一场大抢险，呼唤队伍和体系
——中国海油抢修东方1－1断裂海管带来的启示

本报记者 孙晓辉 特约记者 刘永安
    2007年11月6日9时10分，中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方终端中控室里，工艺主操刘勇像往常一样盯着眼前的一堆仪表数据，突然，计算机屏幕上显示的上岸海底管线压力由3.54兆帕降低到了3.34兆帕。
    “当时我以为传感器出了问题。可刚刚过了2秒钟，压力又从3.34兆帕降低到了3.22兆帕，这时我判定是海上来气量减少。没想到又过了2秒钟，压力却急剧下降到了0.9兆帕。我立即拉响了警报，并向生产监督紧急汇报。”
    “我接到刘勇的汇报后，立刻冲出了办公室，看到正前方的海面上迸射出50多米高的火焰，气体夹着水浪不断爆炸……”
  在平台和终端工作了21年的东方终端生产监督陈肇日从他二楼办公室目睹了东方1－1海底管线大灾难的降临。
    一条挖沙船挖断了“气龙”。终端总监刘祖仁立即下令上下游生产关停，放空工艺管线，并灌注淡水进行气体隔离。
断气的冲击波
气龙断气，琼岛内外一片震惊。
    福耀玻璃厂的锅炉不能停，必须给每块价值上万元的耐火砖保温，只好将烧天然气改为烧柴油，每天要烧60吨柴油，一天就要烧掉30多万元。使用东方1－1气田天然气的水泥厂被迫停产。短短几周时间海南省当地的水泥价格由每吨380元上涨到了每吨800多元。按照目前每吨340美元的尿素出口价以及每吨575美元的甲醛出口价计算，因生产中断，中海化学股份有限公司（下称中海化学）每月要损失约1亿元的营业收入。
    中海化学出口东南亚、澳大利亚、新西兰、韩国等国家和地区的化肥仅2006年就达29.0712万吨，占销售总量的14.9%。越南冬天农耕季节存在严重的化肥短缺危机。当时，越南化工总公司为2008年冬春农业生产储备的磷肥和氮磷钾肥仅相当于2006年同期的27%。越南是中海化学主要的出口国家，公司从2006年10月起开始向越南出口甲醇等化学品。此外，巴西农业咨询公司的最新预测也显示，全球化肥需求将继续升温，特别是亚洲和东欧对化肥的需求较大。预计明年化肥的价格将上涨5%至8%。
    当地媒体这样评价：东方1－1登陆管线的断裂，不但影响着国内化肥、甲醇市场和海南人民的生活，而且也在国际上造成了影响……
    海南省省委书记卫留成、省长罗保铭等省领导立即就有关工作作出部署。海南省省政府首次启动了《海南省煤电油运综合协调应急预案》Ⅱ级响应机制。湛江分公司、中海化学、海油工程公司应急预案迅速启动，想尽一切办法，控制事态发展。
    中国海油副总经理周守为组织相关单位紧急攻关，要求不惜一切代价，抓紧抢修，把损失降到最低。
    海南省省长助理李国良在东方市召开的项目协调会上为参战各方壮行：这条管线是海南的“经济大动脉”，各方要在保证安全的条件下，不惜一切代价，全力以赴，确保管线早日修复完工。
疲惫的胜利
早日修复？谈何容易。
    事故地点距离母公司远，油田所在地区经济条件差，各种设备和材料采购困难。由于国内还没有专业的海管维修队伍，所有抢修人员都是临时从各单位调集过来的，新人多、经验少、磨合难、联络协调困难。没有设备，没有专业人员，甚至连扛沙袋的劳务工都找不到，只能让抢修项目组组长带领技术人员一起上去扛沙子。
    海油工程公司抢修项目组的行政经理虞汝平讲述了这样一个故事：“有一天，项目施工急需16×16的两套螺栓，如果该材料不能及时到位，其他相关工作也无法进行，将严重影响项目施工进度。当时我心急如焚，立刻与东方市几家大型的五金店联系采办这种型号的螺栓，得到的信息是无法按时提供该型号材料，要买还是到内陆。最后，我们联系到了东方市的一个加工厂，紧急加工此类型号螺栓，加工完一部分螺栓就赶紧送往项目现场，同时再加工另一部分螺栓，这样才使得施工没有中断。”
最难的是附近没有一艘可以动员的浮吊船。而如果从天津基地动员船舶过来，则需要等待很多天，最后只能把陆地用的汽车吊开到工程船上进行吊装作业……
    最终，抢修人员克服各种困难，在各方的共同努力下，受损的东方1－1海底管线终于完成修复。
2007年12月30日晚11时许，中海化学海油建滔60万吨甲醇装置开车成功并产出合格甲醇，而该公司旗下的80万吨尿素装置也于12月29日上午顺利产出大颗粒尿素。至此，因东方1－1气田输气管线被第三方挖裂而被迫停产的中海石油化学两套大型化工装置复产。
    除上述两套大型化工装置外，中国海油天然气及发电公司旗下的洋浦电厂和儋州、澄迈、海口等用气单位也全面恢复生产和投入正常运营。福耀玻璃厂一位锅炉工高兴地说：“我们终于可以放松一下了！”
“每次抢修我们都成功了，可每次我们都很狼狈。”一条小小的海管让这些海油工程技术精英们身心疲惫。
■思考一
国内海底管道检测维修现状堪忧
 “东方1－1管线并不是第一条受损的海底管线。”虽然圆满完成了修复任务，可此次海管修复工作的项目经理、长期从事海底管线修复工作的海油工程维修公司主任工程师潘东民依然忧心忡忡。
早在1995年6月，西江24－3油田的原油管道就因为海水腐蚀发生过泄漏，当时没有能力对海底管线进行修复，只好请国际上的专业维修公司。那次修复工作一共用了9天时间，花费资金290万美元。而这条管线刚修好没多久就于当年7月再次发生泄漏，再次花费200多万美元请外国公司进行修复。
    此后，几乎每年都会有海底管线因为腐蚀或者外力损坏等自然或者人为原因而损坏。而在1999年之前，所有的修复工作几乎都由外国海洋工程公司承担。每次修复所花费的费用则从几百万美元到几千万美元不等。
    1999年7月，锦州9－3油田注水管线损坏，海油工程首次承担修复工作，仅仅花费700多万元人民币、用了1个月的时间就完成修复。
    从1999年7月到2007年年底，海油工程先后完成9次海底管线的修复工作。海油工程在海底管线抢修上不断积累经验的同时，面对的却是中国海域的海底管线不容乐观的现状。
    自1985年在渤海埕北油田建成第一条海底输油管道以来，截止到2007年6月，中国海洋石油总公司已在不同海域建成47个油气田，各种规格管道近百条，总长在3700公里以上。而随着我国海洋石油事业的蓬勃发展，海底管道里程正以每年上百公里的速度增长。
    可现实是，中国海油海上油气田的部分海底管道使用时间已超过15年，个别已达22年。虽然海油工程成功完成了一系列管线的维修工作，但是目前对海底管道的检测、管理、维修力量还比较薄弱，处于起步阶段。
    “除少数油田对海管环境变化进行定期检查外，我们的大多数油气田基本不做其他检测与管理，海底管道的运行状况监控一直没有形成系统，海底管道出现损伤后的修复工作没有做到未雨绸缪，而是被动进行修复工作，这与海油总系统内没有一支海底管道检测、管理、维修专业队伍有很大关系。”潘东民告诉记者。
    海油工程公司总裁姜锡肇表示：“由于缺乏海底管道运行状况资料，造成海底管道在未知时间和未知管段出现未知类型损伤，而管道发生泄漏事故后再进行工程招标、方案设计、关键设备订购和设备人员动员等工作，修复工作往往不能及时开展，导致油气田长时间停产，给企业和国家带来巨大的经济损失。”
■思考二
组建专业维修队伍迫在眉睫
 2006年12月23日，中海石油（中国）有限公司湛江分公司涠洲油田两条输油管道突发性出现泄漏故障，油田生产被迫中断，日损失原油产量1500立方米。由于没有应急抢修队伍和管道内检测技术，造成海底管道维修进展滞后，102天时间才基本完成其中一条管道的临时修复工作。
    此次海底管道泄漏事故暴露出目前海底管道检测、管理、维修方面存在许多问题，而这些问题与在东方1－1海管抢修中遇到的尴尬又有很多的一致。
    涠洲油田海底管道运行期间没有定期检测，未能提前预测故障情况，造成海底管道突发泄漏事故。发生泄漏后没有应急抢修队伍，临时调配船舶资源和设备，动员周期长达15天。同时，公司没有形成备件库，国外订货周期长，影响修复进展。
    在涠洲油田海底管道修复工程中，由于没有管道内检测技术和设备，抢修队伍采取水下切割外管逐步排查法进行内管漏点查找，70天时间才完成其中一条管道的漏点查找，且对海底管道外管和保温结构造成不可逆转的破坏。破坏性漏点查找，严重影响修复后的管道运行。
    涠洲决战的硝烟还没有散去，曹妃甸油田2007年7月27日又传来急报：该油田D平台到单点的12寸输油管线发生泄漏！海油工程的维修队伍又马不停蹄地转战曹妃甸。他们边调研、边编写施工方案、边投入施工，鏖战了34天，终于让油田恢复了生产。
    东方1－1气田海底管线修复完成后，海油工程项目组技术人员奉虎庆幸地说：“幸亏这次受损管线水深才十来米，不然修复难度就更大了。”东方1－1海管水深很浅，而眼下深水海底管道在总公司管道系统中的比例逐年加大，目前水深超过100米的海底管道已占50%，可现在国内潜水作业等还不具备深水海底管道维修的能力。
    海底油气管道投资高、风险大，它对海上油气田的开发、生产与产品外输起着至关重要的作用。而海底管道的事故具有突发性和不确定性的特点。运行状态超出设计范围、船舶起抛锚作业、拖网捕鱼、冲刷以及操作不当、落物冲击、介质腐蚀等多种原因都会使海底管道受到损伤或发生泄漏。每次海底管线“遇难”，修复费用少则几百万美元，多则上千万美元，而因停产造成的损失更是惊人，给企业、国家带来了巨大的经济损失。
    “海底管道检测维修作业公司的成立已经迫在眉睫。海油工程有责任尽快成立海底管道检测维修作业公司，在海油乃至国内外展开专业化的应急服务。”海油工程公司总裁姜锡肇思考着一个战略举措。
专业的作业公司能够使船舶资源、管道维修设备、修复备件和专业技术人员长期处于备战状态，能够及时动员开展管道抢修工作。它可以集中掌握先进的检测技术和维修技术，能够应对各种海底管道故障，及时恢复油田生产。同时储备深水海底管道维修技术，为管道安全运行提供保障。
    “亡羊补牢，为时不晚。我们非常希望在中国海洋石油系统建立一支专业的海底管道检测维修队伍，集中先进的技术和设备、高素质的专业人员为中国海域甚至世界上各海域的海底管道提供检测和维修支持，快速应对海底管道的突发事故并提前介入检验检测，以防事故发生。”潘东民说出了抢修人员“压箱底”的话，“事故可以避免，即使难以避免，也希望我们不要再如此狼狈。”

背景资料：
国际海底管道管理模式和发展趋势
  　　 美国、加拿大等西方发达国家的众多石油公司虽然管道长度逐年增加，但泄漏事故率却呈逐年下降趋势。这主要得益于他们重视管道安全并采取各种措施加强安全管理。
    西方国家的大型石油公司加强安全管理的一个方面就是，他们大多都实施了完整性管理策略，使系统保持高度安全及低成本，及早发现故障点并及时修复，节约了大量维修费用。他们采用美国石油学会API1160《危险液体管道完整性管理系统》和美国机械工程师协会ASMEB31.8S《天然气管道完整性管理系统》两项标准，以此提供改善管道安全的方法和手段，帮助经营者通过适当的预防性检测、评价，实施减轻风险的措施等来改善管道安全状况，达到减少事故的目的。
    国际上各大石油公司也相继成立了各自的管道管理机构，专门负责油气管道的检测、管理和修复工作。他们一般都是先拟订工作计划、工作流程和工作程序文件，然后对管道进行风险分析，了解事故发生的可能性和将导致的后果，制定预防和应急措施，再定期进行管道完整性检测和评价，了解管道可能发生事故的原因和部位，最后采取修复或减轻失效威胁的措施。
此外，资料、数据的准确性及完整程度都会影响风险评价的结果，诸如风险定位、排序及对重大风险的辨识。“美国、西欧和加拿大等国家和地区的石油公司很重视油气管道事故统计分析，包括对事故统计、分类、原因分析、泄漏的影响、事故率及其变化趋势等。这些工作为量化风险评价提供了准确的基础数据。”海油工程维修公司工程师马洪新介绍说。
    在ASMEB31.8S的附录A中，针对输气管道的9种危害因素，分别列出了所需数据的种类。API1160也对所需数据种类及其来源作了详细说明。数据来源除了设计文件、材料及施工、验收与试压报告、运行和维修记录、事故报告等，还包括输油管道路由地区特别是HCA（HighConsequenceArea，即指管道泄漏可能产生重大有害影响的地区）地区的资料。