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。
一、创新便捷式海管凝管风险研判装置
（一）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。
（二）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。
（三）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。
半导体制冷片的热端通过四条铜管组成的塔式换热器和风扇进行散热，冷端与金属罐接触，冷却管内液体，进而冷却试管内的油样。试管内放置温度计，温度计连接温控器，精准控制试管内液体温度。金属罐内也设有一个温度计，可以实时与油样温度进行对比。金属罐体和制冷片接触的位置做好保温隔热措施，减少能量损耗[1]。操作人员通过控温，取出试管观察液体流动情况，就能够测得油样最低流动温度。
（四）半导体制冷片海管凝管风险研判装置原理
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[2]。
（五）装置的可行性及准确性评估
利用该装置对两口油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2℃，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7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。
二、创新便捷式海管凝管风险研判装置的应用
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，其中平台WHPA和平台PAPD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。
利用该创新便捷式海管凝管装置进行风险研判。从实验结果可以看出，WHPA平台至下游D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。WHPB平台至WHPA平台的混输海管，综合含水率达到93%，大部分为水分，实验过程将温度降低到1℃，混合液流动性良好，此海管不存在凝管风险。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。
该装置初步研发成功，可以作为创新便捷式海管凝管风险研判装置实现预期功能。未来研发及应用需要对设备及使用规范进行持续升级优化。冷却液进行换型优化，进一步提升设备测量的范围。对半导体制冷片进行换型优化，提高制冷功率。对温控器进行升级，让温度设定更加简便易行。对12V直流电源记性优化改性，避免安全隐患。增加设备操作开关，完善保温措施，确保制冷效果[3]。
结语：当前海上石油平台稳定高效生产，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。本研究以半导体制冷片为核心研发了海管凝管风险研判装置，检测结果较为准确，实时性强，可以为原油凝点检测提供数据参考，可广泛应用于海上石油平台海管凝管风险研判工作中。
参考文献：
[1]吴二亮,吴俊杰,董小辉.深水凝析气田开采段塞流控制方案研究[J].化工管理,2022(10):165-168.
[2]张潮,李云鹏.提高高凝点原油混输海管抗风险能力研究[J].石油化工应用,2022,41(02):60-64.
[3]张文欣.高黏原油海底管道停输流动安全保障研究[J].石油和化工设备,2020,23(05):25-28+24.