冀光峰，侯辰光，把全龙，林洞峰，郭 金，陈 希

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津300450)

1 研究背景

渤海某油田开发化镇组明下段与馆陶组原油：明下段地面原油为重质油，具有密度高、粘度高、含硫量低、胶质沥青质含量高、含蜡量中偏高、凝固点高等特点；馆陶组地面原油为超重质油，具有密度高、粘度高、含硫量低、胶质沥青质含量高、含蜡量中偏高、凝固点高等特点。原油物性如表1所示，采用蒸汽吞吐的开采方式进行开发。

表1 该油田原油物性 Tab.1 Physical properties of crude oil in oilfield

2 外输方式选择

该油田原油属于特稠油范畴，其在低温下粘度较大。因此该油田井口平台至接收端中心平台的混输管道采用双层保温管结构，埋深1.5m，保温层采用聚氨酯泡沫材料，保温层厚度50mm，管道总传热系数按0.85W/(m2·K)考虑，粗糙度按0.05mm考虑。国内外高粘原油最为常用的输送方式为加热输送和掺稀输送，基于该油田原油物性，分别对这2种输送方式进行水力和热力计算，选择适合于本项目高粘原油的输送方式。

2.1 加热输送

根据采油工艺提供参数，井口物流的平均温度为70℃，这里选取70、75、80、85℃ 4个点，以2022年该油田至接收端中心平台的混输海管为例，计算在不同温度下的输送情况，计算结果如表2所示。

表2 混输海管不同输送温度下输送情况 Tab.2 Transportation condition of mixed transportation submarine pipeline under different transportation temperatures

从表2可以看出：管道入口温度提高后，管道入口压力有所下降，但当入口温度高于75℃再提高温度时，压降的降低幅度有限，且入口温度较高，热负荷较大。即使选择85℃外输，管道压降仍然较大，特别是一旦停输后，管道再启动压力大，对后续的再启动带来风险。……