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海底管道解堵措施

文档作者：李应勇文档来源：中海石油(中国)有限公司湛江分公司		点击数：	更新时间： 2024年07月03日
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上一篇：化工企业压力管道缺陷及处理措施研究

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第34卷第1期(2015101)(建设管理)
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
摘要：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2．6 MPd，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11 m。，共清理出油泥35 m 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。
关键词：海底管道；堵塞位置；清蜡剂；开孔管卡；分段解堵
doi：10．3969／j．issn．1006—6896．2015．1．040
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11．1 mm，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8h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。C，海底管道在排
量不变的情况下压力从1．5 MPa上升到2．5 MPa，气
量突降，流量计读数从3 X 10 m。／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。C，由于海底管道所
在海域的海底温度为l7～26。C，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4．8．3％，倾点为3O。C，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2．6 MPa，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52 m。柴油。海底管道总
容积为127 Ill。，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
8．9km。
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
油气田地面工程(http：／／．． ． ． www．yqt；dmgc．conr) 一67—
第34卷第1期(2015．01)(建设管理)
油气管道地基穿越工程的勘察
陈迎辉 河北省地矿局第三地质大队
摘要：工程勘察分为初步勘察与详细勘察两个部分。油气管道穿越河段的选择应从安全角
度出发，应采取“少跨越、多穿越”的指导思想，利用超前探测技术，将隧道前方岩体的发育
与形变规模、河水涌入压力等地质条件进行准确预报，结合地表勘探成果，校核前方的地质状
况，为后续穿越工程提供基础。穿越方式主要分为定向钻探穿越、大开挖穿越以及隧道穿越等
方式。定向钻穿越技术具有工期短、造价低、节省材料、管道埋深安全以及应用广泛的特点，
它是一种非开挖穿越技术；大开挖穿越技术包括不带水开挖技术和带水开挖穿越技术两种；隧
道穿越技术包括钻爆法、盾构法和项管法。
关键词：工程勘察；超前地质预报；定向钻；大开挖；隧道穿越技术
doi：lO．3969／j．issn．1006-6896．2015．1．041
1 管道穿越工程勘察
工程勘察分为初步勘察与详细勘察两个部分，
初步勘察每一个方案至少包括4个钻探点，并且点
与点之间间距以100-200 m为宜，钻探点应设置在
穿越位置的上游15 m处。详细勘察主要是确定钻
探点的位置，在沟埋敷设情况下，应将钻探点设置
在穿越中线上；非开挖穿越情况下，在穿越中线两
侧20 m左右处各布置一条勘察线，钻探点应交错
布置在两条线上，钻探点间距以30~100 m为宜。
长距离顶管及盾构等方案情况下，钻探点应布置在
沉井处，3～4个为宜 。
油气管道穿越河段的选择应从安全角度出发 ，
采取“少跨越、多穿越” 的指导思想，穿越河段选
取河道、河床以及两岸顺直稳定河段为宜，尽量避
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5O 。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问有一定联通性。缓慢挤入药剂将管壁
上结蜡溶化，共注入药剂5 m。，监测到A点至平台
2流动变好，继续泵人海水10 m。进一步疏通管道。
A点至平台2问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1 m。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l1 m。，共清理出油泥35 m。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)
68——

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