南海超百米水深海底油管道泄露修复实例

马洪新

(海洋石油工程股份有限公司,天津塘沽300452)

南海超百米水深海底油管道泄露修复实例

马洪新

(海洋石油工程股份有限公司,天津塘沽300452)

以2008年惠州油田120 m水深海底管道抢修项目为例,介绍了国内首例深水海底管道维修项目的实施。通过项目实施,积累了一些深水海底管道维修经验,同时对未来深水管道维修技术提出了更高要求。

海底管道;修复;水下机器人;深水

1 项目背景

惠州油田群(图1)位于我国南海海域珠江口盆地,香港以南约200 km处。HZ19-2井口平台至PLEM(水下基盘)原油输送管线全长34.5 km,HZ19-2至HZ19-3原油输送管道全长7.2 km,为双层原油输送管道,海域水深90～120 m。2008年HZ19-2/3两条海底管道相继出现泄漏,造成油田停产。在整个修复过程中,HZ19-2管道发现漏点4处,HZ19-3管道发现漏点1处。采取水下更换和封堵相结合的修复方案,以动力定位船作为海上施工平台,利用ROV(水下机器人)搭载漏点检测设备进行漏点检测和管道切割作业,饱和潜水完成水下管段更换和临时封堵卡具安装。

图1 惠州油田群Fig.1 Facilitiesof Huizhou oil field

2 维修方案实施过程

海底管道抢修程序包括漏点调查及定位、海床基础面处理、海底管道水下冷切割、管段更换(或卡具封堵)、修复后整体试压、基础恢复[1]。

2.1 漏点调查

2008年台风“风神”过后,惠州19-2管线恢复生产前进行管线试压,发现HZ19-2至FPSO (浮式储油轮)管线压力偏低,不能打到正常生产压力,立即安排值班船、直升机巡航观察情况。从FPSO端注入天然气,对BTM(浮筒转塔式系泊)、立管及PLEM(水下基盘)进行监测,未发现泄漏。随后沿管道路由向HZ19-2平台方向检查,同时FPSO端持续注入染色剂。图2是ROV观察到2号漏点的泄漏情况。

图2 漏点泄漏情况Fig.2 Leakageof the casing pipe

由于该条管道为双层保温管道,管道设计时每间隔60 m设置一个锚固件,这也就说明在60m管段内确定存在漏点,但ROV仅能观察到外在漏点位置,而不能定位内管漏点位置。为能准确定位内管漏点位置,项目从国外动员了一套水下声学检测设备。由ROV搭载该检测设备沿管道路由进行内管调查。在惠州海底管道抢修项目中,采取ROV观察与声学检测设备相结合的调查方式来初步确定内管漏点的位置(图3),而后再初步确定内管泄漏点处环切剥离一段外管,利用ROV在水下观察染色剂泄漏的方向,判断内管泄漏点的方向,再向泄漏点方向进行外管剥离,直至准确查找到内管漏点,并为封堵修复方案或更换方案提供依据。在整个抢修项目期间,惠州19-2/3两条管道共发现漏点5处。其典型损坏程度见图4。

图3 水下声学检测设备Fig.3 Equipment of underwater acoustic leakage inspection

图4 第一处内管漏点(左)和第二处内管漏点(右)Fig.4 The first leak point(left)and the second leak point(right)

2.2 海床基础处理

由ROV搭载水下冲吸泥设备在切割点位置开挖作业面(图5)。清理范围为破损海管及海管切割点位置附近泥面,其作业面应满足管道冷切割机作业空间需求。

2.3 封堵卡具修复方案

惠州19-2海底管道损伤并非外力造成,整体管道没有发生弯曲或变形,如果能够将内管漏点剥离出来,最佳方案是采用机械封堵卡具进行封堵。其作业程序如下:

(1)外管剥离

为保证切割作业安全,避免因切割误操作对管道造成新的损伤,采用水下冷切割方式将管道外管剥离(图6)。外管剥离的长度以2倍封堵卡具长度为宜。但在切割时要注意两个关键点,一是确保漏点附近没有锚固件;二是谨慎判断管道偏心,以免切割过程中造成内管损伤。

图5 开挖作业面Fig.5 Excavation and worksite p reparation

(2)内管清理

将内管保温层清理干净,并用钢丝刷将管道表面打磨光滑,以免损伤封堵卡具密封机构。

(3)椭圆度测量

对破损部位的大小、尺寸进行精确测量,并对清理后的海管进行直度和椭圆度测量,以保证满足封堵卡具密封要求。

(4)封堵卡具安装

ROV指引封堵卡具就位(图7)后,由ROV本体液压源控制封堵卡具预先紧固。随后再由ROV或饱和潜水员来完成卡具密封(图8)。

图6 环向切割(左)和纵向切割(右) Fig.6 Circumferential cutting(left)and longitudinal cutting(right)

图7 封堵卡具就位Fig.7 Clamp installation

图8 卡具密封Fig.8 Finish installation

2.4 更换管段修复方案[2]

由于1号漏点出现了新的情况,原计划采用的封堵方案不再可行,继而采用更换整个损坏管段的方法进行修复。由于2号漏点出现在锚固件附近,水下永久封堵卡具修复方案或标准临时封堵卡具修复方案都无法实现,因而只能采用与1号漏点相同的修复方案。即先用ROV搭载的钻石线切割机切断管线,再用环向切割机在切口两端各切下一段外管,安装好机械连接器后,再连接预制膨胀弯。

修复原理如下: (1)切除受损段,将海管两端清理打磨干净; (2)在管道的两个切割端分别安装机械连接器;

(3)测量机械联接器之间距离和角度,依据测量结果进行膨胀弯预制,最后由饱和潜水员完成水下对接(图9)。

2.5 高分子补强修复方案

在完成1号和2号漏点修复后,管线又接二连三出现了新的漏点,综合考虑到海上施工成本和作业效率,对于新出现的3号、4号和5号漏点改为临时修复,以满足未来2年的生产运行。因此对后三个漏点采用了高分子补强修复外管漏点的方案。

图9 安装机械连接器(左)和吊装膨胀弯(右) Fig.9 Collet grip flange installation(left)and new spool piece installation(right)

2.6 试压,恢复生产[2]

在管线修复工作完成以后,要进行管线修复后的整体试压工作,以生产压力进行压力试验,且稳压24小时。

2.7 作业面回填

海管整体试压合格后,作业船在修复点就位,对修复位置范围内的海管海床进行砂袋回填,将所有悬空部位填平,并用砂袋将海管进行适当的埋设,然后ROV对修复管段进行检查和水下录相。

3 对未来技术发展的启示

惠州19-2海底管道抢修项目是国内工程公司第一次真正的涉及到深水海底管道维修,通过该项目的实施,国内工程公司积累了一定的海底管道维修经验,但切割技术、声学测漏技术、封堵卡具和智能连接器等技术还垄断在国外工程公司手中,只有真正掌握了这些先进技术,才能突破海底管道维修技术瓶颈。我们必须要拥有一定的深水施工设备和熟悉深水工程作业的技术人员,只有同时具备深水施工作业所需的“硬件”和“软件”,才能形成真正意义上的深水管道维修能力,才能从容面对海底管道突发事故,保障油田生命线的安全运行。

[1]马洪新,童浩.惠州油田海底管道维修技术方案[R].海洋石油工程股份有限公司内部成果,2008.

[2]国家发展和改革委员会.SY/T10037—2005海底管道系统规范[S].北京:石油工业出版社,149-150.

Deep sea pipeline repair practice in the South China Sea

Ma Hongxin
(Offshore Oil Engineering Co.L td.,Tianjin300452)

Taking the pipeline repair p roject in Huizhou oilfield for example,the first deep water pipeline repair in China was introduced.Deep water pipeline repair experienceswas acquired through this p roject,as well as further requestson the deep repair technology in the future wasput forward.

pipeline;repair;ROV;deep water

book=93,ebook=45

TE973.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.093

1008-2336(2010)03-0093-04

2010-03-09;改回日期:2010-05-13

马洪新,1979年生,男,工程师,2002年毕业于中国石油大学(华东)自动化专业,主要从事海底管道检测与维修工作,2008年担任惠州海底管道抢修工程项目经理。E-mail:mahx@mail.cooec.com.cn。