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【来稿】海底天然气管道清管风险分析及应对——以东海平湖油气田14”天然气海底管道清管作业为例

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ROng>编者按:这是一篇读者来稿。东海最长天然气管道内检测项目顺利完工,这也是东海长输海管的首次成功先例。为确保清管作业安全,有必要在作业前进行充分的风险识别,并制定相应的防范措施。以东海平湖油气田14”(1”=24.5 mm )天然气海底管道清管作业为例进行风险分析,结果表明:风险主要集中在管线本身及管线设备、管道内积液、清管器、人、清除的污物、自然环境等方面。针对这些风险,给出了相应的应对措施。

 

文:高 超、王 皓、郭东升 上海石油天然气有限公司

 

0、前言

平湖14” (1”=24.5 mm )天然气海底管道全长389.9 km,是东海最长的天然气海底管道,管线内为二相流动介质:凝析油和天然气,部分管段曾有机械接头修复经历,自1998年投产以来从未进行过清管作业,因此对海底管道的通过能力、承压水平、以及管内的清洁程度等现况不甚了解,清管作业难度和风险巨大。本文以该管线清管作业为例,从管线本体及管线设备、管道积液、清管器、人、清除的污物、自然环境等方面入手,识别风险,并制定了相对应的防范措施。

 

1、清管工艺流程

图1 清管工艺流程图

清管工艺流程,见图1。清管器通过发球筒进入海底管道,在输送介质的压力推动下,最终到达收球筒。清管器的外径相对于管道内径有一定的过盈量,保证其与管内壁的密封。通过清管作业,可以清除管道内的积液、碎屑、污物,减少内部腐蚀,降低管道阻力,提高管输效率和管道的清洁度,同时也可以为智能检测做准备。

 

2、清管风险分析及应对

2.1 管道本体风险

管道本身的风险包括:管道厚度、变径、变形,弯头的数量、位置、曲率半径,是否有内涂层,管道路由的走向,海底管道的高程变化,管道介质运行工况等。

2.1.1 管道厚度及内涂层

管道厚度决定了清管器的监听难度,如果太厚,接收仪可能接收不到清管器内发射机的发射信号导致丢球;管道内如有内涂层,钢刷清管器和智能检测器可能会对内涂层造成损伤,降低管道寿命。

2.1.2 管道的变径、变形及弯头曲率半径

管道内沉积物的长期积压,浅层气的影响,地震、台风等自然环境引起的风浪流的影响,海底管道所经航道过往船舶的抛锚等都可能引起管道的变径或变形,如果变径情况严重,或弯头曲率半径过小,将会造成清管器的卡球,进而导致海底管道憋压甚至生产关断。严重时可能要割管取球,因此产生的费用甚至与铺设一条新海底管道的费用相当。

2.1.3 管道路由及高程变化

管道的高程变化将影响管道中清管器的运行速度,如果高程起伏较大,清管器在下坡时,速度可能过快,将在管道低洼弯头处对管子造成冲击;爬坡时,速度可能太慢,甚至停滞,造成海底管道压力短时间内快速升高,引发生产关断;同时,管线的高程也一定程度上决定了管线内积液的分布,在低洼处,有可能存在大量积液,如果操作不当,可能会发生清管器的卡堵;

2.1.4 管道内介质的运行工况

海底管道的介质压力、温度和介质输量决定了管道是否满足通球条件及清管器在海底管道内的运行状况,如果不熟悉管道的运行工况,就无法确定清管器的位置及大概的收球时间,甚至无法判断清管器是否已发生卡阻,这将对生产安全造成极大的风险。

2.1.5应对措施

针对上述风险,在进行清管作业前必须对管道信息仔细调研评估,对影响清管作业的管段进行改造,根据管道具体情况,确定通球方案。如平湖14”天然气海底管道清管作业中,对以上信息进行了详细的采集,确定符合发球条件,但在通第1个泡沫球时,原确定工况为流量67×104 m3/d(正常生产工况),但通球10 min后,发球端海底管道压力迅速由6.5 MPa上升为8.0 MPa,为避免继续上升导致生产关断,及时关井降压生产,3 h后,压力逐渐降低至平稳,然后生产上将气量调至正常工况。经分析,距离发球端6 km处为海底管道最低处,此处有大量的积液,导致卡阻严重。在后续的通球作业中,仔细查阅了海底管道高程图,在发球时适当降低气量,待泡沫球通过卡阻点后,再恢复正常操作,避免了类似风险的发生。

 

2.2 管道设备的风险

清管流程中的主要设备包括收发球筒、过球指示器、管线阀门、三通、插入式管道设备等,在清管作业前,应对管线上的设备进行检查,确保安全。

2.2.1 收发球筒

收发球筒由快开盲板和球筒组成。

2.2.1.1快开盲板

快开盲板的滑块因震动而滑脱,密封圈老化等导致密封性能失效。

2.2.1.2球筒

在收球过程中,如果对球到站的时间判断失误,导致球进入收球筒后没有立即隔离泄压,清管器在收球筒内随介质流体做惯性运动,有可能会因为球筒内径比清管器外径大,使得清管器处于倾斜状态,清管器在流体的出物料接管口很可能会被卡住,如图2所示。由于出料口堵塞,收球阀无法及时关闭,将造成海底管道憋压,甚至引发生产关断;出料口堵塞后,清管器也可能破损,碎片如进入生产系统,将对设备造成损坏。

图2 清管器卡在收球筒出料口

2.2.2 阀门

(1)拟清管管线上的阀门可能因长时间不动作,维修保养不到位、执行机构发生变化等原因导致阀门操作不灵活,阀门开、关不到位。

(2)阀门的选型与管线不匹配,阀门内径小于管线内径。

(3)通球管线上存在止回阀。

以上情况都有可能造成清管器的破损或卡堵。

2.2.3 三通

一般情况下,如果三通支管的内径大于主管道内径的60%,应该加装挡条或者格栅。否则,清管器在到达三通位置时,有可能会误入旁通管道内,造成卡堵或者误入其他流程。

2.2.4 插入式管道设备

管道中的一些插入式的设备,诸如插入式的流量计、插入式的腐蚀监测装置等,可能引发清管器的破损或卡堵。甚至插入式的过球指示器,也往往会发生球已经通过,过球指示器却不起跳的情况,对收发球操作造成了误判。如平湖14”海底管道收球筒上的过球指示器,甚至出现装反了的情况,这样如果清管器到收球筒时,过球指示器不但不会起跳,甚至会导致清管器的破损、卡堵。

2.2.5应对措施

(1)针对快盲板密封圈密封不严、阀门泄漏、压力表和过球指示器失灵等风险, 平湖14”天然气海底管道清管前,发现发球筒密封条不合格,过球指示器失灵,收球筒盲板甚至因长时间不用无法打开,故作业前,对密封条进行了更换,割掉收球筒的盲板,更换了合格的新盲板,并对相关阀门进行了维护保养,使其恢复到设计功能,避免了风险的发生。

(2)针对卡球的风险,平湖14”天然气海底管道清管作业结合实际情况,定制收球筒防卡装置 ,见图3。此装置俗称“鼠笼”,其内径大于清管器外径,便于通管后的清管器顺利进入防卡装置,其外径小于收球筒的内径,便于防卡装置可顺利地从收球筒内取出或放入,同时其长度要大于从快开盲板到出物料接管口的长度,避免清管球卡在出物料接管口处。收球筒加装“鼠笼”示意图,见图4。


图3 网状防卡装置“鼠笼”

 

图4 收球筒加装“鼠笼”示意图

(3)针对阀门、三通的风险,平湖14” 天然气海底管道清管作业前仔细查阅相关图纸和历史资料,并去现场进行调研,明晰通球管线上所有阀门和三通的类型、规格,对有问题的阀门,及时进行维护保养或更换;对超过0.6 D的三通应具备挡条,如无挡条,应严格控制通球流程和时间,并增加防卡措施;对于止回阀,应根据止回阀的图纸,认真研究对策,如止回阀的类型是升降式或者蝶式,通球前,需将该止回阀拆除,如止回阀的类型是旋起式,通球前,需将止回阀的阀瓣移除或者固定在阀门全开的状态下,以避免清管器或者阀门的损害。

(4)针对插入式管道设备的风险, 在清管前,可以考虑移除插入式的设备。平湖14”天然气海底管道清管作业前,将过球指示器进行了拆除。在收发球过程中,通过人耳监听、监控DCS压力参数变化、清管器中加装信号发射机等多种手段判断球的发出和到达,避免了风险的发生。

 

2.3 管道积液的风险

2.3.1 积液量

天然气在管输过程中,由于管壁和周围环境的热交换,管内流体温度逐渐降低,一定条件下可能会有凝析液析出。在清管作业时,如果一次清出的积液超出了收球站捕集器的接收能力和生产装置的处理能力,如不采取措施,将会导致生产关断。

2.3.2 应对措施

管线中的积液多少取决于管内凝析液析出量和气体的携液能力。凝析液析出速度与环境温度和压力有关,在其他条件不变时,气体携液能力主要由气体流速确定,气体流速越大,气液相间剪切应力越大,携液能力就越强。在清管前,建立积液量模型尽可能准确预测管线内的积液量,再根据收球站积液的处理能力,确定好清管器的类型和过盈量,尽量使一次性清出的积液不超过收球站捕集器的安全液位。平湖14”天然气海底管道清管前,经积液量模拟计算,积液约3 000 m3,第1个泡沫球的过盈量保守选择4%,第1个球将推出1 500 m3积液,超出了段塞流捕集器500 m3的安全上限,而平湖平台处于开发后期,生产井的生产能力已达极限,无法通过提高气量增加气体的携液量来减少管道内的积液,故在第1个泡沫球推进时,密切关注捕集器液位,在液位快速上升至安全值之前,暂时关断进站阀门,此时海底管道上游生产平台亦随之减少输气量,甚至暂时关停,等积液处理至安全液位后再打开进站阀门。

 

2.4 清管器的风险

2.4.1 清管器的选择

清管器的风险主要在于清管器质量、类型及尺寸是否合适。如在对海底管道状况不明的情况下,贸然使用机械清管器清管,一旦出现卡堵,无法通过增大海底管道压力的方式将清管器击碎,很可能引发生产关断,甚至对管道本体造成破损。关于清管器的尺寸选择,清管器长度过长,可能会在弯头处卡堵;长度过短,清管器可能会在管线内发生翻滚。清管器的过盈量也要合适,过盈量太大,清管器很容易卡堵;过盈量太小,密封效果不好,可能造成清管器进入旁通管道。此外,还应考虑清管器的质量。即使选择了合适的清管器类型和尺寸,如果管线过长,清管器依然存在因磨损过大,在管线末端清管器失去过盈量的风险。

2.4.2 应对措施

针对清管器的风险,平湖14”天然气海底管道作业时,聘请了英国符合资质的清管器厂家针对平湖14”天然气海底管道设计了相应的清管器。先用泡沫清管器试通球,并选择渐进式清管方案,由前1个清管器的收球评估情况决定下1个清管器的类型和大小。同时,准备泡沫清管器作为救援清管器,当机械清管器出现卡堵,致清管器后方压力无法推动其运行时,可采用救援清管器将其推出。通常情况下,内检测前的清管宜选择泡沫清管器、蝶形皮碗清管器、双向直板清管器进行清管。平湖14”天然气海底管道选择的泡沫清管器过盈量为 4%~5%,蝶形皮碗清管器过盈量为4.9 %,双向直板清管器过盈量为 4.9 %,同时为了更好地检验管道内部通过能力,在利用泡沫清管器清管过程中外加 1 块 85 %内径的测径板,双向直板清管器清管过程中外加 2 块 85 %内径的测径板以检验管道内部通过能力,同时,也建议根据实际情况选择大于密封盘约10 mm 的尼龙刷(无内涂层管段选择钢丝刷) 清除悬挂在管道内部较硬的污物。

 

2.5 人的风险

2.5.1 操作引发的风险

由于多数海底管道在投产后都未进行通球清管作业,现场人员对于收发球作业的流程缺少经验,有可能会发生未等到压力平衡即发球,未泄压完毕就打开盲板收球,阀门开关顺序混乱,流程切换不熟练等问题,引发爆炸、着火、人身伤害等隐患。

2.5.2 管理引发的风险

通球作业是一个跨部门的系统工程,作业界面较复杂,协调难度较大,有可能出现因界面不清导致工作缺位,造成安全隐患。

2.5.3应对措施

平湖14”天然气海底管道清管及内检测作业前,对操作人员进行了专项培训,在操作过程中,严格执行操作规程和方案,并抽调了相关部门人员,成立专门的项目组,划清工作界面,建立了良好的信息沟通机制,使各站点相关人员信息畅通,确保工作有序无缺位。同时,强化现场人员安全意识,并做好消防和劳动保护措施。

 

2.6 清除污物的风险

2.6.1 硫化物等杂质的风险

个别天然气管道,清出的污物中含有硫化物。硫化物很容易导致工作人员中毒,有的硫化物如FeS还会发生自燃。此外,对清管器进行清洗后的废水,如果不进行妥善处理,将会对环境造成污染,废水中含有凝析油,在露天下挥发也可能引发火灾。

2.6.2应对措施

提前收集天然气的组分化验报告,明确天然气的组分构成。对硫化物含量高的天然气管道,打开收球筒之前,对球筒进行喷水湿式作业,防止硫化物自燃。收球筒刚打开时,严禁开闪光灯拍照;清出污物后,迅速转移至安全区域,并做好预防自燃的措施。平湖14”天然气海底管道清管前,收集了天然气组分报告,天然气组分中不含硫,无需做相应的防范措施。

 

2.7 环境的风险

2.7.1环境风险分析

因为海底管道发球站处于海上平台,海上环境多变,如果作业时遭遇极端天气或者夜间作业,极易引发安全事故。同时,因海上平台空间较小,天然气外输、多种设备运转等产生大量噪音,如长期作业,将对听力造成损伤。

2.7.2应对措施

平湖14”天然气海底管道清管及内检测作业,针对以上风险,选择在4~5月通球清管,避开了台风天气,并且严禁在风力超过六级时作业。为安全起见,尽量避免夜间收发球,如必须在夜间作业,则需配备了足够的照明设施。此外,针对海上平台的噪声风险,作业时相关人员配备耳机等保护措施。

 

3、结论

海底管道通球的风险主要集中在管道本体及管道设备、管道积液、清管器、人、清除的污物、自然环境等方面,由此制定应对的措施,保证了东海最长天然气海底管道清管作业的成功。本次作业,为平湖投产18年以来首次,通球数量高达12个,开创了东海长输天然气海底管道清管及内检测成功的先例,同时也为今后类似作业提供了宝贵的经验。

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