海上油田注水海管清管流程改造实践

鲁瑜（中海石油（中国）有限公司天津分公司辽东作业公司）

海底管道是通过密闭的管道在海底连续地输送大量油、气、水的管道，是海上油气田开发生产系统的主要组成部分。注水海管作为海上油田开发生产中重要的组成部分，在运行过程中海管内沉积物增加，输水能力降低，影响平台间的正常输水[1-2]。为避免出现海底管线结垢对供水水量及注水水质造成影响，需要对注水海管进行清管作业。注水海管清管作业的目的在于及时清除海底管线内结垢物，管内沉积物，降低海管沿程阻力和降低海管腐蚀速率，以保证海底管线的畅通[3]，保障提供充足达标的水源，保证平台间正常的水源输送。

1 原清管流程存在的问题

1.1 原清管流程

渤海A 油田所辖4 条注水海管，在清管作业中，为实现含油污水零排海，采用收球筒出口连接临时软管将清管介质转入泥浆池，再通过泥浆泵转入油井流程（图1）。具体清管作业流程为：E、C平台导通清管流程，关闭C 平台端收球桶至注水井的阀门，在收球桶出口连接临时软管至泥浆罐。清管作业过程中，清管介质经E-C 平台注水海管至C平台收球桶，进入泥浆池，泥浆泵经油井地面流程进入原油系统。

1.2 存在的问题

原注水海管清管流程在实际过程中主要存在以下问题：

1） 在没有故障油井时，需对1 口正常生产的油井手动停泵进行转液，影响原油产量约3.1 m3。

2）清管作业时需委托油水井作业队人员操作泥浆泵配合转液，一定程度上占用油水井作业资源，需支付油水井作业方服务费约10 万元。

图1 E-C 平台注水海管清管流程简图

3）海管清管流量受泥浆罐液位及泥浆泵的转液速度限制，清管流量通常控制在50～75 m3/h，清管效率较低。

4）如果平台有修井作业时，泥浆池处于使用状态，制约清管作业及时开展。

5）清管作业时需连接软管至泥浆罐，可靠性相对较差，存在一定的安全环保风险。

6）若泥浆泵突然发生故障，将导致清管作业无法及时转液，需暂停清管作业，再次启动清管作业存在卡球的风险。

2 流程改造

针对上述问题，以原清管工艺流程为基础[4]，考虑利用C-CEP 混输海管接收清管介质，将注水海管清管介质输送至C-CEP 平台原油混输海管进行流程改造。增加E-C 注水海管收球桶至C-CEP 平台原油混输送海管流程[5]，并在流程上加装双联滤器，用于过滤清管所接收的各类杂质，新改造的流程上安装止回阀，防止原油混输送海管介质倒流[6-7]。具体流程改造见图2。改造后清管作业流程为：E、C平台导通清管流程，关闭C 平台端收球桶至注水井的阀门，导通收球桶出口至C-CEP 原油混输海管流程阀门。清管作业过程中，清管介质经E-C 平台注水海管至C 平台收球桶，经过新增双联滤器进入C-CEP 原油混输海管。

3 改造效果

3.1 改造前后效果

2018 年9 月，E-C 平台注水海管清管流程改造完成后进行清管作业。

流程改造前，E-C 平台注水海管清管作业用时248 min，受泥浆罐容积和泥浆泵排量影响，清管流量控制在50 m3/h。

流程改造后，E-C 平台注水海管清管时间为150 min，清管效率大幅提升，清管流量控制在70～75 m3/h，改造前后数据见表1。

表1 流程改造前后清管数据

采用原清管模式，受泥浆罐转液速度影响，清管作业无法持续进行，该海管清管时间为248 min；改造后清管作业，清管流量控制在70 ～75 m3/h，实现了不间断清管，用时150 min，清管时间节约39.51%，清管效率提升。

3.2 节省作业资源

采用原清管模式，额外需委托油水井作业人员3 人配合泥浆罐转液，同时占用泥浆罐，影响油水井动管柱作业正常开展。清管流程改造后无需油水井作业人员配合，不影响油水井动管柱作业。作业资源占用对比见表2。

图2 改造后流程简图

表2 改造前后占用作业资源对比

3.3 安全环保风险降低

采用原清管模式，清管介质先进入泥浆罐，泥浆罐为敞开式容器，存在一定的冒罐风险，存在溢油环保隐患；流程改造后，清管模式转为闭式清管，降低了安全环保风险。

4 结论

1） 采用原清管模式，清管时需使用1 口油井进行转液，如果没有故障油井时，需手动关停1 口在生产油井，单次清管作业影响原油产量约3.1 m3。

2）流程改造后，清管过程中无需委托油水井作业人员配合泥浆罐转液，每次清管作业节约支付服务费用和泥浆罐清罐费用总计约10 万元。

3）实现清管作业与井口油水井动管柱作业互不影响，节约工时约20 h。