裴國良 王林軍

摘 要：海底管道是海上油氣田開發(fā)的重要組成系統(tǒng)，依托已建海底管道進行油氣水輸送是油氣田開發(fā)的重要方式。隨著管道運行時間的增加，其面臨的風險也越來越大，為了保證管道的安全運營，需對海管的各種極限狀態(tài)進行強度校核，如何最大限度地利用其剩余能力是目前存在的問題。影響海底管道強度的主要因素有腐蝕缺陷、剩余壽命、設計溫度和設計壓力等。使用精確的內(nèi)檢測技術可以很好地預判管道內(nèi)部的腐蝕缺陷，對沒有進行內(nèi)檢測的管道，應按照原設計的腐蝕裕量進行計算;對于依托海管剩余壽命小于新建油田設計壽命的情況，需保證新油田接入后滿足強度要求;對于超溫或者超壓運行的海管需重新進行強度校核以確保其可依托。

關鍵詞：溫度壓力;在役海底管道;強度

引言

隨著海底管道在役年限的增長，管道的腐蝕現(xiàn)象日益嚴重，從而導致其壁厚減薄，剩余強度和最大安全承壓能力降低，管道失效的可能性不斷增大。為確保管道的安全生產(chǎn)作業(yè)，有必要根據(jù)管道的檢測數(shù)據(jù)，對管道進行剩余強度評估和安全性校核以指導管道的生產(chǎn)作業(yè)、維護維修乃至更換。

1海底管道結構特點

根據(jù)結構形式，海底管道通常分為單層管道，雙層管道和集束管道。單層保溫管最常用的工藝方法如下：噴丸處理后，用環(huán)氧粉末對管道的外表面進行噴砂處理，以進行外部防腐，然后用聚氨酷冷卻，再敷以混凝土配重。其制造成本以及安裝成本低，多用于渤海灣和海灘等40米水深以下的區(qū)域;大多數(shù)雙層保溫管都采用以下工藝技術：使用硬質聚氨酷泡沫對去除外表面銹蝕的內(nèi)管進行隔熱，并使用3層PE對管道外壁進行防腐處理。由于其高昂的建造成本，通常在深水或絕緣要求高的工程項目中使用;集束管的簇管工藝相對比較復雜，一般在岸上開闊的土地上建造后，借助浮動拖曳或控制深度拖航進行油氣資源的運輸，安裝方法也較為獨特，多在國外石油公司的深水油田中應用集束管道。單層管結構相對簡單，根據(jù)其承載的介質和涂層的類型分為單層配重管和單層保溫管。海底管道的雙層管的結構較為復雜，內(nèi)管是一種是絕熱的介質輸送管，其輸送由海床產(chǎn)生的油、氣和水，通常涂有防腐蝕涂層的外管多用作運輸管的保護外管，主要起到機械保護的作用。內(nèi)管和外管通過固定板（環(huán)）以分段連接，且內(nèi)部和外部管道之間的絕緣層多用聚氨酷泡沫和聚乙烯泡沫等材料填充。對于天然氣管道而言，通常不需要隔熱但要使用配重，因此多采用單層配重管。對于輸油管道或油氣集輸管道而言，通常需要進行資源的保溫和運輸，根據(jù)具體工程條件，可以使用單層保溫管或雙層保溫管。

2溫度壓力影響下在役海底管道強度分析

2.1單一因素的影響

管道輸送壓力與輸送溫度是水力熱力計算的關鍵參數(shù)。在管道結構參數(shù)、環(huán)境參數(shù)、輸送介質性質等恒定的情況下，管道的輸送壓力受管道輸量、輸送溫度的影響較大。本節(jié)探討壓力、溫度兩因素單一變化對海底管道強度的影響，即在現(xiàn)有輸送工況下，輸量對海管的臨界強度的影響。通過調(diào)整海管輸量，計算一定輸送溫度下的壓力變化以及一定輸送壓力下的溫度變化，進而對比壓力和溫度對管道強度的影響程度。管道1是1條已運行7年的輸油管道，在當前輸量的工況下已處于穩(wěn)定工作狀態(tài)。以油田最新數(shù)據(jù)為基礎，保持75℃輸送溫度不變，通過調(diào)整輸量（輸量倍數(shù)從1增至1.5）使壓力由9.8MPa增至19.1MPa，將UC值隨壓力變化情況繪成曲線，UC值隨輸量倍率的增加呈線性增長趨勢。在1.2倍輸量下接近該海管強度臨界值，為了研究海管強度臨界狀態(tài)前后的影響規(guī)律，取1.2倍輸量下的設計壓力不變，通過反算得出不同輸量下的設計溫度，進而校核出每個溫度/壓力組合下海管的UC值。當輸量超過1.3倍倍率時，設計溫度超過130℃，該工況與實際不符，因此進行了強度計算。將溫度變化時海管UC值的變化繪制成曲線，UC值隨溫度變化較大，且上升速率逐漸增大。為對比溫度、壓力2個因素的影響，壓力變化時與UC值曲線擬合度最高的為線性曲線，擬合公式為y1=0.782x+0.071，相關指數(shù)R2=0.987;溫度變化時的擬合度最高的為二次函數(shù)曲線，擬合公式為y2=15.086x2-30.418x+15.823，相關指數(shù)R2=0.992。在1.2倍輸量下兩曲線的斜率（UC值的增長速率）k2=5.788，k1=0.782，因此單因素變化時，溫度對海管強度的影響更敏感。為驗證這一結論，對管道2進行相關計算。該管道已正常運行8年，在當前輸量的工況下已處于穩(wěn)定工作狀態(tài)，以該管道運行階段數(shù)據(jù)為基礎，其中設計溫度為65℃、壓力為8.96MPa。保持設計溫度不變，通過改變輸量（輸量倍數(shù)從1增至1.5）改變壓力，繪制UC值隨設計壓力的變化曲線;取1.3倍輸量下的設計壓力不變，改變溫度，繪制UC值隨設計溫度的變化曲線，兩曲線相關系數(shù)均為0.999。溫度變化曲線的斜率大于壓力變化曲線，究其原因是由于此管道輸量較小且溫度較低，UC值未到達臨界值，這也驗證了對于非臨界狀態(tài)的海管，溫度的變化對海管強度的影響更敏感。

2.2兩因素的影響

通過探討溫度、壓力同時變化時UC值的變化規(guī)律，從而判斷溫度、壓力在高溫/高壓輸送環(huán)境下的控制因素。管道2在現(xiàn)運行階段尚未達到臨界狀態(tài)，選擇該管道進行分析對后期運行階段更具參考價值?？刂戚斄坎蛔儯淖儨囟纫缘玫綄膲毫?。結合該管道運行數(shù)據(jù)，溫度變化范圍在45～70℃之間，以此為參考計算得到該范圍內(nèi)不同溫度和壓力的組合，對應的壓力變化范圍在20.29～7.49MPa之間。不同組合工況下海管強度UC值如表3所示。從表3中得出，最大值0.664為7.49MPa@70℃的組合，最小值0.547為13.06MPa@55℃的組合，2條曲線均呈先減小后增大的變化趨勢。當溫度為55℃時，UC值最低;對于曲線圖中55℃工況左右兩區(qū)域，左側區(qū)域壓力較高，右側區(qū)域溫度較高，且左側區(qū)域的斜率高于右側區(qū)域，由此得出溫度越高，UC值增長的越快。在45℃工況時溫度最小、壓力最大，在70℃工況時溫度最大、壓力最小。目前在役海底管道的輸送壓力最大為20MPa左右，因此45℃工況時的壓力值已接近極限值。對于稠油管道輸送溫度往往會超過90℃，從該曲線的趨勢可以看出，當輸送溫度繼續(xù)升高，UC值的增長速度越來越大。因此對于高溫/高壓條件下的海底管道，溫度對強度的影響更敏感。對強度處于臨界狀態(tài)的海底管道可以通過適當降溫升壓的方法保證其可依托性，從而實現(xiàn)油田開發(fā)的降本提質增效。

結語

在單因素改變的情況下，溫度對海管強度的影響更敏感，尤其是對于處于臨界狀態(tài)的高溫輸送管道，UC值隨溫度升高而急劇增長。在溫度、壓力同時改變的情況下，存在某溫度、壓力組合工況下UC值最小，此溫度/壓力組合點前后兩區(qū)域UC值均依次增大，且溫度升高時增長速率較快。對于高溫/高壓輸送管道，溫度因素是影響管道強度的主要控制因素，因此對于處于臨界狀態(tài)的海底管道可以通過適當降溫升壓的方法保證其可依托性，從而實現(xiàn)油田開發(fā)的降本提質增效。

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（1，新奧舟山天然氣管道公司? 浙江 舟山? 316000 ;2，浙江石油化工有限公司? ?浙江 舟山? ?316000）