海上服役钢管的载荷条件及性能要求分析

杜 伟，王海涛，郭 琛，李鹤林

（1.中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710077；2.中国石油集团石油管工程重点实验室，西安710077）

海上服役钢管的载荷条件及性能要求分析

杜 伟1,2，王海涛1,2，郭 琛1，李鹤林1,2

（1.中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710077；2.中国石油集团石油管工程重点实验室，西安710077）

介绍了国内外海底管道的发展概况，分析了海上服役钢管的载荷条件，并通过比对陆地管分析了海上服役钢管的特殊性能要求。分析结果表明：海上服役钢管载荷条件复杂多变，在化学成分、力学性能和几何尺寸等方面具有更高要求，化学成分中S和P等有害元素含量及碳当量更低；力学性能方面，增加了时效前后的纵向拉伸及CTOD试验要求，屈服强度、屈强比及硬度指标要求更高；几何尺寸方面，标准对直径、椭圆度和壁厚偏差等的要求更为严格。

海上服役钢管；载荷条件；性能要求；DNV-OS-F101

1954年，Brown&Root公司在美国墨西哥湾铺设了世界上第一条海底管道[1]。半个多世纪里，世界各国铺设的海底管道总长度已达十几万千米，水深不断增加，输送压力不断提高，正在不断创造新纪录：①在铺设水深方面，印度与阿曼建设一条跨越阿拉伯海的深海天然气管道，创造了3 500 m水深纪录；②在管道长度方面，将俄罗斯的巨型天然气田与欧洲天然气管网连接的北溪管道项目，沿波罗的海平行铺设两条管道，每条管道海底部分的总长度约1 200 km，为世界最长的海底管道；③在钢管壁厚方面，俄罗斯和欧洲之间穿越波罗的海的输气管道 （Nord Stream Project），使用了X70钢管，管径1219mm，最大壁厚达到41.0 mm，是目前海底管道工程中应用的最大壁厚钢管[2]。目前，国外海底管道工程中非酸性环境下应用的最高钢级为X70，酸性环境下应用的最高钢级为X65；钢管壁厚最大为41.0 mm，径厚比最小为15.8[3-4]。

我国从1985年建成第一条海底输油管道开始，2013年完工的南海荔湾输气管道工程项目，开创了我国1 500 m作业水深的管道工程纪录。在管道长度方面，从海南岛近海某气田至香港的一条直径711 mm的海底输气管道长达800 km，是我国目前最长的一条海底管道。在钢管壁厚方面，南海荔湾输气管道工程项目中的X70钢管的最大壁厚为31.8 mm。中国从20世纪80年代仅能铺设海上平台之间的短距离、小直径、低压海底管道，至20世纪90年代即发展到可以铺设长距离、大直径、高压的油气输送干线，取得了长足的发展。

表1给出了国内外标志性海底管道工程技术指标对比。荔湾项目代表了我国海底管道工程的最高水平，其与国外管道还有一点差距。荔湾最大水深为1 500 m，而我国油气资源丰富的南海油气区最大水深达3 000 m，因此，急需开发具备更高性能的深海管道用管线钢及钢管。

表1 国内外海底管道标志性工程技术指标对比

1 海上服役钢管的载荷条件

海底管道所处环境条件苛酷多变，受力复杂。海底管道所承受的载荷主要分为功能载荷、环境载荷和偶然载荷。功能载荷是指在不考虑环境载荷作用时各种不同工况下系统存在、使用和处理所需要的载荷，包括安装期间的铺设载荷和运行期间的工作载荷等。环境载荷是指由于风、海浪、海流、冰和地震等环境现象所产生的作用于管道系统上的载荷。偶然载荷一般指海底管道安装、服役过程中的第三方载荷，包括人类活动形成的偶然载荷，如船只碰撞、拖网和落物冲击等。

1.1 铺设载荷

海底管道铺设技术历来受到重视，国内外学者提出了多种理论和方法，促进了海底管道建设的发展。目前，海底管道的铺设方法主要有拖管法、S形铺管法、J形铺管法和卷管式铺管法等[5-6]。

铺设载荷是指管道在铺设时施加的外力，铺设时的载荷主要包括钢管自身的重力、静水压力和安装作用力。重力项要把管段的浮力包括在内，还要追加由于海水压力而产生的轴向作用力。铺设作用力包括作用在管段上的由安装作业及其过程中产生的全部作用力，如铺管船施加的张力、管道铺设后进行挖沟时挖沟机产生的作用力、管体与周围土体间的摩擦力、登陆段管道的拖拉力以及管道连接时产生的作用力等。

1.2 工作载荷

工作载荷是指海底管道不受环境载荷作用时在位状态的载荷，主要包括管道自身重力和服役期间运行压力。

海底管道的工作载荷可由下列因素产生：①质量，包括管道涂层、加重层和全部管件在内的管子质量，以及内部介质质量和处于水中时所受的浮力；②压力，包括管子内部流体压力、外部静水压力、埋管时的土壤压力以及有时设置压块维持管道在位稳定性的压块质量等，还可包括防腐系统的牺牲阳极块质量、海床的反作用力（土壤内摩擦力等）、管道停输与减输时管道内压力波动等；③管内介质温度与周围温度变化引起的膨胀力或收缩力；④在安装状态因永久变形而产生的预应力。

实验仪器：箱式电阻炉(SX-12-10M，额定温度为1 000 ℃，某电机集团公司实验电炉厂)；电子分析天平(FA1004B，0.1 mg～100 g，某科学仪器有限公司)；磁力加热搅拌器(CJ178-1，某自动化仪器厂)；干燥箱(101-2，可达到的最高温度为300 ℃，3.6 kW，某仪器厂)；电动离心机(80-2，某教学仪器有限公司)；TU-1810紫外可见分光光度计(某通用仪器有限责任公司)；SHB-(Ⅱ)循环水式真空泵(某仪器有限公司)；NOVA 2200e全自动比表面积和孔径分析仪。

1.3 环境载荷

由风、波浪、海流、冰和其他环境现象产生的载荷均为环境载荷。

风载荷：主要作用于海底管道系统的立管部分，风载荷分为静风载荷和动风载荷两类。

波浪载荷：波浪对管道系统的作用力主要有冲击力、升力、惯性力和拖曳力。在海浪冲击区内的水平管段将承受由海浪冲击引起的力。

海流载荷：如果把海流粗略地视作海水成层地做有规则的均匀流动，这样对海底管道产生的海流载荷只有拖曳力和升力，一般与波浪一起考虑，流速应为波浪引起的水质点速度和有效稳定流速之和。

冰载荷：在可能结冰或有流动冰和浮冰的海域内的管道，冰载荷可由管道系统内结冰造成，也可因浮冰或冰的流动所造成，或是因冰的挤压等因素造成。对浅水区域的接岸段，还要考虑浮冰撞击、磨损和堆积的影响。此外，管道暴露部分的面积或体积因冰的因素加大，从而增加了风载荷或波浪和海流载荷。

地震载荷：地震时埋地管道在地震力的作用下，由于随地表面波动而引起管道轴向产生拉压应力。地震除了直接通过土体约束作用在管道上，还将在短时间内使管道周围流体产生剧烈的往复运动，通过流体间接对管道的运动产生影响[7]。

1.4 第三方载荷

第三方载荷主要指在异常和意外情况下施加于管道系统上的载荷，如：船舶撞击、拖网渔具的撞击以及坠落物的撞击等。第三方载荷一般多用于设计或校核海底管道的防护结构。在第三方载荷作用下，海底管道系统防护措施的风险评估应遵循 DNV－RP－F107《管道保护的风险评估》[8]。

2 海上服役钢管的性能要求

API SPEC 5L[9]（以下简称API标准）， 除规定了陆地管的技术要求外，附录J也给出了海上服役的PSL2钢管的附加要求，但并不包括预期用于盘绕或安装期间单次总应变较高（＞0.5%）钢管的特殊要求。

DNV－OS－F101[10]（以下简称 DNV 标准）是专门针对海底管道的技术标准，是国内外海底管道工程普遍采用的基础标准，对海上服役钢管性能有详细的要求。下面即结合API和DNV标准，以X65和X70钢级为例，分析海上服役钢管（以下简称“海管”）的特殊性能要求。

2.1 化学成分

表2分别列出了API和DNV标准对X65和X70钢管化学成分的要求。与普通陆地管相比，海管增加了对Nb、V、Ti、Al及N的成分规定；对有害元素P和S以及微量元素B的限制更加严格了，元素含量上限值减小。此外，海管的碳当量最大值下调，化学成分的加严要求有利于确保海上服役钢管性能的稳定性。

对于海管，API与DNV标准的化学成分规定则完全相同。

表2 API 5L和DNV标准对X65和X70钢管化学成分的规定

2.2 拉伸性能

表3列出了API和DNV标准对X65和X70钢管拉伸性能的基本规定，二者对于海管的要求相同。与普通陆地管相比，海管屈服强度上限值降低，对于X65和X70钢级，海管屈服强度上限均下调30 MPa。

表3 API 5L和DNV标准对X65和X70钢管拉伸性能的规定

除以上基本规定外，DNV标准还提出了补充塑性变形要求，当管道任一方向总的名义应变超过1%或者累积名义塑性应变超过2%时，需进行应变时效（250℃，保温1 h）前后的纵向拉伸试验。试验要求：时效前母材实测的屈服强度不超过规定最小屈服强度以上100 MPa，屈强比不大于0.90，伸长率最小为20%；时效后最小屈服强度和抗拉强度满足表3中的相关要求，伸长率最小为15%。

可见，DNV标准充分考虑了海管铺设或服役过程中可能承受的变形，当变形超出一定范围时，应采用应变设计方法，这对于确保管道铺设和服役中的安全可靠十分必要。

2.3 硬度

API标准针对普通陆地管硬度的规定：在任何方向上尺寸大于50 mm，单点压痕的硬度值超过35 HRC、345 HV10或327 HBW应判为缺陷。

API标准对海管管体、焊缝和热影响区硬度的规定：①X65，硬度≤270 HV10或≤25 HRC；②X70，硬度≤300 HV10或≤30 HRC。

DNV标准对钢管管体、焊缝和热影响区试样硬度规定：①X65，管体和焊缝硬度≤270 HV10；②X70，管体和焊缝硬度≤300 HV10；③热影响区硬度≤300 HV10。

2.4 止裂要求

按照API规定，输气用海上服役管道在满足附录J《海上服役PSL2钢管》要求外，还须符合附录G《抗延性断裂扩展PSL2钢管》的相关规定。附录G给出的冲击功确定指南适用于陆上埋地管线，对于海底管道，指南可能相对保守。DNV标准对海底管道的断裂止裂有相应的附加要求，附加规定中给出的不同管道的冲击韧性要求见表4。

表4 DNV标准止裂冲击功要求（壁厚≤30 mm）

2.5 准静态断裂韧性

DNV标准规定，管体在最小设计温度下的断裂韧度（CTOD值）应不小于 0.20 mm，焊缝在最小设计温度下的断裂韧度（CTOD值）应不小于0.15 mm。

API标准对于普通陆地管无CTOD试验要求；对于海管（若有协议），X52以上钢级的CTOD试验在制造工艺评定时进行，试验结果供参考。

2.6 几何尺寸

海上施工的高难度和高效率要求，使海管须具有更高的尺寸精度。因此API对海上服役钢管的几何尺寸提出了附加要求，附加要求见表5和表6，其规定与DNV中的一般几何尺寸规定基本一致，主要对海管的直径、椭圆度和壁厚进行了加严要求。几何尺寸精度增加，可有效提高海上施工的效率，成本明显降低。

除一般规定外，DNV还提出了附加的几何尺寸规定，供设计者根据具体安装施工条件进行选用，附加规定见表7。

表5 API 5L海上服役钢管直径和椭圆度偏差要求

表6 API 5L海上服役钢管壁厚偏差

表7 DNV标准对海上服役钢管的附加几何尺寸要求

3 结 论

（1）海上服役钢管载荷条件复杂，可能承受铺设载荷、工作载荷、环境载荷（由风、浪、流、冰等引起的）以及船舶、拖网渔具和坠落物等的撞击带来的第三方载荷作用。

（2）相比陆地管，海上服役钢管的性能要求更高。化学成分规定更严格，S和P等有害元素含量及碳当量更低。对于力学性能，增加了时效前后的纵向拉伸及CTOD试验要求，同时，屈服强度、屈强比及硬度要求更高。几何尺寸精度要求更为严苛，尤其对直径、椭圆度和壁厚偏差的要求更为严格。

［1］金伟良，张恩勇，邵剑文，等.海底管道失效原因分析及其对策[J].科技通报， 2004， 20（6）： 529－533.

［2］王茜，赵建平.海底管道第三方破坏失效分析及对策[J].石油化工设备， 2007， 36（3）： 18－21.

［3］王金英，赵冬岩.渤海海底管道工程的现状和问题[J].中国海上油气工程， 1992， 4（1）： 1－6.

［4］王忠江，温哲华，周建平，等.海底管道安全现状评估方法及其工程应用[J].腐蚀与防护，2012，33（10）：903－907.

［5］党学博，龚顺风，金伟良，等.海底管道铺设技术研究进展[J].中国海洋平台， 2010， 25（5）：5－10.

［6］梁政.海洋管道“J”形铺设研究[J].中国海上油气（工程）， 1993， 5（2）： 22－28.

［7］刘海燕，尹群，李良碧.偶然性载荷作用下海底管道风险研究进展[J].中外船舶科技， 2007（4）：13－17.

［8］ DNV－RP－F107， Risk Assement of Pipeline Protection[S].

［9］ API APEC 5L， Specification for Line Pipe[S].

［10］ DNV－OS－F101， Submarine Pipeline System[S].

Load Condition and Performance Requirement Analysis of Submarine Linepipe

DU Wei1,2,WANG Haitao1,2,GUO Chen1,LI Helin1,2
（1.CNPC Tubular Goods Research Institute,Xi’an 710077,China;2.Key Lab of Oil Tubular Mechanical and Environmental Behavior of CNPC,Xi’an 710077,China）

The general development situation of domestic and foreign submarine pipeline was introduced;the load condition of submarine pipeline was analyzed.The special performance requirements of submarine linepipe were analyzed through comparison with land pipe.The results showed that the load condition of submarine linepipe is complex,and the requirements are higher in the aspects of chemical composition,mechanical properties and physical geometry.In chemical composition some harmful elements content and carbon equivalent are lower,such as S and P,etc.In terms of mechanical performance,increase the longitudinal tensile and CTOD test before and after aging requirements;the requirements for yield strength,yield ratio and hardness index are higher.In terms of geometry size,the requirements for diameter,ovality and wall thickness deviation are more stringent.

submarine linepipe;load condition;performance requirement;DNV-OS-F101

TG115.5

B

1001－3938（2015）12-0028-05

杜 伟（1982—），男，硕士研究生，工程师，主要从事石油管的工程应用与应用基础研究。

2015－08－10

李红丽