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摘 要：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，如何最大限度地利用其剩余能力是目前存在的问题。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。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，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。
关键词：温度压力;在役海底管道;强度
引言
随着海底管道在役年限的增长，管道的腐蚀现象日益严重，从而导致其壁厚减薄，剩余强度和最大安全承压能力降低，管道失效的可能性不断增大。为确保管道的安全生产作业，有必要根据管道的检测数据，对管道进行剩余强度评估和安全性校核以指导管道的生产作业、维护维修乃至更换。
1海底管道结构特点
根据结构形式，海底管道通常分为单层管道，双层管道和集束管道。单层保温管最常用的工艺方法如下：喷丸处理后，用环氧粉末对管道的外表面进行喷砂处理，以进行外部防腐，然后用聚氨酷冷却，再敷以混凝土配重。其制造成本以及安装成本低，多用于渤海湾和海滩等40米水深以下的区域;大多数双层保温管都采用以下工艺技术：使用硬质聚氨酷泡沫对去除外表面锈蚀的内管进行隔热，并使用3层PE对管道外壁进行防腐处理。由于其高昂的建造成本，通常在深水或绝缘要求高的工程项目中使用;集束管的簇管工艺相对比较复杂，一般在岸上开阔的土地上建造后，借助浮动拖曳或控制深度拖航进行油气资源的运输，安装方法也较为独特，多在国外石油公司的深水油田中应用集束管道。单层管结构相对简单，根据其承载的介质和涂层的类型分为单层配重管和单层保温管。海底管道的双层管的结构较为复杂，内管是一种是绝热的介质输送管，其输送由海床产生的油、气和水，通常涂有防腐蚀涂层的外管多用作运输管的保护外管，主要起到机械保护的作用。内管和外管通过固定板（环）以分段连接，且内部和外部管道之间的绝缘层多用聚氨酷泡沫和聚乙烯泡沫等材料填充。对于天然气管道而言，通常不需要隔热但要使用配重，因此多采用单层配重管。对于输油管道或油气集输管道而言，通常需要进行资源的保温和运输，根据具体工程条件，可以使用单层保温管或双层保温管。
2温度压力影响下在役海底管道强度分析
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，输量對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9.8MPa增至19.1MPa，将UC值随压力变化情况绘成曲线，UC值随输量倍率的增加呈线性增长趋势。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，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，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8.96MPa。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，两曲线相关系数均为0.999。温度变化曲线的斜率大于压力变化曲线，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20.29～7.49MPa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7.49MPa@70℃的组合，最小值0.547为13.06MPa@55℃的组合，2条曲线均呈先减小后增大的变化趋势。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。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20MPa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。
结语
在单因素改变的情况下，温度对海管强度的影响更敏感，尤其是对于处于临界状态的高温输送管道，UC值随温度升高而急剧增长。在温度、压力同时改变的情况下，存在某温度、压力组合工况下UC值最小，此温度/压力组合点前后两区域UC值均依次增大，且温度升高时增长速率较快。对于高温/高压输送管道，温度因素是影响管道强度的主要控制因素，因此对于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。
参考文献：
[1]刘继森.国际能源竞争与合作[J].国际经贸探索，2006，22（1）：15-19.
[2]赵振中.论石油能源的未来发展[J].科技传播，2011（8）：82.
[3]赵坤.新时期中国石油能源安全战略探析[硕士学位论文].山东，山东师范大学，2009.
关键词：温度压力;在役海底管道;强度
引言
随着海底管道在役年限的增长，管道的腐蚀现象日益严重，从而导致其壁厚减薄，剩余强度和最大安全承压能力降低，管道失效的可能性不断增大。为确保管道的安全生产作业，有必要根据管道的检测数据，对管道进行剩余强度评估和安全性校核以指导管道的生产作业、维护维修乃至更换。
1海底管道结构特点
根据结构形式，海底管道通常分为单层管道，双层管道和集束管道。单层保温管最常用的工艺方法如下：喷丸处理后，用环氧粉末对管道的外表面进行喷砂处理，以进行外部防腐，然后用聚氨酷冷却，再敷以混凝土配重。其制造成本以及安装成本低，多用于渤海湾和海滩等40米水深以下的区域;大多数双层保温管都采用以下工艺技术：使用硬质聚氨酷泡沫对去除外表面锈蚀的内管进行隔热，并使用3层PE对管道外壁进行防腐处理。由于其高昂的建造成本，通常在深水或绝缘要求高的工程项目中使用;集束管的簇管工艺相对比较复杂，一般在岸上开阔的土地上建造后，借助浮动拖曳或控制深度拖航进行油气资源的运输，安装方法也较为独特，多在国外石油公司的深水油田中应用集束管道。单层管结构相对简单，根据其承载的介质和涂层的类型分为单层配重管和单层保温管。海底管道的双层管的结构较为复杂，内管是一种是绝热的介质输送管，其输送由海床产生的油、气和水，通常涂有防腐蚀涂层的外管多用作运输管的保护外管，主要起到机械保护的作用。内管和外管通过固定板（环）以分段连接，且内部和外部管道之间的绝缘层多用聚氨酷泡沫和聚乙烯泡沫等材料填充。对于天然气管道而言，通常不需要隔热但要使用配重，因此多采用单层配重管。对于输油管道或油气集输管道而言，通常需要进行资源的保温和运输，根据具体工程条件，可以使用单层保温管或双层保温管。
2温度压力影响下在役海底管道强度分析
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，输量對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9.8MPa增至19.1MPa，将UC值随压力变化情况绘成曲线，UC值随输量倍率的增加呈线性增长趋势。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，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，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8.96MPa。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，两曲线相关系数均为0.999。温度变化曲线的斜率大于压力变化曲线，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20.29～7.49MPa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7.49MPa@70℃的组合，最小值0.547为13.06MPa@55℃的组合，2条曲线均呈先减小后增大的变化趋势。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。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20MPa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。
结语
在单因素改变的情况下，温度对海管强度的影响更敏感，尤其是对于处于临界状态的高温输送管道，UC值随温度升高而急剧增长。在温度、压力同时改变的情况下，存在某温度、压力组合工况下UC值最小，此温度/压力组合点前后两区域UC值均依次增大，且温度升高时增长速率较快。对于高温/高压输送管道，温度因素是影响管道强度的主要控制因素，因此对于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。
参考文献：
[1]刘继森.国际能源竞争与合作[J].国际经贸探索，2006，22（1）：15-19.
[2]赵振中.论石油能源的未来发展[J].科技传播，2011（8）：82.
[3]赵坤.新时期中国石油能源安全战略探析[硕士学位论文].山东，山东师范大学，2009.