海上油田清管球收球器工艺改造探究范文

摘要：

涠洲12-8W_6-12油田在进行聚氨酯泡沫球通球清管作业时，多次出现清管球在收球器出料口遇卡问题，给油田的安全生产带来很大风险，也增加了故障处理的工作量。通过对清管球收球器的结构原理进行分析，查找出了导致清管球卡球的根本原因，提出并实施了清管球收球器工艺优化改造方案，彻底解决了清管球在收球器内的卡球问题。此方案施工简单，具有通用性，可为解决类似收球器卡球问题提供借鉴。

关键词：

海底管道；收球器；卡球；清管通球

通球清管作业是海上油气田的常规作业。清管球可清除管道内的固体杂质、凝油，防止管壁结蜡、结垢，从而提高管道的输送能力，降低海底管道的内腐蚀速率，清管球也常用于输气管道的气液隔离和管道清液和输油管道置换时的油水隔离[1]。南海西部涠洲作业公司要求每月至少进行一次海底管道通球清管作业，为降低海底管道卡球风险，多采用聚氨酯光体泡沫球和带钢丝刷的聚氨酯泡沫球，清管球与海底管道的过盈量为1%。涠洲12-8W_6-12油田投产三年来进行海底管道通球40次，出现清管球在收球筒内卡球破损5次。清管球在收球筒内破损，容易堵塞收球器的出液口和出液管线，破损的球体有可能进入下游的段塞流捕集器或生产分离器，从而堵塞其他压力容器的出液口或出液管，给油田的安全生产带来极大安全隐患，破损的清管球卡在收球筒的出液管内也不易取出，增加了油田维修工作量。涠洲12-8W_6-12油田通过对通球过程及卡球状况的分析研究，查找出导致清管球屡次在收球器出液口处卡球的原因，提出并实施了整改方案，彻底解决了清管球在收球筒内卡球的问题。

1涠洲12-8W_6-12油田收球筒卡球状况

涠洲12-8W_6-12油田出现5次清管球卡球问题，清管球均卡在收球器出液口的三通位置，且清管球出现旋转、吸瘪变形、破损等现象。卡球位置及清管球变形情况如图1所示。

2收球器卡球问题初期解决方案

清管球沿直线方向进入收球器后，由于收球筒的直径大于清管球的直径，清管球可能会在收球筒内倾斜[2]，当清管球运行到收球器的出液口位置时，流体的运动方向发生改变，对清管球施加一个侧向力，容易导致清管球在收球筒内发生旋转而卡在收球筒内，或者使清管球吸附在出液口处的拦球隔栅板处，导致堵塞收球器的出液口，引起海管压力异常升高，导致海管破裂、压力高高开关动作引起生产关停或压力安全阀动作[3]，给安全生产带来极大隐患，在流体和出液口处拦球隔栅板的作用下，聚氨酯泡沫清管球容易破损，进入收球器的出液管线或下游生产系统，极难取出，增加油田维修工作量。为防止发生以上问题，油田设计了网状收球猪笼（如图2）。收球猪笼的直径大于清管球的直径，小于收球筒的内径[4]。当清管球进入收球猪笼后，猪笼可以在一定程度上限制清管球的旋转。若收球猪笼的网孔过大，防止清管球受流体吸附冲击而破损的效果将变差，若收球猪笼的网孔太小，会严重影响流体在管道内的流动。经过数次调整猪笼网孔尺寸，涠洲12-8W_6-12油田使用收球猪笼后，清管球在收球筒内卡球的频率降低了，清管球发生破损的程度也降低了。但在收球筒内安置收球猪笼后，涠洲12-8W_6-12油田在海底管道通球清管过程中仍出现了两次不同程度的清管球卡球事件。

3收球器卡球问题原因分析

根据该油田某次收球压力变化曲线（如图3）和涠洲12-8W_6-12油田清管球收球器示意图（如图4）进行清管球卡球原因分析。由图中可看出，清管球到达收球端的最后1个小时（14:30至15:30）内，收球筒压力存在3个变化，认为：变化点1是由于工况调整引起的（清管球距离收球器仍有较远距离）；变化点2压力变化很小，距离压力突然变化的变化点3时间很近，是由于清管球通过压力变送器位置A引起（清管球到达压力变送器位置A前，压力变送器受下游压力影响明显，清管球通过压力变送器位置A后，压力变送器示值主要受海底管道一侧的压力影响）；变化点3突然升高，且上升到较大值，是由于清管球到达三通位置B后，堵塞在三通位置，影响了流体的流动，之后压力逐步下降，是由于清管球球体变形破损或在流体作用下清管球在收球筒内的位置发生调整，减小了清管球对三通位置的堵塞影响。清管球到达收球筒后，是沿着收球筒直线方向移动的，到达位置B后，在惯性作用下继续往前直线移动，由于为了取出清管球方便而将收球筒设计成向下倾斜状态，向下倾斜的收球筒容易聚集液体，液体压缩系数小，当清管球进入收球筒后，会对收球筒内流体产生压缩作用，使收球筒内产生高压，这个压力只能通过清管球与收球筒之间的缝隙沿着与清管球相反的方向释放，这就给清管球施加了一个反向作用力，重新将清管球反推至收球器出液口的三通位置处，容易造成清管球在收球筒内旋转、卡球或球体破损。总之，清管球进入收球筒后，速度水头使其更倾向沿着直线方向运动进入收球筒，但由于通过位置B后，C段内液体没有排放口，若清管球前行，会造成C段压力升高，使其不能前行，从而堵塞位置B处的三通，位置B三通堵塞后，流体为找到向下游流动的出口，从而将清管球损毁或使其变形。

4清管球收球器工艺优化方案

根据对清管球卡球原因的分析，解决清管球在收球器内卡球的根本方法是清管球进入收球器C段后，及时将收球器C段内升高的压力从收球器末端释放掉，避免C段升高的压力给清管球施加反向作用力。根据现有清管球收球流程，制定了清管球收球过程中从收球器末端释放收球器C段压力的工艺优化方案，方案见图5：在收球器末端泄压至闭排的2寸管线上加三通，引2寸管线至收球器出液管线上的预留口，通球过程中，保持收球器C段中液体与收球器出液管线的连通，当清管球进入收球器C段管线，引起C段压力升高时，收球器C段中的压力能及时从末端进行释放，大大减小了挤压液体对清管球的反向作用力，使清管球很容易进入收球器的C段收球筒，避免了清管球卡在收球器的三通位置。当过球指示器动作或通过压力数据判断清管球进入收球器的收球筒后，隔离收球筒泄压至出液管的阀门，按正常收球流程，旁通掉收球器，泄压并排空收球筒，回收清管球。

5结论及建议

(1)涠洲12-8W_6-12油田进行收球器工艺优化改造后接收清管球21次，未出现收球器卡球、清管球破损情况，清管球顺利进入收球器的收球筒，不再停留在出液口的三通位置而堵塞收球器出液管，接收球时压力波动明显变小，不再出现压力明显快速上升的状况，证明收球器工艺优化改造方案取得成功，从根本上解决了收球器卡球问题，对保障海底管道通球清管作业中的平稳安全起到了积极作用。

(2)此工艺优化方案施工简单、成本较低，从收球器的工作原理上解决了收球器卡球问题，容易推广，对解决类似问题提供了借鉴。

(3)收球器工艺优化方案中，新增泄压至收球器出液管的泄压管线尺寸会影响措施效果，在条件允许的情况下，应使新增泄压管线的尺寸尽量大一些，以提高收球筒的泄压速度，减少清管球进入收球筒时受到的反向作用力。

(4)进行新增收球筒泄压管尺寸设计时，应充分考虑清管球的运行速度和海底管道的输送量。

参考文献：

[1]李祎.海上油气田清管球收球筒防卡球装置的设计及应用[J].石油和化工设备，2014，17(4)：45-47.

[2]王玉，田连军.清管球（器）收球工艺流程优化设计[J].石油工程建设，2010，(2)：26-27+8.

[3]张科.天然气长输管道清管作业收球工艺优化[J].油气储运，2015，(10)：1103-1106.

[4]蒲红宇，刘仕鳌，蒋洪.天然气管道清管作业风险分析及应对措施[J].油气储运，2012，(6)：461-462+487-488.

作者:杨炳华 马永凯 张想 单位:中海石油（中国）有限公司湛江分公司涠洲作业公司