巴西深海油田卧底–悬链线立管数值模拟

Numerical Simulation of the Pipeline-Catenary Riser of an Offshore Deep-Sea Oilfield in Brazil

摘要: 随着油气开发区域逐渐由陆地向海洋、由浅海向深海发展，油气生产中面临着段塞流等危及管道安全和海洋环境的问题，工程设计中有必要通过多相流模拟软件对深海油气田生产过程进行动态模拟及风险预测。借助巴西某深海卧底–悬链线立管系统，利用OLGA软件对严重段塞流进行敏感性分析，模拟不同控制方法并提出相应的适用情况，总结液塞长度、压力波动幅值及周期等参数变化规律，可为深海油田实际工程中严重段塞流的预测及防治提供理论依据，具有工程实际意义。

Abstract: In offshore oil and gas production, there are problems such as slugs that endanger the safety of pipelines and the marine environment with the gradual development of oil and gas development area from land to sea and from shallow sea to deep sea, therefor it is necessary to conduct dynamic simulation and risk prediction of deep-sea oil and gas field production process through multiphase flow simulation software in engineering design. With the help of an actual deep-sea pipeline-catenary riser system abroad, the sensitivity analysis of severe slugging flow is carried out by using OLGA software. Different control methods are simulated and the corresponding applicable conditions are put forward. The variation rules of slug length, pressure fluctuation amplitude and period are summarized. It could provide a theoretical basis for the prediction and prevention of severe slugging flow in the actual engineering of deep-sea oil field, and have practical engineering significance.

1. 引言

近年来深水中丰富的油气资源吸引着众多石油公司的目光，但高静压、低温的恶劣环境使得深水油气开发面临巨大的挑战和风险。钢悬链线立管(Steel Caternary Riser, SCR)是近年来国外海上油气田项目中研究发展起来的一种低成本新型立管系统，该系统能够较大的适应浮体运动，在高温和高压的工作环境中均能得到很好地适用。

海上油气田的深水立管系统常会由于流量和地形的影响而出现段塞流，严重段塞流的形成往往导致立管底部的压力和流量剧烈波动，引起井口回压增加，进而造成油井的减产，不仅对管道系统安全性带来影响，还会对海上油气田带来巨大的经济损失[1]-[7]，因此深海石油开发和输送过程中解决立管系统严重段塞流问题成为了各油气勘探企业重点关注的问题。控制和消除严重段塞流对整个海上油气田生产系统具有深远的意义，因此进行动态模拟及风险预测是海上油气田工程设计中的必要内容。自从Yocum [8]发现严重段塞流以来，Schmidt [9]-[12]、Taitel [13] [14]、Fabre [3]等学者对严重段塞流这一现象进行了许多实验和理论上的研究并取得了丰硕的成果，马华伟等[15]通过实验方法得到了严重段塞流的液塞速度和液塞长度随着下倾管角度、气液折算速度的变化规律，但关于不同控制方法及多个参数变化规律却很少有人进行深入地研究。基于上述问题，利用OLGA多相流瞬态模拟器对立管系统进行不同工况的模拟对比，给出推荐方案。

2. 精度分析

在进行模拟时，OLGA软件均需输入流体物性、边界条件和管线数据等3项参数。其中流体物性计算是模拟的基础，提供流体在各压力温度下的相态、密度等物性参数。为了对比分析压力、温度等现场实际可测数据与OLGA软件模拟结果的差异，借助巴西某深海油田海底上岸管道采集的实际运行数据，L1、L2、L3分别代表三种不同的地形下的运行情况，使用OLGA双流体模型进行稳态模拟计算(表1)，以此评价OLGA软件预测结果与实际运行参数的吻合程度(表2)。

Table 1. Comparison of computational results

表1. 计算结果对比

工况		入口压力/bara	出口压力/bara	入口温度/℃	出口温度/℃	压降/bara	温降/℃
L1	实际	55.20	47.60	22.20	19.92	7.60	2.28
	OLGA	54.67	47.61	22.19	19.71	7.06	2.48
L2	实际	98.94	93.80	21.67	27.97	5.14	−6.30
	OLGA	99.24	93.80	21.68	27.83	5.44	−6.15
L3	实际	97.00	88.70	20.56	27.97	8.30	−7.41
	OLGA	97.84	88.71	20.59	27.77	9.13	−7.18

Table 2. Relative error of computational results

表2. 计算结果相对误差

对比参数	L1工况 OLGA	L2工况 OLGA	L3工况 OLGA
入口压力	−0.01	0.00	0.01
出口温度	−0.01	−0.01	−0.01

结合表1和表2可以看出，对于各工况的温度、压力的计算准确程度来看，OLGA预测的出口温度、入口压力结果与实际运行参数的吻合程度较高，能够进行项目后续的数值模拟。

3. 海管结构参数及边界条件

使用OLGA软件自带管线几何模型的创建功能进行物理模型的建立，在使用数值模拟技术进行研究时，需输入管线路由、环境条件、流体性质以及深海卧底–悬链线立管位置坐标等参数(表3)，采用OLGA可建立深海卧底–悬链线立管模型图(图1)。

Table 3. Pipeline-catenary riser system position coordinates

表3. 深海卧底–悬链线立管位置坐标

x/m	y/m	x/m	y/m	x/m	y/m
0	0	1424.67	262.94	1645.14	980.35
1104.21	0.02	1471.04	360.47	1659.67	1056.98
1112.58	0.33	1488.12	402.08	1665.56	1089.45
1124.96	1.22	1517.19	480.88	1677.92	1160.38
1139.82	3.22	1527.74	512.15	1685.82	1207.73
1154.53	6.15	1541.42	555.02	1692.52	1249.19
1177.62	12.67	1555.23	600.99	1701.32	1305.51
1197.25	20.11	1570.66	655.86	1713.72	1388.59
1237.15	40.83	1582.93	702.26	1721.77	1445.12
1266.71	61.33	1595.32	751.74	1732.37	1522.29
1287.5	78.56	1607.09	801.36	1742.89	1602.61
1311.33	101.38	1618.32	851.11	1746.29	1629.39
1352.43	150.08	1629.04	900.97	1749.65	1656.18
1388.49	200.71	1639.3	950.92	1752.59	1680

Figure 1. Pipeline-catenary riser system diagrammatic figure

图1. 深海卧底–悬链线立管模型图

4. 深水立管严重段塞流的数值研究

增加管道输送压力、降低立管静压损失以及减少立管底部积液等是目前控制及消除深水立管严重段塞流的常用方式[16]-[19]。近几年随着国外深水油气田的开发及其技术的成熟，对深水立管严重段塞流的控制又有了一些新的方法，如海底预分离法、文丘里管、海底气液分离法及多相泵法[20]。增加回压法、节流法、气液分离法都会导致产量降低，泵的选型、具体安装位置是加装多相泵方法应用的局限，在情况复杂多变的海底安装预分离器和对其运行维护是海底气液分离法的难题。严重段塞流各种控制方法的应用案例见表4。

Table 4. Control method of severe slug flow application examples

表4. 严重段塞流控制方法应用实例统计

严重段塞流控制方法		优点	缺点	应用项目	适用范围
节流法		设置简单	井口回压增大， 降低产量	Upper Zakum等油气田	通常与其他方法结合使用
气举法	立管底部气举	减小井口回压	焦耳–汤姆逊效应，需大量注气	S.E Forties等油气田	注气方便的油气田
	井眼注气	对产量有利	局限于较短海管	MENG Weihong报道的某FPSO	立管底距井眼距离较短的油气田
	气举加节流	注气量较小，井口回压增加小	仍需注气系统	S.E Forties等油气田	注气方便的油气田
分离法	海底气液分离	效果好	增加费用	Perdido和Tordis油气田	气液易分离的油气田
	段塞流捕集器	通用性强	占用空间大	JZ 20-2平台等	平台与终端
	小型预分离器	占用空间小	不能消除段塞流	North Cormorant和BrentCharlie平台	段塞流捕集器之前
自动控制法	立管底部压力控制	易调节	产量损失	Dunbar管道	适用性强
	声波检测与控制	提前识别段塞流	不能消除段塞流	Total某油气田
	动态反馈控制	克服节流的弊端	少量产量损失	Hod-Valhall海管	适用性强
多相泵法		对产量有利	设备安装维修复杂	King油气田	需增压的油气田

节流加气举法可解决节流造成的产量降低问题和气举法用气量大的问题，同时能够更好的控制严重段塞流现象。该方法原理是通过节流控制流体在低流速下稳定流动，气举保证立管内气体可持续将小液塞举升出去，减小液塞的长度。针对节流加气举法，从对立管底部压力、立管底部持液率、海管出口液相流量、最大液塞长度及产量等参数的影响，进行了以下四种工况模拟：

工况1：注气量为0 Sm³/d且阀门开度为1的对照模拟；

工况2：注气量为60,000 Sm³/d的单纯气举法；

工况3：阀门开度为0.2的单纯节流法；

工况4：注气量为40,000 Sm³/d，阀门开度为0.3的节流加气举法。

4.1. 四种工况对悬链线立管底部压力的影响

不同控制措施下悬链线立管底部压力的变化见图2。

工况2至工况4均有效抑制了严重段塞流的产生：根据工况2可以看出，单纯采用气举的措施时，立管底部的压力变化存在周期性波动，运行压力值最低，最利于提高油气产量；根据工况3可知，单纯节流时，立管底部的压力最高，不存在周期性变化，随时间的延长，立管底部压力波动最平稳；根据工况4可知，节流加气举时，立管底部的压力值介于上述两种工况之间，压力波动较为平稳，仍低于未采取任何措施时立管底部的压力。

Figure 2. The pipeline-catenary riser base pressure variations under different control measures

图2. 不同控制措施下悬链线立管底部压力的变化

4.2. 四种工况对悬链线立管底部持液率的影响

不同控制措施下悬链线立管底部持液率的变化情况见图3。

对于不采取任何措施的工况1来讲，会有很长一段时间持液率保持为1的平台期，且持液率存在周期性变化，波动区间最大；单纯采取节流法的措施会使持液率降低，保持在小幅范围内波动；而通过气举法，持液率的波动较为频繁；节流加气举法对严重段塞流产生相对较好的抑制。

4.3. 四种工况对海管出口液相流量的影响

不同控制措施下海管出口的液相流量变化见图4。

Figure 3. The pipeline-catenary riser base liquid holdup variations under different control measures

图3. 不同控制措施下悬链线立管底部持液率的变化

Figure 4. The outlet of subsea pipeline liquid phase flow variations under different control measures

图4. 不同控制措施下海管出口液相流量的变化

节流法可有效削弱海管出口液体流量波动幅值，达到分离器允许的流量波动范围；气举法由于大量的注气干扰，使海管出口液相流量波动频率加快，波动区间有所缩短；而节流加气举法能够结合两种方法的优点，有效缩短波动区间，降低流量波动幅值。

4.4. 四种工况对最大液塞长度的影响

不同控制措施下最大液塞长度的变化见图5。

工况1产生的最大液塞长度为2156.18米；工况2产生的最大液塞长度为749.169米；工况3产生的最大液塞长度为517.122米；工况4产生的最大液塞长度为776.613米。工况2~工况4这三种工况均不会形成长液塞，其中工况3单独使用节流法能够更为有效的抑制液塞长度。

Figure 5. The maximum liquid slug length variations under different control measures

图5. 不同控制措施下最大液塞长度的变化

4.5. 四种工况对产量的影响

四种工况下入口总流量随时间的变化情况见图6。

Figure 6. The inlet flow under different control measures

图6.不同控制措施下的入口流量

工况1未采取任何措施，产生了严重段塞流，造成入口流量的大幅度波动；工况2仅通过立管底部的大量注气进行干扰，使整体入口流量波动幅度有所降低，相对工况1较稳定；工况3仅通过立管顶部调小阀门开度的方式，能够有效控制入口流量的波动情况，但会产生较大的背压，背压过大使得海管的入口流量下降，降低了产量；工况4节流加气举法，使入口流量波动幅度有所减小，且相对于工况3单纯节流法，在一定程度上保证了油气田的产量，因此节流加气举法的措施效果更优。

4.6. 机理分析与讨论

海上油井环境形成段塞流形成过程复杂，会受到多种因素影响，如气体和液体的密度和流动性不同，海底管道的倾斜度、布局等物理条件(低洼处积液堵住气体通道)，气液流量的变化或受到振动，气体可压缩性，阀门开关操作等。节流法通过增加背压抑制气体在立管内的加速运动，使之流动稳定，节流程度加大，节流阀两侧压差也会增加，管内不稳定流动区域就会越来越小，稳定流动区域就会不断扩大，还能降低立管底部的压力波动幅度和波动周期，从而达到抑制和消除严重段塞流的目的。气举法通过在立管上游位置或者立管中部管道的合适位置注入压缩气体，来增大立管内气体的压力和液体的流速，增大立管内的真实含气率，从而达到减小压力波动的幅度、系统稳定的目的。注气量增大时，可对严重段塞流的情况有一定的消除作用，但并不能完全消除严重段塞流的现象，在注气量增大到使得立管内流型由严重段塞流转化为其他流型时，可消除严重段塞流。

结合段塞流的形成机理和上图1~6的模拟分析结果可知，节流加气举的方法可以很有效的让段塞流受到抑制。单一采用节流法时，立管底部持液率波动幅度和频率都较小，管道入口压力最大，形成的井口回压较高，不利于提高油气产量；而单一采用注气法后虽然波动幅度较小，管道入口压力最低，最利于提高油气产量，但立管底部持液率波动较为频繁，能量损失大，需要大量注气才有比较好的效果；节流加气举时立管底部的压力非常稳定，还减小了管道入口的井口回压压力。从上述模拟结果看，同时采用较小节流程度和较小注气量时，能有效控制严重段塞流，节流加气举法控制段塞流的效果是最佳的。

5. 结论

由于气举法控制段塞流需要大量注气，因此适合在气源充足的条件下使用；节流法会使管道系统产生较大的背压，从而影响油气产量。结合上述四种工况的分析，节流同气举法结合使用对于抑制严重段塞流的效果比单纯采用气举或采用节流的效果都要好，在保障油气田产量的同时，一定程度上减少了注气量。因此，当气源不足时，可考虑采用气举同节流相结合的方法。

不同类型的段塞流需要采用不同的方法来控制和消除，对某一工程项目，应针对其具体工况开展相应的模拟分析，才能选取一种较好的解决方案或综合应用多种控制方法。随着中国逐步开展南海深水油田的开发，解决深水立管严重段塞流问题等保障管道安全及降低环保风险是必须注意的问题。在现有的浅水油气田设计技术基础上，不断探索和总结工艺软件在深水油气田设计阶段的应用，可为解决深水油气田中的流动安全保障问题提供理论依据和解决办法。