孔海生，劉 洋，袁 勛

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司遼東作業(yè)公司 天津300452)

海上某油氣田混輸海管投運(yùn)前內(nèi)檢測(cè)適應(yīng)性改造

孔海生，劉 洋，袁 勛

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司遼東作業(yè)公司 天津300452)

海上某油氣田通過對(duì)海管內(nèi)檢測(cè)數(shù)據(jù)的提前收集，在設(shè)計(jì)階段和工程建造階段提出了海管內(nèi)檢測(cè)需求。油氣田利用現(xiàn)有條件和工程余料，對(duì)現(xiàn)有流程進(jìn)行臨時(shí)改造，增加內(nèi)檢測(cè)供水流程和排水流程，最終實(shí)現(xiàn)了油氣田兩條油氣混輸海管內(nèi)檢測(cè)通球作業(yè)安全高效地一次完成。

海管 內(nèi)檢測(cè) 改造

1 改造背景

海上某油氣田是2015年投入試生產(chǎn)的大型海上油氣田。該油氣田由3個(gè)井口平臺(tái)C、D、E和1個(gè)中心處理平臺(tái)F組成，其中E平臺(tái)和F平臺(tái)通過棧橋連接，C平臺(tái)通過40,cm、6.4,km油氣混輸管線將物流輸送至E平臺(tái)并最終進(jìn)入F平臺(tái)處理，D平臺(tái)通過46.7,cm、6.6,km油氣混輸管線將物流輸送至F平臺(tái)處理。

海底管道輸送是海上平臺(tái)之間及海上平臺(tái)與陸地終端之間進(jìn)行介質(zhì)輸送的主要手段，海底管道運(yùn)營(yíng)期間的維護(hù)管理對(duì)延長(zhǎng)海管的使用壽命、確保海管的使用安全至關(guān)重要，但是隨著服役時(shí)間的增長(zhǎng)，管道腐蝕成為威脅管道安全運(yùn)行的隱患之一。

海底管道的海底服役環(huán)境和管道的結(jié)構(gòu)形式?jīng)Q定了只能通過管道內(nèi)檢測(cè)實(shí)現(xiàn)對(duì)海底管道本體的檢測(cè)。根據(jù)《海底管道完整性解決方案》中“預(yù)測(cè)CO2和H2,S含量后期會(huì)產(chǎn)生腐蝕現(xiàn)象的海底管道和登陸海底管道，應(yīng)進(jìn)行基線內(nèi)檢測(cè)，可在投運(yùn)前完成或者在投運(yùn)后1.5年內(nèi)開展，并將此次內(nèi)檢測(cè)數(shù)據(jù)作為海底管道運(yùn)營(yíng)維護(hù)的基線參考數(shù)據(jù)”的要求，需要對(duì)2條混輸海管進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)。由于內(nèi)檢對(duì)介質(zhì)的流速、流量、壓力、溫度等都有嚴(yán)格要求，經(jīng)與專業(yè)技術(shù)人員咨詢，C平臺(tái)至E平臺(tái)海管內(nèi)檢測(cè)液量要求為3,600,m3/d，D平臺(tái)至F平臺(tái)海管液量需求為4,800,m3/d。若在試生產(chǎn)之后1.5年內(nèi)進(jìn)行內(nèi)檢，根據(jù)本油氣田情況，屆時(shí)開展該項(xiàng)工作勢(shì)必需要對(duì)海管摻水運(yùn)行，勢(shì)必會(huì)造成大量污水外輸，一方面影響油田群原油外輸進(jìn)而對(duì)產(chǎn)量壓產(chǎn)，另一方面會(huì)增大原油終端下游污水處理負(fù)擔(dān)以及增加流程處理風(fēng)險(xiǎn)。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(nèi)檢測(cè)，期間海水可以進(jìn)行排放，不存在環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)。因此，需要在項(xiàng)目試生產(chǎn)前完成相關(guān)改造和海管內(nèi)檢測(cè)工作。

2 流程改造分析(技術(shù)環(huán)節(jié))

2.1 收/發(fā)球筒技術(shù)需求

為避免后期收發(fā)球筒的改造，同時(shí)檢驗(yàn)海管工程質(zhì)量，該油氣田在工程設(shè)計(jì)階段即提出，海管設(shè)計(jì)尺寸應(yīng)滿足海管內(nèi)檢測(cè)通球的需求，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，優(yōu)化收球筒的設(shè)計(jì)細(xì)節(jié)，為現(xiàn)場(chǎng)操作提供方便。

在陸地建造階段，生產(chǎn)準(zhǔn)備項(xiàng)目組將收/發(fā)球筒是否滿足海管內(nèi)檢測(cè)需求作為專項(xiàng)工作進(jìn)行跟蹤，保證了“硬件”設(shè)施符合海管內(nèi)檢測(cè)要求。

2.2 內(nèi)檢測(cè)通球流量要求

C平臺(tái)至E平臺(tái)的40,cm海管，需要發(fā)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(tái)至F平臺(tái)的46.7,cm海管，需要發(fā)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(tái)油氣混輸海管清管及內(nèi)檢測(cè)流速時(shí)間計(jì)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(tái)油氣混輸海管清管及內(nèi)檢測(cè)流速時(shí)間計(jì)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(jīng)計(jì)算，C平臺(tái)至E平臺(tái)40,cm海管在要求工況下運(yùn)行時(shí)間約為2.61,h，如表1所示；D至F平臺(tái)46.7,cm海管在要求工況下運(yùn)行時(shí)間約為2.82,h，如表2所示。

2.3 平臺(tái)現(xiàn)有設(shè)備設(shè)施處理能力

C平臺(tái)設(shè)置兩臺(tái)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(tái)海水泵P-4002揚(yáng)程-排量曲線Fig.1Pumping head-displacement curve of seawater pump P-4002 of C platform

D平臺(tái)設(shè)置兩臺(tái)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(tái)海水泵P-4001揚(yáng)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(tái)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(nèi)檢測(cè)通球供水條件。

2.4 海管發(fā)球端供水方案

C平臺(tái)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(nèi)檢測(cè)水量和流速需求。平臺(tái)通過將除砂器至海管置換泵的單流閥調(diào)向，實(shí)現(xiàn)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(tái)海管內(nèi)檢測(cè)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(tái)置換泵出口為13.3,cm管線，不能滿足內(nèi)檢需求，故通過海管置換泵入口海水管線接管線至海管預(yù)留20,cm球閥處，進(jìn)行海管內(nèi)檢作業(yè)(見圖4)。

圖4 D平臺(tái)海管內(nèi)檢測(cè)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(nèi)檢測(cè)通球時(shí)C平臺(tái)通球介質(zhì)為海水，具有腐蝕性，而且海管初次通球內(nèi)部雜較多，因此需要對(duì)現(xiàn)有流程進(jìn)行改造以實(shí)現(xiàn)排海。平臺(tái)靈活運(yùn)用現(xiàn)有流程，拆除一個(gè)球閥，并利用工程余料安裝臨時(shí)管線，即同時(shí)解決了兩條海管內(nèi)檢測(cè)排水問題。

2.6 自行通球驗(yàn)證改造的可行性

在海管內(nèi)檢測(cè)前，生產(chǎn)準(zhǔn)備項(xiàng)目組自行完成了兩條海管的常規(guī)通球作業(yè)，驗(yàn)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(shí)可能出現(xiàn)的工況，并采取改進(jìn)措施，比如在F平臺(tái)臨時(shí)排海管線處增加支撐等。

3 實(shí)際改造結(jié)果

C平臺(tái)通過調(diào)整置換泵入口單流閥保證了C平臺(tái)海管內(nèi)檢測(cè)供水。D平臺(tái)利用工程余料新增15,m的20,cm 150,LB管線保證了D平臺(tái)海管內(nèi)檢測(cè)供水。F平臺(tái)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(nèi)檢測(cè)排水，如圖5所示。

圖5 F平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)排放點(diǎn)改造示意圖Fig.5Schematic of emission point transformation for F platform

4 經(jīng)濟(jì)效益分析

4.1 海管內(nèi)檢測(cè)情況分析(見表3)

表3 兩條油氣混輸海管現(xiàn)場(chǎng)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(nèi)檢測(cè)作業(yè)持續(xù)6,d，通球作業(yè)全部一次性成功完成。

4.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

在油氣混輸海管投用前完成海管內(nèi)檢測(cè)，避免了在海管投用后停產(chǎn)開展內(nèi)檢測(cè)工作，達(dá)到了提質(zhì)增效的效果。

對(duì)流程進(jìn)行簡(jiǎn)單改造，避免了外委施工，節(jié)約費(fèi)用約5萬(wàn)元；自行對(duì)相關(guān)系統(tǒng)進(jìn)行水壓、氣密實(shí)驗(yàn)，節(jié)約費(fèi)用約6萬(wàn)元；減少終端污水處理量至少約5,600,m3，節(jié)約費(fèi)用6萬(wàn)元，若內(nèi)檢期間某些數(shù)據(jù)不符合要求，則需要重復(fù)進(jìn)行通球、檢測(cè)，污水量將進(jìn)一步增加，極大加重了上下游流程調(diào)控的難度和處理負(fù)擔(dān)；避免項(xiàng)目投產(chǎn)后內(nèi)檢發(fā)生油田群壓產(chǎn)、生產(chǎn)關(guān)停或其他事故，對(duì)于降低施工風(fēng)險(xiǎn)來說意義重大。

5 項(xiàng)目技術(shù)特點(diǎn)

5.1 前瞻性

在組塊設(shè)計(jì)和建造階段，前瞻性地提出海管內(nèi)檢測(cè)需求，加強(qiáng)和海管中心、工程項(xiàng)目組的溝通協(xié)調(diào)，保證了收/發(fā)球筒滿足內(nèi)檢測(cè)需求，避免了后期對(duì)其進(jìn)行適應(yīng)性改造，浪費(fèi)人力和財(cái)力。

在海上調(diào)試階段，主動(dòng)和工程項(xiàng)目組協(xié)調(diào)，優(yōu)先調(diào)試海水泵、優(yōu)先調(diào)試海管附屬設(shè)備、優(yōu)先對(duì)供水管線進(jìn)行配管，生產(chǎn)準(zhǔn)備項(xiàng)目組提前對(duì)相關(guān)工藝流程進(jìn)行水壓氣密試驗(yàn)，為海管內(nèi)檢測(cè)提前進(jìn)行創(chuàng)造了可能性。

提出在試生產(chǎn)前進(jìn)行海管內(nèi)檢作業(yè)后，生產(chǎn)準(zhǔn)備項(xiàng)目組持續(xù)關(guān)注收/發(fā)球筒實(shí)際安裝情況(比如尺寸、空間等)是否滿足內(nèi)檢測(cè)需求，同時(shí)為海管內(nèi)檢測(cè)供水和排水方案進(jìn)行反復(fù)審核和驗(yàn)證。

在海上調(diào)試的過程中，協(xié)調(diào)工程預(yù)料(比如彎頭、法蘭、管線等)，提前準(zhǔn)備，為改造方案的實(shí)施奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

5.2 推廣性

該油氣田海管內(nèi)檢的成功開展是生產(chǎn)準(zhǔn)備工作的突出亮點(diǎn)，開創(chuàng)了新建海上項(xiàng)目提前進(jìn)行海管內(nèi)檢測(cè)的先例，積累了經(jīng)驗(yàn)，產(chǎn)生了成果，具有非常高的推廣價(jià)值。

5.3 成本低

本次改造全部使用工程余料，避免產(chǎn)生外委費(fèi)用(見表4)。

5.4 效益高

試生產(chǎn)前完成海管內(nèi)檢測(cè)比試生產(chǎn)后停產(chǎn)完成海管內(nèi)檢測(cè)，直接創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)價(jià)值約300萬(wàn)元，降低了施工風(fēng)險(xiǎn)，保證了海管安全性能，降低環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)。

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

6 技術(shù)難點(diǎn)分析

海管內(nèi)檢測(cè)過程中，清管球?qū)⒌诌_(dá)收球端時(shí)，物流段塞現(xiàn)象非常嚴(yán)重，會(huì)對(duì)平臺(tái)管線產(chǎn)生很強(qiáng)的沖擊，因此對(duì)排水管線的固定顯得尤為重要。工藝人員在作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)分析時(shí)發(fā)現(xiàn)了這一重要風(fēng)險(xiǎn)，提前對(duì)相關(guān)流程螺栓進(jìn)行緊固，并在排水點(diǎn)增加強(qiáng)有力的支撐，保證了通球過程的安全穩(wěn)定?！?/p>

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

［2］ 趙鑫. 海底管道內(nèi)檢測(cè)技術(shù)發(fā)展及研究趨勢(shì)[J]. 化工管理，2014(23)：166.

［3］ 徐慧，王詩(shī)鵬，杜鵑，等. 海底管道內(nèi)檢測(cè)技術(shù)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