长距离海底天然气管线损伤维修方法

梁光辉　成二辉

（海洋石油工程股份有限公司）

长距离海底天然气管线损伤维修方法

梁光辉*成二辉

（海洋石油工程股份有限公司）

长距离天然气管线发生意外损伤后，其首要问题是对管内大量的天然气进行置换并避免大量海水灌注，同时进行各种抢修方案的编制，以应对不同损伤类型的抢修工作。对长距离天然气管线损伤维修方法进行了阐述，并以某一长距离天然气管线意外损伤维修工程为例，叙述了管线断裂后的维修方法，可对今后类似的管线损伤有一定的借鉴作用。

长距离天然气管线损伤封堵隔离维修舷侧起吊切割

0　概述

长距离油气输送管线是国民经济的大动脉，而海底管线作为海上油气田开发、生产与产品外输的主要生产设施，被喻为海上油气田的“生命线”。油气长输管线的事故会造成人员伤亡和直接经济损失，以及下游的油气田和下游的工矿企业停工减产的间接损失。特别是输气管线直接担负大中城市巨大的生活供气，一旦中途中断供气，将影响千家万户的生活和社会的正常秩序，造成巨大影响和经济损失。

管线一旦发生损伤泄漏，在未确定准确损伤形式之前，必须准备多个不同的维抢修方案。同时，准备各种不同的维修资源，在最短的时间内动员至海上施工现场。随着水下调查的进展，逐步细化并确定最终的维修方案。

本文将对长距离海底天然气管线不同损伤形式的维修方法进行介绍，并以某一海底管线维修工程为例，阐述该类型管线的维抢修方法。

1　长距离天然气管线维修方法

1.1损伤形式

海底管线泄漏大体上可以分为如下三种损伤形式［1］。

（1）管线小泄漏

管线小泄漏，即泄漏点尺寸比较小。这种泄漏一般是由局部腐蚀或焊接缺陷等原因引起的小破损造成的，如小孔、小坑或小裂纹等。

管线小泄漏又分泄漏点有无凹陷两种情况。若泄漏点处无凹陷或凹陷较小，采用管卡维修后，可以进行正常生产和通球作业。若泄漏点处有较大凹陷，采用管卡维修后管线的正常生产和通球都将受到影响，因此需要在维修前将凹陷部分切除。

对于凹陷面不能切除的情况，管卡维修后可选择适当施工时机进行永久维修。

（2）管线局部破损

管线局部破损一般是由于大面积腐蚀或者外力作用造成的，其泄漏点轴向尺寸或者环向尺寸较大，泄漏点附近海管圆度发生较大变化，不能满足小尺寸管卡安装要求。

对于轴向尺寸较大的漏点，在详细测量海管泄漏点尺寸和圆度后，可根据测量尺寸特制机械管卡进行维修，也可考虑切除破损点，更换短节维修。

管线局部破损也分漏点有无凹陷两种情况，对于有凹陷的情况，处理措施和管线小泄漏相同。

（3）管线大范围的破损

管线大范围的破损一般是由于外力作用（如锚刮伤、挖泥船损伤等）或者恶劣自然环境（如海床变迁、地震、海啸等）所致。这种情况一般不能通过管卡维修，只可考虑更换短节维修。

1.2维修方法

长距离海底天然气管线多是由海上输向陆地的登陆管线，大多需要跨越航道区、渔业活动区、挖沙区等。管线受外部因素影响较大，其安全风险也随之增大。一旦发生意外损伤，首先要考虑的是如何置换或封堵管内存留气体，避免发生大量泄漏甚至爆炸的安全事故，同时尽量减少管线内部海水的灌入。再根据管线损伤的情况，选择适用的维修方案进行维修。

1.2.1置换和管内封堵

天然气海管发生泄漏后，需要立即停产，但为了防止海水倒灌，管内仍需保持微正压。因此，损伤点持续泄漏的天然气对现场维修工作带来了极大的安全风险。根据多次天然气管线泄漏的案例分析，从陆地终端向管内返灌氮气，一方面可避免由于天然气泄漏造成闪爆等严重的后果，另一方面可避免海水的大量灌入。

另外，如果管线损伤较为严重需要切割，或者没有大量的氮气进行返灌，则需要考虑进行管内封堵隔离。封堵隔离的方法大致有以下几种。

（1）遥控封堵隔离

遥控封堵隔离技术是20世纪90年代挪威PSI公司开发的一种作用于管内的高压封堵技术。美国TDW公司（美国TDW公司于2005年收购了挪威PSI公司）和Oil States公司也对水下油气漏点封堵隔离技术作出了有意义的探索。目前这些公司和水下油气漏点封堵隔离技术已经相当成熟，研制出整套的管线高压智能封堵系统，并已生产出用于陆地和海底油气管线管内压力隔离的产品，有了实际的应用。我国在管线应急封堵与压力隔离方面的研究起步较晚，还处于探索与实验阶段。内胀式管内高压封堵器目前已经有了一些有意义的探索和研究，并有了一定的成果［3］。

（2）凝胶隔离

凝胶广泛应用于油田水基压裂剂、泥浆添加剂以及食品行业添加剂等，国内某一10吋（254 mm）的原油管线维修时也曾成功地应用过。

凝胶段塞的成胶物质为羟丙基凝胶，具有许多优异的特性。经过化学处理后，水不溶物及残渣大幅度降低。羟丙基凝胶粉溶于水后成为凝胶溶液，加入有机硼交联剂后在短时间内形成果冻状胶体凝胶。交联后的凝胶具有抗高温、稳定性好等特点，不溶解于原油、凝析油、水，无毒。凝胶在一定的时间内能自然水解，水解产物无污染，黏度低（与水近似）。

封堵隔离施工之前需要现场技术资料，进行实验室试验，确定凝胶浓度、交联剂浓度、交联时间，使成胶的弹性好，而且抗剪切性强，不易开裂，水力条件下流动性好。凝胶段塞既可以在自然条件下经过一定时间自然降解成水溶液，也可以通过添加破胶剂来促进水解，缩短降解时间。

（3）带压开孔封堵

根据三通类型可分为干式焊接三通式带压开孔封堵和湿式机械三通式带压开孔封堵。

焊接三通式带压开孔封堵技术需要在封堵位置形成干式环境，然后在干式环境内焊接三通，安装闸板阀和开孔机，进行开孔作业。开孔结束后安装封堵机，实现对管线的封堵。

机械三通式带压开孔封堵技术无需形成干式环境，可直接在水下完成机械三通、闸板阀和开孔机的安装，并在湿式环境下完成带压开孔封堵作业，实现对管线的封堵。

1.2.2封堵管卡维修方法

封堵管卡维修方法适用于海管发生局部小漏且管线未发生影响管线正常运行的较大变形的情况。根据结构形式，管卡可分为临时橡胶密封管卡、临时水泥管卡、永久机械管卡和结构管卡等。

若使用临时橡胶密封管卡或水泥管卡，则抢修完成后需要在适当时机进行后续的永久维修；若使用永久机械管卡和结构管卡，一般设计寿命在20～25年，不同厂家的设计寿命不尽相同，在安装完成后一般无需特殊维护。

1.2.3平管起吊维修方法

平管起吊维修方法适用于水深较浅的海域及管线发生极大范围破损的情况，需停产进行更换管段。平管起吊维修方法属永久维修，维修完成后需对法兰进行保护，后期无需进行日常监测或维护。

具体维修施工步骤为：停产情况下，切除破损管线；使用平管起吊船舶将两个切割点分别起吊至施工船舶甲板；在切割点位置打磨并焊接法兰，将海管下放至海床上；测量并预制需要更换的短节；水下安装短节，完成维修。

1.2.4机械连接器维修方法

简单而言，机械连接器维修法就是将破损管段切割后，用短节替换，而替换的短节用连接器与原管线连接。

具体维修方法为：先将破损管段切除；如果是混泥土配重管线，使用液压风镐或其它清除设备去除混凝土；如果是双层管线，利用环向切割机切割剥离管端外管，同时将海管两端清理打磨干净，达到安装水下机械连接器的要求。完成后在两端安装机械连接器，最后测量、预制并安装短节，回填作业坑，结束维修作业。

1.2.5干式舱维修方法［2］

常压干式舱已在数次海管维修工程中起到了重要的作用，比较有代表性的有2001年渤西天然气管线不停产开孔封堵维修工程及2007年东方1-1登陆管线维抢修工程。常压干式舱适用于15 m以浅的水域。在以下情况下可考虑使用常压干式舱：（1）不满足起管焊接维修的条件，而且缺少湿式维修的机械连接器备件；（2）不停产带压开孔封堵维修采用焊接三通，非采用机械三通的情况。

具体维修方法为：潜水员水下调查管线损伤情况，确定管线切割位置；使用挖沟设备对海管切割位置开挖作业面，满足干式舱就位要求；清除管线表面涂层，满足切割和干式舱密封的要求；干式舱就位，打固定桩并放沉板压沙袋，增加其稳定性。测量并制作两侧密封门，水下安装密封。利用排水泵将干式舱内水排净，形成干式环境；对管线表面进行清理后开始冷切割及端部开坡口作业，进行法兰焊接；干式舱拆除，短节安装，完成维修作业。

2　断裂管线维修案例

渤海湾某油田一条14吋（356 mm）天然气登陆管线曾发生意外损伤。该管线全长约90 km，路由穿越多个养殖区、挖沟区，来往船只频繁，风险级别较高。在管线发生损伤泄漏后，平台随即停产，但在未做水下探摸调查前，并不了解损伤的形式，所以平台入口处仍维持微量压力，以防止泄漏点海水灌入。

于此同时，为保证维修作业船到达现场后的施工安全，从陆地终端向管内返注氮气，以稀释和置换管内和泄漏点位置的天然气。

在未确定损伤形式前，提前准备了两套维修方案，分别针对穿孔小漏且无较大变形的损伤及裂缝大漏甚至断裂的损伤两种形式。

对于穿孔小漏，准备了国产临时封堵管卡和进口永久封堵管卡两套备件。

对于裂缝大漏和断裂，考虑到泄漏位置海图水深约10 m，准备了水下冷切割及舷侧起吊设备。

维修作业船现场就位后，经潜水员水下探摸，发现海管已经断开，断口上部整齐，下部有变形，探摸到近岸端的海管，海管最大悬空2～3 m，悬空长度10 m，断口向陆地方向4 m位置为焊缝节点。远岸端的海管，管头埋在泥面以下，距离管头位置31 m和43 m的两处均发生明显的折弯。

根据这种情况，必须采用更换损伤管段的方案进行维修，而且管线已经断开，管内已经灌注海水，所以陆地终端随即停止氮气的返注。

2.1管线吹泥暴露

海底管线舷侧起吊之前需要将管线暴露于海床。根据该管线舷侧起吊的计算报告，需从管端部向两侧进行吹泥，分别暴露70 m，以满足舷侧起吊的需要。图1为挖沟机吹泥作业示意图。

图1　挖沟机吹泥作业

吹泥暴露作业的步骤如下：

（1）连接调试挖沟机电力系统、软管连接系统、拖拉缆等，并进行试运转。

（2）定位工程师在距离断口两侧各70 m位置做好模拟标记。

（3）在潜水员引导下，挖沟机就位于断口正上方约0.5 m处。

（4）通过挖沟机前后两个声纳观测挖沟的效果，以及管线裸露悬空的情况。

2.2管线损伤段冷切割

管线两处折弯损伤段必须在水下切除，考虑到吊装的问题，在水下切两刀将损伤段回收至甲板。常用的水下冷切割设备有闸刀锯、爬管式切割机、分瓣式切割机、钻石线切割机等。图2为目前常用的水下冷切割设备。

该项目采用闸刀锯进行水下切割。先将闸刀锯安装在管线节点位置，然后将管线连同保温层、防腐层整体切割断开，最后将损伤段回收到甲板上，见图3。图4所示为一个距断口43 m处的弯曲点。

2.3舷侧起吊

损伤管段切除回收后，开始进行管线舷侧起吊焊接新法兰。舷侧起吊作业需要进行详细的计算分析，以保证管线内部应力满足结构强度要求，并使舷吊受力在设备允许和可控范围内。

该管线采用一个5 t浮袋配合两个舷吊完成舷侧起吊工作，起吊示意图如图5所示。

管线起吊至甲板后，搭设舷外脚手架。然后，进行端面处理，进行新法兰的焊接、射线检验及防腐作业。这些工作完成后，再按照计算分析报告将管线缓慢放回海底。

图2　常用的水下冷切割设备

图3　距断口31 m处的折弯点

图4　距断口43 m处的弯曲点

2.4法兰测量和短节预制

由于损伤管段较长，分两段进行预制和安装。先在甲板上预制一根36 m长的新管段，吊放入水与远岸端法兰进行连接。连接完成后，再进行水下法兰测量，得到准确的数据后再进行第二段新管段的预制工作。

图5　管线舷侧起吊

使用水下测量仪测量两法兰平面之间的距离和角度。测量时如果角度过大，即两端的海管不在同一条直线上，则需要根据测量的距离和角度进行CAD模拟，然后调整管线的位置，再进行测量，直到两端的海管调整在一条直线上。

当然，要是两端海管在绝对一条直线上，两端法兰测量仪的角度都必须为零。根据多个项目经验，如果角度在±1°范围内，此时计算好两端法兰面之间的距离，则短节对接起来会比较顺利，一次合格率较高。

该项目管线经过搬管微调后，法兰测量结果一端水平角度是0°，另一端水平角度是+1°，非常理想。图6所示为法兰测量示意图。

图6　法兰测量

2.5水下连接

短节预制完成后，浮吊船吊机将短节吊装下水，潜水员水下指挥吊机，并通过浮袋配合，完成短节的对接。潜水员穿上所有法兰螺栓后，先使用棘轮扳手紧固螺栓，然后使用液压拉伸器按照液压拉伸程序对螺栓进行对称、均匀加力。

管线连接完成后其示意图如图7所示。

图7　更换短节连接完成

2.6收尾作业

管线连接完成后，即完成管线的主体维修作业。复产及收尾作业还包括：（1）管线整体试压、排水、干燥惰化；（2）管线法兰保护；（3）悬空裸露段回填保护。

由于该管线是严重的断裂损伤，已经没有封堵隔离的必要。管线维修完成后，管内的海水必须在全线试压完成后按程序进行排水和干燥惰化，所需的工期较长，即管线复产的周期较长。

如果管线未发生断裂，则处理的方式分为以下两种情况：

（1）管线为穿孔小漏，或者漏点较大但并未发生影响正常生产和通球的变形，可返灌氮气，维持泄漏点微正压，采用安装永久机械管卡或者结构管卡的方法进行维修。

（2）管线为裂缝大漏，且影响管线的正常生产和通球，可根据现场实际情况选择本文第1.2.1条中的方法进行封堵隔离，再选择本文第1.2.3～1.2.5条中的方法进行切割，更换损伤段，完成维修作业。

3　结束语

长距离海底天然气管线一旦发生损伤，其维修难度比一般管线都大，主要是需要考虑和解决很多棘手的问题。一方面需要避免泄漏位置天然气外逸造成的闪爆风险，另一方面需要采取有效的封堵隔离措施以减少海水的灌注，避免维修后排水、干燥、惰化等周期性较长的工作，保证管线快速恢复生产。与此同时，要制定快速有效的维修方法，在保证施工安全的前提下，紧凑、有序、快捷地完成封堵卡具的安装或损伤管段的更换。当然也应该看到，水下管内封堵隔离作业在国内并不成熟，还需要不断的科学研究和工程实践来提高国内相关的技术和装备能力。

［1］张仕民，谭桂斌，朱霄霄，等.油气管道维抢修技术进展［J］.石油机械，2011，39（10）：174-178.

［2］房晓明.海底管线干式维修技术［J］.哈尔滨工程大学学报，2007，29（7）：651-657.

［3］孙东昌，田海庆.浅海海底管线维修技术和装备研究［J］.海洋工程，2006，24（4）：56-61.

Maintenance Methods for Long Distance Submarine Natural Gas Pipeline Damage

Liang GuanghuiCheng Erhui

When the accidental damage of the long distance natural gas pipeline occurs，the natural gas within the pipe must be replaced，the seawater perfusion be avoided and the emergency repair schemes be settled according to different damage types.The maintenance methods for the long distance natural gas pipeline damages are described in this paper.Meanwhile，taking a maintenance work of an accidental damage for an example，the maintenance methods for pipeline rupture are introduced which is of great reference value.

Long distance；Natural gas pipeline；Damage；Plugging and isolation；Maintenance；Side lifting；Cutting

TQ 055.8

2015-06-17）

*梁光辉，男，1983年生，工程师。塘沽市，300451。