创新便捷式海管凝管风险研判装置研究与应用

郭海平

中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300100

海上采油平台在实际生产运输中，混输原油管道的安全停输时间计算，油田非计划关停导致海管发生凝管可能性分析以及海上管道降凝剂使用分析等多方面工作均需要进行原油凝点测定。根据行业标准，原油凝点测定通常将油样冷却至比预期凝点高8℃，每降低2℃测一次油样流动性。该测量对仪器和油样要求较高，控制温度的方式与速度必须精确，因此很难在海上完成自主测量。创新便捷式海管凝管风险研判装置，有助于便捷高效完成测试，降低海上石油生产风险。

1 创新便捷式海管凝管风险研判装置的研究

1.1 海上油田原油凝点测定现状

目前大多数海上油田不具备原油凝点测定设备。如果油井内原油组分发生变化，油田很难及时准确地判定原油凝点，需要将原油样品送至陆地专业机构完成测定，测定周期为半年一次，或者原油组分变化较大时加测。原油样品为危险化学品，返港困难，需要定期更新和提前申报。原油凝点测定时效性较差，也容易受到运输资源限制。如果出现因运输受阻无法测定的问题，测定周期更久，给样品测定带来更多困扰。

1.2 创新便捷式海管凝管风险研判装置内容

采用半导体制冷片，用冷端接触金属罐，冷却罐内液体，冷却后的液体近一步对试管内原油混合液进行冷却，精准控制冷却温度，测得原油混合液最低流动温度。该装置可以解决原油凝点测定困难、测定周期长、时效差等问题，根据测定结果可以考虑是否加注降凝剂。油水混合液分离出的原油也可以采用此简便原油凝点测定装置进行测定，测定结果可以作为该样品原油凝点的参考。装置测量的原油混合液温度控制在-11℃-36℃，可满足我国大部分海洋地区的油田使用。装置便携、体积小、成本低、降温效率高、操作便捷，易于快速培训采油平台员工掌握。

1.3 半导体制冷片海管凝管风险研判装置组成

该装置由半导体制冷片、塔式换热器、散热风扇、金属罐体、测试试管、温度计、温控器、隔热材料和12V直流电源组成。如图1所示。

图1 创新便捷式海管凝管风险研判装置基本组成

图2 创新便捷式海管凝管风险研判装置设备及原理

图3 渤海某油田混输海管凝管风险研判实验过程

图4 渤海某天然气海管反向输送原油作业时原油凝点测定过程

图5 渤海某油田新增调整井原油凝点测定过程

图6 创新便捷式海管凝管风险研判装置测温范围实验

半导体制冷片，也被称作热电制冷片，是一种热泵，不设有滑动部件，可以应用在空间受限、可靠性要求较高、无制冷剂影响的场合。半导体制冷片作为热传递工具，其原理为帕尔贴原理。主流电流驱动设备运转，当N型半导体材料与P型半导体材料联结构成的热电偶对中有电流通过，则两端产生热量转移，形成温差，产生冷热端。冷热端达到一定温差，也就是两种热传递的量相等，可达到一个平衡点，正逆向热传递彼此抵消。冷热端温度不再继续发生变化。可以通过散热方式降低热端温度来达到更低温度[1]。

1.4 半导体制冷片海管凝管风险研判装置原理

利用半导体制冷片的制冷原理，半导体制冷片的热端通过四铜管塔式换热器和风扇进行散热，冷端与金属罐直接接触，对罐内液体进行冷却降温，进而液体对试管内的原油混合液进行冷却，试管内有电子温度计与温控器相连，可实现试管内液体温度精准控制，罐内也有一个温度计，可与试管内温度计进行参考对比，防止原油温降过快，内外制冷不均匀，造成测量结果误差，此外在罐体和冷热点接触处做好保温、隔热措施，确保能量损失最少[2]。操作人员通过持续的降温、取出试管、倾斜观察液体流动情况，即可测出混合液最低流动温度。

1.5 装置的可行性及准确性评估

利用该装置对某油田两口新增调整井的油样进行流动性测试。从两口油井提取的油样含水量均为0，因此测试结果可以与陆上检测中心的凝点数据直接对比，验证装置的检测准确性。

将油样注入试管，进行制冷，每次降温1℃，等到试管内的液体温度和冷却液温度趋于一致稳定，倾斜试管，观察油样流动性，多次重复，找出最低流动温度。测得油样在10℃处无流动性。陆地检测中心于6个月之前取样测试的结果为7℃，偏差为+3℃，偏差来源于两次取样时间间隔较长。并且验证了该装置测量油样流动性最低温度是可行的，根据测试出的温度可以研判海管凝管风险，为是否加注降凝剂提供检测数据支持。

2 创新便捷式海管凝管风险研判装置的应用

2.1 渤海某油田多条混输海管凝管风险研判

将该装置应用在渤海某油田的海管凝管风险研判工作中。该油田辖下四座平台，其中WHPA平台和PAPD平台由栈桥相连，两座井口平台WHPB和WHPC，共六条海管，其中三条为混输海管，利用该装置进行实验，并进行风险研判，其实验数据如下：

从实验结果可以看出，WHPA平台至下游PAPD平台混输海管原油油样18℃流动性开始变差，15℃时油样凝固，可倒置试管，表明该海管处于低于15℃环境下存在凝管风险。WHPC平台至PAPD平台混输海管原油油样22℃流动性开始变差，17℃时油样凝固，可倒置试管，表明该海管处于低于17℃环境下存在凝管风险。

综合以上数据，与应急预案中的数据进行对比和当前实际工况相差较小。利用本装置进行海管凝管风险研判是可行且准确的，方便海上平台现场随时进行海管凝管风险研判，提前做出应急措施，对应急预案进行完善升级。

2.2 渤海某天然气海管反向输送原油作业中降凝剂是否加注分析研判

2022年9月至2023年4月，该装置成功应用于渤海某天然气海管反向输送原油作业，由于为单层不保温海管输送，且跨越整个寒冬，面临着温降、时长、设备等多重考验，为了降低运行过程中凝管风险，上游某油田需每日按推荐浓度1200ppm加注降凝剂，对应每天应加注2280L，以确保管输的最低温度高于原油凝固点以上3℃。

通过该装置，生产人员每日对反输海管原油进行流动性测试，随时掌握原油凝点，有计划调整生产流程，并逐步下调降凝剂注入浓度，成功实现在不添加降凝剂的工况下，下游接收端物流温度依然原高于凝点近30℃，最终成功取消降凝剂加注，本次反输作业预计持续288天，则可在反输期间节约药剂费用约906万元。

2.3 渤海某油田新增调整井原油凝点定期自主测量

2022年4月，该装置成功在渤海某油田新增5口调整井原油凝点测定中，从实验数据结果可以看出，装置测得C6H井在10℃时无流动性，与实验中心2021年10月取样测试的结果7℃相近，偏差+3℃；装置测得C7H井在14℃时无流动性，与实验中心2021年10月取样测试的结果12℃相近，偏差+2℃，分析偏差来源一方面是由于两次取样间隔较长（6个月），另一方面本装置并非凝点测量专业设备，测量结果可做凝点参考数据，故偏差均在可接受合理范围内，同时也验证了利用该装置测量原油凝点的可行性，进而根据测试出的温度进行研判海管凝管风险以及作为降凝剂是否需要加注的理论依据。

由于设备操作简便易学，生产人员可定期对各油井原油凝点进行测量，可及时发现油井产出变化，有利于油井动态分析，有利于加强油井管理，节约原油凝点检测费用1.2万元。

2.4 设备操作简单，测温范围广，可在渤海油田推广使用

本装置利用半导体制冷片进行制冷，通过两次换热实现对测试原油混合液进行冷却，利用温度计和温控器实现温度精准控制，可测得原油混合液的最低流动温度，成功解决海上油田原油凝点测定困难、测试周期长，无法及时研判海管凝管风险的痛点，设备操作简单、便携、易于平台人员掌握，原油混合液测温范围-11℃-32℃，可适用于绝大多数渤海油田，可推广性强。

3 创新便捷式海管凝管风险研判装置推广及应用前景

本装置利用半导体制冷片进行制冷，通过两次换热实现对测试原油混合液进行冷却，利用温度计和温控器实现温度精准控制，可测得原油混合液的最低流动温度，成功解决海上油田原油凝点测定困难、测试周期长，无法及时研判海管凝管风险的痛点，具有广泛的推广价值和应用前景：

1）可随时测定海管内原油凝点，作为海管凝管风险研判依据。

2）测定结果可作为海管是否需加注降凝剂的分析依据，节约药剂使用成本。

3）通过自主定期检测混输液流动性变化，可及时发现油井产出变化，有利于油井动态分析，有利于加强油井管理。

4）可初步测量各油井原油凝点，为油田生产提供数据支持。

5）减少原油返回陆地进行机构凝点测定频次，节省检测费用及船舶费用。

6）设备操作简单、便携、易于平台人员掌握，原油混合液测温范围-11℃-32℃，可适用于绝大多数渤海油田，可推广性强。

4 结束语

当前海上石油平台稳定安全生产，离不开各类检测手段的支持。为了减小海管凝管风险，确保海上平台生产运行安全稳定，须定期进行海管凝管风险研判。但是当前广泛采用的陆上检测方式，时效性差，难以满足海上平台实时检测需求。[3]本装置的研究和应用直击生产一线问题本质，运用新思路、新方法，成功利用半导体制冷片制冷原理，实现原油凝点测定，成功解决海上油田原油凝点测定困难、测试周期长，无法及时研判海管凝管风险的痛点，同时测定结果可作为是否需加注降凝剂的分析依据。此外，还可通过将油水分离实现原油凝点的测定，便于海上油井动态分析，一举三得，功能显著，

可广泛应用于海上石油平台海管凝管风险研判工作中，具有广泛的推广价值和应用前景。