适用于高气液比混输海管的简易段塞流控制方法

彭可伟

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

目前，海上油气开采方式通常采用搭建一个中心平台和几个井口平台，井口平台采出的原油通过海底管道输送到中心平台进行集中处理。海底管道通常由水平管段和立管段组成，水平管段铺设于海床上，两端通过与之相连的立管和平台相连。当管道内气液流量较低时，严重段塞流的产生将引起管线中较大的压力和流量波动[1]，压力的上升使得油井背压升高，产量降低，同时当液塞体积超过下游处理设备的容量时，给正常生产带来困难，严重时导致停产。因此，段塞流的有效控制对安全生产有及其重要的意义。

1 严重段塞流产生的机理和过程

严重段塞流通常发生在海上油气田生产的早期或末期，当管道中气液流量较低时，气液相流体在水平管道内呈现分层流动，液体积聚在立管底部弯道处，堵塞了管内气体通过形成液塞，液塞长度越积越长，长度可达1 倍甚至数倍立管高度，在海底管道立管处产生段塞流有以下四个阶段[2],如图1 所示。

图1 严重段塞流形成过程

阶段一：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开始。

阶段二：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三。

阶段三：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四即开始。

阶段四：气体喷出阶段。在阶段一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逐渐减小。初始的较高气体流速会在立管中造成块状流型或环状流型，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又开始了。

2 段塞流常见的控制措施

消除严重段塞流的基本方针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及小段塞流等状态连续流动，最终达到稳定的流动状态。从段塞流的产生机理进行分析，控制段塞流的方法较多，基本上都是从设计和增加附加设备两方面进行解决。归纳起来，主要有三种途径：第一种途径是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[3]；第二种途径是增大立管上游管道中气体的压力，如节流法；第三种途径是改变进入立管底部流体的流型，使有利于出现严重段塞流的条件消除，如扰动法。这三种方法已经在油田实际生产中得到很好地应用。

3 管线排气改造控制段塞流应用实例

3.1 改造前存在的问题

A 平台隶属于文昌油田群，所产的原油通过一条18km 的10”混输海管外输至B 平台，与B、C、D 平台的原油混合后一起输送到FPSO 进行油气水处理（见图2）。自平台投产后，A 平台海管外输压力高，压力波动大，导致海管链路上的B、C、D 平台压力也高，特别是处于链路末端的D 平台，由于压力升高很多，不得不通过降频限产来降低海管外输压力。此外，A、D 平台在压力波动高值时容易引起海管压力高高开关动作，从而导致生产关停。

图2 平台位置示意图

3.2 要因判断及解决措施

A 平台设计12 口生产井，目前在产井5 口，日产液量346m3，日产气量8650m3，产出原油饱和压力低（2.3MPa），溶解气油比高（65.5m3/m3），随着外输气量逐年增大，混输管线中的气液比超过了管道的最小压降气液比，管道压降增大[4]，压力波动增大，从而引起段塞流。另外由于原油饱和压力低，海管管径大、管线长，导致液体在流动过程中流型发生变化，A 平台至B 平台海管中出现了原油严重脱气的现象，进而使A 平台至B 平台、B平台至FPSO 海管中段塞流加剧。与此同时，脱出的部分气体并未全部随液体进入水平管段，而是不断汇集到A 平台海管立管段的上部，从而出现了海管两端立管内液柱自重不等的情况。

针对上述产生原因，我们从下面几个方面进行分析解决，以期找出适合本平台的段塞流控制方法。

3.2.1 掺水外输降低气液比

针对A 平台投产以后，产液量低，无法达到海管设计输送量的情况，要解决海管中原油脱气现象发生，可通过掺水外输解决。但是掺水外输方案需增加动设备，费用高，且增加了FPSO 的生产水处理压力，因此不可行。

3.2.2 减少油井的产气量

要减少油井的产气量，只能通过调小油嘴和降低电潜泵频率的方式来实现，虽然可以满足外输压力的要求，但是同样也减少了原油的产量，不利于油田产量的完成。

3.2.3 关小阀门节流降压

通过关小A 平台海管到B 平台上岸阀门开度来尝试消除段塞流，当阀门开度低于40%时，A平台下海管压力有上升趋势，阀门开度高于40%时压力无明显变化，说明节流法不适用于该条海管的降压。

3.2.4 外输管线排气改造

综合各方面因素，决定通过在原油进入海管前将气体部分排放这一方法来消除气体的影响。

首先采取在下海管接近立管段部位排出脱出的气体。具体就是在平台下海管前的压力表处连接3/8”OD 管将气体泄放至闭排罐进行冷放空，如图3 所示。

图3 立管段排气改造示意图

改造后海管外输压力明显降低、波动减小，但是在解决外输压力高问题的同时带来了新的问题，就是当排气阀门超过一定开度以后外输海管中的液体会随着气体进入闭排罐，这时需要频繁的启动闭排泵将闭排罐液体打入海管。

为了避免在排气的过程中液体随气体进入闭排罐，我们利用原油总管上多相流量计流型调整器充当气液分离器使用，将顶部分离出的气体排入闭排罐。具体就是在多相流量计流型调整器顶部3/4”预留口处连接1/2”OD 管将气体泄放到闭排罐进行冷放空，如图4 所示。

图4 多相流量计处排气改造示意图

从多相流量计处排气后，海管压力明显降低，同样达到了降压的目的，同时液体不会随着气体泄放到闭排系统。

对比两种排气改造方法，认为从多相流量计处排气减少了外输液体中的伴生气，降低了气液比；从下海管立管段附近排气减少了立管顶部原油中脱出的气体，都能降低段塞流的影响，两种方式结合使用效果更佳。

3.3 改造后效果

A 平台立管段和多相流量计处排气改造完成后，大大降低了段塞流的影响，稳定了海管压力，达到了海管降压生产的目的。

3.3.1 海管外输压力明显降低

改造后，A 平台海管外输压力明显降低，由2.85MPa 降至2.55MPa（关断值3.00 MPa），A 平台至B 平台海管压降减小，由1.0MPa 降至0.6MPa，其它平台的外输压力也在一定程度上下降，段塞流对上下游管道造成的间歇性冲击减弱，海管运行更加安全平稳。

3.3.2 经济效益显著

改造后，井口回压降低，油井可以提频提液，释放了被压缩的产能，提高了油田产量。同时海管压力波动减小，上下游各平台外输压力稳定，不会因为波动大造成生产关停，保证了油井的连续生产，避免了电潜泵关停，保护了绝缘，延长了使用寿命。

4 结论

海上平台投产后受产液量与管道设计不匹配及原油性质等多方面影响，容易产生段塞流等情况。段塞流的治理可以通过上游控制混输海管合理的气液比，提升海管输送效率，从而削弱和消除段塞流的影响。排气改造这种方式施工简单、投资少、见效快，有效解决了平台高气液比情况下外输压力高、波动大的难题，值得借鉴。