海上流动管理在线监测系统现状及发展前景

王 珏

（中海油研究总院，中国 北京 100027）

0 引言

由于海上油气田井流物的多相性、海底地势起伏、运行参数的变化常常带来一系列流动安全问题，如固相生成、段塞流、多相流冲蚀等，海洋油气田的安全稳定生产离不开对管线内整个流动过程的监控。近年来，在海上油气田中央控制系统上安装辅助的流动管理在线监测系统，已成为国际上新兴的一种保障海底集输管线及生产系统流动安全的行之有效的手段。利用该系统，可实时掌握混输管线内的流动状态，及时有效消除生产过程中的不安全因素，解决生产和操作中存在的流动安全问题，提高油气田开发和生产的经济效益。

1 海上流动管理监测系统技术研究现状

流动管理在线监测系统是一种基于模型的仪表控制系统。首先由监测对象（井筒、管线、水下设施等）处的传感器及仪表获取数据，如压力、温度、各相流量及含水率等，接着通过基本控制层（PLC、SCADA或DCS等），将采集到的输入数据传递到流动管理在线监测系统，由系统内的各瞬态模型进行建模，精确计算多相流海底管线及立管的压力和温度分布及海底管线内的持液量和石蜡沉积量分布等，并且根据管道内流动变化规律，总结出相关仪器操作建议，如水合物抑制剂的最佳注入量、最佳清管频率等。之后流动管理在线监测系统再将输出信息传递给控制层，通过相关第三方应用程序，最终达到对现场仪器自动控制的目的，实现对整个油气田流动安全的实时在线管理监测。

系统内的瞬态模型计算结束后，还可以将数据和控制方案传递到集成的油田模型中，通过稳态模型模拟油田的中长期发展情况，达到预测油田未来发展方向的目的。

流动管理在线监测系统基本流程图见图1。

图1 流动管理在线监测系统的基本流程图

一套适用于海上油气田的、可靠完备的流动管理在线监测系统主要包括以下几项功能不同的分系统模块：

（1）管道监测系统:该模块中的模型可生成管道流动状态及岸上处理终端参数，用于解决水合物、段塞流、结腊、管线堵塞泄露和其他沉积物问题，主要具备以下功能：

①海底管道内流型识别，具备极高的水力段塞和立管段塞识别准确率；

②能够进行段塞长度、频率以及段塞跟踪计算；

③能够预测混输管道结蜡位置以及结蜡厚度；

④能够计算含蜡油-气/水多相流体沿海底管道及立管的压力和温度分布；

⑤水合物生成和蜡堵事故预警，提供最佳清管频率、给出流动过程管理建议。

（2）虚拟计量系统:根据传感器采集的温度压力数据，由模型计算生成流量参数（气田、凝析气、水），可作为多相流量计、传感器监控及泄露检测的备用校核系统。

（3）化学药剂注入及监测系统:监控及优化药剂的连续注入，能够预测混输管道内水合物生成温度、压力、管道位置及生成速率，并计算水合物抑制剂的最佳注入量。

（4）生产气嘴控制系统:可进行独立的水下井口生产气嘴开度建议与控制，用于整个气田优化[1]。

（5）地层水监控系统：对地层水是否越限进行监测并报警，给出可能的水源井推断及有用的油藏管理优化信息。

（6）钻井管理系统：通过在线软件和井下作业仪器相结合，紧密监测钻井过程，准确控制作业参数，协助复杂的钻井作业。

（7）除了对生产过程的监控，出于安全生产的目的，可监测海底设备的机械性能、状态以及稳定性。

（8）除在线功能外，也具备离线处理功能，包括油藏模拟等软件。

由于增加相应系统模块就需增加一定费用，以上各功能系统模块可根据油气田自身情况及生产实际的需要、综合考虑经济性价比等因素，有选择地进行添加选用。

流动管理在线监测系统的三种运行模式包括：

（1）实时：与油田实际生产平行，及时提供各种生产信息。应用实例包括漏失探测、水合物形成分析和管线段塞计算等。流动管理在线监测系统的一些实时报警例子包括：管道泄漏、水合物生成风险、清管球到达时间、缺少抑制剂、段塞和液塞的到达时间、高级报警（例如3.5小时内分离器到达高高液位）、防砂监测、井与管线的关井冷却时间、预热时间、管线堵塞、仪器失效、储气时间、气体品质、腐蚀速率等。

（2）预测：用于预测未来生产，从目前生产条件开始到比实时快50-200倍的未来生产条件。用户可以将预测模式设置为周期性运行。例如，定期进行未来5小时预测，从而提供未来可能发生的停输预警和其他紧急情况预警[2]。

（3）计划：可以调整所有参数进行新的操作规程计划。计划模式用于改善生产运行规划，还可以提供自动辅助决策和生产优化的功能。计划模式也可用来做培训，培养作业人员提升对管线动态及设备处理知识的理解。

从监控技术的现状来看，工业上对于流动参数除了要求准确采集外，还需要实现实时数据的存储，历史数据的再现，数据远程共享等诸多功能。目前国际上成熟的用于海上油气田的流动管理在线监测系统商业产品主要有OLGA OnLine、Flow Manager Online两种。

Flow Manager Online由FMC公司研制。该系统于1995年首次安装在北海的Troll B油气田，近十年来，在北海，加拿大及非洲等各地海上油气田共安装超过30多台，服务于500多口井。于2008年为Ormen Lange气田提供了世界上最大的流动管理在线监测系统。

图2 OLGA Online产品界面

表1 海上流动管理在线监测系统国内外应用情况列表

OLGA OnLine是最为著名的流动管理在线监测系统软件，由SPT GROUP公司（现被Schlumberger公司并购）研制。该系统基于OLGA模型及经过验证的成熟组件，能够处理各种生产情形，包括稳态流动和瞬态流动，如停输和启动、减量和增输、清管、管线充装等，预测堵塞泄露等意外工况，为油田生产提出先进有益的作业建议，对持续低成本高效率的运行提供保障。此外，OLGA OnLine开放的结构体系使其可以很容易地与第三方软件相结合，如通过ABB、Emerson、Honeywell、Invensys、Yokogawa、Aker、Cameron、FMC、GE 等公司提供的软件和硬件驱动等第三方应用程序实现对现场仪器的自动控制，以及利用Petroleum Experts或者Schlumberger等商业软件产品，对油田未来发展进行预测规划。

作为一个完全动态的在线生产支持系统，OLGA OnLine产品界面见图2。

①具有基于web的功能强大、使用灵活的用户界面，无缝集成并显示生产控制系统中的各种主要结果。

②与业界其它领先的过程模拟器进行通讯。

③集成第三方应用程序进行功能扩展。

④核心模块，基于业内标准的动态多相流模型OLGA。⑤集成数据获取、数据校验、数据替换等功能。

OLGA OnLine主要包含以下几部分：

——瞬态流动模型在线连接(透明的生产系统和虚拟仪器)；

——即插即用的OPC界面能够方便地与控制系统或历史数据库相连；

——数据校验与替换；

——高精度历史数据存档；

——灵活的网络图形用户界面(GUI)；

——多种供作业人员、监督人员和工程师使用的生产运行模型；

——集生产运行、控制，优化、集成和安全于一体的综合应用系统；

——开放的体系使得与第三方系统的结合变得更加容易。

目前该系统已在 Scarab/Saffron、Corrib、KG-D6、Goldeneye、Canyon Express、Snφhvit、Shtokman 等海上油气田得到广泛应用。

2 海上流动管理在线监测系统国内外应用情况

国外公司开发出的多种海上油气田流动管理在线监测系统已在北海、墨西哥湾、及西非等地区的一些深水油气田上得到了成功使用，取得了十分良好效果。我国崖城13-4水下气田于2012年安装了一套带有虚拟计量模块功能的流动管理在线监测系统，这是该系统在国内的首次应用，未来投产的深水荔湾3-1大型气田也将使用一套带有管线管理功能的在线监测系统。海上流动管理在线监测系统应用情况统计详见表1。

由表1可看出，海上流动管理在线监测系统在应用中多带有虚拟计量系统功能模块，根据某些气田的功能要求，还具备管线管理、生产气嘴控制、状态性能监测及生产监测与优化功能模块。以下详细介绍一下目前世界上最大最典型的深水流动管理在线监测系统在Ormen Lange气田中的应用情况。

Ormen Lange是挪威第二大气田，对挪威国家有着至关重要的意义。气田位于挪威西北部120km的海域，于1997年由Hydro石油公司发现，2007年9月份开始投产，气体经终端处理，通过全长1200公里的管道输送到英国东海岸。该气田每天向英国提供约7000万立方米天然气，约占英国全部需求量的20%[3]。

Ormen Lange气田开发模式为水下生产系统回接到120km的Nyhamna终端加工处理厂[4]。水下生产系统包括24个水下井口，集成在4个水下基盘上，水深为800-1100m，为防止水合物生成，通过两根MEG管线从上部将MEG注入到水下井口，水下井口同时配备了湿气流量计及MEG流量计。

Ormen Lange气田存在许多非常关键的深水流动安全问题。该气田通过120km长的管线回接到岸上，属于较长距离回接，海床温度低于-2℃，海底极端不平坦，滑坡后壁陡峭，环境条件非常恶劣。这些困难因素综合起来，使得Ormen Lange项目面临水合物、段塞流等多重流动保障问题，成为世界上最具挑战性的气田开发项目之一。其气田开发模式及面临的流动安全问题详见示意图3。

Ormen Lange流动管理在线监测系统由FMC公司的Flow Manager产品模块结合SPT Group的OLGA online产品模块共同组建完成。该系统于2007年11月安装于现场，针对现场数据的反馈，对系统内的不同模型进行了校准调试，于2008年完成校准调试正式投入使用。Ormen Lange使用的流动管理在线监测系统是迄今为止最先进的具有突破性的实时模拟系统。系统包括以下模块：

气田的作业方壳牌公司为流动管理在线监测系统设置了两组操作员及工程师[5]。他们在使用系统前均经过了良好培训，对系统各模块的功能和目标熟悉清楚。操作员主要把该系统作为监控工具，查看系统生成的统计报表及预测图表，包括气井产量、管线压力和温度、MEG注入率，MEG累积量及MEG是否过量等数据，优化MEG的注入量。工程师可以查看前台数据及后台运行计算模型，主要将该系统用于提产准备工作，例如提升产量时的持液率计算等，以及生产操作优化及未来计划安排。且工程师可利用系统的试验模块开展简单的模拟实例，针对某些细微的操作变化是否影响产量进行模拟试验。

图3 Ormen Lange气田开发模式及流动安全问题示意图

操作员在终端中控室内的操作站操作该系统，包括不同的三台操作站，一台在中控室内，另外两台在靠近中控室的协作室内。一些主要的应用还可以添加到中控系统主屏幕上[6]。工程师可在办公室通过远程网络接入访问系统，从系统内在线实时获取比离线数据更加生动实用的信息。

在调试和启动阶段，ORMEN LANGE生产管线及水下系统的启动和操作经历了以下一系列步骤:1）排水、注气；2）MEG注入及分配；3）开井并提升产量。第一期首先有三口井投产，当井和生产管线达到稳定生产状态时，系统开始进行校准调试，调试时间历经8个月。时隔近一年后，第二期另外三口井投产，原有三口井已经校准的参数可暂时应用于新启动井模型参数的计算校准中，当新井逐步达到稳定生产状态时，系统可进行进一步校准。系统中还设有专门模块给出增加新井将如何影响管线压力、井口回接压力等建议。

系统的维护和模型校准都由承包商FMC完成，采用远程网络方式进行。作业方壳牌公司与承包商FMC签署了单独的后期支持维护协议。

运行几年以来，流动管理在线监测系统已成为该气田开发中一个非常重要的部分。该系统几个分系统管道监测系统、化学药剂注入及监测系统的人机显示界面如图4所示。

图4 管道监测系统显示界面

3 海上流动管理监测系统发展前景

十几年来，流动管理在线监测系统逐步应用于各大海上油气田中，时至今日，一些国际大型石油公司（例如Chevron、Shell、Total等）已将该系统列为其新油气田开发的标准设计，并在油气田上大力推广使用。

我国海洋石油事业起步晚，随着我国海上油气田的陆续建成和投产，海洋石油进入快速发展时期，深水正在成为海洋石油开发的前沿。深水恶劣的自然环境，不仅对井筒设施、水下和水面生产设施提出了苛刻的要求，也使连接各个卫星井、边际油气田以及中心处理系统间的海底管线和油气集输系统面临更为严峻的考验。由于我国刚刚涉足深水，对深水区域水合物问题认识还很模糊。尽管如此，海底流动体系中水合物和蜡生成及沉积问题的影响也已带给我们不小的警示。例如，在某海上油气田混输管线中曾发生过水合物造成部分管线堵塞事故，在某油田作业过程中还多次发生水合物堵塞防喷器的事故。

为了更好为海上油气田特别是深水油气田的开发和安全运行提供技术支撑，流动管理在线监测系统在海上油气田的发展前景非常广阔。该系统的应用将有助于控制水合物、蜡等固相沉积物对海洋管道安全运行的威胁。与油田生产实时吻合的瞬态模型有助于提高生产作业人员对于油藏、井、管线和设备的认识，能够在不损坏生产设备的前提下进行各种生产策略的多次筛选，并能够提供生产系统中测量仪器无法触及位置的信息。模型中的数值可提示可能由于实际仪器出现的错误，如果是实际仪器的问题则可以更换实际仪器[1]。整个系统不仅可以避免不必要的生产中断，且能实现更加主动的低本高效的生产管理，优化投资回报。

由于我国尚无流动安全在线监测系统的技术和产品，从国外购买这种产品的价格十分昂贵，并且需要每年交纳不菲的使用和维护费用。在安装使用由国外购买的流动安全在线监测与管理系统时，常常要求提供属于国家经济秘密的油气资源资料，这些都对该技术在我国海洋油气田上的大面积推广使用造成了困难。

因此从国家能源安全方面，尽快加速开发具有自主知识产权的监测系统，对推动我国海洋石油事业具有及其重要的战略意义和价值。目前中国石油大学及西安交大等高等院校正在对该系统各部分模块分别进行有针对性的研究设计，相信海上流动管理在线监测系统的国产化指日可待，而该技术的国产化将进一步促进系统在各大海上油气田中的推广应用。

4 结语

流动管理在线监测系统在海上油气田前期设计期间，可协助优化开发设计方案；在油气田生产操作期间，可帮助提高采收率、改善生产计划，解决潜在的流动安全问题及作业中的难点。

操作者对油气田了解的信息越多，就可以对油藏进行更好的优化管理。流动管理在线监测系统在海上油气田的应用，不仅为操作者提供了全面实时的操作环境、并且可预测几个小时后的操作条件，所有操作中的难点都可以提前进行模拟测试。水下生产系统中的各类仪表及仪表的高精度高质量，保证了该系统的精度及可靠性。

总体而言，海上流动管理在线监测系统使流动安全保障措施贯彻到了海上油气田的日常生产中，避免了紧急中断或停产，对于强化海上油气田的安全运行、提高油气田开发的经济效益具有十分重要的现实意义。

［1］Bjorn Oyvind Bringedal,Espen Storkaas,Marius Five Aarset,Hans Marius With,Morten Dalsmo,Recent Developments in Control and Monitoring of Remote Subsea Fields[C]//SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition,23-25 March,Utrecht,The Netherlands.

［2］动态数字油田解决方案把流动保障技术融入日常生产[EB/OL].http://www.docin.com/p-42877376.html，2010.

［3］A.Aarvik,I.Olsen,K.Vannes,K.Havre,E.Krogh,Design and Development of the Ormen Lange Flow Assurance Simulator[C]//13th International Conference on Multiphase Production Technology,2007.

［4］G.G.Lunde,K.Vannes,O.T.McClimans,Cathy Burns,Kristina Wittmeyer,Advanced Flow Assurance System for the Ormen Lange Subsea Gas Development[C]//Offshore Technology Conference,2009.

［5］Tom Rotjer，Hydro，The Ormen Lange Langeled Development[C]//Off shore Technology Conference,2007.

［6］T.Bernt,Hydro；E.Smedsrud,Ormen Lange Subsea Production System[C]//Offshore Technology Conference,2007.