張 潮，李云鵬

（中海石油（中國(guó)）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(kāi)發(fā)生產(chǎn)，高含蠟、高凝點(diǎn)的原油輸送海管，為防止海管出現(xiàn)析蠟?zāi)艿娘L(fēng)險(xiǎn)，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求確保海管出口溫度高于原油凝點(diǎn)3 ℃以上運(yùn)行，同時(shí)保障出口安全停輸時(shí)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(diǎn)在20 ℃以上，因此高凝點(diǎn)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(yīng)急管理水平，降低產(chǎn)量損失，開(kāi)展在摻水系統(tǒng)故障或者水源井故障的工況下，進(jìn)行海管安全運(yùn)行的可行性研究。本文先通過(guò)理論數(shù)據(jù)分析，明確可行性方案，制定詳細(xì)的先導(dǎo)性試驗(yàn)方案，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)與理論數(shù)據(jù)相結(jié)合，為應(yīng)急工況下海管運(yùn)行方案提供數(shù)據(jù)支持和應(yīng)對(duì)措施，從而進(jìn)一步增強(qiáng)高凝點(diǎn)原油混輸海管的抗風(fēng)險(xiǎn)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(tái)，無(wú)油氣處理設(shè)施。井口物流經(jīng)生產(chǎn)管匯匯合后，利用井口壓力通過(guò)新建的304.8 mm 油氣水混輸海底管道輸送至中心平臺(tái)處理。單井物流經(jīng)計(jì)量管匯進(jìn)入計(jì)量加熱器加熱后，送入計(jì)量分離器計(jì)量，計(jì)量后物流匯入平臺(tái)主管線外輸。平臺(tái)設(shè)水源井摻水泵2 臺(tái)，水源井水經(jīng)摻水泵增壓后送至海管與井口物流混合，進(jìn)行摻水外輸以提高海管輸送溫度，保障流動(dòng)性。海管置換工況，用水源井水作置換水，當(dāng)水源井躺井時(shí)用海水置換，2臺(tái)水源井摻水泵兼作海管置換泵，同時(shí)運(yùn)行。

由于該管道投產(chǎn)前期氣液比較大，凝點(diǎn)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(cè)混輸海管輸送量及相關(guān)參數(shù)（見(jiàn)表1），該海管自投產(chǎn)開(kāi)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(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)

該平臺(tái)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(yùn)行穩(wěn)定。

2 先導(dǎo)性試驗(yàn)理論研究

2.1 綜合油樣化驗(yàn)分析

平臺(tái)生產(chǎn)流程運(yùn)行穩(wěn)定后進(jìn)行綜合油樣化驗(yàn)分析，根據(jù)原油性質(zhì)（見(jiàn)表2），該原油油樣含蠟量17.6%，凝點(diǎn)24 ℃，為確保海管安全穩(wěn)定運(yùn)行海管出口溫度不低于原油凝點(diǎn)以上3 ℃，而目前日摻水量1 200 m3時(shí)，海管出口溫度為45 ℃，高于原油凝點(diǎn)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(jì)算

為現(xiàn)場(chǎng)編寫降低摻水量測(cè)試方案提供理論依據(jù)，明確海管安全穩(wěn)定運(yùn)行的邊界條件，避免對(duì)海管的運(yùn)行帶來(lái)不利的影響，需重新進(jìn)行理論分析。為了確保海管的安全穩(wěn)定運(yùn)行，需同時(shí)滿足海管出口溫度不低于原油凝點(diǎn)以上3 ℃，以及出口安全停輸時(shí)間不小于2 h為原則。根據(jù)蘇霍夫（Sukhov）溫降公式進(jìn)行計(jì)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(jì)算[3，4]。

式中：T1、T2-管道起點(diǎn)、終點(diǎn)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(zhǎng)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(jìn)行計(jì)算，計(jì)算發(fā)現(xiàn)當(dāng)摻水量為0 時(shí)海管出口溫度為24 ℃滿足海管安全運(yùn)行的條件，為了確保試驗(yàn)的安全性，考慮逐步降低摻水量的方式進(jìn)行，密切關(guān)注海管運(yùn)行參數(shù)并做好應(yīng)急措施，海管出口溫度與日摻水量關(guān)系曲線（見(jiàn)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(diǎn)

為了進(jìn)一步提高降低摻水試驗(yàn)的安全性，對(duì)該油田綜合油樣進(jìn)行取樣分析不同水含量的原油乳狀液黏度，明確反相點(diǎn)，確保海管安全穩(wěn)定運(yùn)行。含水原油乳狀液黏溫曲線（見(jiàn)圖2），該平臺(tái)原油在30～40 ℃時(shí)的反相點(diǎn)為80%，根據(jù)目前產(chǎn)量計(jì)算摻水量達(dá)到3 200 m3/d時(shí)才能達(dá)到反相點(diǎn)，因此本次試驗(yàn)日摻水量從700 m3逐步下調(diào)均不在乳化反相點(diǎn)區(qū)間[2]。

圖2 含水原油乳狀液黏溫曲線

3 先導(dǎo)性試驗(yàn)

3.1 先導(dǎo)性試驗(yàn)總體思路

為確保海管安全穩(wěn)定運(yùn)行，先導(dǎo)性試驗(yàn)采取對(duì)摻水量階段性逐步下調(diào)，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，對(duì)理論數(shù)據(jù)進(jìn)行進(jìn)一步驗(yàn)證，每階段運(yùn)行都要大于24 h 進(jìn)行觀察，現(xiàn)場(chǎng)做好對(duì)海床溫度、海管進(jìn)出口壓力、溫度、運(yùn)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(jiàn)表3），出現(xiàn)問(wèn)題及時(shí)終止試驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)對(duì)生產(chǎn)流程及時(shí)調(diào)整。當(dāng)海管出口端溫度降至27 ℃（原油凝點(diǎn)24 ℃）時(shí)，或者海管壓差不斷升高，進(jìn)一步驗(yàn)證四個(gè)現(xiàn)場(chǎng)擬定的預(yù)控措施實(shí)際效果[5]：

表3 油井單井產(chǎn)量及化驗(yàn)數(shù)據(jù)

（1）注入防蠟劑、抑制原油析蠟，在海管出口取樣進(jìn)行化驗(yàn)分析；

（2）將高產(chǎn)液量油井導(dǎo)入計(jì)量系統(tǒng)，通過(guò)計(jì)量加熱器對(duì)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(duì)高凝點(diǎn)油井進(jìn)行控產(chǎn)。

現(xiàn)場(chǎng)所有預(yù)控措施均已實(shí)施，但海管入口壓力仍持續(xù)上漲，當(dāng)海管入口壓力上升至2 600 kPa（海管壓力入口壓力高報(bào)值，海管壓力高高值為2 950 kPa），現(xiàn)場(chǎng)停止試驗(yàn)，恢復(fù)正常摻水作業(yè)，當(dāng)海管運(yùn)行參數(shù)恢復(fù)正常后，進(jìn)行通球作業(yè)，確認(rèn)海管結(jié)蠟情況。

3.2 先導(dǎo)性試驗(yàn)實(shí)施步驟

目前現(xiàn)場(chǎng)單元已經(jīng)進(jìn)入冬季管理，海床溫度在-1 ℃左右，在此環(huán)境下試驗(yàn)采取數(shù)據(jù)更為具有參考價(jià)值，在試驗(yàn)前上下游平臺(tái)需要做好充分準(zhǔn)備，包括防蠟劑、降黏劑的藥劑儲(chǔ)備，藥劑注入流程檢查確認(rèn)，現(xiàn)場(chǎng)操作及管理人員需要熟悉本次試驗(yàn)的目的、操作步驟、應(yīng)急預(yù)控措施，應(yīng)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(yùn)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(yùn)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(yùn)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(yùn)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(yùn)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(yùn)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(yàn)驗(yàn)證結(jié)束后，恢復(fù)摻水作業(yè)，進(jìn)行海管升溫，當(dāng)海管運(yùn)行參數(shù)恢復(fù)正常后，進(jìn)行通球作業(yè)，確認(rèn)海管結(jié)蠟情況。

3.3 先導(dǎo)性試驗(yàn)注意事項(xiàng)

如果試驗(yàn)步驟在（1）至（6）步過(guò)程中，海管壓差呈逐步上升趨勢(shì)，現(xiàn)場(chǎng)逐步開(kāi)展如下4 項(xiàng)預(yù)控措施，觀察效果，如海管入口壓力上升至2 600 kPa 及時(shí)終止試驗(yàn)恢復(fù)摻水，確保海管正常運(yùn)行：

（1）注入防蠟劑、抑制原油析蠟，在海管出口取樣進(jìn)行化驗(yàn)分析；

（2）將高產(chǎn)液油井導(dǎo)入計(jì)量系統(tǒng)，通過(guò)計(jì)量加熱器對(duì)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(duì)高凝點(diǎn)油井進(jìn)行控產(chǎn)。

3.4 理論數(shù)據(jù)與試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比分析

海管試驗(yàn)出口溫度與計(jì)算值對(duì)比曲線（見(jiàn)圖3），試驗(yàn)的實(shí)際數(shù)據(jù)要高于理論計(jì)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(diǎn)10 ℃，滿足現(xiàn)場(chǎng)需求，在水源井或摻水系統(tǒng)故障無(wú)法摻水運(yùn)輸?shù)膽?yīng)急工況下，該海管可以安全穩(wěn)定運(yùn)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(guò)理論數(shù)據(jù)與試驗(yàn)數(shù)據(jù)的對(duì)比分析來(lái)看，理論計(jì)算數(shù)據(jù)與試驗(yàn)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(xì)的試驗(yàn)計(jì)劃及應(yīng)對(duì)措施，確保在海管的安全穩(wěn)定前提下開(kāi)展先導(dǎo)性試驗(yàn)，確定該海管在摻水系統(tǒng)故障的工況下，現(xiàn)場(chǎng)仍然能夠繼續(xù)運(yùn)行，有效避免被動(dòng)停產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)，為該油田應(yīng)急管理提升提供了有力數(shù)據(jù)支持，與此同時(shí)當(dāng)摻水量下調(diào)后，有效緩解了中心處理平臺(tái)的污水處理壓力，為油田區(qū)域化綜合管理作出了貢獻(xiàn)，該方法對(duì)其他高凝點(diǎn)原油混輸海管安全管理具有一定的參考意義。