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探讨浅滩海海底管道维修技术

更新时间:2015-11-2 来源:中国天然气网  [收藏此信息]

埕岛油田经过近20年建设,已具备较为完善的海底管网设施,截至2013年底,建成了海底输油输气管线300多公里,这些错综复杂的综合海底管网成为埕 岛油田的动脉,实现埕岛油田高效生产及输送,在油田开发中发挥了至关重要的作用,为埕岛油田的高速发展和稳产增产奠定了基础。随着时间的推移,一些海底管 道的运营寿命已接近后期,由于自然因素和人为因素的影响,近几年海底管道故障出现的频率在逐年增加。不同的损伤机理造成海底管道损伤的形式可以分为管道变 形、穿孔泄露和破损断裂三种形式,针对这三种形式研究制定的海底管道修复技术,主要分为水上修复法、水下修复法、断裂或变形处打卡等施工方法。
  1水上修复法施工技术
  水上修复法就是将管线的损伤位置用浮吊吊出水面,在水面上将损伤部分管段切除掉,再重新安装焊接新的管段的方法进行修复,水上修复法主要适用于新建管线且所处水域深度在20m之下的损伤处进行修复。
  1.1施工前准备
  施工准备主要包括:施工船舶的改造、施工工艺措施的编制、焊接工艺评定的准备、机具材料的准备、管线现场勘察、海底管线的清淤和整条海管内的液氮置换。
  1.2海上施工过程
  1.2.1浮吊在辅助船只的协助下就位于海底管线损伤位置。潜水员将尼龙吊带缠绕至管线与抱杆相对应的位置,施工人员使用卡环将尼龙吊带与抱 杆施放的钢缆相连接。收紧绞车缆绳,潜水员下水探摸清淤确认起吊部分管线已经完全松动并达到起吊条件时,启动绞车管线开始起吊,起吊到一定程度时,停止绞 车,潜水员继续探摸清淤,确认部分管线已经完全松动达到起吊条件时,启动绞车继续吊起管线,如此反复直至将管线起吊到船舷位置,并将管线固定于船舷。
  1.2.2管线切割:管线固定在船舷边后,采用火焰切割将损伤处部分管段切割下来,套管切割长度控制在800mm左右,芯管切割长度在 600mm左右。在套管切割完毕后为防止内管与套管夹层内的油气燃烧,对套、芯管环型空间充泡沫,并用石棉绳涂抹黄油后塞入环形空间阻止套、芯管环型空间 内油气向漏点处回流。切割完毕后,将新的管段组对焊接到海底管线上,将海底管线连通。并对对焊缝进行100%超声波检测。然后对管段防腐保温。最后浮吊上 的4台绞车同时启动,管线匀速的被施放于海底泥面。
  1.2.3上水试压、检测,合格后将清淤出的160m管线使用驳载挖沟装置重新挖沟,挖沟深度1.5m。
  2水下修复法施工技术
  水下修复法就是制做一个干式装置,干式装置有足够的强度和足够的空间,用干式装置将海底管线在水下与海水隔断,人进入干式装置内,对损伤处进行封堵盲板修复,将管线损伤处修复好。水下施工法主要适用于建造使用时间较长的海底管线,且水深不能超过3米。
  2.1施工前准备
  主要包括施工船舶及机具的准备、施工工艺措施的编制、焊接工艺评定的准备、力学性能实验准备、干湿装置的制作和管线内原油进行液态氮置换。
  2.2海上施工过程
  2.2.1浮吊就位于管线损伤处位置,抛设4个定位锚。锚点抛设依据GPS定位系统,防止损伤附近海域海底管线与海底电缆。然后在管线漏点处 冲出长7米、宽5米、深管道以下1.5米的坑,再用浮吊将干式装置吊放于管道之上。关闭干式装置底部锁定装置,使用潜水泵将干式装置内海水抽出,清理干净 干式装置内淤泥,安置鼓风机等通风设施,并安装好防爆照明灯。管线卡子拆除并对现场可燃气体检测确认操作环境安全后,对套管进行扩孔,孔径以φ200mm 为宜,开孔采用机械开孔。为方便内管修补施工,并防止内管与套管夹层内的油气燃烧,将石棉绳涂抹黄油后塞入环形空间,使油气混合物不能进入作业空间。
  2.2.2芯管动火前用可燃气体检测确认操作环境安全后方可施工。在内管孔洞处切割一个φ100的圆孔,并切割出30°坡口。在与海底管线母 材相同的管段上切割一块φ100的圆板,并切割出30°坡口。将原板安装到海底管线漏点处切割的孔洞上,焊接并无损检测,防腐保温。根据套管孔洞大小,在 与海底管线母材规格相同的管段上切割封堵板材。板材边缘开30°坡口。将板材安装到套管孔洞上,焊接并无损检测,防腐。
  2.2.3管线修复完毕,将干湿装置拆除,上水试压、检测,达到要求后放压、投产。
  3水下高压卡具封堵技术
  CB12A-中心一号(CB12A端)海底输油管线在前期海管立管调查项目中发现如下问题:距立弯约4m处的水平弯位置海管外管完全断开,外 管断开的间距最大约35cm,断裂处两端外管已不同轴,而且海管悬空总长度约45m,最大悬空深度为2m。针对此种情况决定在不停产的前提下采取对管线损 伤处加固封堵及海管悬空部分进行抛砂治理的施工方案。
  3.1陆地预制高压卡具
  先对高压卡具安装位置进行海生物清理、打磨,然后由潜水员制作了能够真反映海管断裂部位现状的模具,并将模具交付于高压卡具制作方制作卡具并确定水下管卡的安装位置及高压卡具尺寸。
  3.2浮吊就位后,海上安装高压卡具
  在海管断裂处拴系定位浮漂,拴系用钢缆拴系高压卡具,起吊。根据定位浮漂位置,利用浮吊将高压卡具吊到水下预安装位置。潜水员下水到预安装位 置,密切注视放到水下的卡具。当卡具快到安装位置时,潜水员通知水面人员,指挥浮吊将管卡合拢在海管上,调整卡具位置及角度。初步找正后,由潜水员预紧螺 栓,直至卡具不能活动为止。上紧螺栓,安装完成。对高压卡具试压,试验压力逐步增加到1.0MPa(表压),并且稳压4个小时。
  3.3平台近端海底管线投砂防护
  投砂时砂袋在海底管线两侧均匀堆放,砂袋顶应超过管线上端50cm,砂袋顶面宽度根据管线悬空高度而变化,砂袋底面根据管线悬空高度应适当增宽,保证砂袋的稳定性,砂袋之间应尽量增大接触面积,不得留有较大空隙,防止水流冲刷。
  4结论
  水上修复施工和水下采用干式装置修复施工与海上水平口施工次序基本一致,可以把管道修复控制在干环境下进行。但此种方法对天气较为敏感,由于 施工需要5天以上的好气象才能一次性完成修复施工,海洋采油厂在埕岛油田的海底管道修复施工中,积累了一定的经验,下步通过引进国内外先进设备,吸收国内 外先进技术和管理经验,缩短施工工期,提高施工质量,减小天气对施工的影响,从容面对海底管线的突发情况,保障油田生命线的安全运行。
  参考文献:
  [1]国家海洋局第一研究所.埕岛油田灾害地质研究成果报告[R].青岛:国家海洋局第一研究所,2006.
  [2]中国海洋大学.海底管线安全防护对策研究报告[R].青岛:中国海洋大学,2007.
  [3]侯涛安国亭.海底管道损伤处的修复方法[J].中国造船,2002.
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