海底管道及立管系统

6.0 6.1
海底管道及立管系统 概述
作为独立的深水开发项目，它是石油天然气工业的重点，在开始阶段开发方案的选择 是很重要的。

前期的正确选择是最重要的，由于它的改变是耗资最大的。

这点适合于 所有的系统组成部分特别是立管， 因为它是海底生产系统和浮式装置之间的关键连接。

基于对系统性能的实际的、正确的评价作出决策是势在必行的，而不是依靠直觉。

这 种评价不仅要理解技术细节和每种设计的功能限制， 也要分析每种设计的相关可靠性， 它们的接口要求和成本等。

不管海洋油田开发采用何种浮式方案，都需要使用管道/生产管线和立管，它们是海洋基础 结构的关键组成部分。

管道和立管是深水开发比较复杂的方面，如图 1 所示。

图 1: 深海浮式结构及立管系统 首先，本章节以实际海洋油田应用为重点描述了深海管道和立管的基本概念，特别关 注了它们在中国海域应用的潜力。

深海管道和立管的更详细的讨论在三个单独的关于 工业设计标准选择、工程解决方案、海上安装的章节中论述。

对不同的管道和立管概 念进行了对比并指出了它们的优缺点。

给出了不同的例子来描述大致的概念。

6.2 6.2.1
管道及立管基本概念 海底管道
在油气田的总体开发布局设计中, 其中的一个问题之一是如何在油田内部已及从油田 向另外一个油田或者到陆地终端进行油, 气, 及水的输送, 解决该问题的方法就是利 用海底管线或管道。

在海洋油气资源开发中管道有多种用途。

下图描述了海洋管线的通常定义，包括下列 内容： 运输管线 油田产品输送检验/生产管线 水和化学制品注射管线


生产管线和立管之间的连接短管
图 2: 海底管道在油田中 除去按管道的用途划分还有几种不同的分类方法。

一种常见的方法是按管道横截面 的结构分类，即单壁管道、管中管管道（PIP）和集束管道，如图 3 所示。

图 4: 海底管道分类示意图 单壁管道是最普通的，在海洋和岸上都有广泛的多用途应用。

它能用于输出、油田 生产/检验、注水等。

管中管和集束管道系统的主要特征是管道具有同心的内管和外管。

内管或套管内的 管道运输生产的流体并且绝热，同时外管（或承载/外套管管道）提供机械保护。

许多最近在北海和墨西哥湾发现的高温高压（HP/HT）的油藏使用管中管和集束管 道系统作为现有平台海底回接管道的一部分，特别是在有很高的绝热要求时。

不仅 油藏条件越来越苛刻，管道也要求在产品沿管道冷却时与蜡状物和水合物隔离。

这 种类型的生产管道也广泛地用于中国海域，如渤海湾。

管中管和管道集束系统的应用带来了不同于传统单壁管道设计的附加设计特性。

隔 层的结构设计、内部防水壁和绝热设计带来的工程挑战要求在变动的负荷体制下对 结构特性进行全面和局部的了解。

由于在这样的系统中组件的数目与传统管道相比 增加了，设计过程必须更加复杂和客观，因为组件的相互作用可能导致设计的改变。

一条海底管道的完成, 主要包括如下阶段: 油田布置, 管道概念选择 管道工程设计 管材制造 管道海上安装及调试 管道运营准备就绪 其中, 最为关键的是管道的工程设计及海上安装。

6.2.2
深海立管 作为深海油气田开发系统结构的重要组成部分，海洋立管以其全新的形式、动态的特 性、以及高技术含量变得格外引人注目。

以往浅水立管形式根本不能应用到深水中， 这使得立管技术更加的具有挑战性。

目前深水立管并没有统一的分类，但根据其结构形式及用途，可以大致主要分类如下： 顶部预张力立管(Top Tension Riser) 钢悬链立管 (Steel Catenary Riser) 柔性立管 (Flexible Riser) 塔式立管 (Hybrid Tower Riser) 下面的四个图，分别展示了上述的深水立管概念。

图 5: 顶部预张力立管


图 6: 钢悬链立管
图 7:柔性立管


图 8: 塔式立管 和浅水油气开发相比, 海洋立管作为连接水上浮式及水下生产系统的唯一关键结构, 其在深水中的应用更加具有独特的挑战性, 要求更强烈的创新。

这一点从比较海洋立 管在浅水与深水中的概念上的不同就可以看出来。

浅水的立管都是钢管固定在平台的 桩腿上的, 而深水中的立管却有着各式各样的变化, 以适用于不同的开发需要, 因此，深水海洋立管是深水工程技术的核心，这还因为 深水的挑战需要新颖的海洋立管概念； 浅水立管技术完全不适应于深水； 全新的浮式结构概念需要全新的立管系统； 深水立管是整个深水油气田开发的最主要的界面； 深水立管概念的选取直接影响浮式结构及水下系统的确定； 深水立管的动态特性使其成为深水开发中最具有挑战性； 深水立管的实际工程经验及现场反馈很少； 水深，高温，高压使深水立管工程更加艰难； 深水立管的特性及其响应是无法在实验室的环境下模拟的。

下图是美国墨西哥湾的一个深海油田布置图, 该油田采用了顶部预张力立管(TTR)和 钢悬链立管(SCR)作为海洋立管。

图 9: 墨西哥湾 BN 油田开发布置图
下图是西非的一个深海油田布置图, 其平台采用了立拄式和浮式生产储油轮相结合的 形式。

该油田采用了顶部预张力立管(TTR),钢悬链立管(SCR)和塔式立管的组合作为海 洋立管系统。

图 10: 西非典型油田开发布置图


下图是西非的 AKPO 深海油田立体图, 其平台为浮式生产储油轮的形式。

该油田全部采 用了钢悬链立管(SCR)组合作为海洋立管系统。

图 11: 西非 AKPO 油田开发布置图
6.3 6.3.1
管道及立管设计规范及标准 概述
无论是海底管道还是立管, 可供参考的工程设计标准很多, 尤其是随着深海油气的开发,
目前这些标准主要来自船级社及石油协会等技术机构, 许多新的标准及规范也应运而生。

如挪威船级社(DNV),美国船级社(ABS),美国石油协会(API),英国标准(BS), 等等。

此 外,有一些大的石油公司也采用自己公司内部的标准作为设计规范, 如壳牌(Shell) 等。

海底管道及海洋立管设计标准的选择主要依靠下列各项： 政府机构部门的要求 管理机构要求 客户选择 油田地理位置
6.3.2
海底管道
管道设计通常是要参照工业设计标准来进行的, 海洋管道设计规范很多, 最早的可以 追溯到 70 年代, 如挪威船级社(DNV)。

而且, 早期的规范也很简单, 同时也相对比较 保守。

随着海底油气工业的发展, 海底管道的不断增多, 完善设计规范的需求也越来 越多, 同时参与规范严发的单位也不断增加。

目前, 海底管道最常使用的设计标准包括：


挪威船级社 OS F101 (2000): “Submarine Pipeline Systems” 美国石油协会 RP 1111 (1998): “Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines – Limit State Design” 英国标准协会 BS 8010 (1993): “Code of Practice for Pipeline – Part 3. Pipeline Subsea: Design, Construction and Installation” 美国机械工程师协会 B31.8 (1992): “Code for Gas Transmission and Distribution Piping Systems” (1994 Addendum) 美国机械工程师协会 B31.4 (1992): “Code for Liquid Transportation System for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia and Alcohol’s” 原理上，设计标准可以分为两类，即： 基于极限状态的可靠性设计（荷载抗力系数法设计－LRFD） 常轨许用应力设计（工作应力设计－WSD） 最成功的、在世界上应用最广泛的极限状态设计标准是挪威船级社 OS F101，它以 SUPERB (Jiao, et al, 1996)的联合工业程序（JIP）为基础，是由挪威海洋技术中心 发起的。

第一个该类型的设计标准在 1996 年以挪威船级社的规范方式正式发布。

荷载抗力系数方法引进了一些用于不同损坏模式的不同参数的安全系数。

工作应力设 计方法仅用一个安全系数覆盖所有的不确定性。

原理上，荷载抗力系数法方法不保守 一些，可以导致更小的管道壁厚和相应地减少材料成本。

这是以在一致方式下保持同 样或更高的安全等级为条件的。

有许多文章解释这些细节， Song, et al (1998, 1999), 如 Zimmerman, et al (1992), and Sotberg, et al (1992, 1994)。

6.3.3
深海立管
概述 尽管立管已经存在很多年了，它只是在近些年来随着深水技术的发展而产生了巨大的进 步。

早期立管的主要结构是钢铁生产管线的简单延伸，通常在导管架腿柱上夹紧。

早期的 立管设计以使用不同安全系数的独立的管道标准为基础。

深水开发需要新方案和新技术来处理在浅水开发中遇不到的挑战。

为了解决深水立管技术 也需要一个新型的工业立管设计标准。

第一个立管设计标准是美国石油协会 RP 2RD，然 后是挪威船级社 OS F201。

这两个标准仍然是海洋立管仅有的设计标准，如下：
美国石油协会 RP 2RD (1998): “Design of Risers for Floating Production Systems and Tension Leg Platforms”, First Edition 挪威船级社 OS F201 (2001): “Dynamic Risers”
这两个立管的规范从原理上是不仅相同, 美国石油协会的 RP 2RD 是基于许用应力方法, 而挪威船级社的 OS F201 是基于可靠性分析的荷载抗力系数法(LRFD)。

一般说来, API 的 立管规范要比挪威船级社的立管规范相对保守一些。

由于美国石油协会的规范出台比较 早, 因而应用的也比较广泛。

另外一个原因就是墨西哥湾是深海开发的先锋, API 的规范


也就自然采用的比较广泛。

美国石油协会 RP 2RD 标准背景 在 90 年代初, 随着深海工程的迅猛发展, 深海立管的作用也越来越明显, 而当时却没有独 立的深海立管设计规范。

通常的立管设计主要是海底管道设计规范的延续。

另一方面, 深 海立管的设计却独具挑战性, 这主要是因为浅水的概念和经验已经完全不适用于深海立 管。

为了满足这一需求, 美国石油协会在 1992 年成立了由 EXXON 石油公司领导的技术小组 来开发立管设计规范。

在 1998 年 6 月, 第一版的美国石油协会 RP 2RD 正式出版作为第 一个海洋立管的设计规范, 称为“浮式生产系统及张力腿平台的立管设计”, 从此, 该规范被广泛用于深海立管工程设计之中。

美国石油协会的 RP 2RD 规范涉及立管结构分析, 设计知道, 构件选择标准, 通用立管 系统的设计, 主要用于钢材及钛刚的立管。

该标准采用了传统的许用应力设计法, 结 构的安全性通过一个安全系数来考虑。

挪威船级社 OS F201 在 2001 年, , 成为第二个海洋立刮设计规范。

该标准主要基于联合工业项目(JIP), 由挪 威船级社, SINTEF, 及 SEAFLEX 承担完成。

和挪威船级社的海底管道标准 F101 类似, 该规范采用了荷载抗力系数法作为设计公式。

挪威船级社的海管标准 F201 和美国石油 协会 RP 2RD 规范的基本设计原则及功能要求并不冲突。

此外，一些由管理机构发布的标准对立管设计作了一些扩展，如美国船级社(2001), 但是 很少在实际工程设计中被采用。

6.4 6.4.1
管道及立管设计分析工具 海底管道
尽管可选择的海底管道软件很多, 同时也有许多为某种特定用途而开发的专用软件, 但是 采用通用有限元分析软件包为核心求解器, 同时开发周边软件的方法比较常见。

最常用的通用非线性有限元分析（FEA）软件包括： ABAQUS：通用非线性有限元分析程序包; ANSYS：通用非线性有限元分析程序包 此外，还有相当多的专为管道开发的软件，如： PIPSIM 和 OLGA：多相流可靠性程序 PIPSTAB：海底管道稳定性分析程序 PONDUS：浪流引起的海底管线动力响应（APA） OFFPIPE：海洋管道安装分析程序 SAFEBUCK: 海底道热膨胀分析程序


6.4.2
深海立管
下面列出的是用于立管分析的已高度商业化和知名的工业软件： Riflex : Norwegian Marine Technology Center (Marintek) Flexcom 3D : MCS International (Ireland) Orcaflex : Orcina Ltd. (UK) SHEAR7 : MIT (USA) 软件的选择由工程需求决定。

现在，软件的界面设计地很友好，新手可以在短时间内学会 使用。

然而，精通软件和掌握管道、立管工程的深入知识并不是一件简单的事。

6.5 6.5.1
管道及立管的工程设计 设计概述
设计阶段 海洋管道和立管的设计通常按以下的步骤进行： 1、概念设计 该阶段设计的主要目的是确定技术可行性，确定下一设计阶段所需的信息，进行资本 和进度估计。

这经常称作“方案选择”。

2、初步设计 该阶段的主要任务是进行材料选择和确定壁厚；确定生产管线和立管的尺寸；执行设 计标准检查；准备 MTO 和授权应用。

基本方案需要在这个阶段定稿，也称作“定义阶 段”。

3、详细设计 该阶段的所有设计工作需要足够详细以进行采购和制造。

而且，工程过程、说明书、 MTO、测试、勘测和制图需要全面开展。

这个阶段也称作工程“执行阶段”。

设计流程 设计流程的主要目的是以运行数据（如设计压力和温度、油田数据和处理数据）为基 础确定最优化的管道和立管设计参数。

在这些参数中，下列参数是最重要的： 基于流动安全性分析的管道和立管尺寸（内径） 基于管道利用率、成本和焊接的管道材料等级（如美国石油协会 5L 管、CRA 管、表面镀层管、衬管） 基于设计标准的管壁厚度确定（如压力负荷计算，挪威船级社 OS F101，美国 石油协会 RP 2RD） 管道路径选择、立管顶部和海底排列（如管道排列图、立管悬挂系统） 用于 MTO 的管道和立管长度 管道覆层的类型和厚度（如抗侵蚀覆层、重力覆层、绝热覆层） 管道阴极保护系统（如阳极类型、数量、与管道连接装置） 一般来说，设计流程是一个交互式的过程，这些参数也不能单独考虑。

设计基础文件


设计基础文件（DBD）提供了管理管道、立管系统设计的手段，重点控制设计的改变。

设计原理的目的是提供基本原理、一系列一致的数据、用于指定工程开发的合理要求和设计。

设计基础文件是管道和立管设计的基础，它将在整个工程过程中随着设计数据的增加而不断地被检查和更新。

当设计数据发生变化时，变动请求将被递交给客户以获得批准。

典型的管道和立管设计原理应该至少包括如下内容：
系统描述和功能需求：描述管道和立管系统的排列和关键部件，详细说明工程设计的总体要求。

这部分也定义当管道和立管的设计数据变化时设计机构的不
同小组间的管理方法；
设计和分析要求：定义经认真考虑过的负荷条件和评定管道和立管响应的标准。

设计数据：提供管道和立管系统的相关数字化数据。

包括但不仅限于如下内容：9油田规划和位置数据
9系统设计寿命和油井生产数据
9管道和立管数据
9船只数据和运动（仅用于立管设计）
9海洋、地质数据和土壤数据
9压力和温度数据
9负荷情况（压力、流体含量、环境标准）
除设计数据之外，DBD也应包括生产系统各部件间关键设计接口设备的鉴定。

材料选择
海洋管道和立管最常用的材料是从碳钢（如美国石油协会－5L规格，等级X52-X70和更高）到特种钢（也就是合金钢，如13%铬）的钢材。

下列因素决定了材料的选择：
成本
抗侵蚀能力
重力要求
焊接性能
钢材的等级越高（直到特种钢），单位体积（重量）的价格越高。

然而，随着高等级钢材生产成本的降低，海洋工业的普遍趋势是使用高等级的钢材。

材料选择可能是海洋管道和立管设计中最初的步骤之一，它是系统设计中的关键要素。

此外，材料选择还与制造、安装、运行成本有关系，说明如下：
制造：钢材等级越高，成本越高。

但是，钢材等级的提高通常会减少管壁厚度。

这导致了使用高等级钢材时总体制造成本可能会比使用低等级钢材还低。

安装：高等级钢材难以焊接因此铺设速度比低等级钢材慢。

然而，由于管道在极深水中铺设，操作船以它的最大铺设张力放置管道，使用高等级钢材更合适
一些，因为管道重量的减少可以导致低一些的铺设张力。

通常情况下，从安装
角度讲，低等级钢材管道比高等级钢材管道的安装成本低。

运行：由运输的产品决定，可以分为：
9化学侵蚀（内部）
9内部冲刷侵蚀
9H2S引起的侵蚀
无侵蚀设计可以通过材料选择或改善运行条件（即添加防腐蚀剂）来实现。

此外，CRA带衬里和覆层管道广泛用于酸性产品的输送。

下图显示了这种在深水中得
到广泛应用的柔性管道，如用于各种类型的立管。

这种柔性管道与钢管相比是相当昂
贵的。

6.5.2强度设计
基于LRFD的结构强度设计
所有依据极限状态用公式表达的相关失效公式都应在管道和立管设计中考虑。

极限状态的
分类如下：
工作极限状态（SLS）：如果超越就会导致管道不能正常运行的状态。

包括椭圆化、棘轮效应、累计塑性变形和由于管道覆层重量损失引起的破坏。

最大极限状态（ULS）：如果超越就会危及管道和立管完整性的状态。

包括爆裂、局部弯曲、整体弯曲、不稳定破裂和塑性破坏。

疲劳极限状态（FLS）：计算由环境载荷、运行条件、VIV、浮式装置运动等引起的累积循环载荷。

意外极限状态（ALS）：由意外载荷引起，如渔船拖网板撞击、坠落物体等。

进行极限状态设计检查时应考虑不同阶段和考虑事项，包括：
安装
水力测试
运行
关闭
通常，极限状态可以表示为指定的失效公式如
Ld≤Rd
其中，Ld是设计载荷作用，Rd是结构设计抵抗力。

爆裂极限状态的一个典型例子可以表示为：
(Pi-Pe)×(D-t)/2t≤ηu×SMYS
其中，Pi是内部设计压力，Pe是外部流体静力学压力，D是管道标称直径，t是管道标称
壁厚，ηu是安全系数，SMYS是管道材料的指定最小屈服强度。

6.5.3海底管道设计
除了上述的基本设计因素之外, 海底管道还包括如下的一些设计特点:
管道路由设计
管道路由设计是一个复杂的过程，由几个要素决定。

原理上，终端之间的最短距离从材料立场看可能是最经济的，但可能的最重要的因素必须考虑。

路径选择通常受以下因素的影响：
海洋安装；
终点位置；
水深；
海床不平坦程度；
沉降；
不利环境因素的存在，如湍急水流和浅水波；
其它油田、管道、结构物、禁区（如海军训练区）的存在；
不利的海运或捕鱼活动的存在；
着陆地点的适宜性。

管道安装的总成本在制造和安装过程中很大程度上受选定路线的直接影响。

相关的活动有：
构成管道的管长（有覆层）；
路径预清理；
安装前自由跨度修正支持；
安装后自由跨度修正支持；
开槽、掩埋或暗礁清除。

这些活动中的一些或全部存在于选定管道路径中。

作为一个普遍原则，设计应达到： 管道必需的最小长度；
避免预清理要求；
避免安装前自由跨度修正支持；
最小化安装后自由跨度修正支持；
最少化开槽、掩埋或暗礁清除。

图12显示了在北海挪威海区工作的一个管网的管道路径选择。

图12: 挪威海区的一个管网布置图
管道绝热保温设计
防止水合物和蜡状物形成的绝热设计在深水开发中扮演着越来越重要的角色。

流动保险是为了确保使石油和天热气以可靠的、可管理的、有利的方式从油藏成功地输送到目的地。

下图所示为从管道横截面中看到的流动中的阻塞效应。

图13: 管道横截面中的阻塞效应
绝热设计（流动保险）的典型设计过程包括下列各项：
流体样本的获取与分析
固体可能的、初步的选择
稳定状态热力/水力模型
系统冷却模拟和绝热测定
初期排气、加热等过程的瞬态分析
系统设计和操作步骤确定
通常有两种绝热类型，即：
被动绝热
9湿式绝热（复合泡沫塑料、聚丙烯、Carazite等）
9干式绝热（聚氨酯塑料等）
9掩埋
9相变材料
主动加热
9热流体加热
9电力加热
下图显示了具有单层和多层绝热覆层的被动绝热设计的系统构造。

管道集束系统的主要优点之一是具有极好的绝热性能。

管束在生产和流动保险策略上是完整的。

图14显示了热力性能分析（Song和Knutsen，1999）。

图14: 管束截面热力性能分析
6.5.4深海立管设计
和海底管道相比, 深海立管的设计更具有挑战性, 而且也有其独特的一面。

立管的基本设计观念就是要保证立管的安全性, 经济性, 及把风险降到最低, 这主要通过项目的有效控制和执行来取得。

其中包括:
进行早期的设计评估
确定水面浮式结构的影响
确定工程设计执行计划
完整信息的收集整理
传递以前类似工程项目的经验及教训
尽早和验证机构沟通
进行设计验证及评估
确认荷载及费用的极限
确认立管构件制造限制
深海立管的设计应该遵循一定的设计原则, 其中包括:
应该具备足够的灵活性;
设计应该包括一些无规划的事件;
应该设计使立管的应力范围循环次数最少;
方便制造;
立管材料及尺寸选择使材料损失最小;
设计使海上安装简单可靠;
提供足够的通路, 以便今后的检测, 保养及维修;
构件的设计要保证不坏;
使立管的监测容易;
满足设计基础文件确定的设计要求。

尽管深海立管的设计内容很多, 但其主要设计包括如下内容:
界面设计
总体布局设计
疲劳设计
系统偶合设计
深海立管的设计过程主要包括确定立管的特性, 进行基本设计, 确定总体布局, 建立计算机分析模型, 进行数值分析并验证分析结果, 叠带分析与设计结果, 确定最终设计。

6.6管道及立管的分析
6.6.1概述
和传统的设计方法相比, 现代的海底管道及海洋立管设计中的一大特点是大量详细的数值模拟分析, 尤其是对深水立管而言更是如此。

这主要基于如下几方面的原因:
1)计算机技术的迅猛发展
2)数值模拟技术的更加成熟
3)实验或试验技术的局限性
4)深海开发中的许多未知因素
5)多种不同设计情况的考虑
6)新问题的不断出现
6.6.2荷载工况的确定
管道和立管在位分析
有限元模型是分析管道和立管在位状态的强大工具，如通过程序来描述上述内容。

在位分
析贯穿了管道或立管的整个油田设计寿命负荷历史，它可以包括一些连续的负荷情况，如： 暂时安装阶段
压力测试（充水和水压测试）
管道运行（产品输送、设计压力和温度）
管道关闭/冷却循环
管道上下和侧向弯曲
动态环境载荷
管道和立管承受冲击载荷（如捕鱼设备、坠落物体等）
浮式装置的运动对立管动力性能的影响
如果不考虑负荷情况，在位分析可以分为静力和动力分析。

静力分析：使用ABAQUS等软件进行的管道模型静力分析利用大位移效应、材料非线性、边界非线性来处理非线性问题，如连接、滑动和摩擦（管道/海床相互作
用）。

对于立管系统，静力分析确定了整体结构如顶端悬挂角度、总悬挂长度、着
陆点（TDP）。

这些可以通过使用ABAQUS或前面所述的专用立管软件来完成。

动力分析：动力分析通常研究管道或立管系统的非线性动力响应。

通用非线性动力分析通过对整个模型的隐式综合来计算系统的瞬时动力响应。

动力分析应该在
动力影响存在的情形下进行，如渔船拖网板与管道相撞、管道热膨胀、地震对管
道影响。

对于立管系统，由于浮式装置的运动、动力环境条件（风、浪、流）动
力影响始终存在。

管道和立管系统的性能和响应可由这种设计确定。

在管道和立管的FEA模型中应该特别注意下列非线性特性：
材料非线性
几何非线性
边界非线性（摩擦、滑动、管道土壤相互作用等）
6.6.3海底管道分析
海底管道的分析主要是借助有限元分析软件包来完成, 如ABAQUS, ANASYS等。

除了常
规的分析外, 主要的分析包括:
1)海底管道在位分析。