陳永訢 田 震 趙 剛 李建楠 甘惠良 董樹陽

(海洋石油工程股份有限公司 天津 300461)

崖城13-1氣田香港管線是天然氣輸往香港的“大動脈”，總長約778 km，直徑711.2 mm。2013年10月操作人員發(fā)現(xiàn)該管線壓力異常，管線壓力持續(xù)下降。調(diào)查發(fā)現(xiàn)輸氣管線南側(cè)(崖城側(cè))閥組有2處泄漏，北側(cè)(香港側(cè))閥組保護(hù)罩發(fā)生側(cè)翻，為保證香港終端的正常用氣，必須進(jìn)行徹底修復(fù)。由于該作業(yè)水域海水深，為盡快完成修復(fù)并順利通氣，修復(fù)期間采用帶壓修復(fù)，這給管線封堵及修復(fù)作業(yè)帶來極大挑戰(zhàn)。該管線運(yùn)行時間超過20 a，管線疲勞損傷敏感，對天氣窗口及焊接作業(yè)的要求較高，而國內(nèi)外有關(guān)服役時間較長的老海底管線的維護(hù)及修復(fù)鮮有報道，無案例借鑒。本文通過對海底管線帶壓回收修復(fù)方案的詳細(xì)設(shè)計，對海底管線修復(fù)過程進(jìn)行了疲勞分析以嚴(yán)格控制回收修復(fù)的作業(yè)時間，并對封堵狀態(tài)及危險氣體動態(tài)進(jìn)行了實時監(jiān)測，保證了崖城13-1海底管線回收修復(fù)的順利完成，取得了重要的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益，對類似服役時間較長的老海底管線的回收修復(fù)也具有借鑒意義。

1 海底管線帶壓回收修復(fù)方案選擇

崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)作業(yè)的作業(yè)船為“HYSY201”，作業(yè)線布置如圖1所示。由于該海底管線已在海底服役20多年，回收過程的關(guān)鍵點是其混凝土配重層能否有效承受住張緊器的夾持力[1]。因此，根據(jù)張緊器夾持老海底管線的具體情況設(shè)計了以下2種方案。

方案1：張緊器能有效夾持住海底管線。此種情況下，作業(yè)線3站海管鋪設(shè)所需的張力由A/R纜轉(zhuǎn)換至張緊器后，可根據(jù)現(xiàn)場情況將管線牽引至1.5站(或直接在3站)，然后進(jìn)行A/R纜及浮體索具摘除、組對焊接等操作。

方案2：張緊器不能有效夾持住海底管線。此種情況下，由A/R纜牽引海底管線至作業(yè)線1站，切除2站與3站之間的混凝土配重層，用張緊器夾持防腐層，然后進(jìn)行A/R纜及浮體索具摘除、組對焊接等操作。

圖1 崖城13-1氣田鋪管船作業(yè)線布置示意Fig .1 Schematic of firing line layout at lay barge in YC13-1 gas field

為了更好地完成崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)作業(yè),對老海底管線回收至作業(yè)線3站進(jìn)行夾持試驗，海底管線的實際情況遠(yuǎn)好于預(yù)期，沒有發(fā)現(xiàn)明顯的外部破損、裂紋及腐蝕，混凝土配重層的完整性較好；夾持試驗期間海底管線未發(fā)生滑脫，張緊器張力變化在正常指標(biāo)范圍內(nèi)。鑒于以上實際情況，決定采用方案1進(jìn)行回收。浮體索具摘除后觀察到的海底管線內(nèi)壁情況也再次證實了老海底管線腐蝕損壞等情況非常輕微。

經(jīng)過論證確定的回收修復(fù)香港側(cè)老海底管線的具體步驟如下：

1) 移船至香港側(cè)作業(yè)位置，ROV輔助將回收管溝與浮筒索具連接，準(zhǔn)備進(jìn)行回收。

2) 按計算報告走船、回收A/R纜，逐步將老海底管線回收至作業(yè)線，如圖2所示。

圖2 崖城13-1氣田逐步回收老海底管線至作業(yè)線Fig .2 Recovery the old subsea pipeline to firing line gradually in YC13-1 gas field

3) 海底管線管頭回收至作業(yè)線3站，進(jìn)行夾持試驗。

4) 夾持試驗結(jié)束，海管鋪設(shè)所需要的張力由A/R纜轉(zhuǎn)換至張緊器，將管頭牽引至作業(yè)線1.5站后解掉A/R纜以及浮筒索具等。

5) BV(必維船級社)人員立即進(jìn)行危險性氣體檢測，判斷封堵列車封堵效果是否理想。滿足作業(yè)要求后進(jìn)行管頭切割，并進(jìn)行坡口加工。 6) 牽引海底管線至作業(yè)線1站進(jìn)行新老海底管線組對、焊接，開始進(jìn)行正常鋪設(shè)，其他各站完成相應(yīng)的焊接、檢驗、噴砂、HSS涂敷等操作[2-3]。

7) 鋪設(shè)至設(shè)計長度后焊接法蘭短管、安裝法蘭保護(hù)器,終止鋪設(shè)作業(yè)，使用液壓拉伸器進(jìn)行法蘭螺栓安裝。

8) 按計算分析報告走船，最終將終止封頭棄至規(guī)定地點，ROV輔助將管溝脫離，完成棄管作業(yè)。

2 關(guān)鍵技術(shù)問題處理

崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)作業(yè)的關(guān)鍵技術(shù)問題是：①管線服役時間超過20 a,使得管線回收修復(fù)過程對疲勞損傷特別敏感，疲勞消耗的控制顯得尤為重要；②帶壓回收修復(fù)期間管線內(nèi)存在高壓危險性氣體，需準(zhǔn)備詳細(xì)的危險性氣體檢測及應(yīng)急方案，并實時監(jiān)測封堵列車封堵狀態(tài)。

2.1 疲勞損傷分析

應(yīng)對崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)作業(yè)的回收、海底管線修復(fù)以及正常鋪設(shè)每個過程進(jìn)行疲勞分析，但由于回收及正常鋪設(shè)每個過程相對穩(wěn)定，因此主要分析了修復(fù)過程的疲勞損傷。海底管線回收至作業(yè)線后，大部分的疲勞消耗都集中在作業(yè)線修復(fù)操作上，尤其是第一道口的焊接作業(yè)。根據(jù)前期方案設(shè)計資料及現(xiàn)場勘查結(jié)果，方案設(shè)計階段預(yù)計作業(yè)線每站的時間消耗如表1所示(香港側(cè))。

表1 崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)預(yù)計作業(yè)線 每站時間消耗(香港側(cè))Table 1 Estimated time consuming of each station at firing line for subsea pipeline repair under pressure in YC13-1 gas field(Hongkong side) min

對于疲勞壽命的劃分，DNV-OS-F101-2010中通常對于安裝期的劃分為10%[4]，但DNV-OS-F101-2012中指出對于設(shè)計疲勞壽命的劃分可以根據(jù)施工需求進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整[5]。本次疲勞計算時采用10%，允許損傷系數(shù)取0.333。根據(jù)DNV-OS-F101-2010第二部分中的解釋，本次回收修復(fù)期間采用低安全等級。

出于安全方面考慮，疲勞計算分析時取用時最多的方案2，且3.5站與4站各再增加120 min余量，加上回收過程與正常鋪設(shè)過程的時長，結(jié)合詳細(xì)設(shè)計提供的氣田區(qū)海況條件與施工計劃，設(shè)定8 s周期、1.5 m有義波高的海況條件下仍能完成一個循環(huán)作業(yè)，得出允許疲勞損傷比為70%，即管線修復(fù)和放到海床之前總的疲勞損傷應(yīng)控制在不超過疲勞許用值的70%，不同海況條件下疲勞損傷累積計算結(jié)果如表2所示。表3為表2對應(yīng)的最大待機(jī)時間，即不同工況下允許的最大疲勞時間消耗。

表2 崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)總的 疲勞損傷累積(8 s作業(yè)周期)Table 2 Total fatigue damage accumulation of subsea pipeline repair in YC13-1 gas field(8 s operation cycle)

由于老海底管線混凝土配重層質(zhì)量仍然較好，采用方案1時直接將管線牽引至作業(yè)線1.5站，切除1.5 m左右的管段(影響區(qū)域)，然后牽引至1站進(jìn)行組對、焊接。通過前期作業(yè)線優(yōu)化布置及實際修復(fù)中嚴(yán)格控制每站作業(yè)時間消耗，作業(yè)線每站的實際時間消耗如表4所示。

由表1、4可知，香港側(cè)實際管線修復(fù)期間作業(yè)線總的時間消耗與方案設(shè)計階段的估計值較為接近，每站對應(yīng)的工作量耗時也較為接近，說明修復(fù)期

表3 崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)最大待機(jī)時間 (8 s作業(yè)周期)Table 3 Max standby hours of subsea pipeline repair in YC13-1 gas field(8 s operation cycle)

表4 崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)每站的實際時間消耗Table 4 Actual time consuming of each station at firing line for subsea pipeline repair in YC13-1 gas field

間作業(yè)線每站的疲勞時間控制效果較好；而崖城側(cè)在實際操作時由于法蘭保護(hù)器安裝出現(xiàn)問題，造成1站耗時較長，但疲勞消耗在允許范圍內(nèi)，整個管線疲勞時間的使用效率較高?？傮w來講，方案設(shè)計階段管線分析和疲勞分析較為保守，實際的疲勞消耗在安全可控范圍內(nèi)。

2.2 危險性氣體檢測及應(yīng)急方案

為降低管線停產(chǎn)帶來的損失，回收修復(fù)期間管線內(nèi)天然氣不排空，整個修復(fù)期間管內(nèi)始終存在高壓天然氣，這給施工期間人員的安全帶來極大威脅。在對受損海底管線進(jìn)行水下冷切割之前，為保證對高壓天然氣封堵的安全性，使用2套智能封堵球進(jìn)行封堵。但由于回收修復(fù)期間管線始終處于動態(tài)，加之水較深、壓力較大等原因，封堵球不能保證絕對的密封性[6-8]。

為保證作業(yè)人員及船舶的絕對安全，管線回收至作業(yè)線6站后BV人員立即對管頭處的氣體濃度進(jìn)行檢測；索具摘除后再持續(xù)檢測海底管線內(nèi)空氣中危險性氣體的含量，包括可燃?xì)怏w和H2S，同時檢測氧氣的含量。為避免在管道內(nèi)進(jìn)行檢測時由于取樣管靜電作用產(chǎn)生火花，采用長15 m、直徑5 mm軟銅管伸入管道內(nèi)進(jìn)行檢測。此外，工程師也現(xiàn)場實時監(jiān)測封堵列車的封堵狀態(tài)。整個回收修復(fù)期間詳細(xì)的應(yīng)急方案如表5所示。

表5 崖城13-1氣田海底管線回收修復(fù)應(yīng)急方案Table 5 Emergency plan during recovering and repairing of subsea pipeline in YC13-1 gas field

3 現(xiàn)場實施效果

按照施工方案，作業(yè)船“HYSY201”于2016年4月3日14∶50開始回收香港側(cè)老海管，18∶35管頭回收至作業(yè)線3站，20∶15回收至作業(yè)線1.5站，4月4日01∶30回收至作業(yè)線1站，04∶15開始進(jìn)行正常鋪設(shè)。4月5日22∶20開始回收崖城側(cè)老海管，4月6日00∶30回收至作業(yè)線1.5站，04∶50回收至作業(yè)線1站，09∶46完成焊接工作，14∶28完成法蘭保護(hù)器的安裝工作，17∶00開始進(jìn)行棄管，18∶45完成棄管。兩側(cè)海管回收修復(fù)期間,作業(yè)線各站的時間消耗與安裝設(shè)計期間預(yù)估時間接近，疲勞損傷在可控范圍內(nèi)。在海管回收修復(fù)的同時，危險性氣體檢測按應(yīng)急方案實施，現(xiàn)場始終未發(fā)現(xiàn)危險性氣體，密封效果較理想?！癏YSY201”于2016年4月6日完成崖城側(cè)棄管工作，海管修復(fù)完成。全線通氣后管輸壓力穩(wěn)定，各項運(yùn)行參數(shù)正常，已持續(xù)為香港中華電力龍鼓灘發(fā)電廠輸送天然氣至今，證明本次現(xiàn)場回收修復(fù)的實施效果較好。

4 結(jié)束語

將服役20多年的崖城13-1氣田海底管線成功帶壓回收并完成修復(fù)，這在國內(nèi)是首次，老海底管線帶壓回收修復(fù)技術(shù)填補(bǔ)了國內(nèi)相關(guān)領(lǐng)域的空白。本項目針對老海底管線回收修復(fù)過程中比較敏感的疲勞損傷問題給出了疲勞許用值，以此指導(dǎo)修復(fù)期間作業(yè)線的疲勞時間控制措施，并制定了危險氣體檢測及應(yīng)急方案，其成功實施為類似服役時間較長的老海底管線的修復(fù)積累了寶貴的經(jīng)驗，提升了我國在國際海洋石油工程界的競爭力。

[1] 張曉靈,劉元永,王志剛,等.海底管道涂層抗滑脫技術(shù)及應(yīng)用[J].石油工程建設(shè),2012,38(4):22-25.ZHANG Xiaoling,LIU Yuanyong,WANG Zhigang,et al.Anti-slippage techniques of submarine pipeline coating and application [J].Petroleum Engineering Construction.2012,38(4):22-25.

[2] 王曉飛,何建波,孫慶輝,等.深水海底管道濕式屈曲修復(fù)方案綜述[J].中國造船,2015,56(增刊2):174-178.WANG Xiaofei,HE Jianbo,SUN Qinghui,et al.Introduction of deepwater subsea pipeline repair technology in wet buckle emergency situations [J].Shipbuilding of China,2015,56(S2):174-178.

[3] 楊偉,葉茂,何寧,等.深水海底管道J型鋪設(shè)工藝及設(shè)備研究[J].石油礦場機(jī)械,2013,42(1):14-20.YANG Wei,YE Mao,HE Ning,et al.Process research of J-lay method for subsea pipeline in deepwater[J].Oil Field Equipment,2013,42(1):14-20.

[4] DNV.DNV-OS-F101—2010 Submarine pipeline systems[S].Norway:DNV,2010.

[5] DNV.DNV-OS-F101—2012 Submarine pipeline systems[S].Norway:DNV,2012.

[6] 楊志煒,張瓊飛,蔡婷,等.天然氣管道不停輸帶壓封堵施工創(chuàng)新技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2012,32(2):95-97.YANG Zhiwei,ZHANG Qiongfei,CAI Ting,et al.Leakage blocking with pressure in gas pipelines under non-stop service[J].Natural Gas Industry,2012,32(2):95-97.

[7] 張康,張仕民,朱霄霄,等.基于管內(nèi)智能封堵技術(shù)的新型管道維修技術(shù)[J].石油機(jī)械,2017,45(1):114-119.ZHANG Kang,ZHANG Shimin,ZHU Xiaoxiao,et al.Study on the new pipeline maintenance technology based on the smart plugging technique [J].China Petroleum Machinery,2017,45(1):114-119.

[8] STATS GROUP.Process and pipeline isolation:TecnoPlugTM [EB/OL].[2012-05-12].http://www.statsgroup.com/PipelineIsolation/PipelineIsolationTecnoPlug.html.