在役海底管道技術完整性實施研究及應用

趙東紅

（中海油（天津）管道工程技術有限公司，天津 300450）

1 管道完整性管理及技術完整性發展現狀

管道完整性管理可以有效降低管道風險、節約運營成本、提升本質安全水平[1]，在管道運營管理過程中發揮著重要作用，自20 世紀末開始在我國管道領域蓬勃發展和廣泛應用。國家能源局陸續批準發布SY/T 6621—2016《輸氣管道系統完整性管理》[2]、SY/T 6648—2016《輸油管道完整性管理規范》[3]、SY/T 7342—2016《海底管道系統完整性管理推薦作法》[4]、SY/T 7380—2017《輸氣管道高后果區完整性管理規范》[5]、SY/T 7472—2020《油氣管道完整性管理等級評估規范》[6]。2016 年3 月，國家標準化委員會發布的GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規范》[7]強制性標準開施，標志著管道完整性工作從企業自發行為上升至行業和國家層面開始規范管理。

中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱“中國海油”）研究確定設備設施完整性管理內容，包括管理完整性、技術完整性、經濟完整性和全生命周期管理[8]，將組織機構、管理隊伍、管理體系、標準規范、審核工具、信息系統和管理文化作為管理基礎歸為管理完整性，將經濟評價中涉及的經濟完整性模型、實物資產狀態、全生命周期成本和經濟指標管理納入經濟完整性，從技術保障角度按照動、靜、電儀、工藝系統和管道劃分為5 個方面納入技術完整性，通過3 個完整性在全生命周期內對設備設施實現全過程管理。目前，中海石油氣電集團有限責任公司已搭建完成完整性管理體系與技術完整性實施指南在管道板塊試點，并取得了良好效果[8]，中海油能源發展股份有限公司發布的Q/HSHF HY037—2020《設備設施技術完整性要求》[9]包括管道技術完整性實施的內容和要求，但均側重陸上管道，因此需要對海底管道在技術完整性工作進行進一步的研究與完善。

2 技術完整性管理實施

在役海底管道技術完整性實施流程如圖1 所示。

圖1 在役海底管道技術完整性實施流程

2.1 數據收集、分析與整合

在役海底管道數據采集、分析和整合的內容包括管道靜態數據和運行維護階段動態數據，靜態數據包括管道屬性數據、地質地貌數據、環境條件數據等，動態數據包括管道介質性質數據，化學藥劑數據，腐蝕老化、在位狀態和運行工況等監（檢）測數據、維修數據、清管數據、打壓數據、管件與閥門數據等。

2.2 高后果區識別

《油氣輸送管道完整性管理規范》僅對陸上鋼制管道明確了輸油管道、輸氣管道、特定場所高后果區識別準則，并要求定期審核管道完整性管理方案。針對海底管道，中國海油于2015 年發布Q/HS 2091—2015《鋼制海底管道完整性管理規范》[10]，明確了輸氣、輸油和混輸等海底管道的高后果區識別準則，并要求根據高后果區類型和級別制定針對性的應急預案與巡視方案。

2.3 風險評估

風險評估步驟包括確定評估對象、風險因素識別、數據采集與管段劃分、失效可能性分析、失效后果分析、風險等級判定和提出風險消減措施建議（圖2）。GB/T 27921—2011《風險管理風險評估技術》[11]附錄B 給出了包含頭腦風暴法在內的32 種評估技術，對海底管道進行風險評估時可采用一種或多種方法，適用的方法包括但不限風險矩陣法、危險源辨識（HAZID）、危險與可操作性分析（HAZOP）、定量風險評價（QRA）、預先危險性分析（PHA）、安全檢查表（SCL）、作業條件危險性分析（LEC）、基于風險的檢驗（RBI）等。查閱《海底管道系統完整性管理推薦作法》（等同采用2015 年版DNV-RP-F116），采用風險矩陣的方法對海底管道進行風險評估，并給出了第三方破壞（涉及拖網、拋錨、落物和船舶撞擊立管）、腐蝕、結構損傷、穩定性、自由懸跨的風險評估流程。當管道出現涉及法律法規標準規范和相關要求發生變化、運行環境/條件發生變化、進行工程改造、檢/監測發現分析識別有疏漏、發生事故等情形時，需重新進行風險評估。

圖2 在役海底管道風險評估實施流程

2.4 檢測監測

為收集海底管道運行數據并掌握管道狀態數據需對管道進行檢測監測，查閱《海底管道系統完整性管理推薦作法》，目前企業常用的檢測方法包括內檢測、外檢測和監測。其中，外檢測借助ROV 或ROTV（遙控無人潛水器）、牽引魚、無線水下工具和自動水下工具、潛水員等外部載體，利用視覺/錄像機/照相機、側掃聲吶、多波束測深儀、截面模擬器、管道跟蹤器等檢測工具，根據海底管道風險分析結果、外檢測載體速度、攜帶探測器能力、數據準確度等要求進行選擇；內檢測一般利用智能球進行在線檢測，主要利用漏磁、超聲、激光光學檢測、定位球、測徑板等，通過腐蝕掛片、電阻監測、沙/磨蝕監測、生物監測和海流振動監測。

2.5 完整性評估

當海底管道觀測或監檢測到潛在的不可接受的損傷/異常時，應進行完整性評估。查閱《海底管道系統完整性管理推薦作法》，完整性評估劃分為腐蝕評估（內、外腐蝕）和機械性能評估，其中機械性能評估包括懸跨疲勞、位移導致的過載、第三方損傷導致的極限應變。常見的損壞/異常完整性評價方法包括：

（1）金屬損失：參見DNV RP F101（油氣管道腐蝕評價推薦標準）、ASME B31.G（用于測定受腐蝕管道剩余強度的手冊）、PDAM（管道缺陷評價手冊）。

（2）凹坑：參見DNV OS F101（海底管線規范，明確凹坑深度可接受的臨界值）、DNV RP F113（管道修復）、DNV RP C203（疲勞）、ERPG/PDAM。

（3）裂紋：參見DNV OS F101（要求進行詳細的ECA 分析），DNV RP F113，DNV RP C203，PDAM。

（4）劃痕：參見PDAM。

（5）自由懸跨：DNV RP F105（自由懸跨管道）、DNV RP C203（疲勞）。

（6）局部屈曲：參見DNV OS F101、DNV RP F113。

（7）整體屈曲：DNV RP F110（整體屈曲）。

（8）露管：參見DNV RP F107（管道保護）。

（9）位移：參見DNV RP F109（海床穩定性）。

（10）防護層損傷：DNV RP F102（防護層修復）。

（11）陽極損壞：DNV RP F103（陰極保護）。

對因存在變徑、閥門尺寸過大/過小、短徑管或斜接管、維修段管徑不一致、沒有永久的清管球發射器/接收器或不具備采用臨時清管球發射/接收器的可能性的不能清管，即不允許通過編制檢測工具進行內檢測的管道，可以考慮采用外腐蝕直接評價（ECDA）、內腐蝕直接評價（ICDA）和應力腐蝕直接評價（SCCDA）方法。

2.6 風險消減與維修維護

查閱《海底管道系統完整性管理推薦作法》，海底管道風險消減措施包括減緩和干預兩種，在實際生產中典型的減緩措施包括限制操作參數（如控制操作壓力、入口溫度、流速等）、使用化學藥劑、清管；干預措施通常用來控制管道側向或隆起屈曲、穩定性、懸跨等，包括堆石保護、防止第三方損壞（采用混凝土壓塊、灌漿袋、設置保護結構和碎石覆蓋）和挖溝等。

在運行過程中，可以根據管道損傷程度、管道材料、尺寸、損傷部位、受荷載情況、運行壓力和溫度等選擇海底管道最適宜的維修維護方法。

（1）海底管道可能用到的維修方法包括：①通過焊機或機械連接器安裝新的管段等方式切除管道受損部分；②在管道外部安裝維修卡子進行局部維修。

（2）對于泄漏的法蘭和組建的密封方法，有覆蓋法蘭的密封卡子、安裝新的組件、增加螺栓預緊力和替換墊圈等，可以根據管道受損傷的程度來確定管道采取臨時性或永久性的修復。

3 結論

海底管道是海洋石油設備設施管理的關鍵設施之一，對海洋石油生產運營企業全面、系統梳理在役海底管道的技術完整性實施環節十分必要，在實施過程中還應重點關注以下3 個問題。

（1）根據實際運行情況，系統梳理管道運營相關標準，在合規運行的前提上不斷引入新技術和新方法，優化工作方法或流程，提高海底管道完整性管理技術質量。

（2）加強管道運營期間數據管理，明確采集要求，不斷提升數據采集質量，為管道風險評估、完整性評估等準確診斷提供數據支持。

（3）建設或結合信息化管理系統和完整性審核/評價管理工具，提升海底管道完整性管理水平，從全生命周期角度降低成本。