海底管道清管装置排液流程改造实践

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452）

摘  要：海上油田各平台间靠海底管线进行物流输送，根据海底管道完整性管理要求[1]，需定期开展海管清管作业，然而针对低含水稠油管线清管时，清管装置排液效率低，对清管时效造成影响。为提高海底管线清管效率[2]，通过在海管清管装置处增设固定排放流程和转液流程，在对清管装置内液体排放时，只需直接操作阀门并启动隔膜泵即可实现介质的转排，由于整个流程近似于闭式排放，即安全又高效。此项改造措施简单易操作，施工成本低，具有良好的推广应用价值。

关键词：海底管道；清管作业；清管装置；排放管线；流程改造

某海上自营油田，主要包括19座平台、1座终端处理厂、26条海底管道、13条海底电缆等设施，其中A中心平台需开展所辖16条海管的清管任务，仅2020年全年开展清管作业181次，清管任务繁重。A平台各海管清管装置均在下下甲板，无法通过现有流程对清管装置内液体直接排放至开排系统，影响作业效率，且存在安全环保隐患。

为了解决为解决上述问题，笔者与团队进行技术攻关，结合现场流程布置，设计出在海管清管装置处增设固定排放流程和转液流程，清管作业时效大大提高。

1 清管装置排液流程改造原因

1.1 清管装置排液存在的安全环保问题

传统的清管装置排液是依靠人工搬运集油槽至清管装置处，再连接转液泵进出口管线流程，通过隔膜泵将排放至集油槽内的液体转至地漏进入开排系统，转液期间需在地漏处安排专人看护。一方面，清管时人员需频繁的连接管线，搬运集油槽、气泵等物料，可能造成人员意外伤害，另一方面，转液依靠软管连接，且跨甲板转液，稍有沟通不畅，即易造成原油飞溅或落海的环保风险。

1.2 清管装置排液对海管清管效率的影响

受限于排放口离甲板位置较低，集油槽容积较小，只允许较小流量排放，排放时间长，导致清管工作时效较低；另外，由于低含水原油流动速度慢，从清管装置排出缓慢，而且对于含水低于30%的原油，隔膜泵的转液效率大大降低，甚至可能造成泵故障。

表1 清管作业环节时长统计

笔者选取5条不同含水原油海管，查阅2020年历次清管清管作业记录，统计出海管清管作业时长，对于整个海管清管时间中，管线连接和清管装置排放耗时占据整个清管时间60%以上，且含水越低，排放时间越长，严重影响清管作业时效。

2 生产流程改造

2.1 流程改造原理

2.1.1 清管装置集液设计和地热水冲洗设计

A中心平台下下甲板各清管装置排放口，最大离地高度为35cm，所在位置空间狭小，无法通过增大集油槽面积的方式增加集油槽的容积，只能采取小流量排放才能保证不发生溢油。新流程模块1设计利用管线将排放口引至深度1.5m的地井，通过法兰连接，避开了排放口离甲板面高度较低的限制，增加高度差，同时利用清管球的闭式流程增压，提高流体压差[3] ，即使将清管装置排放处球阀全开，也不会有溢油的风险。

考虑到管线内原油粘度高、主排放管线较长、流速慢等因素，在主排放管线最远端预留地热水接口，通过原油和地热水混掺，达到稀释介质降低流动阻力[4]的目的，同时将地热水管线连接在清管装置上闲置预留口处，用隔膜泵输送集油槽内排放出的原油时，通过模块2向清管装置和集油槽加入地热水冲洗置换清管装置，并对粘稠原油进行稀释（尤其在冬季气温低时），保证气泵转液顺利进行。

图1 清管装置排放流程模块化设计示意图

2.1.2 流程分区域化布置，满足10组清管装置排液

 A平台下下甲板北侧布置有6台清管装置及1个地井，西南侧布置有4台清管装置及1个地井，根据各自与地井的相对位置，从最远端清管装置排放口处，布置两根主排放管线至对应地井，在主管线与其它清管装置相临处增加带法兰三通，并连接至排放口，即可实现所有清管装置排放需求。设计出输送排放介质及地热水的两种流程模块，其中6组连接至进入北侧地井的主管线，4组连接至进入西南侧地井的主管线，并在两个地井处分别固定布置一台隔膜泵，出口与平台开排系统流程连接。

图2 清管装置排放流程设计示意图

2.1.3  流程管线集中模块化设计

收发球作业时，将介质排放到自制的集油槽内，受限于清管装置流程走向和空间布置，需要制作出不同尺寸的集油槽才能满足作业的需要，设计利用甲板上的两个地井，优化管线走向设计，通过对排放管线模块化设计后，集中布置气管线、地热水源管线、排放管线固定，实现了不同位置清管装置的排放需求，减少了不同尺寸集油槽的使用，使用时只需要打开相关阀门即可实现转液需求，避免了人工搬运。

2.2 流程改造效果

改造完成后，4月20日在开展G平台至A平台原油海管清管作业中，验证北侧排放流程使用效果。结果显示，对该收球装置排放时，可以将排放阀门全开，达到最大排放流量，介质排放时间由之前的30min缩短至9min，作业人员由4人减至2人。

随后，陆续开展了其它海管的清管作业，通过多次清管作业对新排放流程进行的验证使用，累计开展20多次，发现对于低含水的清管装置排液效率提升明显，新改造流程达到了设计预期效果。

表2 新流程实施前后作业数据

基于A中心平台的成功应用，笔者与团队又将改造应用与所辖井口D平台的两条天然气海管中，通过实践应用，用地热水对于天然气海管的清管装置进行置换极为便利且安全，在减少作业人员和介质排放时间上取得了明显的效果，效率大大提升。

3 结论

1）为保证海上油田海底管道的有效输送能力，清除海管杂质，完成海底管道完整性管理指标要求，海底管线清管作业成为平台常态化工作，工作任务重、频次高，对海管清管装置安全快速泄压排液，是清管作业的一个重要环节，尤其针对稠油油田，受限于排放口流程，导致排放效率低，极度影响整个清管工作的开展。

2）通过流程改造后，由于整个流程近似于闭式排放，省去了人工搬运集油槽、气泵及管线连接的环节，将清管作业所需人数平均由4人减少至2人，清管装置内液体排放时长大大缩短（根据清管装置尺寸不同，最高缩短时长70%），省时省力，清管作业时效大大提高。

3）该改造方案可在依靠海管输送物流的海上油田中心平台应用，本项目的改造实践不仅仅是应用于低含水稠油管线清管装置，对于天然气管线清管装置的置换也有很好的效果，不但节省了大量人工时，同时减少集油槽和软管数量使用，避免了人工搬运出现意外伤害的风险，即安全又高效，具有广泛的推广应用价值。

参考文献

[1] 李希明. 海管完整性及风险管理技术介绍[J]. 科技风. 2017(24)

[2] 邹航宇.输油管道清管作业标准化管理与探讨[J].石油石化节能. 2021,11（08）

[3] 郭斌，蒋达国. 液体压强与流速关系演示实验的改进[J].湖南中学物理,2021,36(01).

[4] 高海港，蒋尔梁，王煦，魏登峰. 温度及剪切速率对延长原油粘度的影响规律研究[J].广州化工. 2009,37(04)

第一作者简介：张庆晓（1987- ）：男，汉族，山东烟台人，毕业于中国石油大学（华东），研究方向：油气田开发和开采相关工作。 

　　来源：化学工程与装备 - 官方网站 - 创刊于1972   2022年第12期   在线投稿  >>