創新便捷式海管凝管風險研判裝置研究與應用

郭海平

中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300100

海上采油平臺在實際生產運輸中，混輸原油管道的安全停輸時間計算，油田非計劃關停導致海管發生凝管可能性分析以及海上管道降凝劑使用分析等多方面工作均需要進行原油凝點測定。根據行業標準，原油凝點測定通常將油樣冷卻至比預期凝點高8℃，每降低2℃測一次油樣流動性。該測量對儀器和油樣要求較高，控制溫度的方式與速度必須精確，因此很難在海上完成自主測量。創新便捷式海管凝管風險研判裝置，有助于便捷高效完成測試，降低海上石油生產風險。

1 創新便捷式海管凝管風險研判裝置的研究

1.1 海上油田原油凝點測定現狀

目前大多數海上油田不具備原油凝點測定設備。如果油井內原油組分發生變化，油田很難及時準確地判定原油凝點，需要將原油樣品送至陸地專業機構完成測定，測定周期為半年一次，或者原油組分變化較大時加測。原油樣品為危險化學品，返港困難，需要定期更新和提前申報。原油凝點測定時效性較差，也容易受到運輸資源限制。如果出現因運輸受阻無法測定的問題，測定周期更久，給樣品測定帶來更多困擾。

1.2 創新便捷式海管凝管風險研判裝置內容

采用半導體制冷片，用冷端接觸金屬罐，冷卻罐內液體，冷卻后的液體近一步對試管內原油混合液進行冷卻，精準控制冷卻溫度，測得原油混合液最低流動溫度。該裝置可以解決原油凝點測定困難、測定周期長、時效差等問題，根據測定結果可以考慮是否加注降凝劑。油水混合液分離出的原油也可以采用此簡便原油凝點測定裝置進行測定，測定結果可以作為該樣品原油凝點的參考。裝置測量的原油混合液溫度控制在-11℃-36℃，可滿足我國大部分海洋地區的油田使用。裝置便攜、體積小、成本低、降溫效率高、操作便捷，易于快速培訓采油平臺員工掌握。

1.3 半導體制冷片海管凝管風險研判裝置組成

該裝置由半導體制冷片、塔式換熱器、散熱風扇、金屬罐體、測試試管、溫度計、溫控器、隔熱材料和12V直流電源組成。如圖1所示。

圖1 創新便捷式海管凝管風險研判裝置基本組成

圖2 創新便捷式海管凝管風險研判裝置設備及原理

圖3 渤海某油田混輸海管凝管風險研判實驗過程

圖4 渤海某天然氣海管反向輸送原油作業時原油凝點測定過程

圖5 渤海某油田新增調整井原油凝點測定過程

圖6 創新便捷式海管凝管風險研判裝置測溫范圍實驗

半導體制冷片，也被稱作熱電制冷片，是一種熱泵，不設有滑動部件，可以應用在空間受限、可靠性要求較高、無制冷劑影響的場合。半導體制冷片作為熱傳遞工具，其原理為帕爾貼原理。主流電流驅動設備運轉，當N型半導體材料與P型半導體材料聯結構成的熱電偶對中有電流通過，則兩端產生熱量轉移，形成溫差，產生冷熱端。冷熱端達到一定溫差，也就是兩種熱傳遞的量相等，可達到一個平衡點，正逆向熱傳遞彼此抵消。冷熱端溫度不再繼續發生變化?？梢酝ㄟ^散熱方式降低熱端溫度來達到更低溫度[1]。

1.4 半導體制冷片海管凝管風險研判裝置原理

利用半導體制冷片的制冷原理，半導體制冷片的熱端通過四銅管塔式換熱器和風扇進行散熱，冷端與金屬罐直接接觸，對罐內液體進行冷卻降溫，進而液體對試管內的原油混合液進行冷卻，試管內有電子溫度計與溫控器相連，可實現試管內液體溫度精準控制，罐內也有一個溫度計，可與試管內溫度計進行參考對比，防止原油溫降過快，內外制冷不均勻，造成測量結果誤差，此外在罐體和冷熱點接觸處做好保溫、隔熱措施，確保能量損失最少[2]。操作人員通過持續的降溫、取出試管、傾斜觀察液體流動情況，即可測出混合液最低流動溫度。

1.5 裝置的可行性及準確性評估

利用該裝置對某油田兩口新增調整井的油樣進行流動性測試。從兩口油井提取的油樣含水量均為0，因此測試結果可以與陸上檢測中心的凝點數據直接對比，驗證裝置的檢測準確性。

將油樣注入試管，進行制冷，每次降溫1℃，等到試管內的液體溫度和冷卻液溫度趨于一致穩定，傾斜試管，觀察油樣流動性，多次重復，找出最低流動溫度。測得油樣在10℃處無流動性。陸地檢測中心于6個月之前取樣測試的結果為7℃，偏差為+3℃，偏差來源于兩次取樣時間間隔較長。并且驗證了該裝置測量油樣流動性最低溫度是可行的，根據測試出的溫度可以研判海管凝管風險，為是否加注降凝劑提供檢測數據支持。

2 創新便捷式海管凝管風險研判裝置的應用

2.1 渤海某油田多條混輸海管凝管風險研判

將該裝置應用在渤海某油田的海管凝管風險研判工作中。該油田轄下四座平臺，其中WHPA平臺和PAPD平臺由棧橋相連，兩座井口平臺WHPB和WHPC，共六條海管，其中三條為混輸海管，利用該裝置進行實驗，并進行風險研判，其實驗數據如下：

從實驗結果可以看出，WHPA平臺至下游PAPD平臺混輸海管原油油樣18℃流動性開始變差，15℃時油樣凝固，可倒置試管，表明該海管處于低于15℃環境下存在凝管風險。WHPC平臺至PAPD平臺混輸海管原油油樣22℃流動性開始變差，17℃時油樣凝固，可倒置試管，表明該海管處于低于17℃環境下存在凝管風險。

綜合以上數據，與應急預案中的數據進行對比和當前實際工況相差較小。利用本裝置進行海管凝管風險研判是可行且準確的，方便海上平臺現場隨時進行海管凝管風險研判，提前做出應急措施，對應急預案進行完善升級。

2.2 渤海某天然氣海管反向輸送原油作業中降凝劑是否加注分析研判

2022年9月至2023年4月，該裝置成功應用于渤海某天然氣海管反向輸送原油作業，由于為單層不保溫海管輸送，且跨越整個寒冬，面臨著溫降、時長、設備等多重考驗，為了降低運行過程中凝管風險，上游某油田需每日按推薦濃度1200ppm加注降凝劑，對應每天應加注2280L，以確保管輸的最低溫度高于原油凝固點以上3℃。

通過該裝置，生產人員每日對反輸海管原油進行流動性測試，隨時掌握原油凝點，有計劃調整生產流程，并逐步下調降凝劑注入濃度，成功實現在不添加降凝劑的工況下，下游接收端物流溫度依然原高于凝點近30℃，最終成功取消降凝劑加注，本次反輸作業預計持續288天，則可在反輸期間節約藥劑費用約906萬元。

2.3 渤海某油田新增調整井原油凝點定期自主測量

2022年4月，該裝置成功在渤海某油田新增5口調整井原油凝點測定中，從實驗數據結果可以看出，裝置測得C6H井在10℃時無流動性，與實驗中心2021年10月取樣測試的結果7℃相近，偏差+3℃；裝置測得C7H井在14℃時無流動性，與實驗中心2021年10月取樣測試的結果12℃相近，偏差+2℃，分析偏差來源一方面是由于兩次取樣間隔較長（6個月），另一方面本裝置并非凝點測量專業設備，測量結果可做凝點參考數據，故偏差均在可接受合理范圍內，同時也驗證了利用該裝置測量原油凝點的可行性，進而根據測試出的溫度進行研判海管凝管風險以及作為降凝劑是否需要加注的理論依據。

由于設備操作簡便易學，生產人員可定期對各油井原油凝點進行測量，可及時發現油井產出變化，有利于油井動態分析，有利于加強油井管理，節約原油凝點檢測費用1.2萬元。

2.4 設備操作簡單，測溫范圍廣，可在渤海油田推廣使用

本裝置利用半導體制冷片進行制冷，通過兩次換熱實現對測試原油混合液進行冷卻，利用溫度計和溫控器實現溫度精準控制，可測得原油混合液的最低流動溫度，成功解決海上油田原油凝點測定困難、測試周期長，無法及時研判海管凝管風險的痛點，設備操作簡單、便攜、易于平臺人員掌握，原油混合液測溫范圍-11℃-32℃，可適用于絕大多數渤海油田，可推廣性強。

3 創新便捷式海管凝管風險研判裝置推廣及應用前景

本裝置利用半導體制冷片進行制冷，通過兩次換熱實現對測試原油混合液進行冷卻，利用溫度計和溫控器實現溫度精準控制，可測得原油混合液的最低流動溫度，成功解決海上油田原油凝點測定困難、測試周期長，無法及時研判海管凝管風險的痛點，具有廣泛的推廣價值和應用前景：

1）可隨時測定海管內原油凝點，作為海管凝管風險研判依據。

2）測定結果可作為海管是否需加注降凝劑的分析依據，節約藥劑使用成本。

3）通過自主定期檢測混輸液流動性變化，可及時發現油井產出變化，有利于油井動態分析，有利于加強油井管理。

4）可初步測量各油井原油凝點，為油田生產提供數據支持。

5）減少原油返回陸地進行機構凝點測定頻次，節省檢測費用及船舶費用。

6）設備操作簡單、便攜、易于平臺人員掌握，原油混合液測溫范圍-11℃-32℃，可適用于絕大多數渤海油田，可推廣性強。

4 結束語

當前海上石油平臺穩定安全生產，離不開各類檢測手段的支持。為了減小海管凝管風險，確保海上平臺生產運行安全穩定，須定期進行海管凝管風險研判。但是當前廣泛采用的陸上檢測方式，時效性差，難以滿足海上平臺實時檢測需求。[3]本裝置的研究和應用直擊生產一線問題本質，運用新思路、新方法，成功利用半導體制冷片制冷原理，實現原油凝點測定，成功解決海上油田原油凝點測定困難、測試周期長，無法及時研判海管凝管風險的痛點，同時測定結果可作為是否需加注降凝劑的分析依據。此外，還可通過將油水分離實現原油凝點的測定，便于海上油井動態分析，一舉三得，功能顯著，

可廣泛應用于海上石油平臺海管凝管風險研判工作中，具有廣泛的推廣價值和應用前景。