海上油田注水海管清管流程改造實踐

魯瑜（中海石油（中國）有限公司天津分公司遼東作業公司）

海底管道是通過密閉的管道在海底連續地輸送大量油、氣、水的管道，是海上油氣田開發生產系統的主要組成部分。注水海管作為海上油田開發生產中重要的組成部分，在運行過程中海管內沉積物增加，輸水能力降低，影響平臺間的正常輸水[1-2]。為避免出現海底管線結垢對供水水量及注水水質造成影響，需要對注水海管進行清管作業。注水海管清管作業的目的在于及時清除海底管線內結垢物，管內沉積物，降低海管沿程阻力和降低海管腐蝕速率，以保證海底管線的暢通[3]，保障提供充足達標的水源，保證平臺間正常的水源輸送。

1 原清管流程存在的問題

1.1 原清管流程

渤海A 油田所轄4 條注水海管，在清管作業中，為實現含油污水零排海，采用收球筒出口連接臨時軟管將清管介質轉入泥漿池，再通過泥漿泵轉入油井流程（圖1）。具體清管作業流程為：E、C平臺導通清管流程，關閉C 平臺端收球桶至注水井的閥門，在收球桶出口連接臨時軟管至泥漿罐。清管作業過程中，清管介質經E-C 平臺注水海管至C平臺收球桶，進入泥漿池，泥漿泵經油井地面流程進入原油系統。

1.2 存在的問題

原注水海管清管流程在實際過程中主要存在以下問題：

1） 在沒有故障油井時，需對1 口正常生產的油井手動停泵進行轉液，影響原油產量約3.1 m3。

2）清管作業時需委托油水井作業隊人員操作泥漿泵配合轉液，一定程度上占用油水井作業資源，需支付油水井作業方服務費約10 萬元。

圖1 E-C 平臺注水海管清管流程簡圖

3）海管清管流量受泥漿罐液位及泥漿泵的轉液速度限制，清管流量通常控制在50～75 m3/h，清管效率較低。

4）如果平臺有修井作業時，泥漿池處于使用狀態，制約清管作業及時開展。

5）清管作業時需連接軟管至泥漿罐，可靠性相對較差，存在一定的安全環保風險。

6）若泥漿泵突然發生故障，將導致清管作業無法及時轉液，需暫停清管作業，再次啟動清管作業存在卡球的風險。

2 流程改造

針對上述問題，以原清管工藝流程為基礎[4]，考慮利用C-CEP 混輸海管接收清管介質，將注水海管清管介質輸送至C-CEP 平臺原油混輸海管進行流程改造。增加E-C 注水海管收球桶至C-CEP 平臺原油混輸送海管流程[5]，并在流程上加裝雙聯濾器，用于過濾清管所接收的各類雜質，新改造的流程上安裝止回閥，防止原油混輸送海管介質倒流[6-7]。具體流程改造見圖2。改造后清管作業流程為：E、C平臺導通清管流程，關閉C 平臺端收球桶至注水井的閥門，導通收球桶出口至C-CEP 原油混輸海管流程閥門。清管作業過程中，清管介質經E-C 平臺注水海管至C 平臺收球桶，經過新增雙聯濾器進入C-CEP 原油混輸海管。

3 改造效果

3.1 改造前后效果

2018 年9 月，E-C 平臺注水海管清管流程改造完成后進行清管作業。

流程改造前，E-C 平臺注水海管清管作業用時248 min，受泥漿罐容積和泥漿泵排量影響，清管流量控制在50 m3/h。

流程改造后，E-C 平臺注水海管清管時間為150 min，清管效率大幅提升，清管流量控制在70～75 m3/h，改造前后數據見表1。

表1 流程改造前后清管數據

采用原清管模式，受泥漿罐轉液速度影響，清管作業無法持續進行，該海管清管時間為248 min；改造后清管作業，清管流量控制在70 ～75 m3/h，實現了不間斷清管，用時150 min，清管時間節約39.51%，清管效率提升。

3.2 節省作業資源

采用原清管模式，額外需委托油水井作業人員3 人配合泥漿罐轉液，同時占用泥漿罐，影響油水井動管柱作業正常開展。清管流程改造后無需油水井作業人員配合，不影響油水井動管柱作業。作業資源占用對比見表2。

圖2 改造后流程簡圖

表2 改造前后占用作業資源對比

3.3 安全環保風險降低

采用原清管模式，清管介質先進入泥漿罐，泥漿罐為敞開式容器，存在一定的冒罐風險，存在溢油環保隱患；流程改造后，清管模式轉為閉式清管，降低了安全環保風險。

4 結論

1） 采用原清管模式，清管時需使用1 口油井進行轉液，如果沒有故障油井時，需手動關停1 口在生產油井，單次清管作業影響原油產量約3.1 m3。

2）流程改造后，清管過程中無需委托油水井作業人員配合泥漿罐轉液，每次清管作業節約支付服務費用和泥漿罐清罐費用總計約10 萬元。

3）實現清管作業與井口油水井動管柱作業互不影響，節約工時約20 h。