提高高凝點原油混輸海管抗風險能力研究

張 潮，李云鵬

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

海底管道作為海上油氣田主要的物流輸送渠道，直接影響著油田的正常開發(fā)生產(chǎn)，高含蠟、高凝點的原油輸送海管，為防止海管出現(xiàn)析蠟凝管的風險，行業(yè)標準要求確保海管出口溫度高于原油凝點3 ℃以上運行，同時保障出口安全停輸時間在2 h 以上，渤海油田全年氣溫在-18～37.8 ℃，海底溫度為-1.4～25.6 ℃，溫差變化較大，而高含蠟原油凝點在20 ℃以上，因此高凝點原油輸送海管特別在冬季面臨著巨大的挑戰(zhàn)[1]。為了提升海上油田應急管理水平，降低產(chǎn)量損失，開展在摻水系統(tǒng)故障或者水源井故障的工況下，進行海管安全運行的可行性研究。本文先通過理論數(shù)據(jù)分析，明確可行性方案，制定詳細的先導性試驗方案，通過現(xiàn)場實際運行數(shù)據(jù)與理論數(shù)據(jù)相結(jié)合，為應急工況下海管運行方案提供數(shù)據(jù)支持和應對措施，從而進一步增強高凝點原油混輸海管的抗風險能力。

1 油田概況

1.1 生產(chǎn)流程介紹

渤海油田在遼東灣海域新建1 座4 腿井口平臺，無油氣處理設施。井口物流經(jīng)生產(chǎn)管匯匯合后，利用井口壓力通過新建的304.8 mm 油氣水混輸海底管道輸送至中心平臺處理。單井物流經(jīng)計量管匯進入計量加熱器加熱后，送入計量分離器計量，計量后物流匯入平臺主管線外輸。平臺設水源井摻水泵2 臺，水源井水經(jīng)摻水泵增壓后送至海管與井口物流混合，進行摻水外輸以提高海管輸送溫度，保障流動性。海管置換工況，用水源井水作置換水，當水源井躺井時用海水置換，2臺水源井摻水泵兼作海管置換泵，同時運行。

由于該管道投產(chǎn)前期氣液比較大，凝點為24 ℃，高于環(huán)境溫度，為了保障管道的安全輸送，前期需要摻水輸送，摻水水源為水源井水，根據(jù)配產(chǎn)推測混輸海管輸送量及相關(guān)參數(shù)（見表1），該海管自投產(chǎn)開始，截止2031 年結(jié)束摻水外輸工況。

表1 混輸海底管道輸量

表1 混輸海底管道輸量（續(xù)表）

1.2 實際運行數(shù)據(jù)

該平臺日產(chǎn)原油807 m3，日產(chǎn)天然氣18.5×104m3，水源井日摻水1 200 m3，海管入口壓力2 090 kPa，入口溫度47 ℃、出口壓力1 900 kPa、出口溫度45 ℃海管運行穩(wěn)定。

2 先導性試驗理論研究

2.1 綜合油樣化驗分析

平臺生產(chǎn)流程運行穩(wěn)定后進行綜合油樣化驗分析，根據(jù)原油性質(zhì)（見表2），該原油油樣含蠟量17.6%，凝點24 ℃，為確保海管安全穩(wěn)定運行海管出口溫度不低于原油凝點以上3 ℃，而目前日摻水量1 200 m3時，海管出口溫度為45 ℃，高于原油凝點溫度21 ℃，因此得出摻水量下調(diào)優(yōu)化空間較大。

表2 原油性質(zhì)

2.2 海管溫降計算

為現(xiàn)場編寫降低摻水量測試方案提供理論依據(jù)，明確海管安全穩(wěn)定運行的邊界條件，避免對海管的運行帶來不利的影響，需重新進行理論分析。為了確保海管的安全穩(wěn)定運行，需同時滿足海管出口溫度不低于原油凝點以上3 ℃，以及出口安全停輸時間不小于2 h為原則。根據(jù)蘇霍夫（Sukhov）溫降公式進行計算在不同摻水量下海管出口溫度，其中公式中管外環(huán)境溫度按照海床全年最低溫度-1.4 ℃計算[3，4]。

式中：T1、T2-管道起點、終點溫度，℃；T0-管外環(huán)境溫度（埋地管道取管道中心埋深處地溫），℃；D-管道外徑，m；L-管道長度，m；Gm-原油質(zhì)量流量，kg/s；C-原油熱容，J/（kg·℃）；K-管道的總傳熱系數(shù)，W/（m2·K）。

根據(jù)蘇霍夫（Sukhov）溫降公式在產(chǎn)量不變，海床溫度在-1.4 ℃工況下進行計算，計算發(fā)現(xiàn)當摻水量為0 時海管出口溫度為24 ℃滿足海管安全運行的條件，為了確保試驗的安全性，考慮逐步降低摻水量的方式進行，密切關(guān)注海管運行參數(shù)并做好應急措施，海管出口溫度與日摻水量關(guān)系曲線（見圖1），可將摻水量由1 200 m3/d 直接降至700 m3/d。

圖1 海管出口溫度與日摻水量關(guān)系曲線

2.3 油水乳化液的反相點

為了進一步提高降低摻水試驗的安全性，對該油田綜合油樣進行取樣分析不同水含量的原油乳狀液黏度，明確反相點，確保海管安全穩(wěn)定運行。含水原油乳狀液黏溫曲線（見圖2），該平臺原油在30～40 ℃時的反相點為80%，根據(jù)目前產(chǎn)量計算摻水量達到3 200 m3/d時才能達到反相點，因此本次試驗日摻水量從700 m3逐步下調(diào)均不在乳化反相點區(qū)間[2]。

圖2 含水原油乳狀液黏溫曲線

3 先導性試驗

3.1 先導性試驗總體思路

為確保海管安全穩(wěn)定運行，先導性試驗采取對摻水量階段性逐步下調(diào)，通過現(xiàn)場實際運行數(shù)據(jù)，對理論數(shù)據(jù)進行進一步驗證，每階段運行都要大于24 h 進行觀察，現(xiàn)場做好對海床溫度、海管進出口壓力、溫度、運行壓差、輸送原油、天然氣、生產(chǎn)水等數(shù)據(jù)的采集工作（見表3），出現(xiàn)問題及時終止試驗，現(xiàn)場對生產(chǎn)流程及時調(diào)整。當海管出口端溫度降至27 ℃（原油凝點24 ℃）時，或者海管壓差不斷升高，進一步驗證四個現(xiàn)場擬定的預控措施實際效果[5]：

表3 油井單井產(chǎn)量及化驗數(shù)據(jù)

（1）注入防蠟劑、抑制原油析蠟，在海管出口取樣進行化驗分析；

（2）將高產(chǎn)液量油井導入計量系統(tǒng)，通過計量加熱器對產(chǎn)液升溫，觀察海管溫度的提溫效果；

（3）在海管入口端注入降黏劑，觀察海管壓差的變化情況；

（4）對高凝點油井進行控產(chǎn)。

現(xiàn)場所有預控措施均已實施，但海管入口壓力仍持續(xù)上漲，當海管入口壓力上升至2 600 kPa（海管壓力入口壓力高報值，海管壓力高高值為2 950 kPa），現(xiàn)場停止試驗，恢復正常摻水作業(yè)，當海管運行參數(shù)恢復正常后，進行通球作業(yè)，確認海管結(jié)蠟情況。

3.2 先導性試驗實施步驟

目前現(xiàn)場單元已經(jīng)進入冬季管理，海床溫度在-1 ℃左右，在此環(huán)境下試驗采取數(shù)據(jù)更為具有參考價值，在試驗前上下游平臺需要做好充分準備，包括防蠟劑、降黏劑的藥劑儲備，藥劑注入流程檢查確認，現(xiàn)場操作及管理人員需要熟悉本次試驗的目的、操作步驟、應急預控措施，應急處理等工作。

（1）日摻水量由目前的1 200 m3，降至700 m3，穩(wěn)定運行24 h；

（2）在確保海管安全穩(wěn)定的前提下，將日摻水量由700 m3降至500 m3，穩(wěn)定運行24 h；

（3）在確保海管安全穩(wěn)定的前提下，將日摻水量由500 m3降至300 m3，穩(wěn)定運行24 h；

（4）在確保海管安全穩(wěn)定的前提下，將日摻水量由300 m3降至200 m3，穩(wěn)定運行24 h；

（5）在確保海管安全穩(wěn)定的前提下，將日摻水量由200 m3降至100 m3，穩(wěn)定運行24 h；

（6）在確保海管安全穩(wěn)定的前提下，將日摻水量由100 m3降至0 m3，穩(wěn)定運行24 h，密切關(guān)注海管入口壓力及出口溫度變化情況；

（7）在海管試驗驗證結(jié)束后，恢復摻水作業(yè)，進行海管升溫，當海管運行參數(shù)恢復正常后，進行通球作業(yè)，確認海管結(jié)蠟情況。

3.3 先導性試驗注意事項

如果試驗步驟在（1）至（6）步過程中，海管壓差呈逐步上升趨勢，現(xiàn)場逐步開展如下4 項預控措施，觀察效果，如海管入口壓力上升至2 600 kPa 及時終止試驗恢復摻水，確保海管正常運行：

（1）注入防蠟劑、抑制原油析蠟，在海管出口取樣進行化驗分析；

（2）將高產(chǎn)液油井導入計量系統(tǒng)，通過計量加熱器對產(chǎn)液升溫，觀察海管溫度的變化；

（3）在海管入口端注入降黏劑，觀察海管壓差的變化情況；

（4）對高凝點油井進行控產(chǎn)。

3.4 理論數(shù)據(jù)與試驗數(shù)據(jù)對比分析

海管試驗出口溫度與計算值對比曲線（見圖3），試驗的實際數(shù)據(jù)要高于理論計算數(shù)據(jù)，其線性關(guān)系基本吻合，在不摻水的情況下，出口溫度為34 ℃高于綜合原油凝點10 ℃，滿足現(xiàn)場需求，在水源井或摻水系統(tǒng)故障無法摻水運輸?shù)膽惫r下，該海管可以安全穩(wěn)定運行。

圖3 海管出口溫度與日摻水量關(guān)系曲線

4 結(jié)論

通過理論數(shù)據(jù)與試驗數(shù)據(jù)的對比分析來看，理論計算數(shù)據(jù)與試驗數(shù)據(jù)基本吻合，本文是以理論數(shù)據(jù)為依據(jù)，制定詳細的試驗計劃及應對措施，確保在海管的安全穩(wěn)定前提下開展先導性試驗，確定該海管在摻水系統(tǒng)故障的工況下，現(xiàn)場仍然能夠繼續(xù)運行，有效避免被動停產(chǎn)的風險，為該油田應急管理提升提供了有力數(shù)據(jù)支持，與此同時當摻水量下調(diào)后，有效緩解了中心處理平臺的污水處理壓力，為油田區(qū)域化綜合管理作出了貢獻，該方法對其他高凝點原油混輸海管安全管理具有一定的參考意義。