梁 鵬，龐洪林，唐寧依，劉愛明，郝 銘

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

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[1-8]，如何最大限度地利用其剩余能力是目前存在的問題[9]。影響海底管道強度的主要因素有腐蝕缺陷、剩余壽命、設(shè)計溫度和設(shè)計壓力等[10]。使用精確的內(nèi)檢測技術(shù)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(yīng)按照原設(shè)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(shè)計壽命的情況[11]，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[12]。

近年來，國內(nèi)外學者針對溫度、壓力等因素對海底管道的影響進行了系列研究。Taylor和Tran[13]對高溫條件下海底管道的隆起屈曲進行了理論和實驗研究，并對不同缺陷條件下的理論公式進行驗證。Croll[14]采用簡化模型研究了隆起熱屈曲并給出了臨界荷載的計算公式。國內(nèi)劉潤等[15]基于編制的軟件分析了溫差、地基土特性等對埋地管道變形的影響，并探討了設(shè)置膨脹彎的必要性。陳鴻圖[16]對埋地熱油管道熱應(yīng)力計算及防護技術(shù)進行了研究。趙旭[17]針對深海雙層輸油管道分別在正常、含內(nèi)管泄漏及地震作用情況進行熱-結(jié)構(gòu)耦合分析研究，對比分析了不同泄露口、溫度、壓力因素對海底管道的影響?，F(xiàn)有研究多基于理論分析、數(shù)值模擬與實驗研究，筆者針對具體工程實際中的在役海底管道開展研究，以渤海油田2條雙層保溫輸油鋼管為算例，對比分析溫度與壓力2個因素對海管強度的影響，探討處于臨界狀態(tài)下海管的可依托方法，為今后渤海油田海底管道依托提供方向和技術(shù)支持。

1 在役海底管道強度校核準則

DNV-OS-F101[18]對海底管道強度校核做出了規(guī)定：如果管道還在其原始設(shè)計壽命內(nèi)，且沒有發(fā)生使用用途、維修等方面的本質(zhì)改變的情況，可將原建造時使用的規(guī)范應(yīng)用于事故處理、小修或運行時設(shè)計參數(shù)超標的情況等。DNV規(guī)范中海底管道強度設(shè)計方法為分項安全系數(shù)法，基本原理是在考慮的任何破壞模式中系數(shù)化的設(shè)計荷載不應(yīng)超過系數(shù)化的設(shè)計抗力，即設(shè)計荷載效應(yīng)Ld不超過設(shè)計抗力Rd時滿足安全水平。其中系數(shù)化的設(shè)計荷載是通過荷載效應(yīng)系數(shù)乘以特征效應(yīng)系數(shù)獲得；系數(shù)化的設(shè)計抗力是通過特征抗力除以抗力系數(shù)獲得。Unity Check值(簡稱UC值)為Ld與Rd的比值，即當UC=Ld/Rd<1時滿足強度安全要求。海底管道所受荷載包括功能荷載、環(huán)境荷載、建造荷載和偶然荷載，其中功能荷載需要考慮管道系統(tǒng)中介質(zhì)溫度、環(huán)境溫度、內(nèi)外壓力等所引起的荷載。在海管運行階段，環(huán)境荷載、建造荷載等不會發(fā)生變化，但是輸送介質(zhì)的溫度、壓力受油田實際生產(chǎn)情況影響而發(fā)生變化，因此溫度和壓力對在役海底管道的強度起決定性作用。本文中的計算基于其他荷載不變的條件，分析溫度、壓力對在役海管強度的影響，因此可將UC值簡化為溫度和壓力2個因素控制的函數(shù)，即：

UC=f(溫度，壓力)

(1)

以渤海地區(qū)2條雙層保溫輸油鋼管為算例，2條管道工藝參數(shù)與結(jié)構(gòu)參數(shù)如表1所示，現(xiàn)階段校核壓力均超過原設(shè)計壓力。該管道新建時設(shè)計主規(guī)范為DNV-OS-F101(2005)，使用該規(guī)范進行在役強度校核。2條管道的輸送介質(zhì)流體類別均為“B”，在定位分區(qū)2區(qū)操作期的安全等級為“高”，在定位分區(qū)1區(qū)操作期的安全等級為“一般”。海管輸量、溫度與壓力耦合使用工藝軟件PIPEFLO計算得出，海管結(jié)構(gòu)強度計算使用工程軟件DPIPE和DNV軟件，計算時未考慮輸送介質(zhì)密度改變對海管強度的影響。

表1 管道參數(shù)

管道1現(xiàn)運行階段的溫度、壓力均與設(shè)計階段不同，校核階段最大UC值和設(shè)計階段的數(shù)值如表2所示，UC值隨溫度、壓力變化的散點圖分別如圖1、圖2所示。

表2 管道1設(shè)計參數(shù)與校核參數(shù)對比表

從圖1中可以看出，在溫度最低為67 ℃時，UC值最小，為0.780；在溫度最高為85 ℃時，UC值最大，為0.978。UC值與溫度呈正相關(guān)分布。從圖2中可以看出，在壓力最小為7.1 MPa時UC值最大；在壓力最大為10.9 MPa時UC值最??；壓力在8.2～9.9 MPa之間時，UC值分布不規(guī)律。UC值與壓力無明顯相關(guān)關(guān)系。由此提出假設(shè)：海底管道強度對溫度變化更為敏感，下面分別對溫度和壓力因素的影響進行分析驗證。

2 海底管道強度影響分析

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(guān)鍵參數(shù)。在管道結(jié)構(gòu)參數(shù)、環(huán)境參數(shù)、輸送介質(zhì)性質(zhì)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(chǔ)，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9.8 MPa增至19.1 MPa，將UC值隨壓力變化情況繪成曲線，如圖3(a)所示。由圖3(a)可以看出，UC值隨輸量倍率的增加呈線性增長趨勢。

從圖3(a)可以得出，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(shè)計壓力不變，通過反算得出不同輸量下的設(shè)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(shè)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，如圖3(b)所示。由圖3(b)中可以看出，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，將圖3中2條曲線進行擬合，結(jié)果如圖4所示。

從圖4中可以看出，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(guān)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(guān)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(jié)論，對管道2進行相關(guān)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(chǔ)，其中設(shè)計溫度為65 ℃、壓力為8.96 MPa。保持設(shè)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(shè)計壓力的變化曲線；取1.3倍輸量下的設(shè)計壓力不變，改變溫度，繪制UC值隨設(shè)計溫度的變化曲線，如圖5所示，兩曲線均為線性變化，擬合公式如圖5所示，兩曲線相關(guān)系數(shù)均為0.999。

從圖5中可以看出，溫度變化曲線的斜率大于壓力變化曲線。與圖4不同，2條曲線均為線性變化，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?，改變溫度以得到對應(yīng)的壓力。結(jié)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(yīng)的壓力變化范圍在20.29～7.49 MPa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7.49 MPa@70 ℃的組合，最小值0.547為13.06 MPa@55 ℃的組合。UC值隨溫度、壓力的變化曲線如圖6所示。從圖6中可以看出，2條曲線均呈先減小后增大的變化趨勢。

表3 不同溫度、壓力下UC值對比表

由圖6(a)中可以看出，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(cè)區(qū)域壓力較高，右側(cè)區(qū)域溫度較高，且左側(cè)區(qū)域的斜率高于右側(cè)區(qū)域，由此得出溫度越高，UC值增長的越快。

對比圖6(a)中曲線兩端點，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20 MPa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(zhì)增效。

3 結(jié)論

通過對比分析溫度和壓力2個因素對渤海油田2條在役雙層保溫海管強度的影響，得出以下結(jié)論：

(1)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。

(2)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。

(3)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(zhì)增效。