CN109990139A - 一种应用于海上平台原油立管更换的方法 - Google Patents

一种应用于海上平台原油立管更换的方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种应用于海上平台原油立管更换的方法，包括如下步骤：确定原油立管更换的位置；发射不同测径板的清管器进行管道内部评估，减少卡球风险；发射直板钢刷清管器对管道内壁的附着物进行清理；利用氮气和清管器对海管内进行氮气置换以及排空管内含油液体介质；采用直板清洗器组成清洗列车局部清洗原油立管并安装封堵头；切割原油立管，安装新立管；连接新立管与膨胀弯法兰，并进行自试压垫片试压测漏。本发明解决原油立管内管腐蚀且腐蚀点在水面以下，针对需要对原油立管进行整体更换的情况，避免对管道进行全线清洗、试压，节省项目成本、提高效率，实现节能减排、降本增效的目的，具有良好的市场前景。

Description

一种应用于海上平台原油立管更换的方法
技术领域
本发明涉及原油立管的维修更换领域，特别设计一种应用于海上平台原油立管更换的方法。
背景技术
海洋平台立管结构为双层管，分为内管和护管，如果腐蚀点在水面以上，且立管护管未进水，可通过切割立管护管，找到腐蚀的内管进行管卡补强、贝尔佐纳材料补强、3X材料补强等手段。如果立管护管进水或者内管腐蚀点在水面以下，需要对立管进行整体更换。原油管道立管整体更换时，需要对整条管道进行清洗，之后进行切割、拆除、更换等工作。管道清洗时需要大量的清洗药剂、含防腐剂的海水或淡水，产生大量的含油废液，后期需要进行整条海管的整体试压及排水等工作。整条立管更换过程涉及范围广，需要投入大量的资源，成本较高。
发明内容
本发明的目的提供一种海上平台原油立管更换的方法，解决原油立管内管腐蚀且腐蚀点在水面以下，针对需要对立管进行整体更换的情况，采用渐进式清管、管道内壁预处理、绝缘法兰至立管水下法兰切除更换、海管局部清洗、清洗列车及封堵头封堵、试压垫片等技术。避免对管道进行全线清洗、试压，解决相应的问题，节省项目成本、提高效率，实现节能减排、降本增效的目的，具有良好的市场前景。
一种应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一：管线进行取样评估，确定原油立管更换的位置；
步骤二：发射不同测径板的清管器进行管道内部评估，减少卡球风险；
步骤三：发射直板钢刷清管器对管道内壁的附着物进行清理；
步骤四：利用氮气和清管器对海管内进行氮气置换以及排空管内含油液体介质；
步骤五：采用直板清洗器组成清洗列车局部清洗原油立管并安装封堵头；
步骤六：切割原油立管，安装新立管；
步骤七：连接新立管与膨胀弯法兰，并进行自试压垫片试压测漏。
作为优选，步骤一对所述管道原油进行取样，确定所述管道情况进行通球作业。
作为优选，采用渐进式通球作业，依次发送清管器测径板进行测量分析。
作为优选，利用氮气推送所述直板清管器，清理管道杂质，并进行含氧量测验，保证后续立管动火切割的安全可靠性。
作为优选，步骤四对所述原油立管氮气置换后，在所述立管水面以上1 米处设置清洗取样孔，局部清洗时进行取样分析，连续取样三次化验含油量小于30ppm即为清洗达标。
作为优选，步骤五所述清洗列车包含六个直板清洗器，发球端与第六直板清洗器之间注入淡水，第六直板清洗器与第五直板清洗器之间注入淡水，第五直板清洗器与第四直板清洗器之间注入高效水基除油清洗剂，第四直板清洗器与第三直板清洗器之间注入淡水，第三直板清洗器与第二直板清洗器之间注入乳化清洗剂，第二直板清洗器与第一直板清洗器之间注入原油清洗剂，第一直板清洗器与收球端之间为管线氮气置换后的氮气。
作为优选，管道封堵采用管道封堵头，扩大使用范围防止管道内外介质交换，注入泵出口安装流量计将所述清洗列车最后一个清管器停留在距离所述立管水下法兰50米处；所述立管水下法兰处水深22米，压力约2.2bar，所述六个清管器每个驱动压头、沿程摩阻、静水压头、出口背压等总压力约 16bar，所述清洗列车可以停留在管内设计位置，同时拆开所述立管水下法兰时快速安装所述管道封堵头。
作为优选，步骤六所述原油立管切割位置在绝缘法兰以下约1米位置，避开8°弯头(5)。
作为优选，切割所述原油立管后预留一段约1米长的直管段在新立管安装完成后根据复测的数据进行焊接连接，采用试压垫片对新安装的水下立管法兰进行试压，检验水下法兰连接的密封性。
作为优选，新原油立管整体连接完成后，利用氮气，注入氮气压力19bar，将所述立管内所述清管列车推出，油田开井，管道复产。
本发明的有益效果是：
本发明采用渐进式清管、管道内壁预处理、绝缘法兰至立管水下法兰切除更换、海管局部清洗、清洗列车及封堵头封堵、试压垫片等技术提供一种应用于海上平台原油立管更换方法，解决立管内管腐蚀且腐蚀点在水面以下，需要对立管进行整体更换的情况，避免对管道进行全线清洗、试压，解决相应的问题，节省项目成本、提高效率，实现节能减排、降本增效的目的，具有良好的市场前景。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
图1为本发明所述一种应用于海上平台原油立管更换的方法步骤三结构示意图；
图2为本发明所述一种应用于海上平台原油立管更换的方法步骤四结构示意图；
图3为本发明所述一种应用于海上平台原油立管更换的方法步骤五结构示意图；
图4为本发明所述一种应用于海上平台原油立管更换的方法步骤六结构示意图；
图中标号说明：1、收球端 2、发球端 3、直板清管器 4、法兰 5、立管 6、8°弯头 7、切割位置 8、绝缘法兰。
具体实施方式
下面将结合附图以及具体实施方式来详细说明本发明，在本发明的示意性实施及说明用来解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
本发明所述一种应用于海上平台原油立管更换的方法，包括以下步骤：
步骤一：资料查询。调研海上施工作业工况，对管道内的原油进行取样，化验其成分，同时查阅管道的通球记录，分析管内情况，对管道内部情况及能否通球作业进行初步评估。
步骤二：渐进式清管。停止生产前对原油立管依次发送95％ID泡沫测径清管器、95％ID直板测径清管器，将收取的清管器测径板进行测量、分析，根据测径板的变形情况，确定下一步工作。
步骤三：预处理。停止生产前发射多个直板钢刷清管器对管道内壁的附着物进行清理，下游收球时收集收球筒内的固体残留物并进行称重，判断管内杂质的残留情况；停止生产后利用氮气推送3个直板清管器，将管内的液体及固体介质全部清理出管道，并进行含氧量测验，保证后续立管动火切割的安全可靠性。请参阅图1。
步骤四：局部清洗。采用6个直板清管器，依次注入氮气、直板清管器 3、原油清洗剂、乳化清洗剂、淡水、高效水基除油清洗剂组成清洗列车，对立管进行清洗；海管氮气置换后，在立管水面以上1米处设置清洗取样孔，局部清洗时进行取样分析，连续取样三次化验含油量小于30ppm (GB4914-2008海洋石油勘探开发污染物排放浓度极限)即为清洗达标。请参阅图2。
步骤五：管道封堵。注入泵出口安装流量计将清洗列车最后一个直板清管器停留在距离立管水下法兰50米处；立管水下法兰处水深22米，摩阻约 2.2bar，6个直板清管器每个驱动压头、沿程摩阻、静水压头、出口背压等总摩阻约16bar，清洗列车可以停留在管内设计位置。同时，拆开立管水下法兰时快速安装封堵头，防止管内外的介质受海流扰动影响而进行交换，确保环保要求。请参阅图3。
步骤六：立管切割。旧立管切割位置在绝缘法兰以下约1米位置。请参阅图4。
步骤七：新立管预制及试压。按照原有的立管设计图纸提前预制新立管，预留一段约1m长的直管段在新立管安装完成后根据复测的数据进行焊接连接。新立管预制完成后进行整体试压，保证焊接质量。
步骤八：膨胀弯法兰试压。采用试压垫片对新安装的水下立管法兰进行试压，检验水下法兰连接的密封性。
步骤九：管线复产。新立管整体连接完成后，利用氮气(注入氮气压力 19bar)将整个海管内的清管列车推出后，油田开井，管道复产。
作为优选，参阅图2，按照箭头所示方向从左至右清洗列车依次填入第六直板清管器，第五直板清管器，第四直板清管器，第三直板清管器，第二直板清管器和第一直板清管器。
可以理解，本发明是通过一些实施例进行描述的，本领域技术人员知悉的，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，可以对这些特征和实施例进行各种改变或等效替换。另外，在本发明的教导下，可以对这些特征和实施例进行修改以适应具体的情况及材料而不会脱离本发明的精神和范围。因此，本发明不受此处所公开的具体实施例的限制，所有落入本申请的权利要求范围内的实施例都属于本发明所保护的范围内。

Claims (10)

1.一种应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一：管线进行取样评估，确定原油立管更换的位置；
步骤二：发射不同测径板的清管器进行管道内部评估，减少卡球风险；
步骤三：发射直板钢刷清管器对管道内壁的附着物进行清理；
步骤四：利用氮气和清管器对海管内进行氮气置换以及排空管内含油液体介质；
步骤五：采用直板清洗器组成清洗列车局部清洗原油立管并安装封堵头；
步骤六：切割原油立管，安装新立管；
步骤七：连接新立管与膨胀弯法兰，并进行自试压垫片试压测漏。
2.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，步骤一对所述管道原油进行取样，确定所述管道情况进行通球作业。
3.根据权利要求2所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，采用渐进式通球作业，依次发送清管器测径板进行测量分析。
4.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，利用氮气推送所述直板清管器，清理管道杂质，并进行含氧量测验，保证后续立管动火切割的安全可靠性。
5.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，步骤四对所述原油立管氮气置换后，在所述立管水面以上1米处设置清洗取样孔，局部清洗时进行取样分析，连续取样三次化验含油量小于30ppm即为清洗达标。
6.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，步骤五所述清洗列车包含六个直板清洗器，发球端与第六直板清洗器之间注入淡水，第六直板清洗器与第五直板清洗器之间注入淡水，第五直板清洗器与第四直板清洗器之间注入高效水基除油清洗剂，第四直板清洗器与第三直板清洗器之间注入淡水，第三直板清洗器与第二直板清洗器之间注入乳化清洗剂，第二直板清洗器与第一直板清洗器之间注入原油清洗剂，第一直板清洗器与收球端之间为管线氮气置换后的氮气。
7.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，管道封堵采用管道封堵头，扩大使用范围防止管道内外介质交换，注入泵出口安装流量计将所述清洗列车最后一个清管器停留在距离所述立管水下法兰50米处；所述立管水下法兰处水深22米，压力约2.2bar，所述六个清管器每个驱动压头、沿程摩阻、静水压头、出口背压等总压力约16bar，所述清洗列车可以停留在管内设计位置，同时拆开所述立管水下法兰时快速安装所述管道封堵头。
8.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，步骤六所述原油立管切割位置在绝缘法兰以下约1米位置，避开8°弯头(5)。
9.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，切割所述原油立管后预留一段约1米长的直管段在新立管安装完成后根据复测的数据进行焊接连接，采用试压垫片对新安装的水下立管法兰进行试压，检验水下法兰连接的密封性。
10.根据权利要求1所述的应用于海上平台原油立管更换的方法，其特征在于，新原油立管整体连接完成后，利用氮气，注入氮气压力19bar，将所述立管内所述清管列车推出，油田开井，管道复产。
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