近日，流花油田作业区顺利完成流花16-2油田群通海管通球作业，面对行程长、易卡阻等难题，海陆联合攻坚队见招拆招完成了一次高难度的海管“内科”检查，为油田群稳产上产提供了有力保障。
海上油气集输的“大动脉”
海管作为海上油气集输的“大动脉”，发挥着关键作用，流花16-2油田所产原油具有高含蜡、析蜡点低等特点，通过23.1公里10寸混输管道输送至“海洋石油119”FPSO。
该海管距离长，又是单层钢质，导致原油上岸温度最低时只有15℃，是目前海上油田水深最深温度最低的混输海管。
由于海管输送距离的增加，海管介质温度不断降低，蜡质会从原油中析出并凝结在管壁，造成海管进出口压差增大，降低了原油输送效率，限制了油井产能，同时对海管的安全稳定运行存在影响，因此必须定期开展内检测作业。
2020年投产至今流花16-2油田累计通球清蜡65次，清出蜡量超5300公斤，是海管容积的5倍，清蜡距离相当于完成马拉松赛道35圈。
-数智配合- 海管防腐管理系统化
生产人员运用软件模拟计算评估蜡沉积速率及清管器运行动态，对实际清蜡量进行统计分析，优化清蜡周期与方案，经过不断探索，由最初的5天1次优化为现阶段25天1次。
流花油田作业区在海管保护方面应用多种监测系统，全面开展海管腐蚀机理分析和防腐技术研究，对管内、管外腐蚀进行系统性分析形成以数智促管理的良好局面。
-自主作业- 清蜡技术实现体系化
在低温高压的深海环境中，为避免卡球风险，投产初期均由外委团队指导完成。由于清蜡周期短极易导致清蜡外委项目受制约，不仅影响产量，还增加了清蜡的安全风险。针对痛点，流花油田作业区，录制通球过程视频，建立数据台账，构建通球海管清蜡过程模型逐步实现全过程自主通球，形成独有的清蜡技术体系，现场还就地取材，自主设计制作螺旋式叶片清蜡工具，用“金点子”提升工作效率。
-海陆协同- 海管防腐措施规范化
流花油田作业区为切实落实好“一管一策”相关要求，提高管道的可靠性，创新采用高频次“列车”通球技术，顺利完成国内最深U型混输海管，在产期间的首次内检测作业，彻底摸清海管基础数据，保障了海底管道油气输送安全。
海陆协同分析实际生产工况，优化海管防腐措施有计划开展相关检测，利用数据管理建立海管防护评估体系，实现动态跟踪、控制并持续改进。从海管信号管理设置海管预报警功能，做到全面夯实、规范管理。
