由于流量和地形的影響，深水立管中常會出現嚴重段塞流，表現為壓力和流量強烈波動，給油氣田生產帶來很大危害。岡此，有必要對深水立管嚴重段塞流的形成機理、危害、預測和控制方法等進行深入的研究。
　　1深水立管嚴重段塞流控制方法
　　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理，學者們提出了節(jié)流法、氣舉法、自動控制法、分離法和改變流型法等深水立管嚴重段塞流控制方法[1～2]。近幾年隨著國外深水油氣田的開發(fā)及其技術的成熟，對深水立管嚴重段塞流的控制又有了一些新的方法。
　　1.1小型預分離器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個小型預分離器，并通過自動控制來抑制嚴重段塞流，其流程示意圖如圖1所示。

　　Kovalev報道了S3，通過現場儀表測量壓力、流量和液位等參數，再通過壓力和液位觸發(fā)器來控制各閥門的開度，對小型預分離器液位和排氣量進行調節(jié)，從而使流動更加穩(wěn)定[3]。2003年S3在北海2個平臺投入使用。
　　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1個體積更小的管道來替代原來的小型預分離器，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，段塞流因此而被消除。2009年Henning報道Tordis、BC～10和Pazflor等油氣田都應用了此技術[6]。2010年3月Shell在墨西哥灣(GOM)水深達2440m的Perdido油氣田投產，意味著其應用的深水海底氣液分離技術取得了成功，其海底氣液分離器如圖3所示。

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

　　筆者將各種已成功應用于油氣田生產的嚴重段塞流控制方法進行了總結，結果如表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、油氣田產量以及下游設施的不同而不同。應針對不同的工程項目，開展具體模擬分析，必要時可以結合多種方法來控制嚴重段塞流。

　　2嚴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數據，利用多相流瞬態(tài)模擬軟件OLGA對深水立管嚴重段塞流控制方法進行了模擬。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對典型年份的模擬
　　對3個典型年份(氣量最大年、液量最大年及油氣田開發(fā)后期的S年)進行了模擬，模擬時間為30h。各年份的氣油比為90。隨著油氣田開發(fā)的進行，油氣含水量逐年增大，S年油氣含水率達75%，油氣產量為氣量最大年的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，波動范圍很??；液量最大年立管底部持液率穩(wěn)定在0.9左右，OLGA流型圖顯示管內為穩(wěn)定的泡狀流。S年立管底部持液率有很大的波動，波動峰值近0.8，表現出段塞流特征。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年壓力波動范圍非常大，段塞流現象嚴重。此外，根據計算結果，S年立管頂部瞬時液塞量很大，短時間內可達150m3，這對下游分離器的運行很不利。
　　由上述分析可知，氣量最大年和液量最大年的管道流動較穩(wěn)定，而油氣田生產后期的5年段塞流出現，立管內壓力和持液率波動較大，導致了較大的液塞，給油氣生產帶來了危害。因此筆者將對S年進行段塞流控制分析。
　　2.2對節(jié)流法的模擬
　　用OLGA軟件模擬S年在立管頂部采用節(jié)流法時的段塞流情況。在段塞流出現前開始節(jié)流，對閥門開度分別為0.8、0.6和0.3這3種情況進行了敏感性分析，不同閥門開度下立管底部持液率變化如圖7所示，不同閥門開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，其波動幅度大幅降低，說明段塞流得到了削弱。類似地，立管底部壓力的波動區(qū)間也變得更小，壓力更加穩(wěn)定。但是由圖8可知，隨著閥門開度的減小，管道入口壓力會變得更大，增大了井口回壓，這會降低油氣產量，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持液率和壓力的波動幅度，從而削弱段塞流。但過度的節(jié)流又會使得井口回壓大幅上升，因而并不可取。

　　2.3對氣舉法的模擬
　　采用氣舉法來控制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，對此，進行如下分析。
　　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，與不注氣時對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，立管底部的流動受到氣體的擾動，壓力波動更加頻繁，但波動區(qū)間有所減小。注氣量較大時，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，且波動區(qū)間減小。這類似于氣量最大年的情況，這樣的流動狀態(tài)比段塞流有利于生產。
　　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，有利于油氣田的開發(fā)。在一定范圍內，注氣量越大時這些優(yōu)勢越明顯。

　　2.3.2固定氣量在不同位置的氣舉
　　為了驗證不同的注氣位置給管內流動帶來的影響，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。
　　模擬結果顯示，在立管上游處注氣時立管底部持液率波動范圍要稍大一些，但整體波動區(qū)間并不大，類似氣量最大年的情況，說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的井口回壓小，更有利于油氣田的生產。
　　由上述分析可知：立管上游段和底部注氣時，立管底部持液率和壓力波動區(qū)間都不大，都可以削弱段塞流；立管底部注氣時持液率波動較小，段塞流控制效果更好；立管上游段注氣時井口回壓較小，更有利于提高油氣產量。
　　2.4對節(jié)流加氣舉法的模擬
　　對節(jié)流加氣舉法的以下3種情況進行了模擬：①閥門開度為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的情況進行了對比。

　　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)流加氣舉時段塞流得到了很好的抑制；單純節(jié)流時立管底部持液率波動幅度和頻率都較小；而單純注氣后立管底部持液率波動較為頻繁，但波動區(qū)間較小；不采取控制措施時立管底部持液率的波動區(qū)間最大；節(jié)流加氣舉時立管底部的壓力也是非常穩(wěn)定的。從模擬結果看，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：單純節(jié)流時，管道入口壓力最大；單純氣舉時，管道入口壓力最低，最利于提高油氣產量；節(jié)流加氣舉時，管道入口壓力也不高，仍低于未采取任何措施時的管道入口壓力。
　　由上述分析可知：節(jié)流程度較高時，形成的井口回壓非常高，不利于提高油氣產量；注氣時，立管底部持液率波動頻繁，能量損失大，要使注氣效果好，需要很大的氣量；而同時采用較小節(jié)流程度和較小注氣量時，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管徑對段塞流的影響
　　為探索管徑對段塞流的影響規(guī)律，選取203.2mm和355.6mm管徑的管道與原279.4mm管徑的管道進行了段塞流情況比較。
　　模擬結果顯示：采用203.2mm管徑的管道時，立管內持液率的波動范圍更小，偶爾會有小段塞流出現；采用355.6mm管徑的管道時，會出現嚴重段塞流，立管內持液率起初為1，會突降到0.1，這是由于起初幾乎沒有液體流出，而噴發(fā)瞬間液體流速超過10m/s所致，這很容易造成下游設施的損壞。立管底部壓力的波動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，需要的管道入口壓力高于采用279.4mm管徑的管道時的管道入口壓力，而采用355.6mm管徑的管道時，需要的管道入口壓力不僅較高，還會出現很大的波動。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量。

　　由上述分析可知：若管徑過小，管內流動可能更穩(wěn)定，段塞流得到削弱，但整條管道的摩阻損失會增大，從而可能造成井口回壓升高而對油氣生產不利；若管徑過大，由于管道內液體速度降低，可能會造成更嚴重的段塞流，使井口回壓更高。由此可見，應充分考慮段塞流和井口回壓2個因素，從而選取最優(yōu)管徑的管道。
　　3結論
　　1)氣量最大年和液量最大年出現嚴重段塞流的可能性較小，油氣田生產后期產量下降后比較容易出現嚴重段塞流情況，應根據段塞流最嚴重的年份設計控制方案。
　　2)由于節(jié)流影響油氣產量，采用節(jié)流法時，如何進行節(jié)流程度的控制是問題的關鍵。節(jié)流法適用于油氣田生產早期，此時井口壓力較大，節(jié)流所需成本較低。
　　3)當氣源充足時，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，可通過模擬結合工程實際情況來確定注氣量和注氣位置。氣舉所需運行成本較高，但會給油氣田生產帶來更大的收益。
　　4)從模擬結果看，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，但提高油氣產量的效果不及單純氣舉法。當氣舉氣源不是很充足時，可予以考慮。
　　5)對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，應針對具體工程項目，開展相應的模擬分析，才能選取一種較好的解決方案或綜合應用多種控制方法。
　　深水立管嚴重段塞流問題是深水流動安全領域的一個重要方面，在現有的淺水油氣田設計技術基礎上，應不斷探索和總結工藝軟件在深水油氣田設計階段的應用，從而做好深水流動安全領域的研究和設計工作，為深水油氣田的開發(fā)提供技術保障。
　　參考文獻
　　[1]SARICAC，TENGESDALJф.Anewtechniquetoeliminatesevereslugginginpipeline/risersystems[C]∥paper63185-MSpresentedattheSPEAnnualTechnicalConferenceandExhibition，1-40ctober2000，Dallas，Texas.NewYork：SPE，2000.
　　[2]李玉星，劉洪波，姜吳，等.管式液塞捕集器設計及性能測試研究[J].天然氣工業(yè)，2009，29(12)：71-74.
　　[3]KOVALEVK，cRuIcKsHANKA，PURVISJ.Theslugsuppressionsysteminoperation[C]∥paper84947MSpresentedatOffshoreEurope，2-5September2003，Aberdeen，UnitedKingdom.NewYork：SPE，2003.
　　[4]KOVALEVK，SEELENMGWM，HAANDRIKMANG.Vessel-lessS3：advancedsolutiontosluggingpipelines[C]∥paper88569一MSpresentedattheSPEAsiaPacificOilandGasConferenceandExhibition，18-200ctober2004.Perth，Australia.NewYork：SPE，2004.
　　[5]SONGS，KOUBAG.Fluidstransportoptimizationusingseabedseparation[EJ].JournalofEnergyResourcesTechnology，2000，122(3)：105-109.
　　[6]GRUEHAGENH，LIMD.Subseaseparationandboostinganoverviewofongoingprojects[C]∥123159-MSpresentedatAsiaPacificoilandGasConference＆Exhibition，4-6August2009，Jakarta，Indonesia.NewYork：SPE，2009.
　　[7]HENRIOTV，COURBeTA，HEINTZEE，etal.Simulationofprocesstocontrolsevereslugging：applicationtotheDunbarPipeline[C]∥paper56461MSpresentedattheSPEAnnualTechnicalConferenceandExhibition.3-60ctober1999，Houston，Texas，USA.NewYork：SPE，1999.
　　[8]FARGHALYMA.Studyofsevereslugginginrealoff-shorepipelineriser-pipesystem[C]∥paper15726-MSpresentedatMiddleEastOilShow，7-10March1987，Bahrain.NewYork：SPE，1987.
　　[9]MENGWeihong，ZHANGJJ.Modelingandmitigationofsevereriserslugging：acasestudy[C]∥paper71564-MSpresentedattheSPEAnnualTechnicalConferenceandExhibition，30September30ctober2001，NewOrleans，Louisiana，USA.NewYork：SPE，2001.
　　[10]DHULESIAH，BERNICOTM，ROMANETT.Fieldinstallationofacousticslugdetectionsystem[J].SPEProduction＆.Facilities，1997，12(1).46-50.
　　[11]HAVREK，DALSMOM.Activefeedbackcentrelasthesolutiontosevereslugging[C]∥paper71540-MSpresentedattheSPEAnnualTechnicalConferenceandExhibition，30September-30ctober2001，NewOrleans，Louisiana，USA.NewYork：SPE，2001.