提高高凝點原油混輸海管抗風險能力研究

張 潮，李云鵬

（中海石油（中國）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發生產，高含蠟、高凝點的原油輸送海管，為防止海管出現析蠟凝管的風險，行業標準要求確保海管出口溫度高于原油凝點3 ℃以上運行，同時保障出口安全停輸時間在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，而高含蠟原油凝點在20 ℃以上，因此高凝點原油輸送海管特別在冬季面臨著巨大的挑戰[1]。為了提升海上油田應急管理水平，降低產量損失，開展在摻水系統故障或者水源井故障的工況下，進行海管安全運行的可行性研究。本文先通過理論數據分析，明確可行性方案，制定詳細的先導性試驗方案，通過現場實際運行數據與理論數據相結合，為應急工況下海管運行方案提供數據支持和應對措施，從而進一步增強高凝點原油混輸海管的抗風險能力。

1 油田概況

1.1 生產流程介紹

渤海油田在遼東灣海域新建1 座4 腿井口平臺，無油氣處理設施。井口物流經生產管匯匯合后，利用井口壓力通過新建的304.8 mm 油氣水混輸海底管道輸送至中心平臺處理。單井物流經計量管匯進入計量加熱器加熱后，送入計量分離器計量，計量后物流匯入平臺主管線外輸。平臺設水源井摻水泵2 臺，水源井水經摻水泵增壓后送至海管與井口物流混合，進行摻水外輸以提高海管輸送溫度，保障流動性。海管置換工況，用水源井水作置換水，當水源井躺井時用海水置換，2臺水源井摻水泵兼作海管置換泵，同時運行。……