海底天然气管道清管风险分析及应对

高 超 王 皓 郭东升

上海石油天然气有限公司, 上海 200041

海底天然气管道清管风险分析及应对

高 超 王 皓 郭东升

上海石油天然气有限公司, 上海 200041

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。以平湖油气田14″(1″=25.4 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,提出了相应的应对措施,包括仔细查阅管道信息档案,更换管线设备,增加防卡装置,预测积液量并制定积液处理方案,合理选择清管器,渐进式清管,进行专项培训,规避极端天气作业等。

天然气海底管道；清管；风险分析；应对措施

0 前言

平湖14″(1″=25.4 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:凝析油和天然气二相流动介质,部分管段曾有机械接头修复经历,自1998年投产以来未进行过清管作业,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状不甚了解,清管作业难度和风险较大[1]。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[2]并制定了相应的防范措施。

1 清管工艺流程

清管工艺流程[3],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[4]。

图1 清管工艺流程

2 清管风险分析及应对

2.1 管道本体风险

管道本体的风险包括:管道厚度、变径、变形,弯头的数量、位置、曲率半径，有无内涂层、路由走向、高程变化、运行工况等。

2.1.1 管道厚度及内涂层

管道厚度决定清管器的监听难易程度,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[5]。

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,将会造成清管器卡堵,导致海底管道憋压甚至生产关断。严重时可能要割管取球,由此产生的费用甚至与铺设1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[6]；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[7]；同时,管道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,会发生清管器卡堵[8]。

2.1.4 管道内介质的运行工况

海底管道输送介质的压力、温度和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,对生产安全将造成极大的风险。

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[9],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67×104m3/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上升到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[10],见图2。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

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[11],也往往会发生球已经通过,过球指示器却不起跳的情况,对收发球操作造成误判断。如平湖14″天然气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,甚至会导致清管器破损、卡堵。

2.2.5 应对措施

1)针对快开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,经过检查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,避免风险发生。

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[10],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,并进行现场调研,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损坏。

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,拆除了过球指示器。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清管器的发出和到达,避免风险发生。

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[12]。在清管作业时,如果1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

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[14]。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[15]。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

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、着火和人身伤害等隐患。

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,并抽调相关部门人员,成立专门的项目组,划清工作界面,建立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,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作业前,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。本次清管作业,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,同时也为今后类似清管作业提供了宝贵的经验。

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10.3969/j.issn.1006-5539.2016.05.002

2016-06-12

高 超(1985-)，男，上海人，工程师，硕士，主要从事海底管道管理工作。