高含蠟原油外輸管道清管探索

祁順仁，鞏玉政，周 洋，朱明杰，劉亞森，丁洪坤，張笑吟

塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部，新疆庫爾勒 841000

高含蠟原油外輸管道，在清管作業(yè)過程中會(huì)遇到卡阻的情況。本文以某油田某原油外輸管道清管工程為例，介紹了清管過程中遇到的問題處理、原因分析及改進(jìn)措施建議[1-2]。

1 基本概況

原油外輸管道全長18.6km，規(guī)格型號D273mm×7 mm，20#鋼，輸送壓力PN 4 MPa，采用泡沫保溫，于1993年10月建成投運(yùn)，設(shè)有3座閥室，見圖1。由于產(chǎn)量及原油物性變化，2014年11月外輸管道出現(xiàn)析蠟堵塞造成外輸回壓升高的問題，2015年1月結(jié)合沿線地面配套及電力線路，在1#閥室位置增加加熱爐，進(jìn)一步提高管輸溫度，2015年2月仍出現(xiàn)回壓升高問題。2015年11月對原油外輸管道增加了清管收發(fā)裝置，考慮通過定期通球解決管道蠟堵問題。

由于各采油單井原油物性差異，不同時(shí)期開井狀況變化較大，某聯(lián)合站外輸油油品物性不穩(wěn)定，目前聯(lián)合站外輸原油約15～18 m3/d，外輸壓力0.6 MPa，原油析蠟點(diǎn)為21℃，外輸溫度75℃，中間加熱溫度75℃，末端接收溫度35℃。

圖1 某聯(lián)合站外輸管道示意

2 初期通球方案

初期通球方案是從起始點(diǎn)發(fā)球，在末端收球。通球前1個(gè)月就逐步建立1 800 m3原油庫存，并提前1天大排量外輸1 000 m3，對管道暖管。根據(jù)以往清管經(jīng)驗(yàn)，對于液體管道，清管器過盈量選取1%～2%，以減少清管阻力。

2.1 初次通球過程

清管第1天將清管器放入發(fā)球筒，自發(fā)球筒至2#閥室清管工作較為順利。在距離3#閥室3.5 km處出現(xiàn)卡堵，通過不間斷向2#閥室加注熱油，提高清管器動(dòng)力，并在3#閥室加注熱油對后級堵塞管道進(jìn)行熔蠟，第5天到達(dá)收球筒，全程通球時(shí)間合計(jì)約116 h。清管作業(yè)計(jì)劃用時(shí)24 h，實(shí)際用時(shí)116 h，解堵時(shí)間87 h。初次通球過程詳細(xì)記錄見表1。

表1 初次通球過程詳細(xì)記錄

2.2 卡堵原因分析

（1） 油品物性差。密度為0.83 g/cm3、含蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)13.7%、膠質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.56%、瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)4.65%，凝點(diǎn)12℃，析蠟點(diǎn)21℃。

（2）原油外輸量小。外輸管道容積940 m3，日均外輸量400 m3左右，原油需在管道內(nèi)運(yùn)行56.4 h，流速為0.094 m/s，導(dǎo)致瀝青、蠟、膠質(zhì)等重組分在管壁析出。

（3）管道地理走勢曲折（見圖2），導(dǎo)致原油析出重組分沉積，卡阻位置發(fā)生在管道爬坡位置。

圖2 管道地理走勢曲線

（4）首次清管。未進(jìn)行系統(tǒng)全面的分析，應(yīng)急處置準(zhǔn)備不充分，清管通球前風(fēng)險(xiǎn)識別不全面，導(dǎo)致在采取臨時(shí)措施時(shí)，特種車、罐車等機(jī)具組織滯后，影響了作業(yè)時(shí)間。

2.3 初次通球經(jīng)驗(yàn)總結(jié)

使用后級摻稀法解決管道淤積問題，效果良好。液體管道通球阻力較大，采用1%～2%過盈量的清管器，降低了通球阻力。但對于高含蠟外輸管道通球，應(yīng)做好卡球準(zhǔn)備，協(xié)調(diào)所需車輛達(dá)到備用狀態(tài)，以縮短通球時(shí)間；應(yīng)結(jié)合閥室位置實(shí)施分段排液，減少后級管道內(nèi)固體蠟的含量；應(yīng)考慮在通球前加入分散劑，以進(jìn)一步減少管道內(nèi)固體蠟的含量。

3 改進(jìn)后的通球方案

3.1 技術(shù)思路

（1）采取分段排液的方式進(jìn)行通球。分別在3個(gè)閥室預(yù)留頭進(jìn)行排液操作，以減少后級管道內(nèi)固體蠟含量，排液定在清管器到達(dá)距離各閥室500 m位置時(shí)開始。

（2）鑒于1#閥室位置電力線路等設(shè)施較為完善，計(jì)劃在1#閥室新增加藥橇，連續(xù)加注采油解堵劑5 t，以進(jìn)一步減少管道內(nèi)固體蠟含量。

3.2 通球前準(zhǔn)備工作

（1） 通球前1個(gè)月逐步建立1 800 m3原油庫存，并提前1 d大排量外輸1 000 m3，對管道進(jìn)行暖管。

（2）兩輛罐車在1#閥室就位，并且已從排液甩頭完成接液管道連接，完成2#、3#閥室排液接口甩頭流程，保證罐車到位后可以直接排液。聯(lián)系泵車1輛，用于在發(fā)生堵塞時(shí)解堵。

（3）通球開始后，同時(shí)在1#閥室加熱爐進(jìn)口處加注采油解堵劑，加注量為3 m3/h，加注1.5 h，見圖3。

圖3 1#閥室加藥示意

3.3 第二次通球過程

（1）第一段排液。清管器發(fā)出后到達(dá)距離1#閥室500 m位置，關(guān)閉下游流程，導(dǎo)通進(jìn)罐車流程進(jìn)行排液。第一段用時(shí)9 h。

（2）第二段排液。待清管器到達(dá)1#閥室位置，導(dǎo)通流程，下游繼續(xù)進(jìn)行通球作業(yè)，由于夜晚人員疲勞、跟球疏忽，在2#閥室位置排液未按計(jì)劃執(zhí)行，在清管器距離2#閥室200 m位置開始排液。第二段用時(shí)8 h。

（3）第三段排液。待清管器到達(dá)2#閥室位置，導(dǎo)通流程，下游繼續(xù)進(jìn)行通球作業(yè)，在2#閥室位置排液按計(jì)劃進(jìn)行，但管道回壓明顯升高，外輸量由最初30 m3/h降至18 m3/h。清管器到達(dá)3#閥室用11 h。導(dǎo)通下游流程后在距離收球筒300 m位置卡球。通過不間斷向2#閥室加注熱油，提高清管器動(dòng)力，并在收球筒位置加注熱油對后級堵塞管道進(jìn)行熔蠟，解堵成功，解堵用時(shí)18 h。見表2。

表2 第二次通球過程詳細(xì)記錄

3.4 第二次通球經(jīng)驗(yàn)總結(jié)

在本次通球過程中，根據(jù)外輸量定位和根據(jù)現(xiàn)場清管器跟蹤儀器跟蹤定位，兩者數(shù)據(jù)基本吻合，定位效果較好。分段收液、加注瀝青分散劑減少了管道內(nèi)的淤積物，保證了通球順暢，但2#閥室未及時(shí)收液，導(dǎo)致在最后約300 m的距離內(nèi)卡球。提前考慮了卡堵風(fēng)險(xiǎn)，準(zhǔn)備了解堵車輛，整個(gè)解堵過程相比第一次節(jié)約了69 h。

第二次通球方案的實(shí)施盡管取得了上述良好的效果，但也仍然存在以下需要進(jìn)一步改進(jìn)之處：

（1）堵球發(fā)生在夜晚，人員跟球也在夜晚，人員疲勞，視線不良，且夜晚操作風(fēng)險(xiǎn)較高，造成2#閥室未及時(shí)排液。可通過流程切換，盡可能保持在白天通球，減少夜晚通球作業(yè)。比如可在1#閥室或2#閥室檢測到清管器后，通過讓原油走過濾器流程保持正常外輸，以便第二天再組織繼續(xù)通球。

（2）采用分段收液雖然產(chǎn)生了一定效果，但排出物黏稠，進(jìn)入罐車后卸車?yán)щy，DN50排液管道阻力大，造成外輸回壓高，排量降低。以后可考慮采用分段通球方式，依次為：2#閥室發(fā)球至收球筒，1#閥室發(fā)球至收球筒，聯(lián)合站發(fā)球至收球筒。這樣可進(jìn)一步減少蠟在管道內(nèi)的積聚，減少清管器的阻力，避免分段排液產(chǎn)生的風(fēng)險(xiǎn)。另外還應(yīng)考慮完善1#、2#閥室流程。

（3）對清管器后流程的壓力關(guān)注不夠，未及時(shí)判斷清管器出現(xiàn)卡堵的趨勢。當(dāng)收球筒壓力升至0.5 MPa或3#閥室壓力升至0.75 MPa時(shí)，可提前準(zhǔn)備在3#閥室或收球筒位置注熱油，以預(yù)防在清管器后管道至總外輸管段發(fā)生堵塞。

4 結(jié)束語

通過本工程實(shí)踐，得到了以下經(jīng)驗(yàn)體會(huì)：

（1）具備分段通球條件的管道最好選擇分段通球，并優(yōu)先考慮從后級開始通球，完成后再對前一級通球。

（2）通球作業(yè)時(shí)間最好安排在白天進(jìn)行，避免白班、夜班工作人員交接，這樣便于固定各小組作業(yè)人員，并讓作業(yè)人員保持良好的精神與體力狀態(tài)，減少通球過程的人力投入。

[1]劉凱，馬麗敏，鄒德福，等.清管器應(yīng)用技術(shù)的發(fā)展[J].管道技術(shù)與設(shè)備，2007（5）：41-42.

[2]胡明，胡劍，譚力文.北內(nèi)環(huán)清管過程中清管球滯留問題研究[J].管道技術(shù)與設(shè)備，2010（5）：48-51.