海上服役鋼管的載荷條件及性能要求分析

杜 偉，王海濤，郭 琛，李鶴林

（1.中國石油集團石油管工程技術研究院，西安710077；2.中國石油集團石油管工程重點實驗室，西安710077）

海上服役鋼管的載荷條件及性能要求分析

杜 偉1,2，王海濤1,2，郭 琛1，李鶴林1,2

（1.中國石油集團石油管工程技術研究院，西安710077；2.中國石油集團石油管工程重點實驗室，西安710077）

介紹了國內外海底管道的發展概況，分析了海上服役鋼管的載荷條件，并通過比對陸地管分析了海上服役鋼管的特殊性能要求。分析結果表明：海上服役鋼管載荷條件復雜多變，在化學成分、力學性能和幾何尺寸等方面具有更高要求，化學成分中S和P等有害元素含量及碳當量更低；力學性能方面，增加了時效前后的縱向拉伸及CTOD試驗要求，屈服強度、屈強比及硬度指標要求更高；幾何尺寸方面，標準對直徑、橢圓度和壁厚偏差等的要求更為嚴格。

海上服役鋼管；載荷條件；性能要求；DNV-OS-F101

1954年，Brown&Root公司在美國墨西哥灣鋪設了世界上第一條海底管道[1]。半個多世紀里，世界各國鋪設的海底管道總長度已達十幾萬千米，水深不斷增加，輸送壓力不斷提高，正在不斷創造新紀錄：①在鋪設水深方面，印度與阿曼建設一條跨越阿拉伯海的深海天然氣管道，創造了3 500 m水深紀錄；②在管道長度方面，將俄羅斯的巨型天然氣田與歐洲天然氣管網連接的北溪管道項目，沿波羅的海平行鋪設兩條管道，每條管道海底部分的總長度約1 200 km，為世界最長的海底管道；③在鋼管壁厚方面，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1219mm，最大壁厚達到41.0 mm，是目前海底管道工程中應用的最大壁厚鋼管[2]。目前，國外海底管道工程中非酸性環境下應用的最高鋼級為X70，酸性環境下應用的最高鋼級為X65；鋼管壁厚最大為41.0 mm，徑厚比最小為15.8[3-4]。

我國從1985年建成第一條海底輸油管道開始，2013年完工的南海荔灣輸氣管道工程項目，開創了我國1 500 m作業水深的管道工程紀錄。在管道長度方面，從海南島近海某氣田至香港的一條直徑711 mm的海底輸氣管道長達800 km，是我國目前最長的一條海底管道。在鋼管壁厚方面，南海荔灣輸氣管道工程項目中的X70鋼管的最大壁厚為31.8 mm。中國從20世紀80年代僅能鋪設海上平臺之間的短距離、小直徑、低壓海底管道，至20世紀90年代即發展到可以鋪設長距離、大直徑、高壓的油氣輸送干線，取得了長足的發展。

表1給出了國內外標志性海底管道工程技術指標對比。荔灣項目代表了我國海底管道工程的最高水平，其與國外管道還有一點差距。荔灣最大水深為1 500 m，而我國油氣資源豐富的南海油氣區最大水深達3 000 m，因此，急需開發具備更高性能的深海管道用管線鋼及鋼管。

表1 國內外海底管道標志性工程技術指標對比

1 海上服役鋼管的載荷條件

海底管道所處環境條件苛酷多變，受力復雜。海底管道所承受的載荷主要分為功能載荷、環境載荷和偶然載荷。功能載荷是指在不考慮環境載荷作用時各種不同工況下系統存在、使用和處理所需要的載荷，包括安裝期間的鋪設載荷和運行期間的工作載荷等。環境載荷是指由于風、海浪、海流、冰和地震等環境現象所產生的作用于管道系統上的載荷。偶然載荷一般指海底管道安裝、服役過程中的第三方載荷，包括人類活動形成的偶然載荷，如船只碰撞、拖網和落物沖擊等。

1.1 鋪設載荷

海底管道鋪設技術歷來受到重視，國內外學者提出了多種理論和方法，促進了海底管道建設的發展。目前，海底管道的鋪設方法主要有拖管法、S形鋪管法、J形鋪管法和卷管式鋪管法等[5-6]。

鋪設載荷是指管道在鋪設時施加的外力，鋪設時的載荷主要包括鋼管自身的重力、靜水壓力和安裝作用力。重力項要把管段的浮力包括在內，還要追加由于海水壓力而產生的軸向作用力。鋪設作用力包括作用在管段上的由安裝作業及其過程中產生的全部作用力，如鋪管船施加的張力、管道鋪設后進行挖溝時挖溝機產生的作用力、管體與周圍土體間的摩擦力、登陸段管道的拖拉力以及管道連接時產生的作用力等。

1.2 工作載荷

工作載荷是指海底管道不受環境載荷作用時在位狀態的載荷，主要包括管道自身重力和服役期間運行壓力。

海底管道的工作載荷可由下列因素產生：①質量，包括管道涂層、加重層和全部管件在內的管子質量，以及內部介質質量和處于水中時所受的浮力；②壓力，包括管子內部流體壓力、外部靜水壓力、埋管時的土壤壓力以及有時設置壓塊維持管道在位穩定性的壓塊質量等，還可包括防腐系統的犧牲陽極塊質量、海床的反作用力（土壤內摩擦力等）、管道停輸與減輸時管道內壓力波動等；③管內介質溫度與周圍溫度變化引起的膨脹力或收縮力；④在安裝狀態因永久變形而產生的預應力。

實驗儀器：箱式電阻爐(SX-12-10M，額定溫度為1 000 ℃，某電機集團公司實驗電爐廠)；電子分析天平(FA1004B，0.1 mg～100 g，某科學儀器有限公司)；磁力加熱攪拌器(CJ178-1，某自動化儀器廠)；干燥箱(101-2，可達到的最高溫度為300 ℃，3.6 kW，某儀器廠)；電動離心機(80-2，某教學儀器有限公司)；TU-1810紫外可見分光光度計(某通用儀器有限責任公司)；SHB-(Ⅱ)循環水式真空泵(某儀器有限公司)；NOVA 2200e全自動比表面積和孔徑分析儀。

1.3 環境載荷

由風、波浪、海流、冰和其他環境現象產生的載荷均為環境載荷。

風載荷：主要作用于海底管道系統的立管部分，風載荷分為靜風載荷和動風載荷兩類。

波浪載荷：波浪對管道系統的作用力主要有沖擊力、升力、慣性力和拖曳力。在海浪沖擊區內的水平管段將承受由海浪沖擊引起的力。

海流載荷：如果把海流粗略地視作海水成層地做有規則的均勻流動，這樣對海底管道產生的海流載荷只有拖曳力和升力，一般與波浪一起考慮，流速應為波浪引起的水質點速度和有效穩定流速之和。

冰載荷：在可能結冰或有流動冰和浮冰的海域內的管道，冰載荷可由管道系統內結冰造成，也可因浮冰或冰的流動所造成，或是因冰的擠壓等因素造成。對淺水區域的接岸段，還要考慮浮冰撞擊、磨損和堆積的影響。此外，管道暴露部分的面積或體積因冰的因素加大，從而增加了風載荷或波浪和海流載荷。

地震載荷：地震時埋地管道在地震力的作用下，由于隨地表面波動而引起管道軸向產生拉壓應力。地震除了直接通過土體約束作用在管道上，還將在短時間內使管道周圍流體產生劇烈的往復運動，通過流體間接對管道的運動產生影響[7]。

1.4 第三方載荷

第三方載荷主要指在異常和意外情況下施加于管道系統上的載荷，如：船舶撞擊、拖網漁具的撞擊以及墜落物的撞擊等。第三方載荷一般多用于設計或校核海底管道的防護結構。在第三方載荷作用下，海底管道系統防護措施的風險評估應遵循 DNV－RP－F107《管道保護的風險評估》[8]。

2 海上服役鋼管的性能要求

API SPEC 5L[9]（以下簡稱API標準）， 除規定了陸地管的技術要求外，附錄J也給出了海上服役的PSL2鋼管的附加要求，但并不包括預期用于盤繞或安裝期間單次總應變較高（＞0.5%）鋼管的特殊要求。

DNV－OS－F101[10]（以下簡稱 DNV 標準）是專門針對海底管道的技術標準，是國內外海底管道工程普遍采用的基礎標準，對海上服役鋼管性能有詳細的要求。下面即結合API和DNV標準，以X65和X70鋼級為例，分析海上服役鋼管（以下簡稱“海管”）的特殊性能要求。

2.1 化學成分

表2分別列出了API和DNV標準對X65和X70鋼管化學成分的要求。與普通陸地管相比，海管增加了對Nb、V、Ti、Al及N的成分規定；對有害元素P和S以及微量元素B的限制更加嚴格了，元素含量上限值減小。此外，海管的碳當量最大值下調，化學成分的加嚴要求有利于確保海上服役鋼管性能的穩定性。

對于海管，API與DNV標準的化學成分規定則完全相同。

表2 API 5L和DNV標準對X65和X70鋼管化學成分的規定

2.2 拉伸性能

表3列出了API和DNV標準對X65和X70鋼管拉伸性能的基本規定，二者對于海管的要求相同。與普通陸地管相比，海管屈服強度上限值降低，對于X65和X70鋼級，海管屈服強度上限均下調30 MPa。

表3 API 5L和DNV標準對X65和X70鋼管拉伸性能的規定

除以上基本規定外，DNV標準還提出了補充塑性變形要求，當管道任一方向總的名義應變超過1%或者累積名義塑性應變超過2%時，需進行應變時效（250℃，保溫1 h）前后的縱向拉伸試驗。試驗要求：時效前母材實測的屈服強度不超過規定最小屈服強度以上100 MPa，屈強比不大于0.90，伸長率最小為20%；時效后最小屈服強度和抗拉強度滿足表3中的相關要求，伸長率最小為15%。

可見，DNV標準充分考慮了海管鋪設或服役過程中可能承受的變形，當變形超出一定范圍時，應采用應變設計方法，這對于確保管道鋪設和服役中的安全可靠十分必要。

2.3 硬度

API標準針對普通陸地管硬度的規定：在任何方向上尺寸大于50 mm，單點壓痕的硬度值超過35 HRC、345 HV10或327 HBW應判為缺陷。

API標準對海管管體、焊縫和熱影響區硬度的規定：①X65，硬度≤270 HV10或≤25 HRC；②X70，硬度≤300 HV10或≤30 HRC。

DNV標準對鋼管管體、焊縫和熱影響區試樣硬度規定：①X65，管體和焊縫硬度≤270 HV10；②X70，管體和焊縫硬度≤300 HV10；③熱影響區硬度≤300 HV10。

2.4 止裂要求

按照API規定，輸氣用海上服役管道在滿足附錄J《海上服役PSL2鋼管》要求外，還須符合附錄G《抗延性斷裂擴展PSL2鋼管》的相關規定。附錄G給出的沖擊功確定指南適用于陸上埋地管線，對于海底管道，指南可能相對保守。DNV標準對海底管道的斷裂止裂有相應的附加要求，附加規定中給出的不同管道的沖擊韌性要求見表4。

表4 DNV標準止裂沖擊功要求（壁厚≤30 mm）

2.5 準靜態斷裂韌性

DNV標準規定，管體在最小設計溫度下的斷裂韌度（CTOD值）應不小于 0.20 mm，焊縫在最小設計溫度下的斷裂韌度（CTOD值）應不小于0.15 mm。

API標準對于普通陸地管無CTOD試驗要求；對于海管（若有協議），X52以上鋼級的CTOD試驗在制造工藝評定時進行，試驗結果供參考。

2.6 幾何尺寸

海上施工的高難度和高效率要求，使海管須具有更高的尺寸精度。因此API對海上服役鋼管的幾何尺寸提出了附加要求，附加要求見表5和表6，其規定與DNV中的一般幾何尺寸規定基本一致，主要對海管的直徑、橢圓度和壁厚進行了加嚴要求。幾何尺寸精度增加，可有效提高海上施工的效率，成本明顯降低。

除一般規定外，DNV還提出了附加的幾何尺寸規定，供設計者根據具體安裝施工條件進行選用，附加規定見表7。

表5 API 5L海上服役鋼管直徑和橢圓度偏差要求

表6 API 5L海上服役鋼管壁厚偏差

表7 DNV標準對海上服役鋼管的附加幾何尺寸要求

3 結 論

（1）海上服役鋼管載荷條件復雜，可能承受鋪設載荷、工作載荷、環境載荷（由風、浪、流、冰等引起的）以及船舶、拖網漁具和墜落物等的撞擊帶來的第三方載荷作用。

（2）相比陸地管，海上服役鋼管的性能要求更高。化學成分規定更嚴格，S和P等有害元素含量及碳當量更低。對于力學性能，增加了時效前后的縱向拉伸及CTOD試驗要求，同時，屈服強度、屈強比及硬度要求更高。幾何尺寸精度要求更為嚴苛，尤其對直徑、橢圓度和壁厚偏差的要求更為嚴格。

［1］金偉良，張恩勇，邵劍文，等.海底管道失效原因分析及其對策[J].科技通報， 2004， 20（6）： 529－533.

［2］王茜，趙建平.海底管道第三方破壞失效分析及對策[J].石油化工設備， 2007， 36（3）： 18－21.

［3］王金英，趙冬巖.渤海海底管道工程的現狀和問題[J].中國海上油氣工程， 1992， 4（1）： 1－6.

［4］王忠江，溫哲華，周建平，等.海底管道安全現狀評估方法及其工程應用[J].腐蝕與防護，2012，33（10）：903－907.

［5］黨學博，龔順風，金偉良，等.海底管道鋪設技術研究進展[J].中國海洋平臺， 2010， 25（5）：5－10.

［6］梁政.海洋管道“J”形鋪設研究[J].中國海上油氣（工程）， 1993， 5（2）： 22－28.

［7］劉海燕，尹群，李良碧.偶然性載荷作用下海底管道風險研究進展[J].中外船舶科技， 2007（4）：13－17.

［8］ DNV－RP－F107， Risk Assement of Pipeline Protection[S].

［9］ API APEC 5L， Specification for Line Pipe[S].

［10］ DNV－OS－F101， Submarine Pipeline System[S].

Load Condition and Performance Requirement Analysis of Submarine Linepipe

DU Wei1,2,WANG Haitao1,2,GUO Chen1,LI Helin1,2
（1.CNPC Tubular Goods Research Institute,Xi’an 710077,China;2.Key Lab of Oil Tubular Mechanical and Environmental Behavior of CNPC,Xi’an 710077,China）

The general development situation of domestic and foreign submarine pipeline was introduced;the load condition of submarine pipeline was analyzed.The special performance requirements of submarine linepipe were analyzed through comparison with land pipe.The results showed that the load condition of submarine linepipe is complex,and the requirements are higher in the aspects of chemical composition,mechanical properties and physical geometry.In chemical composition some harmful elements content and carbon equivalent are lower,such as S and P,etc.In terms of mechanical performance,increase the longitudinal tensile and CTOD test before and after aging requirements;the requirements for yield strength,yield ratio and hardness index are higher.In terms of geometry size,the requirements for diameter,ovality and wall thickness deviation are more stringent.

submarine linepipe;load condition;performance requirement;DNV-OS-F101

TG115.5

B

1001－3938（2015）12-0028-05

杜 偉（1982—），男，碩士研究生，工程師，主要從事石油管的工程應用與應用基礎研究。

2015－08－10

李紅麗