摘要：海底混輸管線在運(yùn)行過程中極易產(chǎn)生段塞流問題。嚴(yán)重段塞流會(huì)破壞海底管線及其上下游生產(chǎn)設(shè)施的穩(wěn)定運(yùn)行，會(huì)增加油氣田管理難度和提高生產(chǎn)成本。有效控制段塞流是海上油氣田運(yùn)行管理的關(guān)鍵。本文介紹了海上某油田段塞流的成因以及控制嚴(yán)重段塞流的技術(shù)對(duì)策。結(jié)果表明，節(jié)流控制嚴(yán)重段塞流技術(shù)能有效緩解嚴(yán)重段塞流對(duì)油田造成的影響，該技術(shù)的成功運(yùn)用為油田后續(xù)管理提供了重要依據(jù)。

關(guān)鍵詞：嚴(yán)重段塞流;海底管線;氣液混輸;節(jié)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(chǎn)，位于中國(guó)南海北部海域珠江口盆地，所處海域水深112～153米，由5個(gè)導(dǎo)管架井口平臺(tái)和1艘采用內(nèi)轉(zhuǎn)塔不解脫系泊方式的FPSO組成，各平臺(tái)產(chǎn)出的油氣水混合物經(jīng)海底管線輸送到FPSO附近，然后經(jīng)“S”型柔性立管到達(dá)單點(diǎn)，最后經(jīng)單點(diǎn)油滑環(huán)進(jìn)入到FPSO原油處理系統(tǒng)進(jìn)行處理（如圖1所示）。

C平臺(tái)產(chǎn)出的油氣水混合物經(jīng)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(tái)的輸送動(dòng)力源自電潛泵油井或自噴井的舉升壓力，產(chǎn)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(dòng)，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(nèi)的流體流態(tài)

海上某油田大多數(shù)油井采用電潛泵開采，D平臺(tái)和E平臺(tái)的部分高含氣井為自噴生產(chǎn)。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(chǎn)氣量大的油井產(chǎn)出的油氣水混合物在井筒中流動(dòng)時(shí)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(xiàn)象，雖然起伏角度較小，但起伏段很長(zhǎng)。上述特點(diǎn)會(huì)導(dǎo)致油氣水混合物在海底管線運(yùn)行過程中產(chǎn)生地形段塞流。

海底管線C～FPSO中的流體特性和流動(dòng)速度決定了其為單相穩(wěn)態(tài)流動(dòng)，在運(yùn)行過程中不會(huì)產(chǎn)生段塞流。

海底管線E～D～FPSO和B～A～FPSO中的流體在進(jìn)入海管前都已顯現(xiàn)為段塞流，另外由于流體的含氣率普遍較高，高氣液比會(huì)誘發(fā)凝析，而凝析在管線起伏段會(huì)進(jìn)一步誘發(fā)段塞現(xiàn)象的發(fā)生。

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)進(jìn)行研究，結(jié)果表明目前A～FPSO和D～FPSO海底管線內(nèi)的流動(dòng)狀態(tài)多處于過渡流型和嚴(yán)重段塞流型區(qū)域（如圖2、圖3所示），且海底管線D～FPSO內(nèi)的嚴(yán)重段塞流特性更為顯著，由此帶來的下游管線壓力波動(dòng)特性和立管出口氣液流量波動(dòng)特性非常明顯。

2 嚴(yán)重段塞流的產(chǎn)生

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

2.1導(dǎo)管架立管段處

導(dǎo)管架立管段處產(chǎn)生嚴(yán)重段塞流通常表現(xiàn)為以下四個(gè)階段：

階段1：液塞生長(zhǎng)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(huì)向上游管線和立管兩個(gè)方向生長(zhǎng);管道中壓力與立管中增長(zhǎng)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(shí)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(dá)最大值，上游氣體不再壓縮升壓，而是推動(dòng)液塞流出。在這個(gè)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(shí)就進(jìn)入了階段3。

階段3：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(shí)，氣體也會(huì)進(jìn)入立管并穿入液塞。這個(gè)作用以及同時(shí)進(jìn)行的液體從立管出口流出，會(huì)減少立管中的靜壓頭并使剩余的液體加速運(yùn)動(dòng)。早期進(jìn)入立管的氣體一般以彈狀流型運(yùn)動(dòng)，其運(yùn)動(dòng)速度較慢。當(dāng)氣體到達(dá)立管頂部時(shí)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(shí)會(huì)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(huì)逐漸減小。初始的較高氣體流速會(huì)在立管中造成塊狀流型和/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(shí)，液體會(huì)向下回流并在立管底部形成液封，新一輪嚴(yán)重段塞流周期就又開始了。

2.2 FPSO柔性立管處

嚴(yán)重段塞流的產(chǎn)生與管道結(jié)構(gòu)有著很大的關(guān)系，因此“S”型柔性立管中嚴(yán)重段塞流周期與垂直立管有一定的區(qū)別。但總的來說，“S”型柔性立管中嚴(yán)重段塞流周期大體上仍然可以分成液塞生長(zhǎng)、液塞流出、氣泡進(jìn)入立管、氣體噴出四個(gè)階段，與立管周期不同的是，這四個(gè)階段在時(shí)間上相互重疊，且較垂直立管更為復(fù)雜。

另外，“S”型柔性立管和垂直立管中的嚴(yán)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(huì)加強(qiáng)嚴(yán)重段塞流，增長(zhǎng)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(yán)重段塞流發(fā)生的概率會(huì)逐漸減小。

3 嚴(yán)重段塞流造成的危害

海上某油田投產(chǎn)后，氣液混輸管線的各立管系統(tǒng)持續(xù)出現(xiàn)嚴(yán)重段塞流現(xiàn)象。

嚴(yán)重段塞流引起海底管線產(chǎn)生較大的壓力和流量波動(dòng)，海底管線及下上游關(guān)聯(lián)設(shè)備承受交變載荷，引起振動(dòng)，沖蝕。

嚴(yán)重段塞流引起油井回壓波動(dòng)，電潛泵的工作參數(shù)（主要表現(xiàn)為電流值）隨之波動(dòng)，同步導(dǎo)致油田電網(wǎng)的運(yùn)行不穩(wěn)定。

嚴(yán)重段塞流還導(dǎo)致FPSO原油處理系統(tǒng)和燃料氣處理系統(tǒng)的壓力、液位大范圍波動(dòng)，甚至壓力、液位波動(dòng)的范圍超過保護(hù)值，存在嚴(yán)重的安全隱患。燃料氣處理系統(tǒng)的壓力波動(dòng)，直接影響到燃?xì)鈮嚎s機(jī)的正常運(yùn)行，降低其使用壽命。另外，透平發(fā)電機(jī)也因燃料氣組分波動(dòng)無法平穩(wěn)運(yùn)行而頻繁轉(zhuǎn)燒柴油，這不但縮短透平發(fā)電機(jī)的使用壽命，而且由于大量柴油的使用造成生產(chǎn)運(yùn)行成本的增加。

因此，控制甚至消除段塞流對(duì)油田生產(chǎn)的影響至關(guān)重要。

4 嚴(yán)重段塞流的控制方法

消除嚴(yán)重段塞流的目的是使立管底部出現(xiàn)的新液塞在增長(zhǎng)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(tài)連續(xù)流動(dòng)，最終達(dá)到穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)，壓力波動(dòng)、管道出口氣液相流量變化都隨之減小。

消除嚴(yán)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(jìn)入立管底部流體的流型。

4.1節(jié)流法

其原理是通過手動(dòng)調(diào)節(jié)立管出口閥門開度來控制管道內(nèi)的流型。優(yōu)點(diǎn)是設(shè)備簡(jiǎn)單，容易改造實(shí)現(xiàn)，可有效消除或抑制嚴(yán)重段塞流。缺點(diǎn)是閥門合適開度不易掌握，會(huì)增加上游管道背壓，可能使油井產(chǎn)量降低。

4.2反饋控制法

此方法是通過設(shè)定邏輯來自動(dòng)調(diào)節(jié)立管出口控制閥的開度進(jìn)而控制管道內(nèi)的流型，原理與節(jié)流法類似。其優(yōu)點(diǎn)是自動(dòng)化程度高，可實(shí)現(xiàn)最優(yōu)控制，勞動(dòng)強(qiáng)度低，缺點(diǎn)是控制參數(shù)的選取與策略設(shè)計(jì)比較困難，對(duì)自動(dòng)調(diào)節(jié)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(shí)現(xiàn)氣液混合流動(dòng)，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(yōu)點(diǎn)能徹底消除嚴(yán)重段塞流，缺點(diǎn)是需要增加壓縮設(shè)備與新加立管，投資大。

4.4 擾動(dòng)法

Almeida等人提出在靠近立管底部的上游管線適當(dāng)位置處安裝一個(gè)文丘里管，文丘里管使流體加速，管內(nèi)流體劇烈擾動(dòng)，立管入口處的分層流消失，進(jìn)而立管底部不產(chǎn)生積液現(xiàn)象?？墒怯捎谥亓?chǎng)的作用，形成的新流型是不穩(wěn)定的，會(huì)在流動(dòng)一段距離后產(chǎn)生滑脫現(xiàn)象并形成新的段塞流。因而，維持?jǐn)_動(dòng)后的流態(tài)到達(dá)立管頂部是能否有效消除段塞流的關(guān)鍵。所以，擾動(dòng)裝置的選型及安裝位置至關(guān)重要。但海底施工難度大，且擾動(dòng)裝置會(huì)影響清管作業(yè)。

4.5 接泵法

Johal等人提出安裝多相泵來消除嚴(yán)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(dá)到控制嚴(yán)重段塞流發(fā)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(dòng)，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(hù)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(jí)分離設(shè)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(zhǎng)液塞的能力更強(qiáng)，分離效果較好，具有三相分離功能，且結(jié)構(gòu)緊湊，占據(jù)空間小，但重量較大;而列管式液塞捕集器的優(yōu)點(diǎn)是重量輕，便于拆裝，且有利于處理能力的升級(jí)（列管的增加比較方便），不足之處在于占據(jù)空間大。液塞捕集器能減緩對(duì)下游分離器等設(shè)備的沖擊，但并不能消除嚴(yán)重段塞流。

4.7 分離法

分離法是對(duì)氣液進(jìn)行分離后，氣液用兩根管道輸送，不混輸。其優(yōu)點(diǎn)是不產(chǎn)生嚴(yán)重段塞流，缺點(diǎn)是急劇增加投資成本，也是混輸技術(shù)的倒退。

5 控制嚴(yán)重段塞流的技術(shù)對(duì)策

海上某油田的2條氣液混輸海底管線都途經(jīng)中轉(zhuǎn)平臺(tái)和FPSO，在平臺(tái)和FPSO的立管處都會(huì)先后產(chǎn)生嚴(yán)重段塞流，而且在平臺(tái)立管處形成的嚴(yán)重段塞流與流體進(jìn)入海底管線后形成的地形段塞流會(huì)在FSPO柔性立管處加劇形成更嚴(yán)重的段塞流。因此，必須在中轉(zhuǎn)平臺(tái)和FPSO的立管出口分別進(jìn)行嚴(yán)重段塞流控制。

5.1 技術(shù)措施

通過現(xiàn)場(chǎng)情況分析及室內(nèi)模擬研究，在海上某油田采取了如下技術(shù)措施來控制嚴(yán)重段塞流問題：

（1）根據(jù)立管出口波動(dòng)曲線，進(jìn)行段塞流影響程度分級(jí)，海底管線E～D～FPSO為嚴(yán)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(jìn)行分步治理。

（2）采取“倒推+組合”法先FPSO后中轉(zhuǎn)平臺(tái)最后聯(lián)合微調(diào)的方式來調(diào)節(jié)各立管出口閥門的開度。

（3）分別采集作業(yè)前后的油井回壓、海管壓力、管線振動(dòng)、原油處理系統(tǒng)工作參數(shù)、透平發(fā)電機(jī)燃料氣組分等數(shù)據(jù)，進(jìn)行對(duì)比分析，綜合評(píng)定措施效果。

5.2 實(shí)施方案及效果

（1）多次微調(diào)2個(gè)中轉(zhuǎn)平臺(tái)和FPSO立管出口閥門，找出了目前生產(chǎn)狀態(tài)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(dāng)降低液相液位設(shè)點(diǎn)，增大燃料氣存儲(chǔ)空間，維持了透平發(fā)電機(jī)燃料氣用氣量，但燃料氣組分還是有波動(dòng)。

（3）適當(dāng)?shù)墓?jié)流可以將長(zhǎng)液塞轉(zhuǎn)變成短的小液塞，使嚴(yán)重段塞流周期銳減，緩解了嚴(yán)重段塞流的氣液間歇流出特性，從而起到抑制嚴(yán)重段塞流的作用。但是，過度的節(jié)流不但對(duì)消除嚴(yán)重段塞流沒有幫助，還會(huì)使海底管線壓力驟增，加大氣液混輸?shù)倪\(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

（4）以上措施在一定程度上緩解了嚴(yán)重段塞流產(chǎn)生的危害，但未能完全消除。

6 結(jié)論

（1）節(jié)流控制嚴(yán)重段塞流技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)用，提高了海上某油田原油處理系統(tǒng)和燃料氣處理系統(tǒng)工況的穩(wěn)定性，減少了透平發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)油次數(shù)，降低了油田生產(chǎn)成本。

（2）在生產(chǎn)過程中要盡可能地使海管工況保持穩(wěn)定，同時(shí)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(chǎn)生段塞流。

（3）要徹底消除因嚴(yán)重段塞流引起的透平發(fā)電機(jī)燃料氣組分波動(dòng)，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(yán)重段塞流引起管道及關(guān)聯(lián)設(shè)備的振動(dòng)和沖蝕問題，還需進(jìn)一步進(jìn)行大量室內(nèi)模擬研究，形成可靠的段塞流綜合治理技術(shù)。

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作者簡(jiǎn)介：楊根全，1979年生，2002年畢業(yè)于西南石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事海上油氣田開發(fā)生產(chǎn)管理。E-mailyanggq4@cnooc.com.cn。