王海濤，池 強(qiáng)，李鶴林，杜 偉，黃呈帥，張繼明

（中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，西安710077）

0 前 言

陸上油氣田已逐步進(jìn)入開采的中后期，勘探開發(fā)難度增大，成本升高，而全球海洋油氣資源潛力巨大，勘探前景良好。海洋油氣資源主要分布在大陸架，約占全球海洋油氣資源的60%；而大陸坡的深水、超深水域的油氣資源潛力也很可觀，約占30%。大陸架淺水區(qū)域的油氣資源勘探開發(fā)起步較早，目前需要將儲量開采延伸至海上深水區(qū)，對海底油氣管道的需求量增大，但面臨著向深海發(fā)展的技術(shù)難題。

海底管道處于浪、流、蝕等惡劣環(huán)境下，特別在深海海域，對材料提出了更高的要求。同時，海底管道的服役期一般都超過20年，設(shè)計要求免維護(hù)或者少維護(hù)，必須以高性能的材料作為保障。近年來，我國材料技術(shù)雖然已取得長足進(jìn)步，但與國際先進(jìn)水平和我國發(fā)展需求相比，在海底管道方面仍然存在諸多方面的不足。本研究闡述了我國海底管道油氣輸送系統(tǒng)中的材料現(xiàn)狀、存在問題和發(fā)展趨勢。

1 國內(nèi)外海底油氣管道的發(fā)展現(xiàn)狀

海底油氣管道是海洋油氣田內(nèi)部設(shè)施連接和開采油氣資源外輸?shù)闹匾绞剑涫疽鈭D見圖1。1954年，Brown&Root公司在美國墨西哥灣鋪設(shè)了世界上第一條海底管道。半個多世紀(jì)里，世界各國鋪設(shè)的海底管道總長度已達(dá)十幾萬千米，水深不斷增加，輸送壓力不斷提高，正在不斷創(chuàng)造新紀(jì)錄：①鋪設(shè)水深。計劃2014年完工的從阿爾及利亞延伸至撒丁島的地中海水下Galsi管道將創(chuàng)造2 824 m的新水深紀(jì)錄；②管道長度。2004—2007年，在挪威和英國之間鋪設(shè)的Langeled天然氣管道的長度達(dá)到1 173 km，成為世界上最長的海底管道；③鋼管壁厚。俄羅斯和歐洲之間穿越波羅的海的輸氣管道（nord stream project），使用了X70鋼管，管徑1 219 mm，最大壁厚達(dá)到41.0 mm，是目前海底管道工程中應(yīng)用的最大壁厚鋼管。

圖1 海底管道示意圖

目前，國外海底管道工程中非酸性環(huán)境下應(yīng)用的最高鋼級為X70，酸性環(huán)境下應(yīng)用的管材最高鋼級為X65；鋼管壁厚最大為41.0 mm，D/t最小為15.8[1,2]。

我國從1985年建成第一條海底輸油管道開始，2012年完工的南?！鬄齿敋夤艿拦こ添?xiàng)目，開創(chuàng)了我國1 500 m作業(yè)水深的管道工程紀(jì)錄。在管道長度方面，從海南島近海某氣田至香港的一條直徑為711 mm的海底輸氣管道長達(dá)800 km，是我國目前最長的一條海底管道。在鋼管壁厚方面，南?！鬄齿敋夤艿拦こ添?xiàng)目中的X70鋼管的最大壁厚為31.8 mm。

目前，我國海底管道建設(shè)中普遍應(yīng)用的是X65鋼管，X70鋼管的應(yīng)用較少。鋼管最大壁厚為31.8 mm，D/t最小為20.0。

國內(nèi)海底管道最高應(yīng)用水平的南?！鬄成钏?xiàng)目，與代表國外最高水平的阿曼—印度海底管線項(xiàng)目相比，主要的差距是鋼管壁厚和外徑比（即徑厚比，見表1）。大壁厚管線鋼板和小徑厚比鋼管的需求分別給鋼廠和鋼管制造企業(yè)的技術(shù)水平提出了挑戰(zhàn)。

表1 國內(nèi)外海底管道代表工程技術(shù)指標(biāo)對比

在技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)方面，國外相關(guān)機(jī)構(gòu)發(fā)布了海底管道設(shè)計、建造、運(yùn)營、維護(hù)和檢查標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范，主要代表有挪威船級社、美國國家標(biāo)準(zhǔn)學(xué)會、美國石油學(xué)會、美國機(jī)械工程師學(xué)會、英國氣體專業(yè)學(xué)會和英國近海作業(yè)者協(xié)會等。國外海底管道用材料規(guī)范的基礎(chǔ)標(biāo)準(zhǔn)有：①DNV Offshore Standard，DNV-OS-F101 Submarine Pipeline System （海底管道系統(tǒng)）2010；②API SPEC 5L，Specification for Line Pipe（管線鋼管規(guī)范）2012；③ISO 3183,Petroleum and Natural Gas Industries Steel Pipe for Pipeline Transportation Systems（石油天然氣工業(yè)—管道輸送系統(tǒng)用鋼管）。DNV-OSF101專門針對海底管道，API SPEC 5L和ISO 3183主要針對陸上管線鋼管，但對海底管道鋼管提出了附加要求。

2 海底油氣管道材料發(fā)展趨勢

2.1 載荷條件對材料的需求

2.1.1 深水?dāng)D毀

海底管道向深海發(fā)展，管道外壓的問題逐漸突出，鋼管發(fā)生擠毀后，管道在很小的載荷下就會發(fā)生屈曲擴(kuò)展。為了防止管道發(fā)生擠毀，深海管線需要應(yīng)用大D/t鋼管，這對鋼廠和管廠分別提出了技術(shù)挑戰(zhàn)[3]。

我國目前X70海底管線用鋼生產(chǎn)的最大厚度為31.8 mm，鋼廠尚不掌握更厚規(guī)格X70鋼板的生產(chǎn)技術(shù)。厚規(guī)格鋼板生產(chǎn)的主要難度是DWTT性能難以控制。研究發(fā)現(xiàn)：DWTT主要與材料組織中大角度晶界比例和奧氏體的細(xì)化程度有關(guān)，而厚鋼板壓縮比降低，組織細(xì)化困難，DWTT難以保證。我國鋼鐵企業(yè)的裝備水平世界領(lǐng)先，但控制和管理水平與國外相比依然存在差距，需要提高產(chǎn)品的性能穩(wěn)定性。

由于鋼管D/t小，制管時產(chǎn)生應(yīng)力大，需要制管廠提高成型機(jī)能力。同時，應(yīng)變增大，需要對制管過程中的應(yīng)變分布進(jìn)行合理控制，減少變形對鋼管韌性和塑性的影響。此外，鋼管殘余應(yīng)力增大，橢圓度難以控制，而鋼管的橢圓度和壁厚精度對其抗擠毀能力有著重要的影響。因此，制管企業(yè)應(yīng)進(jìn)行必要的設(shè)備升級，合理的工藝優(yōu)化，建設(shè)精細(xì)化的工藝控制平臺。

2.1.2 位移和變形

海底管道在鋪設(shè)過程中，尤其使用鋪管船鋪設(shè)時，將承受很大的壓縮、拉伸或者彎曲變形。此外，浪、流、平臺移動及地質(zhì)活動造成海底管道在服役過程中的位移。海底管道在施工鋪設(shè)和運(yùn)行階段的塑性變形問題，除了在設(shè)計階段要采用基于應(yīng)變的方法之外，還應(yīng)開發(fā)具有較大變形能力的抗大變形鋼管產(chǎn)品。

抗大變形管線鋼管能夠承受較大的變形，其性能指標(biāo)有一定的特殊性。通過大量的研究試驗(yàn)表明，除基本的強(qiáng)度衡量參數(shù)，如屈服強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度等之外，衡量其大變形的主要參數(shù)包括Round-house型應(yīng)力-應(yīng)變曲線、較高的形變強(qiáng)化指數(shù)（n）、較大的均勻塑性變形伸長率（UEL）和較低的屈強(qiáng)比[4-5]。

對于能承受較大的結(jié)構(gòu)變形和塑性變形的高應(yīng)變管線鋼， 在顯微組織上都有一些顯著特點(diǎn)。目前普遍的做法是采用雙相鋼的技術(shù)路線，保證管線鋼的強(qiáng)度和塑性的良好配合。采用雙相鋼的高應(yīng)變管線鋼，最早由日本NKK鋼鐵株式會社提出，并在NKK福山工廠成功試制X65鋼。目前，國外已公開的大應(yīng)變管線鋼有日本JFE鋼鐵株式會社（前NKK鋼鐵株式會社與川崎制鐵合并）開發(fā)的HIPER和新日本制鐵株式會社的TOUGHACE。歐洲鋼管公司也宣稱開發(fā)了X100級別的大變形管線鋼管，并用于North Central Corridor管線。

由于我國陸上油氣管道經(jīng)過的很多區(qū)域自然環(huán)境惡劣，這些地區(qū)鋪設(shè)的管道都需要基于應(yīng)變設(shè)計，抗大變形管線鋼管的需求前景廣闊。目前，我國在2011年中緬油氣管道工程項(xiàng)目中首次進(jìn)行了X70抗大變形管線鋼管的工業(yè)化試制。國內(nèi)生產(chǎn)的X70抗大變形鋼管產(chǎn)品性能穩(wěn)定，各項(xiàng)指標(biāo)滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。2012年，國產(chǎn)X80抗大變形管線鋼管也在中亞D線陸上管線中成功應(yīng)用。

2.1.3 疲勞損傷

海底管道在浪、流的沖刷作用下不可避免地形成懸跨段，當(dāng)水流在無支撐管跨段之上或之下流動時，會在管道周圍產(chǎn)生漩渦，當(dāng)漩渦離開管道時，就會產(chǎn)生震動，產(chǎn)生的渦致振動（VIV）會引發(fā)周期載荷使管道受損[6-8]。此外，海底管道在交變載荷（如海流載荷和波浪載荷）作用下的疲勞損傷是一個累積過程。

解決海底管道的疲勞損傷問題，既可以通過加裝VIV抑制裝置或者填埋懸跨段等工藝措施減少VIV對管道的損傷，也可以通過提高鋼管抗疲勞性能增長管道的疲勞壽命。工藝措施需要對管道運(yùn)行過程中的沿線地貌進(jìn)行定期勘察，及早發(fā)現(xiàn)不符合規(guī)定的管跨段，工藝實(shí)施過程中也需要在海底進(jìn)行作業(yè)，效率低，成本高[9-10]。

提高鋼管的抗疲勞性能，可以降低管道管理過程中對管跨段長度和支撐條件的要求，降低海底管道管理運(yùn)營成本。這就要求鋼管材質(zhì)純凈度高，夾雜物含量低，需要冶金水平的進(jìn)一步提升。

2.2 腐蝕環(huán)境對材料的需求

2.2.1 柔性管

柔性管是由多種不同材料的物質(zhì)組成的軟管，不同材料位于不同層，所起作用也各不相同。柔性管在中等水深到深水油氣開發(fā)中有廣闊的應(yīng)用前景，而且國際市場上的價格很高。耐高溫、高壓，抗深水外壓是各個廠家研發(fā)的重點(diǎn)。目前常見的柔性管能夠承受的設(shè)計溫度240℃，而國際上已開發(fā)出聚醚醚酮（PEEK）作為壓力護(hù)套層，可耐受240℃高溫。

由于柔性管能夠?qū)崿F(xiàn)較小的彎曲半徑和良好的抗疲勞性能，與普通鋼管相比具有媲美耐蝕合金純材的防腐性能，優(yōu)異的連接靈活性和動態(tài)疲勞性能，廣泛應(yīng)用于浮式結(jié)構(gòu)的立管系統(tǒng)、深水復(fù)合立管和跨接管中，其一般應(yīng)用見圖2。但是由于其較高的價格，限制了應(yīng)用范圍。

圖2 海洋柔性管應(yīng)用領(lǐng)域

邊際海洋油氣田一般儲量較少，或距離其他油氣田和海岸線較遠(yuǎn)，開發(fā)經(jīng)濟(jì)性較差，管道輸送的成本較高。采用常規(guī)鋼管鋪管船焊接量大，鋪設(shè)周期長，費(fèi)用高；而柔性管的鋪設(shè)采用一般的動力定位船即可，鋪設(shè)船只費(fèi)用相對較便宜。另外，因?yàn)槿嵝怨苁沁B續(xù)纏繞在絞盤上，整盤軟管長度可達(dá)幾千米，海上連接工作量很少，鋪設(shè)周期短。柔性管的應(yīng)用為海洋邊際油氣田開發(fā)提供了新思路，隨著海洋油氣資源開發(fā)的深入發(fā)展，必將成為海底管道一個重要的發(fā)展方向。

目前，海洋柔性管制備技術(shù)主要由世界上3大公司壟斷，Technip，Wellstream和NKT3大壟斷公司分別擁有75%，15%和10%的市場份額。國內(nèi)柔性管大部分需從國外廠家高價購買，訂貨周期長，服務(wù)響應(yīng)不理想，嚴(yán)重制約了我國海洋油氣開發(fā)進(jìn)程。

目前國產(chǎn)柔性管處在起步階段，已有企業(yè)嘗試將制造的海洋復(fù)合柔性管用作淺海輸氣和注水管線使用，但是產(chǎn)品的性能相比國外產(chǎn)品還有一定差距。用于壓力護(hù)套層的聚合物材料也僅能生產(chǎn)高密度聚乙烯，耐受溫度在60℃以下，耐受更高溫度的尼龍11/12，聚偏氟乙烯（PVDF）都需要進(jìn)口。

海洋復(fù)合柔性管的開發(fā)需要配套研制管材整體力學(xué)性能的試驗(yàn)裝置和測試技術(shù)—擠毀試驗(yàn)、拉彎試驗(yàn)和動態(tài)疲勞試驗(yàn)等，并建立海洋柔性管的檢測與評價體系。

2.2.2 雙金屬復(fù)合管

由于石油天然氣中含有大量H2S，CO2和Cl-等腐蝕介質(zhì)，尤其是海底油氣田內(nèi)部管道輸送的凈化前油氣介質(zhì)中的腐蝕成分含量高，有的甚至需要加熱輸送，內(nèi)腐蝕問題十分突出。然而，大量采用不銹鋼或耐蝕合金是一種很不經(jīng)濟(jì)的選擇。雙金屬復(fù)合管結(jié)構(gòu)是以耐腐蝕合金管（不銹鋼或耐蝕合金）作為內(nèi)襯層（壁厚0.5～3 mm）與腐蝕介質(zhì)接觸，以碳鋼或低合金鋼作為外面基管承受壓力，成本只有耐蝕合金純材的1/5～1/2[11]。

雙金屬復(fù)合管在含有CO2介質(zhì)情況下一般以316L奧氏體不銹鋼為內(nèi)襯層，在含有CO2+少量Cl-的介質(zhì)下可選用2205和2505等雙相不銹鋼，當(dāng)含有H2S+CO2+Cl-時，內(nèi)襯層應(yīng)選用028，G3，Inconel625和Inconel825等鎳基或鐵鎳基合金，以保證該管道的耐腐蝕性能，也可選擇鈦合金等具有優(yōu)異耐腐蝕性能的材料作為內(nèi)襯層。外層材料通常為API 5L X42，X50，X60，X70，ASTMA106GB和A335-P22等材料，從而來保證管道的強(qiáng)度。

日、美等國對有關(guān)雙金屬復(fù)合管用作石油天然氣輸送管道進(jìn)行過大量研究，美國石油協(xié)會已制訂出管線用復(fù)合鋼管的標(biāo)準(zhǔn)API 5LD《抗腐蝕合金復(fù)合鋼管或襯管規(guī)范》。雙金屬復(fù)合管在國外于1991年投入使用，用量逐年擴(kuò)大。雙金屬復(fù)合管在國內(nèi)海底管線上的應(yīng)用起步較晚，崖城13-4氣田項(xiàng)目是國內(nèi)雙金屬復(fù)合管第一次在海洋環(huán)境中使用。崖城項(xiàng)目復(fù)合管材質(zhì)為API 5LD X65+S316L雙金屬機(jī)械復(fù)合管。

雙金屬復(fù)合管按制造工藝可分機(jī)械復(fù)合管（mechanically bonded Bi-metal lined pipe）和冶金復(fù)合管（metallurgically Bi-metal clad pipe）兩類，主要以內(nèi)外層鋼管界面結(jié)合狀態(tài)劃分。機(jī)械結(jié)合的復(fù)合鋼管由于碳鋼基層和抗腐蝕合金覆層是一種機(jī)械結(jié)合狀態(tài)，這就使其應(yīng)用受到下列限制：①高溫下，將因碳鋼和抗腐蝕合金層間膨脹系數(shù)差異以及層間存在氣體而造成內(nèi)覆層失穩(wěn)、鼓泡；②內(nèi)襯抗腐蝕合金焊管處于焊接和冷加工狀態(tài)，從而降低了其抗腐蝕能力；③機(jī)械結(jié)合結(jié)構(gòu)使其不能進(jìn)行冷、熱加工制造彎管、三通等配件。而冶金結(jié)合復(fù)合鋼管可以克服上述機(jī)械復(fù)合鋼管存在的問題。

國外一般認(rèn)為冶金復(fù)合管性能優(yōu)于機(jī)械復(fù)合管，但也有人認(rèn)為可以通過管端堆焊等方法使機(jī)械復(fù)合管達(dá)到冶金復(fù)合管的性能，同時保持較低的成本。

3 結(jié) 語

未來5至10年的海洋油氣資源勘探開發(fā)中，對海底管道的建設(shè)需求會更加旺盛，材料產(chǎn)業(yè)發(fā)展前景十分廣闊，尤其是對新材料、新工藝的需求日益強(qiáng)烈。

在海底油氣管道主要用材—低碳微合金鋼管發(fā)展方面，抗大變形、高疲勞性能、大D/t比等海底管線鋼管是未來海底管道低碳微合金鋼管材料發(fā)展的主要方向。

在腐蝕環(huán)境用雙金屬復(fù)合管的研究方面，冶金復(fù)合管性能優(yōu)異，但是成本較高；機(jī)械復(fù)合管內(nèi)外層的結(jié)合較弱，但是可以通過管端堆焊等工藝加強(qiáng)內(nèi)外層結(jié)合，同時保持較低的成本。未來冶金復(fù)合管和機(jī)械復(fù)合管的優(yōu)選，需要根據(jù)兩種產(chǎn)品的研究發(fā)展情況確定。

在海底油氣管道非金屬材料發(fā)展方面，主要的發(fā)展方向是柔性管和非金屬復(fù)合管?？紤]到目前國際上最大的三個生產(chǎn)商壟斷了世界上柔性管絕大部分的市場份額，柔性管的生產(chǎn)具有大量的知識產(chǎn)權(quán)保護(hù)，應(yīng)提高柔性管的自主開發(fā)和制造能力，加強(qiáng)對柔性管設(shè)計、生產(chǎn)裝備的研究。

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