強(qiáng)烈段塞流抑制措施模擬研究

張愛(ài)娟， 唱永磊

(1.中國(guó)石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院，山東 東營(yíng) 257000； 2.中海油研究總院，北京 100000)

?

強(qiáng)烈段塞流抑制措施模擬研究

張愛(ài)娟1， 唱永磊2

(1.中國(guó)石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院，山東 東營(yíng) 257000； 2.中海油研究總院，北京 100000)

海底管道由于立管系統(tǒng)的存在，強(qiáng)烈段塞流是在低輸量下經(jīng)常出現(xiàn)并且危害最嚴(yán)重的一種流動(dòng)狀態(tài)。對(duì)某井口平臺(tái)至中心平臺(tái)的濕氣管線的強(qiáng)烈段塞流特性進(jìn)行模擬研究，總結(jié)分析可行的強(qiáng)烈段塞流抑制措施，選取節(jié)流法、氣舉法、氣舉節(jié)流結(jié)合法和多相泵控制法進(jìn)行模擬，并分析其抑制效果。結(jié)果表明，節(jié)流法和氣舉法能完全消除段塞流的影響，多相泵控制法只能夠減弱段塞流的周期性變化特性。

強(qiáng)烈段塞流；抑制；OLGA

對(duì)于強(qiáng)烈段塞流，根據(jù)段塞流的形成機(jī)理，目前眾多學(xué)者提出的強(qiáng)烈段塞流的抑制措施主要從設(shè)計(jì)、工藝調(diào)整和增加附屬設(shè)備三方面考慮。

從設(shè)計(jì)角度提出的強(qiáng)烈段塞流抑制措施包括：(1)減小立管直徑，增加氣液流速；(2)段塞流捕集器的設(shè)計(jì)，段塞流捕集器的作用一是有效的分離和捕集段塞保證下游設(shè)備正常工作，二是作為氣體的臨時(shí)存儲(chǔ)容器。從工藝調(diào)整方面考慮,提出的段塞流抑制措施包括：(1)提高產(chǎn)量，通過(guò)提高產(chǎn)量來(lái)提高氣體流速改變流型，但是這種方法在油氣田開(kāi)采后期減產(chǎn)階段很難實(shí)現(xiàn)；(2)節(jié)流法，通過(guò)立管頂部的節(jié)流閥可以控制強(qiáng)烈段塞流，Z.Schmidt[1]、Y.Taitel[2]和 M.A.Fargalhy等[3]人曾研究節(jié)流法在現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用并給出理論上的解釋；(3)B.T.Yocumt提出增加回壓法[4-5]，這種方法必須顯著增加回壓才能有效，增加回壓降低管線流通能力并對(duì)油藏造成不利影響。從增加附屬設(shè)備方面考慮提出的段塞流抑制措施包括；(1)氣舉法， Schmidt、Jansen、Johal、Tengesdal等人根據(jù)不同的現(xiàn)場(chǎng)情況分別提出過(guò)基部氣舉法、氣舉與節(jié)流嘴聯(lián)合抑制法、多相流立管基部氣舉法和旁通管氣舉法；(2)多相泵法，V.Henriot等[6]提出利用多相泵可以提高液體的流動(dòng)能力，使其可以舉升至立管頂部避免在立管底部的聚集從而消除段塞流；(3)小型預(yù)分離器法[7]，荷蘭殼牌石油公司提出在段塞流捕集器前增加具有控制閥的小型分離器實(shí)現(xiàn)氣液的初步分離[8-9]。

通過(guò)對(duì)節(jié)流法、氣舉法、節(jié)流與氣舉結(jié)合法和多相泵控制法等強(qiáng)烈段塞流抑制措施的模擬研究，為現(xiàn)場(chǎng)選擇抑制段塞流抑制方法提供借鑒。

1　節(jié)流法抑制效果模擬分析

OLGA模型中管線出口的節(jié)流閥的開(kāi)度分別設(shè)置0.4、0.3、0.2、0.1，對(duì)節(jié)流法強(qiáng)烈段塞流抑制措施進(jìn)行模擬[10-11]。

1.1對(duì)立管底部壓力的影響

不同節(jié)流閥開(kāi)度下的立管底部壓力模擬結(jié)果如圖1所示。當(dāng)不采取任何強(qiáng)烈段塞流抑制措施時(shí)，立管底部的壓力波動(dòng)范圍為6.85～7.85 MPa，并呈現(xiàn)周期性變化，循環(huán)周期為12 min。從圖1中可以看出，節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.4時(shí)，與不采取任何措施的工況比較，并沒(méi)有較好的改善效果；節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.3時(shí)，在模擬開(kāi)始的80 min內(nèi)，壓力在7.2～7.4 MPa， 80 min之后，立管底部的壓力最高值升高至7.85 MPa，波動(dòng)幅度增大至0.65 MPa，不能起到穩(wěn)定的抑制強(qiáng)烈段塞流的作用；節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.2時(shí)，立管底部壓力基本維持在7.4～7.5 MPa，起到了較好的強(qiáng)烈段塞流抑制效果；節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.1時(shí)，立管底部壓力波動(dòng)范圍最小，強(qiáng)烈段塞流特征已完全消除。但是由于節(jié)流閥開(kāi)度過(guò)小，立管底部的壓力高達(dá)8.1 MPa，會(huì)使氣井回壓升高，可能會(huì)造成氣田減產(chǎn)。如果單獨(dú)采用節(jié)流法控制強(qiáng)烈段塞流，建議節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.2，閥門開(kāi)度設(shè)置為0.2時(shí)即達(dá)到了抑制強(qiáng)烈段塞流的效果，井口回壓又不致過(guò)高。

圖1　節(jié)流法立管底部壓力變化

Fig.1Pressure at riser bottom with choking

1.2對(duì)出口液體流量的影響

不同節(jié)流閥開(kāi)度下的出口液體流量模擬結(jié)果如圖2所示。當(dāng)不采取任何強(qiáng)烈段塞流抑制措施時(shí)，管線出口液體流量波動(dòng)范圍為0～770 kg/s，并呈現(xiàn)周期性變化，循環(huán)周期為12 min左右，并且每個(gè)循環(huán)周期內(nèi)8 min左右的時(shí)間液體流量為0，出現(xiàn)液體斷流現(xiàn)象。由圖2可以看出，當(dāng)節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.4時(shí)，管線出口液體流量波動(dòng)范圍為0～260 kg/s，雖然波動(dòng)范圍仍然較大，相比與不采取任何強(qiáng)烈段塞流抑制措施時(shí)相比降低了66%，并且管線出

口出現(xiàn)液體斷流的時(shí)間明顯縮短；當(dāng)節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.3時(shí)，管線出口液體流量波動(dòng)范圍降低至0～150 kg/s，強(qiáng)烈段塞流抑制效果有所改善，但出口液體流量仍呈周期性變化；當(dāng)節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.2時(shí)，管線出口液體流量基本維持在23 kg/s左右，出口液體流量的變化已不具有周期性特征，短時(shí)間內(nèi)會(huì)出現(xiàn)在10～30 kg/s內(nèi)波動(dòng)，波動(dòng)幅度20 kg/s已經(jīng)在油氣分離器和凝析油處理設(shè)備的可接受范圍內(nèi)，不會(huì)影響設(shè)備的穩(wěn)定運(yùn)行。當(dāng)節(jié)流閥開(kāi)度設(shè)置為0.1時(shí)，管線出口液體流量穩(wěn)定在23.6 kg/s，強(qiáng)烈段塞流中的液體流量變化特征已經(jīng)完全消除。

圖2　節(jié)流法出口液體流量變化

Fig.2Liquid flow rate with choking

2　氣舉法抑制效果模擬分析

在OLGA模型中的管線系統(tǒng)立管底部添加SOURCE作為氣舉的氣源，流量分別設(shè)置11.1、16.7、22.2、27.7 kg/s，分別對(duì)應(yīng)管線入口質(zhì)量流量36.2 kg/s的30%、45%、60%和75%，對(duì)氣舉法強(qiáng)烈段塞流抑制措施進(jìn)行模擬[12-13]。

2.1對(duì)立管底部壓力的影響

不同氣舉氣體流量下的立管底部壓力模擬結(jié)果如圖3所示。模擬時(shí)間的前60 min內(nèi)沒(méi)有采取任何強(qiáng)烈段塞流的抑制措施，立管底部的壓力波動(dòng)范圍為6.93～7.80 MPa，波動(dòng)變化周期為12 min。從模擬時(shí)間第60 min起立管底部開(kāi)始注氣，由圖4氣舉法立管底部壓力變化模擬結(jié)果可以看出，隨著注氣流量的增加壓力的波動(dòng)范圍逐漸減小，注氣流量為11.1 kg/s 時(shí)立管底部壓力波動(dòng)范圍為6.95～7.71 MPa；注氣流量為16.7 kg/s時(shí)立管底部壓力波動(dòng)范圍為7.00～7.40 MPa；注氣流量為22.2 kg/s時(shí)立管底部壓力波動(dòng)范圍為7.05～7.15 MPa；注氣流量為27.7 kg/s時(shí)立管底部壓力波動(dòng)范圍為7.06～7.12 MPa。壓力波動(dòng)的最低值隨著注氣流量的增加而提高，這是因?yàn)殡S著注氣流量的增加立管中的流動(dòng)摩阻增大。

圖3　氣舉法立管底部壓力變化

Fig.3Pressure at riser bottom with gaslift

2.2對(duì)出口液體流量的影響

不同氣舉氣體流量下的出口液體流量模擬結(jié)果如圖4所示。當(dāng)未采取抑制強(qiáng)烈段塞流時(shí)管線出口液體流量波動(dòng)范圍0～770 kg/s，波動(dòng)變化周期12 min左右，在循環(huán)周期內(nèi)長(zhǎng)達(dá)8 min出現(xiàn)液體斷流現(xiàn)象。模擬時(shí)間為60 min立管底部開(kāi)始注氣，當(dāng)注氣流量為11.1 kg/s時(shí)出口液體流量波動(dòng)范圍0～557 kg/s，斷流時(shí)間縮短；當(dāng)注氣流量為16.7 kg/s時(shí)出口液體流量波動(dòng)范圍為0～269 kg/s；當(dāng)注氣流量為22.2 kg/s時(shí)出口液體流量波動(dòng)范圍為13～85 kg/s，液體斷流現(xiàn)象消失；當(dāng)注氣流量為27.7 kg/s時(shí)出口液體流量波動(dòng)范圍為28～54 kg/s。

圖4　氣舉法管線出口液體流量變化

Fig.4Liquid flow rate with gaslift versus time

3　氣舉與節(jié)流結(jié)合法抑制效果模擬分析

由節(jié)流法與氣舉法的模擬結(jié)果可以看出，立管頂部節(jié)流與立管底部注氣都能夠起到消除段塞流的作用。但單純采用節(jié)流法時(shí)閥門開(kāi)度過(guò)低造成井口回壓過(guò)高，對(duì)油氣田提高產(chǎn)量不利；單純采用氣舉法時(shí)，注氣流量22.2 kg/s(管線入口流量的60%)以上才能明顯起到抑制強(qiáng)烈段塞流的作用，注氣流量過(guò)大時(shí)氣源難以解決，并且壓縮機(jī)運(yùn)行能耗較大。將這兩種方法結(jié)合進(jìn)行模擬，模擬工況如下：(1)節(jié)流閥開(kāi)度0.4+立管底部注氣流量11.1 kg/s；(2)節(jié)流閥開(kāi)度0.4+立管底部注氣流量16.7 kg/s；(3)節(jié)流閥開(kāi)度0.3+立管底部注氣流量11.1 kg/s；(4)節(jié)流閥開(kāi)度0.3+立管底部注氣流量16.7 kg/s。

3.1對(duì)立管底部壓力的影響

立管底部壓力變化模擬結(jié)果如圖5所示。從圖5中可以看出，節(jié)流閥開(kāi)度為0.4的同時(shí)立管底部注氣量為11.1 kg/s時(shí)起到了明顯的抑制壓力波動(dòng)的作用，并且注氣流量11.1 kg/s即只有管線入口注氣流量的30%，降低壓縮機(jī)運(yùn)行費(fèi)用，立管底部壓力峰值為7.24 MPa，不會(huì)因?yàn)榫诨貕哼^(guò)高造成氣田減產(chǎn)。

圖5　氣舉節(jié)流法立管底部壓力變化

Fig.5Pressure at riser bottom with gaslift & choking

3.2對(duì)出口液體流量的影響

出口液體流量變化模擬結(jié)果如圖6所示。由圖6可以看出，節(jié)流閥開(kāi)度0.4+立管底部注氣流量11.1 kg/s；節(jié)流閥開(kāi)度0.3+立管底部注氣流量11.1 kg/s；節(jié)流閥開(kāi)度0.3+立管底部注氣流量16.7 kg/s，這三種工況下出口液體流量基本達(dá)到了穩(wěn)定狀態(tài)，已經(jīng)不具有強(qiáng)烈段塞流的出口液體流量大幅度波動(dòng)特征。

綜合考慮井口回壓大小、壓力和流量的穩(wěn)定性，節(jié)流閥開(kāi)度0.4+注氣流量為11.1 kg/s的方法是最適宜抑制強(qiáng)烈段塞流的工況。

圖6　氣舉節(jié)流法出口液體流量變化

Fig.6Liquid flow rate with gaslift & choking

4　多相泵控制法抑制效果模擬分析

強(qiáng)烈段塞流形成的機(jī)理是氣體流速較低，攜帶液體的能力較差，在立管中，液體沒(méi)有足夠的能量上升至立管頂部。多相泵可以無(wú)需進(jìn)行相分離而升壓，因此在立管系統(tǒng)中安裝多相泵可以起到抑制強(qiáng)烈段塞流的作用。根據(jù)安裝位置不同，可以分為立管底部安裝和立管頂部安裝兩種方式。

OLGA瞬態(tài)多相流模擬軟件中的多相泵模塊可以用于多相泵(容積式和離心式)計(jì)算，優(yōu)化多相增壓，設(shè)計(jì)和操作分析。在未采取任何抑制措施的段塞流的模擬基礎(chǔ)上，分別在模型中的立管底部和頂部添加多相泵，多相泵參數(shù)設(shè)置如下：轉(zhuǎn)速為1 200 r/min， 排量2 000 m3/d，升壓6.0 MPa，效率70 %。

4.1多相泵安裝在立管底部

將多相泵安裝在立管底部時(shí)，管線入口壓力、立管底部壓力和立管頂部壓力模擬結(jié)果如圖7所示。從圖7中可以看出，多相泵安裝在立管底部時(shí)管線入口壓力明顯降低，在6.2～6.4 MPa內(nèi)波動(dòng)，波動(dòng)范圍相比于未采取措施抑制強(qiáng)烈段塞流時(shí)顯著降低，說(shuō)明能夠削弱強(qiáng)烈段塞流周期性波動(dòng)現(xiàn)象。

圖7　立管底部安裝法壓力變化

Fig.7Pressure with pump located at riser bottom

4.2多相泵安裝在立管頂部

將多相泵安裝在立管頂部時(shí)，管線入口壓力、立管底部壓力和立管頂部壓力模擬結(jié)果如圖8所示。多相泵安裝在立管頂部，相比于未安裝多相泵的情況下立管底部壓力和管線入口壓力都顯著下降，但是其波動(dòng)范圍為6.2～6.7 MPa，雖然不具有嚴(yán)格的周期性變化特征但波動(dòng)幅度仍然較大。

管線出口液體流量變化如圖9所示。從圖9中可以看出，多相泵安裝在立管底部與頂部的出口液體流量波動(dòng)范圍分別為0～200 kg/s和0～350 kg/s，相比于未采取抑制措施波動(dòng)范圍減小，立管底部安裝法的抑制效果優(yōu)于立管頂部安裝。

圖8　立管頂部安裝法壓力變化

Fig.8Pressure with pump located at riser top

圖9　多相泵控制法出口液體流量變化

Fig.9Liquid flow rate with pump

綜合壓力波動(dòng)與流量波動(dòng)的抑制效果來(lái)看，多相泵安裝于立管底部和安裝于立管頂部都能夠抑制強(qiáng)烈段塞流，但是均未達(dá)到完全消除波動(dòng)特性的效果。底部安裝的效果優(yōu)于頂部安裝，多相泵安裝于立管底部的安裝維護(hù)費(fèi)用過(guò)高，并影響管線的清管作業(yè)。安裝多相泵的優(yōu)點(diǎn)是管線入口的壓力顯著下降，在油氣田開(kāi)發(fā)后期，采用這種方法抑制強(qiáng)烈段塞流的同時(shí)可以減小井的回壓增加產(chǎn)量。

5　結(jié)論

從設(shè)計(jì)、工藝調(diào)整和增加附屬設(shè)備三個(gè)角度分析段塞流抑制措施的可行性與優(yōu)缺點(diǎn)。采用OLGA軟件選取節(jié)流法、氣舉法、氣舉節(jié)流結(jié)合法和多相泵控制法進(jìn)行模擬，并得出如下結(jié)論：

(1) 采用節(jié)流法閥門時(shí)開(kāi)度設(shè)置小于0.2能完全消除段塞流的影響；

(2) 采用氣舉法時(shí)氣源流量大于管線入口流量的60%能完全消除段塞流的影響；

(3) 氣舉與節(jié)流結(jié)合法中節(jié)流閥開(kāi)度0.4和注氣流量為入口流量的30%達(dá)到了最好的抑制效果，降低了注氣量又不致管線入口壓力過(guò)高；

(4) 多相泵控制法只能夠減弱段塞流的周期性變化特性，但能夠顯著降低管線入口壓力，對(duì)提高氣

田產(chǎn)量有利，多相泵安裝在立管底部的抑制效果優(yōu)于安裝在立管頂部。

[1]Schmidt Z, Brill J P, Beggs H D. Choking can eliminate severe pipeline slugging[J]. Oil & Gas Journal, 1979, 77(46): 230-235.

[2]Jansen F E, Shoham O, Taitel Y. The elimination of severe slugging-experiments and modeling[J]. International Journal of Multiphase Flow, 1996, 22(6): 1055-1072.

[3]Farghaly M A. Study of severe slugging in real offshore pipeline riser-pipe system[C]//5th SPE Middle East oil show.Richardson, TX,USA:AIME,1987:299-314.

[4]Yocum B T. Offshore riser slug flow avoidance: mathematical models for design and optimization[C]//SPE European Meeting.[S.L.]:Society of Petroleum Engineers, 1973.

[5]楊帆, 周曉. 彎管中段塞流的數(shù)值模擬[J]. 遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報(bào)，2014，34(5)：23-27.

Yang Fan，Zhou Xiao. Numerical simulation of slug flow in the elbow[J]. Journal of Liaoning Shihua University，2014，34(5)：23-27.

[6]Henriot V, Courbot A, Heintze E, et al. Simulation of process to control severe slugging: Application to the dunbar pipeline[R].SPE 56461,1999.

[7]Kovalev K, Cruickshank A, Purvis J. The slug suppression system in operation[R]. SPE 38541, 2003.

[8]Sarica C,Tengesdal J.A new technique to eliminate severeslugging in pipeline/riser systems[R]. SPE 63185, 2000.

[9]Farghaly M A.Study of severe slugging in real offshore pipeline riser-pipe system[R]. SPE 15726 . 1987

[10]程兵, 喻西崇, 李清平. 深水立管嚴(yán)重段塞流控制方法及其模擬分析[J]. 天然氣工業(yè), 2011, 31(4): 89-94.

Cheng Bing, Yu Xichong, Li Qingping. The analysis of control method and simulation of severe slug flow in deepwater riser system[J]. Periodical of Gas, 2011, 31(4): 89-94.

[11]Schmidt Z,Brill J P,Beggs H D.Choking can eliminate severe pipeline slugging[J]. Oil and Gas Journal, 1979,77(46):230-238.

[12]Hill,T. J.Gas injection at riser base solves slugging, flow problems[J]. Oil & Gas Journal,1990,88(9):245-250.

[13]Tengesdal J O. Investigation of self-lifting con-cept for severe slugging elimination in eeep-water pipeline/riser systems:[D]. USA:The Pennsylvania State University,2002.

(編輯王亞新)

The Simulation Study on Control Technology of Severe Slugging

Zhang Aijuan1, Chang Yonglei2

(1.SchoolofPetroleumEngineering,CollegeofShengli,ChinaUniversityofPetroleum,DongyingShandong257000,China； 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100000,China)

Considering riser system in subsea pipeline, severe slug is a common and harmful flow pattern under low flow rate. A certain condensate gas pipeline from wellhead platform to central platform is selected to be studied. The slug flow characteristics and suppression effects of choking, gas lifting and multiphase pump controlling are simulated with OLGA. The impact of slug flow can be eliminated by choking and gas lifting controlling, while periodic variation characteristics of severe slugging can only be weakened by multiphase pump controlling.

Severe slug; Inhibition; OLGA

1006-396X(2016)03-0092-05

2016-03-22

2016-04-10

山東省教育廳科技計(jì)劃項(xiàng)目(J12LD60)。

張愛(ài)娟(1987-)，女，碩士，從事多相管流集油氣田及輸技術(shù)研究；E-mail：amberzaj@163.com。

TE832

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.018

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn