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1、1清除海底出油管线水合物与积蜡堵塞Clearing Hydrate and Wax Blockages in a Subsea FlowlineD.J.Bilyeu, ExxonMobil Production Co.T. X. Chen, Shell Intl. Exploration and Production Inc.国际近海技术会议 2005 年 5 月美国休斯顿 OCT 17572摘要：一条无保温层的裸钢海底出油管线被水合物与积蜡堵塞，造成生产损失。用双侧减压法成功地使水合物堵块解体。然后，用叫做“微型环空压力脉动（MAPP） ”的低价持续增压方法成功地清除了积蜡堵块。本文叙述了解
2、堵补救方法、实施步骤和现场经验。石蜡和水合物在一起能够使海底出油管线的堵塞问题变得很复杂。双侧减压方法是清除海底出油管线水合物堵块非常有效的方法。针对水合物和石蜡问题采取补救措施时，水合物融解模型和石蜡沉积模型是做出重要决策的有用工具。已经证实， “微型环空压力脉动（MAPP） ”方法是清除海底出油管线积蜡堵块一种成本效益好的方法。一、 问题描述某近海油田长时间关井后重新启用输油时，发现两条海底出油管线中的一条已经堵塞。这条 8 英寸的海底出油管线是长 22500 英尺无保温层的裸钢管，一条 650 英尺长的柔性尾管将钢质输油干线管道与海底管汇连接起来，一条 1800 英尺长的低弯度波形立管将
3、钢质量输油干线管道与浮式生产储油卸油船（FPSO）连接起来。无保温层的裸钢海底出油管线没有埋地，而是直接安放在海底。海底管汇处水深 900 英尺，浮式生产2储油卸油船（FPSO）处水深 550 英尺。管汇处海底水温 50，而浮式生产储油卸油船（FPSO）附近的海底水温大约为 59。四口海底油井通过两条 8 英寸海底出油管线连接到海底管汇。一条 6 英寸气举管线与这两条海底生产出油管线平行。本项目全过程中，只利用了八条井口加药管线中的一条。二、 问题的诊断是什么堵塞了海底出油管线？是水合物、石蜡、结垢、机械损伤还是累积的砂子？进行了一个系统的诊断，这样才能采用适宜的补救措施，以最低的费用，使已经
4、堵塞的海底出油管线能够重新投入输油。根据采出水样品的分析结果，排除了海底出油管线内结垢的可能性。管线堵塞前，没有观察到有大量砂子产出。用遥控潜水器（ROV）对管线进行了调查，没有发现明显的机械损伤，并且与以前的调查结果比较后，没有发现管线发生任何重大的变化。3图 1 关井条件下流体处于水合物生成区水合物堵塞是非常可能的，因为如图 1 所示，关井期间，海底出油管线中采出流体恰好处于水合物生成区。水合物曲线是依据产出碳氢化合物的组成与采出水的矿化度绘成的。在此油田，一条温度更低的海底跨接管线，已经发生过水合物堵塞问题，并且用减压方法成功地解决了水合物堵塞问题。原油的含蜡量为 3.9%（重量） ，原
5、油的析蜡温度（ WAT）是 70。原油的倾点是 9 14。发生管线堵塞之前，正常生产期间，没有在井口加注防蜡剂，在出油管线投产初期，没有用清管器进行过清管作业。从投产到发生堵塞的时间里，没有保温层的裸钢海底出油管线里，很容易发生石蜡沉积。为了更好地理解海底出油管线里石蜡的沉积特性，应用计算机程序预测了沿海底出油管线的石蜡沉积分布状况和温度变化状况。图 2 所示是4初期投产后的积蜡过程和采出液的温度变化状况。最初几天的积蜡速度非常快，后来，由于积蜡层的隔热效应，石蜡的沉积速度随着时间逐渐减慢。与此同时，大块积蜡向下游移动。在管汇下游最初的 800 m 距离上，流体温度从管汇处的 150 160迅
6、速下降到原油的析蜡温度（WAT = 60） 。之后，流体温度停滞在略高于海底温度。图 3 所示是长时间关井之前的海底出油管线积蜡厚度分布状况和采出液的温度变化状况。在长时间关井发生之前，沿着海底出油管线的石蜡沉积厚度达到大约 20 mm 的平均稳定的水平。在关井前十个月的时间里，海底出油管线里流体温度停滞在不变的状况，最高的输出温度为 80，比采出原油的析蜡温度（WAT）高。所有这些表明，在关井前十个月的时间里，海底出油管线里没有进一步发生石蜡沉积。海底出油管线的压力降和流体到达温度等现场数据证实了这样的观察结果。5图 2 投产初期的积蜡厚度分布和流体温度变化状况6图 3 长时间关井前积蜡厚度
7、分布和流体温度变化状况三、 水合物堵块的解体已经用双侧减压法使海底出油管线里的水合物堵块解体。在实施双侧减压法之前，用科罗拉多矿业学院（CSM ）为 DeepStar 开发的水合物堵块解体模型，预测了 8 英寸海底出油管线里水合物堵块完全解体所需要的时间。图 4 所示是不同海底环境温度下，以及假定水合物孔隙度为0.35 时水合物堵块上的绝对压力的条件下，预测的结果。随着水合物堵块上一定压力下的环境温度的升高，水合物堵块解体时间在减少。如果温度不变，那么，随着包括管线绝对压力和水合物堵块上方的流体静水压头在内的作用在水合物堵块上的绝对压力的增加，水合物堵块解体时间显著增加。例如，在 45固定不变
8、的海底温度下，当作用在水合物堵块上的绝对压力从 100 磅/平方英寸绝压增加到 150 磅/平方英寸绝压，然7后再增加到 200 磅/平方英寸绝压时，使 8 英寸无保温层的裸钢海底出油管线里水合物解体所需要的时间从 3.2 天增加到 6.17 天，然后再增加到19.6 天。因此，要缩短水合物堵块解体时间，去除水合物堵块上产生静水压力的液体是非常关键的。图 4 8 英寸裸钢海底出油管线里水合物堵块解体需要的时间实施双侧减压法使 8 英寸海底出油管线里水合物堵块解体时，应采取下列步骤。首先，在浮式生产储油卸油船（FPSO）上部，使堵塞的出油管线和气举管线减压。打开海底阀门，有可能使堵塞的出油管线和
9、气举管线在海底管汇端连通起来，这样，堵塞的出油管线也可以在海底管汇端减压。通过加药管线抑制通过 U 形管从堵塞的出油管线流进气举管线的液体。现在，通过增加浮式生产储油卸油船（FPSO）处气举管线的压力，气举管线里的液体被推进其他生产出油管线。重复这个操作过程，直至堵塞的出油管线在海底管汇端的压力下降到 110 磅/平方英寸表压。当堵塞的出油管线的两侧都减压后，让出油管线搁置五天左右不要动它，这个时间必须比预测的 8 英寸海底出油管线里水合物堵块完全解体所需8要的时间要长得多。双侧减压处理后，将一口高产井的采出流体导入经过处理的海底出油管线。可惜，处理过的出油管线并没有建立起任何流通状况。在改用
10、其他解堵补救措施之前，为使出油管线里的水合物堵块解体，又进行了一次双侧减压处理。但是，处理过的管线依然堵塞了。四、 清除石蜡堵块那么，是什么其他东西堵塞了海底出油管线呢？显然，这不是胶凝原油，因为海底环境温度高于此种原油的倾点。经过系统分析后，所得结论是，长时间关井后试图重新启动输油期间，石蜡堵块和水合物堵块共同造成了管线的堵塞。用图 5 可以解释在“水合物扫线清管”过程中石蜡堵块的形成过程。从图 3 可见，长时间关井之前，出油管线里最大积蜡厚度为 30 mm。出油管线关井并且降温到海底环境温度后，海底出油管线里生成了水合物。如果不首先清除掉水合物就尝试重新启动出油管线时，水合物形成一个堵块，
11、起到一个扫线清管器的作用，把管壁上沉积的石蜡聚集到一起，形成压实的石蜡堵块。按照上文叙述使水合物解体后，水合物堵块是解体了，但是，石蜡堵块依然留在出油管线中。9图 5 水合物堵块造成的石蜡堵块用一种新的补救方法清除海底出油管线里的石蜡堵块。这种方法叫做“微型环空压力脉动（MAPP） ”，或“微型环空润滑法 ”或“持续增压法”。本文中用“微型环空压力脉动（MAPP） ”的名称来说明这种方法。本项目中，按照下列关键步骤来实施“微型环空压力脉动（MAPP） ”： 从浮式生产储油卸油船（FPSO）端向堵塞的海底出油管线和气举管线里注入 3 桶乙二醇，再注入柴油，直至两条管线都被灌满。让出油管线沉积几个
12、小时，并从出油管线排出任何夹杂的气体。重复这个过程，10直至出油管线再无明显的气体排出。 使出油管线的浮式生产储油卸油船（FPSO）端增压到 400 磅/平方英寸表压，为此，要注入柴油建立起足够的回压，并且，在“微型环空压力脉动（MAPP） ”过程中，要防止任何潜在的固体在抵达出油管线的浮式生产储油卸油船（FPSO）端时弹出。 将柴油以非常慢的流速（约 10 加仑/小时）从上端断断续续地注入气举管线，使堵塞的海底出油管线的海底管汇端压力慢慢升高，直至石蜡堵块开始移动或者达到了最大允许操作压力（MAOP）的压力极限（此出油管线为 2800 磅/平方英寸表压） 。 出油管线里建立起流通状态后，用采
13、出流体将脱离管壁的石蜡堵块推向上部的加工设施。图 6 积蜡解堵过程的压力变化11图 7 积蜡解堵过程中柴油注入速率图 6 所示是在缓慢增压操作过程中，在柴油加注泵的出口和出油管线的浮式生产储油卸油船（FPSO）端记录的压力数据。图 7 所示是在上部注入气举管线的柴油注入速率的时间序列以及柴油加注泵的出口压力。缓慢增压大约七天后，柴油加注泵的出口压力达到大约 1500 磅/平方英寸表压，在海底出油管线里建立起流通状态，石蜡堵块在管线内移动。之后，采出流体将石蜡堵块推到上部的加工设施，曾经堵塞的海底出油管线成功恢复了正常的生产。我们已经辨别出这种清除积蜡的“微型环空压力脉动（MAPP） ”方法的两
14、个可能的原理。 出油管线减压，从而最大程度减小了管子内径，也减小了石蜡堵块的直径。在我们的事例中，这一步骤用于融解水合物。假如水合物不是问题的一部分，这一步骤仍是必要的。相信慢慢增压可以使管子内径略有增加，但并不增加石蜡堵块的直径，结果在管壁与石蜡堵块之间形成12微型环形空间。一段液楔被推进这个环形空间，在很短距离上，它使石蜡堵块与管壁脱离开。当再次解除压力时，石蜡堵块在径向上受到管壁的压缩。当重新施压并进一步增压时，微型环形空间和液楔沿着石蜡堵块的长度扩展开来。这个原理恰恰说明了为什么要把这种方法叫做“微型环空压力脉动（MAPP） ”方法。 在持续的压差下，石蜡堵块会随着时间推移发生蠕变和塑
15、性变形。换言之，在持续的压差下，石蜡堵块会围绕其周长发生蠕变，并且，石蜡堵块与管子内壁之间的结合也断开了，由此使石蜡堵块可以在管内移动了。因此，这种方法也叫做“持续增压法” 。图 8 石蜡堵块前后的压力平衡Kruka 根据石蜡堵块前后力的平衡（见图 8） ，导出了下列方程，用以解释这种新的积蜡补救措施的工作原理。r P1 P2（r）= （1）2 L式中， 是在半径 r 处的剪切应力。此方程表明局部剪切应力与半径成线性关系。这得出两点重要的启示： 石蜡堵块通常在发生最大剪切应力的部位与管壁脱离开的。13 管子内径越大，石蜡堵块越容易与管壁脱离开（即，需要的压差越小） 。使这种方法能够有效发挥作用
16、的实际原因可能是这两种原理的某种组合形式。对于非常长的石蜡堵块，第一种原理“微型环空压力脉动（MAPP） ”可能对缩短石蜡堵块长度非常关键，然后，石蜡堵块才能按第二种原理（蠕变和塑性变形）被剪切。与海底出油管线和管道的积蜡堵塞问题的其他解堵补救措施（如卷筒式管道、外部加热和更换出油管线）相比较，这种新型方法具有下列优点： 能够迅速实施，正常情况下使用平台上的现有设备即可，不需要专门的维修船只。石蜡堵块解堵费用只是其他积蜡补救措施的几分之一。 与卷筒盘管作业是不同的，卷筒盘管作业有个送达长度极限（目前大约为 15000 英尺） ，这种“微型环空压力脉动（MAPP） ”方法没有送达长度极限，能够用于任何海底出油管线和管道系统，只要有可以利用的井口/管汇加药管线、维修管线或者气举/维修管线。 这种“微型环空压力脉动（MAPP） ”方法与环境友好，因为存在的化学品/碳氢化合
