海底管道解堵措施

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

海底管道解堵措施

李应勇中海石油（中国）有限公司湛江分公司

某海上天然气管道确定其堵塞物主要为蜡和胶质，采取注入柴油方式精确定位堵塞位置，通过潜水作业在海底管道上安装开孔管卡，从拖轮上注入清蜡剂，实现海底管道的分段解堵。用泥浆泵从平台2向海底管道挤柴油，控制泥浆泵出口压力不超过设计压力2.6MPa，达到此压力后从平台2给海底管道排气，如此反复。确定堵塞起始位置距平台2的距离约为8.9 km；确定该海底管道堵塞位置为距离平台2大约6.6～8.9 km处。解堵剂主要由四氯乙烯和高分子表面活性剂组成。对海底管道共安装5个开孔管卡，注入清蜡剂11m3，共清理出油泥35m3后疏通了海底管道。如要重铺该海底管道粗略估计总体费用超过2亿元人民币，本项目花费人民币900万元即成功疏通管道。

海底管道；堵塞位置；清蜡剂；开孔管卡；分段解堵

南海某海上平台1通过一条海底管道向另一海上平台2提供电力，该海底管道为4″海底输油管道，建造于1993年，长度为16 km，设计压力2.6 MPa，设计温度30℃，设计壁厚11.1mm，设计寿命为15年。该海底管道曾用于输送原油，受当时生产条件影响，海底管道未经彻底清洗，用热海水扫线至含水达99.8%，继续扫线8 h后停止，然后从平台1用天然气吹扫海水，吹扫1天后恢复正常输送天然气。2008年2月中旬，南海天气出现历史性低温，该海域海床温度低至15℃，海底管道在排量不变的情况下压力从1.5MPa上升到2.5MPa，气量突降，流量计读数从3×104m3/d降至零，海底管道发生堵塞。天然气输送管道堵塞最常见的原因为温度或压力变化导致水化物的形成，该海底管道为湿气输送管道，出现水化物堵塞几率极大。通过计算分析排除海底管道水化物堵塞的可能性，并确定其堵塞物主要为蜡和胶质，采取注入柴油方式精确定位堵塞位置，通过潜水作业在海底管道上安装开孔管卡，从拖轮上注入清蜡剂，实现海底管道的分段解堵。

1 堵塞类型

海底管道输送的天然气采用气相色谱法分析，并进行水合物形成特性分析。在压力为2.5 MPa时，水合物形成的温度为14℃，由于海底管道所在海域的海底温度为17～26℃，所以海底管道内不会形成水合物，即不会有水合物的存在。

海底管道所输送的原油含蜡量为15%，胶质含量9.86%，沥青质4.83%，倾点为30℃，属于高凝原油，且海底管道属于单层管没有保温层，热量散失快，温度下降快，因此原油输送过程中吸附了大量的蜡晶、胶质和沥青质等，形成一种非致密的海底管道内壁吸附层。热油管道油温高于析蜡点的区域，管壁无结蜡现象，称为光管段；当油温在析蜡点到析蜡高峰点之间时，结蜡厚度逐渐增加形成喇叭口状的结蜡区，称为喇叭口段；当油温低于析蜡高峰点之后，结蜡厚度逐渐与析蜡高峰点的结蜡厚度拉平，称为结蜡后裙段。该海底管道所输送天然气为湿气，天然气中含有一定量的轻油和水，为了防止海底管道积液，在操作过程中周期性提高输送天然气量。该海底管道在恢复输送天然气之前没有进行彻底的清洗，所输送天然气中轻油对海底管道内壁吸附层缓慢溶解并脱落，因天然气推动而堆积，并受极端低温天气影响，导致海底管道堵塞。

2 堵塞位置

为了确定堵塞位置，采用泥浆泵从平台2向海底管道挤柴油，控制泥浆泵出口压力不超过设计压力2.6MPa，达到此压力后从平台2给海底管道排气，如此反复，总共挤入52m3柴油。海底管道总容积为127m3，推算出堵塞终止点位置距离平台2约为6.6 km。

采用同样措施，反复从平台1向海底管道挤柴油和排气，确定堵塞起始位置距平台2的距离约为8.9 km。

由于海底管道内部残留液体和天然气的量无法精确测定，所以可以初步确定该海底管道堵塞位置为距离平台2大约6.6～8.9 km处。

3 清蜡剂室内筛选及评价

针对海底管道堵塞原因主要是原油和蜡造成，解堵剂主要由四氯乙烯和高分子表面活性剂组成，为无色至浅黄色液体，不溶于水，和多数有机溶剂互溶。清蜡解堵剂配方为纯度大于98%的四氯乙烯940 kg，纯度大于95%的PR4032高分子表面活性剂50 kg。把定量的PR4032高分子表面活性剂和工业乙醇混和后，再加入四氯乙烯中搅拌均匀即可。

4 解堵措施

首先在距离平台2为7.9 km的A处潜水进行海底吹泥作业，吹出作业坑，对A处海底管道进行打磨处理，安装管卡注胶并开孔，连接高压软管注入清蜡剂。发现平台2压力缓慢上升，平台1监测压力无明显变化，说明A点至平台1间不联通，而A点至平台2间有一定联通性。缓慢挤入药剂将管壁上结蜡溶化，共注入药剂5m3，监测到A点至平台2流动变好，继续泵入海水10m3进一步疏通管道。

A点至平台2间海底管道解堵成功后，再进行B点至平台2间海底管道解堵作业。同样先安装开孔管卡，连接高压软管注入清蜡剂，注入1m3清蜡剂就监测到A点至平台2间联通性变好，然后采用海水进一步疏通管道。

重复上述步骤，对海底管道共安装5个开孔管卡，注入清蜡剂11m3，共清理出油泥35m3后疏通了海底管道。

5 结论

该段天然气的海底管道，如要重铺粗略估计总体费用超过2亿元人民币，本项目花费人民币900万元即成功疏通管道，主要原因如下：

（1）详细的计算分析，准确判断海底管道堵塞原因，合理选择了高效清蜡剂，提高了作业效率。

（2）分段解堵，降低解堵剂注入压力，保障海底管道安全。

（3）采用间歇性注入柴油和排气的方法，计算出海底管道堵塞位置，大大缩短了作业时间。

（4）改造6 000马力的三用工作拖轮，在其上面固定安装25 t汽车吊，使其满足海底管道打卡、开孔切割等应急维修，有效降低了动用海上大型施工船舶发生的费用。

（栏目主持 焦晓梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.040