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李轶. 多相流测量技术在海洋油气开采中的应用与前景. 清华大学学报: 自然科学版, 2014, 54(1): 88-96[Yi LI. Application and perspective of multiphase flow metering technologies for ocean oil and gas exploitation[J]. 2014, 54(1): 88-96]  
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多相流测量技术在海洋油气开采中的应用与前景
李轶
剑桥大学 化工系, 英国

作者简介: 李轶(1983—), 男(汉), 特聘研究员。E-mail:yl470@cam.ac.uk

摘要

海洋油气开采是国家“十二五”海洋工程的战略与规划研究内容之一。油-气-水多相流测控技术在海洋油气开采中具有十分重要的地位。该文分析了目前油-气-水多相流测控技术的应用与挑战,阐述了多相流测控技术在国家海洋油气能源开发战略中价值与意义,并分析了其未来产业化前景。此外,该文总结归纳了当前国际上一些主流的多相流测量技术手段,综述了具体的应用实例。该文最后归纳了多相流测控技术在国家“十二五”海洋工程背景下深海油气能源作业中的价值与前景。

关键词: 油-气-水多相流; 海洋工程; 深海油气开采
中图分类号:O359 文献标志码:A 文章编号:1000-0054(2014)01-0088-09
Application and perspective of multiphase flow metering technologies for ocean oil and gas exploitation
Yi LI
Department of Chemical Engineering and Biotechnology, University of Cambridge, UK
Abstract

One of the strategic and planning researches in China’s 12th Five-Year Plan for ocean engineering is the exploration and exploitation of ocean oil and gas resources, in which oil-gas-water multiphase flow metering technologies play an important role. This paper analyzes the application of the technologies mentioned above and the challenges these technologies are now facing, while describing the value of the multiphase flow measurement technologies in China’s ocean oil and gas exploitation strategy and discussing the industrialization of the technologies in the future. Some main multiphase flow metering technologies widely used in the world are summarized with specific application examples then given. This paper finally presents the significance of multiphase flow metering technologies in deep-water offshore oil and gas exploitation based on China’s 12th Five-Year Plan for ocean engineering.

Keyword: oil-gas-water multiphase flow; ocean engineering; deep-water offshore oil and gas exploitation

“海洋工程”是复杂的综合性科学,涉及力学、机械、电子信息、地质物理、工程热物理、化工等多个交叉学科。这对“海洋工程”研究发展提出了艰巨的挑战。国家发改委、科技部对“海洋工程”方面科学研发的支持力度逐年上升,并细分了一些重点的研究领域如:深海油气勘探开采、海洋热能、海上风能利用、深水传感器、深水机器人与自主航行潜水、船载无人机等,旨在推进国家“十二五”海洋事业规划,从海洋大国走向海洋强国,其中“海洋油气勘探与开发技术”是“深海工程”中的一个重要研究领域。海洋油气的勘探开发是陆地石油开发的延续,经历了一个由浅水到深海,由简易到复杂的发展过程。

世界海洋石油蕴藏量约1 000亿t, 探明储量约400亿t; 天然气资源量约140万亿m3, 探明储量约40万亿m3。近10年发现的大型油气田,海洋领域约占60%, 其经济价值约为50~100万亿美元(按100美元/桶计算)。据世界深海油气报告资料,未来世界油气总储量的44%来源于深海,而目前仅开发了3%, 因此深海油气资源潜力非常巨大[1]。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架,预测石油资源量为275.3亿t, 天然气资源量为10.6×1012 m3, 合计油当量约375亿t。目前原油开发率仅为18.5%, 天然气开发率仅为9.2%, 极具勘探开发潜力[1]。南海是中国海洋油气藏的另一个处女地,由于政治、经济的因素,该海域油气资源尚不能完全开发。其惊人的储量,是保障国家能源供给、经济发展以及大国政治博弈的基础。

在水下油气开采工程技术方面,我国从早期完全依靠国外技术和设备从事浅水油气开发,到目前300 m以内水深设备95%实现国产化。然而当前国际上又已经具备在1 500~2 000 m[2]进行海洋油气资源开发的技术,我国在深海石油勘探与开发领域仍远远落后于国际水平,自主的水深钻井能力大约在500~1 500 m, 深水油气田开发作业能力在400 m, 而水下油气工程装备只能达到150 m。海洋油气资源开发分为3个过程: 物探、钻探和开采。在后两个过程中,需要有海洋工程装备提供保证。随着水深的增加,海上油气田开发模式需求更多的水下生产作业。因此,水下装备如输油管线、水下设备控制系统、管汇平台、气液分离器、水下ROV等必不可少。多相流[3]问题集中出现在水下钻探与开采过程中,是在水下油气作业中必然面对的复杂流体问题。发展油—气—水多相流测控系统(multiphase flow metering)是海洋油气开发过程,尤其是深水作业中必不可少的技术需求。

图1给出了一个基本的水下油气开采作业示意图。水下管线汇集平台(manifold)作为节点,用来汇总子油田的各种管线以及采收装备,并最终通过它,中转输送至海上平台。水下多相流测控系统,安置在水下管线汇集平台油井接驳处,用来计量每一个子油田井口产出油流量,并监控流体的流型、液压、流速、液温、水含量、气体比例、气泡位置等各种参数指标,实现水下智能安全管理。

图1 水下油气开采作业总体示意图

1 海洋油气开采中的多相流测量技术
1.1 油、气、水多相流

油—气—水多相流[3]是一个复杂的多变量随机过程,其流动特性复杂,测量技术存在诸多难点。“海洋工程”中油—气—水多相流动复杂性主要体现为: 1) 特征参数多; 2) 流动过程中含水率、含气率瞬息变化; 3) 流型变化复杂; 4) 物性参数(黏度、密度、物理参数)变化复杂。以上这些因素对多相流测量技术带来了挑战。

图2给出了气液多相流在不同工况下,垂直管与水平管中的流型(flow regime)分布。可以看出,不同的气液表观流速(superficial velocity)将形成不同的流态(如段塞流、泡状流、环状流等)[3]。在某一个瞬时刻,因为工况的改变,流型之间的改变是没有明显固定界限的。这加大了多相流测控的难度,因为在不同流型下,流体的随机参数是变化的,而适用于某一种流型的物理计算模型,也许并不适用于下一时刻已经改变的流体流型。

图2 气液多相流流型分布示意图<sup>[<xref ref-type="bibr" rid="b3-1000-0054-54-1-88">3</xref>]</sup>

基于气液比例(gas volume fraction, GVF)的改变,多相流可定义为: a) 低GVF (<25%)流体工况,一般单相流量计依然工作,满足对流体流量的计量; b) 中GVF (25%~90%)流体工况,标准的气液多相流问题; c) 高含气流体(GVF>90%)工况,随着气相的增加,流体的不确定性也增加,并达到了多相流的上限区域,通常被称之为湿气(wet-gas),如天然气。基于油水比例(water-to-liquid ratio, WLR)的不同,油—气—水多相流可以分为油连续相问题(oil-continuous flow)和水连续相问题(water-continuous flow)。油连续相一般指水含量(WLR)低于40%, 水为离散相; 水连续相一般指水含量高于60%, 油为离散相; 而对于中间带(40%<WLR<60%), 则油、水连续相在不断随机切换,物理工况变化恶劣,也是多相流测控中最难实现准确测量的区域。

在多相流测量中,被业界关注的重要待测参数包含: 气、液相流速(superficial velocity)、 滑流速率(slip velocity and slip velocity ratio)、 液相密度(density)、 流型、气泡尺寸与位置、气相比率(gas volume fraction)、 液相含水率(water-to-liquid ratio and water-cut)、 质量流量(mass flow rate)、 气液压(pressure)和液体温度(temperature)[3]。多相流测量技术旨在实现对以上参数的监控,实现水下油田的智能化与优化管理。提高多相流测量系统的精度并拓宽适用范围,是目前多相流测控系统开发面临的主要挑战与研究方向。

1.2 多相流测量技术与优势

目前油田的集输计量现状是利用传统的测试井分离器[3]实现对每一个油井的日采油产品的初步计量,并提供油质属性的相关参数,从而基于这些参数对井间采油设备做出合理的调整与修正。其无法满足了解单口油井油、气、水分别的流量,尤其是某些重要的新探眀区块的油井、海上油井以及有重要地质意义的油井。此外,传统的三相分离器因为尺寸巨大,再加上一些额外匹配的设备,所以占地面积巨大。这在寸土寸金的海上平台尤为显得不合适。传统的分离计量还要消耗大量的时间来等待流体的沉淀稳定,需要至少3~4 h的自然分离,因而无法实现对流体的实时计量。

多相流在线测量技术旨在实现实时线上的油、气和水多相流参数测控(见图3), 其最终输出结果包括: 油、气、水三相的瞬时流量和累计流量; 含水率、含气率、气油比、流速和流体的温度、压力等过程参数的瞬时值和累计平均值。对于海洋油气开采,尤其是深水,随着输油管线距离的增长,石油开采者希望获得对水下每一口油井产量的实时监控,从而基于测量参数,对油井生产作出合理的调整与控制。线上实时的多相流测量技术是为满足现代海洋油气开采中油井生产管理需求而研究开发的一种量身定做的技术更新,其应用范围贯穿整个油井测试、储量管理、生产分配过程。与传统海上平台测试井分离计量技术相比,它的优势包括以下4项。

图3 多相流量计替代传统测试分离器<sup>[<xref ref-type="bibr" rid="b3-1000-0054-54-1-88">3</xref>]</sup>

1) 替代了整条测试井管线,安装在水下管线汇集处,省去体积庞大测试分离器,实现对不同油井的分量计量,这是传统分离器计量所不能实现的。这对于高成本的深海长输管线油气开采极为有价值,不仅意味着给出实时准确的多相流数据,更节省了大量的成本投入——无需额外地铺设一条水下管线通到海上测试井平台。

2) 无需占地面积,节省了海上平台的空间。

3) 无需流体分离对油、气和水三相实时测量,让油田生产获得更加准确连续的油井产出物的瞬时参数,更准确地评估油气井生产状况,做出油藏优化安全管理的决策。

4) 缩短工程建设周期,减少操作人员,大幅降低一次性投资费用和维护费用。此外,多相流量计不是一次性使用的设备,而是石油勘探生产公司的长期数据来源与参考。

目前较为成熟的多相流量计多设计成基于“部分气液分离”(partial separated based)的测量装置[3]。油、气、水三相首先通过一个直立的分离器,从而分离成气相和油水混合相两部分。液相聚集在分离腔下部,气相向上运动从气相旁路通过。在气相旁路上安装一个标准的气相流量计,实现对气相流量的计量。液相通过整流装置与剩余的小股气相混合,使不同流态的多相流成为均匀流,液相流量计给出液相流量和含水率。综合上述输出数据得到气、油、水相分率和体积流量,再将气相和油水混合成多相流流出测量系统。这种基于“部分气液分离”的多相流量计量系统的主要缺点——额外的尺寸和质量以及依赖分离器中的快速液位控制阀——使得其不适合在海底应用。一体式无需分离的高速在线多相流流量计(图4)必然是行业内多相流量计未来的发展趋势。它的体积更小,质量更轻,智能的传感器测量组件更多,给出的参数更吻合流体的瞬时物理工况,测量精度不受流体流型变化的影响。一体式多相流测量系统更适用于海底作业环境。

图4 挪威ROXAR公司一体式多相流量计

以下给出了安装在一体式多相流量计量系统上的传感器组件的功能原理。

a) 电容、电导成像。

通常浸在气液混合物中的电极可视为一个电容器。电容值的大小与混合物的介电常数有关,而介电常数是气相、液相介电常数和气相分率的函数,因此测量电极间电容值的变化,可以得到混合物的气相分率。在液相中介电常数是含油率和含水率的函数,通过对电极的优化设计,则可以实现对含水率的测量[4,5]。2012年,英国曼彻斯特大学联合斯伦贝谢剑桥研究中心和英国国家工程实验室(TUV-NEL), 实验论证了一种基于环状流整流器处理后的测试方法,可以实现当含水率低于40%的时候,电容技术对液相中WLR的测量达到5%的精度,并能同时准确给出多相流GVF的参比[6]。电导法实现对水连续相的含水率测量。通过测量流过探头两极间的油、水混合流体的平均电导率来测量含水率,电导率是气相、液相和含水分率的函数,含水率越高,电导越强。电容、电导测量的优势是廉价高速、无辐射。

b) 伽马射线。

伽马射线由随时间衰减的化学核子源产生,伽马射线能量衰减法是一种常用的测量方法[4,5]。伽马射线能量在两个能量级放射,当射线通过油、水、气混合物时,三相不等同地削弱伽马射线的能量。高能量级对气/液比更敏感,而低能量级对液相中的水/油比较敏感。可以用这两个能量衰减量来确定三相混合液的相分率[4,5]。这种方法具有非侵入式、无干扰的特点,而且可以用于相分率的全范围(WLR=0~100%)测量,测量精度高、稳定性好。但伽马射线具有以下缺点: i) 射线辐射对人体和环境有一定的影响; ii) 设备造价高,使用和维修困难; iii) 射线受含盐率的影响较大,因此在测量时应同步有独立的含盐率测量探头做数据矫正; iv) 伽马射线扫描的速度没有电容、电导成像系统快,对于高速流体,不能做到准确地瞬时捕捉。美国斯伦贝谢(Schlumberger)公司是业界多相流量计开发的领军,他们的Vx多相流量计系统[5]设计基于双能伽马射线衰变来实现相含量的测量,辅以文丘里实现流速与流量计量。设备必须垂直安装于管线上。

c) 微波。

微波衰减法[4,5]主要用于测量含水率,因为某一固定频率的微波经过不同含水体积分数的液相,可以产生不同的衰减,衰减幅度与含水体积分数有关。微波测量准确性不受流速度、黏度、温度、密度的影响,但测量受水的矿化度影响。微波衰减法能够适应很宽的含水率测量范围,在低含水率(WLR<25%), 测量精度更高。对于高含水率的情况(WLR>60%), 微波传感器的设计一般基于多变率原理[4,5], 因为高频电磁波在高导电的水相中衰变非常快,所以利用变频信号产生的衰变相位差测量含水率会更为有效。微波的多普勒效应[5]可以用来实现对气泡流速的测量。当入射波撞击到了液相中的气泡表面,微波被反射回来,并存在着反射波频率位移,这种频率位移与气泡的流动速度成比例。

d) 超声。

超声流量计[4,5]可分为液体流量计和气体流量计。与被测介质的黏度、温度、压力和导电率等因素无关,适于测量纯净液体。声波在油、气、水多相流中有很强的衰变,利用这种吸收衰变,可以实现对多相流密度的测量。超声脉冲(ultrasonic pulse-and-return)被用来实现对多相流流速的测量。一对收发器被安装在管道的上、下游两侧,互相发出超声脉冲信号,并回收信号。因为流速影响着声波回路时间,通过评估信号回收的时间差,可以计算出液体的流速。然而,当液体存在较多气泡时,气泡会阻碍声脉冲正常的传播回路,导致不能正常测量时间差。因此,在流量计上游安装气体分离器或整流器,均匀混合气液两相,以减少气泡对脉冲信号的影响是一种必要手段。高频的超声信号在导电液相中的衰变是非常快的,这也会影响脉冲测量的稳定性。

e) 电磁。

根据法拉第电磁感应定律,导电流体流过传感器工作磁场时,在电极上将会产生与流速成正比的电动势。通过测量导电流体介质在磁场中垂直并切割磁力线方向流动时产生的感应电动势,计算得到流速[5]。电磁流量测量的优势在于测量结果与流速分布、流体压力、温度、黏度、密度以及一定范围内导电率等物理参数的变化无关。传感器感应电压信号只与平均流速呈线性关系,因此电磁流量计对导电液相流速的测量非常准确。然而,这要求被测液体必须是导电的,且电导率不能低于阙值。电导率低于阙值,流体电阻率过高,使得导电流体出现集肤效应,增大信号的内阻、降低测量信号形成误差。当液体混入微小气泡,测得的是含气泡体积的混合计量。当混入气体过大,分布不均匀,可能改变流体流型,此时电极有可能被气泡覆盖,从而使测量电路回路断开,出现输出晃动甚至不能正常工作。解决的办法是在流量计上游加装气液混合器,实现气液均匀混合,离散相的气体变成小气泡状态均匀分布在液相,满足电磁流量计测量的条件。

f) 核磁共振。

一些原子核(如氢、氯、磷等)具有磁矩,能产生核磁共振。实质就是流体中原子核对射频能量的吸收。核磁共振法不接触测量流体,能够测量平均流速、瞬时流速、流速分布等[7]。它与被测流体的导电率、温度、黏度、密度和透明度等物性参数变化无关。在气液两相流测量中,由于核磁共振信号强度与空隙率成线性关系,故在各种流型下均能精确测量空隙率,即平均气体含量。然而,工业级用的核磁共振设备往往尺寸非常大、维护费用昂贵,因而很难实际应用。此外,磁场的辐射会导致金属电子设备的失灵。英国剑桥大学核磁研究中心(MRRC)在利用核磁技术实现气液、气固多相流测量方面做了大量的研究与探索。表明对于油气藏岩石多孔结构[7]的分析,核磁技术有着巨大优势和商业前景。

实现对多相流的准确测控,任何一种单一的传感技术都是有限的,这就必须要求多种传感技术的组合使用。因而对于测量数据的后期融合处理、算法实现、物理建模、误差修正等都提出较高的要求和周期更长的实验探索: 前期的传感器设计,如优化结构; 避免静电场与磁场耦合干扰; 辐射保护; 小信号测量电路设计等问题也是多相流测控研究过程中的挑战命题。对于水下多相流测量系统的开发,更是不可避免地需要考虑在低温、高压环境下的使用可靠性和稳定性。

未来多相流量测控系统的发展趋势要求: 一体式体积更小、无需流体分离、无辐射源的流量计; 系统灵敏度、准确度、测量范围的提高; 通用于不同油田的不同油品; 能够在恶劣的水下环境中稳定运行; 利用汁算机技术和图像处理技术,获取多相流体系统三维分布信息; 完善和改进多相流体计算的数学物理模型; 以及能通过相关建模提供油气藏储量及生产管理控制的计算机预模拟。

2 多相流测控技术在海洋油气开采中的应用
2.1 多相流在线计量与油井优化管理

如前所述,一体式多相流量计所承担的主要应用就是替代传统的基于分离器的测试井。在海洋油气开采过程中成为实现对油井产出物油、气、水产量的唯一计量手段。在深水卫星油井开发中,水上生产中心通过水下管汇处,从一个或多个水下卫星油田直接或间接接受产出物,随着距离的增加,测试井分离不适合于在水下安装。若是安装在甲板海上平台上,额外的管线铺设又增加了造价和维护成本,并占去海上平台有限的空间。其能力方面的限制(如耗时沉淀分离)也将导致试井次数的减少和测量质量的降低。

多相流量计系统消除了以上限制,无需额外铺设测试管线,实时计量油井产出物流量的瞬时值和平均值,提高了测试质量。并且可以根据需要进行重复试井作业。通过安装多相流量计,可以成功降低为试井作业而中断油气输送的次数。提供了在海底连续生产环境中的简便方法。图5给出了多相流量测量系统的水下安装方案。流量计整合压力、温度以及液体含盐率传感器,安装在水下汇管平台,用于计量每一口卫星油井的产出物。此外,多相流测控系统还可承担油井产油优化管理作业的作用。通过对原油流量、产出水、井间压力、温度、油气比率等重要油井作业参数的监测,实现对油井产油作业性能,如产出水管理、实时气流上升优化控制(real-time gas lift optimisation)以及choke optimisation (允许工程师对choke做出最优化和高效的设置)的优化反馈管理。

图5 多相流量计在水下油井作业

2.2 三相混相远程输送

随着深水石油资源的大规模开发,油气水多相混输具有明显的经济和社会效益,建设海底的长距离、大口径、高压力混输管道是发展趋势。多相流测控系统,可以对三相混输技术[8]理论研究与发展提供科学数据依据分析。许多发达国家都在利用高水平的试验环道和先进的仪器仪表进行油气水三相流体力学的混输试验研究,国外海底混输管道建设取得了长足的发展,而我国油、气、水三相流型研究还处于初级阶段,尚未形成成熟理论。

由于三相混输的流动特性和原油管道存在很大差异,特别是稠油和水的两相流动,在不同的流动状况下,例如反相(phase inversion)流动前后,油水体系发生巨大变化,即使流量基本不变,管道压降也可以相差几十倍甚至几百倍,因而在开采、输送及加工利用的过程中存在一系列问题。此外,当输送稠油和含蜡油[8]时,原油管道的流动特性十分复杂。由于海水温度低,管道内的原油在流动过程中逐渐冷却,当管壁温度达到蜡的析出点温度时,蜡分子开始运动。蜡的沉积作用引起在湍流中心的溶解蜡和管壁上的溶解蜡之间产生浓度梯度。由于浓度差的存在,溶解的蜡分子和析出的蜡晶颗粒将沉积在管壁上。稠油、含蜡油气水混输技术亦有待深入研究。

深海油气田的海水温度低,管中静水压力很高,经常遇到水合物[8]的生成堵塞问题。过冷和更高的压力对我国海底管道的流动保障技术,即水合物的预测与控制,提出了更高的要求。海底混输管道由于输送距离长,同时又存在水平管、倾斜管、垂直管等不同管型,容易产生水合物严重段塞(slugging)或地形段塞(terrain slugging)。严重段塞流动表现为周期性变换的压力波动以及间歇出现的液塞。海底混输管道的水合物段塞预测与控制是水下油气工程的一个重点。

在海底天然气水合物即可燃冰[8]的开采、输送研究方面,多相流测控技术亦起到作用。水合物在洋底埋藏是固体,在开采过程中分子构造发生变化,从固体变为气体。也就是说,水合物在开采过程中发生相变,形成气液固多相流问题,这种特点也是“可燃冰能源利用”中的研究重点。

2.3 湿气计量

湿气(wet-gas)[4,5,8,9]属于油—气—水多相流的一种含气量上限情况。一般定义为当含气率高于95%, 流体属于湿气。天然气、页岩气都属于典型的湿气。湿气并非简单的气、水两相问题。在5%的液相中,与标准多相流一样,其同样存在烃类原油和水,因此多相流测控系统同样适用于湿气开采过程,主要用于气井产气量、产液量的生产过程实时监控。在极寒的海水环境下,天然气以湿气的状态存在,是油、气和水的混合物。湿气多相流型状态非常不稳定,如段塞流和环状流之间随机转换,对少量液相流体流量的计量,以及含水率的计量十分困难。目前我国低持液率湿气试验数据非常有限,并主要是小管径、常压、水平管道的试验数据,而考虑地形起伏的水底大管径、高压低持液率两相流试验室数据几乎没有。这是海下湿气多相流测控研究的方向。

2.4 水下分离器

当水下油藏压力不足时,需要通过泵将油、气和水的混合物从油藏中抽出,并通过管线输送到海平面上。为了提高油井的产量,如果能够在抽油的过程中实现对油、气和水的初步分离,将部分水去除,而只将油和气的混合物用泵抽送至水上,将会大大提高油井的产油效率。水下分离器[8,9]一般设计含有一个柱状旋风分离器[8,9], 以及两个泵(见图6), 实现对油和水的初步分离。只含有少量水的油随气体被二次抽出,经管线输送至海上。通常情况下,与没有用分离器的水下油井相比,产油量可以提高20%。然而,水下分离要求油水分离的速度更快,这就需要优化设计分离器的核心部分——旋风分离器。基于成像技术(如电容成像)的多相流测控技术,可以通过对油水含量参比可视化观察,实现对水下油水分离器结构优化设计的定量和定性的数据评估与分析。

图6 水下分离器结构<sup>[<xref ref-type="bibr" rid="b9-1000-0054-54-1-88">9</xref>]</sup>

水下油水分离器在深水油气作业中(>2 000 m)的作用是必不可少的。因为它不仅承担着提高原油产量的功能,另一个更重要的功效是减少含水率,从而将形成水合物堵塞的风险降至最低。当含水率降到了一定比率,油、气和水三相输送过程中将不会形成天然水合物,从而省去了水合物预防处理[8,9], 降低了管线停工的风险。此外,因为水的减少,三相流的粘稠度也随之降低,从而减低了液体传送过程中的压降风险。

2.5 整流器油水混合分析

当多相流呈现出较大的段塞流的情况时,混合物的密度及流型的随机变化会产生如压降、流速不均等问题,影响管线的安全运行,也影响流体的计量精度。通常情况下,这种情况都需要在管线上游加装整流器(homogenizer)[8], 从而实现对气、液两相的均匀混合,打击段塞流的冲击,降低含气率波动,使流体稳定。气液均匀混合的稳定流体被看作是单相流,可以实现电磁、核磁对流速的准确测量。这就需要一种成像测量手段来可视化地评估分析整流器混合气、液相的性能。油水混合器(O/W mixture)的作用在于使得原油采样计量中含水率的测量更加准确。混合器同样要用于海上原油加工生产过程中油、气和水的二次分离中残留水的准确计量。因为油、水重量不同,水往往沉淀于容器的底部,这就容易产生测量的局部不准确性。为了提高精度,需要对油水进行均匀混合(图7)。多相流成像技术,可以实现对传统油水混合器混合性能的可视化,评估分析混合效果,改进设计。

图7 油水混合器及成像效果

3 产业化前景

多相流测控技术是为满足现代油井生产管理和油藏管理需要而研究开发的高新技术。其在油井测试过程中显示出了比传统油气分离器测试技术更多的优越性,能够更准确地评估油气井生产状况以及更好地进行油藏优化管理。

目前全球陆上多相流量计总安装量在2010年达到4 000台,并且仍在以每年数百台的速度增加。国际市场上现存20 000余台测试分离器,按照存量市场计算,50%的普及率表示至少有10 000台测试分离器将被多相流量计替代,按照20万美元/台的价格计算,未来10年存量市场将达到至少20亿美元产值[10]。在陆上,保守估计未来10年平均每年新增油气井的数量仍将分别保持在45 000口以上,按平均每15口井安装一套多相流计量设施来估算,则意味着每年平均新增3 000台油井多相流量计和气井多相流量计。按照20万美元/台的价格计算,未来10年多相流量计(包括油井多相流量计和湿气多相流量计)增量市场的价值至少为20亿美元[10]。这还并未包括海上油田的数量。

世界范围内水下的石油储量大约在3 000亿桶。其中对于深水油气,也就是水下400 m以下,石油的储量在2 000亿桶。未来10年(2010—2020)的海洋石油开采总量将会不断上涨。随着水深的增加,水下管线铺设更长,一条高压的油气混输管线造价往往达到50~100万美元/km,因此在水下独立铺设几十km的测试井管线不现实。常规测试分离器不适用于海洋平台,多相流量计成为唯一有效提供实时流量计量、储量分析、生产分析、安全监管的技术手段。水下多相流量计的需求不断增长,市场丰厚。通常情况下,一台陆上用多相流量计的价格大约在20万美元左右,而基于水下的一台多相流量计的市场价格可以达到100~400万美元,然而这比起动辄1 000万美元的水下测试管线铺设,对于石油公司来说依然有着可观的价值诱惑。因此在石油公司的支持下,美国、英国、挪威等国家近几年投入了大量的人力和财力进行多相流量计的研制和开发,其商业化进程得到迅速发展。壳牌公司讨论了为提高油井管理,希望水下每口油井都使用一个多相流量计。挪威Framo工程公司、英国Daniel计量控制公司和美国斯伦贝谢的线缆试井公司在挪威卑尔根联合成立了海上多相流技术中心三相计量研究中心。中心由15名高科技人才组成核心队伍,配置工业级实验设施,设计和制造能在海上平台和海底使用的多相流量计。

我国能源战略正逐步转向海洋,海洋的油气资源开发是当前和今后的工作重点之一,“十二五”、“十三五”乃至更远的将来,深水是我国海油油气勘探开发的重要接替领域。海底管道混相输送技术有着广阔的应用前景和巨大的经济效益。在建设长距离、大口径、高压力油气混输管道,为我国的海洋油气田向更深水海域发展提供技术支持中,多相流测控系统不仅承担着传统流量计量的本职工作,还将在水下油井油气生产评估、油井优化反馈管理、油井生产作业安全等方面扮演重要角色。然而非常可惜的是,我国油—气—水多相流测控系统属于新兴工业,并未实现产业化,市场规模非常有限。核心技术的开发以及商业化渠道多被国外公司垄断,如: 美国的斯伦贝谢公司作为行业龙头在全球市场范围内参与多相计量产品与服务的竞争,挪威Roxar公司主要为世界范围内的海洋油田提供多相计量产品。我国虽然有天津大学、北京航空航天大学、浙江大学等一直致力于研究发展多相流测控技术,但始终无法突破从高校实验室研究阶段转入工业实际实测的过程瓶颈。因此至今,我国尚没有真正意义上属于自己自主研发的多相流测控系统,更无从谈起海洋油气多相流测控技术的民族产业。

4 结束语

我国在“十二五”规划中明确指出了“海洋战略”是我国未来发展的重中之重。无论是经济还是政治上,作为“海洋战略”中的海洋油气开采,尤其是深水油气开采都对我国的“海洋能源战略”意义非凡。在此背景下,油—气—水多相流水下测量系统作为“海洋装备工程”中的一部分,对我国深海油气开发的发展有着不可忽视的战略价值与商业意义。

油—气—水多相流测控技术在水下油气开采中有着得天独厚的优势。它是替代笨重巨大的老旧分离器计量系统的唯一手段,节省了海底铺设测试井管线的成本,减小工程风险; 并能够实时在线地给出每一口油井的产出物数据,在水下油气开采流量计量、储量分析、生产分析和安全监管各方面都能提供有效可行的技术支持。因此说“多相流测控系统”在“海洋油气能源”开发中扮演着十分重要的角色。正因如此,先进的多相流测控技术在国际上已经引起了众多油气公司的注意与兴趣,并开始投入大量的研发成本。我国在水下油—气—水多相流测控技术领域的研发起步晚,尚未有成熟的自主研究成果,核心技术多为国外大型企业垄断,因此至今未能形成国家自主的民族工业产业。在深水环境下的多相流测控技术更属空白。多相流测控技术门槛较高,但对国家“海洋能源战略”以及海洋民族工业具有长远价值和意义,这更加需要我国科研工作者脚踏实地研究工作,为振兴国家海洋民族工业添砖加瓦。

The authors have declared that no competing interests exist.

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