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事業部，新疆庫爾勒 841000

高含蠟原油外輸管道，在清管作業過程中會遇到卡阻的情況。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、原因分析及改進措施建議[1-2]。

1 基本概況

原油外輸管道全長18.6km，規格型號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，設有3座閥室，見圖1。由于產量及原油物性變化，2014年11月外輸管道出現析蠟堵塞造成外輸回壓升高的問題，2015年1月結合沿線地面配套及電力線路，在1#閥室位置增加加熱爐，進一步提高管輸溫度，2015年2月仍出現回壓升高問題。2015年11月對原油外輸管道增加了清管收發裝置，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，不同時期開井狀況變化較大，某聯合站外輸油油品物性不穩定，目前聯合站外輸原油約15～18 m3/d，外輸壓力0.6 MPa，原油析蠟點為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發球，在末端收球。通球前1個月就逐步建立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。根據以往清管經驗，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天將清管器放入發球筒，自發球筒至2#閥室清管工作較為順利。在距離3#閥室3.5 km處出現卡堵，通過不間斷向2#閥室加注熱油，提高清管器動力，并在3#閥室加注熱油對后級堵塞管道進行熔蠟，第5天到達收球筒，全程通球時間合計約116 h。清管作業計劃用時24 h，實際用時116 h，解堵時間87 h。初次通球過程詳細記錄見表1。

表1 初次通球過程詳細記錄

2.2 卡堵原因分析

（1） 油品物性差。密度為0.83 g/cm3、含蠟質量分數13.7%、膠質質量分數2.56%、瀝青質質量分數4.65%，凝點12℃，析蠟點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，原油需在管道內運行56.4 h，流速為0.094 m/s，導致瀝青、蠟、膠質等重組分在管壁析出。

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

圖2 管道地理走勢曲線

（4）首次清管。未進行系統全面的分析，應急處置準備不充分，清管通球前風險識別不全面，導致在采取臨時措施時，特種車、罐車等機具組織滯后，影響了作業時間。

2.3 初次通球經驗總結

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，應做好卡球準備，協調所需車輛達到備用狀態，以縮短通球時間；應結合閥室位置實施分段排液，減少后級管道內固體蠟的含量；應考慮在通球前加入分散劑，以進一步減少管道內固體蠟的含量。

3 改進后的通球方案

3.1 技術思路

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

（2）鑒于1#閥室位置電力線路等設施較為完善，計劃在1#閥室新增加藥橇，連續加注采油解堵劑5 t，以進一步減少管道內固體蠟含量。

3.2 通球前準備工作

（1） 通球前1個月逐步建立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。聯系泵車1輛，用于在發生堵塞時解堵。

（3）通球開始后，同時在1#閥室加熱爐進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。清管器發出后到達距離1#閥室500 m位置，關閉下游流程，導通進罐車流程進行排液。第一段用時9 h。

（2）第二段排液。待清管器到達1#閥室位置，導通流程，下游繼續進行通球作業，由于夜晚人員疲勞、跟球疏忽，在2#閥室位置排液未按計劃執行，在清管器距離2#閥室200 m位置開始排液。第二段用時8 h。

（3）第三段排液。待清管器到達2#閥室位置，導通流程，下游繼續進行通球作業，在2#閥室位置排液按計劃進行，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3#閥室用11 h。導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，提高清管器動力，并在收球筒位置加注熱油對后級堵塞管道進行熔蠟，解堵成功，解堵用時18 h。見表2。

表2 第二次通球過程詳細記錄

3.4 第二次通球經驗總結

在本次通球過程中，根據外輸量定位和根據現場清管器跟蹤儀器跟蹤定位，兩者數據基本吻合，定位效果較好。分段收液、加注瀝青分散劑減少了管道內的淤積物，保證了通球順暢，但2#閥室未及時收液，導致在最后約300 m的距離內卡球。提前考慮了卡堵風險，準備了解堵車輛，整個解堵過程相比第一次節約了69 h。

第二次通球方案的實施盡管取得了上述良好的效果，但也仍然存在以下需要進一步改進之處：

（1）堵球發生在夜晚，人員跟球也在夜晚，人員疲勞，視線不良，且夜晚操作風險較高，造成2#閥室未及時排液。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。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通球。

（2）采用分段收液雖然產生了一定效果，但排出物黏稠，進入罐車后卸車困難，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#閥室發球至收球筒，1#閥室發球至收球筒，聯合站發球至收球筒。這樣可進一步減少蠟在管道內的積聚，減少清管器的阻力，避免分段排液產生的風險。另外還應考慮完善1#、2#閥室流程。

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

4 結束語

通過本工程實踐，得到了以下經驗體會：

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

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

[1]劉凱，馬麗敏，鄒德福，等.清管器應用技術的發展[J].管道技術與設備，2007（5）：41-42.

[2]胡明，胡劍，譚力文.北內環清管過程中清管球滯留問題研究[J].管道技術與設備，2010（5）：48-51.