海底管道完整性管理的实践
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0.7 0.6 腐蚀速率 (mpy) 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 WHPA WHPE WHPC(A) WHPM
腐蚀速率 (mpy)
12.0000 10.0000 8.0000 6.0000 4.0000 2.0000 0.0000 2009 Q4 2010 Q1 2010 2010 2010 2011 Q2 Q3 Q4 Q1 18" Seawater pipeline 30" commingled water pipeline 12" Seawater pipeline 24" produced water pipeline 2011 Q3 2011 Q4
海底管道完整性管理程序及
1. 海底管道维护性通球程序 2. 海底管道在线检查规范 3. 水下完整性检查程序 4. 海底管道紧急维修预案
11
11
管理体系的建立
目的：通过有效管理，确保公司资产的风险在其 生命周期内能够控制在可接受的水平。
是根据API 580标准的要求，对在役设施的流程 管线、压力容器及海底管道，采用基于风险的检 验管理准则与方法，确保公司的资产完整和工艺 安全。
第三届中国管道完整性管理技术大会
蓬莱19-3油田 海底管道完整性管理的实践
珠海 2012年12月
目 录
蓬莱19-3油田及其海底管道概况 海底管道的完整性运营管理
2
2
蓬莱19-3油田群概况
1999年5月发现，是目前中国最大的海上油田。水深28米。
全海式模式，分期开发。目前共有7个井口平台，1个立管公用平台 和一条30万吨级FPSO，通过海底管道和复合电缆连接.
实行注水开发，生产井198口，注水井56口，设计最高日产油19万桶
3
3
A平台
CPC(B+RUP)平台
C平台
蓬莱油田群
D平台
7座井口平台＋1座公用立 管平台＋30万吨FPSO
M无人平台
E平台
浮式生产储油外输装置 FPSO
F平台 4
4
蓬莱油田海底管道简介
20条海管，总长约68公里，
全部采用单层管；
主要管径：30”/24”/16”/12”
二期：钢管＋熔结环氧层＋聚氨酯保温＋8mm高密度聚乙 烯夹克管＋内置钢网加强筋混凝土配重层
8
8
现场节点补口示意
第一道热缩
固定保温半瓦
第二道热缩
模具安装
配制高密度泡沫
泡沫浇注
泡沫成形
补口结束
9
9
目 录
蓬莱19-3油田及其海底管道概况 海底管道的完整性运营管理
10
10
海底管道的完整性管理体系
蓬莱19-3油田的海底管道是国内海上油 田第一个采用“资产运营完整性”管理 的海底管道。 海底管道完整性管理体系作为资产运营 完整性管理体系的一部分，其组成包括
12ppm / 1ppm O2
28
28
5.1 腐蚀控制
化学药剂处理与腐蚀监控方面：
化学药剂管理策略
化学药剂注入程序
化学药剂药效方案 化学药剂库存与物流方案
化学药剂QA/QC程序 化学药剂合同方案
腐蚀监测程序
通球、取样以及监测程序
29
29
5.2 腐蚀监测
腐蚀监测方式与频率计划
挂片 ——每季度 探针——每月 数据收集、分析与汇报——每季度
设计寿命：
100年一遇环境条件
200年重现期的地震强度 含砂：
平均含砂量0.05%
RUP～WHP：20年
RUP～SYMS：40年
阳极块安装在立管上 原油海管通球做为日常作业考虑 原油管线冲洗前的自持时间为8小时 900 ANSI
ANSI/ASME31.8和31.4， NACE RP0287/0394/0490等
检查埋深及暴露情况
检查自然膨胀量，包括长度、高度以及尾端支撑情况
查看海床的局部冲刷对海管完整性以及附属结构的影响 海底沙坡移动对海管完整性的影响 识别海管是否起拱或过度弯曲 检查机械连接部位如法兰包括其保护性结构的完整性 检查海管保护物件如底垫、压块、沙袋等的完整性 清理散落在海管上或靠近海管对海管有潜在危险的物件
WHPD
WHPC
WHPF
RUP(MT1)
RUP(MT2)
PB(1)
RUP(B1)
RUP(B2)
RUP(C)
PB(2)
32
32
腐蚀监测举例（探针）
探针数据跟踪
• RUP0011- 注水 SYMS~ RUP • SYMS0201 - 30” 注水
33
33
几点认识
完整性管理体系从制度上要求海底管道及其附属 结构按照规范要求进行检验。按照要求执行才能 有效降低或规避管道安全风险，才能将其风险在 其生命周期内控制在可接受水平。 各种潜在“变化” ，要及时跟踪、及时检测、及 时评估“变化”带来的影响，及时调整监控策略 蓬莱油田的是国内第一个使用单层保温配重夹克 管的海上油田，也是第一个使用“资产运营完整 性”进行运营管理的海管。虽然流体中含H2S、 CO2和砂等不利因素，但最早铺设的单层管已经 服役10多年，运行良好，相信其能够安全地服务 于海洋油气集输。 34
海生物的生长范围
检查对照以前腐蚀损坏部位的变化情况 阳极电位测量
阳极块的尺寸以及损耗测量
20
20
水下结构检查结果示例
立管卡子螺栓和螺帽已腐蚀
膨胀弯法兰上螺栓松动
21
21
检查立管上的阳极
22
22
其它外部检查
3年一次
检查项目包括：冲刷、悬跨、位移测量 主要技术手段：声纳旁扫、浅层剖面扫描、ROV等
管道失圆——在线带压开孔+机械连接器等更换 点蚀、局部瑕疵型等小型穿孔刺漏——打卡 法兰泄漏——更换密封或更换法兰+机械连接器
管道裂缝泄漏——机械连接器
爆管——机械连接器
对作业船舶的选择、潜水作业的要求、维修备件 和一些特殊水下作业工具均有规定 重大海管的维修材料已纳入到全球高等级重大海 管名单中进行统一应急管理
34
谢谢
35
35
修井作业后最大含砂量0.2%
停输再启动最大含砂量0.15%参照标准：
H2S: 500ppm(V) CO2: 占井流摩尔百分数的 15%
从设计、建造、安装阶段充分考虑如何规避溢油风险 7
7
蓬莱油田单层管涂层结构
一期：钢管＋熔结环氧层＋聚氨酯保温＋1mm厚卷绕成形 钢护套＋煤焦油瓷漆＋内置钢网加强筋混凝土配重层
16
16
管道的在线检测——智能通球
频次：程序规定至少4年一次 但也基于在线检测结果、流体性质变化或根据实 际需要调整智能通球频次
2009年9月对16” 的生产管线进行了智能通球， 未发现金属缺失或明显缺陷
测量球
漏磁检测球
17
17
智能通球举例
2011年5月，完成了SYMS到RUP的30”的混输海 管和注水管道的智能通球。 30”混输管道未发现异常；注水管道在靠近发球端 的管道内壁发现15处壁厚减薄大于25%的点蚀 。 经过专业评估认为风险可以接受。
测量球
漏磁检测球
18
18
通球内检结果
腐蚀深度分布图
位置方位图
壁厚缺失分布图
19
19
3、水下完整性检查—立管及外部检查
2～3年一次，和水下结构检测一起做
检查范围包括： 其附属结构如护罩、卡子等的状态 管线膨胀后基础沉降位移情况
立管/J-tube的完整性和功能性
飞溅区腐蚀或涂层退化情况 立管本身以及涂层和阳极的机械损伤情况
通过对检验数据的分析及趋势预测，实现对风险 有效规避，预防事故发生。
12
12
海底管道完整性管理程序
明确组织机构、各人员的职责
识别在役期间的主要风险（建立失效模型、可 能性及后果）
对风险进行评估、定级、排序
确定风险降低的措施和控制手段
提出对管道运行进行监控的方式和重点以及检 验的基本要求 制订海管的应急维修计划与预案
13
13
1、管道的维护性通球
14
14
管道的维护性通球
通球频次/方法
混输管线：每月一次，或出砂量增多时增加频次 输气管线：每年一次，或者有湿气/水合物产生 注水管线：每季度一次
频次也根据实际情况进行调整，比如混输管道和 注水管道开始时每周一次，现在每月一次； 或者根据维修计划与作业实际需要。关键是执行
15
15
2、管道的在线检测——智能通球
主要目的是检测内部缺陷和外部缺陷 对所有管道进行风险评定与分级，确定优 先顺序与检测方案 一般要用到以下几种球：
泡沫球——测试通过性
机械测量球——粗略测量内径
机械钢刷球——清理内壁附着物（蜡、垢等） 机械磁铁球——清理铁屑等杂质（选用） 机械测量球——精确测量管道变形情况 漏磁检测球——检测内外部缺陷
23
23
声纳检测示例
声纳旁扫
声纳浅剖
24
24
使用ROV检查
侧重路由巡查以及针对性较强的区域比如
潜水作业困难的开阔水域 海管交叉部位等
检查内容：
一般状态、 膨胀长度变化情况、 涂层是否损坏、 各支撑点状态、
交叉角度变化情况、
管道是否接触等
25
25
4、海底管道应急维修
管道分级、事故类型、漏点确认、内检外检 制定下列各泄漏类型的维修预案：
30
30
腐蚀监测举例（挂片）
腐蚀速率>1mpy的点
DPC01 DPC54 EPC12 EPC18 EPC35 PB1107 D01井管汇 D54井管汇 E12注水井 E18井管汇 E35井管汇
冷媒循环泵下游
1.3051 1.0240 1.2883 1.4160 1.1388 1.9968
PB1108
其它管径：8”/6”/4”
国内海上油田首次使用资产运 营完整性管理的海底管道
5
5
蓬莱19-3油田物流示意图
“SYMS” “E” “蓬勃号”
6 公用
•海管20条，长68公里 •14条跨接软管
“CPC”
“F” “M” “D” “ A”
Байду номын сангаас原油 注水 燃料气 柴油
“C”
6
6
蓬莱油田海底管道设计基础
水深28米
26
26
特殊水下维修备件
泄漏夹具
旋转法兰
球形法兰
机械连接器
结构型夹具
27
27
5、日常作业管理
重点是水处理：控制水中的含氧量以及细菌滋 生对管道的腐蚀，即脱氧＋杀菌。 化学药剂方案
药剂类型 THPS 杀菌剂 亚硫酸氨脱氧剂＋脱氧塔 推荐浓度 >1200 ppm 25 ppm
亚硫酸氨脱氧剂（无脱氧塔）
PB1114
海水注水增压泵下游 (18”)
海水注水增压泵下游 (12”)
2.1622
16.3002
Coupon – PB 1114 (海水注水增压泵下游)
31
31
腐蚀监测举例（挂片）
挂片历史数据：
蓬勃号的海水及混合注水
18.0000
16.0000
14.0000
腐蚀监测- Oil Pipeline Q4, 2011
腐蚀速率 (mpy)
12.0000 10.0000 8.0000 6.0000 4.0000 2.0000 0.0000 2009 Q4 2010 Q1 2010 2010 2010 2011 Q2 Q3 Q4 Q1 18" Seawater pipeline 30" commingled water pipeline 12" Seawater pipeline 24" produced water pipeline 2011 Q3 2011 Q4
海底管道完整性管理程序及
1. 海底管道维护性通球程序 2. 海底管道在线检查规范 3. 水下完整性检查程序 4. 海底管道紧急维修预案
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管理体系的建立
目的：通过有效管理，确保公司资产的风险在其 生命周期内能够控制在可接受的水平。
是根据API 580标准的要求，对在役设施的流程 管线、压力容器及海底管道，采用基于风险的检 验管理准则与方法，确保公司的资产完整和工艺 安全。
第三届中国管道完整性管理技术大会
蓬莱19-3油田 海底管道完整性管理的实践
珠海 2012年12月
目 录
蓬莱19-3油田及其海底管道概况 海底管道的完整性运营管理
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蓬莱19-3油田群概况
1999年5月发现，是目前中国最大的海上油田。水深28米。
全海式模式，分期开发。目前共有7个井口平台，1个立管公用平台 和一条30万吨级FPSO，通过海底管道和复合电缆连接.
实行注水开发，生产井198口，注水井56口，设计最高日产油19万桶
3
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A平台
CPC(B+RUP)平台
C平台
蓬莱油田群
D平台
7座井口平台＋1座公用立 管平台＋30万吨FPSO
M无人平台
E平台
浮式生产储油外输装置 FPSO
F平台 4
4
蓬莱油田海底管道简介
20条海管，总长约68公里，
全部采用单层管；
主要管径：30”/24”/16”/12”
二期：钢管＋熔结环氧层＋聚氨酯保温＋8mm高密度聚乙 烯夹克管＋内置钢网加强筋混凝土配重层
8
8
现场节点补口示意
第一道热缩
固定保温半瓦
第二道热缩
模具安装
配制高密度泡沫
泡沫浇注
泡沫成形
补口结束
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目 录
蓬莱19-3油田及其海底管道概况 海底管道的完整性运营管理
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海底管道的完整性管理体系
蓬莱19-3油田的海底管道是国内海上油 田第一个采用“资产运营完整性”管理 的海底管道。 海底管道完整性管理体系作为资产运营 完整性管理体系的一部分，其组成包括
12ppm / 1ppm O2
28
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5.1 腐蚀控制
化学药剂处理与腐蚀监控方面：
化学药剂管理策略
化学药剂注入程序
化学药剂药效方案 化学药剂库存与物流方案
化学药剂QA/QC程序 化学药剂合同方案
腐蚀监测程序
通球、取样以及监测程序
29
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5.2 腐蚀监测
腐蚀监测方式与频率计划
挂片 ——每季度 探针——每月 数据收集、分析与汇报——每季度
设计寿命：
100年一遇环境条件
200年重现期的地震强度 含砂：
平均含砂量0.05%
RUP～WHP：20年
RUP～SYMS：40年
阳极块安装在立管上 原油海管通球做为日常作业考虑 原油管线冲洗前的自持时间为8小时 900 ANSI
ANSI/ASME31.8和31.4， NACE RP0287/0394/0490等
检查埋深及暴露情况
检查自然膨胀量，包括长度、高度以及尾端支撑情况
查看海床的局部冲刷对海管完整性以及附属结构的影响 海底沙坡移动对海管完整性的影响 识别海管是否起拱或过度弯曲 检查机械连接部位如法兰包括其保护性结构的完整性 检查海管保护物件如底垫、压块、沙袋等的完整性 清理散落在海管上或靠近海管对海管有潜在危险的物件
WHPD
WHPC
WHPF
RUP(MT1)
RUP(MT2)
PB(1)
RUP(B1)
RUP(B2)
RUP(C)
PB(2)
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腐蚀监测举例（探针）
探针数据跟踪
• RUP0011- 注水 SYMS~ RUP • SYMS0201 - 30” 注水
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几点认识
完整性管理体系从制度上要求海底管道及其附属 结构按照规范要求进行检验。按照要求执行才能 有效降低或规避管道安全风险，才能将其风险在 其生命周期内控制在可接受水平。 各种潜在“变化” ，要及时跟踪、及时检测、及 时评估“变化”带来的影响，及时调整监控策略 蓬莱油田的是国内第一个使用单层保温配重夹克 管的海上油田，也是第一个使用“资产运营完整 性”进行运营管理的海管。虽然流体中含H2S、 CO2和砂等不利因素，但最早铺设的单层管已经 服役10多年，运行良好，相信其能够安全地服务 于海洋油气集输。 34
海生物的生长范围
检查对照以前腐蚀损坏部位的变化情况 阳极电位测量
阳极块的尺寸以及损耗测量
20
20
水下结构检查结果示例
立管卡子螺栓和螺帽已腐蚀
膨胀弯法兰上螺栓松动
21
21
检查立管上的阳极
22
22
其它外部检查
3年一次
检查项目包括：冲刷、悬跨、位移测量 主要技术手段：声纳旁扫、浅层剖面扫描、ROV等
管道失圆——在线带压开孔+机械连接器等更换 点蚀、局部瑕疵型等小型穿孔刺漏——打卡 法兰泄漏——更换密封或更换法兰+机械连接器
管道裂缝泄漏——机械连接器
爆管——机械连接器
对作业船舶的选择、潜水作业的要求、维修备件 和一些特殊水下作业工具均有规定 重大海管的维修材料已纳入到全球高等级重大海 管名单中进行统一应急管理
34
谢谢
35
35
修井作业后最大含砂量0.2%
停输再启动最大含砂量0.15%参照标准：
H2S: 500ppm(V) CO2: 占井流摩尔百分数的 15%
从设计、建造、安装阶段充分考虑如何规避溢油风险 7
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蓬莱油田单层管涂层结构
一期：钢管＋熔结环氧层＋聚氨酯保温＋1mm厚卷绕成形 钢护套＋煤焦油瓷漆＋内置钢网加强筋混凝土配重层
16
16
管道的在线检测——智能通球
频次：程序规定至少4年一次 但也基于在线检测结果、流体性质变化或根据实 际需要调整智能通球频次
2009年9月对16” 的生产管线进行了智能通球， 未发现金属缺失或明显缺陷
测量球
漏磁检测球
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智能通球举例
2011年5月，完成了SYMS到RUP的30”的混输海 管和注水管道的智能通球。 30”混输管道未发现异常；注水管道在靠近发球端 的管道内壁发现15处壁厚减薄大于25%的点蚀 。 经过专业评估认为风险可以接受。
测量球
漏磁检测球
18
18
通球内检结果
腐蚀深度分布图
位置方位图
壁厚缺失分布图
19
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3、水下完整性检查—立管及外部检查
2～3年一次，和水下结构检测一起做
检查范围包括： 其附属结构如护罩、卡子等的状态 管线膨胀后基础沉降位移情况
立管/J-tube的完整性和功能性
飞溅区腐蚀或涂层退化情况 立管本身以及涂层和阳极的机械损伤情况
通过对检验数据的分析及趋势预测，实现对风险 有效规避，预防事故发生。
12
12
海底管道完整性管理程序
明确组织机构、各人员的职责
识别在役期间的主要风险（建立失效模型、可 能性及后果）
对风险进行评估、定级、排序
确定风险降低的措施和控制手段
提出对管道运行进行监控的方式和重点以及检 验的基本要求 制订海管的应急维修计划与预案
13
13
1、管道的维护性通球
14
14
管道的维护性通球
通球频次/方法
混输管线：每月一次，或出砂量增多时增加频次 输气管线：每年一次，或者有湿气/水合物产生 注水管线：每季度一次
频次也根据实际情况进行调整，比如混输管道和 注水管道开始时每周一次，现在每月一次； 或者根据维修计划与作业实际需要。关键是执行
15
15
2、管道的在线检测——智能通球
主要目的是检测内部缺陷和外部缺陷 对所有管道进行风险评定与分级，确定优 先顺序与检测方案 一般要用到以下几种球：
泡沫球——测试通过性
机械测量球——粗略测量内径
机械钢刷球——清理内壁附着物（蜡、垢等） 机械磁铁球——清理铁屑等杂质（选用） 机械测量球——精确测量管道变形情况 漏磁检测球——检测内外部缺陷
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声纳检测示例
声纳旁扫
声纳浅剖
24
24
使用ROV检查
侧重路由巡查以及针对性较强的区域比如
潜水作业困难的开阔水域 海管交叉部位等
检查内容：
一般状态、 膨胀长度变化情况、 涂层是否损坏、 各支撑点状态、
交叉角度变化情况、
管道是否接触等
25
25
4、海底管道应急维修
管道分级、事故类型、漏点确认、内检外检 制定下列各泄漏类型的维修预案：
30
30
腐蚀监测举例（挂片）
腐蚀速率>1mpy的点
DPC01 DPC54 EPC12 EPC18 EPC35 PB1107 D01井管汇 D54井管汇 E12注水井 E18井管汇 E35井管汇
冷媒循环泵下游
1.3051 1.0240 1.2883 1.4160 1.1388 1.9968
PB1108
其它管径：8”/6”/4”
国内海上油田首次使用资产运 营完整性管理的海底管道
5
5
蓬莱19-3油田物流示意图
“SYMS” “E” “蓬勃号”
6 公用
•海管20条，长68公里 •14条跨接软管
“CPC”
“F” “M” “D” “ A”
Байду номын сангаас原油 注水 燃料气 柴油
“C”
6
6
蓬莱油田海底管道设计基础
水深28米
26
26
特殊水下维修备件
泄漏夹具
旋转法兰
球形法兰
机械连接器
结构型夹具
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27
5、日常作业管理
重点是水处理：控制水中的含氧量以及细菌滋 生对管道的腐蚀，即脱氧＋杀菌。 化学药剂方案
药剂类型 THPS 杀菌剂 亚硫酸氨脱氧剂＋脱氧塔 推荐浓度 >1200 ppm 25 ppm
亚硫酸氨脱氧剂（无脱氧塔）
PB1114
海水注水增压泵下游 (18”)
海水注水增压泵下游 (12”)
2.1622
16.3002
Coupon – PB 1114 (海水注水增压泵下游)
31
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腐蚀监测举例（挂片）
挂片历史数据：
蓬勃号的海水及混合注水
18.0000
16.0000
14.0000
腐蚀监测- Oil Pipeline Q4, 2011