埕岛油田海洋用高压复合软管施工及检验方法探讨
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埕岛油田海洋用高压复合软管施工及检验方法探讨
摘要:海底管道是油田海上产油输送上岸的主要渠道。
海底管道悬空是发生事故的主要原因,据统计,超过80%的海底输油管线以及40%的海底注水管线存在悬空隐患。
复合软管可有效地解决海底管道悬空问题。
本文重点介绍了海底高压复合软管的施工方法及检验要求,并对关键工序的检验提出了措施建议。
关键词:管道悬空复合软管检验关键工序
1工程概况
埕岛油田自1993年进入规模开发以来,于1999年建成了我国第一个200万吨级浅海大油田,2011年全年共生产原油260.63万吨,天然气交气量1亿立方米。
海底管道是埕岛油田海上产油输送上岸的主要渠道。
钢制海底管线在大面积冲刷、土体塌陷、土体液化等因素作用下都有可能出现局部悬空现象;此外,裸露海底管线的存在改变了原流场形态,海底管线附近水动力加强造成的局部冲刷也可能使硬质海底管线出现局部悬空现象。
钢制海底管线悬空可能会在波流水动力作用下出现静力破坏,也可能在涡激振动长期作用下出现疲劳破坏。
这种非设计性荷载给硬质海底管线安全运行带来严重隐患。
海底复合软管是由不同功能层组成的复合管线,具有优良的耐腐蚀性、挠性、抗疲劳性以及安装简便、可重复利用等优点,在国外正逐步取代传统钢质海底管线。
复合软管的最高脉冲压力可为工作压力的5倍,安全系数高。
CB1A-CB1D平台海底注水管道路由总长约720.4m,设计寿命20年,输送温度5℃~70℃,工作压力16MPa。
立管部分采用双层管结构,水平管段部分采用海洋用高压复合软管,内径Φ140mm,长度680米,最小弯曲半径4.2m。
海洋用高压复合软管与钢管间用焊接方式连接。
2.海洋用高压复合软管的特点及检验
2.1高压复合软管结构
骨架层:海洋软管在使用过程中,会受到外界海水压力或环形空间渗透气体压力的作用,当海洋深度较大时可能将海管压溃,造成海管的损坏,通常软管会设计专门的骨架层防止软管压溃。
抗压层:软管输送介质压力是本项目软管设计的主要考虑因素,也是通常软管设计需要考虑的主要因素,通常海洋软管承受内压主要依靠抗压层。
内衬层:内衬层是由聚合物材料(HDPE、PA11/12、XLPE、PVDF 等)挤出而成,内衬层作用是提供流体介质输送的密封环境,一般内衬层要承受内压和外压作用,由于骨架层和铠装层的作用,内衬层所受内压主要会传递给骨架层,
外压主要会传递给抗压层。
抗拉层:抗拉性能是动态软管的一项重要指标,对于静态软管,此项性能要求不高,软管抗拉铠装层,由2 层8mm×3mm 的扁钢组成。
防水层:防水层的主要功能是对管体密封,防止海水腐蚀;对内部金属铠装起到机械保护。
钢带层:与一般软管相比,增加了钢带保护层,当软管运输、安装及使用过程中发生外包覆意外破损时,软管性能不受影响。
2.2高压复合软管的特性
外径:234.8mm
空气中重量:91.34kg/m
水中重量:48.06kg/m
储存最小弯曲半径:3m
爆破压力:大于40MPa
抗拉能力:大于70ton
(1)内置增强钢带层使软管具有高环向强度和轴向强度,可承受各种功能荷载。
对于钢制海底管线最具破坏性的管线悬空段的非设计性荷载,软管的挠性特性使其在铺设时和服役期间均可随地形而变化,并且软管具有优良的抗疲劳特性。
(2)腐蚀(包括外腐蚀、内腐蚀、疲劳腐蚀)是致使钢制海底管线损坏的主要原
因之一,油田对此曾采取多种措施,如系统密闭绝氧、配套加化学药剂、管线牺牲阳极、使用耐腐蚀合金等。
工艺局限性和施工问题使上述各防腐措施效果均不理想,并且费用昂贵。
由于软管使用了防腐材料作为内衬层和外包层,因此其抗腐蚀性能比硬质钢管好。
(3)由于软管的挠性特性,即便在输送介质为高温的情况下也无需设置膨胀弯。
(4)软管还具有施工简便、铺设快速、连接方便,并且可以回收再利用等优点。
2.3高压复合软管施工前检验要求
2.3.1设计文件审查:对软管供货商提交计算分析、权威试验结果等证明文件进行审查,确认这些文件应能证明软管在试验、运行等全部条件下满足使用寿命内的安全性。
2.3.2出厂试验报告审查:根据《石油天然气工业用于海底和海洋立管的挠性管系统》(GB/T20661-2006)要求,供货商应提供以下试验数据供审查:(1)爆破试验;(2)抗拉试验;(3)抗外压溃试验;(4)抗扭试验;(5)弯曲疲劳试验;(6)材料耐腐蚀及抗老化性能试验。
2.3.3软管入场检验:(1)全部进行外观检查,检查软管在运输过程中有无造成的各种损伤,如凿槽、刻痕及不圆度等;如可修复,供货商应提交修复工艺,并进行修复;(2)管道标识,至少应包括:设计压力、内径、长度、最小弯曲半径、软管型号等。
(3)审查海上产品专业检测证书(船检证书)。
3.高压复合软管施工方案分析及要求
根据高压复合软管的特点,施工方案可采用以下两种方法进行敷设:(1)拖管铺设法(2)铺管船铺设法。
3.1拖管铺设法
将软管海运至油建桩西海管基地,从滚筒边放软管边绑扎浮筒,采用拖管船,浮拖运至铺设地点将其下沉,铺设在海底预定位置。
本工法适用于胜利坦岛油田水深在1-18m,平流时间0.5-2h,距预制现场小于30海里海域的各种单层管结构和双层管结构的海底管道。
特点:(1)受水深限制小,缩减海上作业时间、减轻了海上施工劳动强度,将海上的环境条件对施工的影响减轻到最低限度,使海上施工的安全风险降低到最小程度。
(2)减少了对海上作业船舶和设备的需求。
(3)工序操作简便,可靠性强,易掌握。
3.2铺管船铺设法
铺管船铺设法类似于海底电缆的铺设方法,将软管滚筒固定在铺管船上,软管通过张紧器、入水槽、埋设犁铺设到海底。
3.2.1软管首端通过牵引缆下放入水,将接头与导管架腿或锚固点连接固定,防止软管在铺设过程中移位,为方便以后与立管连接,需要将软管不带埋设犁铺设一定长度,并且软管在泥面上保持一定弯曲。
3.2.2初始管段铺设完成后,可以下放埋设犁正常铺管;如果可以保证后挖沟时挖沟机对软管外包覆层不产生磨损,也可以采用后挖沟方式。
3.2.3软管铺设时采用张紧器对软管张力进行有效控制,牵引能力不应小于5
吨,也可以通过观察软管在入水槽的入水角度或其它方式控制软管铺设的张力。
3.2.4尾端入水、与立管连接,尾端入水与首端类似,但由于软管接头安装后的长度不可调节,需要在铺设过程中严格控制管线路由,避免尾端过长或过短,造成与立管连接的不便。
3.2.5弯曲限制器安装:,为保证施工过程中软管不小于弯曲变径,增加弯曲限制器弯曲半径为6米,不能缠绕在滚筒上,需要在软管铺设时现场安装(每侧约35个)。
4.检验措施建议
4.1软管无法现场制作接头,所以必须精确控制软管的长度。
建议最好采用DGPS定位设备,对CB1A与CB1D两个平台的设计管线路由长度进行精确打点测量。
因为软管两端可接钢管,如测量数据有误差,可取最小值为制造长度。
4.2理想的铺设张力在1-2吨左右,过小的张力可能造成软管的损坏,对铺设过程中的张力要进行有效的控制。
通过张紧器控制铺设张力,分析张力表读数与铺设船速度的对应关系,保证在张力控制在1~2吨范围内。
4.3软管铺设尽量等待连续好的天气窗口,如果必需要弃管,软管不能截断,只能将整根软管放入海中,待天气好转后,再将软管拾取。
4.4软管外径234.8mm,埋设犁应该具有足够的空间容纳软管,避免造成软管的磨损。
软管挖沟埋设时建议采用喷射法,这样可以避免机械挖沟破坏软管防水层,影响软管使用寿命。