高含蜡原油外输管道清管探索

2018-06-23祁顺仁巩玉政朱明杰刘亚森丁洪坤张笑吟

石油工程建设 2018年3期

祁顺仁，巩玉政，周洋，朱明杰，刘亚森，丁洪坤，张笑吟

塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000

高含蜡原油外输管道，在清管作业过程中会遇到卡阻的情况。本文以某油田某原油外输管道清管工程为例，介绍了清管过程中遇到的问题处理、原因分析及改进措施建议[1-2]。

1 基本概况

原油外输管道全长18.6km，规格型号D273mm×7 mm，20#钢，输送压力PN 4 MPa，采用泡沫保温，于1993年10月建成投运，设有3座阀室，见图1。由于产量及原油物性变化，2014年11月外输管道出现析蜡堵塞造成外输回压升高的问题，2015年1月结合沿线地面配套及电力线路，在1#阀室位置增加加热炉，进一步提高管输温度，2015年2月仍出现回压升高问题。2015年11月对原油外输管道增加了清管收发装置，考虑通过定期通球解决管道蜡堵问题。

由于各采油单井原油物性差异，不同时期开井状况变化较大，某联合站外输油油品物性不稳定，目前联合站外输原油约15～18 m3/d，外输压力0.6 MPa，原油析蜡点为21℃，外输温度75℃，中间加热温度75℃，末端接收温度35℃。

图1 某联合站外输管道示意

2 初期通球方案

初期通球方案是从起始点发球，在末端收球。通球前1个月就逐步建立1 800 m3原油库存，并提前1天大排量外输1 000 m3，对管道暖管。根据以往清管经验，对于液体管道，清管器过盈量选取1%～2%，以减少清管阻力。

2.1 初次通球过程

清管第1天将清管器放入发球筒，自发球筒至2#阀室清管工作较为顺利。在距离3#阀室3.5 km处出现卡堵，通过不间断向2#阀室加注热油，提高清管器动力，并在3#阀室加注热油对后级堵塞管道进行熔蜡，第5天到达收球筒，全程通球时间合计约116 h。清管作业计划用时24 h，实际用时116 h，解堵时间87 h。初次通球过程详细记录见表1。

表1 初次通球过程详细记录

2.2 卡堵原因分析

（1）油品物性差。密度为0.83 g/cm3、含蜡质量分数13.7%、胶质质量分数2.56%、沥青质质量分数4.65%，凝点12℃，析蜡点21℃。

（2）原油外输量小。外输管道容积940 m3，日均外输量400 m3左右，原油需在管道内运行56.4 h，流速为0.094 m/s，导致沥青、蜡、胶质等重组分在管壁析出。

（3）管道地理走势曲折（见图2），导致原油析出重组分沉积，卡阻位置发生在管道爬坡位置。

图2 管道地理走势曲线

（4）首次清管。未进行系统全面的分析，应急处置准备不充分，清管通球前风险识别不全面，导致在采取临时措施时，特种车、罐车等机具组织滞后，影响了作业时间。

2.3 初次通球经验总结

使用后级掺稀法解决管道淤积问题，效果良好。液体管道通球阻力较大，采用1%～2%过盈量的清管器，降低了通球阻力。但对于高含蜡外输管道通球，应做好卡球准备，协调所需车辆达到备用状态，以缩短通球时间；应结合阀室位置实施分段排液，减少后级管道内固体蜡的含量；应考虑在通球前加入分散剂，以进一步减少管道内固体蜡的含量。

3 改进后的通球方案

3.1 技术思路

（1）采取分段排液的方式进行通球。分别在3个阀室预留头进行排液操作，以减少后级管道内固体蜡含量，排液定在清管器到达距离各阀室500 m位置时开始。

（2）鉴于1#阀室位置电力线路等设施较为完善，计划在1#阀室新增加药橇，连续加注采油解堵剂5 t，以进一步减少管道内固体蜡含量。

3.2 通球前准备工作

（1）通球前1个月逐步建立1 800 m3原油库存，并提前1 d大排量外输1 000 m3，对管道进行暖管。

（2）两辆罐车在1#阀室就位，并且已从排液甩头完成接液管道连接，完成2#、3#阀室排液接口甩头流程，保证罐车到位后可以直接排液。联系泵车1辆，用于在发生堵塞时解堵。

（3）通球开始后，同时在1#阀室加热炉进口处加注采油解堵剂，加注量为3 m3/h，加注1.5 h，见图3。

图3 1#阀室加药示意

3.3 第二次通球过程

（1）第一段排液。清管器发出后到达距离1#阀室500 m位置，关闭下游流程，导通进罐车流程进行排液。第一段用时9 h。

（2）第二段排液。待清管器到达1#阀室位置，导通流程，下游继续进行通球作业，由于夜晚人员疲劳、跟球疏忽，在2#阀室位置排液未按计划执行，在清管器距离2#阀室200 m位置开始排液。第二段用时8 h。

（3）第三段排液。待清管器到达2#阀室位置，导通流程，下游继续进行通球作业，在2#阀室位置排液按计划进行，但管道回压明显升高，外输量由最初30 m3/h降至18 m3/h。清管器到达3#阀室用11 h。导通下游流程后在距离收球筒300 m位置卡球。通过不间断向2#阀室加注热油，提高清管器动力，并在收球筒位置加注热油对后级堵塞管道进行熔蜡，解堵成功，解堵用时18 h。见表2。

表2 第二次通球过程详细记录

3.4 第二次通球经验总结

在本次通球过程中，根据外输量定位和根据现场清管器跟踪仪器跟踪定位，两者数据基本吻合，定位效果较好。分段收液、加注沥青分散剂减少了管道内的淤积物，保证了通球顺畅，但2#阀室未及时收液，导致在最后约300 m的距离内卡球。提前考虑了卡堵风险，准备了解堵车辆，整个解堵过程相比第一次节约了69 h。

第二次通球方案的实施尽管取得了上述良好的效果，但也仍然存在以下需要进一步改进之处：

（1）堵球发生在夜晚，人员跟球也在夜晚，人员疲劳，视线不良，且夜晚操作风险较高，造成2#阀室未及时排液。可通过流程切换，尽可能保持在白天通球，减少夜晚通球作业。比如可在1#阀室或2#阀室检测到清管器后，通过让原油走过滤器流程保持正常外输，以便第二天再组织继续通球。

（2）采用分段收液虽然产生了一定效果，但排出物黏稠，进入罐车后卸车困难，DN50排液管道阻力大，造成外输回压高，排量降低。以后可考虑采用分段通球方式，依次为：2#阀室发球至收球筒，1#阀室发球至收球筒，联合站发球至收球筒。这样可进一步减少蜡在管道内的积聚，减少清管器的阻力，避免分段排液产生的风险。另外还应考虑完善1#、2#阀室流程。

（3）对清管器后流程的压力关注不够，未及时判断清管器出现卡堵的趋势。当收球筒压力升至0.5 MPa或3#阀室压力升至0.75 MPa时，可提前准备在3#阀室或收球筒位置注热油，以预防在清管器后管道至总外输管段发生堵塞。