海底管道损伤评估及修复设计.pdf

-169-第11期海底管道损伤评估及修复设计刘极莉倪自强孙祥杰于洪旭李旭张东卫（海洋石油工程股份有限公司，天津3 0 0 45 1）摘要】随着海洋渔业及物流航运的迅速发展，海底油气管道被外力破坏的事件时有发生，严重影响到海上油气的生产运营和海洋环境安全。以南海某油田海底管道项目为例，介绍了海底管道受损伤后的评估过程和评估方法，包括损伤海底管道调查数据、评估接受标准、结构模型的建立、分析过程和评估结论，以及最终的修复设计，为类似受损伤的海底管道评估及工程修复提供参考。【关键词】海底管道；损伤评估；修复设计引言随着海洋渔业及海上物流通航的迅速发展，海底油气管道被船舶抛锚、拖网或其他外力破坏的事件时有发生，造成海底管道涂层破损、路由偏移、管壁凹陷甚至弯折断裂等等，严重影响到海上油气的生产运营和海洋环境的安全。尤其是在我国南海油气田，大多数在役海底管道是不挖沟埋设的状态，近年来被第三方破坏的风险更是逐渐增加。对于破损较严重，如发生弯折、断裂等，已明确不能继续使用的海管段需要尽快进行修复，以降低油田停产的损失；对于较小的损伤，如划痕、局部凹陷、路由小范围偏移等，在没有出现管道泄漏、运行温度压力下降的情况下，一般需要评估受损管段的剩余强度，以确定是否需要立即停产修复或延后择机修复，以及修复的范围。以近期南海某油田一条真实的受损伤海底管道为例，介绍海底管道受损伤后的结构评估过程、评估方法及修复设计。1海底管道损伤概况受损海底管道为一条新建12/18 寸双层保温混输钢制海管，长度约2 4公里。系统水压试验完成后，三次基线检测通球，均发现测径板变形。经现场调查，确定海管从KP15.119开始向南偏离原路由，在KP15.439产生最大偏移，偏离原路由2 2米，到KP15.911结束偏离，KP15.439处外管发生凹陷。调查显示，海管上表面有泥沙、渔网拖痕及渔网残片，初步判断为渔船抛锚或拖网造成海管路由偏移并发生局部凹陷。DTVKBCS15.8DDCC浙D176#E410310103410D7H13244THEITOX#2392435940DI:13342TRITONXLX219264ALT:0.O2HYSY291图1损伤海管水下调查对受损管段进行FMD环面透水情况检测，结果显示全部检测KP点的环面均为干，即内外管保温层空间没有进入海水。2评估基础数据海管设计路由、实际铺设路由、受损后的路由对比情况见图2。作者简介：刘极莉（198 0 一）女，硕士，高级工程师，现从事海底管道结构设计工作。170-2023年第2 6 卷节能安全石油和化工设备2393855:00KP15.02.9/4450KP16.029043002440995002103:043055047550东向/图2 损伤段海管路由对比损伤部位处于海管截面偏底部位置，从外管损伤最严重位置开始，向两侧每隔一定距离做一次管径测量，直至测量结果与正常管径相同，根据测量结果计算出外管最大凹陷值为6 8.8 毫米，如图3 所示。根据测径球的测径板数据和现场照片，内管的凹陷在管截面4点钟至8 点钟范围，凹陷圆顺，最深处约2.2 厘米，宽度约15.6 厘米，如图4所示。根据现场测量，外管损伤位置上边缘距离焊缝2 11毫米，左边缘距离焊缝5 5 0 毫米。损伤海管设计参数如表1所示。西东472.5468.2458.7438.6401.2413.9412.9457.2463.4467.3475.1图3 损伤海管管径测量15.6cm图4测径板拓印表1损伤海管设计参数外管管径457mm外管壁厚14.3mm内管管径323.9mm内管壁厚14.3mm管线设计寿命25年钢材等级API5LPSL2X65HFW设计压力6.093MPa水压试验压力9.62MPa设计温度102内部介质油、气、水混合物内部介质密度821953kg/m3内腐蚀余量3mm防腐涂层厚度3.5mm防腐涂层密度940kg/m防腐涂层材料3-layer PE3损伤海底管道结构评估3.1结构评估技术路线根据已有的基础数据，损伤海底管道评估技术路线如下：根据海管受损情况调查数据，应用ABAQUS软件建立海管总体模型，模拟管道被拖拉后位移情况。结合报告中外管测量数据和测径板拓印数据，计算受损管段内外管截面惯量，并引入到总体分析模型中，进行管道被拖拉后的总体屈曲分析。建立局部管道模型，模拟管体凹陷情况，基于总体分析模型数据，预测操作工况下，受损管段的凹陷变化、管体应力及应变情况。基于局部管道模型，考虑实际运行海管压力的变化，评估操作压力波动对凹陷变形管段的影响。3.2损伤管道评估接受标准目前行业内对于损伤海底管道的评估及接受标准并没有一个公认的、全面的指导准则。输气和配气管道系统规范（ASMEB31.8）8 5 1.4.1节对于凹陷的判定要求 1 如下：凹陷深度超过公称管径的6%，认为是危险的。与变形相关的应变水平不超过6%的凹陷是可以接受的。钢质油气管道凹陷评价方法(SY/T 6996-第11期刘极莉等海底管道损伤话评估及修复设计2014）对于凹陷的判定要求 2 如下：凹陷形貌信息有限时，基于深度的评价：深度大于管道直径6%的凹陷应修复。凹陷形貌信息充分时，基于应变的评价：应变大于6%的凹陷应修复。上述常用规范中对于损伤管道的相关描述，作为本次海底管道评估判定的参考。3.3有限元分析有限元分析的目的是判断海管被拖拉及损伤后，是否会发生总体屈曲，并获得局部分析模型的边界条件。根据海管损伤情况调查数据，建立有限元模型，模拟海管被拖拉后整体位移情况，模型如图5 所示。基于外管测量数据和内管测径板拓印数据，还原受损管道截面形状，计算内外管截面参数，加入到总体模型中。在引入受损管段和初始拖拉后，分析结果显示，操作工况下海管会发生侧向屈曲，最大侧向位移3.8 3 米。KP15.43926.76m22.93起DetorssmeSealsFemor+1.Cee0400图5总体分析模型及分析结果建立损伤管段的局部模型，如图6 所示，根据总体模型分析结果引入边界条件，模拟管体凹陷情况，预测操作工况下损伤管段凹陷的变化、管体应力和应变情况。T.b(图6局部分析模型局部屈曲分析显示加载后管道凹陷有所增加，管道变形量如表2 所示。表2 局部屈曲管道变形最大操作温度+相应最大操作压力+相应位置压力工况温度工况外管+2.6mm+1.4mm内管+11.6mm+10.2mm工况一：最大操作压力+相应温度工况应变分析结果损伤段内管平均等效塑性应变14.6 5%，升温后平均塑性应变增量0.8 8%；损伤段外管平均等效塑性应变2 6.7 0%，升温后平均塑性应变增量0.09%。如图7、图8 所示。等效塑性应变-操作工况40.00%十一内管-檬作工况最大值=3 4.5 8%35.00%一外管操作工况一一一内管-平均型性应变作工况30.00%一外管平均塑性应变操作工况￥均值=2 6.7 0%25.00%最小值=2 2.7 3%搬大值=19.8 5%20.00%15.00%半均值=14.6 5%10.00%最小值=-7.48%5.00%0.0020.0040.0060.0080.010.0120.014晚厚-出内间外（m）图7 工况一局部屈曲等效塑性应变结果等效塑性应变增量-操作工况vs拖拉工况1.40%今一内管-塑性碗变增量最大值=1.16%1.20%一外管-性应变赠量一内管-平均等效型性应变增量1.00%一外管-平购等效型性应变增量平约值4.8 8%0.80%0.60%最小值=0.5 4%0.40%0.20%最大值=0.13%平均值0.0 9%0.00%最小值=0.0 6%00.0020.004.0.0060.0080.010.0120.014群-由内向外(m）图8工况一局部屈曲等效塑性应变增量结果工况二：最大操作温度+相应压力工况应变分析结果1722023年第2 6 卷节能安全石油和化工设备损伤段内管平均等效塑性应变14.6 8%，升温后平均塑性应变增量0.92%；损伤段外管平均等效塑性应变2 6.7 1%，升温后平均塑性应变增量0.10%。如图9、图10 所示。等效塑性应变-操作工况40.00%一内管-操作T议最大值=3 4.6 0%35.00%一外管操作工况内管-平均型作应变-操作工况30.00%一外管平均载性应变-操作工况半均值=2 6.7 1%25.00%最小值=2 2.7 4%最大值=19.8 8%20.00%15.00%单5 值=14.6 8%10.00%最小值=7.5 1%5.00%00.0020.0040.0060.0080.010.0120.014快群由内向外（m）图9工况二局部屈曲等效塑性应变结果等效塑性应变增量-操作工况vs拖拉工况1.40%一一内管-限性应变增量最大催=1.2 0%1.20%一外管-性应变增量一内管-半均等效塑性感变赠量1.00%外管-半均等效塑性应变赠量￥购值Q.92%0.80%0.60%最小值=0.5 7%0.40%0.20%最大值40.14%平约镇0.10%最小值=0.0 7%0.00%00.0020.0040.0060.0080.010.0120.014联辉-出内间外m）图10 工况二局部屈曲等效塑性应变增量结果3.4操作压力波动对损伤海管的影响分析考虑海管以最大操作温度及相应的压力工况运行，在运行过程中压力会产生波动。基于局部模型，在一定的压力波动的情况下，评估凹陷变形管段的应变是否会进一步发生恶化。分析中采用压力波动值为操作压力的+/-10%，循环次数为5 0 0 次。分析结果表明，凹陷管段等效塑性应变随操作压力波动次数的增加变化很小，如图11所示。图11压力波动前后内管等效塑性应变的变化3.5评估结论基于现有测量数据，内管凹陷深度为2.2 厘米，达到管径的6.7 9%。根据有限元分析结果，内外管等效塑性应变均已超过6%，操作工况下损伤管段总体屈曲会进一步加剧，内外管损伤区域等效塑性应变会增加，凹陷会进一步恶化，外管存在破损失效的风险。因此，需要尽快对损伤段海管进行修复。4修复设计为确保海上施工高效可靠，尽可能缩短油田停产时间，针对受损的中间段海管，确定采用水下切割、回收锚固件之间1公里海管、重新铺设、“几”字型膨胀弯和球法兰水下连接的修复方案，具体过程如下：KP15.439处受损海管段水下切割并回收至甲板；KP16侧海管安装PRT，H Y S Y 2 0 1通过PRT回收海管至作业线；HYSY201倒船切管，至KP16的锚固件被切除，回收约5 45 米海管；焊接法兰管，弃管作业完成第一段海管重铺；KP15侧海管安装PRT，H Y S Y 2 0 1通过PRT回收海管至作业线；HYSY201倒船切管，至KP15的锚固件被切除，回收约42 5 米海管；HYSY201作业线重新铺设约95 0米海管，完成第二段海管铺设；安装膨胀弯将两段海管连接；安装法兰保护罩和水泥压块，海管清管试压。修复采用的膨胀弯分析模型如图12 所示。修复膨胀弯各工况分析结果如表3 和表4所示。173-刘极莉等海底管道损伤评估及修复设计第11期图12修复膨胀弯模型表3修复膨胀弯内管荷载控制准则分析结果工况荷载组合极限状态使用系数模型节点水压试验一年一遇台风ULS0.046A31一年一遇非台水压试验ULS0.046A31风+内波流一百年一遇台操作工况ULS0.805A31风一年一遇非台操作工况ULS0.801A31风+内波流一百年一遇地操作工况震+十年一遇ULS0.797A31台风表4修复膨胀弯外管荷载控制准则分析结果工况荷载组合极限状态使用系数 模型节点一年一遇台水压试验ULS0.023D06风一年一遇非水压试验ULS0.024D06台风+内波流一百年一遇操作工况ULS0.366DO5M台风一年一遇非操作工况ULS0.365DO5M台风+内波流一百年一遇操作工况地震+十年一ULS0.366DO5M遇台风从分析结果可以看出，采用“几”字型膨胀弯和球法兰水下连接的方案，能够满足海管修复以及保障油田复产的要求。5结论通过对损伤海底管道的评估研究及修复设计可以得出以下结论：（1）损伤海管评估是极其复杂的，目前业界没有统一的标准和方法，现有评估流程是基于已发生事故的调查结论、实验数据、模型分析及行业经验等，因此评估的结果存在不确定性。（2）损伤海管的评估是基于现场提供的调查数据，有限元分析与真实情况的接近程度取决于调查数据的准确性。因此建议调查时采用更为精准的测量手段，以提供实际的海管损伤情况及位置等信息。（3）应综合考虑损伤海管的评估结论、水深、路由位置、海床情况、施工资源等因素，制定合理可行的修复方案。（4）对于可延后择机修复的损伤海管，应对受损位置采取保护措施，限制其发生进一步的侧向位移；并实时监控海管运行数据，包括入口和出口温度、压力、流量等。当数据出现较大变化时，应引起高度关注。参考文献1 ASME B31.8,Gas Transmission and Distribution Piping SystemsS.The American Society of MechanicalEngineers,2014:78-792钢质油气管道凹陷评价方法SY/T6996-2014S.国家能源局,2 0 14:3-43JDNV-OS-F101,Submarine Pipeline SystemsS.DET NORSKEVERITASAS,2013:72-78收稿日期：2 0 2 3-0 6-0 1修回日期：2 0 2 3-10-10