海底输油管道论文

海底输油管道论文（共10篇）

海底输油管道论文 篇1

1 引言

自1954年美国Brown & Root公司在墨西哥湾气田铺设了世界上第一条长16 km的海底管道以来, 在墨西哥湾、北海、地中海、澳大利亚、西非安哥拉海域累计铺设了超过10×104 km的海底管道[1], 铺设水深已达2 400 m。我国的海底管道是在近20年发展起来的, 已先后在渤海、东海以及南海累计铺设了约2 500 km的海底管道[2]。

海底管道有多种分类方法, 按用途可划分为运输管道、油田产品输送测试/生产管道、输水和化学制品管道等。按管道横截面的结构可分为单壁管道、管中管 (pipe-in-pipe) 和集束管道 (bundles) 。按保温 (或称绝热) 方式可分为被动保温 (passive insulation) 和主动加热 (actively heated systems) 两种, 而被动保温根据所用保温材料的不同, 可分为干式保温 (dry insulation) 、湿式保温 (wet insulation) , 以及相变材料保温等;主动加热又可分为热流体加热和电加热两种。

2 管中管结构

管中管结构即钢质内管用于输送油、气等介质, 钢质外管对绝热层提供可靠的保护、加重作用, 内外管之间是保温 (绝热) 层。

管中管结构的优点是防护可靠性高, 能有效地减少内管热变形;缺点是外套钢管多采用厚壁钢管, 钢材消耗量大, 并且钢管外表面需进行3层聚乙烯防腐结构处理, 防腐的费用也较高。另外, 在海上安装施工时, 需对内、外钢管进行焊接, 100%无损探伤, 施工量大, 铺管速度慢, 效率较低, 因而整体工程造价较高[3]。

管中管结构对绝热材料抗压强度无特殊要求, 常用的绝热材料包括纤维类材料 (如岩棉、矿渣棉、硅酸盐纤维等) 、气孔状又称空气层/粉末类材料 (如珍珠岩、气凝胶等) 和多泡型材料 (如聚氨酯泡沫塑料、酚醛泡沫塑料、聚氯乙烯泡沫塑料等) 。

该结构在国外已大量应用。国内第一条长距离稠油输送海底管道 (2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端的海底管道) 也采用了双层钢管保温结构。此管道全长70 km, 内管直径为508.0 mm, 外管直径为660.4 mm[4]。截至目前, 双层钢管保温结构管道在国内已累计铺设了约350 km。

3 单壁管结构

3.1 单层保温配重管

单层保温配重管由内及外分别为钢管、防腐层、聚氨酯泡沫保温层、聚乙烯防护层和混凝土配重层。底层防腐采用熔结环氧粉末 (FBE) 静电喷涂, 保温层采用聚乙烯夹克管+浇注聚氨酯发泡工艺, 配重层采用混凝土喷涂工艺。

相对于“管中管”结构, 该结构采用混凝土配重层替代外套钢管, 可以节省约三分之二的钢材和防腐程序, 并减少了铺管焊接工作量, 提高了海上管道铺设的速度, 降低了管线系统造价, 但只适用于浅水区域。因此, 在浅水海域和边际油田开发中, 单层保温配重管具有很好的应用前景[3]。

国内首次应用单层保温配重管是涠洲油田。该油田位于中国南海的北部湾海域, 管线全长34 km, 平均水深40 m。截至目前, 单层保温配重管在国内的应用长度已达300 km。

国外应用单层保温配重管技术开发海上油气田的项目主要集中在20世纪70—80年代[5], 应用区域的水深一般不超过40 m, 如1982年开发的位于丹麦北海的Skjold项目, 1974开发的位于爪哇海的Apco Java Sea项目等。

针对传统生产工艺效率低、泡沫密度分布不均匀等缺点, 丹麦Logstor公司研制出一种采用FBE静电喷涂+在线喷涂聚氨酯发泡+在线挤出聚烯烃防水层的生产工艺, 相比传统的聚氨酯浇注发泡工艺, 采用该技术生产的保温管优点是聚氨酯泡沫保温层密度分布均匀, 保温效果良好, 节省了穿聚乙烯夹克管和安装管端防水帽工序。管端部位采用聚乙烯胶黏剂可使高密聚乙烯与防腐层黏结牢固 (图1) , 使得整条管线的安全性得到提高, 可应用到水深200 m左右的区域。

3.2 聚氨酯复合涂层体系

聚氨酯复合涂层体系是将特殊性能的聚氨酯与不同类型的空心微球进行复合而成, 使保温和防护作用合二为一, 从而使海底管道保持整体一致性。根据填加空心微球的类型不同, 聚氨酯复合涂层体系可分为有机空心聚合物复合聚氨酯涂层和无机空心玻璃微珠复合聚氨酯涂层。其主要性能、用途见表1, 图2为聚氨酯复合涂层示意图。

该体系技术的难点在于高性能聚氨酯材料和空心玻璃微珠的研发。高性能聚氨酯材料要求具有良好的韧性、强度, 耐海水浸泡和绝热性能[6]。空心玻璃微珠采用碱石灰硼硅酸盐, 平均粒径为30～60 μm, 密度为0.32～0.60 g/cm3, 抗压强度为14～126 MPa, 导热系数为0.10～0.20 W/ (m5K) 。用于深水区域的玻璃微珠复合聚氨酯原料均为国外公司生产, 如DOW公司Hyperlast Syntactic DW-512, BASF公司Elastoshore 10010R/5000等, 空心玻璃微珠多采用3M公司生产的S32、S35、S38系列产品。

聚氨酯复合材料具有优异的韧性、强度及耐浸泡性能, 最外层不需要防水层及防护层, 可采用在线旋转浇注或者模制方式进行涂敷预制;从浅海到深海, 对各种直径的钢管都适用, 而且可采用各种海底管道铺设方法进行施工, 如卷筒铺设法、J型铺管法、S型铺管法等。国外多家公司已研制出能适应于深水的聚氨酯复合涂层体系, 如加拿大Bredero Shaw公司、瑞典Trelleborg公司、马来西亚PPSC公司等。聚氨酯复合涂层体系已经在墨西哥湾、安哥拉海域和其他地区的海底管道上得到大量应用[7]。如2001年BP公司建成的Amoco King项目, 该项目位于墨西哥湾, 水深1 600 m, 海底管线长约50 km。

3.3 聚丙烯复合涂层体系

聚丙烯复合涂层体系采用多层不同类型的聚丙烯材料 (如聚丙烯、发泡聚丙烯泡沫、聚丙烯复合泡沫以及抗紫外线聚丙烯等) 复合而成, 具有良好的力学性能、较低的氧气和水渗透率及耐老化性能, 厚度与层数可根据需要调整。保温层根据水深、工况等实际应用条件, 选择聚丙烯泡沫或聚丙烯与空心玻璃微珠的复合泡沫[8]。防护层可根据不同需求采用聚丙烯或抗紫外线聚丙烯, 各层之间采用共聚物黏合剂进行黏结处理。聚丙烯系列保温产品主要性能及用途见表2。

该体系技术的难点在于高性能聚丙烯树脂的研究以及聚丙烯发泡工艺的研究。不同层的聚丙烯其类型各不相同, 如聚丙烯泡沫层, 要求泡孔分布均匀, 具有高融化强度、高抗蠕动、高硬度等性能, 为深水管道提供优异的保温性能[9]。外层的聚丙烯则需要良好的抗静水压力和柔韧、弯曲性能。图3为5层聚丙烯复合涂层体系, 图4为7层聚丙烯复合涂层体系。

1—FBE;2—胶黏剂;3—实心聚丙烯;4—发泡聚丙烯;5—外防水层

聚丙烯复合涂层体系预制工艺为:底层通过FBE与钢材基体黏结;里面两层通过侧挤或压挤的方式进行涂敷;聚丙烯泡沫层和外面夹克层通过压挤的方式同时进行涂敷, 通过这种方式可以确保管道外径一致和避免泡沫中含有空气[10]。

聚丙烯复合涂层体系具有保温、质轻、抗压、不可渗透、稳定、韧性好、可修复、经济环保等特点。可以满足从浅水到深水不同深度和海况下海底管道的防腐保温要求, 可在铺管船上采用S型、J型及卷筒铺设法进行海上安装。

1—FBE;2—胶黏剂;3—实心聚丙烯;4—复合聚丙烯;5—阻挡层;6—泡沫聚丙烯;7—外防水层

国外多家公司已研制出能适应深水的聚丙烯复合涂层体系, 如加拿大Bredero Shaw公司、瑞典Trelleborg公司、意大利Socotherm公司、马来西亚PPSC公司等。自1991年以来, 聚丙烯复合涂层体系已经在北海、墨西哥湾、南中国海和其他地区的海底管道上得到应用, 总长度达到660 km。BP公司的Thunderhorse油田项目应用了7层PP涂层系统。

4 集束管系统

集束管结构和管中管结构的主要特征是具有同心的内管和外管, 管内流体绝热, 同时外管提供机械保护[11]。

海底集束管系统主要由承载管、护套管、输油气管、注水管以及电缆等组成, 具有优异的保温性能, 能有效避免油气集输过程中结蜡和水合物的生成, 可提供高效经济的油气集输方案。

海底集束管系统的结构大致可分为两种:一种为开放式集束管 (图5) , 它将单独的管 (含电缆) 用卡 (夹) 具或绳索固定成一体, 与普通海底管相比, 这种集束管将传统的多根海底管固定在一起, 可防止多根海管之间的相互窜动。开放式集束管制造工艺相对简单, 成本较为低廉。其缺点为输油、输气管直接暴露在海水中, 容易遭到破坏, 增加污染环境的风险。另一种为封闭式集束管 (图6) , 它将多根输油管、输气管、注水管、加热管和电缆等汇集在一根大口径的运送管 (承载管) 内, 该运送管对内置的众多管子形成有效的机械保护和腐蚀保护。封闭式集束管的制造工艺比较复杂, 在生产过程中需要综合考虑油气田的产能和集输要求。其优点是可以有效避免输油管的泄漏, 最大程度减轻对海域的环境污染。目前, 在国外油气田开发过程中, 封闭式集束管的应用较多, 技术发展也较快[12]。

封闭式集束管又可分为有套袖管和无套袖管两种结构形式, 图7为封闭式集束管的截面结构图。前者广泛应用于目前的集束管道工程建设中, 出于保温防腐的要求考虑, 后者应用较少。

海底集束管系统在世界上的应用历史已有20多年, 应用最多的是在北海、墨西哥湾以及西非等海域。1980年, 在北海Conoco的Murchison油田上设计安装了第一个集束管系统。海上安装采用控制深度拖管法 (CDTM) , 承载管外径323 mm, 总长度800 m。随后, 在北海和墨西哥湾以及世界各地设计和安装了许多不同尺度的管束系统, 其复杂性、总长度和内置管 (含电缆) 数量以及水深显著增长。随着世界深水油气田的不断开发, 集束管道技术也得以广泛应用, 迄今为止, 世界各地已铺设了超过100条的集束管道, 最大水深为1 400 m, 最大外套管直径1 270 mm, 最长记录为32 km。

5 结语

通过以上对海底保温管道发展状况的介绍, 不难看出, 在浅水海域和边际油田开发中, 单层保温配重管得到了较好的发展应用。随着人类对海洋石油资源认知水平的不断提高, 海洋油气勘探开发已从浅海走向深海, 甚至超深海, 深水油气田开发已成为世界石油工业的热点和科技创新的前沿。我国南海具有丰富的油气资源和天然气水合物资源, 石油地质储量约为230×108～300×108 t, 占我国油气总资源量的三分之一, 其中70%蕴藏于深海区域。而在深水油气田的开发领域, 国内海管涂敷技术与世界先进水平之间还存在较大的差距, 采用湿式保温的单壁管 (聚氨酯复合涂层体系、聚丙烯复合涂层体系) 及集束管将是未来我国深水海底保温管道技术发展的方向。

摘要：结合国内外海底保温管道的技术发展, 介绍目前国外最常用的管中管结构、单壁管结构及集束管道结构的技术及工程应用情况。在浅水海域和边际油田开发中, 单层保温配重管得到了较好的发展与应用。随着油气勘探开发从浅海走向深海, 甚至超深海, 国内在使用海底保温管道技术方面与国外还存在较大的差距, 采用湿式保温的单壁管及集束管将是我国未来深水海底保温管道技术的发展方向。

关键词：海底管道,保温,管中管,聚氨酯,聚丙烯,集束管

参考文献

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[12]宋儒鑫, 王金英.海洋集束管道——油田内部输送的一种精明解决方案[J].中国造船, 2003, 44 (10) :105-120.

海底输油管道论文 篇2

海底管道检测信息管理系统采用C/S模式，以Oracle9i作为数据服务器、ArcSDE为空间数据库引擎，基于GIS二次开发平台ArcEngine9.3，在.NET环境下使用C#编程语言开发而成。系统分为数据管理模块与成果表达模块：数据管理模块主要包括系统数据建库和维护，同时具有海底管道检测数据入库、成果数据生成、数据查询等功能；三维显示模块可以基于本地或数据库中的检测成果数据，进行海底浅层空间形象、直观的表达，具有三维海底管道模拟、三维管道叠加分析和查询、成果数据查询以及三维模拟飞行等功能。

海底管道检测信息管理系统的数据以Oracle数据库存储为主、本地文件数据为辅的混合策略。在Oracle数据库中，海底管道检测数据分为原始数据库与成果数据库两类。①原始数据库：由海底管道状态数据、管道节点坐标数据以及地形和剖面高程点数据等矢量数据与侧扫声纳数据栅格影像组成，其特点是数据量大、操作较频繁。为了加快数据加载与地图显示，原始数据库采取“纵向分库、横向分层”存储策略：一次检测数据用一个图库进行管理；同一次检测的数据按照类型进行分层存储，用数据集管理矢量分层数据与栅格数据。②成果数据库：由属性数据组成，不包含任何图形数据。管道海底状态成果表、海底管道坐标成果表以及管道节点平面偏差表采用Oracle数据库中普通数据表存储；海底地形图、管道剖面图等AutoCAD数据在Oracle数据库中，以Blob（二进制大对象）字段进行存储。所有海底管道检测成果数据保存在同一个成果数据库，当进行成果数据查询时，可以减少跨表查询的时间消耗。为方便用户之间数据的交流，系统提供对本地数据的支持，包括本地常见矢量格式、栅格影像格式的数据显示；同时支持水下地形高程点数据生成的数字高程模型（TIN）数据三维显示。

海底管道检测信息管理系统分为数据管理模块与成果三维表达模块。数据管理模块主要解决海底管道检测数据的处理、入库、编辑和查询等工作，可概括为数据处理和数据查询两大功能。数据处理包括海底浅层声学探测原始数据和成果数据的入库、一致性检查、数据编辑、成果生成等功能；成果数据入库功能是对系统使用前的成果数据进行管理；数据查询包括对所有成果数据的查询，查询方式包括空间查询和属性查询两种。数据管理模块中原始数据一致性检查是指对原始数据中的海底状态数据和管道节点数据进行一致性检查，对于裸露和悬空状态的管道，管顶应在海床面之上，即管道埋深为正值；而对于埋深状态的管道，管顶应在海床面之下，即管道埋深为非正值。原始数据编辑是指一致性检查后，如果存在不一致的情况，则需要进行数据编辑。数据编辑主要是对海底状态数据和管道节点数据的编辑。成果生成是指基于一致性检查合格的原始数据，生成管道海底状态成果表、海底管道坐标成果表、管道节点平面偏差成果表等成果三维表达模块主要是海底管道检测信息的显示、分析与查询，主要包括海底浅层空间的三维场景创建、海底管道的三维表达与起点距标注、不同检测批次的海底管道数据比较分析、成果数据的查询与显示以及三维场景中沿管道的飞行模拟控制与视频导出功能。其中三维场景创建是指通过地形测点数据建立海底地形DEM、通过管道节点坐标建立三维管道、通过浅地层剖面数据建立三维海床等功能，同时将经过地理编码过的侧扫声纳Tiff图像作为纹理，加入到三维场景中。海底管道使用ESRI的三维线模型进行表达[3]，可以设置管道的直径、颜色；起点距标注内容来自管道节点中某个字段或外部的Txt文件；不同检测时间的海底管道数据以1000m作为采样间隔进行叠加分析比较，按照XY平面坐标偏差或者高程偏差两种方式显示，比较结果数据可以保存为图像文件。三维场景飞行模拟时，同步显示三维管道叠加分析的结果，包括海底管道垂直偏差、平面偏差以及海底管道管顶与海床高度比较。

海底输油管道论文 篇3

【摘 要】本文以长峙岛至临城跨海污水管道工程作为工程实例，分析定向钻牵引管在短距离海底管道施工中的优势，供类似工程设计中参考。

【关键词】定向钻牵引管；海底管道

0.工程概况

长峙岛至临城跨海污水管道工程排污管道设计规模3.46万m3/d，根据《城市污水处理工程项目建设标准》（2001年），确定本工程属Ⅳ类建设规模类别。工程起始接入点位于长峙岛东部居住区马鞍村东侧东环一路的排污管网，管道沿东北向穿越长峙岛标准海塘，从海底横穿南水道和门口港水道，在临城万丈塘标准海塘登陆，接入临城污水管网。海底管线长1588.85m。

1.工程地质

a、根据《中国地震动参数区划图（GB18306-2001）》，工程区地震动峰值加速度<0.05g，地震动反应谱特征周期为0.65s（软弱场地），相应地震基本烈度Ⅵ度。

b、海域地层

①层淤泥质粘土灰色，饱和，流塑状，干强度中等，韧性中等，高灵敏度，高压缩性，轻微摇振反应，顶部灰黄色浮泥，层厚4.40～15.00m；②层粘土灰黄、黄褐、青灰色，饱和，可塑状，局部软塑状，干强度高，韧性好，具有较好的稳定性，对管道施工较为有利，层厚1.80～10.60m；③层粘土蓝灰色，饱和，可至硬塑状，干强度较高，韧性好，对管道施工较为有利，层厚5.20～5.20m。

2.海底管道施工工艺比选

海底管道主要有开挖式敷管施工和定向钻牵引管施工两种施工工艺。

长峙岛至临城跨海污水管道工程设计规模为3.46万m3/d，设计流量为0.4m3/s，工程海底管线长1588.85m，根据有关规范、规程要求，参照类似工程经验，排污管道的经济流速宜为1.2～2.4m/s，因此可选用单管dn710 和双管dn500布置。根据类似工程经验，采用dn710PE管单管敷设时，由于管径较大，宜用开挖式埋管敷设；采用dn500PE管双管敷设时，通过经济、技术、施工等综合比较，宜用定向钻牵引管施工。

2.1 dn500PE管双管定向钻牵引管施工方案

为避免大面积开挖，减少施工过程中对环境的影响，宜采用定向钻牵引管施工。定向钻牵引管入土点位置需平整出一块20m×15m的空地作为钻机场地，施工经过导向钻进、预扩孔、回拉铺管及管道接头等工序，完成管道敷设施工。根据已建类似工程经验，如"临城新区至小干污水厂排污管道工程"跨海段采用PE100dn630SDR13.6定向钻牵引管施工，牵引长度约600m，由于管道管径较大，管道在回拖过程中，所受的回拖力较大，出现管道拉裂情况，给施工造成很大的困难。根据定向钻穿越施工设计经验公式计算和已建类似工程情况，若采用PE100dn710SDR11管定向钻牵引穿越海底段，以目前的施工技术和设备很难完成长度750m以上的管道牵引。因此，本次设计定向钻牵引管管径采用PE100dn500SDR11管。

长峙岛～临城海底管线长为1588.85m，定向钻牵引管不能一次性穿越海底，须采取分段施工，自长峙岛和临城相向顶进，在蛇山岛北面草滩上进行管道对接，完成海底管道敷设。长峙岛和临城海底管道定向钻牵引管入土点分别位于长峙岛马鞍村盐田边上和临城万丈塘内侧，出土点位于蛇山岛北面草滩。长峙岛～蛇山海底管道长2×775.96m，蛇山～临城海底管道长2×762.89m，蛇山岛高滩对接段长2×50m。

海底排污管道定向钻牵引管工程土建施工方案投资为1328.41万元。

2.2 dn710PE管单管开挖式敷管施工方案

长峙岛～临城海底管道全程采用PE100dn710SDR17开挖式埋管敷设，破塘两处，分别为长峙岛海塘和临城万丈塘。

海底开挖式敷管按先开挖、后敷管、再回填的顺序施工。基槽开挖深度和底宽需满足埋管要求，开挖边坡为涂面自然坍塌形成，开挖泥土运至指定的倾倒区进行倾倒。PE管敷设时先在船上进行热熔连接，安装好配重块后注水沉放至基槽，沉管完成后进行回填。管顶覆土厚度不小于2.5m。

海底排污管道需进行配重设计，每延米长度管道配重块重量按下式计算。

F=

式中：F—抗浮安全系数，取1.2；

ΣG抗—管道、水体及配重块抗浮作用力之和（kg）；

ΣG抗—管道及配重块浮托力之和（kg）。

海水容重取10.3kN/m3，沉管时管道中考虑充有50%管道断面面积的水。经计算，海底和养殖塘段排污管道沿线布置铸铁配重块，每对铸铁配重块165kg，间距1.0m，共需铸铁配重块1590对，总重262t。

海底管道开挖式敷管施工方案工程土建投资1230.43万元。

2.3综合比选

上述两种施工方法在海底管道施工中均采用比较普遍，施工技术均较成熟。投资方面，开挖式敷管方案较定向钻顶管方案土建投资节省97.98万元；施工方面，定向钻顶管施工较开挖式敷管施工进度快，干扰小，对周边环境影响小。

本工程海底管道两处登陆点都建有海塘，管道需穿越海塘。管道穿越南水道和门口港，小型船只泊锚较多。为避免管槽海底施工开挖对周边构筑物、养殖产生不利影响，避免破塘施工，以降低政策处理难度，保护管道免受停泊船只抛锚影响，经综合技术经济分析比较，推荐穿越海底污水管道采用定向钻牵引管敷设的施工工艺，以确保管顶埋深，保护污水管道安全。

定向钻牵引管和开挖式敷管施工方案优缺点比较表

a、运用条件：定向钻牵引管适用于穿越海塘（基础采用爆炸挤淤置换法和桩基处理除外）和短距离的海底管道，开挖式敷管施工适用于水深25 m以上的海底施工。

b、施工条件：定向钻牵引管入土侧一般位于海塘内侧，海上风浪不影响管道施工，开挖式敷管施工受海上天气影响较大。

c、施工工期：定向钻牵引管施工工期较快，而开挖式敷管施工工期较长，受台风天气，还需弃管后进港避风。

3.结论

长峙岛至临城跨海污水管道工程采用定向钻牵引管施工具有投资省、施工进度快，施工安全等优点，故本工程海底施工采用定向钻牵引管施工方案。

【参考文献】

[1]水平定向钻进管线铺设工程技术规范（试行）2001.

[2]城市污水处理工程项目建设标准.

[3]室外排水设计规划（2011年版GB50014-2006）.

深水海底管道湿式屈曲分析 篇4

1 前言

随着海洋石油开发向深水领域进军, 为海底管道的施工带来了许多新的挑战。深水海底管道在铺设过程中由于受到强大的外部静水压力、弯矩和轴向力的作用, 如果没有科学且严格的控制, 容易产生局部的屈曲变形, 情况严重时会产生管道破损, 导致管道充水, 所造成的后果常常是无法接受的, 因此需要我们对海底管道湿式屈曲的情况加以研究和分析, 对产生湿式屈曲情况后船舶自身的反应加以了解, 从而制定出相应的预案及措施, 以保证海上施工的安全性以及一旦出现湿式屈曲情况后所能及时采取的应对措施。

2 概述

海底管道作为连接产油平台与陆地炼厂之间的媒介是海洋工程事业中尤为重要的一部分。随着当今海洋事业进军深海, 海底管道在铺设过程中所存在的安全风险也是当今深水海洋技术研究中最为重要的一部分。其中以湿式屈曲尤为引人关注, 所谓湿式屈曲, 是指管体在铺设过程中产生了超出管材本身所允许之外的变形, 且变形处已发生破损, 使得海水注入管内, 当管体突然进水时, 将造成海管悬空段的水中重量急剧增大, 不但威胁铺管船以及船上施工人员的安全, 还可能影响到周围已存在水下生产设施的安全。

在铺设过程中海管产生屈曲的原因有很多种, 比如恶劣天气、设备失效、管材疲劳等等。因此, 在项目施工前对海管铺设过程中可能产生的湿式屈曲的风险进行分析并准备相应的应急措施是很有必要的。这样就可以在湿式屈曲发生时采取正确的措施加以应对, 不但降低了湿式屈曲发生时所引发的风险, 同时也提高了项目风险控制的水平。

3 深水铺管概况

当今的海管铺设方式主要分为S-Lay, J-Lay和Reel-Lay三种, 在深水铺管中S-Lay是最容易发生湿式屈曲的一种铺管方式, 因此本文主要针对S-Lay的铺管方式进行分析和讨论。

根据海管相关规范[1]的规定, 在深水S-l a y铺管时往往可以采用一个较小的曲率半径进行铺设, 但随之会导致海管在铺设过程中产生较大的应变, 且这些应变多为塑性形变, 会残留在海管中但并不影响海管的使用, 但当残留应变累积到一定程度超过了海管所能承受的应变能力时海管就会发生变形, 且严重时会发生湿式屈曲。

4 湿式屈曲分析[2]

深水中需要采用动力定位 (DP) 铺管船进行海管铺设, 当发生湿式屈曲时会引发一系列的情况, 需要我们提前对湿式屈曲可能引发的情况进行考虑,

张紧器极限张力的校核。发生湿式屈曲时海管的水中重量会增加, 张紧器的张力会增加以提供能夹持住进水海管的张力, 需要校核张紧器的极限张力是否满足。

推进器能力的校核。推进器是DP铺管船在铺管时用以克服海管水平分力, 从而保证DP铺管船能够精确定位的重要设备。当发生湿式屈曲时, 需要校核推进器的能力是否满足。

收放 (A/R) 绞车能力的校核。A/R绞车是代替张紧器为海管提供张力, 从而使海管能够放至海底的设备。基于上述情况的校核之后, 需要校核A/R绞车的能力是否满足。

托管架结构强度的校核。发生湿式屈曲时会导致托管架所承受的海管压力增加, 因此需要校核托管架的结构强度是否满足。同时, 发生湿式屈曲时往往会通过增大托管架角度的方式以缓解进水海管给托管架施加的压力。

5 湿式屈曲算例[3]

下面将根据一个实际项目的海管数据进行分析, 分别对发生湿式屈曲时需要校核的上述情况进行模拟分析。

5.1 海管参数

水深1400米, 海管外径559mm, 壁厚25.9, 海管等级X65。

5.2 分析结果

5.2.1 海管正常铺设状态

海管的正常铺设状态分析结果张力2254K N, 推进力1015K N, 距离船尾1722m, 上弯段0.37%, 下弯段0.07%。

5.2.2 张力校核

当海管发生湿式屈曲时, 海管的自身重量会增加, 张紧器会随之增加张力以提供能够夹持住海管的张力, 需要通过分析最大张力情况下海管的状态来采取应对措施。根据分析结果可见, 当达到张紧器张力极限的情况时, 正常铺设状态下的托管架曲率已经超出了托管架滚轮的能力范围, 此时通过降低托管架的曲率 (即增大托管架的角度) 是有效的应对措施。

5.2.3 推进器能力校核

当海管发生湿式屈曲时, 铺管船张力会随之增大, 海管由于进水水中重量会增加, 导致水中S型曲线变化, 同时会导致海管底部张力 (推进器力) 变化, 因此需要校核进水情况时的推进器能力, 确认推进器是否能够在此情况时保证船舶的位置稳定。

通过表4中具体分析结果可见, 海管发生湿式屈曲时, 推进器可以满足需求。

5.2.4 AR绞车能力校核

当海管发生湿式屈曲之后, 往往会采用AR绞车设备将海管放置海底, 因此需要校核AR绞车是否有能力将进水海管安全的下放到海底, 以便再进行后续工作。此时需要校核AR绞车在最大能力时下放海管的情况, 通过分析可见降低托管架的曲率 (即增大托管架的角度) 或者在推进器能力允许的情况下向前移船是相对有效的应对措施。

5.2.5 托管架结构强度校核

在海管发生进水后, 托管架上的滚轮支反力会随之增大, 因此需要校核托管架的结构强度是否满足要求。通过上述分析可见, 在采取增大托管架角度或向前移船等相应措施后均可以缓解进水海管对托管架滚轮的压力, 同时满足托管架的结构强度要求, 以保证安全施工。

5.3 结论

根据分析结果可以看出, 发生湿式屈曲时, 加大张紧器张力同时增大托管架角度是最有效的应对湿式屈曲的方法。同时根据先前对湿式屈曲的分析, 如果铺管船的设备不能够满足安全放管的需求, 就需要通过移船等手段缓解设备的负荷, 从而将海管安全的放至海底。

6 结束语

深水海底管道的铺设为我们带来了很多新的挑战, 而海管湿式屈曲作为深水海底管道铺设时的风险之一, 需要我们对其加以分析, 深入了解, 从而制定出可行的预案, 以保证在项目施工时的安全性。希望此文能对湿式屈曲的情况研究有所帮助。当然, 文中提到的某些方法也有待进一步思索和改进, 这也是今后不断努力实践的方向。

摘要：本文主要论述了深水海底管道铺设过程中出现湿式屈曲时海管所产生的变化及船舶自身所采取的应对措施, 并对湿式屈曲时海管的应变情况做了简要的计算分析。

关键词：深水,海底管道,湿式屈曲

参考文献

[1]DNV-OS-F101 SUBMARINE PIPELINE SYSTEMS, OCTOBER 2010

[2]Deepwater Challenges Pipeline Installation Case, Gunawan Suwarno, 28 March 2011

海底输油管道论文 篇5

考试试题

一、单项选择题（共 25题，每题2分，每题的备选项中，只有1个事最符合题意）

1、安全生产监督管理人员在监督检查中发现的下列安全生产问题，应该责令限期改正的是__。

A．违章指挥

B．违章作业

C．违反劳动纪律

D．安全生产责任制不完善

2、重大事故由__会同有关部门组织事故调查组进行调查。

A．国务院特种设备安全监督管理部门

B．国务院或者国务院授权有关部门

C．省、自治区、直辖市特种设备安全监督管理部门

D．设区的市的特种设备安全监督管理部门

3、化工生产环节可能接触到多种刺激性气体，最常见的刺激性气体是__。

A．氮氧化合物

B．乙炔

C．二氧化碳

D．一氧化碳

4、通过对建设项目的设施、装置等实际运行状况及管理状况进行分析，查找建设项目存在的危险、有害因素的种类和危害程度，提出合理可行的安全对策措施及建议的安全评价是__。

A．竣工安全审查

B．专项安全评价

C．安全验收评价

D．安全现状评价

5、某烟花爆竹生产企业2008年销售收入5000万元，提取安全生产费用总计50万元。根据有关规定，安全生产监督管理部门会同财政部门责令其__。

A．限期改正，予以处罚

B．限期改正，予以警告

C．限期清退，不予处罚

D．限期改正，适当处罚

6、对危险、有害因素识别的过程就是__。

A．直观经验分析的过程

B．安全检查的过程

C．安全分析的过程

D．事故预防的过程

7、乙炔发生站的管道应有良好的__措施和定期检测记录。

A．导出静电 B．通风

C．防潮

D．防寒

8、（）是职业健康安全管理体系建立的保证。

A．管理层培训

B．内审员培训

C．主要负责人培训

D．全体员工培训

9、__是作业场所最主要的职业危害之一，是其造成的职业性尘肺病是我国目前发病率最高的职业病。

A．中毒

B．高温伤害

C．生产性粉尘

D．低温伤害

10、《安全生产许可证条例》规定，安全生产许可证的有效期为__年。

A．3 B．5 C．10 D．15

11、安全评价机构应编制__，用于规范安全评价过程和行为，保证安全评价质量。

A．《安全技术资格证书》

B．《安全过程控制文件》

C．《安全评价人员资格证书》

D．《劳动用品使用说明》

12、承包建筑工程的单位应当持有依法取得的__。

A．资质证书

B．施工许可证

C．安全施工证书

D．专业技术人员证书

13、《安全生产法》第三十三条规定，“生产经营单位对重大危险源应当登记建档，进行定期检测、评估、监控，并制定__，告知从业人员和__在紧急情况下应当采取的应急措施。”

A．安全措施；安全管理人员

B．安全措施；相关人员

C．应急预案；安全管理人员

D．应急预案；相关人员

14、生产过程中使用的原料、辅料及在作业环境中存在的某些致病微生物和寄生虫导致人发病的因素为__。

A．物理因素

B．生物因素

C．化学因素

D．毒性因素

15、大型企业提取的安全生产费用达到其年销售收入的（）时，可提出缓提的申请。A．1% B．2% C．5% D．10%

16、采取吸声、隔热来控制噪声是控制生产性噪声的__措施。

A．消除或降低噪声源

B．消除或减少噪声的传播

C．加强个人防护

D．加强健康监护

17、《安全生产法》所称生产经营单位，是指从事生产经营活动的__。

A．工厂车间

B．公司企业

C．基本生产经营单元

D．个体工商户

18、耐压试验主要用于检验压力容器承受__的能力。

A．静压强度

B．动压强度

C．液压强度

D．气压强度

19、船员航海知识浅薄，技术素质低劣以及诲上经验不足，均是导致海损事故发生的因素。对多起海事原因的分析表明，约有__以上的海事是由人为因素造成的，说明船员条件是水运安全的直接重要因素。

A．1/3 B．2/3 C．1/4 D．3/4 20、我国实行生产安全事故责任追究制度，事故调查处理坚持“四不放过”原则。“四不放过”原则是指__。

A．事故直接原因未查明不放过、主要责任人未处理不放过、整改措施未落实不放过、遇难人员家属未得到抚恤不放过

B．事故原因未查明不放过、责任人未处理不放过、整改措施未落实不放过、有关人员未受到教育不放过

C．事故扩大的原因未查明不放过、主要责任人未处理不放过、整改资金未落实不放过、有关人员未受到教育不放过

D．事故原因未查明不放过、直接责任人未处理不放过、整改措施未落实不放过、安全管理人员未受到教育不放过

21、行政处罚的听证程序由__宣布案由。

A．听证书记员

B．委托代理人

C．案件调查人员

D．听证主持人

22、变压器运行时上层油温一般不应超过__。

A．90℃

B．85℃ C．80℃

D．75℃

23、__是指对生产经营单位现有职业安全健康管理体系及其相关管理方案进行评价。

A．目标

B．制定管理方案

C．初始评审

D．应急预案

24、回采工作面常见的顶板事故是冒顶事故。按一次冒落的顶板范围及伤亡人数多少，一般可分为__事故两大类。

A．局部冒顶和大面积切顶

B．局部冒顶和切顶

C．大面积冒顶和局部切顶

D．局部或大面积冒顶和切顶

25、《煤炭生产许可证管理办法》规定，煤炭生产许可证的颁发管理机关自收到煤矿企业提交的申请书和有关文件、资料之日起__天内，应当完成审查核实工作。

A．30 B．40 C．50 D．60

二、多项选择题（共25题，每题2分，每题的备选项中，有2个或2个以上符合题意，至少有1个错项。错选，本题不得分；少选，所选的每个选项得 0.5 分）

1、为了综合反应我国生产安全事故情况，提出了适应我国的安全事故指标统计体系，可分为__。

A．综合类伤亡事故统计指标体系

B．工矿企业伤亡事故统计指标体系

C．地区安全评价类事故指标伤亡体系

D．行业类统计指标体系

E．劳动用品指标体系

2、我国规定安全电压工频有效值的额定值为__V。

A．50 B．42 C．36 D．24 E．12

3、《注册安全工程师执业资格制度暂行规定》适用于生产经营单位中从事__的专业技术人员。

A．安全生产监督

B．安全生产管理

C．安全工程技术工作

D．安全生产咨询

E．为安全生产提供技术服务的中介机构

4、《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》规定，“从事使用高毒物品作业的用人单位，应当配备应急救援人员和必要的救援器材、设备，制定事故应急救援预案，并根据实际情况变化对应急救援预案适时进行修订，定期组织演练。事故应急救援预案和演练记录应当报__备案。”

A．当地卫生行政部门

B．安全生产监督管理部门

C．公安部门

D．安全生产监督管理总局

E．煤矿监察局

5、应急预案的演练包括__。

A．桌面演练

B．功能演练

C．全面演练

D．系统演练

E．计算机模拟

6、安全技术措施计划应与同的__等计划同时编制。

A．生产

B．技术

C．财务

D．供销

E．项目

7、应急预案的演练是检验、评价和保持应急能力的一个重要手段。对应急预案的完整性和周密性进行评估，可采用各种应急演练方法。下列有关演练的说法，正确的是__。

A．功能演练是检测、评价多个政府部门在紧急状态下实现集权式的运行和响应能力

B．桌面演练是锻炼参演人员解决问题的能力，解决应急组织相互协作和职责划分的问题

C．功能演练是指针对应急响应功能，检验应急人员以及应急体系的策划和响应能力

D．全面演练指针对应急预案中全部或大部分应急响应功能，检验、评价应急组织应急运行能力的演练活动

E．口头演练是采取口头评论形式，收集参演人员的建议，总结演练活动和提出有关改进应急响工作的建议

8、人员伤亡事故是指事件的后果是__。

A．人员死亡

B．人员受伤

C．人为造成

D．人员身体的损害

E．未造成人员伤亡

9、机械设备由驱动装置、变速装置、传动装置、__和冷却系统等部分组成。

A．检修装置

B．防护装置

C．工作装置

D．润滑系统

E．制动装置

10、根据《生产安全事故报告和调查处理条例》，事故调查组除要查明事故发生的经过、原因、人员伤亡情况及直接经济损失外，还应__。

A．认定事故的性质

B．提出对事故责任者的处理建议

C．提交事故调查报告

D．总结事故教训，提出整改措施

E．执行事故责任追究

11、特种设备安全监察法规体系中，技术法规主要由各类安全监察__构成。

A．考核标准

B．检验规则

C．考核细则

D．管理规定

E．规程

12、依据《安全生产法》的规定，生产经营单位与从业人员订立的劳动合同，应当载明有关__。

A．保障从业人员劳动安全的事项

B．保障从业人员防止职业危害的事项

C．保障从业人员接受教育培训的事项

D．从业人员缴纳工伤社会保险费和获得民事赔偿的事项

E．依法为从业人员办理工伤社会保险的事项

13、事故统计分析是将汇总整理的资料及有关数值形成书面分析材料，填入统计表或绘制统计图，使大量的零星资料__，是统计工作的结果。

A．系统化

B．数字化

C．信息化

D．条理化

E．科学化

14、安全带的存放应注意__。

A．干燥

B．通风良好

C．避免化学物品的侵袭

D．密闭

E．不得接触高温、明火

15、生产经营单位在实施职业健康安全管理体系时，为实现管理评审的目标，管理评审应主要考虑的是__。

A．事故、事件和符合的调查结果

B．绩效测量和监测结果

C．审核活动的结果

D．生产经营单位内外部变化的影响

E．应急预案和演练的效果

16、安全生产投入资金具体由谁来保证应根据__来定。

A．股份制企业安全生产投入资金由董事会予以保证

B．合资企业安全生产投入资金由董事会予以保证

C．一般国有企业由厂长或经理予以保证 D．个体工商户等个体经济组织由投资予以保证

E．合伙经营法人予以保证

17、《安全生产法》明确赋予从业人员的权利有__。

A．知情权

B．赔偿请求权

C．检举权

D．安全保障权

E．指挥权

18、危险物品的生产、经营、储存单位以及__单位的主要负责人和安全生产管理人员，应当由有关主管部门对其安全生产知识和管理能力考核合格后方可任职。

A．环保

B．矿山

C．建筑施工

D．核能调研

E．办公用品生产

19、事故应急救援预案的目的是抑制突发事件的发生，减少事故对员工、居民和环境的危害。因此，事故应急救援预案应提出详尽、实用、明确和有效的__措施。

A．合同

B．组织

C．经济

D．技术

E．行政

20、利用建筑物内已有的设施进行逃生的正确做法是__。

A．利用消防电梯进行疏散逃生

B．利用室内的防烟楼梯、普通楼梯、封闭楼梯进行逃生

C．利用建筑物的阳台、通廊、避难层和室内设置的缓降器、救生袋、安全绳等进行逃生

D．利用普通电梯或观光电梯避难逃生

E．利用墙边落水管进行逃生

21、当事人在听证中的权利有__。

A．服从听证主持人指挥

B．．进行陈述和申辩

C．如实回答主持人的提问

D．遵守听证会场纪律

E．提出新的证据

22、机械在使用过程中，典型的危险工况有__。

A．意外启动

B．速度变化失控

C．运动不能停止

D．运动机械零件或工件脱落飞出

E．安全装置的功能受阻

23、”重大危险源辨识标准”适用于危险物质的__等各企业或组织。

A．生产

B．运输 C．使用

D．贮存

E．经营

24、安全生产标准的安全生产范围包括__个体防护、粉尘防爆和涂装作业等。

A．矿山

B．危险化学品

C．烟花爆竹

D．军工生产

E．工业产品

25、《安全生产法》中“安全生产监督管理”的“监督”是广义的监督，其所构成的广义安全生产监督体制内容包括______。

A．县级以上地方各级人民政府的监督管理

B．监察机关的监督

C．基层群众性自治组织的监督

D．新闻媒体和社会公众的监督

海底管道清管技术研究 篇6

1 清管器分类

根据清管的目的不同可以将其分为:导向清管器;清洁清管器;隔离清管器。根据清管器的结构形式不同, 可以分为:机械清管器;软质清管器;清管球。

1.1 导向清管器

导向清管器的主要目的是管道从起点到终点管径的圆度, 使用导向性清管器也可以清除一些垫土块、焊条等建管时残留在管道内部的杂物。

1.2 清洁清管器

清洁清管器的目的主要是为了清除管道内的外来物质、沉积物和由腐蚀而产生的锈垢。清洁清管器的种类很多, 如刮刀清理、硬毛刷清理、刮削清理机、水压清理、聚合物清蜡塞、凝胶清管和旁通清管器等, 具体采用那一种则要考虑诸多因素, 例如管径、管道长度及清理目的等。

1.3 隔离清管器

该清管器属于密闭性清管器, 既可达到清管要求, 又能起到隔离介质的作用, 常见的有清管球、双向清管器和锥面形皮碗清管器等。

管道运营商对海底管线的运行压力应进行跟踪监测, 监测的结果对了解管道泄漏和堵塞的运行情况非常重要。如果发现管道压降超过设定的压降, 就应该对管道进行清管作业。

2 清管的目的

2.1 提高管道的输送效率

管道的输送效率下降会导致输量的下降。对于输油管道, 原油中的固体杂质和蜡在一定条件下可能聚集在管壁上。对于气体管道和多相流管道, 管道中有可能有水化物出现, 这些都会降低管道的效率, 增加压能的损耗。通过清管作业, 可以提高管道的效率, 据统计, 通过清管, 输气管道的效率可提高1%, 输油管道的效率可提高3%。

2.2 减少对管道的腐蚀

根据NACE RP-01-75标准介绍, 通过清管可提高管道防腐效果, 它可与防腐剂和脱水剂等方法一起使用, 减少对管道内壁的腐蚀。

2.3 分隔不同的油品

对于混输管道, 为了减少油品的混合, 可以用清管器对不同油品进行隔离, 以达到经济有效地实现混输。

2.4 新建管道的清理

对于新建的管道, 在投产之前, 必须进行清管作业, 以清理管道内的焊渣、杂质和其他异物, 同时确定管道的变形度。

3 清管器的选择

清管器的结构型式较多, 应根据不同的操作目的, 选择不同类型的清管器。

(1) 倘若用于清除管道内的外来物质和沉积物或结垢物, 则应选用清洁作用的清管刷。

(2) 若用于分隔管道内输送流体和清除管道内无用液体或腐蚀产物, 则应选用隔离/驱替作用的清管器。

(3) 若用于驱送含硫石油和含硫天然气、液化石油气, 以及其它已炼制成的碳氧化合物产品, 则应选用带有刮管环或锥形皮碗的清管器。

气体管道发射室的内径通常比管道大1-2in, 发球室的长度至少是清管球长度的1.5倍。发射室装有可以快速打开的挡板, 一条旁通管路 (其尺寸是管道尺寸的1/4-1/3) 接入在靠近挡板一端, 以确保驱动清管器的介质作用于清管器信号探头挡板的后面。一条放空管线 (其尺寸是管道尺寸的1/6) , 清管器信号探头装在发射装置的下游, 以确认清管器进入管道。

清管器接收装置与发射装置几乎一样, 不同的是接收室较长一些, 一般是清管器长度的2.5倍, 同时清管器的探头装在接收室上。

液体管道清管器发射和接收装置与气体管道不同之处是, 装有低位排放管线 (尺寸一般是50mm) , 其发射和接收步骤与气体管道一样。

4 清管作业流程

4.1 清管器发球流程

检查阀门和压力表, 打开快开盲板推入清管器顶紧, 关闭盲板。打开进油、气阀门, 平衡发球阀门两端的压力。打开发球阀门后关闭主阀, 发射清管器。打开主阀门, 关闭进油、气阀门和发球阀门, 对发球筒进行排污, 放空为下次通球作准备。

4.2 清管器收球流程

检查收球筒阀门及压力表的完好率, 在清管器到达前1小时按顺序打开收球阀门、出油、气阀, 将主阀门部分或全部关闭。清管器进入收球筒后, 打开主阀门, 关闭收球阀门及出油、气阀。收球筒排污、放空, 打开盲板取出清管器。关闭盲板为下一次通球作准备。

4.3 收发球注意事项

发球时, 打开盲板前要泄压, 操作人员要站在侧方;输气管线要注意黑粉自燃。必须确认清管器发出, 必要时打开盲板进行检查, 确认清管器运行状态。

收球时, 打开盲板前要泄压, 操作人员要站在侧方, 防止被打到;开盲板时必须打开球筒的平衡阀;关盲板时, 关闭排污阀, 打开放空阀;如果需要放空引球时, 放空口必须点火;清管器进入球筒时, 要控制压差, 以防球速过快, 对收球装置构成冲击;专人负责监听清管器是否到达球筒;放空时, 要注意防止污水污染环境。

5 结语

海底管道在运行一段时间后, 由于结蜡, 积液以及结垢和黑粉等因素, 必然造成管道输送效率的降低等隐患, 威胁管道安全运行, 必须定期清管, 以保证海洋油气生命线的完整性。

摘要：本文按照清管器进行清管作业目的不同对清管器进行介绍。并介绍了清管的目的, 清管器的选择及清管流程及注意事项, 为海底管道的清管作业提供支持。

关键词：海底管道,清管

参考文献

海底管道阴极保护电位的分布 篇7

在海底管道阴极保护系统中,牺牲阳极使用较为普遍［1］。由于海底长输管道所处环境复杂,通过实际测量获取其阴极保护电位的真实分布状态非常困难,而采用计算机技术进行数值模拟,可在一定程度上弥补实际测量的不足。如采用边界元方法对船体牺牲阳极保护电位分布进行优化,确定了阳极的最佳位置［2］;采用边界元方法分析了海洋平台导管架的阴极保护电位分布,确定了牺牲阳极的数目［3］; 基于介质在稳态传导过程中的温度场分布与阴极保护电位分布所满足的方程相同,采用FLUENT软件求解温度场分布,获得了输气站场管道阴极保护电位的分布情况［4］。对于以上3 种复杂情况通过传统的理论计算方法很难获得阴极保护电位的分布。由于边界条件的选取对计算结果的影响较大［5］,以阳极开路电位与采用真实极化曲线作为边界的计算误差小于1%［6］,故在模拟中阳极边界采用开路电位。由于阴极极化过程由活化极化和浓差极化共同控制,基于Butler-Volmer极化动力学原理［7］,采用Butler -Volmer公式的推导结果作为阴极边界,通过试验获得了阴极保护参数。以往的研究中,并未考虑海底管道防腐蚀涂层的破损率对阴极保护电位分布的影响。因此,本工作将利用FLUENT软件分析海水电导率和海底管道防腐蚀涂层的破损率对阴极保护电位分布的影响,并将模拟结果与测试结果进行对比,研究结果可为海底管道阴极保护中阳极数量的选择提供理论依据。

1模型的建立

1. 1数学模型与边界条件

实际海底状况复杂,为了便于对海底管道阴极保护电位分布进行研究,通常对模型做如下简化［8］: 海底管道所处的周围介质均匀一致; 阴极保护系统处于稳态; 阴极保护电流遵守欧姆定律; 海水溶液服从电中性原理。

在海水介质中取出的微元体模型见图1。根据经典场理论,海水介质遵循欧姆定律,见式( 1)［9］:

式中Qc———电场中流过某一边界的电荷量,C

σ ———电导率,S / m

φ———电场中某一点的电势,V

A———边界区域面积,m2

x———单位长度,m

t———时间,s

当所考察微元体内部不包含源点和汇点时,由微元体左侧流入的电荷量与从右侧流出的电荷量相同。由式( 1) 推导可得海水电解质区域内电位分布所满足的方程[见式( 2) ]:

边界条件的确定: 在海底管道阴极保护系统中,采用阳极材料的开路电位作为阳极边界。考虑到阴极边界的氧浓差极化和活化极［7］,根据Butler -Volmer极化动力学原理推导获得阴极边界的表达式( 3) ( 无穷远处或海水表面采用绝缘面边界) :

式中J———实测电流密度,A/m2

E———极化电极电位,V

Ecorr———腐蚀电位,V

Jcorr———腐蚀电流密度,A/m2

JL———极限扩散电流密度,A/m2

ba———阳极塔菲尔斜率,V/dec

bc———阴极塔菲尔斜率,V/dec

1. 2 物理模型

根据海底管道较长的特点,建立了2 种不同规格的海底管道模型。模型一为了验证数值模拟结果的有效性,模型二为了研究防腐蚀涂层破损率及海水电导率对海底管道阴极保护电位分布的影响。模型一是表面没有防腐蚀涂层的裸管,尺寸为 0. 10 m × 1. 10 m,柱状阳极位于管道长度方向的中心位置,尺寸为 0. 04m × 0. 20 m; 模型二是表面有防腐蚀涂层的管道,尺寸为 1. 00 m × 600. 00 m,手镯状阳极位于管道一端100. 00 m的位置,阳极尺寸为外径1. 30 m,内径1. 10m,长度1. 00 m。阳极材料为锌基合金,开路电位取- 1. 102 V( vs Ag / Ag Cl)［10］。

模型求解: 利用FLUENT软件对海底管道进行阴极保护电位的计算和分析,步骤如下: ( 1) 采用FLU-ENT的前处理模块GAMBIT建立两种几何形状不同的物理模型。对模型一的阳极区域进行网格局部加密。将模型二中的管道分为3 段,阳极存在的位置对网格进行加密,其他位置采用扫略网格处理; ( 2) 将物理模型导入FLUENT中,选用二阶迎风离散格式。在方程组求解时,采用分离式解法; 启用能量方程,并选择能量方程的二阶迎风算法。阴极边界采用非线性边界,用UDF( 用户自定义) 进行设置,阳极边界不考虑阳极极化作用( 即设置为恒定值) 。

2 阴极保护电位测试验证

对海水中的Q235A钢进行阴极保护参数测试,结果如下: Q235A钢尺寸为10 mm × 10 mm × 2 mm; 电化学工作站为GAMRY,参比电极为Ag /Ag Cl。腐蚀电位Ecorr= - 0. 514 V ( vs Ag / Ag Cl) ,腐蚀电流密度Jcorr=1. 5 × 10－ 5A / m2,阳极塔菲尔斜率ba= 0. 1 V / dec,阴极塔菲尔斜率bc= 0. 1 V / dec,极限扩散电流密度JL=3. 0 × 10－ 3A / m2,电导率 σ = 5 S /m。

对海水中的Q235A钢管进行阴极保护电位测试:阴极材料为Q235A薄管道,尺寸为 0. 1 m × 1. 1 m; 阳极材料为Zn -Al -Mn合金材料,尺寸为 0. 4 m × 0. 2m; 绝缘玻璃容器尺寸为1. 20 m × 0. 40 m × 0. 50 m。阳极位于管道长度方向的中心位置,离阴极管道轴心距离为0. 25 m。整个阴极保护系统放置在3. 5% Na Cl( 质量分数) 溶液中。图2 为其测试点的布局。

3 结果与讨论

3. 1 海水电导率对阴极保护电位分布不均匀性的影响

分别取海水电导率 σ 为2,4,6,8,10 S /m、管道防腐蚀涂层的破损率为10%［11］的海底管道进行阴极保护电位分布的研究,以海底管道轴线方向为X轴,对数值计算结果进行对比分析,获得海水电导率对阴极保护电位分布的影响规律。图3 为电位分布趋势。由图3 可知: 随着海水电导率的升高,管道的阴极保护电位负向偏移,其偏移的速度随着电导率的升高逐渐减缓,最终不同电导率所对应的管道同一位置阴极保护电位的差值不再发生明显变化; 在海水电导率较低的情况下,远离阳极位置的阴极保护电位数值与靠近阳极位置的相差较大,随着海水电导率的升高,电位的差值逐渐减少,两者之间的电位差不再明显发生变化。

3. 2 防腐蚀涂层对阴极保护电位分布不均匀性的影响

图4 为防腐蚀涂层破损率为0. 8% ~ 20. 0% 和防腐蚀涂层完全脱落时阴极保护电位分布的数值计算( 计算时海水电导率 σ 取5 S /m) 。由图4 可以看出:随着管道防腐蚀涂层破损率的降低,管道阴极保护的距离急剧增加,其阴极保护电位分布趋于均匀,有认为阴极保护的有效电位分布为806 ~ 1 126 m V( vs Ag /Ag Cl)［12］; 当管道表面防腐蚀涂层完全脱落时,阴极保护长度仅为150 m; 当防腐蚀涂层的破损率为0. 8% 时,600 m长的管道均处于阴极保护的电位范围内,两相邻阳极块的阴极保护长度可以增加到1 200m。因此,工程中可以通过控制管道防腐蚀涂层的破损率达到增加管道阴极保护距离的目的。

3. 3 海底管道阴极保护电位模拟的有效性验证

取电导率 σ 为5 S /m的海水对模型一进行数值求解［13］,得到海底管道阴极保护电位的分布数据,同时对其进行了测试,表1 是用2 种方法得到的海底管道的阴极保护电位分布的结果。由表1 可知: 管道阴极保护电位分布的结果与数值计算的结果相差较小,最大相对误差为3. 29% ,这表明数值计算方法能够有效获得管道阴极保护电位的分布规律; 测试值靠近阳极的位置阴极保护电位较负,远离阳极的位置阴极保护电位较正,最大差值为31. 6 m V,这是因为在阴极保护系统中,在氧化还原反应中阴、阳极附近有离子的消耗,在浓差和电场力的共同作用下阴、阳离子分别从两极发生迁移,在远离阳极的位置,电场力较弱,离子迁移困难,管道表面的阴极保护电位相对较正。因此,可以确定实际测试的海底管道阴极保护电位分布规律与数值模拟所得规律基本一致。

4 结论

( 1) 管道防腐蚀涂层的完好率和海水电导率对海底管道阴极保护电位的分布有极大的影响。海水电导率升高,海底管道的阴极保护电位负向偏移,但偏移的速度逐渐减缓,管道阴极保护电位分布将趋于均匀; 阴极保护距离随着管道防腐蚀涂层的破损率减小而剧增,管道防腐蚀涂层的破损率越低,越有利于阴极保护电位的均匀分布。当管道防腐蚀涂层的破损率为0. 8% 时,在牺牲阳极的阴极保护方式下,施加单个手镯状阳极就能够对长度为600 m的管道进行有效保护。

( 2) 利用FLUENT建立的物理模型能够有效地模拟海底管道阴极保护电位的分布。模拟电位分布与实测的最大相对误差仅为3. 29% ,两者的吻合性良好。数值计算方法能够为阴极保护电位分布的研究提供可靠的依据。

摘要：海底管道将穿越不同环境的海水,海水的电导率和管道本身防腐蚀涂层的完好率,将极大地影响海底管道阴极保护电位的分布,而实测又受到多种因素的限制。为了准确地获取其真实分布状态,建立了海底管道阴极保护电位分布的数学模型,采用FLUENT软件对海底管道阴极保护电位进行模拟计算,研究了不同海水电导率和管道涂层破损率对管道阴极保护电位分布的影响。结果表明:模拟计算结果与实际测量结果吻合良好;阴极保护电位随海水电导率的升高而降低;管道涂层的破损率越低,越有利于阴极保护电位的均匀分布。

海底油气管道水下维修技术综述 篇8

发现海底管道发生失效和损坏一般是突发性的, 由于每一条海底管线自身的工作状态、所处海洋地理环境都有所不同, 采取维修的方法和手段也有所差异。目前, 对于海底管道维修主要水上维修和水下维修。对于水上维修通常是将管道切断拖吊出水面, 焊接修复后再放回海底, 这种维修方法只适应于状态较好的海底管道, 对海域工况有较为严格的限制, 适应水深较浅。对于水下维修又区分为水下干式维修和水下湿式维修, 水下维修技术相对于水上维修具有更大的适应能力, 因此文章主要讨论水下维修技术。

1 海底管道水下干式维修

对于水深较浅的海底管道且具备一定条件的海底管道常采用水下干式维修, 主要维修步骤为:通过多波束剖面声呐、磁探测仪及各种潜水检测结合的方法, 确定海底管道泄漏位置, 引导作业船舶就位, 利用开挖设备对水下作业区域进行开挖, 满足水下干式维修装备的就位与空间需求, 并对管线泄漏点进行开孔封堵;干式维修装备就位与管线上部, U型口合拢, 管道密封, 将内部海水排出, 形成一个干式作业环境, 利用切割机具切开破损管道, 然后管道组对、管道焊接、焊缝NDT检验, 管道试压合格后, 干式维修装备回收;作业区域海床进行回填掩埋。

水下干式维修效果可以保证原有管道整体性能不改变, 但是该项技术焊接系统复杂, 同时维修过程需要配置大量配套特种装备, 如水下切割机具、大型起重船舶、焊接辅助机具等, 对水深和作业海况都有一定的限制。国内研发过水下干式管道维修系统, 曾在JZ20-2 油田海底管道改线工程、CFD11 油田海底电缆检测维修及复位工程、PL19-3 油田WHPB平台靠船件拆除、涠洲11-4 油田等依托工程中应用[3]。国外目前采用该种方式的维修应用较少。

2 海底管道水下湿式维修

对于海底管道水下湿式维修又可区分为不停产开孔维修、停产维修。不停产开孔维修主要针对管道出现腐蚀泄漏但未发生变形, 维修步骤为:在管道安装水下机械三通和开孔机, 在不停产的情况下对管道开孔, 安装封堵机和旁路三通, 利用封堵机堵住需更换的管道, 油气介质从旁路通过, 冷切割切除需更换的管段, 安装连接法兰、球形法兰及管段, 打开封堵, 旁路泄压, 拆除封堵机, 管道恢复, 海床复原。

停产维修主要包括机械连接器维修与外卡维修。机械连接维修主要包括一系列管段固定和机械密封的构件, 长度可以调节, 并可与各种法兰配套, 适应于各类海域、水深和作业要求, 具有维修时间短费用低等特点。外卡维修主要用于破损较小 (裂纹、腐蚀穿孔) 的管道, 管道外卡应在精度允许范围内, 适应于管道压力等级和安全等级较低管道[4]。主要步骤为:管道破损处海床清理, 切割机具切除管道破损管段 (外卡维修不用切除但须清理受损管道表面) , 管道修复短节 (或卡具) 就位, 安装更换, 管道恢复, 海床复原。根据作业水深的不同, 修复过程使用潜水员或水下机器人配合机具就位和水下作业。

国外目前以水下湿式维修为主, 主要为国家几家海洋工程公司所掌握, 其海底管道修复连接器能适应各种类型的海底管道, 具有代表性的主要有墨西哥的Oeeaneering公司、美国T.D. Williamson、美国的Hydratight公司以及QCS公司, 这些公司都具有成熟技术与产品, 且都有成功的工程实际应用[5]。国内水下湿式维修技术处于发展阶段, 基本通过与国外公司合作的方式进行。如渤西油田直径天然气海底管道的不停产双封双堵维修[4]、东海平湖油田输气管维修、南海西江24-3 油田海管维修等。

3 深水海底管道维修系统

上世纪70 年代国外开始了深水油气田勘探开发, 特别是墨西哥湾和北海, 主要的深水管道也集中于此, 经营此油气田的大型公司, 为了防备飓风或者发生其他不可预料的情况导致管道失效而中断输送时, 系统和设备能够快速运至现场并进行抢修, 降低各类损失, 由Sonsub、Oceaneering、Oil States、Statoil等公司设计和制造了深水海底管线维修系统 (Deepwater Pipeline Repair System, 简称DPRS) 及其所需的主要设备和工具[6]。2005 年在Katrina飓风影响中, Mars油田TLP的主要出油管线和输油管线损坏后, 使用DPRS抢修得到快速复产, 证明了DPRS的重要性和必要性。

一套完整的DPRS主要包括夹具、法兰、跨接管膨胀弯、提管设备、吹泥泵、管线切割设备、管线终端修理工具、管线回收工具、混凝土加重层或FBE涂层清除工具、焊缝清除工具、连接器、龙门托架、焊接设备、管线终端测量系统等。完成深水海底管线维修还需要ROV作业、饱和潜水作业、DP支持船等的支持;此外, 还需要使用索具、进出坞吊、隔离液压动力模块、管线脱水装置、海上动力站等辅助设备[7]。

1987 年, 美国Mohr工程公司发起组建了浅水海底管道维修联盟, 为成员多为油公司和油气输送商, 联盟为成员出现管道损坏的紧急情况下提供所需设备, 从而降低管道停产、停输的损失。这为深水海底管道运营商提供了参考, 更多公司组成联盟共同拥有DPRS。2004 年, Stress Subsea工程咨询公司组建深水海底管道紧急维修响应系统联盟, 拥有系列堵漏夹具、膨胀弯和连接器, 可以应对1000ft-10000ft水深范围内4"-24"的深水海底管道的维修, 存储于墨西哥湾, 供联盟内成员使用, 从而解决了深水管道维修停产、停输时间长的问题。

国内海底管线以浅水为主, 深水管线较少, 对于DPRS相关研究和应用还处于起步阶段, 但对海底管道维修系统的需求还是迫切, 如南海A3 油田海管抢修由于维修技术、工具和设备的储备不足, 导致原本计划1 个月的抢修工作历时近3 个月才完成, 且对部分漏点只实现了临时性修复, 损失巨大[7]。随着我国深水油气田的开发和深水海底管道发展, 也需加强DPRS相关装备研制, 尽早形成自有的海底管道维修联盟, 实现资源共享, 提高设备利用率。

4 结束语

海底管道是一个系统工程, 为保证管道安全运行, 应从海底管道设计、制造、运行、检测、评估、维修等各个阶段进行综合管理, 形成海底管道完整系统。另外, 应加强定期对海底管道进行检测, 及时发现管道存在的各种几何缺陷、腐蚀、变形、外力损伤、悬空、冲刷等, 进行评估及时发现海底管道潜在的问题并进行相关治理与修复。在海底管道维修系统和联盟未形成前, 应根据管线运行状态和检测数据, 结合损伤出现的频率, 制定不同的维修预案, 对重要的海底管道建立对应的维修备件库, 当发生海底管道损伤时, 可及时提供相应的维修配件, 缩短整个维修周期, 有利于降低由于海底管道事故带来的损失, 减少海洋环境污染。

摘要：海底管道是海上油气田的重要基础设施, 由于各种原因海底管道会出现损伤造成事故, 需要及时修复, 尽可能减少海底管道停输带来的各种损失, 文章对海底管道维修水下技术和深水海底管道系统进行了介绍和分析, 并对海底管道安全运行与维修提出了建议。

关键词：海底管道,水下湿式维修,海底管道维修系统

参考文献

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[6]王常文.深水海底管道维修系统工程应用研究[D].天津大学, 2010.

海底油气管道的泄漏及预防 篇9

1 海底油气管道铺设特点

海洋管道包括海底油气集输管道、干线管道和附属增压平台以及管道与平台连接的主管等。其作用是将海上油、气田所开采出来的石油或天然气汇集起来, 输往系泊油船的单点系泊或输往陆上油、气库站。海洋油、气管道的输送工艺与陆上管道相同。海洋管道工程在海域中进行, 工程施工的方法则与陆上管道线路工程不同。

2 0世纪5 0年代初期, 人们开始在浅海水域中寻找石油和天然气。随着海洋油气田的开发, 首先出现了海洋输气管道。天然气必须依靠海洋管道外输, 浅海中采出来的原油则可由生产平台直接装入油船。在深海中采出来的原油, 大型油船停靠生产平台会威胁到平台安全, 因此出现了海中专用于停靠大型油船的单点系泊。这样, 就要有连接各生产平台与单点系泊之间的输油管道。70年代, 在海域中开发了大型油气田以后, 开始建设了大型海洋油气管道, 把开采的油气直接输往陆上油气库站。

1.1 海底管道特点

(1) 施工投资大。

在一般海域中铺设一条中等口径管道需要一支由铺管船、开沟船和1 0余只辅助作业拖船组成的专业船队。此外, 还需要供应材料、设备和燃料的船只等。租用专业船队的费用是海洋管道施工中的主要费用, 由于这一费用较高, 致使海洋管道施工费用比陆上同类管道要高1~2倍。

2) 施工质量要求高。

不论是在施工期间或投产以后, 海洋管道若发生事故, 其维修比陆上管道维修困难得多, 因此, 海洋管道施工要确保质量。

(3) 施工环境多变。

海况变化剧烈而迅速, 如风浪过大, 施工船队难以保持稳定。在这种情况下, 须将施工管道下放到海底, 待风浪过后再恢复施工。

(4) 施工组织复杂。

海洋管道施工中, 管道的预制, 船队的配件、燃料和淡水的供应等, 都需要依靠岸上的基地;船队位置和移动方向的确定, 也是依靠岸上基地的电台给予紧密配合。因此海洋管道施工具有海陆联合组织施工的特点。

2 海底管道破裂原因

2.1 破裂原因

与油轮、汽车等运输方式相比, 油气管线具有输运量大、稳定和很少受气候影响等优势, 因而也更为安全。正因为如此, 海底油气管道备受青睐。世界上大型海上石油天然气作业区如北海、墨西哥湾以及中东波斯湾, 大量使用海底管线作为生产井域和处理终端的油气运输方式。近年来, 随着我国海域石油天然气作业的大幅度增加, 海底油气管道作为运输方式也越来越普遍, 覆盖了渤海、南海东西部大部分水域和东海部分水域。

油气管线破裂原因大致可归类为:物理损伤 (铺设不当或焊接不当造成的缺损) 、机械损伤、管线材质缺损、材料疲劳和管线内外表面腐蚀等;恶意和故意破坏的第三方损害;不可抗力和外界条件变化, 如地震或海床支撑坍塌。

据统计, 全球海底油气管道破裂的原因主要是第三方损害, 约占事故原因的50%~60%。比如在我国渤海, 海底网管密布, 水面则是进出各港湾的航道、鱼汛期集中作业的水域, 存在其他用海者误操作的客观条件。国际油价的冲高, 也使极少数人铤而走险, 钻孔盗油从而引发溢油事故。

2.2 风险增加

在海底油气管道不断延伸的同时, 海底油气管道破裂引起的事故和污染在国内外都呈上升趋势, 防止和应对管道溢油的任务也越来越艰巨。北海海域约2.1 5万公里长的油气管线被查知有潜在环境风险。20 05年, 美国墨西哥湾共有10 2条油气管线在卡特里娜飓风打击下有程度不同损毁破裂。20 06年, BP在美国阿拉斯加的油气管线破裂给当地环境造成了严重污染, 使美国联邦法庭下令其关停大部分油气管线以进行更严格的测试。

海底油气管道破裂虽易发生在管线的登陆点和浅海滩涂, 但具体地点往往具有不确定性, 加之目前的检测手段无法保证第一时间探知油气管线破裂, 导致一旦发生破裂溢油量较大。由于查漏和修复困难, 溢油会断断续续溢出海面, 在海流和风力作用下成片状漂移。即使在查漏过程中, 残留油品仍会在泵压下溢出, 呈分散的薄油膜, 造成收油时间长及机械回收困难。

油气管线破裂引起的溢油污染程度, 取决于管线损害的程度、流体的天然属性 (可压缩天然气还是不可压缩的石油产品) 、油气管线的尺寸、截止阀的位置、油气管线的水下路径、作业者应急动员效率以及泄漏检测水平的高低。

3 海底管道泄漏的有效预防措施

海底油气管道需要企业和有关部门加强管理和监督, 以减少破裂可能性。其中, 采取有效防范措施是应对海底油气管道破裂的首选。

3.1 预防第三方损害和管线腐蚀

第三方损害对海底管线所有者来说虽不负主要责任, 但也不能说毫无干系。很多国家对海底油气管道的铺设有严格的工业标准, 比如掩埋不足就难以提供足够的防锚保护, 这就要求管线所有者在铺设过程中严格按照工业标准指导进行, 一丝不苟达到足够的防锚保护深度, 同时主管部门应对施工者的铺设质量加以监督。以渤海湾这样的浅海为例, 考虑到海床特征、水面运输密度和海上作业机械对海底管线的损害范围, 沟堑应达到1.5~2米的深度较为安全。

为解决资源不对称的问题, 还应会同主管部门在管线集中的海底走廊, 设立醒目的海上标志, 提醒其他用海者防止对海底管线的误操作。

管线腐蚀极少引起大面积的破裂。可以通过规范使用材料、监督制造质量、严格把关焊接质量以及用“智能猪”探查等手段, 减少腐蚀造成的破裂事故。对于作业者则要求严格进行水下巡检, 作为环保承诺的具体措施。

3.2 提高泄漏检测和监测能力

在海底油气管道破裂中, 泄漏检测水平的高低起着至关重要的作用, 也是能否及时堵漏、进行海上收油的前提条件。因此, 不少国家提出了可参考的工业标准。比如对于油品输运管线, 在泄漏规模达管线内总量的2%时, 无论管线长度和阀门间隔长度, 检测设备应于2 0分钟之内检测到信号。

管线所有者应严格执行定期巡检制度, 并提高泄漏检测和监测能力, 提高检测和监测设备的水平。但目前, 检测系统和设备都有其局限性, 在灵敏度、精确度、可靠性、可操作性和连续检测能力等方面还亟待提高。比如由腐蚀产生的破裂点面积通常都很小, 特别在焊点、阀门连接处等出现的破裂点, 溢出率不大, 会在相当长一段时间, 检测设备并无明显指示, 以至于很多事故发生后, 是海上人工观察或海事卫星最先发现的。

另外, 海底油气管道的所有者还应提供管线有关的全部信息, 包括铺设线路图、详细的风险段和紧急事故发生时的应对距离等。

3.3 制定应急响应计划

参考国际上海底油气管道事故案例, 周密的应急响应计划是预防海底油气管道破裂的关键环节。

海底油气管道所有者首先要制定有针对性的应急响应计划, 保证油气管线破裂事故发生后, 能够清楚界定不同区域和层次的主管部门、应急机构和海底油气管道所有者、作业者的职责, 需要哪些应急资源, 同时配套清晰简洁的行动策略方案。这一应急计划还应考虑扩展的可能性, 特别是与作业者总体应急预案相衔接。

在准备应急预案中, 各方相互磋商和保持沟通是非常重要的, 特别是内容和成本应该达成一致, 确定各方在应急响应计划中承担的职责和扮演的角色。

应急响应计划还应考虑事故的关联性。在管线走廊内如一条管线破裂, 特别是该管线铺设在海底表面, 可能会引起支撑结构的坍塌而损害其他管线。当准备应急计划时, 应该有对这种关联损害的假设及应对方案。

另外, 定期演习是保证应急响应计划有效性的重要手段。演习中, 容易被疏忽的通信是重要的检查内容。通讯录要及时更新, 通信要满足各方联络的需要, 以解决应急行动中通信不对称问题。

3.4 鼓励公众参与

海底油气管道的保护需要管理层、治安机构、企业和民间团体共同努力。根据我国国情, 可以考虑建立激励和奖励制度, 鼓励渔业人员和海洋油气作业者及时报告海上发现的不明来源溢油, 指明位置和拍照, 经核实后予以奖励。同时应立法对民间举报者给予法律保护, 严禁打击报复行为。

3.5 直面事故

像交通事故一样, 不管如何预防, 海底油气管道破裂事故都难免会发生。这时, 最重要的是适时根据事故级别, 迅速实施相应的应急响应计划, 把影响降到最低程度。

不管海底油气管道破裂的原因是什么, 不管主要责任在于谁, 海底油气管道的作业者无疑是应急响应计划的主要实施者, 在事故发生后要控制事故现场, 提出实际发生情况和潜在后果的评估, 与有关主管部门、应急组织及受影响大众的民间团体及时通报事故进展, 采取减轻环境损害的措施, 提出恢复管线正常开通的条件并实施等等。

海底输油管道论文 篇10

海底管道是海上油田生产系统中的一个重要组成部分, 维护海底管道的安全是保证安全生产和保护海洋环境的重要环节[1,2]。根据海底管道路由的复勘情况统计, 大部分管道被冲刷, 出现悬空[3]。悬空管道两端会下沉一定距离, 悬空的管道在自身和原油的重力作用下也会下垂。较大的下垂高度将会导致管道发生变形, 严重时会拉断管道, 造成严重的事故。因此, 确定悬空长度对管道的应力和变形的影响规律具有重要的工程实际意义, 能够帮助判断管道的安全性, 降低事故后果影响程度。

目前, 国内外学者对输油管道悬空段的研究主要采用Dn V规范, 将悬空管道简化为简支梁或者两端固支梁模型来分析应力分布、涡激振动、非线性振动以及疲劳寿命[4～6]。与实际悬空管道两端约束有较大出入, 不能很好反应土壤的约束。进行水平悬空管道的分析, 必须考虑泥沙的影响, 也有一些学者进行了研究, 并在考虑过渡长度的基础上进行了固有频率计算和有限元分析[7～9]。本文分析海底管道的实际受力情况, 引入过渡长度对悬空管道进行有限元分析计算, 得到不同跨距下最大应力和最大变形的变化规律, 以及发生位置, 对于海底管道的悬空分析与治理具有重要的意义。

1 几何模型

选取某种海底输油管道进行计算分析, 此管道为内外双层结构, 内管为输油管, 外管为保护管, 两层管材质均为X60, 内外管之间为的泡沫黄夹克保温层, 如图1所示。管道规格为φ325×14.5mm (φ457×16mm) , 主要参数如下:

内外管参数:E=2.06×1011Pa, u=0.3, 密度9850kg/m3;

保温层参数:E=3.18×109Pa, u=0.35, 密度60kg/m3;

泥沙参数:E=3×106Pa, u=0.45, 密度1700kg/m3。

悬空管道是埋于一定土层深度的管道在海流的冲刷下, 使管道暴露于海底以上的形成的, 如图2所示。

悬空的管道在外力作用下下垂, 两端有泥沙支撑的部分也会下沉一定距离。故进行水平悬空管道的分析, 必须考虑泥沙的支撑。根据圣维南定理, 距离悬空段足够远时, 悬空段的影响可以忽略, 此位置可以作为固定支点处理。悬空管道的受力模型如图3所示。

建立管道模型时, 需要多建立一段与泥沙接触的管段, 作为过渡段, 并建立泥沙的力学模型, 在泥沙上施加约束。由于管道壁厚与长度相比远远小于1:10, 故此分析模型属于薄壁件, 应建立壳体模型进行分析。为了单元类型统一, 须将保温层和泥沙作为多个壳体处理。选择悬空跨距为30m的管道, 建立悬空管道的实体模型, 如图4所示。

2 载荷分析

管道悬空受多个力的作用, 主要有:管道重力, 海流对管道的作用力、油的重力、油流动的粘阻力, 浮力, 输油压力。

1) 管道重力

单位长度的管道重力为:

式中:

R1、R2——管道内管和外管的外径, m;

r1、r2——管道内管和外管的内径, m;

ρ管——管道材料密度, kg/m3;

g——重力加速度, m/s2。

2) 海流流动对管道的作用力

由于海流流速变化缓慢, 可近似认为海流为定长流, 对管道的力可认为稳定值, 可分为两个方向的力:

(1) 升力, 通常应用下式进行计算:

式中:

ρe——海水密度, kg/m3;

D——管道外径, m;

vc——海流速度, m/s;

CL——升力系数。

(2) 拖曳力, 通常应用下式进行计算:

式中:CD——阻力系数。

3) 油的重力

单位长度的油重为:

式中:ρο——管道材料和油的密度, kg/m3。

4) 粘阻力

由于油的粘滞性, 油与管壁间的摩擦会产生摩擦阻力。根据流体力学原理, 在横断面形状不变的管道内流动时单位长度的摩擦阻力为:

式中:

λ——摩擦阻力系数, λ=75/Re;

v——石油的平均流速, m/s;

ρo——石油的密度, kg/m3;

D——管道直径, m。

粘阻力很小, 故在分析时可以忽略。

5) 管道受到的浮力

单位长度的管道所受浮力为:

式中:ρe——海水的密度, kg/m3。

6) 管道输油压力

管道输油压力取2MPa。

3 有限元模型

3.1 划分网格

设定分析类型为壳单元, Shell 93, 设定4个厚度, 外管壁厚t1=0.016m, 内管壁厚t2=0.0145m, 保温层和泥沙为t3=0.5 m, 划分网格。

3.2 边界条件

管道水平悬空, 悬空的管道在自身和原油的重力作用下下垂, 两端有泥沙支撑的部分也会下沉一定距离, 距离悬空段足够远时, 悬空段的影响可以忽略, 此位置可以作为固定约束处理。管道两端埋于泥沙中, 泥沙的半径足够大时, 可认为泥沙不再受管道的影响, 此位置也作为固定约束处理。故在过渡段的两端和泥沙支撑模型的边缘均处理为全约束。

3.3 施加载荷

载荷按面力施加, 将外管和内管受力在水平方向和竖直方向合成, 转化为面力, 如表1所示。

4 计算结果与分析

通过计算分析, 可以得到悬空跨距为30m时, 应力和变形情况如图6、图7所示。

从图中可以看出, 管道的左侧和泥沙接触处, 管道中间, 管道的右侧和泥沙接触处三处应力变大, 最大应力为43.3 MPa 。

从图中可以看出, 管道中间的变形最大, 最大变形为57.1mm。

用同样的方法可以得到悬空跨距从10m到70m应力和变形的数据, 如表2所示。

根据表2的数据可以得到最大应力和变形随悬空跨距变化的规律, 如图8、图9所示。

从最大应力随悬空跨距的变化曲线中可以看出随悬空跨距的增大, 最大应力增大, 在悬空跨距小于30m时, 应力增长缓慢, 悬空跨距超过30m时, 应力增长变快。

最大变形随悬空跨距如图9所示。

从最大变形随悬空跨距的变化曲线中可以看出随悬空跨距的增大, 最大变形增大;在悬空跨距小于30m时, 变形增长缓慢, 悬空跨距大于30m时, 变形增长变快。

管道材料为X60管线钢, 最低抗拉极限为:

材料的疲劳极限为:

当应力为186.75Mpa时, 对应的悬空跨距约为61.5m, 此时最大变形为600mm。在悬空小于61.5m时, 管道的最大应力小于疲劳极限, 材料处于无限寿命区, 安全。

5 结论

通过对海底管道的悬空段的受力情况分析, 引入过渡长度建立悬空管道有限元模型, 进行计算分析, 得到如下结论:

1) 最大应力随悬空跨距的增大而增大, 管道的两侧过渡段, 悬空段中间三处应力出现应力最大值, 在悬空跨距大于61.5m时, 管道会发生疲劳断裂。

2) 最大变形随悬空跨距的增大而增大, 管道中间的变形最大。

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