溫度壓力影響下在役海底管道強度分析

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的重要組成系統，依托已建海底管道進行油氣水輸送是油氣田開發的重要方式。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、設計溫度和設計壓力等[10]。使用精確的內檢測技術可以很好地預判管道內部的腐蝕缺陷，對沒有進行內檢測的管道，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[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，并探討了設置膨脹彎的必要性。陳鴻圖[16]對埋地熱油管道熱應力計算及防護技術進行了研究。趙旭[17]針對深海雙層輸油管道分別在正常、含內管泄漏及地震作用情況進行熱-結構耦合分析研究，對比分析了不同泄露口、溫度、壓力因素對海底管道的影響。現有研究多基于理論分析、數值模擬與實驗研究，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定：如果管道還在其原始設計壽命內，且沒有發生使用用途、維修等方面的本質改變的情況，可將原建造時使用的規范應用于事故處理、小修或運行時設計參數超標的情況等。DNV規范中海底管道強度設計方法為分項安全系數法，基本原理是在考慮的任何破壞模式中系數化的設計荷載不應超過系數化的設計抗力，即設計荷載效應Ld不超過設計抗力Rd時滿足安全水平。其中系數化的設計荷載是通過荷載效應系數乘以特征效應系數獲得；系數化的設計抗力是通過特征抗力除以抗力系數獲得。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中介質溫度、環境溫度、內外壓力等所引起的荷載。在海管運行階段，環境荷載、建造荷載等不會發生變化，但是輸送介質的溫度、壓力受油田實際生產情況影響而發生變化，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，即：

UC=f(溫度，壓力)

(1)

以渤海地區2條雙層保溫輸油鋼管為算例，2條管道工藝參數與結構參數如表1所示，現階段校核壓力均超過原設計壓力。該管道新建時設計主規范為DNV-OS-F101(2005)，使用該規范進行在役強度校核。2條管道的輸送介質流體類別均為“B”，在定位分區2區操作期的安全等級為“高”，在定位分區1區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，海管結構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密度改變對海管強度的影響。

表1 管道參數

管道1現運行階段的溫度、壓力均與設計階段不同，校核階段最大UC值和設計階段的數值如表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設計參數與校核參數對比表

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值最小；壓力在8.2～9.9 MPa之間時，UC值分布不規律。UC值與壓力無明顯相關關系。由此提出假設：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鍵參數。在管道結構參數、環境參數、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，即在現有輸送工況下，輸量對海管的臨界強度的影響。通過調整海管輸量，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定工作狀態。以油田最新數據為基礎，保持75 ℃輸送溫度不變，通過調整輸量(輸量倍數從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前后的影響規律，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，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，相關指數R2=0.987；溫度變化時的擬合度最高的為二次函數曲線，擬合公式為y2=15.086x2-30.418x+15.823，相關指數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定工作狀態，以該管道運行階段數據為基礎，其中設計溫度為65 ℃、壓力為8.96 MPa。保持設計溫度不變，通過改變輸量(輸量倍數從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，如圖5所示，兩曲線均為線性變化，擬合公式如圖5所示，兩曲線相關系數均為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值的變化規律，從而判斷溫度、壓力在高溫/高壓輸送環境下的控制因素。管道2在現運行階段尚未達到臨界狀態，選擇該管道進行分析對后期運行階段更具參考價值。控制輸量不變，改變溫度以得到對應的壓力。結合該管道運行數據，溫度變化范圍在45～70 ℃之間，以此為參考計算得到該范圍內不同溫度和壓力的組合，對應的壓力變化范圍在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 ℃工況左右兩區域，左側區域壓力較高，右側區域溫度較高，且左側區域的斜率高于右側區域，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，從而實現油田開發的降本提質增效。

3 結論

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，從而實現油田開發的降本提質增效。