海底管道解堵措施

中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司

海底管道解堵措施

李應(yīng)勇中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司

某海上天然氣管道確定其堵塞物主要為蠟和膠質(zhì)，采取注入柴油方式精確定位堵塞位置，通過(guò)潛水作業(yè)在海底管道上安裝開(kāi)孔管卡，從拖輪上注入清蠟劑，實(shí)現(xiàn)海底管道的分段解堵。用泥漿泵從平臺(tái)2向海底管道擠柴油，控制泥漿泵出口壓力不超過(guò)設(shè)計(jì)壓力2.6MPa，達(dá)到此壓力后從平臺(tái)2給海底管道排氣，如此反復(fù)。確定堵塞起始位置距平臺(tái)2的距離約為8.9 km；確定該海底管道堵塞位置為距離平臺(tái)2大約6.6～8.9 km處。解堵劑主要由四氯乙烯和高分子表面活性劑組成。對(duì)海底管道共安裝5個(gè)開(kāi)孔管卡，注入清蠟劑11m3，共清理出油泥35m3后疏通了海底管道。如要重鋪該海底管道粗略估計(jì)總體費(fèi)用超過(guò)2億元人民幣，本項(xiàng)目花費(fèi)人民幣900萬(wàn)元即成功疏通管道。

海底管道；堵塞位置；清蠟劑；開(kāi)孔管卡；分段解堵

南海某海上平臺(tái)1通過(guò)一條海底管道向另一海上平臺(tái)2提供電力，該海底管道為4″海底輸油管道，建造于1993年，長(zhǎng)度為16 km，設(shè)計(jì)壓力2.6 MPa，設(shè)計(jì)溫度30℃，設(shè)計(jì)壁厚11.1mm，設(shè)計(jì)壽命為15年。該海底管道曾用于輸送原油，受當(dāng)時(shí)生產(chǎn)條件影響，海底管道未經(jīng)徹底清洗，用熱海水掃線至含水達(dá)99.8%，繼續(xù)掃線8 h后停止，然后從平臺(tái)1用天然氣吹掃海水，吹掃1天后恢復(fù)正常輸送天然氣。2008年2月中旬，南海天氣出現(xiàn)歷史性低溫，該海域海床溫度低至15℃，海底管道在排量不變的情況下壓力從1.5MPa上升到2.5MPa，氣量突降，流量計(jì)讀數(shù)從3×104m3/d降至零，海底管道發(fā)生堵塞。天然氣輸送管道堵塞最常見(jiàn)的原因?yàn)闇囟然驂毫ψ兓瘜?dǎo)致水化物的形成，該海底管道為濕氣輸送管道，出現(xiàn)水化物堵塞幾率極大。通過(guò)計(jì)算分析排除海底管道水化物堵塞的可能性，并確定其堵塞物主要為蠟和膠質(zhì)，采取注入柴油方式精確定位堵塞位置，通過(guò)潛水作業(yè)在海底管道上安裝開(kāi)孔管卡，從拖輪上注入清蠟劑，實(shí)現(xiàn)海底管道的分段解堵。

1 堵塞類(lèi)型

海底管道輸送的天然氣采用氣相色譜法分析，并進(jìn)行水合物形成特性分析。在壓力為2.5 MPa時(shí)，水合物形成的溫度為14℃，由于海底管道所在海域的海底溫度為17～26℃，所以海底管道內(nèi)不會(huì)形成水合物，即不會(huì)有水合物的存在。

海底管道所輸送的原油含蠟量為15%，膠質(zhì)含量9.86%，瀝青質(zhì)4.83%，傾點(diǎn)為30℃，屬于高凝原油，且海底管道屬于單層管沒(méi)有保溫層，熱量散失快，溫度下降快，因此原油輸送過(guò)程中吸附了大量的蠟晶、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等，形成一種非致密的海底管道內(nèi)壁吸附層。熱油管道油溫高于析蠟點(diǎn)的區(qū)域，管壁無(wú)結(jié)蠟現(xiàn)象，稱(chēng)為光管段；當(dāng)油溫在析蠟點(diǎn)到析蠟高峰點(diǎn)之間時(shí)，結(jié)蠟厚度逐漸增加形成喇叭口狀的結(jié)蠟區(qū)，稱(chēng)為喇叭口段；當(dāng)油溫低于析蠟高峰點(diǎn)之后，結(jié)蠟厚度逐漸與析蠟高峰點(diǎn)的結(jié)蠟厚度拉平，稱(chēng)為結(jié)蠟后裙段。該海底管道所輸送天然氣為濕氣，天然氣中含有一定量的輕油和水，為了防止海底管道積液，在操作過(guò)程中周期性提高輸送天然氣量。該海底管道在恢復(fù)輸送天然氣之前沒(méi)有進(jìn)行徹底的清洗，所輸送天然氣中輕油對(duì)海底管道內(nèi)壁吸附層緩慢溶解并脫落，因天然氣推動(dòng)而堆積，并受極端低溫天氣影響，導(dǎo)致海底管道堵塞。

2 堵塞位置

為了確定堵塞位置，采用泥漿泵從平臺(tái)2向海底管道擠柴油，控制泥漿泵出口壓力不超過(guò)設(shè)計(jì)壓力2.6MPa，達(dá)到此壓力后從平臺(tái)2給海底管道排氣，如此反復(fù)，總共擠入52m3柴油。海底管道總?cè)莘e為127m3，推算出堵塞終止點(diǎn)位置距離平臺(tái)2約為6.6 km。

采用同樣措施，反復(fù)從平臺(tái)1向海底管道擠柴油和排氣，確定堵塞起始位置距平臺(tái)2的距離約為8.9 km。

由于海底管道內(nèi)部殘留液體和天然氣的量無(wú)法精確測(cè)定，所以可以初步確定該海底管道堵塞位置為距離平臺(tái)2大約6.6～8.9 km處。

3 清蠟劑室內(nèi)篩選及評(píng)價(jià)

針對(duì)海底管道堵塞原因主要是原油和蠟造成，解堵劑主要由四氯乙烯和高分子表面活性劑組成，為無(wú)色至淺黃色液體，不溶于水，和多數(shù)有機(jī)溶劑互溶。清蠟解堵劑配方為純度大于98%的四氯乙烯940 kg，純度大于95%的PR4032高分子表面活性劑50 kg。把定量的PR4032高分子表面活性劑和工業(yè)乙醇混和后，再加入四氯乙烯中攪拌均勻即可。

4 解堵措施

首先在距離平臺(tái)2為7.9 km的A處潛水進(jìn)行海底吹泥作業(yè)，吹出作業(yè)坑，對(duì)A處海底管道進(jìn)行打磨處理，安裝管卡注膠并開(kāi)孔，連接高壓軟管注入清蠟劑。發(fā)現(xiàn)平臺(tái)2壓力緩慢上升，平臺(tái)1監(jiān)測(cè)壓力無(wú)明顯變化，說(shuō)明A點(diǎn)至平臺(tái)1間不聯(lián)通，而A點(diǎn)至平臺(tái)2間有一定聯(lián)通性。緩慢擠入藥劑將管壁上結(jié)蠟溶化，共注入藥劑5m3，監(jiān)測(cè)到A點(diǎn)至平臺(tái)2流動(dòng)變好，繼續(xù)泵入海水10m3進(jìn)一步疏通管道。

A點(diǎn)至平臺(tái)2間海底管道解堵成功后，再進(jìn)行B點(diǎn)至平臺(tái)2間海底管道解堵作業(yè)。同樣先安裝開(kāi)孔管卡，連接高壓軟管注入清蠟劑，注入1m3清蠟劑就監(jiān)測(cè)到A點(diǎn)至平臺(tái)2間聯(lián)通性變好，然后采用海水進(jìn)一步疏通管道。

重復(fù)上述步驟，對(duì)海底管道共安裝5個(gè)開(kāi)孔管卡，注入清蠟劑11m3，共清理出油泥35m3后疏通了海底管道。

5 結(jié)論

該段天然氣的海底管道，如要重鋪粗略估計(jì)總體費(fèi)用超過(guò)2億元人民幣，本項(xiàng)目花費(fèi)人民幣900萬(wàn)元即成功疏通管道，主要原因如下：

（1）詳細(xì)的計(jì)算分析，準(zhǔn)確判斷海底管道堵塞原因，合理選擇了高效清蠟劑，提高了作業(yè)效率。

（2）分段解堵，降低解堵劑注入壓力，保障海底管道安全。

（3）采用間歇性注入柴油和排氣的方法，計(jì)算出海底管道堵塞位置，大大縮短了作業(yè)時(shí)間。

（4）改造6 000馬力的三用工作拖輪，在其上面固定安裝25 t汽車(chē)吊，使其滿足海底管道打卡、開(kāi)孔切割等應(yīng)急維修，有效降低了動(dòng)用海上大型施工船舶發(fā)生的費(fèi)用。

（欄目主持 焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.040