海底管道内衬修复施工工具的设计及其性能评价_李希明.pdf

2023年6月机具设备DOI：10.3969/j.issn.1001-2206.2023.03.014海底管道内衬修复施工工具的设计及其性能评价李希明1，刘军1，2，杜晓杰1，2，刘亮1，杜萌1，3，刘莹1，21.中海油（天津）管道工程技术有限公司，天津 3004522.天津北海油人力资源咨询服务有限公司，天津 3004523.中海华洋（天津）企业管理服务有限公司，天津 300452摘要：内衬复合软管修复技术是一种施工费用低、程序简单的延长海底管道寿命的有效方法。目前此技术在中海油还没有应用，且施工工具均未国产化。鉴于此，对施工程序中涉及的拖拉头、端部接头进行设计，并进行相应的性能评价及检测。研究表明，98 kN时拖拉头最大应力为159.7 MPa，内衬管加强层（中间层）最大应变为 0.88%。拖拉头的过弯性能良好，能够通过 5D、90 的弯头。端部接头在内压 10 MPa 及轴向应力74.486 MPa的作用下，内套筒最大应力214.5 MPa，最大应变0.075%，接头外套筒最大应力0.009 MPa，最大应变2.14610-8。TPU层最大应变3.7%，纤维层最大应变2.3%，接头焊缝合格率100%，屈服强度及抗拉强度满足标准要求。关键词：内衬修复技术；端部接头；拖拉头；过弯性能；拉伸性能Design and performance evaluation of construction tools for repairinginner-liner of submarine pipelinesLI Ximing1,LIU Jun1,2,DU Xiaojie1,2,LIU Liang1,DU Meng1,3,LIU Ying1,21.CNOOC(Tianjin)Pipeline Engineering Technology Co.,Ltd.,Tianjin 300452,China2.Tianjin Beihai Oil Human Resources Consulting Service Co.,Ltd.,Tianjin 300452,China3.CNOOC Huayang(Tianjin)Enterprise Management Service Co.,Ltd.,Tianjin 300452,ChinaAbstract：The repair technology of pipelines with composite inner-liner is an effective method to prolong the service life of submarinepipelines with low cost and simple procedure.Now,this technology has not been applied in CNOOC,and construction tools are not madein China.In view of this,the pulling head and the end joint involved in the construction procedure are designed,and the correspondingperformance evaluation and testing are carried out.The results show that the maximum stress of the pulling head is 159.7 MPa,and themaximum strain of the reinforced layer(middle layer)of the pipeline with an inner-liner is 0.88%at 98 kN.The pulling head hasexcellent cornering performance and can pass through 5D 90 elbow.When the end joint is subject to an internal pressure of 10 MPa andaxial stress of 74.486 MPa,the maximum stress of the inner sleeve is 214.5 MPa,and the maximum strain is 0.075%.The maximumstress of the outer sleeve of the end joint is 0.009 MPa,and the maximum strain is 2.146108.The maximum strain of the TPU layer is3.7%,and that of the fibrous layer is 2.3%.The qualified rate of the joint weld is 100%,and the yield strength and tensile strength meetthe standard requirements.Keywords：inner-liner repair technology;end joint;pulling head;cornering performance;tensile performance海底管道是海上油田流体输送的主要方式。海底管道的失效方式主要包括第三方破坏、腐蚀、结构设计与施工缺陷、误操作、自然与地质灾害，其中腐蚀占据绝对主导位置，而在腐蚀方面，内腐蚀又占据了很大的比例。对于内腐蚀造成的管道失效，一般采用打卡子、更换新管道等方法来维修。随着新方法的不断推出，内衬修复技术1-2越来越受到人们的关注。内衬修复技术是一种施工方便、成本低、施工时间短、后期运维成本低的一种有效修复方法。2013年，马来西亚 Petronas,s Samarang油田成功完成内衬管（三层，从内到外分别为PVDF、凯夫拉纤维、改性TPU）的海上安装3。该海底管道为8 in（1 in=25.4 mm）混输管线，工作压力10 bar（1 bar=100 kPa），工作温度36，长度约2 000 m，运行年限超过35 a。2014年，又有4条内衬管投入运行，目前安装内衬管管线已达到10条4。所用的施工工具（端部接头、拖拉头）均由国外公司设计制造并进行性能验证5。国外很多学者对内衬管的安装过程6-7及内衬管82第49卷第3期机具设备与钢管的相互作用8进行了详细的分析。本文着重讨论了国产施工工具设计及分析，并进行相应的性能评价，所涉及的内衬管为国产内衬管，内层为改性TPU，中间层为凯夫拉纤维，外层为改性TPU。1拖拉头的设计分析及性能评价1.1拖拉头的设计拖拉头是内衬修复技术中的一个重要施工工具，是保证内衬管牵引成功的关键因素。拖拉头由四部分组成（见图1），分别为半球头、内圆柱、外套筒、螺钉，材质为 Q355B钢材。穿插过程中拖拉头一端与内衬管连接，另一端与缆绳连接，通过绞车连接缆绳将内衬管从一个平台的立管牵引至另一个平台的立管。施工过程中，将压成U形的内衬管套至内圆柱，通过八个螺钉将内衬管固定在拖拉头内部。半球头内圆柱螺钉外套筒图1拖拉头示意及实物照片1.2拖拉头的分析运用模拟软件建立拖拉头与内衬管的模型，分析拖拉头及内衬管在一定拉力下的应力及应变，确定所设计拖拉头的合理性。拖拉头与内衬管的模型见图2。图2拖拉头及内衬管的模型YXZ建立模型后，输入拖拉头的材料参数（密度、弹性模量、泊松比、屈服强度）及内衬管的技术参数（内/外径、各层的厚度、改性TPU与凯夫拉纤维的弹性模量及泊松比）。拖拉头金属部分（半球头与内圆柱、螺钉与内圆柱、螺钉与外套筒、半球头与外套筒）的连接部位定义为tie接触，螺钉与内衬管之间定义surf-to-surf接触，接触摩擦系数取0.29。拖拉头端部（半球头处）施加98 kN的拉力载荷，约束内衬管另一端的位移和转角，同时约束拖拉头端部的侧向位移。经分析，拉力为 98 kN时，拖拉头最大应力为159.7 MPa（见图3），内衬管中间层（凯夫拉纤维层）最大应变为 0.88%（见图4）。图3拖拉头最大应力云图（剖视图）应力/MPa1.597e+021.464e+021.331e+021.198e+021.065e+029.323e+017.994e+016.665e+015.336e+014.007e+012.678e+011.349e+012.036e-01图4内衬管中间层最大应变云图应变8.814e-038.082e-037.350e-036.619e-035.887e-035.155e-034.424e-033.692e-032.961e-032.229e-031.497e-037.656e-043.395e-05从拖拉头的应力云图可以看出，拖拉头的最大应力发生在拖拉头尾部，即螺钉与外套筒接触部位。从内衬管中间层的应变云图可以看出，最大应变发生在螺钉与内衬管的接触部位。拖拉头最大应力小于金属材料的屈服应力与安全系数（0.85）10的乘积，内衬管中间层的最大应变小于材料断裂伸长率与安全系数（0.85）的乘积，表明内衬管与拖拉头的强度均满足要求。1.3拖拉头的过弯性能试验内衬管用于修复外径D219.1 mm、内径200 mm的有缺陷海底管道。拖拉头的长度为215 mm，宽度为130 mm。为保证拖拉头在施工过程中能够顺利通过5D、90弯管，要求拖拉头的尺寸必须满足要求，能够顺利通过直管段及其弯管。为了验证李希明等：海底管道内衬修复施工工具的设计及其性能评价832023年6月机具设备拖拉头的过弯性能，开展相应的过弯性能试验，试验中所选用的弯管尺寸见表1。表1弯管及拖拉头参数序号12345项目外径内径长度弯曲半径拖拉头及内衬管总长度尺寸/mm1701541 1058502 150试验流程：将内衬管包裹一层保护膜，防止穿插过程中磨损内衬管；将牵引绳一端与拖拉头相连，另一端穿过钢管；固定钢制弯管，拖拉牵引绳，开始穿插试验，直至内衬管及端部接头通过弯管。穿插试验见图5。图5穿插试验流程示意对于外径为 170 mm、弯曲半径为 850 mm 的5D、90弯管，拖拉头能够牵引内衬管穿过弯管段。因此，对于内径为200 mm的待修复海底管道，拖拉头可以牵引内衬管完成穿插作业。1.4拖拉头的拉伸性能评价试验内衬管牵引过程中，拖拉头需要与内衬管连接，在98 kN的拉力下，从一个平台牵引至另一个平台，要求内衬管与拖拉头紧密连接且不脱落，这也是评价拖拉头可靠性的一个方面。拖拉头的拉伸性能试验布置效果见图6，拖拉头一端通过牵引绳与龙门吊挂钩相连，另一端通过拉力计与配重块相连。拉力计数值显示于屏幕中。图6拉伸试验布置效果从图6可以得出，在拉力98 kN的作用下，拖拉头及内衬管未见肉眼可见的缺陷，表明拖拉头及内衬管能够承受98 kN的拉力，也间接保证了内衬管牵引过程的成功。2端部接头的设计分析及性能评价2.1端部接头的设计端部接头也是内衬修复技术中的一个重要施工工具。内衬管服役过程中通过端部接头与立管连接，起着密封的作用。接头的设计压力10 MPa，由内套筒和外套筒组成，内套筒与外套筒通过螺栓连接，所用材质为 Q355B 钢材。端部接头采用内、外套筒之间的锲型面挤压内衬管管壁，从而将内衬管与立管连接。端部接头实物照片见图 7。图7端部接头实物照片2.2端部接头的分析运用模拟软件建立端部接头及内衬管的模型，分析了端部接头及内衬管在安装步骤中（内套筒插入内衬管过程、外套筒套接过程、内衬管施加内压）的应力及应变。端部接头和内衬管的模型见图 8，模型中的卡其色为外套筒，绿色为内套筒，蓝色为端部法兰，红色为内衬管。图8端部接头及内衬管模型分析过程中，将内衬管与外套筒的接触方式定义为surf-to-surf，内衬管与内套筒的接触方式定义为surf-to-surf，接触摩擦系数设定为0.29，输入内衬管与端部接头的材料参数。模拟过程中固定接头内外套筒，轴向移动内衬管套入内套筒，内衬管与接头内套筒的轴向装配长度为350 mm。内衬管与端部接头内套筒装配完成后，固定端部接84第49卷第3期机具设备应力/MPa+3.748e-02+3.436e-02+3.125e-02+2.813e-02+2.501e-02+2.189e-02+1.878e-02+1.566e-02+1.254e-02+9.425e-03+6.307e-03+3.190e-03+7.239e-05应力/MPa+9.302e-03+8.531e-03+7.760e-03+6.989e-03+6.218e-03+5.447e-03+4.676e-03+3.905e-03+3.134e-03+2.363e-03+1.592e-03+8.215e-04+5.050e-05应力/MPa+2.145e+02+1.972e+02+1.799e+02+1.625e+02+1.452e+02+1.279e+021.106e+02+9.324e+01+7.591e+01+5.859e+01+4.126e+01+2.394e+01+6.615e+00应变+2.336e-02+2.142e-02+1.948e-02+1.754e-02+1.561e-02+1.367e-02+1.173e-02+9.795e-03+7.857e-03+5.920e-03+3.983e-03+2.046e-03+1.084e-04图10各部位的应力与应变应变+2.146e-08+1.969e-08+1.791e-08+1.614e-08+1.437e-08+1.259e-08+1.082e-08+9.047e-09+7.274e-09+5.500e-09+3.727e-09+1.953e-09+1.799e-10应变+7.587e-04+6.970e-04+6.353e-04+5.736e-04+5.119e-04+4.502e-04+3.885e-04+3.268e-04+2.652e-04+2.035e-04+1.418e-04+8.010e-05+1.841e-05（a）内套筒（b）外套筒（c）TPU及增强层Min:+6.615e+00Min:+7.239e-05Max:+3.748e-02Min:+1.084e-04Max:+2.336e-02Max:+2.146e-08Max:+9.302e-03Min:+1.799e-10Min:+5.050e-05Min:+1.841e-5Max:+7.587e-04Max:+2.145e+02头内套筒，轴向移动外套筒套入内衬管，装配完成后接头内外套筒的端口位于同一平面。端部接头与内衬管装配示意见图9。图9内衬管与端部接头安装示意装 配 完 成 后 施 加 内 压 10 MPa 及 轴 向 应 力74.486 MPa 后，各部位应力与应变如图 10 所示。接 头 内 套 筒 最 大 应 力 214.5 MPa，最 大 应 变0.075%；接头外套筒最大应力0.009 MPa，最大应变 2.146 10-8；TPU 层最大应变 3.7%，小于 TPU极限弹性应变 20%；纤维层最大应变 2.3%，小于材料断裂伸长率3.6%。2.3接头性能评价对于所设计的端部接头，经过分析后进行了相关性能测试，主要包括焊缝的渗透测试（见表2）和屈服强度、抗拉强度、伸长率及冲击试验，端部接头性能测试数据见表3。表2焊缝渗透测试数据检测部位角焊缝观察方式白光下目视标准试块铝合金试块（A型对比试块）渗透剂名称DPT-5坡口形式I灵敏度等级2级评定标准NB/T 47013.52015合格级别I级检测比例100%表3端部接头性能测试数据屈服强度/MPa394抗拉强度/MPa533伸长率/%33夏比冲击（20）/J第一次155第二次153第三次165从表2可以看出，焊接处经过渗透测试，焊缝合格率为100%，表明焊接结构具有一定的强度，能承受一定的冲击，保证了接头的质量。接头材质的性能检测中，可看出接头的屈服强度为394 MPa，抗拉强度为533 MPa，满足标准GB/T 15912018的要求。3结论经分析拉力为 98 kN 时，拖拉头最大应力为159.7 MPa，内衬管加强层（中间层）最大应变为0.88%。对于内径为200 mm的待穿插钢管，拖拉头在98 kN的拉力作用下能够完成内衬管穿插作业，表明拖拉头的过弯性能良好。端 部 接 头 在 施 加 内 压 10 MPa 及 轴 向 应 力74.486 MPa 后，接头内套筒最大应力 214.5 MPa，最大应变0.075%，接头外套筒最大应力0.009 MPa，最大应变 2.146 10-8。TPU 层最大应变 3.7%，纤维层最大应变 2.3%。焊缝及性能检测数据表明，设计的接头焊缝合格率100%，屈服强度为394 MPa，抗拉强度为533 MPa，满足标准要求。（下转第92页）李希明等：海底管道内衬修复施工工具的设计及其性能评价852023年6月机具设备5）建议进一步研究螺纹加工对直缝焊管与无缝管管内残余应力分布及残余应力重分布对螺纹区域变形的影响，在此基础上优化螺纹加工工艺，控制螺纹紧密距和椭圆度分布范围。参考文献1 宋治，冯耀荣.油井管与管柱技术及应用M.北京：石油工业出版社，2007：64-77.2 申昭熙，赵建新，历建爱，等.全尺寸外压挤毁试验“异常”结果分析J.焊管，2010，33（11）：62-64.3 API Spec 5B：2017，套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范（第16版）S.4 API Spec 5CT：2018，套管和油管（第10版）S.5 SY/T 61282012，套管、油管螺纹接头性能评价试验方法S.6 艾裕丰，冯娜，马春莉，等.石油螺纹的测量和检验J.石油管材与仪器，2021，7（3）：86-89，94.作者简介：郭涛（1987），男，陕西咸阳人，工程师，2014年毕业于西安石油大学测试计量技术及仪器专业，硕士，现从事石油管材螺纹校准与检测工作。Email：收稿日期：2023-03-05参考文献1 YANANTO H，GIRINDRA Y，ADHIYAT F.Study of subseapipeline rehabilitation strategy in mature field by using infieldliner method for capex and opex optimisationC/12th Pipe-line Technology Conference，2017.2 马军.HDPE内衬修复管道技术J.石油工程建设，2020，46（2）：76-78.3 WALTERS R A.IFL-A novel approach to the rehabilitationof sub-sea hydrocarbon pipelines using high performancesolef PVDF flexible Kevlar reinforced linersC/Abu Dhabi In-ternational Petroleum Exhibition&Conference，2015.4 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PipeS.作者简介：李希明（1984），男，内蒙古赤峰人，工程师，2010年毕业于中国石油大学（北京）材料学专业，硕士，现从事腐蚀防护分析评估方面的工作。Email：收稿日期：2023-03-14（上接第85页）中国石油炼化领域首套二氧化碳捕集项目全面建成5月15日，大庆石化公司重点环保项目40万吨/年高浓度二氧化碳回收项目全面建成。该项目是集团公司炼化企业中首套二氧化碳捕集项目，建成投产后，每年可直接实现碳减排40万吨，相当于增加森林面积40万亩，对企业绿色低碳转型具有重要意义。大庆石化公司积极推进40万吨/年高浓度二氧化碳回收项目立项、设计、施工和运行等工作，并与大庆油田密切配合，优化调整项目工艺方案。整体工艺由最初的二氧化碳冷冻液化回收、配套采用罐车装运，调整为干燥压缩超临界输送方案，可大幅压减项目投资，降低生产和运输成本。该项目将大庆石化合成氨装置产生的副产品高浓度二氧化碳全部回收，经尿素装置二氧化碳压缩机压缩、干燥后，送至大庆油田注入地下作为驱油剂，具有工艺简单、回收成本低、见效快的优势，可最大化利用现有设备，提高油井采收率。在项目建设中，寰球工程公司作为总包单位，组织精兵强将、细化节点目标、精准实施攻坚，为项目快速推进创造了有利条件。大庆石化与各参建单位协同作战，确保按时间节点完成全部建设任务。(记者：谢文艳；通讯员：马占富)（本刊摘录，来源：中国石油报）92