高压水清洗技术在海底管道维修中的应用

在对海底管道进行维修之前,通常需要清理管道外敷的混凝土防护层和防腐层.文章介绍了国内近年来在海底管道维修中开始使用的高压水清洗技术,包括高压水清洗系统的组成、高压水喷嘴的种类和选型,以及高压水清洗系统在海底管道维修中的具体应用方法和操作注意事项.     

海底管道外防护层清理设备的电气控制系统研制

对海底管道进行水下维修,传统做法是由潜水员携带便携式高压水枪或液压圆环锯对管道外表面进行切割并剥离,这种方法效率低,风险大。因此需要研制一种可以智能高效地清理海底管道外防护层的设备。结合前期设计的设备总体组成及设备作业工况,配套设计了设备的电气控制系统方案。首先简要介绍了研制任务概况,而后较为详细地论述了设备总体设计方案、控制系统的软硬件设计方案、研制的海底管道外涂层清理设备的工程应用验证。实践表明,研制的设备可满足水深达100 m的水下施工工况,可代替以往潜水员下水人工作业的方式。     

连续管配合高压水射流的海底管道解堵研究

目前我国针对海底油气管道的堵塞问题尚没有经济有效的处理方法。通过对海底管道的作业环境进行分析,并参考前人的作业案例,以连续管为下入工具,以高压水射流技术为解堵方案,对方案的可行性进行了研究。在建立下入工具最大下入深度计算模型的基础上,分析了高压水射流冲击堵蜡的作用效果。分析结果表明:将连续管作为下入工具,存在最大下入深度的约束;一定范围内射流压力越大,冲击深度越大,但是受喷嘴对射流结构的影响,喷嘴一定,其射流核心段和基础段的长度固定,冲击深度一定;水射流对于蜡的破坏作用明显,能很快解除蜡堵,射流压力越大,其解堵效果越好。研究内容为解决海底管道的堵塞提供了新方法。     

交叉并行海底管道阴极保护干扰数值模拟

随着海底管道的高速发展,海底管道也不免会发生交叉平行的情况,相邻管道间的阴极保护也会相互干扰。针对国内某X80海底输油管道参数和阴极保护系统参数,以管道所在海域的天然海水为电解质测量动电位极化曲线,作为有限元数值模拟的边界条件,并引入防腐层击穿系数ξ,分别研究海底管道在裸钢(ξ)=1、涂层破损严重(ξ=0.1)、涂层破损较轻(ξ=0.01)时两条交叉并行管道在不同交叉角度下的阴极保护电位。结果表明,两条交叉管道在不同的涂层质量和交叉角度下,其相互干扰规律有很大差别,且在管道交叉位置受干扰最严重。所得结果可为海底管道阴极保护设计和管道铺设等工程问题提供指导。     

海底管道悬空段网兜沙袋清理标准化施工技术

沙袋回填是海底管道悬空治理的常用方案,但对于杭州湾等恶劣的海域,海底管道悬空段沙袋回填治理后会再次出现海流冲刷悬空,因此需对悬空处已回填的网兜沙袋、吨袋等进行清理,然后通过后挖沟作业将管道沉至海流冲刷影响区以下。通过册子岛—镇海海底管道悬空段整治项目,详细阐述了利用伸缩臂挖掘机安全高效清理管道悬空段网兜沙袋与吨袋的标准化施工技术,可为以后类似抢维修工程顺利实施提供有力技术保障。     

海底天然气管道防腐涂敷应用探讨

近年来,中国海洋石油天然气开发向深海海域不断扩展,管道外防腐处理已成为影响海底管道寿命及安全的重要因素。三层聚乙烯(3 LPE)防腐涂层是中国目前常用的海底管道防腐涂敷工艺,而三层聚丙烯(3 LPP)防腐涂层的应用相对较晚,但因两者理化性质不同,在不同环境下的涂层选择也不同。为避免单一防腐涂层的不足,结合3 LPE和3 LPP防腐涂层选择的主要因素以及这两种涂层在不同条件下的使用特点,在某深水天然气荔湾3-1项目天然气外输管道的防腐方案设计中,依据环境影响条件和涂层选择特点,近岸KP 0~KP 10采用3 LPP防腐涂层、KP 10~KP 261采用3 LPE防腐涂层的联合方案,完成海底管道的防腐涂敷并成功投入使用,这种新的防腐涂层选择方法和思路为以后的海底天然气管道防腐涂敷提供了借鉴。     

水力喷射径向钻井高压喷头优化设计

微井眼水力喷射径向钻井技术的关键技术高压喷头设计在国内还相对空白。为此,通过对现有喷头的参数优化,运用理论分析与实践验证的方式,结合公式计算与有限元分析,对高压喷头的结构数据进行了优化设计。对应不同的地层制作了不同参数的喷头,通过试验验证,喷头试验效果良好。高压喷头优化设计能根据不同的地层特性设计制作不同的高压喷头,在保证正常破岩钻进的基础上,尽量降低高压软管摩擦压降,使水动力最大程度作用到喷头上,保证喷头良好的作业效果。采用该优化设计方法和高压喷头可满足不同地层的钻进需要,可在更大范围内推广应用。     

深水不保温海底管道蜡沉积预测及清管研究

含蜡原油管道的蜡沉积会导致管道运行参数出现剧烈变化,给管道的安全运行造成严重威胁。为研究深水不保温海底管道的蜡沉积规律并提出相应的清管策略,利用多相流模拟软件(OLGA),对南海某油田深水不保温回接管道的蜡沉积和清管过程进行模拟。研究表明:海底管道输送原油属于轻质低黏、低凝含蜡原油,但由于海底环境温度较低,海底管道未进行保温设计,导致管道的蜡沉积问题严重。针对不保温输油管道,综合考虑管道内最大蜡沉积厚度达到2 mm和清管过程中清除的蜡量不能超过10 m~3作为清管周期制定依据,确定投产初期海底管道的清管周期为5天;常规清蜡清管器无法实现该条海底管道的在线清蜡作业,建议改用旁通清管器进行在线清蜡作业,旁通清管器的旁通率确定为1.5%～2.0%。     

对渤海海底管道检测的探讨

渤海自1985年以来,已建成了17条海底管道,总长达100多km。按照国内外海底管道系统规范要求和国际惯例,对这些管道要作定期检查(年度检查)和特别检查,这已成为渤海管道当前需要解决的问题之一。 本文分析了渤海海底管道现状和检测特点,介绍了海底管道检测技术,并就渤海海底管道检测问题进行了探讨。     

海底管道节点防腐涂层结构发展概况

结合国内外海底管道节点防腐补口的技术发展,对目前国外最常用海底管道节点防腐涂层结构及工程应用情况进行了介绍,主要包括三层聚烯烃热收缩涂层、喷涂聚脲涂层及"FBE+改性/复合聚烯烃"防腐涂层结构及其工程应用。通过总结分析得出如下结论:在浅水海域和边际油田开发中,三层聚烯烃热缩涂层结构得到了较好的发展与应用;在深海、超深海领域,我国在管道节点防腐补口技术方面与国外还存在较大的差距,采用"FBE+改性/复合聚烯烃"涂层结构将是我国未来深水海底管道节点防腐补口涂层的主要发展方向。     

抛锚对海底管道的碰撞损害

锚击是造成海底管道第三方损伤的重要因素。分析锚击对海底管道的撞击损害,撞击分析中,根据挪威船级社的海底管道保护风险评估规范(DNV-RP-F107)的指导意见,分析船舶抛锚作业撞击海底管道的能量、海底管道壁凹坑吸收的能量和海底管道保护层吸收能量的计算方法,并通过2个工程计算实例,得出5.25t和20.0t锚重落入海底时海底管道的损坏等级,确定合理的埋深,为海底管道安全敷设提供参考。     

海底管道不停输带压开孔封堵技术应用

海底管道水下带压开孔、封堵是一种在役管道维抢修技术,适用于管道的正常维修改造和突发事故的抢修。渤海某D12 in天然气管道在内检测时发生卡球情况,在正向增压和反向泄压均无效的情况下设计了不停输带压开孔封堵的方案。介绍了带压封堵施工的全过程,包括:管道的挖沟暴露、混凝土层清理、开孔封堵设备的安装以及开孔封堵作业、管道切割取智能球、管段回接等。并介绍了关键技术:首次使用国产机械三通、国产高压软管作为临时旁通、开孔机与机械三通组合体的水下竖直安装。此次海底管道不停输带压开孔封堵技术的应用,填补了国内该领域的空白,在确保管道生产的同时,减小了维修作业时管道大量进水及溢油的风险。     

海底管道解堵措施

某海上天然气管道确定其堵塞物主要为蜡和胶质,采取注入柴油方式精确定位堵塞位置,通过潜水作业在海底管道上安装开孔管卡,从拖轮上注入清蜡剂,实现海底管道的分段解堵。用泥浆泵从平台2向海底管道挤柴油,控制泥浆泵出口压力不超过设计压力2.6 MPa,达到此压力后从平台2给海底管道排气,如此反复。确定堵塞起始位置距平台2的距离约为8.9 km;确定该海底管道堵塞位置为距离平台2大约6.6~8.9 km处。解堵剂主要由四氯乙烯和高分子表面活性剂组成。对海底管道共安装5个开孔管卡,注入清蜡剂11 m3,共清理出油泥35 m3后疏通了海底管道。如要重铺该海底管道粗略估计总体费用超过2亿元人民币,本项目花费人民币900万元即成功疏通管道。     

南海涌浪环境下海底管道铺设实例分析

某工程项目铺设的长195 km、管径610 mm的输气管道位于东方13-2气田与东南方向的崖城13-1气田之间,海域水深约64~98 m,冬季海况恶劣。为定量分析涌浪对海底管道铺设的影响程度并指导实际施工,结合实际施工期间的天气及海况,计算了海底管道动态铺设时的受力情况及疲劳值,分析了长波涌浪环境下作业船舶的横摇及纵倾对海底管道铺设的影响,对涌浪环境下实际施工期间遇到的主要问题给出了应对措施。该海底管道的成功铺设填补了国内长距离海底管道自主铺设作业及南海冬季涌浪环境下连续施工的空白。     

渤海海底输送油气海水管道的防护

海底输送原油、天然气和注海水管道的铺设是项投资巨大的永久性工程,一般要求管道在不加维修的情况下能够保护20年以上。但在腐蚀十分苛刻的海洋环境中,欲使其达到安全服役20年以上,必须搞好管道的内外防腐蚀工作。 根据渤海海上油气田多年开发的实践,本文综合地叙述了渤海海上油田输送原油、天然气、海水的不同类型海底管道的外防腐蚀涂层、立管及其护管的涂层、补口涂层材料的制作、施工技术、质量控制要求;采用铝—锌—铟系牺牲阳极的设计、制造、安装、检验等有关技术问题;防止原油、天然气、海水中的腐蚀性介质对海底管道内壁腐蚀所应用的方法。同时,本文也提出了海底管道防腐蚀设计、建造、施工中所采用的有关国际规范与标准。     

大口径海底管道的设计对策

本文结合我国首例单点系泊输油工程——茂名水东港单点系泊原油接卸工程中海底管道的设计实践,论述了大口径海底管道的设计对策,包括管材的选择、抵抗海况及海床对管道的不利影响,防腐蚀涂层和混凝土配重层的选择和配置,施工方法的选择以及管道与水下管汇的连接方式等。     

海水流速对X80管线钢极化曲线的影响

为了研究海水流速对海底管线钢极化曲线和阴极保护的影响规律,以更有效地控制海底管道腐蚀,利用旋转圆柱电极实验装置模拟得到海水流速为0~3.5 m/s时管线钢的极化曲线,通过分析自腐蚀电位和腐蚀电流密度的变化评价X80管线钢腐蚀状况。利用得到的极化曲线作为边界条件,应用有限元数值模拟方法引入防腐层击穿系数ξ,分别研究海底管道在裸钢(ξ=1)、涂层破损严重(ξ=0.1)、涂层破损较轻(ξ=0.01)时表面电位、阳极反应电流密度、阴极反应电流密度的分布情况。研究结果表明,在X80管线钢三种不同的表面状态下,海水流速对阴极保护的影响规律有很大差别,该结果可为海底管道现场腐蚀防护提供工业指导。     

海底管线配重层关键性能影响因素分析与控制

海底管道配重混凝土涂层能够为油气输送管线提供满足海底铺设要求的负浮力并提供外部机械保护。本文主要通过试验数据分析海底配重混凝土涂层管负浮力和机械保护能力的主要影响因素。通过控制合理的骨料粒径分布来提高产品的密度最终提高配重混凝土管的负浮力;在满足负浮力和抗冲击能力的情况下,通过适当提高混凝土抗压强度,可以降低配重层的厚度来降低材料的消耗及现场施工难度。     

海底管道内检测技术方案的确定

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。对海底管道内检测的三种主要检测技术进行了分析。针对海底管道转弯半径小、有立管、多相流动的特点,提出了海底管道内检测技术方案的确定方法:海底管道内检测的技术方法选择要根据海底管道的特点进行;在实施海底管道内检测的过程中,为防止卡球,确保万无一失,应该对海底管道添加蜡及分散剂,试通球,初步清管,机械清管作业,最后进行智能内检测;确定海底管道内检测技术方案时,应该进行可行性和风险分析,对异常情况制定相应的应急处置措施。     

基于CEL的船舶抛锚撞击对海底管道影响分析

沿海区域各类船舶抛锚作业对于海底管道的碰撞损伤风险不断提高。采用耦合欧拉-拉格朗日方法 (CEL)模拟了抛锚撞击海底管道过程。采用Mohr-Coulomb模型模拟海床的非线性特征,并利用罚函数法处理锚、海床与管道之间的相互作用。通过对不同土壤特性、落锚速度、锚自身尺寸及重力和管道埋设深度的参数分析研究了其对管道撞击塑性变形的影响,分析结果表明,埋设管道上部土壤特性在吸收落锚撞击能量中起重要作用,而撞击塑性变形与锚的类型和撞击速度密切相关。研究成果对海底管道抗锚害设计具有一定的理论指导意义。