門因處理段塞流處于打開狀態,液位上升也有一定的滯后性,見圖3。嚴重段塞流包括大段塞和小段塞,周期時間為3～5 h,四個階段的具體參數變化情況分析如下。

圖3 A氣田段塞流捕集器嚴重段塞流周期特征圖Fig.3 Periodic characteristics of severe slugging of slug catcher in gas field A

1)段塞形成。隨著下傾管的液體積聚和立管內的液體回落,下傾管底部的天然氣壓力不足以突破積聚的段塞,封閉在下傾管一側,此時段塞開始形成,表現為段塞流捕集器出口氣體流量較小甚至零流量、液位無上升,海管壓力不再下降,且開始逐漸升高。

2)段塞流出。下傾管底部的液體不斷積聚,立管內的段塞高度也不斷增高,同時下傾管一側的天然氣壓力也不斷增大,在段塞高度積聚超過立管高度后進入段塞流捕集器,表現為段塞流捕集器液位逐步上升(圖3中表現不明顯),海管壓力增加緩慢甚至不再升高。

3)液氣噴發。當下傾管氣體壓力增加到一定值時,即為海管壓力最大值,天然氣足以進入立管,并且和立管中的液體一起進入段塞流捕集器,表現為段塞流捕集器天然氣流量迅速上升,遠大于正常生產流量,且段塞流捕集器液位迅速上升,混合腔液位甚至超過堰板,最終下傾管立管內壓力下降到和段塞流捕集器基本相同。

4)液體回落。隨著下傾管壓力的迅速下降,以及天然氣流量的逐漸降低,氣體將不足以攜帶液體繼續流出,液體將回落到立管底部,表現為段塞流捕集器的天然氣流量逐漸降低,甚至到零流量,液位由緩慢上升到不再上升。

在嚴重段塞流周期中,由液體回落到段塞形成時,天然氣流量不斷降低,直到無法攜帶液體,此時對應的天然氣流量可定義為嚴重段塞流臨界天然氣流量。在圖3中圓點位置,對應的流量分別為7 400 m3/h、6 700 m3/h、7 200 m3/h,考慮一定誤差,A氣田的嚴重段塞流臨界天然氣流量為7 500 m3/h。

3 嚴重段塞流的控制

從嚴重段塞流的產生機理及數學判斷準則可知,通過各種手段打破其產生的必要條件,提升立管氣體壓力,使其大于液體靜壓可減少段塞發生。一般來說,嚴重段塞流的控制方法[15]包括:立管液體靜壓降低法,如氣舉法、泡沫法;下傾管增壓法,如節流法[16-17];立管流型變化法,如擾動法。各嚴重段塞流控制方法的主要特點見表1。

表1 嚴重段塞流常用控制方法特點表Tab.1 Characteristics of common control methods for severe slugging

4 流量控制法模擬

通過嚴重段塞流常用控制方法對比,節流法相對可行,相關研究也較多。如通過安裝立管底部和頂部的差壓變送器控制上部分離器入口閥門來控制底部壓力[18],OLGA軟件模擬不同閥門開度的節流控制[19]和立管頂部自動控制立管底部壓力[20]等。前文提到,只要涉及立管底部壓力信號,需要在立管底部即海底安裝壓力變送器,并通過大于立管高度的電纜將信號傳輸到上部控制器,前期施工及后期維護難度較大,且閥門開度變化效果的傳導受到立管高度的影響。如選擇上部壓力控制,選擇合適的壓力設置點受上下游壓力變化的影響較大,以及立管底部到頂端的壓差隨氣液流量的不同而不同。

根據A氣田各參數的變化情況,在低于嚴重段塞流臨界天然氣流量時更易形成段塞流,如控制天然氣流量大于此流量值,可能取得控制嚴重段塞流的效果。另外,根據嚴重段塞流產生的數學準則式(1),在氣田產水量變化不大即液體流量基本保持不變下,增大氣體流量,也可打破嚴重段塞流的產生條件。為此,A氣田嚴重段塞流選擇出口天然氣流量來控制。

為了提供實踐依據,選擇LedaFlow軟件開展模擬研究。LedaFlow軟件是新型多相流模擬軟件,內設段塞、水合物、清管等模塊,可針對油氣生產中典型工況開展模擬運算。輸入長度、壁厚、粗糙度、傳熱系數、高程變化、管徑、下傾角度等海管參數,以及天然氣組分、油氣水流量、海管入口壓力溫度、段塞流捕集器下游壓力溫度等運行參數,建立下傾管—垂直立管流動模型。對比原生產模式和增加流量控制閥后生產模式運行參數的不同,以此判斷嚴重段塞流控制效果。模擬運行2 d,立管底部壓力變化情況見圖4。由圖4可知,原生產模式表現出典型的嚴重段塞流特征,壓力和流量波動較大,而切換為流量控制模式后,壓力和流量逐漸趨于穩定,嚴重段塞流消失。通過LedaFlow軟件模擬說明流量控制法對嚴重段塞流控制效果較好,為實踐提供了運行依據。

a)段塞流捕集器立管底部壓力模擬效果a)Simulation effect of bottom pressure of slug catcher riser

5 嚴重段塞流控制實踐

為了進一步驗證流量控制法對嚴重段塞流的控制效果,特開展控制實踐。在段塞流捕集器出口增加流量控制功能的流量調節閥,利用段塞流捕集器出口天然氣流量控制調節閥開度,保持天然氣流量大于嚴重段塞流臨界天然氣流量,以實現氣液的穩定流動,段塞流捕集器增加流量控制閥示意圖見圖5。

圖5 段塞流捕集器增加流量控制閥示意圖Fig.5 Flow control valve added for slug catcher

利用現有出口天然氣流量作為控制值,增加PID比例積分微分控制模塊,為避免閥門開度波動太大,實現系統參數平穩調整,PID比例積分微分值設置為0.1、5.0、0.0,其值可根據工況適時調整。將預設的天然氣流量作為設定值,通過當前值和設定值不斷比較,其差值用于控制調節閥的開度大小,從而實現天然氣流量的穩定,段塞流捕集器出口天然氣流量自動控制過程見圖6。

在增加天然氣流量自動控制模塊后,運行1個月,天然氣流量穩定在設定點附近,有效控制了嚴重段塞流的產生,段塞流捕集器天然氣流量自動控制后工藝參數變化情況見圖7。通過天然氣流量自動控制,可等效實現部分學者提到的通過立管底部壓力和頂部壓力的壓差控制立管底部壓力的方法。嚴重段塞流的有效控制,減少了A氣田海管、段塞流捕集器、B綜合平臺天然氣系統壓力的波動,各項參數運行穩定,油水處理合格,A氣田正常生產,同時B綜合平臺三甘醇用量得到控制,天然氣脫水系統穩定運行。

圖6 段塞流捕集器出口天然氣流量自動控制過程圖Fig.6 Automatic control process of natural gas flow at the outlet of slug catcher

圖7 段塞流捕集器天然氣流量自動控制后工藝參數變化情況圖Fig.7 Change of process parameters after automatic control of natural gas in slug catcher

6 結論

1)在水下氣田開發后期,隨著天然氣產量減少和產液量增加,采用下傾管—立管系統輸送天然氣時,易在立管處產生嚴重段塞流。嚴重段塞流對工藝參數影響較大,存在超過段塞流捕集器處理量的可能。

2)通過LedaFlow軟件模擬運行段塞流捕集器出口增加流量調節閥以及實踐驗證,流量控制法可有效控制嚴重段塞流,使工藝系統運行平穩。本文根據實際運行情況定義的嚴重段塞流臨界天然氣流量,在控制實踐中得到支持,有理論意義和應用價值,可與流量控制法一起應用。

3)上部流量控制的調節閥可等效實現以立管底部和頂部壓差控制來控制立管底部壓力的效果,且位于上部平臺,易安裝調試和操作維護,可作為同類型水下氣田段塞流捕集器的附屬裝置在設計階段予以增加。