渤海某油田海底管道完整性管理应用实践

程 涛 朱梦影 庞洪林 薄 昭 孔令雷

(1.中海石油(中国)有限公司 蓬勃作业公司，天津 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452；3.中海石油(中国)有限公司天津分公司 工程建设中心，天津 300452)

海底管道是海上油田生产开发系统的重要组成部分。与陆地管道相比，海底管道不但投资金额较大，其运行的自然环境也相对恶劣，检测维护起来比较困难[1]。完整性管理是一种以预防为主的管理模式，要求提前对管道面临的风险进行识别和评价，然后采取各项应对措施有效降低和规避管道安全风险，最终使管道风险在其全生命周期内处于可接受水平。为了保证海底管道运行的稳定性和可靠性，渤海某油田建立了一套海底管道完整性管理体系，在此介绍其应用实践情况。

1 油田海底管道概况

渤海某油田开发系统主要由7个井口平台、1个立管公用平台和1个浮式生产储油平台(FPSO)组成，它们之间通过海底管道和复合电缆相连接。该油田平均水深28 m，共运营18条总长度约68 km的海底管道，其中包括油气混输管道、注水管道、天然气管道和柴油管道。除柴油管道外，其余管道均使用了单层保温配重夹克管[2]。

在当前的完整性管理体系下，海底管道平稳运行12年，管线状况一直良好。海底管道完整性管理的主要任务是，识别海底管道在役期间的主要风险并进行评估、定级和排序，在确定相关防范措施的基础上提出管道运行的监控方式及检验要求，进而制定海底管道应急维修预案等[3]。在此，从管道的风险评估与控制、状态检测与评价、应急维修与保护等主要方面介绍该油田的海底管道完整性管理工作。

2 海底管道风险评估与控制

2.1 风险评估

油田海底管道失效类型主要包括腐蚀、第三方破坏、自然灾害、组织管理不善等[4]。

(1)腐蚀类失效，可根据失效部位分为由内部介质、细菌因素、流体冲蚀及管材抗腐蚀能力差等原因导致的内腐蚀，以及因防腐层失效、脱落或阴极保护系统失效等原因导致的外腐蚀。

(2)第三方破坏类失效，主要是指过往船只的拖锚作业及作业船重物坠落等对海底管道造成的冲击和损坏。

(3)自然灾害类失效，是受强浪、泥沙回淤、急流和地震冲击等恶劣自然环境因素影响所致[4]。

(4)管理组织不善类失效，主要是由于人为管理工作失误或员工技能水平不达标所致。

这4类油田海底管道失效，有可能导致锚挂在管道上及无泄漏的管道屈曲、轻微泄漏、严重泄漏或全通径破裂等管道风险。对于注水管道，这些失效风险有可能导致其生产过程受到影响或中断，进而造成环境污染；而对于油气管道，除此之外还可能导致火灾的发生。

在实际开发中，曾委托Scandpower风险管理公司对该油田所属的18条海底管道进行风险分析和分类，并采取相应整改措施，以预防事故的发生[5]。对于高风险管道，按其不同的风险等级采取相应措施，风险分级情况如表1所示。

表1 油田海底管道风险分级

为了降低应急配件的库存率，需注意1级和 2级风险管线相关应急维修配件的合理使用。

2.2 风险控制

2.2.1 内部腐蚀的控制

内部腐蚀机理复杂，形式上表现为水、氧、酸、硫或氯等引起的电化学反应，以及微生物(细菌)引起的腐蚀、侵蚀腐蚀、垢下腐蚀等。注入缓蚀剂和定期进行清管作业[6]，是控制内部腐蚀较有效的方法。为了能够更好地保护碳钢材质海底管道，技术人员通过大量研究筛选出了更加高效安全的缓蚀剂。根据海底管道腐蚀监测结果，每年应至少评估1次缓蚀剂的注入剂量和类型。药剂效果监测的重点对象是水处理中的各项指标，其目的是控制水中含氧量以及细菌滋生对管道的腐蚀。

清管作业是保持管道清洁、防止管道内腐蚀的又一项有效控制措施[7]，该油田所有海底管道均具备清管能力。除智能清管检查外，大部分海底管道都需定期实施清管作业。根据管道状态调整清管频率，选用清管器类型，如果清管作业期间收集的杂质数量和质量发生变化，则需及时调整。在实践中，一旦为特定管道设定了清管频率和清管器类型，则清管作业就会作为预防性维修(preventive maintenance，PM)措施而设置在油田企业资产管理系统中，以便现场按时执行。对于管道的维护性通球频次，应视实际情况进行调整。一般情况下，混输管道的通球频次为每月1次，当出砂量增多时应适当增加频次；输气管道的通球频次为每年1次，当有湿气或者水合物产生时应增加频次；注水管线的通球频次为每季度1次。

2.2.2 外部腐蚀的控制

除柴油管道外，其他海底管道均设计有外套层，用以防止金属与周围环境相接触。外套层是控制外部腐蚀的主要屏障，其由内向外分别为熔结环氧层、聚氨酯泡沫保温层、高密度聚乙烯夹克层及混凝土配重层[2]。所有海底管道均填埋于海床中，填埋深度为管道外径的35%。在日常维护当中，通过无人遥控潜水器等技术定期勘查管道状况，以确保外套层系统的完整性。

2.2.3 外部活动的控制

控制管道周围的船舶抛锚、打捞等活动，也是确保海底管道免于受损的重要措施之一。该油田采用了基于雷达及船舶自动识别系统(automatic identify system，AIS)的通导预警系统，可以实时监控海底管道周围海域的外来船舶航行情况，能够及时发现海底管道附近是否有船舶停留，从而避免因船舶抛锚或故意伤害而造成的海底管道失效事故。除此之外，在该油田所有海底管道分布区域内，留守船随时待命警戒，以保护管道不受其他外部活动的干扰。

2.2.4 日常操作的规范化

油田海底管道日常操作的工作内容，主要包括管道的启动、关闭及清理等。操作中，要求严格遵守设计规范，以防出现超压、超温、超量等异常状况。如，按照操作程序和清管频次的要求定期实施清管作业，以确保缓蚀剂、杀菌剂、阻垢剂等药剂的正常注入；此外，实时获取腐蚀监测的相关信息和数据，按期完成送样分析。

3 日常监测与管道内外检测

3.1 日常监测

日常监测的目的是识别和跟踪海底管道的腐蚀情况，为管道防腐工作提供信息和数据支持，特别是为缓蚀剂优化方案提供反馈信息。日常监测主要包括以下几方面：

(1)腐蚀探针在线监测。通过安装在立管上且具有远程数据采集传输能力的腐蚀探针，监测海管的腐蚀状况。对监测数据与海底管道管理系统中录入的腐蚀挂片数据、超声波测厚数据以及管道运行参数、化学药剂注入情况等信息进行联合分析，以明确腐蚀速率变化的原因，并采取相应调整对策。对于腐蚀探针数据，可每个月收集并分析1次。

(2)腐蚀挂片监测。在海底管道的两端安装碳钢腐蚀挂片，模拟碳钢管道的腐蚀[8]。每季度更换1次试样，收集管道腐蚀和侵蚀的信息。监测数据记录在海底管道管理系统中，可与之前的腐蚀信息进行比较，通过腐蚀速率、点蚀速率的变化，验证注入井口平台的缓蚀剂的有效性。腐蚀挂片监测可每季度进行1次。

(3)立管超声波厚度测量。定期对所有海底管道的立管厚度通过超声波进行测量，将测量记录输入海底管道管理系统中，用于数据跟踪和趋势分析。该项目一般与水下完整性检查同时进行，每2年进行1次。

(4)H2S含量监测。该油田产出物中的H2S含量较高，因此需每季度对油井和生产系统进行1次H2S监测，以便根据产出液的变化及时采取相应保护措施。取样点一般位于每口油井的油管上。

(5)细菌监测。每次完成清管之后，采用绝迹稀释法监测海底管道中的硫酸盐还原菌(SRB)、腐生菌(TGB)的污染情况。可每周进行1次杀菌剂批量处理，抑制细菌的生长。

(6)管道运行状况监测。每日采集海底管道运行中的压力、流量、温度、介质化验等信息，并将其输入管理系统中，用于辅助海底管道腐蚀分析。

3.2 管道内检测

海底管道内检测也称为智能清管，其主要目的是探查内外部缺陷。此项检测是在不影响海底管道正常运行的情况下，根据漏磁、超声波等原理对管道的几何变形、内外壁腐蚀、裂纹、壁厚及焊缝情况实施在线检测[3]。内检测技术，是唯一可以提供100%管道全周长数据的检测技术。智能清管一般需要使用以下几种清管球：泡沫球，用于测试海底管道的通过性，防止卡球；机械测量球，用于粗略测量海底管道内径的变化，防止损坏智能清管器；机械钢刷球，用于清理管道内壁的附着物，如蜡、垢等；机械磁铁球，用于清理管道内铁屑等杂物；智能球，用于检测海底管道内外部缺陷。

该油田的海底管道均具备清管能力，智能清管的频率可根据管道运行情况而定。海底管道投用时间满2年时，就需要进行1次智能清管检测；之后的智能清管时间应根据现有信息进行评估，一般每隔4年进行1次清管检测。海底管道完整性管理部门通常需提前一年制定清管作业计划，以预留出足够的时间来确定智能清管的工作范围和选择智能清管作业的供应商。每次完成智能清管作业后，都需要评估所用智能清管检测技术及智能清管的频次，该评估工作的质量一般取决于智能检测结果、腐蚀监测情况、流体性质/流量变化、内检测技术的水平等。

3.3 管道外检测

该油田海底管道的外检测是指立管与膨胀节的外部检测及直管段的检测。

立管与膨胀节易受风、浪、海流、机械冲击、腐蚀等多种因素的影响，是需要维护的重要部件。其外部检测与平台水下结构检测同时进行，主要包括以下内容：海底管道的附属结构，如罩子、卡子等零件的状态；管线膨胀后的基础沉降位移情况；立管等装置的完整性和功能性；飞溅区的腐蚀或涂层退化情况；立管自身以及涂层及其阳极的机械损伤情况；海生物的生长情况；腐蚀损坏部位的前后变化情况；阳极电位及阳极块的尺寸与损耗等情况。立管与膨胀节的首次外部检测，必须在海底管道投用后1年内进行；之后的检测，应根据现场相关信息进行评估，一般间隔时间为2年。

直管段的检测，主要检查冲刷、悬跨、位移测量等管道状态，所用技术手段包括声呐旁扫、浅层剖面扫描及无人遥控潜水器检测等。其主要检测内容包括：埋深及管道的暴露情况；海床冲刷对管道的影响；管道及膨胀节的膨胀量，即海底管道拱起或者弯曲的情况；管道法兰等连接部件的完好程度；管道及其附近潜在的危险物体状态；管道压块、沙袋等保护物件的完好情况。

4 海底管道应急维修与保护

由于海底环境特殊，海底管道的维修具有难度大、周期长、费用高等特点[9]。根据其作业特点，海底管道应急维修工作按照以下主要步骤进行。

(1)确定事故类型。根据海底管道系统的特点，结合施工船舶、潜水能力、施工设备、施工工艺等因素，可以将海底管道划分为立管段和海底管道段。管道失效损坏的原因主要包括内外腐蚀、冲刷失稳、机械力损伤、材料缺陷等。

(2)确认泄漏点。一旦发生损坏或泄漏，应及时准确定位损坏处或泄漏点。首先，动用直升机或船舶对海底管线进行全线巡查，探查明显泄漏处；然后，通过声呐确定损坏处，或由潜水员确认泄漏点。如果出现大的孔缝，则迅速确定泄漏位置，由潜水员调查具体信息，并标记泄漏点位置。如果在巡查过程中无法通过肉眼发现泄漏位置，则通过以下方法进行探查：通过ROV检查或潜水员下水检查，应用染料法检查立管与海底管道连接处是否存在泄漏情况；用海水冲洗管道，使管道内的油全部排出，然后用气体吹扫，最后通过ROV或潜水员确认泄漏点；在管道中注入染料，使用直升机或船舶沿整个路线寻找可疑点；使用侧扫声呐和扫描剖面仪，检查是否存在异常现象；使用智能清管器，确认泄漏位置。

(3)选择适用的管道应急维修预案。对于不同的泄漏类型，应选择不同的维修预案，主要维修预案如表2所示。

表2 泄漏类型的维修预案

(4)准备维修备件。维修备件包含替换管道、旁通管道、弯头、焊接套袖、焊接三通、旋转法兰、球形法兰、机械式封堵卡具、机械式三通、机械连接器等。为了缩短管道发生故障后的响应和维修时间，需要确保管道紧急维修零件、维修承包商等资源充裕。管径相同的配件可以通用，因此优先为1级和2级风险管线配备了16″、24″、30″等3种规格的应急维修配件。

5 结 语

在该油田实施海底管道完整性管理策略，为后续的海底管道完整性管理工作积累了有价值的实践经验。海底管道完整性管理的关键在于各项管理措施的严格执行，因此应该制定合理的检验、检测及操作制度，以有效地降低和规避各类管道的使用风险。此外，在海底管道完整性管理中，还应重点关注数据的变化，及时跟踪、检测、评估各项变化带来的影响，合理调整管理策略。海底管道完整性管理所需采集的数据量大、信息点多，因此，整个管理体系还需在实践中不断优化和完善。