海上某油氣田混輸海管投運前內檢測適應性改造

孔海生，劉 洋，袁 勛

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業公司 天津300452)

海上某油氣田混輸海管投運前內檢測適應性改造

孔海生，劉 洋，袁 勛

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業公司 天津300452)

海上某油氣田通過對海管內檢測數據的提前收集，在設計階段和工程建造階段提出了海管內檢測需求。油氣田利用現有條件和工程余料，對現有流程進行臨時改造，增加內檢測供水流程和排水流程，最終實現了油氣田兩條油氣混輸海管內檢測通球作業安全高效地一次完成。

海管 內檢測 改造

1 改造背景

海上某油氣田是2015年投入試生產的大型海上油氣田。該油氣田由3個井口平臺C、D、E和1個中心處理平臺F組成，其中E平臺和F平臺通過棧橋連接，C平臺通過40,cm、6.4,km油氣混輸管線將物流輸送至E平臺并最終進入F平臺處理，D平臺通過46.7,cm、6.6,km油氣混輸管線將物流輸送至F平臺處理。

海底管道輸送是海上平臺之間及海上平臺與陸地終端之間進行介質輸送的主要手段，海底管道運營期間的維護管理對延長海管的使用壽命、確保海管的使用安全至關重要，但是隨著服役時間的增長，管道腐蝕成為威脅管道安全運行的隱患之一。

海底管道的海底服役環境和管道的結構形式決定了只能通過管道內檢測實現對海底管道本體的檢測。根據《海底管道完整性解決方案》中“預測CO2和H2,S含量后期會產生腐蝕現象的海底管道和登陸海底管道，應進行基線內檢測，可在投運前完成或者在投運后1.5年內開展，并將此次內檢測數據作為海底管道運營維護的基線參考數據”的要求，需要對2條混輸海管進行內檢測。由于內檢對介質的流速、流量、壓力、溫度等都有嚴格要求，經與專業技術人員咨詢，C平臺至E平臺海管內檢測液量要求為3,600,m3/d，D平臺至F平臺海管液量需求為4,800,m3/d。若在試生產之后1.5年內進行內檢，根據本油氣田情況，屆時開展該項工作勢必需要對海管摻水運行，勢必會造成大量污水外輸，一方面影響油田群原油外輸進而對產量壓產，另一方面會增大原油終端下游污水處理負擔以及增加流程處理風險。綜合以上情況考慮，在油氣混輸海管投用前利用海水完成海管內檢測，期間海水可以進行排放，不存在環保風險。因此，需要在項目試生產前完成相關改造和海管內檢測工作。

2 流程改造分析(技術環節)

2.1 收/發球筒技術需求

為避免后期收發球筒的改造，同時檢驗海管工程質量，該油氣田在工程設計階段即提出，海管設計尺寸應滿足海管內檢測通球的需求，結合現場實際，優化收球筒的設計細節，為現場操作提供方便。

在陸地建造階段，生產準備項目組將收/發球筒是否滿足海管內檢測需求作為專項工作進行跟蹤，保證了“硬件”設施符合海管內檢測要求。

2.2 內檢測通球流量要求

C平臺至E平臺的40,cm海管，需要發球端提供不少于1,MPa的壓力和150,m3/h的流量，收球端壓力沒有特殊限制。D平臺至F平臺的46.7,cm海管，需要發球端提供不少于0.8,MPa的壓力和200,m3/h的流量，收球端壓力沒特殊限制。

表1 C至E平臺油氣混輸海管清管及內檢測流速時間計算表Tab.2 Computational sheet of flow rate and time of cleaning and interior detection for oil-gas mixing transportation subsea pipelines of C～E platforms

表2 D至F平臺油氣混輸海管清管及內檢測流速時間計算表Tab.2 Computational sheet of flow rate and time of cleaning and interior detection for oil-gas mixing transportation subsea pipelines of D～F platforms

經計算，C平臺至E平臺40,cm海管在要求工況下運行時間約為2.61,h，如表1所示；D至F平臺46.7,cm海管在要求工況下運行時間約為2.82,h，如表2所示。

2.3 平臺現有設備設施處理能力

C平臺設置兩臺海水泵，其中P-4001泵額定排量100,m3/h，P-4002為450,m3/h，如圖1所示。

圖1 C平臺海水泵P-4002揚程-排量曲線Fig.1Pumping head-displacement curve of seawater pump P-4002 of C platform

D平臺設置兩臺海水泵，其中P-4001A/B泵額定排量350,m3/h，如圖2所示。

圖2 D平臺海水泵P-4001揚程-排量曲線Fig.2Pumping head-displacement curve of seawater pump P-4001 of D platform

由泵效曲線可知，兩臺海水泵均可滿足智能球通球壓力、排量要求，兩條油氣混輸海管具備內檢測通球供水條件。

2.4 海管發球端供水方案

C平臺海水泵為海管置換泵提供水源，但是海管置換泵排量不能滿足內檢測水量和流速需求。平臺通過將除砂器至海管置換泵的單流閥調向，實現了海水泵通過置換泵旁通管線向海管中供水的目的(見圖3)。

圖3 C平臺海管內檢測供水流程(虛線，即圖中綠線)Fig.3Flowchart of interior detection of water supply in subsea pipelines of C platform

D平臺置換泵出口為13.3,cm管線，不能滿足內檢需求，故通過海管置換泵入口海水管線接管線至海管預留20,cm球閥處，進行海管內檢作業(見圖4)。

圖4 D平臺海管內檢測供水流程(虛線，即圖中綠線)Fig.4 Flowchart of interior detection of water supply in subsea pipelines of D platform

2.5 海管收球端排水方案

由于內檢測通球時C平臺通球介質為海水，具有腐蝕性，而且海管初次通球內部雜較多，因此需要對現有流程進行改造以實現排海。平臺靈活運用現有流程，拆除一個球閥，并利用工程余料安裝臨時管線，即同時解決了兩條海管內檢測排水問題。

2.6 自行通球驗證改造的可行性

在海管內檢測前，生產準備項目組自行完成了兩條海管的常規通球作業，驗證了改造的可靠性和通球方案的可行性，掌握了海管通球時可能出現的工況，并采取改進措施，比如在F平臺臨時排海管線處增加支撐等。

3 實際改造結果

C平臺通過調整置換泵入口單流閥保證了C平臺海管內檢測供水。D平臺利用工程余料新增15,m的20,cm 150,LB管線保證了D平臺海管內檢測供水。F平臺利用工程余料新增20,cm排放口保證了兩條油氣混輸海管的內檢測排水，如圖5所示。

圖5 F平臺現場排放點改造示意圖Fig.5Schematic of emission point transformation for F platform

4 經濟效益分析

4.1 海管內檢測情況分析(見表3)

表3 兩條油氣混輸海管現場通球主要情況匯總Tab.3 Summary of onsite sphere piggings of oil-gas mixing transportation subsea pipelines

兩條油氣混輸海管內檢測作業持續6,d，通球作業全部一次性成功完成。

4.2 經濟效益分析

在油氣混輸海管投用前完成海管內檢測，避免了在海管投用后停產開展內檢測工作，達到了提質增效的效果。

對流程進行簡單改造，避免了外委施工，節約費用約5萬元；自行對相關系統進行水壓、氣密實驗，節約費用約6萬元；減少終端污水處理量至少約5,600,m3，節約費用6萬元，若內檢期間某些數據不符合要求，則需要重復進行通球、檢測，污水量將進一步增加，極大加重了上下游流程調控的難度和處理負擔；避免項目投產后內檢發生油田群壓產、生產關停或其他事故，對于降低施工風險來說意義重大。

5 項目技術特點

5.1 前瞻性

在組塊設計和建造階段，前瞻性地提出海管內檢測需求，加強和海管中心、工程項目組的溝通協調，保證了收/發球筒滿足內檢測需求，避免了后期對其進行適應性改造，浪費人力和財力。

在海上調試階段，主動和工程項目組協調，優先調試海水泵、優先調試海管附屬設備、優先對供水管線進行配管，生產準備項目組提前對相關工藝流程進行水壓氣密試驗，為海管內檢測提前進行創造了可能性。

提出在試生產前進行海管內檢作業后，生產準備項目組持續關注收/發球筒實際安裝情況(比如尺寸、空間等)是否滿足內檢測需求，同時為海管內檢測供水和排水方案進行反復審核和驗證。

在海上調試的過程中，協調工程預料(比如彎頭、法蘭、管線等)，提前準備，為改造方案的實施奠定了堅實的基礎。

5.2 推廣性

該油氣田海管內檢的成功開展是生產準備工作的突出亮點，開創了新建海上項目提前進行海管內檢測的先例，積累了經驗，產生了成果，具有非常高的推廣價值。

5.3 成本低

本次改造全部使用工程余料，避免產生外委費用(見表4)。

5.4 效益高

試生產前完成海管內檢測比試生產后停產完成海管內檢測，直接創造經濟價值約300萬元，降低了施工風險，保證了海管安全性能，降低環保風險。

表4 改造過程物料、工機具、人員情況Tab.4List of materials, tools and personnel during transformation

6 技術難點分析

海管內檢測過程中，清管球將抵達收球端時，物流段塞現象非常嚴重，會對平臺管線產生很強的沖擊，因此對排水管線的固定顯得尤為重要。工藝人員在作業風險分析時發現了這一重要風險，提前對相關流程螺栓進行緊固，并在排水點增加強有力的支撐，保證了通球過程的安全穩定。■

［1］ 董麗萍，劉希永，徐洪林，等. 長輸管道的通球和測徑[J]. 油氣田地面工程，2003，22(12)：56-56.

［2］ 趙鑫. 海底管道內檢測技術發展及研究趨勢[J]. 化工管理，2014(23)：166.

［3］ 徐慧，王詩鵬，杜鵑，等. 海底管道內檢測技術方案的確定[J]. 天然氣與石油，2015，33(1)：6-10.

Adaptive Improvement for Internal Detection of Mixing Subsea Pipeline in an Offshore Oil and Gas Field

KONG Haisheng，LIU Yang，YUAN Xun
(CNOOC China Ltd．Tianjin Branch Liaodong Operating Co.，Tianjin 300452，China)

An offshore oil and gas field, which collected subsea pipeline internal detection data in advance, proposed the demand for subsea pipeline inspection during the phases of design and construction. Temporary transformation of current procedures have been carried out by using current conditions and surplus construction materials to add internal testing water supply and drainage procedures. In the end, the goal of safe and efficient internal detection of two oil and gas mixing subsea pipelines has been achieved.

subsea pipeline；internal detection；revamp

TE973

：A

：1006-8945(2016)10-0073-04

2016-09-02