海底管道完整性管理方法

李麗瑋，裴曉梅，曹 靜

（中海油研究總院，北京 100028）

0 引言

海底管道和立管系統(tǒng)是用于將海底油氣資源順利輸送至平臺(tái)或陸上終端的通道。海底管道和立管系統(tǒng)包括與其相關(guān)的所有支撐、閥門、法蘭、三通、彎管、變徑管及連接器等。在水下設(shè)施中，管道系統(tǒng)終止于與采油樹的連接點(diǎn)或蝶閥處，與其他海底設(shè)施的連接系統(tǒng)是海底管道系統(tǒng)的一部分[1]。海底管道和海洋立管是保障海上油氣資源暢通輸送的生命線，自1985年以來，我國(guó)海底管道建成數(shù)量已經(jīng)超過330條，累計(jì)長(zhǎng)度已超過了6 300 km，管徑范圍為2 in～30 in（1 in＝2.54 cm），截面結(jié)構(gòu)有單層管、雙層保溫管、單層保溫管和子母管等，輸送介質(zhì)包括油、氣、水和油氣水混輸，這些管道或管網(wǎng)的運(yùn)行狀況直接關(guān)系到海上油氣田的安全生產(chǎn)，一旦發(fā)生失效或事故，不但會(huì)帶來嚴(yán)重的生命財(cái)產(chǎn)損失，還會(huì)造成嚴(yán)重的海洋環(huán)境污染和惡劣社會(huì)影響。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)海底管道已發(fā)生多起不同程度的故障，位于前2位的是第三方?jīng)_擊失效和內(nèi)部腐蝕失效。由于與陸上管道相比，海底管道服役條件復(fù)雜，從而帶來了檢測(cè)難、維修難、費(fèi)用高的現(xiàn)狀，如：我國(guó)海上某油田原油管道設(shè)計(jì)服役年限10年，但投產(chǎn)運(yùn)行3年后既因CO2、細(xì)菌腐蝕發(fā)生了內(nèi)腐蝕穿孔失效，不計(jì)停產(chǎn)損失，僅更換費(fèi)用就高達(dá)4億元人民幣。因此，不論是國(guó)內(nèi)還是國(guó)外，都在加強(qiáng)對(duì)海底管道和立管完整性管理，2005—2006年，中海油加盟參加了由挪威船級(jí)社（DNV）牽頭組織、18家石油公司/專業(yè)公司/研究機(jī)構(gòu)組成的“立管完整性管理推薦做法”規(guī)范DNV-RP-F206編制委員會(huì)；2007—2009年，中海油加盟參與了由挪威船級(jí)社牽頭組織，6家油公司/專業(yè)公司/研究機(jī)構(gòu)組成的“海底管道完整性管理推薦做法”規(guī)范DNV-RP-F206編制委員會(huì)，參與了2部標(biāo)準(zhǔn)編制的全過程，學(xué)習(xí)了國(guó)外經(jīng)驗(yàn)也開始引進(jìn)了管道完整性管理的理念，經(jīng)過十多年的探索，在海底管道完整性管理方面積累了一定的經(jīng)驗(yàn)。

1 海底管道完整性管理體系內(nèi)容

海底管道完整性管理的目的是將以前發(fā)生失效或事故后的被動(dòng)響應(yīng)，改進(jìn)為通過監(jiān)測(cè)、檢測(cè)等手段及時(shí)識(shí)別危害管道安全的危險(xiǎn)、失效因素，對(duì)各種潛在危害因素制定合理的、必要的檢測(cè)、維護(hù)、維修計(jì)劃和實(shí)施方案，進(jìn)行綜合的、一體化的管理[2]，使海底管道從設(shè)計(jì)、建造、安裝、服役、延壽直至棄置全生命周期內(nèi)始終處于受控狀態(tài)，保持系統(tǒng)物理和功能上的完整，避免或盡量降低因失效、事故帶來的油氣田停產(chǎn)、人員損傷、搶維修費(fèi)用和海洋環(huán)境污染。

海底管道完整性管理是長(zhǎng)期、反復(fù)循環(huán)的過程，通常由風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估和完整性管理計(jì)劃、檢測(cè)/監(jiān)測(cè)/測(cè)試、完整性評(píng)估和減緩/預(yù)防/修復(fù)4個(gè)過程組成，見圖1。完整性評(píng)估與風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估的不同點(diǎn)是完整性評(píng)估是核實(shí)與標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范及接受準(zhǔn)則的一致性，不直接給出失效概率及后果評(píng)估，而風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估是直接給出失效概率及后果評(píng)估。完整性管理包括建立完整性、維持完整性2個(gè)階段，建立完整性階段由概念設(shè)計(jì)、基本設(shè)計(jì)、詳細(xì)設(shè)計(jì)、安裝設(shè)計(jì)、涂覆預(yù)制和海上安裝等階段組成，維持完整性階段是指管道從投產(chǎn)運(yùn)行直至棄置[3]?？刂乒艿劳暾缘拇胧┌z測(cè)、監(jiān)測(cè)、測(cè)試和完整性評(píng)估，改善完整性的措施包括內(nèi)部減緩、外部預(yù)防以及修復(fù)。內(nèi)部減緩措施包括限制操作參數(shù)（如：最高操作壓力、最高介質(zhì)溫度和流速等）、注入化學(xué)藥劑（減少結(jié)垢、避免水合物生成）和定期清管（移除垢、砂和積液等）。外部預(yù)防主要解決管土相互作用及支撐問題（如：側(cè)向屈曲、隆起屈曲、海床穩(wěn)定性、防第三方?jīng)_擊保護(hù)和自由懸跨等，外部預(yù)防措施包括：拋石、混凝土墊被、灌漿袋、保護(hù)結(jié)構(gòu)、礫石覆蓋和挖溝埋設(shè)等）[2]。

圖1 海底管道完整性管理流程圖

2 海底管道完整性管理推薦方案

我國(guó)海底管道設(shè)計(jì)建設(shè)時(shí)面臨著高溫、高壓、高腐蝕性介質(zhì)，臺(tái)風(fēng)、涌浪、內(nèi)波和強(qiáng)底流等海洋環(huán)境，以及海床土壤沉積物運(yùn)移、沙波沙脊、淺層氣和沙土液化等挑戰(zhàn)。梳理和分析我國(guó)海底管道失效原因，除了挖沙作業(yè)、船錨鉤掛等船只作業(yè)沖擊失效占主要原因外，次之便是因投產(chǎn)后管道輸送介質(zhì)CO2、H2S含量較設(shè)計(jì)之初增大、細(xì)菌腐蝕、砂沉積致緩蝕劑效果減弱和緩蝕劑本身效果不佳等引起的鋼管內(nèi)壁腐蝕失效。

1）我國(guó)某油田混輸管道，設(shè)計(jì)時(shí)CO2含量不到1%，可是實(shí)際生產(chǎn)時(shí)CO2含量增加到25%以上，由于含液輸送，使該管道投產(chǎn)運(yùn)行幾年后便發(fā)生嚴(yán)重的腐蝕穿孔失效（見圖2），導(dǎo)致油田停產(chǎn)。

圖2 CO2 腐蝕穿孔失效

2）我國(guó)某油田混輸管道設(shè)計(jì)時(shí)要求注入的緩蝕劑效率至少要達(dá)到85%，可是運(yùn)行期間通過對(duì)實(shí)際注入緩蝕劑效果的評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)實(shí)際注入濃度低帶來效果不足30%，由于緩蝕劑注入劑量不足（見圖3），從而加快了海底管道內(nèi)壁鋼材腐蝕速度，嚴(yán)重威脅著管道的安全運(yùn)營(yíng)。

圖3 不同緩蝕劑注入濃度下的碳鋼腐蝕形態(tài)

管道失效帶來的經(jīng)濟(jì)損失巨大，需將海底管道失效從事故后的被動(dòng)響應(yīng)改善成事前預(yù)防，實(shí)現(xiàn)DNV-RP-F206規(guī)范所述的海底管道全生命周期的綜合、一體化完整性管理，建議對(duì)于新建和已經(jīng)在運(yùn)行的海底管道各有側(cè)重，如：對(duì)于新建海底管道，建立包括概念設(shè)計(jì)、基本設(shè)計(jì)、詳細(xì)設(shè)計(jì)、安裝設(shè)計(jì)、竣工設(shè)計(jì)、投入運(yùn)行和廢棄各階段的管道數(shù)據(jù)庫，尤其要關(guān)注介質(zhì)組份、設(shè)計(jì)壓力、設(shè)計(jì)溫度、操作壓力、操作溫度、材料選擇、緩蝕劑注入、腐蝕監(jiān)測(cè)方案、檢測(cè)和維護(hù)修復(fù)要求等信息。對(duì)于投入運(yùn)行的海底管道，重點(diǎn)關(guān)注介質(zhì)組份變化、壓力溫度變化、緩蝕劑注入效率、埋設(shè)深度、懸跨、內(nèi)外腐蝕檢測(cè)和維修維護(hù)記錄等。針對(duì)海底管道生命周期不同階段需要關(guān)注的重點(diǎn)問題加強(qiáng)管理，通過預(yù)防或減緩措施把海底管道事故降至最低，現(xiàn)將關(guān)鍵因素的管理方法總結(jié)簡(jiǎn)述如下[4-5]。

2.1 設(shè)計(jì)階段

1）重點(diǎn)關(guān)注的問題

（1）輸送介質(zhì)溫度、壓力、CO2、H2S和蠟等含量。

（2）工程物探、工程地質(zhì)、水文氣象資料。

（3）路由選擇與優(yōu)化。

（4）立管及膨脹彎的布置與保護(hù)。

（5）腐蝕評(píng)估與材料選擇。

（6）緩蝕劑效率及加注要求。

（7）外涂層及陽極。

（8）材料采辦、施工鋪設(shè)技術(shù)要求。

（9）船舶過往頻繁區(qū)域設(shè)置船舶自動(dòng)識(shí)別系統(tǒng)或警示標(biāo)識(shí)。

2）建議的管理方法

（1）合理選擇設(shè)計(jì)壓力、設(shè)計(jì)溫度，并根據(jù)CO2、H2S含量及分壓合理選擇管道材料。

（2）路由避開錨區(qū)、軍事禁區(qū)、斷層、淺層氣、液化區(qū)、沙波沙脊、陡坡區(qū)；盡可能與等深線垂直，并避免與強(qiáng)流向垂直。

（3）根據(jù)落物、拋錨、拖錨等分析結(jié)果合理提出管道埋深、交叉跨越、穿越航道要求。

（4）建立管盡可能設(shè)置在導(dǎo)管架內(nèi)側(cè)，若必須設(shè)置在外側(cè)，則避開平臺(tái)卸貨區(qū)和靠船區(qū)，例如，建議加設(shè)保護(hù)結(jié)構(gòu)；平臺(tái)附近裸露的膨脹彎，建議上覆混凝土墊等保護(hù)裝置。

（5）外涂層及陽極設(shè)計(jì)滿足輸送介質(zhì)溫度及服役年限的要求。

（6）明確緩蝕劑加入及效率要求。

（7）對(duì)于含蠟量高、析蠟溫度高的管道明確清管頻率。

（8）嚴(yán)格要求材料采辦規(guī)格書中的化學(xué)成分、碳當(dāng)量、屈強(qiáng)比和管端橢圓度/壁厚等。

（9）明確施工、鋪設(shè)過程中起始鋪設(shè)、正常鋪設(shè)、棄管回收等技術(shù)要求，尤其關(guān)注張力、托管架角度、濕屈曲和著泥點(diǎn)等監(jiān)測(cè)要求。

（10）明確提出基線檢測(cè)要求，重點(diǎn)關(guān)注鋪設(shè)路由、埋設(shè)深度、交叉跨越及懸跨處理等實(shí)際狀態(tài)與設(shè)計(jì)的偏差。

（11）必要區(qū)域設(shè)置警示標(biāo)識(shí)和船舶自動(dòng)識(shí)別系統(tǒng)。

2.2 采辦階段

1）重點(diǎn)關(guān)注的問題

（1）鋼管材料化學(xué)成分、碳當(dāng)量、屈強(qiáng)比、管端橢圓度/壁厚和直度等。

（2）原材料質(zhì)量、焊縫質(zhì)量、金相組織、機(jī)械性能試驗(yàn)和腐蝕試驗(yàn)等。

2）建議的管理方法

（1）招標(biāo)過程中嚴(yán)格審查供貨商資質(zhì)，評(píng)標(biāo)過程嚴(yán)格控制與技術(shù)要求的偏差。

（2）派代表或聘請(qǐng)第三方監(jiān)理進(jìn)駐制管廠全程跟蹤制管質(zhì)量。

2.3 涂覆預(yù)制階段

1）重點(diǎn)關(guān)注的問題

（1）外涂層，如：FBE、PE、PP和熱縮帶等對(duì)鋼管打磨和預(yù)熱溫度等要求。

（2）陽極焊接及與鋼管電連通要求。

（3）混凝土涂覆養(yǎng)護(hù)、強(qiáng)度試驗(yàn)等要求。

（4）端部保護(hù)。

2）建議的管理方法

（1）派代表或聘請(qǐng)第三方監(jiān)理進(jìn)駐涂覆預(yù)制廠，按照規(guī)格書要求全程跟蹤、控制質(zhì)量。

（2）記錄與設(shè)計(jì)要求的技術(shù)偏差。

2.4 安裝、鋪設(shè)階段

1）重點(diǎn)關(guān)注的問題

（1）鋪管船定位精度。

（2）現(xiàn)場(chǎng)節(jié)點(diǎn)焊縫、熱縮帶纏繞、陽極安裝等質(zhì)量控制。

（3）張緊器張力、托管架傾角、著泥點(diǎn)等監(jiān)測(cè)、控制與跟蹤記錄。

（4）棄管、回收跟蹤與記錄。

（5）鋪設(shè)軌跡跟蹤與記錄。

（6）膨脹彎下放、法蘭連接、交叉跨越處理跟蹤與記錄。

（7）清管、試壓、排水、干燥跟蹤與記錄。

（8）挖溝埋設(shè)或其他保護(hù)措施跟蹤與記錄。

2）建議的管理方法

（1）嚴(yán)格焊接程序評(píng)定及焊接人員資質(zhì)考評(píng)。

（2）審核施工船與設(shè)備能力、船長(zhǎng)及主要操控人員能力與資質(zhì)。

（3）派代表或聘請(qǐng)第三方監(jiān)理在鋪管船上24 h跟蹤監(jiān)督施工鋪設(shè)質(zhì)量，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)終止及采取補(bǔ)救措施。

（4）鋪設(shè)過程中發(fā)現(xiàn)新問題及時(shí)上報(bào)。

（5）評(píng)定棄管、回收對(duì)管道的損傷。

（6）竣工文件要記錄并反映管道實(shí)際鋪設(shè)路由、實(shí)際埋深和交叉處理狀態(tài)。

2.5 運(yùn)行階段

1）重點(diǎn)關(guān)注的問題

（1）實(shí)際輸送介質(zhì)的溫度、壓力、CO2、H2S、蠟等含量。

（2）水文氣象條件。

（3）基線檢測(cè)、智能內(nèi)檢測(cè)。

（4）緩蝕劑配方及加注點(diǎn)。

（5）蠟、砂沉積狀態(tài)。

（6）管道附近電位、電場(chǎng)測(cè)量。

（7）其他油氣田后期接入管道強(qiáng)度、壽命評(píng)估。

（8）內(nèi)/外腐蝕、第三方損傷修復(fù)措施。

（9）鋪設(shè)后調(diào)查或檢測(cè)。

2）建議的管理方法

（1）分析實(shí)測(cè)值與設(shè)計(jì)值的偏差，評(píng)價(jià)鋼管材料的適應(yīng)性。

（2）超出設(shè)計(jì)溫度、設(shè)計(jì)壓力，采取降溫、降壓輸送措施。

（3）底流超出設(shè)計(jì)值時(shí)，評(píng)估海床穩(wěn)定性及懸跨，根據(jù)評(píng)估結(jié)果采取加強(qiáng)措施。

（4）據(jù)介質(zhì)組分變化及時(shí)調(diào)整緩蝕劑配方，每種緩蝕劑加注前用試驗(yàn)方法評(píng)價(jià)緩蝕劑效率。

（5）投產(chǎn)1年后開展基線檢測(cè)，記錄管道路由、埋設(shè)、懸跨、交叉跨越等與竣工文件的偏差，對(duì)于輸送腐蝕性介質(zhì)強(qiáng)的管道實(shí)施智能內(nèi)檢測(cè)，評(píng)價(jià)內(nèi)腐蝕速率與設(shè)計(jì)的偏差。

（6）蠟、砂沉積管道開展定期清管。

（7）根據(jù)實(shí)測(cè)電場(chǎng)、電位評(píng)價(jià)管道涂層、陽極狀態(tài)。

（8）檢查警示標(biāo)識(shí)完整性和船舶自動(dòng)識(shí)別系

統(tǒng)功能正常性。（9）定期根據(jù)監(jiān)測(cè)、監(jiān)測(cè)等結(jié)果開展管道完整性評(píng)估。

3 結(jié)論

本文在分析我國(guó)海底管道事故原因的基礎(chǔ)上，通過對(duì)DNV-RP-F116“海底管道完整性管理”規(guī)范的學(xué)習(xí)，結(jié)合我國(guó)海底管道多年來的管理經(jīng)驗(yàn)，為保證管道健康、安全、環(huán)保運(yùn)行，提出了設(shè)計(jì)、采辦、涂覆預(yù)制、安裝鋪設(shè)、運(yùn)行生命周期各階段影響管道安全運(yùn)行的需重點(diǎn)關(guān)注的問題，以及預(yù)防及改進(jìn)建議，提出的海底管道完整性管理指導(dǎo)性方案具有可實(shí)施性和可操作性。