张 潮，李云鹏

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

海底管道作为海上油气田主要的物流输送渠道，直接影响着油田的正常开发生产，高含蜡、高凝点的原油输送海管，为防止海管出现析蜡凝管的风险，行业标准要求确保海管出口温度高于原油凝点3 ℃以上运行，同时保障出口安全停输时间在2 h 以上，渤海油田全年气温在-18～37.8 ℃，海底温度为-1.4～25.6 ℃，温差变化较大，而高含蜡原油凝点在20 ℃以上，因此高凝点原油输送海管特别在冬季面临着巨大的挑战[1]。为了提升海上油田应急管理水平，降低产量损失，开展在掺水系统故障或者水源井故障的工况下，进行海管安全运行的可行性研究。本文先通过理论数据分析，明确可行性方案，制定详细的先导性试验方案，通过现场实际运行数据与理论数据相结合，为应急工况下海管运行方案提供数据支持和应对措施，从而进一步增强高凝点原油混输海管的抗风险能力。

1 油田概况

1.1 生产流程介绍

渤海油田在辽东湾海域新建1 座4 腿井口平台，无油气处理设施。井口物流经生产管汇汇合后，利用井口压力通过新建的304.8 mm 油气水混输海底管道输送至中心平台处理。单井物流经计量管汇进入计量加热器加热后，送入计量分离器计量，计量后物流汇入平台主管线外输。平台设水源井掺水泵2 台，水源井水经掺水泵增压后送至海管与井口物流混合，进行掺水外输以提高海管输送温度，保障流动性。海管置换工况，用水源井水作置换水，当水源井躺井时用海水置换，2台水源井掺水泵兼作海管置换泵，同时运行。

由于该管道投产前期气液比较大，凝点为24 ℃，高于环境温度，为了保障管道的安全输送，前期需要掺水输送，掺水水源为水源井水，根据配产推测混输海管输送量及相关参数（见表1），该海管自投产开始，截止2031 年结束掺水外输工况。

表1 混输海底管道输量

表1 混输海底管道输量（续表）

1.2 实际运行数据

该平台日产原油807 m3，日产天然气18.5×104m3，水源井日掺水1 200 m3，海管入口压力2 090 kPa，入口温度47 ℃、出口压力1 900 kPa、出口温度45 ℃海管运行稳定。

2 先导性试验理论研究

2.1 综合油样化验分析

平台生产流程运行稳定后进行综合油样化验分析，根据原油性质（见表2），该原油油样含蜡量17.6%，凝点24 ℃，为确保海管安全稳定运行海管出口温度不低于原油凝点以上3 ℃，而目前日掺水量1 200 m3时，海管出口温度为45 ℃，高于原油凝点温度21 ℃，因此得出掺水量下调优化空间较大。

表2 原油性质

2.2 海管温降计算

为现场编写降低掺水量测试方案提供理论依据，明确海管安全稳定运行的边界条件，避免对海管的运行带来不利的影响，需重新进行理论分析。为了确保海管的安全稳定运行，需同时满足海管出口温度不低于原油凝点以上3 ℃，以及出口安全停输时间不小于2 h为原则。根据苏霍夫（Sukhov）温降公式进行计算在不同掺水量下海管出口温度，其中公式中管外环境温度按照海床全年最低温度-1.4 ℃计算[3，4]。

式中：T1、T2-管道起点、终点温度，℃；T0-管外环境温度（埋地管道取管道中心埋深处地温），℃；D-管道外径，m；L-管道长度，m；Gm-原油质量流量，kg/s；C-原油热容，J/（kg·℃）；K-管道的总传热系数，W/（m2·K）。

根据苏霍夫（Sukhov）温降公式在产量不变，海床温度在-1.4 ℃工况下进行计算，计算发现当掺水量为0 时海管出口温度为24 ℃满足海管安全运行的条件，为了确保试验的安全性，考虑逐步降低掺水量的方式进行，密切关注海管运行参数并做好应急措施，海管出口温度与日掺水量关系曲线（见图1），可将掺水量由1 200 m3/d 直接降至700 m3/d。

图1 海管出口温度与日掺水量关系曲线

2.3 油水乳化液的反相点

为了进一步提高降低掺水试验的安全性，对该油田综合油样进行取样分析不同水含量的原油乳状液黏度，明确反相点，确保海管安全稳定运行。含水原油乳状液黏温曲线（见图2），该平台原油在30～40 ℃时的反相点为80%，根据目前产量计算掺水量达到3 200 m3/d时才能达到反相点，因此本次试验日掺水量从700 m3逐步下调均不在乳化反相点区间[2]。

图2 含水原油乳状液黏温曲线

3 先导性试验

3.1 先导性试验总体思路

为确保海管安全稳定运行，先导性试验采取对掺水量阶段性逐步下调，通过现场实际运行数据，对理论数据进行进一步验证，每阶段运行都要大于24 h 进行观察，现场做好对海床温度、海管进出口压力、温度、运行压差、输送原油、天然气、生产水等数据的采集工作（见表3），出现问题及时终止试验，现场对生产流程及时调整。当海管出口端温度降至27 ℃（原油凝点24 ℃）时，或者海管压差不断升高，进一步验证四个现场拟定的预控措施实际效果[5]：

表3 油井单井产量及化验数据

（1）注入防蜡剂、抑制原油析蜡，在海管出口取样进行化验分析；

（2）将高产液量油井导入计量系统，通过计量加热器对产液升温，观察海管温度的提温效果；

（3）在海管入口端注入降黏剂，观察海管压差的变化情况；

（4）对高凝点油井进行控产。

现场所有预控措施均已实施，但海管入口压力仍持续上涨，当海管入口压力上升至2 600 kPa（海管压力入口压力高报值，海管压力高高值为2 950 kPa），现场停止试验，恢复正常掺水作业，当海管运行参数恢复正常后，进行通球作业，确认海管结蜡情况。

3.2 先导性试验实施步骤

目前现场单元已经进入冬季管理，海床温度在-1 ℃左右，在此环境下试验采取数据更为具有参考价值，在试验前上下游平台需要做好充分准备，包括防蜡剂、降黏剂的药剂储备，药剂注入流程检查确认，现场操作及管理人员需要熟悉本次试验的目的、操作步骤、应急预控措施，应急处理等工作。

（1）日掺水量由目前的1 200 m3，降至700 m3，稳定运行24 h；

（2）在确保海管安全稳定的前提下，将日掺水量由700 m3降至500 m3，稳定运行24 h；

（3）在确保海管安全稳定的前提下，将日掺水量由500 m3降至300 m3，稳定运行24 h；

（4）在确保海管安全稳定的前提下，将日掺水量由300 m3降至200 m3，稳定运行24 h；

（5）在确保海管安全稳定的前提下，将日掺水量由200 m3降至100 m3，稳定运行24 h；

（6）在确保海管安全稳定的前提下，将日掺水量由100 m3降至0 m3，稳定运行24 h，密切关注海管入口压力及出口温度变化情况；

（7）在海管试验验证结束后，恢复掺水作业，进行海管升温，当海管运行参数恢复正常后，进行通球作业，确认海管结蜡情况。

3.3 先导性试验注意事项

如果试验步骤在（1）至（6）步过程中，海管压差呈逐步上升趋势，现场逐步开展如下4 项预控措施，观察效果，如海管入口压力上升至2 600 kPa 及时终止试验恢复掺水，确保海管正常运行：

（1）注入防蜡剂、抑制原油析蜡，在海管出口取样进行化验分析；

（2）将高产液油井导入计量系统，通过计量加热器对产液升温，观察海管温度的变化；

（3）在海管入口端注入降黏剂，观察海管压差的变化情况；

（4）对高凝点油井进行控产。

3.4 理论数据与试验数据对比分析

海管试验出口温度与计算值对比曲线（见图3），试验的实际数据要高于理论计算数据，其线性关系基本吻合，在不掺水的情况下，出口温度为34 ℃高于综合原油凝点10 ℃，满足现场需求，在水源井或掺水系统故障无法掺水运输的应急工况下，该海管可以安全稳定运行。

图3 海管出口温度与日掺水量关系曲线

4 结论

通过理论数据与试验数据的对比分析来看，理论计算数据与试验数据基本吻合，本文是以理论数据为依据，制定详细的试验计划及应对措施，确保在海管的安全稳定前提下开展先导性试验，确定该海管在掺水系统故障的工况下，现场仍然能够继续运行，有效避免被动停产的风险，为该油田应急管理提升提供了有力数据支持，与此同时当掺水量下调后，有效缓解了中心处理平台的污水处理压力，为油田区域化综合管理作出了贡献，该方法对其他高凝点原油混输海管安全管理具有一定的参考意义。