温度压力影响下在役海底管道强度分析

时间：2024-08-31

梁鹏，庞洪林，唐宁依，刘爱明，郝铭

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

海底管道是海上油气田开发的重要组成系统，依托已建海底管道进行油气水输送是油气田开发的重要方式。随着管道运行时间的增加，其面临的风险也越来越大，为了保证管道的安全运营，需对海管的各种极限状态进行强度校核[1-8]，如何最大限度地利用其剩余能力是目前存在的问题[9]。影响海底管道强度的主要因素有腐蚀缺陷、剩余寿命、设计温度和设计压力等[10]。使用精确的内检测技术可以很好地预判管道内部的腐蚀缺陷，对没有进行内检测的管道，应按照原设计的腐蚀裕量进行计算；对于依托海管剩余寿命小于新建油田设计寿命的情况[11]，需保证新油田接入后满足强度要求；对于超温或者超压运行的海管需重新进行强度校核以确保其可依托[12]。

近年来，国内外学者针对温度、压力等因素对海底管道的影响进行了系列研究。Taylor和Tran[13]对高温条件下海底管道的隆起屈曲进行了理论和实验研究，并对不同缺陷条件下的理论公式进行验证。Croll[14]采用简化模型研究了隆起热屈曲并给出了临界荷载的计算公式。国内刘润等[15]基于编制的软件分析了温差、地基土特性等对埋地管道变形的影响，并探讨了设置膨胀弯的必要性。陈鸿图[16]对埋地热油管道热应力计算及防护技术进行了研究。赵旭[17]针对深海双层输油管道分别在正常、含内管泄漏及地震作用情况进行热-结构耦合分析研究，对比分析了不同泄露口、温度、压力因素对海底管道的影响。现有研究多基于理论分析、数值模拟与实验研究，笔者针对具体工程实际中的在役海底管道开展研究，以渤海油田2条双层保温输油钢管为算例，对比分析温度与压力2个因素对海管强度的影响，探讨处于临界状态下海管的可依托方法，为今后渤海油田海底管道依托提供方向和技术支持。

1 在役海底管道强度校核准则

DNV-OS-F101[18]对海底管道强度校核做出了规定：如果管道还在其原始设计寿命内，且没有发生使用用途、维修等方面的本质改变的情况，可将原建造时使用的规范应用于事故处理、小修或运行时设计参数超标的情况等。DNV规范中海底管道强度设计方法为分项安全系数法，基本原理是在考虑的任何破坏模式中系数化的设计荷载不应超过系数化的设计抗力，即设计荷载效应Ld不超过设计抗力Rd时满足安全水平。其中系数化的设计荷载是通过荷载效应系数乘以特征效应系数获得；系数化的设计抗力是通过特征抗力除以抗力系数获得。Unity Check值(简称UC值)为Ld与Rd的比值，即当UC=Ld/Rd<1时满足强度安全要求。海底管道所受荷载包括功能荷载、环境荷载、建造荷载和偶然荷载，其中功能荷载需要考虑管道系统中介质温度、环境温度、内外压力等所引起的荷载。在海管运行阶段，环境荷载、建造荷载等不会发生变化，但是输送介质的温度、压力受油田实际生产情况影响而发生变化，因此温度和压力对在役海底管道的强度起决定性作用。本文中的计算基于其他荷载不变的条件，分析温度、压力对在役海管强度的影响，因此可将UC值简化为温度和压力2个因素控制的函数，即：

UC=f(温度，压力)

(1)

以渤海地区2条双层保温输油钢管为算例，2条管道工艺参数与结构参数如表1所示，现阶段校核压力均超过原设计压力。该管道新建时设计主规范为DNV-OS-F101(2005)，使用该规范进行在役强度校核。2条管道的输送介质流体类别均为“B”，在定位分区2区操作期的安全等级为“高”，在定位分区1区操作期的安全等级为“一般”。海管输量、温度与压力耦合使用工艺软件PIPEFLO计算得出，海管结构强度计算使用工程软件DPIPE和DNV软件，计算时未考虑输送介质密度改变对海管强度的影响。

表1 管道参数

管道1现运行阶段的温度、压力均与设计阶段不同，校核阶段最大UC值和设计阶段的数值如表2所示，UC值随温度、压力变化的散点图分别如图1、图2所示。

表2 管道1设计参数与校核参数对比表

从图1中可以看出，在温度最低为67 ℃时，UC值最小，为0.780；在温度最高为85 ℃时，UC值最大，为0.978。UC值与温度呈正相关分布。从图2中可以看出，在压力最小为7.1 MPa时UC值最大；在压力最大为10.9 MPa时UC值最小；压力在8.2～9.9 MPa之间时，UC值分布不规律。UC值与压力无明显相关关系。由此提出假设：海底管道强度对温度变化更为敏感，下面分别对温度和压力因素的影响进行分析验证。

2 海底管道强度影响分析

2.1 单一因素的影响

管道输送压力与输送温度是水力热力计算的关键参数。在管道结构参数、环境参数、输送介质性质等恒定的情况下，管道的输送压力受管道输量、输送温度的影响较大。本节探讨压力、温度两因素单一变化对海底管道强度的影响，即在现有输送工况下，输量对海管的临界强度的影响。通过调整海管输量，计算一定输送温度下的压力变化以及一定输送压力下的温度变化，进而对比压力和温度对管道强度的影响程度。

管道1是1条已运行7年的输油管道，在当前输量的工况下已处于稳定工作状态。以油田最新数据为基础，保持75 ℃输送温度不变，通过调整输量(输量倍数从1增至1.5)使压力由9.8 MPa增至19.1 MPa，将UC值随压力变化情况绘成曲线，如图3(a)所示。由图3(a)可以看出，UC值随输量倍率的增加呈线性增长趋势。

从图3(a)可以得出，在1.2倍输量下接近该海管强度临界值，为了研究海管强度临界状态前后的影响规律，取1.2倍输量下的设计压力不变，通过反算得出不同输量下的设计温度，进而校核出每个温度/压力组合下海管的UC值。当输量超过1.3倍倍率时，设计温度超过130 ℃，该工况与实际不符，因此进行了强度计算。将温度变化时海管UC值的变化绘制成曲线，如图3(b)所示。由图3(b)中可以看出，UC值随温度变化较大，且上升速率逐渐增大。

为对比温度、压力2个因素的影响，将图3中2条曲线进行拟合，结果如图4所示。

从图4中可以看出，压力变化时与UC值曲线拟合度最高的为线性曲线，拟合公式为y1=0.782x+0.071，相关指数R2=0.987；温度变化时的拟合度最高的为二次函数曲线，拟合公式为y2=15.086x2-30.418x+15.823，相关指数R2=0.992。在1.2倍输量下两曲线的斜率(UC值的增长速率)k2=5.788，k1=0.782，因此单因素变化时，温度对海管强度的影响更敏感。

为验证这一结论，对管道2进行相关计算。该管道已正常运行8年，在当前输量的工况下已处于稳定工作状态，以该管道运行阶段数据为基础，其中设计温度为65 ℃、压力为8.96 MPa。保持设计温度不变，通过改变输量(输量倍数从1增至1.5)改变压力，绘制UC值随设计压力的变化曲线；取1.3倍输量下的设计压力不变，改变温度，绘制UC值随设计温度的变化曲线，如图5所示，两曲线均为线性变化，拟合公式如图5所示，两曲线相关系数均为0.999。

从图5中可以看出，温度变化曲线的斜率大于压力变化曲线。与图4不同，2条曲线均为线性变化，究其原因是由于此管道输量较小且温度较低，UC值未到达临界值，这也验证了对于非临界状态的海管，温度的变化对海管强度的影响更敏感。

2.2 两因素的影响

通过探讨温度、压力同时变化时UC值的变化规律，从而判断温度、压力在高温/高压输送环境下的控制因素。管道2在现运行阶段尚未达到临界状态，选择该管道进行分析对后期运行阶段更具参考价值。控制输量不变，改变温度以得到对应的压力。结合该管道运行数据，温度变化范围在45～70 ℃之间，以此为参考计算得到该范围内不同温度和压力的组合，对应的压力变化范围在20.29～7.49 MPa之间。不同组合工况下海管强度UC值如表3所示。从表3中得出，最大值0.664为7.49 MPa@70 ℃的组合，最小值0.547为13.06 MPa@55 ℃的组合。UC值随温度、压力的变化曲线如图6所示。从图6中可以看出，2条曲线均呈先减小后增大的变化趋势。

表3 不同温度、压力下UC值对比表

由图6(a)中可以看出，当温度为55 ℃时，UC值最低；对于曲线图中55 ℃工况左右两区域，左侧区域压力较高，右侧区域温度较高，且左侧区域的斜率高于右侧区域，由此得出温度越高，UC值增长的越快。

对比图6(a)中曲线两端点，在45 ℃工况时温度最小、压力最大，在70 ℃工况时温度最大、压力最小。目前在役海底管道的输送压力最大为20 MPa左右，因此45 ℃工况时的压力值已接近极限值。对于稠油管道输送温度往往会超过90 ℃，从该曲线的趋势可以看出，当输送温度继续升高，UC值的增长速度越来越大。因此对于高温/高压条件下的海底管道，温度对强度的影响更敏感。对强度处于临界状态的海底管道可以通过适当降温升压的方法保证其可依托性，从而实现油田开发的降本提质增效。