江 锦，汪 莉，李 兵，周 楠，王衍鑫

（海洋石油工程股份有限公司，天津塘沽 300451）

海底油气管道修复技术

江 锦，汪 莉，李 兵，周 楠，王衍鑫

（海洋石油工程股份有限公司，天津塘沽 300451）

近年来由于介质腐蚀、船舶抛锚、地质灾害和海洋开发第三方破坏，出现了数起海底管道损伤事故。海底管道出现损伤后，具体采取何种修复方案因损伤形式和作业水深而异，但从作业海域水深限制条件，可以分为水下修复技术和水上修复技术。水上修复技术主要是利用工程船舶舷吊将受损管道提升至船舶甲板进行焊接修复或更换修复，此方案在多个抢修项目中多次成功应用。提升法修复海底管道技术来源于海底管道铺设技术，利用相关专业计算软件进行提升和下放分析，根据计算结果将海底管道提升至作业线进行法兰焊接，由潜水员完成水下对接。2008年渤西12″天然气管道破损就是一起典型的船舶抛锚损伤事故，事故造成整条外输管道停产。在权衡水下湿式修复方案和管道提升修复方案后，采用工程船舶舷吊将受损管道提升至船舶甲板进行法兰焊接，潜水员完成水下对接工作。根据2008年1月渤西天然气管道抢修项目实践，详细介绍了提升法修复海底管道的作业程序和分析计算。

海底管道；提升法；修复；损伤

1 背景介绍

海底管道运输具有连续、快捷、安全、经济的特点，是海上油气生产系统的主动脉。随着海上油气田的不断开发，我国已在不同海域建成各种海底管道近4 100 km，海底管道在海上油气田生产中发挥着越来越重要的作用。由于腐蚀影响、地址灾害和人类海洋开发等原因，海底管道多次发生泄漏，并造成油田停产。渤西12″天然气管道破损就是一起典型的船舶抛锚损伤事故，事故造成整条外输管道停产，由于此条管道外输天然气主要供天津滨海电厂和天津市居民用气，海底管道事故不仅给企业带来巨额经济损失，更重要的是给社会生产和居民生活带来不利影响。

渤西海底天然气管线为12″混凝土配重管线，因船舶抛锚造成管道破裂，破损位置距管线登陆点12.91 km，管道路由如图1。根据潜水员的水下调查结果，管线损坏部位的总长度约为3.5 m，损坏部位的水深是6 ~ 7 m。根据描述，凹陷变形宽度约25 cm。在凹陷变形一端，有一严重凹坑，深度约10 cm，中间有一裂纹，裂纹距离凹坑两边缘分别为12 cm和23 cm。

图1 管道路由图

海底管道出现损伤后，分别对封堵修复、水下更换修复和提升法修复等方案进行研究分析。最后选择了提升法修复方案。

2 封堵修复方案

封堵修复（图2）方案理论上是快捷的修复方案，采用机械式封堵或复合补强材料进行封堵，优点在于实施简单，作业周期短。陆地管道修理多采用此修复方案，也是海底管道修复的主要手段之一。对于腐蚀、母材缺陷、气孔、裂纹等原因造成的管道泄漏，往往海底管道无大的机械变形，可以采用封堵修复方案。对破损处海管进行混凝土配重层剥离和防腐涂层清除，对破损部位的大小、尺寸进行精确测量，并对清理后的海管进行直度和椭圆度测量。

鉴于项目的紧急性，封堵修复方案作为首选方案实施，但一旦海底管道出现了严重破损如图3和图4的情况，且有较大变形，就难以实现封堵修复。

图2 封堵修复示意图

图3 海管破损情况1

图4 海管破损情况2

3 水下更换修复方案

水下更换修复方案适用范围广，可用于管道腐蚀或断裂等损坏形式的修复，根据作业形式可分为潜水作业型和ROV（遥控潜水器）作业型，适用性不受作业水深的限制[1]。其修复原理是将破损管段切除后，利用机械连接器或其他形式的智能法兰在管端形成法兰面，由潜水员在水下将更换管段进行对接修复，修复程序如图5。其修复特点是适用范围广，可完成各种形式的海底管道破损修复，但缺点是机械连接器这一关键备件的生产技术一直掌握在国外专业公司手中，国内还没有形成生产技术能力，国外订货周期长。如果没有库存备件，则此方案并不适合渤西管道紧急抢修项目。

图5 水下更换修复程序

4 提升法修复方案

提升法修复方案借鉴于海底管线铺设方法之一，破损管段由潜水员在水下切除，利用工程船舷吊将切割后的管端分别提升至作业线，在管端焊接法兰，然后回放至海底，由潜水员完成最后连接工作[1]。将海底管道提升至水面进行法兰焊接，解决了水下法兰面的难点。提升法修复海底管道需要对海底管道提升和下放过程进行模拟计算，通过计算来校核海管在吊装过程中的应力是否满足规范要求，并通过计算来确定海管开挖长度和吊装步骤。

提升法修复海底管道作业程序如下：

（1）管线挖沟作业

根据模拟计算结果，确定海底管道提升后的着泥点距离，利用挖沟机沿管道路由开挖，以满足起管作业所需管道暴露长度要求。

（2）海管切割作业

吹泥作业结束后，采用水下冷切割将损伤管段整体切除，如图6。

（3）提升管道焊接法兰

图6 水下切除破损管段

根据海底管道提升计算报告，将浮袋和舷吊分别布置到位，按照提升程序交替提升3个吊点，将管端提升至作业线，进行法兰焊接，经检验合格后，按照提升逆向操作将此端海管下放至海底。采取同样步骤完成另外管端提升和法兰焊接，如图7和图8。

图7 提升海管至作业线并焊接法兰

图8 提升另一端海管至作业线并焊接法兰

（4）更换管段水下测量

精确高效的水下测量是顺利完成海底管道修复水下对接的关键工序，即海管法兰之间相对空间位置和方位角的测量，根据这些参数在施工船甲板上放样，准确地预制出所要预制的更换管段，保证水下对接工作顺利完成。

（5）水下对接

根据水下测量两法兰面间距和角度进行更换段预制，结合实际更换长度可分两段或多段进行预制。最终由潜水员完成替换管段连接工作，如图9。

图9 水下更换管段对接

5 提升法修复方案的计算分析

5.1 计算模型

计算模型见图10。将船舶舷吊数量和分布坐标，以及水下浮袋位置及浮力输入计算程序，建立海管提升模型。将载荷与管线参数输入，模拟提升过程。提升作业过程中管线最大应力σmax< [σ]。[σ]为许用应力（MPa）；[σ]＝0.72 SMYS。SMYS为规定的最小屈服强度（MPa）。

图10 计算模型

5.2 设计载荷

关于设计荷载部分的内容，在DNV（挪威船级社）规范中有比较具体的说明。安装期管道系统的荷载包括功能荷载、环境荷载和偶然荷载[2]。

对于维抢修情况下的海管起吊分析，功能荷载主要要考虑海管本身的自重（包括涂层和全部附件）、海管内介质的质量、浮力和安装作用力。对于海管上海泥粘滞比较严重情况，还需要考虑海泥的质量。通过合理考虑利用系数的方式，可以不考虑环境荷载和偶然荷载。

5.3 选取系数

根据DNV规范[2]，关于利用系数的说明如表1所示。DNV规范将海底管道分为1区和2区，1区系指距某一平台或建筑物一定距离以外的那部分海床，一般该距离取作500 m。2区系指某一平台或建筑物周围邻近的那部分海床，该区范围通常为500 m。管道系统的任何部分，都应针对下列设计荷载条件的最不利情况进行设计，包括功能荷载、设计环境荷载和同时作用的功能荷载、水压试验或停输再启动荷载。在海管起吊分析，一般只考虑功能荷载，因此取0.72为利用系数。

表1 选取系数

5.4 海管参数

计算过程中需要输入反映海管特性的有关参数如表2。

表2 海管参数

5.5 船舶参数

起吊海管所用船舶的主尺度型长、型宽、型深和吃水是计算中的主要参数。舷吊高度和各舷吊之间的水平距离也是必不可少的。另外，还需要初步确定管端至第一个舷吊的水平距离。图11为海管维抢修计算报告中的吊装示意图。

图11 显示船舶参数的吊装示意图

5.6 程序计算

使用专业软件确定了每一步骤的起吊高度后，分别计算出对应的弯曲应力，保证提升过程中每一步海管弯曲应力均满足规范要求。输入的数据项目分别为：

● 各节点相对于水面的垂直高度；

● 各节点之间的水平跨距；

● 节点至吊机最高点的竖直距离；

● 浮筒的浮力；

● 海管单位长度的质量；

● 海管各节点处的截面惯性矩；

● 海管外径、壁厚；

● 船在该步骤的水平移动量；

● 边界条件，上下弯段各节点间的分段数；

● 海水密度，海管在空气和水中的单位质量。完成所有的输入数据后即进行计算，在显示计算结果的界面分为三部分，第一部分竖直面的计算结果中，BCT35会列出各节点间各分段处的长度、横纵坐标值、竖直方向弯曲角度、竖直弯矩、各段承受的竖直方向弯曲力、各段重力以及各节点处的反力值；第二部分水平面内的计算结果，列出各节点间各分段处的长度、横纵坐标值、水平方向弯曲角度、水平弯矩、各段承受的水平方向弯曲力、各节点处的反力值；第三部分应力的计算结果，列出各节点的张力和应力。

5.7 计算结果

一般会采用表3的方式对计算结果进行汇总，作为管道提升作业依据。

6 结束语

海底管道提升法最初用于长距离海底管铺设过程中两条管道的对接，显然，连接成一体的管道长度大于海底管道与海底面两切点之间的距离，如果仅在竖直平面内下放，会因管子局部屈曲而导致管道发生弯折，或管道中间连接点区段不能着地，管道在垂直平面呈弓形。为使连接好的管道安全地下放到海底，在下放过程中除在垂直平面内下放外，还应侧向移动，使其旋转90°在海底面成为弓形。海上焊接对接施工技术复杂，作业风险大，在近年来的海底管道修复项目中，多采取提升焊接法兰后在水下利用法兰连接，规避了下方过程中的风险，是浅水区域海底管道抢修的有效手段。

表3 海管提升作业计算

[1] 刘春厚，潘东民，吴谊山．海底管道维修方法综述[J]．中国海上油气（工程），2004，16（1）：59-62．

[2] DNV．Rules for submarine pipeline system[S]．1981．

Subsea Pipeline Repair Technology

JIANG Jin, WANG Li, LI Bing, ZHOU Nan, WANG Yanxin
(Offshore Oil Engineering Co.,Ltd., Tanggu Tianjin 300451, China)

Recently more and more subsea pipeline accidents have occurred for the reason of corrosion, anchoring, ocean disaster and other human activities. According to different damage to the pipeline and different depth of the location, subsea repair methods and above water repair methods can be used to repair the pipeline. Above water repair of subsea pipeline with davit lifting can be adopted in subsea pipeline installation projects, and this method has been used successfully in many subsea pipeline repair projects. Through analysis of the lifting and lowering operation with related software, such as BCT-35 or SUSPEND program, above water repair of subsea pipeline can be done. On the basis of the calculation results, the damaged pipeline was lifted above the water, then the fl anges will be welded by diver at both the pipeline ends. In the year 2008, a piece of 12 inch subsea pipeline was damaged by anchoring in BoHai bay, which was a typical accident and the pipeline was broken and had to be shut down. Compared with subsea wet repair methods, the above water repair method was used. This method has been proved feasible in the year 2008 during BX subsea pipeline repair project. In this paper, the operation procedure of lifting subsea pipeline repair and calculation program been discussed in detail.

subsea pipeline; lifting analysis; pipeline repair; pipeline damage

TE973.92

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.096

1008-2336（2012）04-0096-05

2012-03-14；改回日期：2012-04-16

江锦，女，1979年生，工程师，机械工程及自动化专业，主要从事海上结构物安装设计分析工作。

E-mail：jiangjin@mail.cooec.com.cn。