1、2022 年 第 12 期 化学工程与装备 2022 年 12 月 Chemical Engineering&Equipment 111 海底管道清管装置排液流程海底管道清管装置排液流程改造改造 张庆晓，郭 庆，胡玉东，李 威（中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452）摘摘 要要：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
2、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：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
3、增设固定排放流程和转液流程，清管作业时效大大提高。1 1 清管装置排液流程改造原因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
4、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。表表 1 1 清管作清管作业环节时长统计业环节时长统计 管名称 管线尺寸（in）含水（%）清管时间（min)总时间（min）管线连接 清管装置排液 开盖检查 清管球运行 G 平台至 A 平台原油海管 12 30 15 30 4 35 84 F 平台至 A 平台原油海管 14 35 20 30 8 40 98 E 平台至 A 平台原油海管 10 15 15 45 8 40 108 L 平台至 A 平台原油海管 10 5 15 70 8 40
5、133 B 平台至 A 平台原油海管 8 5 20 60 8 50 138 笔者选取 5 条不同含水原油海管，查阅 2020 年历次清管作业记录，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 2 生产流程改造生产流程改造 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
6、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DOI:10.19566/35-1285/tq.2022.12.047112 张庆晓：海底管道清管装置排液流程改造 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
7、（尤其在冬季气温低时），保证气泵转液顺利进行。图图 1 1 清管装置排放流程模块化设计示意图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，在主管线与其他清管装置相邻处增加带法兰三通，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
8、置一台隔膜泵，出口与平台开排系统流程连接。图图 2 2 清管装置排放流程设计示意图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 张庆晓：海底管道清管装置排液流程改造 113 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
9、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，陆续开展了其他海管的清管作业，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。表表 2 2 新流程实施前后作业数据新流程实施前后作业数据 海管名称 尺寸（in）含水 泄压排放时间（min）作业人数（人）实施前 实施后 实施前 实施后 G 平台至 A 平台原油海管 12 30
10、30 9 4 2 F 平台至 A 平台原油海管 14 35 30 8 5 2 E 平台至 A 平台原油海管 10 15 45 12 4 2 L 平台至 A 平台原油海管 10 5 70 20 4 2 B 平台至 A 平台原油海管 8 5 60 18 4 2 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 3 结结 论论 （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
11、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
12、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,等.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).（上接第（上接第 9595 页）页）_ 进行创新，以此推动我国修井作业领域的全面发展。参考文献参考文献 1 马莉华.论石油井下修井作业管理方法及修井技术优化J.化工管理,2017(20):178.2 谭春生.石油井下修井作业管理方法及修井技术优化分析J.石化技术,2016,23(04):158+173.3 廷亮.石油井下修井作业管理方法及修井技术优化J.化工设计通讯,2017(11):267+280.4 薛正刚,尹亮,姚乐,等.石油井下修井作业管理及修井技术优化探讨J.石化技术,2019,26(06):234+236.5 肖寒.石油井下修井作业管理措施及修井技术优化研究J.中国石油和化工标准与质量,2020,40(15):60-61.
