深水油氣田中的集束管道

王 猛，孫國民

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

深水油氣田中的集束管道

王 猛，孫國民

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

對深水油氣田開發中使用的兩種集束管系統(集束海底管道和集束立管)進行了研究。對兩種集束管系統的總體組成、結構形式、各組件功能、設計要求、預制方法、海上安裝等進行了詳細的闡述；對兩種系統的相似性和差異性進行了論述。依據集束管系統的應用案例，可為我國的油氣田開發提供參考。

深水； 集束管； 海底管道； 立管

0 引 言

集束管系統[1]是將兩根以上的管道/電纜匯集在一起，在陸地上進行管道預制、整體海上安裝的一種管道形式。集束管系統按其應用分類，可分為集束海底管道和集束立管。

自20世紀80年代首次在北海 Murchison油田中安裝成功集束管道后，該技術已經發展了30多年。集束管系統具有很多優點：油氣集輸、信號集控；陸地預制，不受海上環境影響，焊接、無損檢測施工條件可控，施工質量較高；一次安裝，對施工設備要求低，費用低廉。

本文對集束海底管道和集束立管這兩種集束管系統在油氣田開發中的應用進行了系統研究。對集束管系統的結構形式、各組件功能、設計要求、管道預制、海上安裝等進行了詳細的闡述，并討論了兩種系統的相似性和差異性，希望為我國的油氣田開發提供參考。

1 集束管結構形式

集束管的結構形式分為封閉式和開放式。封閉式結構(見圖1)將多根管道、臍帶纜或電纜組裝在運送管內,各根管道通過間隔器相對固定。海底管道基本都采用這種結構形式。開放式結構(見圖2)將管道、臍帶纜或電纜組裝在中心管周圍，各管道、臍帶纜或電纜通過導向框架相對固定，浮塊通過綁帶或螺栓固定，包裹所有管束或僅包裹中心管。混合式立管塔[2-4]系統中常采用這種形式。

集束海底管道外層是不包括浮力塊的，只在安裝時臨時設置浮力塊，以提供浮力；集束立管的浮力塊是管束的一部分。

集束管系統一般包括以下部件：

· 主結構管，作為承載內部管道、臍帶纜匯集的容器結構，并承受結構外部荷載。

· 生產管，布置在承載管內部或中心管周圍，用于輸送流體。

圖1 封閉式結構Fig.1 Closed structure

圖2 開放式結構Fig.2 Open structure

· 控制系統，將臍帶纜或電纜布置在外套管內，作為控制系統的傳輸通道。

· 浮力塊，在管束系統的安裝(集束海底管道)或在位時(集束立管)提供浮力。

· 固定裝置，用于將各條管道/電纜以相對的位置固定。集束海底管道和集束立管的固定裝置形式不同。

· 保溫層，為內部管是雙層管的集束系統提供隔熱保溫。

· 管束終端，在安裝過程中，可能在端部連接清管發射/接收器、拖拉頭等結構物。

1.1 主結構管

集束海底管道的主結構管也稱為運送管，是一根直徑較大的管道。其主要功能包括：作為內部管道/電纜的容器結構；承受壽命期內的軸向、彎距和疲勞荷載,提供管束系統所需浮力；為內部管道和電纜提供保護，如防止總體屈曲，防落物和漁船拖錨保護，屏蔽海水腐蝕等。

運送管直徑應根據內部集成的流體管、臍帶纜的數量和尺寸來確定。此外，運送管還需要提供足夠的浮力以支撐內部各種管線和輸送介質的最大重量。典型的運送管直徑范圍為24～60英寸(1英寸=2.54 cm)，鋼材等級為API PSL2 X52，壁厚為20 mm。

由于管徑太大，管束系統需要解決兩個問題：靜水壓潰和坐底穩性。安裝時運送管內充0.8～5 MPa壓力的氮氣，以避免壓潰。安裝就位后將氮氣放空并充水，緩蝕塊劑溶解后，能降低運送管的受腐蝕速率。

集束立管的主結構管也稱為中心管。中心管在安裝和運行期都是中空的。在設計時需要考慮承受水壓試驗內壓、靜水壓潰以及安裝和運行期的環境荷載。典型的中心管直徑為24英寸，鋼材等級為API PSL2 X65，壁厚小于30 mm。

主結構管沒有專門的設計標準可以應用，目前工程界主要依據管道和結構的相關設計規范對其進行設計。如可使用美國石油協會API RP 2A[5]中結構鋼管[6]相關設計要求進行設計。設計的荷載應考慮水壓試驗、安裝期拖拉、在位期間的軸力和彎矩等荷載。

1.2 生產管

流體管作為流體輸送管道，依據海底管道或立管標準進行設計。

集束海底管道的流體管直徑范圍為2～32英寸，類型最多的為8～12英寸的單層外輸管或雙層生產管。

集束立管的流體管直徑范圍為2～16英寸，管道類型一般為生產管或氣舉管。

流體管的材料可為碳鋼管、抗腐蝕合金(CRA)管[7]、機械復合管、冶金復合管或塑料內襯管等多種類型。

1.3 控制系統

將臍帶纜、電纜等控制系統集成在集束管內，可減少單獨鋪設、挖溝和回填的費用。

臍帶纜/電纜和其外層保護的套管放置在外套管內。控制模塊布置在集束管的端部。可在陸地上進行系統測試。

1.4 浮力塊

集束海底管道在安裝時需要浮塊來提供額外的浮力。管束重量設計與安裝過程相關，浮力塊的布置要能保證管道在安裝期較好的浮態；浮力塊解脫后，管束重量在操作期還要有良好的坐底穩性。為了在海上拖拉時較好地控制管道狀態，在管道上要增加壓載鏈。壓載鏈可以使集束管處于離底漂浮狀態。安裝期間，管道水下重量一般控制為6～8 kg/m。

集束立管的浮塊由復合泡沫制成,形式如圖3所示。浮力塊是管束的一部分，立管提供張力，因此浮力塊的設計壽命需要滿足管道運行壽命的要求。目前的浮力塊可以達到在1 300 m水深時25年的設計壽命。

圖3 集束立管的浮力塊Fig.3 Buoyancy foam modules for riser bundle

1.5 固定裝置

集束海底管道的固定裝置也稱作間隔器(見圖4)，用鋼材制成多孔件。集束管組裝時卡住內部的一根管道，其底部有兩個滾輪，坐底在運送管內壁上滑動，內部其他各條管道、臍帶纜或電纜、被卡住管道、運送管間是非約束的，不限制管道的軸向膨脹。

圖4 間隔器Fig.4 Spacer

集束立管的固定裝置也稱作導向框架，形式如圖5所示。導向框件同樣為多孔結構，中孔使用橡膠材料[如聚氨酯(PU)]卡住中心管，在軸向也可以允許其他管道自由伸縮。

圖5 PU導向框架Fig.5 PU guiding frame

1.6 熱保溫

集束海底管道采用封閉式結構，提供了使用干式保溫雙層管的可行性。這樣就降低了采用濕式保溫所需的較高費用，也能滿足管道熱絕緣性能的要求。

集束立管一般采用濕式保溫材料。常用的保溫材料有多層聚丙烯或PU。

1.7 管束終端

集束海底管道的終端根據項目需要，可以連接拖拉頭、清管球發射/接收裝置或管匯(見圖6)。

圖6 集束海底管道端部管匯Fig.6 Manifold at pipeline bundle end

集束立管的端部需要根據立管塔的結構形式確定，一般需要連接立管塔浮力筒、柔性跨接管(見圖7)。

圖7 集束立管底部塔形結構Fig.7 Tower structure of riser bundle bottom

2 陸地預制

與海上管道對接相比，陸地預制的優點是非常明顯的：不在海上進行管道對接，降低船舶施工工期，項目投資大幅降低；焊接、無損檢測不受海上環境影響，施工質量更有保證；可在安裝前完成預調試。

預制場地一般靠近海邊，可以平行于海岸布置，也可垂直于海岸布置。世界上最大的集束管預制場地是垂直于海岸布置的，可預制管道長度達7.8 km。根據預制場地規模，一般設置多條預制軌道線，可同時預制流體管和主結構管。

集束海底管道的預制步驟如下：

(1) 單層流體管可進行連續預制；雙層管需要分別對內外管進行連續預制，填充保溫層。

(2) 將各根管道、臍帶纜穿過間隔器，進行組裝。

(3) 分段預制運送管，將集成的內部管線拖進運送管，各分段運送管間進行焊接連接。

(4) 在運送管上安裝浮力塊等輔助設備。

(5) 在管束端部連接結構物和壓載鏈。

(6) 系統試壓后拖拉下水。

集束立管預制的主要步驟如下：

(1) 立管長度受預制場地限制，需要逐段預制，并進行試壓。端部結構物在第一段立管完成后進行連接。

(2) 將各根立管組裝。組裝時，導向框架先在一根中心管上以一定間距固定，然后將其他各條管道固定在導向框架的各個位置處。浮力塊通過綁帶或螺栓固定。

(3) 在按第2步施工的同時，立管管段間要進行焊接連接。

(4) 按以上步驟完成預定長度的集束立管和附屬件組裝后，在尾部連接其他結構物。

(5) 將集束立管拖拉到預制場地的淺水池中，進行整體試壓，試壓完成后準備出海。

集束立管的組裝形式如圖8所示。

圖8 集束立管組裝Fig.8 Riser bundle assembly

3 海上安裝

集束管使用拖拉法進行海上安裝。具體的拖拉控制措施與水深、環境條件相關。

集束海底管道安裝分為三個階段：

(1) 管束通過纜索連接于首拖船和尾拖船，拖拉下海。

(2) 將集束管拖至海上的安裝地點。

(3) 定位和最終解脫就位。

在第1階段和第3階段，管道位置控制在距離海床約5 m位置處，此時為離底拖法。壓載鏈(如圖9所示)與海床接觸的部分產生摩擦力，保證管道的側向穩定性。在第2階段，管道處于中段水深區域，此時采用控制水深拖拉法(CDTM)。起始拖拉速度一般控制在0.25 m/s；離底拖時速度控制在0.5 m/s；控制水深拖時速度為2.2～3.2 m/s[8]。

圖9 壓載鏈Fig.9 Ballast chain

集束立管安裝分為三個階段：前兩個階段與集束海底管道類似，但拖拉方法不同；最后一個階段，立管需要進行直立扶正，然后解脫就位。

在拖拉起始階段，水深較淺，使用浮拖法。進入較深水區域，使用水下拖拉法。在直立扶正過程中，立管底部通過拖拉塔結構連接到海床基礎設施。

4 集束管技術的交叉拓展

4.1 集束海底管道

集束海底管道的應用限制因素是水深。當水深過大時，外水壓顯著增加，運送管需要更厚的壁厚，制造困難。同時內部充氮壓力也需要增大，需要的氮氣量大大提高。

壓潰設計以挪威船級社DNV OS-F101[9]為準則：

(1)

(2)

式中：pe為靜水外壓；pc為臨界壓潰壓力；pel為彈性壓潰壓力；pp為塑性壓潰壓力；fo為管道橢圓度；D/t為管道徑厚比；γm為材料系數；γsc為安全等級系數。

此處忽略材料系數和安全等級系數，不影響分析的結論。對于屈服強度359 MPa和448 MPa的鋼管，不同徑厚比D/t對應的壓潰水深如圖10所示。從分析結果可知，當徑厚比D/tgt;45時，運送管可應用的最大水深約為500 m；當D/tgt;35時，兩條曲線基本重合，即屈服強度的提高并不能較大程度地提高壓潰水深。這也是運送管應用受水深限制的主要原因。

封閉式結構與大管徑限制了集束海底管道的應用范圍。借鑒開放式結構的特點，可以考慮將部分生產管布置在運送管內，從而降低管道徑厚比，擴展管道的應用水深。但需要注意的是，采用部分開放式結構，需要在各根管道的固定方式和端部結構物連接形式上進行改進，以適應集束海底管道的安裝要求。

圖10 壓潰水深與徑厚比的關系Fig.10 Relation between water depth and the ratio of diameter to thickness of the bundle

4.2 集束立管

目前工程中的集束立管多采用開放式結構，中心管是中空的。結合集束海底管道運送管的功能，當中心管尺寸可以容納一定數量的生產管或氣舉管時，考慮將生產立管和氣舉立管布置在中心管內，將有效縮小管束的尺寸，保溫層和浮力塊的重量也可以降低。

5 結 語

集束海底管道和集束立管的結構形式、預制和安裝等方法和技術有一定的相似性，也存在一定差異。通過技術交叉應用，可以擴展集束海底管道和集束立管的應用范圍。

采用封閉式結構的集束海底管道應用水深極限為500 m。通過提高鋼材屈服強度等級，并不能有效提高管束的應用水深，這是由其封閉式結構與大管徑特點決定的。

借鑒開放式結構的特點，可以考慮將生產管布置在中心管內，從而大幅降低管徑，提高集束海底管道的應用水深。借鑒集束海底管道運送管的功能，將部分生產管或氣舉管布置在中心管內，可有效降低管束的尺寸，保溫層和浮力塊的重量也可以降低。

集束海底管道中使用雙層管技術可有效提高熱保溫性能。這項技術也可應用在集束立管中。

結合我國油氣田開發特點，集束管可以在以下領域有應用前景：

(1) 一次拖拉鋪設，對拖拉船的要求較低，降低工程投資。在安哥拉的Greater Plutonio混合式立管塔(HRT)立管工程中，安裝費用只占總投資的15%[10]。可考慮將集束管應用在邊際油田開發中。

(2) 在較深水油田開發中，集束管提供了良好的干式保溫性能，有望解決原油高凝、結蠟的問題。

(3) 集束管可以減少管道路由占用區域，有利于減少要使用的海域面積、減少管道跨越的可能性。

(4) 目前我國南海已勘探的資源約在1 500 m水深，而Greater Plutonio HRT項目[10]中，集束立管安裝水深為1 310 m。目前我國已具有浮式生產儲油船(FPSO)技術，結合集束立管技術，可作為南海深水油氣田開發的一種可行方案。

[1] 宋儒鑫，王金英.海洋集束管道-油田內部輸送的一種精明解決方案[J].中國造船,2003(z1): 105.

[2] 康莊，賈魯生，孫麗萍,等.塔式集束立管安裝方案研究[J].中國海洋平臺,2011,26(2): 13.

[3] Djia F,Zimmermann C,De la Cruz D,et al.Design of the Greater Plutonio hybrid riser tower[C].OMAE,2009: 79015.

[4] Sworm A.Hybrid riser tower from an operator’s perspective[C].OTC,2005: 17397.

[5] American Petroleum Institute.API RP 2A.Recommended practice for planning,designing and constructing fixed offshore platforms[S].2000.

[6] International Organization for Standardization.BS EN ISO 19902.Petroleum and natural gas industries: fixed steel offshore structures[S].2007.

[7] Jones R,Pepe N,Barritte G.High strength carbon steel and cra lined pipe for reel-lay installation[C].OTC,2013: 24053.

[8] Seguin B,Goodlad M.A fresh look at pipeline and riser bundles: combined experience and practice[C].OTC,2014: 25089.

[9] Det Norske Veritas.DNV-OS-F101.Submarine pipeline systems[S].2005.

[10] De la Cruz D,Zimmermann C,Neveux P,et al.The Greater Plutonio riser tower[C].OTC,2009: 19929.

BundledPipesinDeepWaterFieldDevelopment

WANG Meng， SUN Guo-min

(OffshoreOilEngineeringCo.,Ltd.,Tianjin300451,China)

We present the study on two type bundle systems currently applied in deep water field development: pipeline bundles and riser bundles.General description of structure type,components function,design requirements,and fabrication and installation methods are discussed.A review of the similarities and differences between the two systems is presented.These practical examples of bundle systems can provide reference for the deep water field development in China.

deep water; bundled pipe; offshore pipeline; riser

TE973.92

A

2095-7297(2014)03-0218-05

2014-08-28

王猛(1980—)，男，碩士，工程師，主要從事海洋石油和天然氣管道設計與研究。