由于流量和地形的影響，深水立管中常會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重段塞流，表現(xiàn)為壓力和流量強(qiáng)烈波動(dòng)，給油氣田生產(chǎn)帶來(lái)很大危害。岡此，有必要對(duì)深水立管嚴(yán)重段塞流的形成機(jī)理、危害、預(yù)測(cè)和控制方法等進(jìn)行深入的研究。
　　1深水立管嚴(yán)重段塞流控制方法
　　基于干擾或消除段塞流、減小立管底部積液、降低立管靜壓損失及增大輸送壓力等機(jī)理，學(xué)者們提出了節(jié)流法、氣舉法、自動(dòng)控制法、分離法和改變流型法等深水立管嚴(yán)重段塞流控制方法[1～2]。近幾年隨著國(guó)外深水油氣田的開(kāi)發(fā)及其技術(shù)的成熟，對(duì)深水立管嚴(yán)重段塞流的控制又有了一些新的方法。
　　1.1小型預(yù)分離器S3法
　　殼牌石油公司(Shell)提出了S3(SlugSuppressionSystem，段塞流抑制系統(tǒng))的概念，即在段塞流捕集器之前加上1個(gè)小型預(yù)分離器，并通過(guò)自動(dòng)控制來(lái)抑制嚴(yán)重段塞流，其流程示意圖如圖1所示。

　　Kovalev報(bào)道了S3，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)儀表測(cè)量壓力、流量和液位等參數(shù)，再通過(guò)壓力和液位觸發(fā)器來(lái)控制各閥門的開(kāi)度，對(duì)小型預(yù)分離器液位和排氣量進(jìn)行調(diào)節(jié)，從而使流動(dòng)更加穩(wěn)定[3]。2003年S3在北海2個(gè)平臺(tái)投入使用。
　　2004年Kovalev又提出了Vessel-lessS3[4]們的方法，其流程示意圖如圖2所示，通過(guò)1個(gè)體積更小的管道來(lái)替代原來(lái)的小型預(yù)分離器，流體在管道里完成了分層，液體下傾，氣體上升。

　　1.2海底氣液分離法
　　Song和Kouba提出了海底氣液分離[5]的方式，分離后氣液分輸至平臺(tái)，段塞流因此而被消除。2009年Henning報(bào)道Tordis、BC～10和Pazflor等油氣田都應(yīng)用了此技術(shù)[6]。2010年3月Shell在墨西哥灣(GOM)水深達(dá)2440m的Perdido油氣田投產(chǎn)，意味著其應(yīng)用的深水海底氣液分離技術(shù)取得了成功，其海底氣液分離器如圖3所示。

　　1.3多相泵法
　　Henriot提出多相泵可用來(lái)消除嚴(yán)重段塞流[7]的方法。2007年英國(guó)石油公司(BP)在GOM的King油氣田水深1676m處安裝并啟用了2臺(tái)海底多相泵，其流程示意圖如圖4所示，在增壓和保證了油氣田產(chǎn)量的同時(shí)，也削弱了嚴(yán)重段塞流。

　　筆者將各種已成功應(yīng)用于油氣田生產(chǎn)的嚴(yán)重段塞流控制方法進(jìn)行了總結(jié)，結(jié)果如表1所示。每種控制方法都有一定的適用范圍，隨著流體物性、海底路由、油氣田產(chǎn)量以及下游設(shè)施的不同而不同。應(yīng)針對(duì)不同的工程項(xiàng)目，開(kāi)展具體模擬分析，必要時(shí)可以結(jié)合多種方法來(lái)控制嚴(yán)重段塞流。

　　2嚴(yán)重段塞流控制方法的軟件模擬及分析
　　采用某深水油氣田的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用多相流瞬態(tài)模擬軟件OLGA對(duì)深水立管嚴(yán)重段塞流控制方法進(jìn)行了模擬。該油氣田水深約1500m，其海管和立管是典型的下傾管加立管的形式，管徑為279.4mm。
　　2.1對(duì)典型年份的模擬
　　對(duì)3個(gè)典型年份(氣量最大年、液量最大年及油氣田開(kāi)發(fā)后期的S年)進(jìn)行了模擬，模擬時(shí)間為30h。各年份的氣油比為90。隨著油氣田開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，油氣含水量逐年增大，S年油氣含水率達(dá)75%，油氣產(chǎn)量為氣量最大年的1/8，為液量最大年的1/4。
　　圖5為各典型年份立管底部持液率變化模擬圖。由圖5可知，氣量最大年立管底部持液率基本在0.4～0.6波動(dòng)，波動(dòng)范圍很小；液量最大年立管底部持液率穩(wěn)定在0.9左右，OLGA流型圖顯示管內(nèi)為穩(wěn)定的泡狀流。S年立管底部持液率有很大的波動(dòng)，波動(dòng)峰值近0.8，表現(xiàn)出段塞流特征。圖6為各典型年份立管底部壓力變化模擬圖。由圖6可知，氣量最大年和液量最大年立管底部壓力較小，也比較穩(wěn)定，而s年壓力波動(dòng)范圍非常大，段塞流現(xiàn)象嚴(yán)重。此外，根據(jù)計(jì)算結(jié)果，S年立管頂部瞬時(shí)液塞量很大，短時(shí)間內(nèi)可達(dá)150m3，這對(duì)下游分離器的運(yùn)行很不利。
　　由上述分析可知，氣量最大年和液量最大年的管道流動(dòng)較穩(wěn)定，而油氣田生產(chǎn)后期的5年段塞流出現(xiàn)，立管內(nèi)壓力和持液率波動(dòng)較大，導(dǎo)致了較大的液塞，給油氣生產(chǎn)帶來(lái)了危害。因此筆者將對(duì)S年進(jìn)行段塞流控制分析。
　　2.2對(duì)節(jié)流法的模擬
　　用OLGA軟件模擬S年在立管頂部采用節(jié)流法時(shí)的段塞流情況。在段塞流出現(xiàn)前開(kāi)始節(jié)流，對(duì)閥門開(kāi)度分別為0.8、0.6和0.3這3種情況進(jìn)行了敏感性分析，不同閥門開(kāi)度下立管底部持液率變化如圖7所示，不同閥門開(kāi)度下管道入口壓力變化如圖8所示。
　　由圖7可知，立管底部持液率隨著節(jié)流程度的加大變得更加穩(wěn)定，其波動(dòng)幅度大幅降低，說(shuō)明段塞流得到了削弱。類似地，立管底部壓力的波動(dòng)區(qū)間也變得更小，壓力更加穩(wěn)定。但是由圖8可知，隨著閥門開(kāi)度的減小，管道入口壓力會(huì)變得更大，增大了井口回壓，這會(huì)降低油氣產(chǎn)量，影響油氣田壽命。
　　由上述分析可知，采用節(jié)流法可以降低立管內(nèi)持液率和壓力的波動(dòng)幅度，從而削弱段塞流。但過(guò)度的節(jié)流又會(huì)使得井口回壓大幅上升，因而并不可取。

　　2.3對(duì)氣舉法的模擬
　　采用氣舉法來(lái)控制S年的段塞流。氣舉法所用氣體為該油氣田處理之后的外輸氣。氣舉法涉及注氣量和注氣位置的選擇，對(duì)此，進(jìn)行如下分析。
　　2.3.1立管底部不同氣量的氣舉
　　分別采用1.5m3/s和3m3/s的注氣量在立管底部注氣，與不注氣時(shí)對(duì)比得到不同注氣量下立管底部壓力變化如圖9所示，不同注氣量下管道入口壓力變化如圖10所示。
　　由圖9可知，注氣后，立管底部的流動(dòng)受到氣體的擾動(dòng)，壓力波動(dòng)更加頻繁，但波動(dòng)區(qū)間有所減小。注氣量較大時(shí)，立管底部壓力明顯下降。類似地，立管底部持液率也有所下降，且波動(dòng)區(qū)間減小。這類似于氣量最大年的情況，這樣的流動(dòng)狀態(tài)比段塞流有利于生產(chǎn)。
　　由圖10可知，隨著注氣量的增加，管道入口壓力明顯降低，這是由于注氣提供了舉升液體的能量，有利于提高油氣產(chǎn)量。
　　由上述分析可知：氣舉法可以降低立管底部的持液率，并使其波動(dòng)區(qū)間減小，從而抑制段塞流；注氣減小了管道入口的壓力，有利于油氣田的開(kāi)發(fā)。在一定范圍內(nèi)，注氣量越大時(shí)這些優(yōu)勢(shì)越明顯。

　　2.3.2固定氣量在不同位置的氣舉
　　為了驗(yàn)證不同的注氣位置給管內(nèi)流動(dòng)帶來(lái)的影響，分別將注氣位置選擇在立管底部和距立管底部500m的上游處，注氣量均為3m3/s。
　　模擬結(jié)果顯示，在立管上游處注氣時(shí)立管底部持液率波動(dòng)范圍要稍大一些，但整體波動(dòng)區(qū)間并不大，類似氣量最大年的情況，說(shuō)明段塞流也得到了抑制。立管底部壓力也有類似規(guī)律。此外，立管上游處注氣的井口回壓比立管底部注氣時(shí)的井口回壓小，更有利于油氣田的生產(chǎn)。
　　由上述分析可知：立管上游段和底部注氣時(shí)，立管底部持液率和壓力波動(dòng)區(qū)間都不大，都可以削弱段塞流；立管底部注氣時(shí)持液率波動(dòng)較小，段塞流控制效果更好；立管上游段注氣時(shí)井口回壓較小，更有利于提高油氣產(chǎn)量。
　　2.4對(duì)節(jié)流加氣舉法的模擬
　　對(duì)節(jié)流加氣舉法的以下3種情況進(jìn)行了模擬：①閥門開(kāi)度為0.3的單純節(jié)流法；②注氣量為3m3/s的單純氣舉法；③閥門開(kāi)度為0.6、注氣量為1.5m3/s的節(jié)流加氣舉法。并與未采取控制措施時(shí)的情況進(jìn)行了對(duì)比。

　　圖11為不同控制措施下立管底部持液率的變化圖。由圖11可知：節(jié)流加氣舉時(shí)段塞流得到了很好的抑制；單純節(jié)流時(shí)立管底部持液率波動(dòng)幅度和頻率都較??；而單純注氣后立管底部持液率波動(dòng)較為頻繁，但波動(dòng)區(qū)間較??；不采取控制措施時(shí)立管底部持液率的波動(dòng)區(qū)間最大；節(jié)流加氣舉時(shí)立管底部的壓力也是非常穩(wěn)定的。從模擬結(jié)果看，節(jié)流加氣舉法的段塞流控制效果是很好的。
　　圖12為不同控制措施下管道入口壓力的變化圖。由圖12可知：?jiǎn)渭児?jié)流時(shí)，管道入口壓力最大；單純氣舉時(shí)，管道入口壓力最低，最利于提高油氣產(chǎn)量；節(jié)流加氣舉時(shí)，管道入口壓力也不高，仍低于未采取任何措施時(shí)的管道入口壓力。
　　由上述分析可知：節(jié)流程度較高時(shí)，形成的井口回壓非常高，不利于提高油氣產(chǎn)量；注氣時(shí)，立管底部持液率波動(dòng)頻繁，能量損失大，要使注氣效果好，需要很大的氣量；而同時(shí)采用較小節(jié)流程度和較小注氣量時(shí)，不僅立管底部持液率較為穩(wěn)定，還減小了管道入口的井口回壓，是一種很好的段塞流控制方法。
　　2.5管徑對(duì)段塞流的影響
　　為探索管徑對(duì)段塞流的影響規(guī)律，選取203.2mm和355.6mm管徑的管道與原279.4mm管徑的管道進(jìn)行了段塞流情況比較。
　　模擬結(jié)果顯示：采用203.2mm管徑的管道時(shí)，立管內(nèi)持液率的波動(dòng)范圍更小，偶爾會(huì)有小段塞流出現(xiàn)；采用355.6mm管徑的管道時(shí)，會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重段塞流，立管內(nèi)持液率起初為1，會(huì)突降到0.1，這是由于起初幾乎沒(méi)有液體流出，而噴發(fā)瞬間液體流速超過(guò)10m/s所致，這很容易造成下游設(shè)施的損壞。立管底部壓力的波動(dòng)情況與持液率情況類似。
　　圖13為不同管徑下管道入口壓力的變化圖。由圖13可知，采用203.2mm管徑的管道時(shí)，需要的管道入口壓力高于采用279.4mm管徑的管道時(shí)的管道入口壓力，而采用355.6mm管徑的管道時(shí)，需要的管道入口壓力不僅較高，還會(huì)出現(xiàn)很大的波動(dòng)。相比279.4mm管徑的管道而言，這2種管徑的管道都不利于提高油氣產(chǎn)量。

　　由上述分析可知：若管徑過(guò)小，管內(nèi)流動(dòng)可能更穩(wěn)定，段塞流得到削弱，但整條管道的摩阻損失會(huì)增大，從而可能造成井口回壓升高而對(duì)油氣生產(chǎn)不利；若管徑過(guò)大，由于管道內(nèi)液體速度降低，可能會(huì)造成更嚴(yán)重的段塞流，使井口回壓更高。由此可見(jiàn)，應(yīng)充分考慮段塞流和井口回壓2個(gè)因素，從而選取最優(yōu)管徑的管道。
　　3結(jié)論
　　1)氣量最大年和液量最大年出現(xiàn)嚴(yán)重段塞流的可能性較小，油氣田生產(chǎn)后期產(chǎn)量下降后比較容易出現(xiàn)嚴(yán)重段塞流情況，應(yīng)根據(jù)段塞流最嚴(yán)重的年份設(shè)計(jì)控制方案。
　　2)由于節(jié)流影響油氣產(chǎn)量，采用節(jié)流法時(shí)，如何進(jìn)行節(jié)流程度的控制是問(wèn)題的關(guān)鍵。節(jié)流法適用于油氣田生產(chǎn)早期，此時(shí)井口壓力較大，節(jié)流所需成本較低。
　　3)當(dāng)氣源充足時(shí)，可以考慮采用氣舉法控制段塞流，注氣的位置可選在立管底部或立管上游一段距離處，可通過(guò)模擬結(jié)合工程實(shí)際情況來(lái)確定注氣量和注氣位置。氣舉所需運(yùn)行成本較高，但會(huì)給油氣田生產(chǎn)帶來(lái)更大的收益。
　　4)從模擬結(jié)果看，采取節(jié)流加氣舉法控制段塞流效果比單純節(jié)流或單純氣舉效果都更好，但提高油氣產(chǎn)量的效果不及單純氣舉法。當(dāng)氣舉氣源不是很充足時(shí)，可予以考慮。
　　5)對(duì)管徑的選擇既要考慮井口回壓，又要考慮段塞流的因素，綜合比選出最佳管徑方案。
　　6)不同段塞流控制方法適用于不同情況，應(yīng)針對(duì)具體工程項(xiàng)目，開(kāi)展相應(yīng)的模擬分析，才能選取一種較好的解決方案或綜合應(yīng)用多種控制方法。
　　深水立管嚴(yán)重段塞流問(wèn)題是深水流動(dòng)安全領(lǐng)域的一個(gè)重要方面，在現(xiàn)有的淺水油氣田設(shè)計(jì)技術(shù)基礎(chǔ)上，應(yīng)不斷探索和總結(jié)工藝軟件在深水油氣田設(shè)計(jì)階段的應(yīng)用，從而做好深水流動(dòng)安全領(lǐng)域的研究和設(shè)計(jì)工作，為深水油氣田的開(kāi)發(fā)提供技術(shù)保障。
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