一种清管器卡阻后的定位方法及解卡方法

技术领域

本发明涉及海底管道清管技术领域，更具体地，涉及一种清管器卡阻后的定位方法及解卡方法。

背景技术

海洋平台通过海底管道输送开采物到FPSO(浮式生产储泄油装置)上，海底管道的入口端与海洋平台连接，海底管道的出口端与FPSO连接。海底管道多为油气水多相混合输送，混输过程中三相流体里常含有二氧化碳、硫化氢、盐如氯化物、地层运移的砂砾和蜡等介质，需要定期如每个月对海底管道进行清管作业以达到提高管线运输效率的目的。海底管道中生产水结垢的动态平衡为：

因此，需要对海底管道等的内部易结垢的管道使用清管器进清管作业，海上装置常规清管作业中清管器选择以刮板球与高/低密度泡沫球为主，其采用过盈设计，导致混输海底管道内垢块不断被剥离，堆积在清管器前端，随着累计清除垢块逐渐增多，清管器受到的阻力增大，且对于刮板球其破碎压力远高于混输海底管道生产运行关停压力高高设点，故发生清管器“卡球”现象，导致上游的海洋平台生产关断，无法输送生产出的油气，下游的浮式生产储泄油装置生产运行也会受到工况波动的困扰，因此清管器卡阻后快速判断其“卡球”位置点，然后高效有针对性地制定应急解卡方案可以有效降低油气产量损失。

有一种高含蜡海底混输管道清管器遇阻解卡方法，包括以下步骤：S1、确定清管器遇阻位置；S2、在海管末端下入连续管线至堵塞段，建立介质循环通道；S3、驱出该段海管内残液液体；S4、通过打压设备在海管末端注入清洗试剂，S5、清洗试剂加入后静置浸泡5小时；S6、注入气体气举返液，检测清洗试剂饱和度判断溶解蜡量；S7、加装一可爆破盲板，继续将海管中的残余液体排出；S8、在海底管道入口端加压将遇卡清管器推出。

但上述方案只考虑清管球运行时间、管道流量、管道容积的经验公式所计算出的遇卡位置误差较大，对清管器的遇卡位置的定位不够准确，导致对注入的清洗剂等的试剂用量计算不够准确。同时，上述方案只考虑到海底混输管道内的积蜡对海底混输管道的阻塞，没有考虑到碳酸钙、碳酸镁、硫酸钡等微溶或不溶性盐沉淀对海底管道的阻塞。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术对清管器卡阻位置定位不够准确，且没有考虑到不溶性盐沉淀对海底管道阻塞的不足，提供一种清管器卡阻后的定位方法及解卡方法。本发明提供的一种清管器卡阻后的定位方法能够更精准地定位清管器在海底管道中的卡阻位置。本发明提供的一种清管器卡阻后的解卡方法，能在清管器清理沉淀在海底管道内壁上的不溶性盐时，遇到卡阻后能对清管器进行解卡，且解卡效果更好，成本更低。

本发明的目的可采用以下技术方案来达到：

一种清管器卡阻后的定位方法，包括如下步骤：

S1.1：根据生产过程中海底管道中所输送的油气水的各项物性参数，计算出油气水的密度ρ，计算公式如下：

G

V

B

Z——气体压缩因子，无量纲；

p

T

R

R

V

ρ

ρ

ρ

G

ρ——一定的压力范围和温度范围内，油气水混合物的密度的平均值，kg/m

S1.2：通过计算海底管道内的平均压降

g——重力加速度，9.80665m/s

λ——垂直管段中油气水混合物的阻力系数，无量纲；

D——海底管道内径，mm；

P

P

——清管器所清理过的海底管道平均压力，MPa；

Q

S1.3：根据海底管道进口端的温度T

T

T

——海底管道内的平均温度，单位K；

S1.4：根据海底管道内的平均压力

S1.5：利用清管器在垂直管段中的名义流量Q

D

Δθ

S1.6：根据末端压力P

——海底管道中水平管段的平均压力，MPa；

P

此处取P

S1.7：根据海底管道中水平管段的平均压力

S1.8：利用海底管道中水平管段中的名义流量Q

D

Δθ

S1.9：根据清管器进入海底管道的时间以及清管器在海底管道中的运动速度，计算清管器在海底管道中的位置：

t

t

海洋平台开采作业中，海底管道将开采物从海洋平台输送到浮式生产储泄油装置中，此时，海底管道中输送的物质一般为油气水混合物。在使用清管器对海底管道进行清管作业时，将清管器从海底管道的进口端即海底管道与海洋平台连接的一端进入海底管道，清管器进入海底管道后需要从海底管道的进口端加压从而推动清管器在海底管道中前进，而通常通过泵入的海底管道中运送的油气水混合物实现加压，这样可以避免注入新的物质进入海底管道后，清管作业完成但海底管道内残留的物质难以排出，同时，所使用的油气水混合物可以就地取材，使用原有的输送油气水混合物的泵以及相关装置，使得作业更加方便。

由于从海底管道入口端泵入的是开采的油气水混合物，各油井的产油量、产水量、产气量，海洋平台处海底管道入口端的压力温度数据，浮式生产储泄油装置处海底管道出口端的压力温度等数据，均可以在开采作业的过程中进行相关的数据采集。温度、压力等参数会影响油气水混合物的体积，同时，不同比例的油气水混合物也会导致体积的变化，本发明中的定位方法综合考虑多个因素，更准确地计算清管器在海底管道中卡阻的具体位置，为后续的解卡作业提供指导。

海底管道从海洋平台到浮式生产储泄油装置包括两段竖直管段和位于两端竖直管段之间的水平管段，其中两段竖直管段分别为第一竖直管段和第二竖直管段，海底管道从海洋平台延伸到海床为第一竖直管段，然后在海床上水平延伸到浮式生产储泄油装置下方为水平管段，最后从海床延伸到浮式生产储泄油装置为第二竖直管段，第一竖直管段和第二竖直管段均朝下下垂，竖直管段与水平管段之间通过膨胀弯连接，竖直管段在海水中海浪等多种因素的影响不一定完全垂直于水平面，为了便于表述和理解，将竖直管段近似成竖直状态。将清管器进入海底管道入口端后，以清管器为界，清管器经过的海底管道为清管器后端的海底管道，清管器还未经过的海底股管道为清管器前端的海底管道。由于海底管道内的流体沿流动方向逐渐有垢析出，导致清管器在海底管道的不同位置存在不同程度的过盈量，清管器后端油气水介质等视为均布推送，且清管器运移刮剥后海管内壁无残垢，由此分段计算清管器的移动速度。

更靠近海洋平台的第一竖直管段，由于此段为竖直的竖直管段段且靠近泵，流体的流动速度快，沉积物较小，清管器基本不会在此段卡阻。而第二竖直管段由于位于下游，沉积物在水平管段中基本完全沉淀，因此沉积物不会在第二竖直管段中沉积，同时由于第二竖直管段竖直放置沉积物也较难在第二竖直管段内侧壁沉积。因此，清管器一般只会在水平管段中卡阻，只有在极端的情况有一定的可能会在竖直管段中卡阻，但可能性极小，且在竖直管段中卡阻并一般不是是沉积物导致。综上，本方案中给出的计算过程主要是针对清管器在水平管段中的卡阻，步骤S1.1到S1.9中的竖直管段为第一竖直管段。

一种清管器卡阻后的解卡方法，包括如下步骤：

S1：使用如权利要求1所述清管器卡阻后的定位方法对清管器进行定位；

S2：确定清管器所在位置后，将连续油管伸入海底管道，直至连续油管的出口到达清管器的前端剥落垢块处，同时，根据清管器前端的海底管道内液体的体积计算所需要的发泡剂的用量，根据清管器前端管道容积计算所需要的溶垢剂的用量；

S3：通过连续油管往海底管道内注入一定量的起泡剂进行发泡，并通过连续油管往海底管道内泵入氮气将泡沫排空；

S4：根据计算出的溶垢剂用量配置好溶垢剂溶液，通过连续油管往海底管道中注入配置好的溶垢剂溶液，并反应一定时间；

S5：启动打压泵对清管器后端的海底管道加压，若压力正常则解卡成功，清管器继续运行，若打压过程清管器前端的海底管道压力仍继续上升至最高点，则解卡失败，重复进行步骤S3和S4；

S6：步骤S5中解卡成功后清管器继续运行时，若清管器再次卡阻，则重复运行步骤S1-S5，直至清管器到达的海底管道末端完成海底管道全部位置的清管作业。

根据上述清管器卡阻后的定位方法能够更准确地定位清管器所在的位置，在解卡时实际的用量会更加准确，既能避免用量不够导致需要重复多次使用试剂，增加作业时间和成本，又不会用量过多导致浪费和损伤海底管道内壁。

本发明中的解卡方法，先是使用发泡剂配合氮气排空清管器前端的海底管道中的液体；然后，往排空液体的海底管道中注入适量的溶垢剂溶液并等待溶垢剂溶液反应一段时间，使得在清管器前端阻挡清管器移动的沉积物与溶垢剂溶液反应溶解；启动位于海洋平台上的打压泵往海底管道的入口端加压，即往清管器后端加压，若压力没升高，则表示清管器能往前移动，解卡成功，若压力一直上升并上升到海底管道所能承受的压力的最高点，则停止加压避免损坏海底管道，判定清管器仍被卡阻解卡失败，重复上述排液和溶垢的步骤再次进行解卡。

由于本发明提供的清管器卡阻后的定位方法能够更精确地计算清管器在海底管道中卡阻的位置，因此，所需要的发泡剂、溶垢剂等的试剂的用量能够控制得更加准确，既能避免发泡剂、溶垢剂过多造成浪费和溶垢剂过多腐蚀海底管道内壁，同时能够避免发泡剂用量不够导致不能完全将液体排出导致稀释溶垢剂，以及能够避免溶垢剂用量不足导致解卡失败。

所述溶垢剂需要进行配置成一定浓度的溶垢剂溶液后，才能通过连续油管注入到海底管道中。所述发泡剂的用量根据清管器前端的海底管道内液体的体积所决定，第一次卡阻时，清管器前端的海底管道内液体的体积即为海底管道中清管器前端处到海底管道出口端的容积，若如步骤S5所述第一次溶垢失败，则此时清管器前端的海底管道内液体即为注入的溶垢剂溶液的体积，此时所使用发泡剂的用量就根据溶垢剂溶液的体积计算。

进一步的，所述步骤S3和S4之间还包括如下步骤：

S31：根据海底管道中清管器前端处到海底管道出口端的容积，计算好的清洗剂用量并配置清洗剂溶液，并通过连续油管往海底管道中注入配置好的清洗剂溶液进行前置清洗；

S32：根据步骤S31中清洗剂溶液的用量计算所需要的起泡剂，通过连续油管往海底管道中注入起泡剂进行发泡，并通过连续油管往海底管道内泵入氮气将泡沫排空，然后进行步骤S4。

上述步骤S31和S32为清洗作业，为了让溶垢剂与沉积物充分反应，在排空清管器前端的海底管道内的液体之后使用溶垢剂之前，使用清洗剂清洗沉积物以及海底管道表面附着的油污，使用完毕后的清洗剂溶液利用发泡剂和氮气将清洗剂溶液排空以便进行后续的溶垢作业。清管器第一次被卡阻时，使用溶垢剂对清管器前端的海底管道进行彻底清洗油污，这样解卡后若清管器再次被卡阻可以不再进行清洗。若第一次清洗作业没有将清管器前端的海底管道全部清洗，仅仅清洗了清管器前端脱落的沉积物，则清管器再次卡阻时需要再次进行清洗作业。

进一步的，所述步骤S2中，所述海底管道包括顶端入口与海洋平台相连的第一竖直管段、顶端出口与浮式生产储泄油装置相连的第一竖直管段、以设于所述第一竖直管段与所述第二竖直管段之间的水平管段；

若所述清管器在水平管段中卡阻，则配置的溶垢剂溶液的体积为所述水平管段中清管器前端到所述水平管段到第二竖直管段连接处之间的容积；若所述清管器在所述第二竖直管段中卡阻，则配置的溶垢剂溶液的体积不大于所述第二竖直管段中所述清管器前端到所述第二竖直管段顶端出口之间的容积。

本方法主要针对由于沉积物导致的清管器卡阻，通常是由于清管器刮落的沉积物堆积在清管器的前方阻挡清管器的移动，也可能是海底管道内侧壁上的沉积物较多导致难以刮落。当清管器在水平管段中卡阻，则只需要将清管器前端的水平管段内注满溶垢剂并使得第二竖直管段中溶垢剂的液面高度高于清管器，就能使得清管器前端卡阻清管器的沉积物被充分浸没在溶垢剂中，不必使得第二竖直管段也住满溶垢剂，节约溶垢剂的用量，同时减少溶垢剂对海底管道腐蚀。当清管器在第二竖直管段中卡阻时，溶垢剂的用量只需要将脱落的沉积物浸没即可。

进一步的，所述步骤S3中，所述第二竖直管段顶端出口与浮式生产储泄油装置中的污油舱连通，所述清管器前端的海底管道内的泡沫在充入氮气后排入所述污油舱中。

在注入发泡剂之后，海底管道内清管器前端的液体发泡，注入氮气后泡沫被排出海底管道，利用浮式生产储泄油装置中原来就设有的污油舱收集排出的泡沫。

进一步的，所述步骤S3中，所述第二竖直管段顶端出口与所述污油舱之间的连接管道上设有取样位，在所述取样位中连续取样均无泡沫即可判定为泡沫已排尽。

进一步的，所述步骤S3中，所述第二竖直管段顶端出口与所述污油舱之间的连接管道上设有取样位，在所述取样位中连续取样均无泡沫即可判定为泡沫已排尽。

取样位上可以设有球阀，定期打开球阀，观察到无连续的泡沫后则判定为泡沫已排空。

进一步的，所述起泡剂包括椰油酰丙基羟磺基甜菜碱15％-25％(质量分数)、十二烷基咪唑啉5％-10％(质量分数)、烷基聚醚氧化铵3％-15％(质量分数)、有机溶液1％-3％(质量分数)、无机盐溶液0.5％1％(质量分数)，其余为水；根据清管器前端的海底管道内液体的体积，起泡剂的用量为100-500mg/L。

有机溶液为乙醇、异丙醇、乙烯、乙二醇或三乙醇胺中的一种或多种。无机盐溶液为甲酸钠、硅酸钠、硫酸钠、五水偏硅酸钠或磷酸二钠中的一种或多种。

进一步的，所述溶垢剂溶液包括10％(质量分数)的HCl和5％(质量分数)的HF+2％的缓蚀剂，其余为水。

进一步的，配置所述溶垢剂溶液中所使用的水可以使用海水等质量替代。

进一步的，所述清洗剂为多功能清洗剂BH-QXJ-01。

其中，所述起泡剂、溶垢剂、清洗剂还可以使用市面上其他能够购买的成品，只需要按照成品药剂的使用说明进行稀释和使用即可。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

(1)能更加准确地计算清管器在海底管道中的卡阻位置，从而更好地指导的解卡作业。

(2)解卡时，使用起泡剂将海底管道中清管器前端的液体进行气泡从而更彻底地排空液体，避免稀释溶垢剂，然后，使用溶垢剂对沉积物进行溶解从而接触沉积物对清管器移动的卡阻。同时，由于清管器在海底管道的卡阻位置计算准确，溶垢剂和稀释剂的用量计算也能更加准确。

(3)使用溶垢剂前先使用清洗剂去沉积物表面附着的油污，从而让溶垢剂与沉积物充分反应。

附图说明

图1为本发明海洋平台与浮式生产储泄油装置通过海底管道连接结构示意图；

图2为实施例3中注入溶垢剂溶液示意图。

图示标记说明如下：

1-海洋平台，2-浮式生产储泄油装置，3-海底管道，31-第一竖直管段，32-水平管段，33-第二竖直管段，4-清管器，5-沉积物，6-连续油管，7-溶垢剂溶液液面。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明。其中，附图仅用于示例性说明，表示的仅是示意图，而非实物图，不能理解为对本专利的限制；为了更好地说明本发明的实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；对本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。

本发明实施例的附图中相同或相似的标号对应相同或相似的部件；在本发明的描述中，需要理解的是，若有术语“上”、“下”、“左”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。

实施例1

一种清管器4卡阻后的定位方法，包括如下步骤：

S1.1：根据生产过程中海底管道中所输送的油气水的各项物性参数，计算出油气水的密度ρ，计算公式如下：

G

V

B

Z——气体压缩因子，无量纲；

p

T

R

R

V

ρ

ρ

ρ

G

ρ——一定的压力范围和温度范围内，油气水混合物的密度的平均值，kg/m

S1.2：通过计算海底管道内的平均压降

/>

——油气水混合物在两个海底管道入口处和出口处过流断面的平均速度，m/s；

g——重力加速度，9.80665m/s

λ——垂直管段中油气水混合物的阻力系数，无量纲；

D——海底管道内径，mm；

P

P

——清管器所清理过的海底管道平均压力，MPa；

Q

S1.3：根据海底管道进口端的温度T

T

T

——海底管道内的平均温度，单位K；

S1.4：根据海底管道内的平均压力

S1.5：利用清管器在垂直管段中的名义流量Q

D

Δθ

S1.6：根据末端压力P

/>

——海底管道中水平管段的平均压力，MPa；

P

此处取P

S1.7：根据海底管道中水平管段的平均压力

S1.8：利用海底管道中水平管段中的名义流量Q

D

Δθ

S1.9：根据清管器进入海底管道的时间以及清管器在海底管道中的运动速度，计算清管器在海底管道中的位置：

t

t

海洋平台1开采作业中，海底管道3将开采物从海洋平台1输送到浮式生产储泄油装置2中，此时，海底管道3中输送的物质一般为油气水混合物。在使用清管器4对海底管道3进行清管作业时，将清管器4从海底管道3的进口端即海底管道3与海洋平台1连接的一端进入海底管道3，清管器4进入海底管道3后需要从海底管道3的进口端加压从而推动清管器4在海底管道3中前进，而通常通过泵入的海底管道3中运送的油气水混合物实现加压，这样可以避免注入新的物质进入海底管道3后，清管作业完成但海底管道3内残留的物质难以排出，同时，所使用的油气水混合物可以就地取材，使用原有的输送油气水混合物的泵以及相关装置，使得作业更加方便。

由于从海底管道3入口端泵入的是开采的油气水混合物，各油井的产油量、产水量、产气量，海洋平台1处海底管道3入口端的压力温度数据，浮式生产储泄油装置2处海底管道3出口端的压力温度等数据，均可以在开采作业的过程中进行相关的数据采集。温度、压力等参数会影响油气水混合物的体积，同时，不同比例的油气水混合物也会导致体积的变化，本发明中的定位方法综合考虑多个因素，更准确地计算清管器4在海底管道3中卡阻的具体位置，为后续的解卡作业提供指导。

海底管道3从海洋平台1到浮式生产储泄油装置2包括两段竖直管段和位于两端竖直管段之间的水平管段32，其中两段竖直管段分别为第一竖直管段31和第二竖直管段33，海底管道3从海洋平台1延伸到海床为第一竖直管段31，然后在海床上水平延伸到浮式生产储泄油装置2下方为水平管段32，最后从海床延伸到浮式生产储泄油装置2为第二竖直管段33，第一竖直管段31和第二竖直管段33均朝下下垂，竖直管段与水平管段32之间通过膨胀弯连接，竖直管段在海水中海浪等多种因素的影响不一定完全垂直于水平面，为了便于表述和理解，将竖直管段近似成竖直状态。将清管器4进入海底管道3入口端后，以清管器4为界，清管器4经过的海底管道3为清管器4后端的海底管道3，清管器4还未经过的海底股管道为清管器4前端的海底管道3。由于海底管道内的流体沿流动方向逐渐有垢析出，导致清管器4在海底管道3的不同位置存在不同程度的过盈量，清管器4后端油气水介质等视为均布推送，且清管器4运移刮剥后海管内壁无残垢，由此分段计算清管器4的移动速度。

更靠近海洋平台1的第一竖直管段31，由于此段为竖直的竖直管段段且靠近泵，流体的流动速度快，沉积物5较小，清管器4基本不会在此段卡阻。而第二竖直管段33由于位于下游，沉积物在水平管段中基本完全沉淀，因此沉积物5不会在第二竖直管段33中沉积，同时由于第二竖直管段33竖直放置沉积物5也较难在第二竖直管段33内侧壁沉积。因此，清管器4一般只会在水平管段32中卡阻，只有在极端的情况有一定的可能会在竖直管段中卡阻，但可能性极小，且在竖直管段中卡阻并一般不是是沉积物5导致。综上，本方案中给出的计算过程主要是针对清管器在水平管段32中的卡阻，步骤S1.1到S1.9中的竖直管段为第一竖直管段31。

实施例2

如图1和图2所示，一种清管器4卡阻后的解卡方法，包括如下步骤：

S1：使用如权利要求1所述清管器4卡阻后的定位方法对清管器4进行定位；

S2：确定清管器4所在位置后，将连续油管6伸入海底管道3，直至连续油管6的出口到达清管器4的前端剥落垢块处，同时，根据清管器4前端的海底管道3内液体的体积计算所需要的发泡剂的用量，根据清管器4前端管道容积计算所需要的溶垢剂的用量；

S3：通过连续油管6往海底管道3内注入一定量的起泡剂进行发泡，并通过连续油管6往海底管道3内泵入氮气将泡沫排空；

S4：根据计算出的溶垢剂用量配置好溶垢剂溶液，通过连续油管6往海底管道3中注入配置好的溶垢剂溶液，并反应一定时间；

S5：启动打压泵对清管器4后端的海底管道3加压，若压力正常则解卡成功，清管器4继续运行，若打压过程清管器4前端的海底管道3压力仍继续上升至最高点，则解卡失败，重复进行步骤S3和S4；

S6：步骤S5中解卡成功后清管器4继续运行时，若清管器4再次卡阻，则重复运行步骤S1-S5，直至清管器4到达的海底管道3末端完成海底管道3全部位置的清管作业。

根据上述清管器4卡阻后的定位方法能够更准确地定位清管器4所在的位置，在解卡时实际的用量会更加准确，既能避免用量不够导致需要重复多次使用试剂，增加作业时间和成本，又不会用量过多导致浪费和损伤海底管道3内壁。

本发明中的解卡方法，先是使用发泡剂配合氮气排空清管器4前端的海底管道3中的液体；然后，往排空液体的海底管道3中注入适量的溶垢剂溶液并等待溶垢剂溶液反应一段时间，使得在清管器4前端阻挡清管器4移动的沉积物5与溶垢剂溶液反应溶解；启动位于海洋平台1上的打压泵往海底管道3的入口端加压，即往清管器4后端加压，若压力没升高，则表示清管器4能往前移动，解卡成功，若压力一直上升并上升到海底管道3所能承受的压力的最高点，则停止加压避免损坏海底管道3，判定清管器4仍被卡阻解卡失败，重复上述排液和溶垢的步骤再次进行解卡。

由于本发明提供的清管器4卡阻后的定位方法能够更精确地计算清管器4在海底管道3中卡阻的位置，因此，所需要的发泡剂、溶垢剂等的试剂的用量能够控制得更加准确，既能避免发泡剂、溶垢剂过多造成浪费和溶垢剂过多腐蚀海底管道3内壁，同时能够避免发泡剂用量不够导致不能完全将液体排出导致稀释溶垢剂，以及能够避免溶垢剂用量不足导致解卡失败。

所述溶垢剂需要进行配置成一定浓度的溶垢剂溶液后，才能通过连续油管6注入到海底管道3中。所述发泡剂的用量根据清管器4前端的海底管道3内液体的体积所决定，第一次卡阻时，清管器4前端的海底管道3内液体的体积即为海底管道3中清管器4前端处到海底管道3出口端的容积，若如步骤S5所述第一次溶垢失败，则此时清管器4前端的海底管道3内液体即为注入的溶垢剂溶液的体积，此时所使用发泡剂的用量就根据溶垢剂溶液的体积计算。

所述步骤S3和S4之间还包括如下步骤：

S31：根据海底管道3中清管器4前端处到海底管道3出口端的容积，计算好的清洗剂用量并配置清洗剂溶液，并通过连续油管6往海底管道3中注入配置好的清洗剂溶液进行前置清洗；

S32：根据步骤S31中清洗剂溶液的用量计算所需要的起泡剂，通过连续油管6往海底管道3中注入起泡剂进行发泡，并通过连续油管6往海底管道3内泵入氮气将泡沫排空，然后进行步骤S4。

上述步骤S31和S32为清洗作业，为了让溶垢剂与沉积物5充分反应，在排空清管器4前端的海底管道3内的液体之后使用溶垢剂之前，使用清洗剂清洗沉积物5以及海底管道3表面附着的油污，使用完毕后的清洗剂溶液利用发泡剂和氮气将清洗剂溶液排空以便进行后续的溶垢作业。清管器4第一次被卡阻时，使用溶垢剂对清管器4前端的海底管道3进行彻底清洗油污，这样解卡后若清管器4再次被卡阻可以不再进行清洗。若第一次清洗作业没有将清管器4前端的海底管道3全部清洗，仅仅清洗了清管器4前端脱落的沉积物5，则清管器4再次卡阻时需要再次进行清洗作业。

所述步骤S2中，所述海底管道3包括顶端入口与海洋平台1相连的第一竖直管段31、顶端出口与浮式生产储泄油装置2相连的第一竖直管段31、以设于所述第一竖直管段31与所述第二竖直管段33之间的水平管段32；

若所述清管器4在水平管段32中卡阻，如图2所示，则配置的溶垢剂溶液的体积为所述水平管段32中清管器4前端到所述水平管段32到第二竖直管段33连接处之间的容积，使得溶垢剂溶液液面7稍高于水平管段32；若所述清管器4在所述第二竖直管段33中卡阻，则配置的溶垢剂溶液的体积不大于所述第二竖直管段33中所述清管器4前端到所述第二竖直管段33顶端出口之间的容积。

本方法主要针对由于沉积物5导致的清管器4卡阻，通常是由于清管器4刮落的沉积物5堆积在清管器4的前方阻挡清管器4的移动，也可能是海底管道3内侧壁上的沉积物5较多导致难以刮落。当清管器4在水平管段32中卡阻，则只需要将清管器4前端的水平管段32内注满溶垢剂并使得第二竖直管段33中溶垢剂的液面高度高于清管器4，就能使得清管器4前端卡阻清管器4的沉积物5被充分浸没在溶垢剂中，不必使得第二竖直管段33也住满溶垢剂，节约溶垢剂的用量，同时减少溶垢剂对海底管道3腐蚀。当清管器4在第二竖直管段33中卡阻时，溶垢剂的用量只需要将脱落的沉积物5浸没即可。

所述步骤S3中，所述第二竖直管段33顶端出口与浮式生产储泄油装置2中的污油舱连通，所述清管器4前端的海底管道3内的泡沫在充入氮气后排入所述污油舱中。

在注入发泡剂之后，海底管道3内清管器4前端的液体发泡，注入氮气后泡沫被排出海底管道3，利用浮式生产储泄油装置2中原来就设有的污油舱收集排出的泡沫。

所述步骤S3中，所述第二竖直管段33顶端出口与所述污油舱之间的连接管道上设有取样位，在所述取样位中连续取样均无泡沫即可判定为泡沫已排尽。

所述步骤S3中，所述第二竖直管段33顶端出口与所述污油舱之间的连接管道上设有取样位，在所述取样位中连续取样均无泡沫即可判定为泡沫已排尽。

取样位上可以设有球阀，定期打开球阀，观察到无连续的泡沫后则判定为泡沫已排空。

实施例3

本实施例除了包括实施例1所述的特征之外，还包括如下特征：

所述起泡剂包括椰油酰丙基羟磺基甜菜碱15％(质量分数)、十二烷基咪唑啉5％(质量分数)、烷基聚醚氧化铵3％(质量分数)、乙醇1％(质量分数)、甲酸钠溶液0.5％(质量分数)，其余为水；根据清管器4前端的海底管道3内液体的体积，起泡剂的用量为500mg/L。

所述溶垢剂溶液包括10％(质量分数)的HCl和5％(质量分数)的HF和2％的缓蚀剂，其余为水。

配置所述溶垢剂溶液中所使用的水可以使用海水等质量替代。这样可以节约海上珍贵的淡水。

所述清洗剂为多功能清洗剂BH-QXJ-01。

实施例4

所述起泡剂包括椰油酰丙基羟磺基甜菜碱25％(质量分数)、十二烷基咪唑啉10％(质量分数)、烷基聚醚氧化铵15％(质量分数)、异丙醇3％(质量分数)、硅酸钠溶液1％(质量分数)，其余为水；根据清管器4前端的海底管道3内液体的体积，起泡剂的用量为100mg/L。

所述溶垢剂溶液包括10％(质量分数)的HCl和5％(质量分数)的HF和2％的缓蚀剂，其余为水。

实施例5

所述起泡剂包括椰油酰丙基羟磺基甜菜碱20％(质量分数)、十二烷基咪唑啉8％(质量分数)、烷基聚醚氧化铵8％(质量分数)、乙烯和乙二醇各1％(质量分数)、硫酸钠溶液0.8％(质量分数)，其余为水；根据清管器4前端的海底管道3内液体的体积，起泡剂的用量为300mg/L。

所述溶垢剂溶液包括10％(质量分数)的HCl和5％(质量分数)的HF和2％的缓蚀剂，其余为水。

显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。