埕島油田海底管道修復施工技術探討

(勝利油田分公司 海洋采油廠，山東 東營 257237)

埕島油田經過近20年建設，已具備較為完善的海底管網設施，截至2013年底，建成了海底輸油輸氣管線超過300 km，這些錯綜復雜的綜合海底管網成為埕島油田的動脈，在油田開發中發揮了至關重要的作用。隨著時間的推移，一些海底管道的運營壽命已接近后期，由于自然因素和人為因素的影響，近幾年海底管道故障出現的頻率在逐年增加[1-2]。不同的損傷機理造成海底管道損傷的形式可以分為管道變形、穿孔泄露和破損斷裂三種形式。針對這三種形式研究制定的海底管道修復技術，主要分為水上修復法、水下修復法、斷裂或變形處打卡等方法。多年來，在埕島油田所處灘淺海的海工工程施工中，不斷總結經驗，探索創新，創造和完善了一整套海底輸油、注水、輸氣管線全過程的施工工藝。

1 水上修復法施工技術

水上修復法就是將管線的損傷位置用浮吊吊出水面[3]，在水面上將損傷部分管段切除掉，再重新安裝焊接新的管段的方法，水上修復法主要適用于所處水域深度在20 m以下的新建管線。

1.1 施工前準備

施工準備主要包括：施工船舶的改造、施工工藝措施的編制、焊接工藝評定的準備、機具材料的準備以及管線現場勘察。

1)施工船舶改造。在浮吊上增裝抱桿、絞車等必要裝置。

2)管線現場勘察。施工前采用GPS及旁掃聲吶對管線軌跡(橫向60 m，縱向160 m)處海底泥面、水深狀況進行勘察，采用淺剖對管線在位狀態進行勘察，將管線目前實際位置情況進行詳細分析調查。

1.2 清淤

清淤主要是將覆蓋在海底管線上的淤泥進行清除，便于管線吊起。清淤船在就位于管線漏點處，沿管線軌跡從漏點處向兩邊各延伸80 m進行清淤作業，累計清淤160 m，橫向清淤60 m。

1.3 液氮置換

為防止在施工中動火引起管線內殘余油漆燃燒，在管線停產后，動火施工前，對管線沖氮氣泡沫，在整個管線施工過程中管線內充滿氮氣泡沫。

1.4 浮吊就位撈管

浮吊在輔助船只的協助下就位于海底管線損傷位置。

1)吊點設置。潛水員將尼龍吊帶纏繞至管線與抱桿相對應的位置。施工人員使用卡環將尼龍吊帶與抱桿施放的鋼纜相連接。

2)管線起吊。收緊絞車纜繩，潛水員下水探摸清淤確認起吊部分管線已經完全松動并達到起吊條件時，啟動絞車管線開始起吊，起吊到一定程度時，停止絞車，潛水員繼續探摸清淤，確認部分管線已經完全松動達到起吊條件時，啟動絞車繼續吊起管線，如此反復直至將管線起吊到船舷位置，并將管線固定于船舷。

1.5 損傷處管段更換

1)管線切割。管線固定在船舷邊后，采用火焰切割將損傷處部分管段切割下來，套管切割長度控制在800 mm左右，芯管切割長度在600 mm左右。在套管切割完畢后為防止內管與套管夾層內的油氣燃燒，對套、芯管環型空間充泡沫，并用石棉繩涂抹黃油后塞入環形空間阻止套、芯管環型空間內油氣向漏點處回流。

2)管線修復。切割完畢后，將新的管段組對焊接到海底管線上，將海底管線連通。并對對焊縫進行100%超聲波檢測。見圖1。

圖1 損傷處管段修復示意

3)管段防腐保溫。管段的防腐保溫分為芯管和套管防腐保溫。芯管防腐保溫是對管線修復表面進行除銹后，對管線修復部位涂刷環氧煤瀝青底漆和環氧煤瀝青面漆各1道，再纏1層冷膠帶。保溫用PEF保溫材料。最后纏1層石棉隔熱層。套管防腐保溫是對管線修復表面進行除銹后，在管線修復部位涂刷2道環氧富鋅底漆，最后在管線修復部位纏繞熱收縮帶。

1.6 管線就位

浮吊上的4臺絞車同時啟動，管線勻速地被施放于海底泥面。

1.7 管線試壓投產

主要是上水試壓、檢測，達到要求后放壓、投產。

1.8 挖溝埋管

將清淤出的160 m管線使用駁載挖溝裝置重新挖溝。挖溝深度為1.5 m(自管線頂到泥水分界線距離)。

2 水下修復法施工技術

水下修復法就是制做一個有足夠強度和足夠空間的干式裝置，用干式裝置將海底管線在水下與海水隔斷。人進入干式裝置內，對損傷處進行封堵盲板修復，將管線損傷處修復好。埕島油田的水下施工法主要適用于建造使用時間較長的海底管線，且水深不能超過3 m。

2.1 施工前準備

主要包括施工船舶、機具的準備、施工工藝措施的編制、焊接工藝評定的準備,力學性能實驗準備以及干式裝置的制作。

2.2 干式裝置安裝

2.2.1 船舶就位

浮吊就位于管線損傷處位置，拋設4個定位錨。錨點拋設依據GPS定位系統，防止損傷附近海域海底管線與海底電纜。

2.2.2 干式裝置安裝

首先在管線漏點處沖出長7 m、寬5 m、深管道以下1.5 m的坑，再用浮吊將干式裝置吊放于管道之上。關閉干式裝置底部鎖定裝置，使用潛水泵將干式裝置內海水抽出，清理干凈干式裝置內淤泥，安置鼓風機等通風設施，并安裝好防爆照明燈。

圖2 干式裝置安裝示意

2.3 液氮置換

主要是對管線內原油進行液態氮置換，以滿足管線安全動火施工需要。

2.4 外管開孔

對現場可燃氣體檢測確認操作環境安全后，對套管進行擴孔，開孔采用機械開孔。

2.5 環行空間封堵

為方便內管修補施工，并防止內管與套管夾層內的油氣燃燒，將石棉繩涂抹黃油后塞入環形空間，使油氣混合物不能進入作業空間。

2.6 芯管修復

芯管動火前用可燃氣體檢測確認操作環境安全后方可施工。在內管孔洞處切割圓孔，并切割出30°坡口。在與海底管線母材相同的管段上切割一塊圓板，并切割出30°坡口。將原板安裝到海底管線漏點處切割的孔洞上，焊接并無損檢測，防腐保溫。見圖3。

圖3 海底管線芯管封堵示意

2.7 套管修復

根據套管孔洞大小，在與海底管線母材規格相同的管段上切割封堵板材。板材邊緣開30°坡口。將板材安裝到套管孔洞上，焊接并無損檢測，防腐。

2.8 干式裝置拆除

管線修復完畢，將干式裝置拆除。

2.9 試壓投產

上水試壓、檢測，達到要求后放壓、投產。

3 水下高壓卡具封堵技術

CB12A-中心一號(CB12A端)海底輸油管線在前期海管立管調查項目中發現如下問題：距立彎約4 m處的水平彎位置海管外管完全斷開，外管斷開的間距最大約350 mm，斷裂處兩端外管已不同軸，而且海管懸空總長度約45 m,最大懸空深度為2 m。針對這種情況決定在不停產的前提下采取對管線損傷處加固封堵及海管懸空部分進行拋砂治理的施工方案。

3.1 陸地預制高壓卡具

在高壓卡具制作之前，先對海管的外管斷裂處進行海生物清理、打磨及制作海管斷裂處的形狀模型，程序如下。

1)水下清理及打磨。潛水員下水使用打磨工具對預安裝管卡部位進行清理，要求將該部位的海生物、漁網等雜物清理干凈，直到清理露出海管保護涂層為止。

2)根據調查資料，由潛水員制作能夠反映海管斷裂部位現狀的模具，并將模具交付于高壓卡具制作方制作卡具并確定水下管卡的安裝位置及高壓卡具尺寸。

3.2 浮吊就位后，海上安裝高壓卡具

1)根據現場實際情況及管線長度確定海管斷裂處不需沖泥。

2)在海管斷裂處拴系定位浮漂。

3)高壓卡具拴系鋼纜，起吊。

4)根據定位浮漂位置，利用浮吊將高壓卡具吊到水下預安裝位置。

5)潛水員下水到預安裝位置，密切注視放到水下的卡具。當卡具快到安裝位置時，潛水員通知水面人員，指揮浮吊將管卡合攏在海管上，調整卡具位置及角度。

6)初步找正后，由潛水員預緊螺栓，直至卡具不能活動為止。

7)上緊螺栓，安裝完成。

8)高壓卡具試壓，試驗壓力應該逐步增加到1.0 MPa(表壓)，并且穩壓4 h不發生變化。

3.3 平臺近端海底管線投砂防護

投砂時砂袋在海底管線兩側均勻堆放，砂袋頂應超過管線上端50 cm，砂袋頂面寬度根據管線懸空高度而變化，砂袋底面根據管線懸空高度應適當增寬，保證砂袋的穩定性，砂袋之間應盡量增大接觸面積，不得留有較大空隙，防止水流沖刷。

4 存在問題及建議

海上的氣象因素是制約施工的最大難題。水上修復施工和水下采用干式裝置修復施工與海上水平口施工次序基本一致，可以把管道修復控制在干環境下進行。但這種方法對天氣較為敏感，由于施工需要5 d以上的好氣象才能一次性完成修復施工，氣象是不可人為更改的，因此應從技術和管理方面入手，提高技術，加強管理，繼續研究國內外先進案例，學習先進的施工技術，縮短施工工期。除此之外還需注意管道修復中的突發事件，比如船舶走錨、舷吊或絞車失控等都容易對管線造成新的傷害。

對達到檢驗年限的海底管線進行評估，對海上所有海底管線進行定期檢查及防護。海底輸油輸氣管道是海上油田安全清潔生產的命脈，埕島海域處于災害性地質多發海域，近年來發生的海底管線斷裂事故，嚴重制約了海上生產，存在巨大的環保隱患。從目前情況來看，必須嚴格執行國家相關法律規定，對海底管線、包括芯管生產狀況進行全面勘測，對處于災害性地質區域內的海底管線，應該加密勘察頻率。

對埕島海域區域海洋工程地質進行調查，進行災害性地質因素研究，為海上安全清潔生產提供有針對性的指導性意見。埕島油田位于黃河三角洲前緣、渤海灣南岸的極淺海海域，海況特征、淺層地質條件以及海底松軟沉積物變形情況都十分復雜。油田所在海域內易發育多種災害地質現象，對工程設施的安全穩定構成威脅。建議由油田相關部門組織對埕島海域淺層地質環境、地質基礎每隔2年就重新進行區域海洋工程地質調查，研究災害性地質因素。

[1] 國家海洋局第一研究所. 埕島油田災害地質研究成果報告[R].青島:國家海洋局第一研究所,2006.

[2] 中國海洋大學. 海底管線安全防護對策研究報告[R].青島:中國海洋大學,2007.

[3] 侯 濤,安國亭.海底管道損傷處的修復方法[J].中國造船,2002,43:207-208.