一、QK17-2段塞流捕集器改造

QK17-2氣田位于渤海灣，已進(jìn)入生產(chǎn)后期階段，產(chǎn)出液含水量逐年增高，開始出現(xiàn)段塞流，不利于穩(wěn)定生產(chǎn)，同時存在分離器處理能力低于產(chǎn)量的問題，需要在原處理系統(tǒng)加入新的氣液處理設(shè)施。如果增設(shè)一個傳統(tǒng)分離器，將需要超過40m2的甲板面積，需要大筆投資，并且QK17-2是一座老平臺，已沒有如此大的額外面積，因此，采用新型高效分離器解決這一問題。

該分離器由一個管狀圓柱體和GLCC整合而成。當(dāng)產(chǎn)出液從立管流入平臺時，首先進(jìn)入該分離器，其中的重組分液體，在下傾管段中進(jìn)入圓柱體，隨后流入GLCC進(jìn)行下一步處理，而輕組分氣體則直接流入GLCC上部，經(jīng)過捕霧器后進(jìn)入氣體處理系統(tǒng)（圖1）。為此，需要在原處理系統(tǒng)中增加3個設(shè)備：①管狀圓柱體，用于接收液體，并引導(dǎo)其流向GLCC，氣體較少從中經(jīng)過。其入口直徑12″，出口直徑8″，主體直徑16″，高度1000mm。GLCC：用于進(jìn)一步處理氣體和液體，其入口直徑12″，出口直徑8″，氣體出口直徑4″，高度2500mm。捕霧器：用于捕捉氣體攜帶的液體，直徑800mm，固定于分離器2200mm的高度上。其中：1″=25.4mm。整套系統(tǒng)需要一套對應(yīng)的控制系統(tǒng)（如GLCC控制系統(tǒng)），當(dāng)段塞來臨時，在不同的入口氣液流量下，通過控制和調(diào)節(jié)不同閥門，實(shí)現(xiàn)段塞的合理控制。

原氣體處理系統(tǒng)經(jīng)過改造后，液體處理能力達(dá)到6000m3/d，氣體處理能力達(dá)到120000sm3/d，均有顯著的提高，而且出口流體達(dá)到了以下標(biāo)準(zhǔn)：氣體攜液量低于50mg/m3，水中含油量低于1000mg/kg。因而同時解決了段塞問題和處理量問題。本次改造，沒有采用需占用大量甲板面積的傳統(tǒng)分離器，而是采用占地僅3m2的一系列設(shè)備，實(shí)現(xiàn)了段塞控制和流體處理的雙重功能。該系統(tǒng)在QK17-2平臺上一直順利運(yùn)行，相比傳統(tǒng)方法，節(jié)約了70%的支出。

二、文昌油田自動節(jié)流裝置

文昌油田位于南海，采用固定平臺+FPSO的方式開發(fā)，來自周圍平臺的幾條管道將產(chǎn)出液輸送至FPSO集中處理（圖3）。最近幾年，WC14-3平臺登陸FPSO的立管開始出現(xiàn)段塞，因而增大了FPSO的油氣處理難度。此外，由于FPSO采用燃?xì)馔钙桨l(fā)電，如果立管中發(fā)生嚴(yán)重段塞，氣體將很難及時通過分離器進(jìn)入透平供給發(fā)電，燃?xì)馔钙桨l(fā)電則切換為應(yīng)急柴油發(fā)電，不但給生產(chǎn)帶來不便，而且消耗了柴油，經(jīng)濟(jì)性差。因FPSO沒有太大的改造空間，不得不探索其他方法解決問題。

現(xiàn)場工程師最初采用手動節(jié)流方法，但確定正確的閥門開度并不容易，需要花費(fèi)大量時間調(diào)節(jié)，一旦生產(chǎn)工況有變，又需要重新尋找合適的閥門開度。為了使控制系統(tǒng)工作更加高效，設(shè)計(jì)了一套自動節(jié)流系統(tǒng)。該系統(tǒng)基于PID控制機(jī)理開發(fā)，根據(jù)WC14-3海底管道入口壓力進(jìn)行調(diào)節(jié)控制，閥門開度為被調(diào)節(jié)參數(shù)，PID用于計(jì)算閥門開度的差別。在程序中，采用一個略大和略小的閥門開度區(qū)間，以便更快地穩(wěn)定壓力波動，并使壓力更接近設(shè)定點(diǎn)。

閥門開度的自動調(diào)節(jié)，在程序中宜采用立管底部的管道壓力波動作為調(diào)節(jié)依據(jù)，但立管底部并未安裝壓力檢測點(diǎn)。而在立管底部安裝壓力監(jiān)測裝置，不僅昂貴，而且需暫時停產(chǎn)并存在后續(xù)安全風(fēng)險(xiǎn)，不可行。因此，采用WC14-3海底管道入口壓力作為計(jì)算依據(jù)。為此，將下列信號引入程序中：WC14-3海底管道入口壓力、WC14-3海底管道出口壓力、閥門開度輸入值、閥門開度輸出值、氣體流量（與燃?xì)馔钙矫芮邢嚓P(guān)），采集這些控制信號并連接到系統(tǒng)中，在中控室進(jìn)行實(shí)時監(jiān)測。

經(jīng)過一個月的測試，自動節(jié)流系統(tǒng)取得了良好的效果（表1）。管道入口壓力平均降低了6%，不僅有利于工藝處理系統(tǒng)的穩(wěn)定，而且降低了井口回壓，有利于產(chǎn)量的提高；最低氣體流量提高了8.2%，氣體流量更加穩(wěn)定，這意味著燃?xì)馔钙娇梢愿€(wěn)定地工作。可見，通過采用自動節(jié)流系統(tǒng)，多相流立管段塞的不利影響得以克服，提高了生產(chǎn)系統(tǒng)的安全性，自動控制系統(tǒng)因而展現(xiàn)了良好的段塞控制能力。

三、X油田氣舉系統(tǒng)

X油田是位于西非的一個深水油田，其產(chǎn)出液由8km海底管道輸送至回接的FPSO，生產(chǎn)期內(nèi)GOR約100。在油田投產(chǎn)初期，因產(chǎn)量較低，以及在油田生產(chǎn)后期，因產(chǎn)出液含水量較高，1400m混輸立管中可能出現(xiàn)嚴(yán)重段塞問題。由于臨近油氣田氣源充足，因此采用氣舉法消除段塞。

在設(shè)計(jì)階段，采用OLGA分析海底管道和立管的流動安全。以早期投產(chǎn)工況為例，首先確定最低流量，以保證流動處于安全、穩(wěn)定、高效的區(qū)間內(nèi)。針對管匯、海底管道、立管、段塞流捕集器建模，以5kpbd（1kpbd＝159m3/d）流量為步長進(jìn)行計(jì)算，以最大入口壓力最低時的流量為最低流量，其值為30kpbd（圖4）。若流量低于30kpbd，則需采取措施消除段塞。將注氣系統(tǒng)添加到OLGA模型中，即可計(jì)算求得所需的注氣率。

用于氣舉的氣體與外輸氣體相同，經(jīng)節(jié)流和加熱后注入氣體環(huán)空。注氣環(huán)空位于立管內(nèi)，立管為PIP柔性管。自外而內(nèi)，立管各層依次為保溫層、外管、注氣環(huán)空、內(nèi)管。生產(chǎn)流體從內(nèi)管向上流動，注入的氣體從環(huán)空流到立管底部。注氣環(huán)空和內(nèi)管的交界處在立管底部，氣體由此進(jìn)入內(nèi)管，舉升內(nèi)管產(chǎn)出液，使嚴(yán)重段塞流得到控制。在立管底部，液塞被注入的氣體擾亂，成為分散流，產(chǎn)出液也獲得了注入氣體所提供的額外動力，流動更為順暢和連續(xù)。盡管注氣系統(tǒng)十分昂貴，但其不僅解決了段塞問題，而且有利于產(chǎn)量的提高，對油田生產(chǎn)具有積極的意義。

四、結(jié)論

為了解決海洋石油多相流立管的嚴(yán)重段塞問題，針對具體項(xiàng)目，應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況具體分析不同段塞控制方案的優(yōu)缺點(diǎn)，充分考慮空間、投資、資源、安裝和技術(shù)成熟度等因素，對各種方案進(jìn)行綜合比選，進(jìn)而確定適用有效的段塞控制方法：如果段塞不嚴(yán)重，采用簡單的人工節(jié)流調(diào)節(jié)即可滿足要求；如果工程為改造項(xiàng)目，則需要考慮平臺空間和現(xiàn)有設(shè)備的限制，GLCC或自動節(jié)流方法可能成為很好的選擇；如果氣源較豐富，氣舉方法可能成為潛在的解決方案；對于某些深水水下生產(chǎn)系統(tǒng)，采用水下分離可以避免嚴(yán)重段塞。（本文圖、表略）

本文作者：程兵 李彥輝 李清平 陳紹凱 單位：中海油研究總院 中國海油伊拉克有限公司