南海A气田严重段塞流控制研究实践

2022-11-01詹耀华

天然气与石油 2022年5期

付峻詹耀华

中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 518000

0 前言

南海A水下气田(以下简称A气田)在开发后期,井流物经海管运送到综合平台后,出现了周期性的段塞流,严重影响了气田的正常运行。为减少段塞流对气田生产的影响,特开展段塞流控制研究。针对下倾管—垂直立管系统相关的严重段塞流控制,前人有诸多分析和研究,包括气举法、泡沫法、节流法、扰动法等。本文通过分析立管系统中严重段塞流产生的数学准则和实际运行参数变化情况,定义了严重段塞流临界天然气流量,通过比较段塞流常用控制方法,选择流量控制法从手动控制和自动控制天然气流量开展实践验证。通过流量控制法有效控制了水下气田严重段塞流的产生,为后续严重段塞流控制提供了实践支持。

1 背景

1.1 水下气田工艺简况

A气田为水下气田,所在海域平均水深约185 m,采用水下采油树开发,井流物经海管输送到附近所在海域平均水深约200 m的B综合平台进行处理。水下气田工艺流程见图1,井流物经海管、立管输送到B综合平台,经段塞流捕集器进行油、气、水三相分离与计量。A气田在B综合平台设置了段塞流捕集器,其有效容积为90 m3,最大段塞流处理量为30 m3,用于对立管处的段塞流进行捕集,在段塞流来临时利用其较大的容积对来液进行缓冲,以减少段塞流对工艺系统的影响。

图1 水下气田工艺流程示意图Fig.1 Process flow diagram of subsea gas field

1.2 问题描述

2021年初,随着A气田开发进入后期,产气量逐渐下降,产液量明显上升,由原来的日产液40 m3上升到200 m3。如图2所示,根据选取的段塞流捕集器混合腔液位、油腔液位、出口天然气流量、A气田入海管压力等参数的变化情况,水下气田井流物在进入B综合平台时表现出明显的段塞流特征。在段塞流形成时,出口天然气流量减小,甚至出现最长时间达60 min的零流量,水下气田海管压力逐渐上升,在升高至一定值后,段塞流迅速进入段塞流捕集器,瞬时天然气流量瞬间增大,同时段塞流捕集器液位迅速上升,混合腔液位可从600 mm上升到1 400 mm,严重时溢过堰板导致油腔进水。经计算,单次最大段塞流体积为30 m3,已达到现有段塞流捕集器的处理能力最大值。

图2 段塞流捕集器严重段塞流工艺参数变化情况图Fig.2 Changes of process parameters of severe slugging in slug catcher

由此引发的主要工艺问题如下。

1)A气田海管、段塞流捕集器、B综合平台天然气系统压力随着段塞周期产生波动,压力波动最高可达2 MPa,设备应力发生变化,影响其使用效果。

2)段塞流来临时,段塞流捕集器液位迅速上升,甚至超出其处理能力,导致油水处理不合格。

3)段塞流捕集器油腔含水时,需手动对其凝析油聚结器进行排液,影响凝析油处理品质。

4)段塞流捕集器出现断流现象,无法为B综合平台天然气降温。

5)瞬间到达的天然气流量较大,短时将超过天然气脱水系统处理量,影响天然气外输品质,增大三甘醇用量。

2 原因分析

A气田的段塞流已严重影响了B综合平台及其自身的工艺运行,且引发了一系列工艺问题,需分析问题产生的原因,对其进行综合治理。

2.1 严重段塞流

A气田经过海管和立管将井流物运送到B综合平台,海管从水深185 m逐渐下降到水深200 m后,通过一根高度为235 m的立管提升,海管下倾角为0.09°,为典型的下倾管—垂直立管系统。立管中为垂直气液两相流,可能存在泡流、段塞流、过渡流、环状流等流态[1]。从各项运行参数来看,A气田表现的段塞流现象符合严重段塞流的特征。严重段塞流定义为[2]:一种受到管道布置形状的影响,在较低的气、液相流量下,液体在管道较低处积聚形成液塞,导致气体无法向下游流动而在一定的空间内积聚直至喷发,周期性的段塞流动现象。为此,从严重段塞流寻找引发主要工艺问题原因。

2.2 严重段塞流产生原因及特征

针对严重段塞流,Schmidt Z等人[3]认为严重段塞流产生的必要条件包括:下倾管、下倾管低气液流量、立管气液不稳定流动。国内外其他学者同样对其进行了大量研究,包括理论推导、实验研究[4-7]、数值模拟[8-10]、现场实践[11-12]。一般来说,由于在下倾管末端易形成分层流,液体在立管底部集聚产生段塞,气体流量较低,短时间不足以突破段塞,从而导致段塞不断集聚和高度不断增长，形成严重段塞流。

Bøe A[13]给出了判断此类立管系统中严重段塞流产生的数学准则,主要内涵为下倾管气液累计压力上升速率小于立管液柱压力上升速率时发生严重段塞流。

(1)

式中:ωg、ωL分别为气相、液相的质量流量,kg/s;R为气体常数,J/mol·K;T为流体温度,K;M为气相分子量;lp为下倾管长度,m;α为下倾管中的含气率;g为重力加速度,m/s2。

典型的严重段塞流周期包括段塞形成、段塞流出、液气喷发、液体回落[14]四个阶段。以A气田为例,选取段塞流捕集器混合腔液位、油腔液位、出口天然气流量、A气田入海管压力参数做研究,A气田入海管压力因距离较长,压力传导有一定的滞后性,段塞流捕集器混合腔阀门因处理段塞流处于打开状态,液位上升也有一定的滞后性,见图3。严重段塞流包括大段塞和小段塞,周期时间为3～5 h,四个阶段的具体参数变化情况分析如下。

图3 A气田段塞流捕集器严重段塞流周期特征图Fig.3 Periodic characteristics of severe slugging of slug catcher in gas field A

1)段塞形成。随着下倾管的液体积聚和立管内的液体回落,下倾管底部的天然气压力不足以突破积聚的段塞,封闭在下倾管一侧,此时段塞开始形成,表现为段塞流捕集器出口气体流量较小甚至零流量、液位无上升,海管压力不再下降,且开始逐渐升高。

2)段塞流出。下倾管底部的液体不断积聚,立管内的段塞高度也不断增高,同时下倾管一侧的天然气压力也不断增大,在段塞高度积聚超过立管高度后进入段塞流捕集器,表现为段塞流捕集器液位逐步上升(图3中表现不明显),海管压力增加缓慢甚至不再升高。

3)液气喷发。当下倾管气体压力增加到一定值时,即为海管压力最大值,天然气足以进入立管,并且和立管中的液体一起进入段塞流捕集器,表现为段塞流捕集器天然气流量迅速上升,远大于正常生产流量,且段塞流捕集器液位迅速上升,混合腔液位甚至超过堰板,最终下倾管立管内压力下降到和段塞流捕集器基本相同。

4)液体回落。随着下倾管压力的迅速下降,以及天然气流量的逐渐降低,气体将不足以携带液体继续流出,液体将回落到立管底部,表现为段塞流捕集器的天然气流量逐渐降低,甚至到零流量,液位由缓慢上升到不再上升。

在严重段塞流周期中,由液体回落到段塞形成时,天然气流量不断降低,直到无法携带液体,此时对应的天然气流量可定义为严重段塞流临界天然气流量。在图3中圆点位置,对应的流量分别为7 400 m3/h、6 700 m3/h、7 200 m3/h,考虑一定误差,A气田的严重段塞流临界天然气流量为7 500 m3/h。

3 严重段塞流的控制

从严重段塞流的产生机理及数学判断准则可知,通过各种手段打破其产生的必要条件,提升立管气体压力,使其大于液体静压可减少段塞发生。一般来说,严重段塞流的控制方法[15]包括:立管液体静压降低法,如气举法、泡沫法;下倾管增压法,如节流法[16-17];立管流型变化法,如扰动法。各严重段塞流控制方法的主要特点见表1。

表1 严重段塞流常用控制方法特点表Tab.1 Characteristics of common control methods for severe slugging

4 流量控制法模拟

通过严重段塞流常用控制方法对比,节流法相对可行,相关研究也较多。如通过安装立管底部和顶部的差压变送器控制上部分离器入口阀门来控制底部压力[18],OLGA软件模拟不同阀门开度的节流控制[19]和立管顶部自动控制立管底部压力[20]等。前文提到,只要涉及立管底部压力信号,需要在立管底部即海底安装压力变送器,并通过大于立管高度的电缆将信号传输到上部控制器,前期施工及后期维护难度较大,且阀门开度变化效果的传导受到立管高度的影响。如选择上部压力控制,选择合适的压力设置点受上下游压力变化的影响较大,以及立管底部到顶端的压差随气液流量的不同而不同。

根据A气田各参数的变化情况,在低于严重段塞流临界天然气流量时更易形成段塞流,如控制天然气流量大于此流量值,可能取得控制严重段塞流的效果。另外,根据严重段塞流产生的数学准则式(1),在气田产水量变化不大即液体流量基本保持不变下,增大气体流量,也可打破严重段塞流的产生条件。为此,A气田严重段塞流选择出口天然气流量来控制。

为了提供实践依据,选择LedaFlow软件开展模拟研究。LedaFlow软件是新型多相流模拟软件,内设段塞、水合物、清管等模块,可针对油气生产中典型工况开展模拟运算。输入长度、壁厚、粗糙度、传热系数、高程变化、管径、下倾角度等海管参数,以及天然气组分、油气水流量、海管入口压力温度、段塞流捕集器下游压力温度等运行参数,建立下倾管—垂直立管流动模型。对比原生产模式和增加流量控制阀后生产模式运行参数的不同,以此判断严重段塞流控制效果。模拟运行2 d,立管底部压力变化情况见图4。由图4可知,原生产模式表现出典型的严重段塞流特征,压力和流量波动较大,而切换为流量控制模式后,压力和流量逐渐趋于稳定,严重段塞流消失。通过LedaFlow软件模拟说明流量控制法对严重段塞流控制效果较好,为实践提供了运行依据。

a)段塞流捕集器立管底部压力模拟效果a)Simulation effect of bottom pressure of slug catcher riser

5 严重段塞流控制实践

为了进一步验证流量控制法对严重段塞流的控制效果,特开展控制实践。在段塞流捕集器出口增加流量控制功能的流量调节阀,利用段塞流捕集器出口天然气流量控制调节阀开度,保持天然气流量大于严重段塞流临界天然气流量,以实现气液的稳定流动,段塞流捕集器增加流量控制阀示意图见图5。

图5 段塞流捕集器增加流量控制阀示意图Fig.5 Flow control valve added for slug catcher

利用现有出口天然气流量作为控制值,增加PID比例积分微分控制模块,为避免阀门开度波动太大,实现系统参数平稳调整,PID比例积分微分值设置为0.1、5.0、0.0,其值可根据工况适时调整。将预设的天然气流量作为设定值,通过当前值和设定值不断比较,其差值用于控制调节阀的开度大小,从而实现天然气流量的稳定,段塞流捕集器出口天然气流量自动控制过程见图6。

在增加天然气流量自动控制模块后,运行1个月,天然气流量稳定在设定点附近,有效控制了严重段塞流的产生,段塞流捕集器天然气流量自动控制后工艺参数变化情况见图7。通过天然气流量自动控制,可等效实现部分学者提到的通过立管底部压力和顶部压力的压差控制立管底部压力的方法。严重段塞流的有效控制,减少了A气田海管、段塞流捕集器、B综合平台天然气系统压力的波动,各项参数运行稳定,油水处理合格,A气田正常生产,同时B综合平台三甘醇用量得到控制,天然气脱水系统稳定运行。