于銀海，張 捷，劉 朋，崔占明，夏長彬，楊 泳

海洋石油工程股份有限公司，天津 300461

海底管道是海上油氣田開發(fā)和建設(shè)的重要組成部分，它是油氣集輸和外輸最主要的方式[1]。海底管道損傷后，針對不同的損傷形式、管道結(jié)構(gòu)和所處海域位置，所采取的管道搶修方案也各不相同[2]。海底輸送油氣管道斷裂損傷后，通常采用更換管段的方式修復(fù)，修復(fù)后的管道一般能夠達(dá)到與原管道同樣的運營壽命。但位于復(fù)雜海況和特殊地質(zhì)條件下的海底管道，損傷后如單純地更換一段與原管道相同的管段，可能達(dá)不到永久修復(fù)的目的，在管道后期運營過程中存在著再次損傷的風(fēng)險。為了確保修復(fù)后的管道運營安全，除對管道修復(fù)位置的海床做特殊處理外，改變原管道路由，避開海床地質(zhì)條件差的區(qū)域，往往是一個更好的選擇。但如此一來，除了需要向海事部門重新申請海底管道路由海域使用權(quán)，還要進(jìn)行路由選擇設(shè)計、管道鋪設(shè)挖溝等，很大程度上會增加管道修復(fù)成本并延長整個修復(fù)周期，在國際油價低迷的情況下，多數(shù)管道業(yè)主會尋求更好的解決方案。本文以東海某油氣田直徑10 in（1 in=25.4 mm） 登陸輸油管道修復(fù)為例，介紹位于地質(zhì)沉陷區(qū)域的海底管道斷裂后的永久修復(fù)。

1 工程概述

2012年8月，在臺風(fēng)“海葵”影響下，東海某油氣田D 10 in輸油登陸管道在舟山群島附近的一處管段發(fā)生斷裂，管道斷裂位置距平臺位置約250 km，水深約25.5 m。通過在水下安裝三節(jié)與原管道壁厚、材質(zhì)、強度等級相同的管段并以法蘭連接的方式完成了損壞管道的修復(fù)，更換管道總長101 m。2014年10月臺風(fēng)經(jīng)過舟山海域時，該管道在相同位置再次發(fā)生斷裂，其斷裂位置示意見圖1。以上兩次管道斷裂時，斷裂管道所處區(qū)域海床均發(fā)生了沉陷，管道從埋深1.5 m 下沉到埋深約3.5 m。

原損傷管道為單層配重管，其基本參數(shù)見表1。由于原管道壁厚較薄，強度等級較低，如繼續(xù)使用與原海底管道相同的管道在原路由替換損壞管段，在后續(xù)管道運營中仍存在再次損傷的風(fēng)險。

圖1 管道再次斷裂位置示意

表1 原管道基本參數(shù)

2 方案設(shè)計

根據(jù)斷裂管道屬性和所在海域水深及管道埋深等情況，通常采取將損壞管道起吊出水面，在管端焊接法蘭或在損壞管道兩側(cè)管端水下安裝機械連接器法蘭，然后制作兩端帶法蘭的直管道短節(jié)，與兩側(cè)損壞管道連接的修復(fù)方法[3]。正常情況下，采用以上方法修復(fù)后的管道壽命能夠滿足運營周期的要求，但位于特殊地質(zhì)區(qū)域的斷裂管道采用此種修復(fù)方式，在后期運營過程中往往會出現(xiàn)再次損傷，正如本文所描述的D 10 in輸油管道，在首次完成修復(fù)后不久又出現(xiàn)了再次損傷。海底管道修復(fù)施工相比陸地管道難度大、成本高，因此在修復(fù)方案設(shè)計階段，應(yīng)充分考慮各種因素的影響，并進(jìn)行必要的分析，以實現(xiàn)管道的永久修復(fù)[4]。

管道修復(fù)方案如圖2所示。針對損傷管道所處的特殊地質(zhì)環(huán)境，以圖1中法蘭1處作為新更換管道的一個端點，在法蘭4向近岸端方向約15 m處選擇新的管道切割點，安裝機械連接器作為新更換管道的另一端點（法蘭5），中間更換管道采用立體膨脹彎的形式，略偏離原管道路由一定的距離，利用管道的伸縮膨脹消除地質(zhì)沉降對管道安全的影響；同時提高更換膨脹彎管道壁厚和強度等級，最大程度地提高管道承受應(yīng)力的能力，進(jìn)行管道的永久修復(fù)。

新更換膨脹彎管道基本參數(shù)見表2。

3 沉降分析

3.1 計算基礎(chǔ)

3.1.1 海水溫度

施工區(qū)域海水最高溫度為30.8℃，最低溫度為 3.5℃。

圖2 管道修復(fù)方案/m

表2 膨脹彎管道基本參數(shù)

3.1.2 地震設(shè)計參數(shù)

最大水平地震加速度見表3，最終采用了200年一遇的地震加速度作為設(shè)計參數(shù)。

表3 水平地震加速度

3.1.3 土壤數(shù)據(jù) （見表4）

表4 土壤數(shù)據(jù)

3.2 分析模型

利用AUTOPIPE有限元分析軟件，建立整個膨脹彎及延伸段海底管道模型。分析膨脹彎各點應(yīng)力，校核膨脹彎是否滿足設(shè)計規(guī)范要求。根據(jù)膨脹彎幾何形狀，從兩端部法蘭向外延伸各50 m模擬老海底管道。

管土相互作用模擬[5]：由土壤的彈塑性模型進(jìn)行模擬，圖3為土壤約束力與土壤位移間的關(guān)系。管土約束彈簧的模擬內(nèi)置于AUTOPIPE軟件中，其依據(jù)原理為 ASCE 2001，Guideline for the design of buried steelpipe。

圖3 土壤約束力與土壤位移間的關(guān)系

按保守考慮，在該模型兩側(cè)加上海底管道膨脹位移；考慮到該段膨脹彎距離平臺約250 km，管內(nèi)介質(zhì)到達(dá)修復(fù)點后的溫度等同于環(huán)境溫度，管材工作溫差按極端環(huán)境溫差考慮。

3.3 設(shè)計工況組合

作用于修復(fù)段管道的荷載可以分為以下幾類：

（1）功能荷載：管道自重、壓力和溫度，上覆土壓力。

（2）環(huán)境荷載：波浪和流。由于原海底管道在泥面以下，修復(fù)段安裝時采用挖溝保護(hù)，所以不考慮波流荷載。

（3）偶然荷載：地震荷載。

修復(fù)段的結(jié)構(gòu)完整性通過一系列關(guān)鍵的荷載工況組合來驗證。本次不同工況組合的強度分析見表5。

表5 不同工況組合的強度分析

3.4 結(jié)果分析

沉陷區(qū)為不均勻沉陷，中心附近最大沉陷為2 m，兩側(cè)逐漸減少，沉陷形狀如圖4所示。計算分析時在膨脹彎兩端加上膨脹位移，并考慮膨脹彎在運營時壓力及溫度，按照設(shè)計工況分析計算模型，根據(jù)計算結(jié)果校核膨脹彎應(yīng)力。

圖4 沉陷區(qū)不均勻沉降

原海底管道的設(shè)計采用DNV 1981規(guī)范[6]，本次膨脹彎的校核仍遵循原設(shè)計規(guī)范。膨脹彎應(yīng)力校核結(jié)果如表6所示。

表6 膨脹彎最大UC值

經(jīng)校核，修復(fù)后的膨脹彎隨地質(zhì)沉陷2 m的情況下，三種工況下的管道最大UC值均小于1，故膨脹彎結(jié)構(gòu)強度滿足DNV1981規(guī)范要求。

4 項目實施

2015年3月，該海底管道修復(fù)項目按照設(shè)計方案安裝了4節(jié)膨脹彎管道：與兩側(cè)原管道連接的膨脹彎為高差達(dá)2.5 m的立體膨脹彎，其余兩節(jié)采用普通形式膨脹彎，每節(jié)膨脹彎之間采用法蘭連接。所有膨脹彎安裝前，在設(shè)計路由上先使用挖溝機吹出約0.5 m深管溝，以便管道安裝后處于管溝內(nèi)，降低海流對管道正常運營的影響。

修復(fù)完成后的管道經(jīng)歷多次臺風(fēng)考驗，至今未發(fā)現(xiàn)任何異常，每年管道業(yè)主對修復(fù)后的管道進(jìn)行多次調(diào)查，管道均處于正常狀態(tài)。

5 結(jié)束語

海底管道維修和改線在國內(nèi)已經(jīng)具有成熟的技術(shù)體系，但對處于特殊地質(zhì)條件下的管道修復(fù)和改線，需要考慮各種影響因素可能造成修復(fù)后管道的再次損傷。通過本次管道修復(fù)項目方案設(shè)計和實踐，可以得出如下結(jié)論：

（1）立體膨脹彎用于海底管道原損壞平管段的維修，利用彎管的可伸縮性，消除了地質(zhì)沉降對管道的影響。

（2）采用高等級材質(zhì)的管道，并適度增加管道壁厚，有效地增強了修復(fù)后的海底管道抵抗外部應(yīng)力的能力。

（3）在強有力的計算軟件支持下進(jìn)行管道隨地質(zhì)下沉的定量應(yīng)力分析，能夠確保管道在設(shè)計沉陷范圍內(nèi)的運營安全。

本項目的成功實施，可為以后類似管道修復(fù)項目提供有益的借鑒，進(jìn)一步提升了特殊地質(zhì)條件下海底管道維修的整體水平。

[1]陳晨，陳社鵬，谷風(fēng)濤.海底管道修復(fù)技術(shù)及我國的發(fā)展?fàn)顩r[J].化工裝備技術(shù)，2015，36（5）：59-63.

[2]江錦，馬洪新，秦立成.幾種典型海底管道修復(fù)技術(shù)[C]//第十五屆中國海洋（岸）工程學(xué)術(shù)討論會論文集，北京：海洋出版社，2011：405-410.

[3]候濤，安國亭.海底管道損傷的原因分析及維修[J].中國海洋平臺，2002，17（4）：37-39.

[4]陳晨，陳社鵬，谷風(fēng)濤.海底管道修復(fù)技術(shù)及我國的發(fā)展?fàn)顩r[J].化工裝備技術(shù)，2015，36（5）：59-63.

[5]郭喜亮，張日向，姜萌.埋設(shè)管線管土相互作用的有限元分析[J].中國水運，2011，11（12）：224-226.

[6]DNV1981，Rules for Submarine Pipeline Systems[S].