海上某油气田混输海管投运前内检测适应性改造

孔海生，刘 洋，袁 勋

(中海石油(中国)有限公司天津分公司辽东作业公司 天津300452)

海上某油气田混输海管投运前内检测适应性改造

孔海生，刘 洋，袁 勋

(中海石油(中国)有限公司天津分公司辽东作业公司 天津300452)

海上某油气田通过对海管内检测数据的提前收集，在设计阶段和工程建造阶段提出了海管内检测需求。油气田利用现有条件和工程余料，对现有流程进行临时改造，增加内检测供水流程和排水流程，最终实现了油气田两条油气混输海管内检测通球作业安全高效地一次完成。

海管 内检测 改造

1 改造背景

海上某油气田是2015年投入试生产的大型海上油气田。该油气田由3个井口平台C、D、E和1个中心处理平台F组成，其中E平台和F平台通过栈桥连接，C平台通过40,cm、6.4,km油气混输管线将物流输送至E平台并最终进入F平台处理，D平台通过46.7,cm、6.6,km油气混输管线将物流输送至F平台处理。

海底管道输送是海上平台之间及海上平台与陆地终端之间进行介质输送的主要手段，海底管道运营期间的维护管理对延长海管的使用寿命、确保海管的使用安全至关重要，但是随着服役时间的增长，管道腐蚀成为威胁管道安全运行的隐患之一。

海底管道的海底服役环境和管道的结构形式决定了只能通过管道内检测实现对海底管道本体的检测。根据《海底管道完整性解决方案》中“预测CO2和H2,S含量后期会产生腐蚀现象的海底管道和登陆海底管道，应进行基线内检测，可在投运前完成或者在投运后1.5年内开展，并将此次内检测数据作为海底管道运营维护的基线参考数据”的要求，需要对2条混输海管进行内检测。由于内检对介质的流速、流量、压力、温度等都有严格要求，经与专业技术人员咨询，C平台至E平台海管内检测液量要求为3,600,m3/d，D平台至F平台海管液量需求为4,800,m3/d。若在试生产之后1.5年内进行内检，根据本油气田情况，届时开展该项工作势必需要对海管掺水运行，势必会造成大量污水外输，一方面影响油田群原油外输进而对产量压产，另一方面会增大原油终端下游污水处理负担以及增加流程处理风险。综合以上情况考虑，在油气混输海管投用前利用海水完成海管内检测，期间海水可以进行排放，不存在环保风险。因此，需要在项目试生产前完成相关改造和海管内检测工作。

2 流程改造分析(技术环节)

2.1 收/发球筒技术需求

为避免后期收发球筒的改造，同时检验海管工程质量，该油气田在工程设计阶段即提出，海管设计尺寸应满足海管内检测通球的需求，结合现场实际，优化收球筒的设计细节，为现场操作提供方便。

在陆地建造阶段，生产准备项目组将收/发球筒是否满足海管内检测需求作为专项工作进行跟踪，保证了“硬件”设施符合海管内检测要求。

2.2 内检测通球流量要求

C平台至E平台的40,cm海管，需要发球端提供不少于1,MPa的压力和150,m3/h的流量，收球端压力没有特殊限制。D平台至F平台的46.7,cm海管，需要发球端提供不少于0.8,MPa的压力和200,m3/h的流量，收球端压力没特殊限制。

表1 C至E平台油气混输海管清管及内检测流速时间计算表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平台油气混输海管清管及内检测流速时间计算表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

经计算，C平台至E平台40,cm海管在要求工况下运行时间约为2.61,h，如表1所示；D至F平台46.7,cm海管在要求工况下运行时间约为2.82,h，如表2所示。

2.3 平台现有设备设施处理能力

C平台设置两台海水泵，其中P-4001泵额定排量100,m3/h，P-4002为450,m3/h，如图1所示。

图1 C平台海水泵P-4002扬程-排量曲线Fig.1Pumping head-displacement curve of seawater pump P-4002 of C platform

D平台设置两台海水泵，其中P-4001A/B泵额定排量350,m3/h，如图2所示。

图2 D平台海水泵P-4001扬程-排量曲线Fig.2Pumping head-displacement curve of seawater pump P-4001 of D platform

由泵效曲线可知，两台海水泵均可满足智能球通球压力、排量要求，两条油气混输海管具备内检测通球供水条件。

2.4 海管发球端供水方案

C平台海水泵为海管置换泵提供水源，但是海管置换泵排量不能满足内检测水量和流速需求。平台通过将除砂器至海管置换泵的单流阀调向，实现了海水泵通过置换泵旁通管线向海管中供水的目的(见图3)。

图3 C平台海管内检测供水流程(虚线，即图中绿线)Fig.3Flowchart of interior detection of water supply in subsea pipelines of C platform

D平台置换泵出口为13.3,cm管线，不能满足内检需求，故通过海管置换泵入口海水管线接管线至海管预留20,cm球阀处，进行海管内检作业(见图4)。

图4 D平台海管内检测供水流程(虚线，即图中绿线)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

由于内检测通球时C平台通球介质为海水，具有腐蚀性，而且海管初次通球内部杂较多，因此需要对现有流程进行改造以实现排海。平台灵活运用现有流程，拆除一个球阀，并利用工程余料安装临时管线，即同时解决了两条海管内检测排水问题。

2.6 自行通球验证改造的可行性

在海管内检测前，生产准备项目组自行完成了两条海管的常规通球作业，验证了改造的可靠性和通球方案的可行性，掌握了海管通球时可能出现的工况，并采取改进措施，比如在F平台临时排海管线处增加支撑等。

3 实际改造结果

C平台通过调整置换泵入口单流阀保证了C平台海管内检测供水。D平台利用工程余料新增15,m的20,cm 150,LB管线保证了D平台海管内检测供水。F平台利用工程余料新增20,cm排放口保证了两条油气混输海管的内检测排水，如图5所示。

图5 F平台现场排放点改造示意图Fig.5Schematic of emission point transformation for F platform

4 经济效益分析

4.1 海管内检测情况分析(见表3)

表3 两条油气混输海管现场通球主要情况汇总Tab.3 Summary of onsite sphere piggings of oil-gas mixing transportation subsea pipelines

两条油气混输海管内检测作业持续6,d，通球作业全部一次性成功完成。

4.2 经济效益分析

在油气混输海管投用前完成海管内检测，避免了在海管投用后停产开展内检测工作，达到了提质增效的效果。

对流程进行简单改造，避免了外委施工，节约费用约5万元；自行对相关系统进行水压、气密实验，节约费用约6万元；减少终端污水处理量至少约5,600,m3，节约费用6万元，若内检期间某些数据不符合要求，则需要重复进行通球、检测，污水量将进一步增加，极大加重了上下游流程调控的难度和处理负担；避免项目投产后内检发生油田群压产、生产关停或其他事故，对于降低施工风险来说意义重大。

5 项目技术特点

5.1 前瞻性

在组块设计和建造阶段，前瞻性地提出海管内检测需求，加强和海管中心、工程项目组的沟通协调，保证了收/发球筒满足内检测需求，避免了后期对其进行适应性改造，浪费人力和财力。

在海上调试阶段，主动和工程项目组协调，优先调试海水泵、优先调试海管附属设备、优先对供水管线进行配管，生产准备项目组提前对相关工艺流程进行水压气密试验，为海管内检测提前进行创造了可能性。

提出在试生产前进行海管内检作业后，生产准备项目组持续关注收/发球筒实际安装情况(比如尺寸、空间等)是否满足内检测需求，同时为海管内检测供水和排水方案进行反复审核和验证。

在海上调试的过程中，协调工程预料(比如弯头、法兰、管线等)，提前准备，为改造方案的实施奠定了坚实的基础。

5.2 推广性

该油气田海管内检的成功开展是生产准备工作的突出亮点，开创了新建海上项目提前进行海管内检测的先例，积累了经验，产生了成果，具有非常高的推广价值。

5.3 成本低

本次改造全部使用工程余料，避免产生外委费用(见表4)。

5.4 效益高

试生产前完成海管内检测比试生产后停产完成海管内检测，直接创造经济价值约300万元，降低了施工风险，保证了海管安全性能，降低环保风险。

表4 改造过程物料、工机具、人员情况Tab.4List of materials, tools and personnel during transformation

6 技术难点分析

海管内检测过程中，清管球将抵达收球端时，物流段塞现象非常严重，会对平台管线产生很强的冲击，因此对排水管线的固定显得尤为重要。工艺人员在作业风险分析时发现了这一重要风险，提前对相关流程螺栓进行紧固，并在排水点增加强有力的支撑，保证了通球过程的安全稳定。■

［1］ 董丽萍，刘希永，徐洪林，等. 长输管道的通球和测径[J]. 油气田地面工程，2003，22(12)：56-56.

［2］ 赵鑫. 海底管道内检测技术发展及研究趋势[J]. 化工管理，2014(23)：166.

［3］ 徐慧，王诗鹏，杜鹃，等. 海底管道内检测技术方案的确定[J]. 天然气与石油，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