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摘要：海底管道是海上产油输送上岸的主要渠道。管道输送的介质对管线内腐蚀，海水对管线外壁腐蚀，海区施工船舶作业抛起锚和施工过程重物坠海等各种因素，使管线可能损害并产生危害，最终发生事故。为保护环境和破损海管重新利用，或为新海底管道让出路由而进行拆除施工。本文重点介绍了海底管线的拆除的施工要求，并提出了保障海底管线正常运行的几点措施建议。
关键词：海底管线 管线拆除 检验关键点
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。截至2011年末，胜利油田共建成投用海底管道133条，长度249.7千米。
CB20A 井组平台-中心二号海底输油管线1997 年设计，设计寿命15 年。材质均为16Mn 无缝钢管。管道全长3017.3m ， 设计压力为2.5 MPa ， 泥面标高-10～-11 米，设计埋设深度为泥线以下1. 5 m。2009 年10 月21 日，巡线人员发现CB20A-中心二号平台海底输油管道发生渗漏。事件发生后，有关单位开展了潜水探摸和海底地形地貌、浅表地层探测等路由勘察。发现管道在距中心二号端约1.1 公里处，外管全部断裂，外管裂开宽度约0.5 米左右，内管发生明显变形。破损处外管有少量海生物，内管未发现海生物，未查到裂纹处。该条管道埋设深度为0.0-1.8 米，在管道断裂点位置管道埋泥0.7m。
根据总体规划，已经受损的海底管道将被一条新的海底管道整体替换。由于原海底管道占用了新海底管道的路由，因此需要将原海底管道拆除回收。
2.施工准备检验关键点
2.1路由勘探
有资质单位对拟拆除海底管线路由进行勘探，标出管线沿途坐标、管线埋泥深度、管线固定桩位置、管缆交叉位置及管线周围50m范围内障碍物；施工前潜水作业人员根据坐标位置对管线进行逐段探摸，确认管线所处位置及管线情况。
2.2管线扫线
2.2.1临时管卡安装：在管线破裂处加装临时管卡，由于管线破裂处内管发生严重变形，并且破裂处管线存在约150°弯曲，因此采用软管卡进行临时封堵，管卡采用8mm厚CR材料制造，用气密拉链对结合处进行密封。管卡与管线结合处采用收缩卡卡紧密封，为加强管卡抗压强度，在管卡外侧进行捆扎。
2.2.2管线扫线：由中心二号平台向CB20A端进行扫线，扫线前用高压胶管将中心二号平台去CB22C平台注水管线扫线口与CB20A来油管线扫线口连接，打开中心二号平台去CB22C注水管线扫线口阀门开始扫线，在CB20A平台端扫线口用油轮回收；当扫线口流出清水后，扫线完成。具体扫线示意图如下。
为避免或减少在拆除管线过程中管线残留污水溢出对海洋造成污染，扫线时，在管线漏点区域设置围油栏，人员和船舶待命，如发现泄露及时回收。如果扫线开始后，CB20A平台端扫线口无水流出，说明管线堵塞或断裂无法进行扫线，应将两侧海管立管断开后，用橡胶软管由两端海管立管处伸入海管底部，用泵将管线内污水抽出回收。
2.3船舶就位：根据平台附近管缆图设定抛锚点，浮吊就位前对抛锚位置进行仔细的勘探，确定定位锚坐标，办理相关的抛锚手续；利用GPS定位确定抛锚点，进行抛锚。
3.管线拆除施工检验关键点
根据对海管建造资料了解分析，海管固定桩两根、存在断裂一处，中心二号平台至CB20A平台电缆与该海管相互交叉。海管断裂处附近在海管上方有横向交叉点一处，距CB20A平台180米处另一交叉点。针对实际情况，为保证不影响海缆的正常运行，确定本次拆除顺序为由中心二号平台端向CB20A平台端拆除，在距管缆交叉点及断点的两侧各50m处采用水下切割的方式，割断后继续拆除。
3.1仿生水草拆除：中心二号平台端07年铺设仿生水草63.5米，由潜水作业人员将锚带上拴上牵引绳，用浮吊将固定锚提出水面，锚带清理完后，在仿生水草垫上栓上牵引绳，用浮吊将仿生水草提出水面，带回陆地回收处理。
3.2管线固定桩拆除：根据资料确定固定桩位置，潜水员将固定桩覆盖的泥土冲掉后，在水下割断U型螺栓，将横梁转至与管线平行，如无法转动，用电氧切割将横梁割断，吊至水面上；管线拆除后，用电氧切割在桩管上侧开孔，将准备好的销子从孔中穿过，在用钢丝绳与浮吊连接，将固定桩拔出。
3.3海管立管拆除：CB20A至中心二号平台海底输油管线两端立管部分各有立管导向卡4个，水面上导向卡拆除用氧乙炔气割割断海管立管导向卡固定螺栓，打开海管立管导向卡；水下导向卡由潜水员用电氧切割割断水下部分管线导向卡螺栓，打开海管立管导向卡。中心二号平台上部管线沿独立桩上的弯头位置割断，在原管线上割开Φ60圆孔安装吊环，用导链吊住管线，沿水面上将管线割断，浮吊将立管吊起，装至驳船上；CB20A平台管线沿平台上部扫线阀门处断开，平台甲板下面管线用导链拉紧后分段割开，其他施工要求中心二号平台。
3.4海底管线拆除：根据管线勘探的数据，对管线裸露海管部分，采取直接吊起拆除；对泥面下的海管部分采取边提升边冲泥的方法，如果管线弯曲度过大，采取先局部冲泥在提升的方法。首先用冲泥设备将管线吊点位置冲出深1.5米的操作坑，潜水员将吊管带从海管自由端22米b1、44米b2处、10米b0处穿过，用U型环与钢丝绳连接；将b2点处钢丝绳挂于浮吊主钩上将管线吊起，b1点处钢丝绳用B卷扬机拉紧，b0点处用钢丝绳用A卷扬机拉紧，为避免局部应力过大，浮吊与卷扬机分步将管线缓慢提起。
3.5管线切割：在管线切割点两侧及管线自由端栓好牵引绳，用导链拉紧；在搭设脚手架；先在距割断位置1m处开孔，贯穿内管，将Φ60管插入孔中，避免割断后内外管分离；切割方法采用氧乙炔气割，先切除切割点两侧200mm范围内外管，然后将内管割断。割断点距自由端水平距离小于23米。船舶移位的时候，管线用封口器封堵后，系上浮漂，放入水中。
3.6冲泥：管线吊起过程中，如果因管线覆盖泥土太深无法正常吊起，浮吊停止起吊，管线保持原位置，潜水员对水下情况进行探摸，若因管线上泥面覆盖较厚无法吊起，潜水员对管线上部泥土较厚部位进行冲吸泥，清除或松动管线上泥土后，将管线用浮吊继续吊起。
3.7海底电缆段管线拆除：根据管线实际情况进行计算，拆除电缆两侧安全距离以外的管线后，将管线内含油污水用水泵抽出回收，潜水员对电缆及海管交叉位置进行冲泥，确定交叉位置，水下电氧切割前，用厚胶皮将电缆与海管隔离，以防止切割电流对电缆造成伤害。
3.8防污染措施：管线扫线后，管线内有可能还存有部分含油污水，因此对施工区采取以下措施防止污染发生；
1）管线割断后，如发现管线内有大量含油污水，将软管由管线断开处伸入管线底部，用水泵将污水抽出后回收；
2）施工中，在施工区域设置围油栏；回收船及人员在施工区域附近待命，如有含油污水泄漏至海里在第一时间组织回收；
4.对策措施建议
4.1加强海底管道路由区域的管理，避免在路由区域内进行抛锚或渔业拖网作业。
4.2对海底管缆进行复查。埕岛油田海底管线服役时间长，海底地质情况复杂，早期开发建设规划系统性不强，严谨性弱等特点，应对服役期限超过10年的海底管线进行全面的复勘。在以后的海底管线日常管理工作中，依据要求进行定期复勘。
4.3有计划的对海底输油管线进行内管检测及评估，并把结果与管道路由复勘结果结合，全面了解管道现状，完善管道信息。对于发现的隐患，及时进行治理。
4.4对悬空现象严重管线进行治理。加强海底管道立管的监控与检测力度的同时按悬空超标值的大小及管道在生产过程中的重要程度，对管道悬空隐患进行分期治理，在确定治理方案时应考虑到海底管道所处位置的环境条件，制订有效的方案。如：仿生水草、水下桩、抛沙袋等。
关键词：海底管线 管线拆除 检验关键点
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。截至2011年末，胜利油田共建成投用海底管道133条，长度249.7千米。
CB20A 井组平台-中心二号海底输油管线1997 年设计，设计寿命15 年。材质均为16Mn 无缝钢管。管道全长3017.3m ， 设计压力为2.5 MPa ， 泥面标高-10～-11 米，设计埋设深度为泥线以下1. 5 m。2009 年10 月21 日，巡线人员发现CB20A-中心二号平台海底输油管道发生渗漏。事件发生后，有关单位开展了潜水探摸和海底地形地貌、浅表地层探测等路由勘察。发现管道在距中心二号端约1.1 公里处，外管全部断裂，外管裂开宽度约0.5 米左右，内管发生明显变形。破损处外管有少量海生物，内管未发现海生物，未查到裂纹处。该条管道埋设深度为0.0-1.8 米，在管道断裂点位置管道埋泥0.7m。
根据总体规划，已经受损的海底管道将被一条新的海底管道整体替换。由于原海底管道占用了新海底管道的路由，因此需要将原海底管道拆除回收。
2.施工准备检验关键点
2.1路由勘探
有资质单位对拟拆除海底管线路由进行勘探，标出管线沿途坐标、管线埋泥深度、管线固定桩位置、管缆交叉位置及管线周围50m范围内障碍物；施工前潜水作业人员根据坐标位置对管线进行逐段探摸，确认管线所处位置及管线情况。
2.2管线扫线
2.2.1临时管卡安装：在管线破裂处加装临时管卡，由于管线破裂处内管发生严重变形，并且破裂处管线存在约150°弯曲，因此采用软管卡进行临时封堵，管卡采用8mm厚CR材料制造，用气密拉链对结合处进行密封。管卡与管线结合处采用收缩卡卡紧密封，为加强管卡抗压强度，在管卡外侧进行捆扎。
2.2.2管线扫线：由中心二号平台向CB20A端进行扫线，扫线前用高压胶管将中心二号平台去CB22C平台注水管线扫线口与CB20A来油管线扫线口连接，打开中心二号平台去CB22C注水管线扫线口阀门开始扫线，在CB20A平台端扫线口用油轮回收；当扫线口流出清水后，扫线完成。具体扫线示意图如下。
为避免或减少在拆除管线过程中管线残留污水溢出对海洋造成污染，扫线时，在管线漏点区域设置围油栏，人员和船舶待命，如发现泄露及时回收。如果扫线开始后，CB20A平台端扫线口无水流出，说明管线堵塞或断裂无法进行扫线，应将两侧海管立管断开后，用橡胶软管由两端海管立管处伸入海管底部，用泵将管线内污水抽出回收。
2.3船舶就位：根据平台附近管缆图设定抛锚点，浮吊就位前对抛锚位置进行仔细的勘探，确定定位锚坐标，办理相关的抛锚手续；利用GPS定位确定抛锚点，进行抛锚。
3.管线拆除施工检验关键点
根据对海管建造资料了解分析，海管固定桩两根、存在断裂一处，中心二号平台至CB20A平台电缆与该海管相互交叉。海管断裂处附近在海管上方有横向交叉点一处，距CB20A平台180米处另一交叉点。针对实际情况，为保证不影响海缆的正常运行，确定本次拆除顺序为由中心二号平台端向CB20A平台端拆除，在距管缆交叉点及断点的两侧各50m处采用水下切割的方式，割断后继续拆除。
3.1仿生水草拆除：中心二号平台端07年铺设仿生水草63.5米，由潜水作业人员将锚带上拴上牵引绳，用浮吊将固定锚提出水面，锚带清理完后，在仿生水草垫上栓上牵引绳，用浮吊将仿生水草提出水面，带回陆地回收处理。
3.2管线固定桩拆除：根据资料确定固定桩位置，潜水员将固定桩覆盖的泥土冲掉后，在水下割断U型螺栓，将横梁转至与管线平行，如无法转动，用电氧切割将横梁割断，吊至水面上；管线拆除后，用电氧切割在桩管上侧开孔，将准备好的销子从孔中穿过，在用钢丝绳与浮吊连接，将固定桩拔出。
3.3海管立管拆除：CB20A至中心二号平台海底输油管线两端立管部分各有立管导向卡4个，水面上导向卡拆除用氧乙炔气割割断海管立管导向卡固定螺栓，打开海管立管导向卡；水下导向卡由潜水员用电氧切割割断水下部分管线导向卡螺栓，打开海管立管导向卡。中心二号平台上部管线沿独立桩上的弯头位置割断，在原管线上割开Φ60圆孔安装吊环，用导链吊住管线，沿水面上将管线割断，浮吊将立管吊起，装至驳船上；CB20A平台管线沿平台上部扫线阀门处断开，平台甲板下面管线用导链拉紧后分段割开，其他施工要求中心二号平台。
3.4海底管线拆除：根据管线勘探的数据，对管线裸露海管部分，采取直接吊起拆除；对泥面下的海管部分采取边提升边冲泥的方法，如果管线弯曲度过大，采取先局部冲泥在提升的方法。首先用冲泥设备将管线吊点位置冲出深1.5米的操作坑，潜水员将吊管带从海管自由端22米b1、44米b2处、10米b0处穿过，用U型环与钢丝绳连接；将b2点处钢丝绳挂于浮吊主钩上将管线吊起，b1点处钢丝绳用B卷扬机拉紧，b0点处用钢丝绳用A卷扬机拉紧，为避免局部应力过大，浮吊与卷扬机分步将管线缓慢提起。
3.5管线切割：在管线切割点两侧及管线自由端栓好牵引绳，用导链拉紧；在搭设脚手架；先在距割断位置1m处开孔，贯穿内管，将Φ60管插入孔中，避免割断后内外管分离；切割方法采用氧乙炔气割，先切除切割点两侧200mm范围内外管，然后将内管割断。割断点距自由端水平距离小于23米。船舶移位的时候，管线用封口器封堵后，系上浮漂，放入水中。
3.6冲泥：管线吊起过程中，如果因管线覆盖泥土太深无法正常吊起，浮吊停止起吊，管线保持原位置，潜水员对水下情况进行探摸，若因管线上泥面覆盖较厚无法吊起，潜水员对管线上部泥土较厚部位进行冲吸泥，清除或松动管线上泥土后，将管线用浮吊继续吊起。
3.7海底电缆段管线拆除：根据管线实际情况进行计算，拆除电缆两侧安全距离以外的管线后，将管线内含油污水用水泵抽出回收，潜水员对电缆及海管交叉位置进行冲泥，确定交叉位置，水下电氧切割前，用厚胶皮将电缆与海管隔离，以防止切割电流对电缆造成伤害。
3.8防污染措施：管线扫线后，管线内有可能还存有部分含油污水，因此对施工区采取以下措施防止污染发生；
1）管线割断后，如发现管线内有大量含油污水，将软管由管线断开处伸入管线底部，用水泵将污水抽出后回收；
2）施工中，在施工区域设置围油栏；回收船及人员在施工区域附近待命，如有含油污水泄漏至海里在第一时间组织回收；
4.对策措施建议
4.1加强海底管道路由区域的管理，避免在路由区域内进行抛锚或渔业拖网作业。
4.2对海底管缆进行复查。埕岛油田海底管线服役时间长，海底地质情况复杂，早期开发建设规划系统性不强，严谨性弱等特点，应对服役期限超过10年的海底管线进行全面的复勘。在以后的海底管线日常管理工作中，依据要求进行定期复勘。
4.3有计划的对海底输油管线进行内管检测及评估，并把结果与管道路由复勘结果结合，全面了解管道现状，完善管道信息。对于发现的隐患，及时进行治理。
4.4对悬空现象严重管线进行治理。加强海底管道立管的监控与检测力度的同时按悬空超标值的大小及管道在生产过程中的重要程度，对管道悬空隐患进行分期治理，在确定治理方案时应考虑到海底管道所处位置的环境条件，制订有效的方案。如：仿生水草、水下桩、抛沙袋等。