前言：寻找写作灵感？中文期刊网用心挑选的论海洋石油立管严重段塞的控制方法，希望能为您的阅读和创作带来灵感，欢迎大家阅读并分享。
一、QK17-2段塞流捕集器改造
QK17-2气田位于渤海湾，已进入生产后期阶段，产出液含水量逐年增高，开始出现段塞流，不利于稳定生产，同时存在分离器处理能力低于产量的问题，需要在原处理系统加入新的气液处理设施。如果增设一个传统分离器，将需要超过40m2的甲板面积，需要大笔投资，并且QK17-2是一座老平台，已没有如此大的额外面积，因此，采用新型高效分离器解决这一问题。
该分离器由一个管状圆柱体和GLCC整合而成。当产出液从立管流入平台时，首先进入该分离器，其中的重组分液体，在下倾管段中进入圆柱体，随后流入GLCC进行下一步处理，而轻组分气体则直接流入GLCC上部，经过捕雾器后进入气体处理系统（图1）。为此，需要在原处理系统中增加3个设备：①管状圆柱体，用于接收液体，并引导其流向GLCC，气体较少从中经过。其入口直径12″，出口直径8″，主体直径16″，高度1000mm。GLCC：用于进一步处理气体和液体，其入口直径12″，出口直径8″，气体出口直径4″，高度2500mm。捕雾器：用于捕捉气体携带的液体，直径800mm，固定于分离器2200mm的高度上。其中：1″=25.4mm。整套系统需要一套对应的控制系统（如GLCC控制系统），当段塞来临时，在不同的入口气液流量下，通过控制和调节不同阀门，实现段塞的合理控制。
原气体处理系统经过改造后，液体处理能力达到6000m3/d，气体处理能力达到120000sm3/d，均有显著的提高，而且出口流体达到了以下标准：气体携液量低于50mg/m3，水中含油量低于1000mg/kg。因而同时解决了段塞问题和处理量问题。本次改造，没有采用需占用大量甲板面积的传统分离器，而是采用占地仅3m2的一系列设备，实现了段塞控制和流体处理的双重功能。该系统在QK17-2平台上一直顺利运行，相比传统方法，节约了70%的支出。
二、文昌油田自动节流装置
文昌油田位于南海，采用固定平台+FPSO的方式开发，来自周围平台的几条管道将产出液输送至FPSO集中处理（图3）。最近几年，WC14-3平台登陆FPSO的立管开始出现段塞，因而增大了FPSO的油气处理难度。此外，由于FPSO采用燃气透平发电，如果立管中发生严重段塞，气体将很难及时通过分离器进入透平供给发电，燃气透平发电则切换为应急柴油发电，不但给生产带来不便，而且消耗了柴油，经济性差。因FPSO没有太大的改造空间，不得不探索其他方法解决问题。
现场工程师最初采用手动节流方法，但确定正确的阀门开度并不容易，需要花费大量时间调节，一旦生产工况有变，又需要重新寻找合适的阀门开度。为了使控制系统工作更加高效，设计了一套自动节流系统。该系统基于PID控制机理开发，根据WC14-3海底管道入口压力进行调节控制，阀门开度为被调节参数，PID用于计算阀门开度的差别。在程序中，采用一个略大和略小的阀门开度区间，以便更快地稳定压力波动，并使压力更接近设定点。
阀门开度的自动调节，在程序中宜采用立管底部的管道压力波动作为调节依据，但立管底部并未安装压力检测点。而在立管底部安装压力监测装置，不仅昂贵，而且需暂时停产并存在后续安全风险，不可行。因此，采用WC14-3海底管道入口压力作为计算依据。为此，将下列信号引入程序中：WC14-3海底管道入口压力、WC14-3海底管道出口压力、阀门开度输入值、阀门开度输出值、气体流量（与燃气透平密切相关），采集这些控制信号并连接到系统中，在中控室进行实时监测。
经过一个月的测试，自动节流系统取得了良好的效果（表1）。管道入口压力平均降低了6%，不仅有利于工艺处理系统的稳定，而且降低了井口回压，有利于产量的提高；最低气体流量提高了8.2%，气体流量更加稳定，这意味着燃气透平可以更稳定地工作。可见，通过采用自动节流系统，多相流立管段塞的不利影响得以克服，提高了生产系统的安全性，自动控制系统因而展现了良好的段塞控制能力。
三、X油田气举系统
X油田是位于西非的一个深水油田，其产出液由8km海底管道输送至回接的FPSO，生产期内GOR约100。在油田投产初期，因产量较低，以及在油田生产后期，因产出液含水量较高，1400m混输立管中可能出现严重段塞问题。由于临近油气田气源充足，因此采用气举法消除段塞。
在设计阶段，采用OLGA分析海底管道和立管的流动安全。以早期投产工况为例，首先确定最低流量，以保证流动处于安全、稳定、高效的区间内。针对管汇、海底管道、立管、段塞流捕集器建模，以5kpbd（1kpbd＝159m3/d）流量为步长进行计算，以最大入口压力最低时的流量为最低流量，其值为30kpbd（图4）。若流量低于30kpbd，则需采取措施消除段塞。将注气系统添加到OLGA模型中，即可计算求得所需的注气率。
用于气举的气体与外输气体相同，经节流和加热后注入气体环空。注气环空位于立管内，立管为PIP柔性管。自外而内，立管各层依次为保温层、外管、注气环空、内管。生产流体从内管向上流动，注入的气体从环空流到立管底部。注气环空和内管的交界处在立管底部，气体由此进入内管，举升内管产出液，使严重段塞流得到控制。在立管底部，液塞被注入的气体扰乱，成为分散流，产出液也获得了注入气体所提供的额外动力，流动更为顺畅和连续。尽管注气系统十分昂贵，但其不仅解决了段塞问题，而且有利于产量的提高，对油田生产具有积极的意义。
四、结论
为了解决海洋石油多相流立管的严重段塞问题，针对具体项目，应根据实际情况具体分析不同段塞控制方案的优缺点，充分考虑空间、投资、资源、安装和技术成熟度等因素，对各种方案进行综合比选，进而确定适用有效的段塞控制方法：如果段塞不严重，采用简单的人工节流调节即可满足要求；如果工程为改造项目，则需要考虑平台空间和现有设备的限制，GLCC或自动节流方法可能成为很好的选择；如果气源较丰富，气举方法可能成为潜在的解决方案；对于某些深水水下生产系统，采用水下分离可以避免严重段塞。（本文图、表略）
本文作者：程兵 李彦辉 李清平 陈绍凯 单位：中海油研究总院 中国海油伊拉克有限公司
