王 猛，孫國(guó)民

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

深水油氣田中的集束管道

王 猛，孫國(guó)民

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

對(duì)深水油氣田開(kāi)發(fā)中使用的兩種集束管系統(tǒng)(集束海底管道和集束立管)進(jìn)行了研究。對(duì)兩種集束管系統(tǒng)的總體組成、結(jié)構(gòu)形式、各組件功能、設(shè)計(jì)要求、預(yù)制方法、海上安裝等進(jìn)行了詳細(xì)的闡述；對(duì)兩種系統(tǒng)的相似性和差異性進(jìn)行了論述。依據(jù)集束管系統(tǒng)的應(yīng)用案例，可為我國(guó)的油氣田開(kāi)發(fā)提供參考。

深水； 集束管； 海底管道； 立管

0 引 言

集束管系統(tǒng)[1]是將兩根以上的管道/電纜匯集在一起，在陸地上進(jìn)行管道預(yù)制、整體海上安裝的一種管道形式。集束管系統(tǒng)按其應(yīng)用分類，可分為集束海底管道和集束立管。

自20世紀(jì)80年代首次在北海 Murchison油田中安裝成功集束管道后，該技術(shù)已經(jīng)發(fā)展了30多年。集束管系統(tǒng)具有很多優(yōu)點(diǎn)：油氣集輸、信號(hào)集控；陸地預(yù)制，不受海上環(huán)境影響，焊接、無(wú)損檢測(cè)施工條件可控，施工質(zhì)量較高；一次安裝，對(duì)施工設(shè)備要求低，費(fèi)用低廉。

本文對(duì)集束海底管道和集束立管這兩種集束管系統(tǒng)在油氣田開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用進(jìn)行了系統(tǒng)研究。對(duì)集束管系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)形式、各組件功能、設(shè)計(jì)要求、管道預(yù)制、海上安裝等進(jìn)行了詳細(xì)的闡述，并討論了兩種系統(tǒng)的相似性和差異性，希望為我國(guó)的油氣田開(kāi)發(fā)提供參考。

1 集束管結(jié)構(gòu)形式

集束管的結(jié)構(gòu)形式分為封閉式和開(kāi)放式。封閉式結(jié)構(gòu)(見(jiàn)圖1)將多根管道、臍帶纜或電纜組裝在運(yùn)送管內(nèi),各根管道通過(guò)間隔器相對(duì)固定。海底管道基本都采用這種結(jié)構(gòu)形式。開(kāi)放式結(jié)構(gòu)(見(jiàn)圖2)將管道、臍帶纜或電纜組裝在中心管周圍，各管道、臍帶纜或電纜通過(guò)導(dǎo)向框架相對(duì)固定，浮塊通過(guò)綁帶或螺栓固定，包裹所有管束或僅包裹中心管?；旌鲜搅⒐芩2-4]系統(tǒng)中常采用這種形式。

集束海底管道外層是不包括浮力塊的，只在安裝時(shí)臨時(shí)設(shè)置浮力塊，以提供浮力；集束立管的浮力塊是管束的一部分。

集束管系統(tǒng)一般包括以下部件：

· 主結(jié)構(gòu)管，作為承載內(nèi)部管道、臍帶纜匯集的容器結(jié)構(gòu)，并承受結(jié)構(gòu)外部荷載。

· 生產(chǎn)管，布置在承載管內(nèi)部或中心管周圍，用于輸送流體。

圖1 封閉式結(jié)構(gòu)Fig.1 Closed structure

圖2 開(kāi)放式結(jié)構(gòu)Fig.2 Open structure

· 控制系統(tǒng)，將臍帶纜或電纜布置在外套管內(nèi)，作為控制系統(tǒng)的傳輸通道。

· 浮力塊，在管束系統(tǒng)的安裝(集束海底管道)或在位時(shí)(集束立管)提供浮力。

· 固定裝置，用于將各條管道/電纜以相對(duì)的位置固定。集束海底管道和集束立管的固定裝置形式不同。

· 保溫層，為內(nèi)部管是雙層管的集束系統(tǒng)提供隔熱保溫。

· 管束終端，在安裝過(guò)程中，可能在端部連接清管發(fā)射/接收器、拖拉頭等結(jié)構(gòu)物。

1.1 主結(jié)構(gòu)管

集束海底管道的主結(jié)構(gòu)管也稱為運(yùn)送管，是一根直徑較大的管道。其主要功能包括：作為內(nèi)部管道/電纜的容器結(jié)構(gòu)；承受壽命期內(nèi)的軸向、彎距和疲勞荷載,提供管束系統(tǒng)所需浮力；為內(nèi)部管道和電纜提供保護(hù)，如防止總體屈曲，防落物和漁船拖錨保護(hù)，屏蔽海水腐蝕等。

運(yùn)送管直徑應(yīng)根據(jù)內(nèi)部集成的流體管、臍帶纜的數(shù)量和尺寸來(lái)確定。此外，運(yùn)送管還需要提供足夠的浮力以支撐內(nèi)部各種管線和輸送介質(zhì)的最大重量。典型的運(yùn)送管直徑范圍為24～60英寸(1英寸=2.54 cm)，鋼材等級(jí)為API PSL2 X52，壁厚為20 mm。

由于管徑太大，管束系統(tǒng)需要解決兩個(gè)問(wèn)題：靜水壓潰和坐底穩(wěn)性。安裝時(shí)運(yùn)送管內(nèi)充0.8～5 MPa壓力的氮?dú)猓员苊鈮簼?。安裝就位后將氮?dú)夥趴詹⒊渌徫g塊劑溶解后，能降低運(yùn)送管的受腐蝕速率。

集束立管的主結(jié)構(gòu)管也稱為中心管。中心管在安裝和運(yùn)行期都是中空的。在設(shè)計(jì)時(shí)需要考慮承受水壓試驗(yàn)內(nèi)壓、靜水壓潰以及安裝和運(yùn)行期的環(huán)境荷載。典型的中心管直徑為24英寸，鋼材等級(jí)為API PSL2 X65，壁厚小于30 mm。

主結(jié)構(gòu)管沒(méi)有專門的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)可以應(yīng)用，目前工程界主要依據(jù)管道和結(jié)構(gòu)的相關(guān)設(shè)計(jì)規(guī)范對(duì)其進(jìn)行設(shè)計(jì)。如可使用美國(guó)石油協(xié)會(huì)API RP 2A[5]中結(jié)構(gòu)鋼管[6]相關(guān)設(shè)計(jì)要求進(jìn)行設(shè)計(jì)。設(shè)計(jì)的荷載應(yīng)考慮水壓試驗(yàn)、安裝期拖拉、在位期間的軸力和彎矩等荷載。

1.2 生產(chǎn)管

流體管作為流體輸送管道，依據(jù)海底管道或立管標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行設(shè)計(jì)。

集束海底管道的流體管直徑范圍為2～32英寸，類型最多的為8～12英寸的單層外輸管或雙層生產(chǎn)管。

集束立管的流體管直徑范圍為2～16英寸，管道類型一般為生產(chǎn)管或氣舉管。

流體管的材料可為碳鋼管、抗腐蝕合金(CRA)管[7]、機(jī)械復(fù)合管、冶金復(fù)合管或塑料內(nèi)襯管等多種類型。

1.3 控制系統(tǒng)

將臍帶纜、電纜等控制系統(tǒng)集成在集束管內(nèi)，可減少單獨(dú)鋪設(shè)、挖溝和回填的費(fèi)用。

臍帶纜/電纜和其外層保護(hù)的套管放置在外套管內(nèi)?？刂颇K布置在集束管的端部。可在陸地上進(jìn)行系統(tǒng)測(cè)試。

1.4 浮力塊

集束海底管道在安裝時(shí)需要浮塊來(lái)提供額外的浮力。管束重量設(shè)計(jì)與安裝過(guò)程相關(guān)，浮力塊的布置要能保證管道在安裝期較好的浮態(tài)；浮力塊解脫后，管束重量在操作期還要有良好的坐底穩(wěn)性。為了在海上拖拉時(shí)較好地控制管道狀態(tài)，在管道上要增加壓載鏈。壓載鏈可以使集束管處于離底漂浮狀態(tài)。安裝期間，管道水下重量一般控制為6～8 kg/m。

集束立管的浮塊由復(fù)合泡沫制成,形式如圖3所示。浮力塊是管束的一部分，立管提供張力，因此浮力塊的設(shè)計(jì)壽命需要滿足管道運(yùn)行壽命的要求。目前的浮力塊可以達(dá)到在1 300 m水深時(shí)25年的設(shè)計(jì)壽命。

圖3 集束立管的浮力塊Fig.3 Buoyancy foam modules for riser bundle

1.5 固定裝置

集束海底管道的固定裝置也稱作間隔器(見(jiàn)圖4)，用鋼材制成多孔件。集束管組裝時(shí)卡住內(nèi)部的一根管道，其底部有兩個(gè)滾輪，坐底在運(yùn)送管內(nèi)壁上滑動(dòng)，內(nèi)部其他各條管道、臍帶纜或電纜、被卡住管道、運(yùn)送管間是非約束的，不限制管道的軸向膨脹。

圖4 間隔器Fig.4 Spacer

集束立管的固定裝置也稱作導(dǎo)向框架，形式如圖5所示。導(dǎo)向框件同樣為多孔結(jié)構(gòu)，中孔使用橡膠材料[如聚氨酯(PU)]卡住中心管，在軸向也可以允許其他管道自由伸縮。

圖5 PU導(dǎo)向框架Fig.5 PU guiding frame

1.6 熱保溫

集束海底管道采用封閉式結(jié)構(gòu)，提供了使用干式保溫雙層管的可行性。這樣就降低了采用濕式保溫所需的較高費(fèi)用，也能滿足管道熱絕緣性能的要求。

集束立管一般采用濕式保溫材料。常用的保溫材料有多層聚丙烯或PU。

1.7 管束終端

集束海底管道的終端根據(jù)項(xiàng)目需要，可以連接拖拉頭、清管球發(fā)射/接收裝置或管匯(見(jiàn)圖6)。

圖6 集束海底管道端部管匯Fig.6 Manifold at pipeline bundle end

集束立管的端部需要根據(jù)立管塔的結(jié)構(gòu)形式確定，一般需要連接立管塔浮力筒、柔性跨接管(見(jiàn)圖7)。

圖7 集束立管底部塔形結(jié)構(gòu)Fig.7 Tower structure of riser bundle bottom

2 陸地預(yù)制

與海上管道對(duì)接相比，陸地預(yù)制的優(yōu)點(diǎn)是非常明顯的：不在海上進(jìn)行管道對(duì)接，降低船舶施工工期，項(xiàng)目投資大幅降低；焊接、無(wú)損檢測(cè)不受海上環(huán)境影響，施工質(zhì)量更有保證；可在安裝前完成預(yù)調(diào)試。

預(yù)制場(chǎng)地一般靠近海邊，可以平行于海岸布置，也可垂直于海岸布置。世界上最大的集束管預(yù)制場(chǎng)地是垂直于海岸布置的，可預(yù)制管道長(zhǎng)度達(dá)7.8 km。根據(jù)預(yù)制場(chǎng)地規(guī)模，一般設(shè)置多條預(yù)制軌道線，可同時(shí)預(yù)制流體管和主結(jié)構(gòu)管。

集束海底管道的預(yù)制步驟如下：

(1) 單層流體管可進(jìn)行連續(xù)預(yù)制；雙層管需要分別對(duì)內(nèi)外管進(jìn)行連續(xù)預(yù)制，填充保溫層。

(2) 將各根管道、臍帶纜穿過(guò)間隔器，進(jìn)行組裝。

(3) 分段預(yù)制運(yùn)送管，將集成的內(nèi)部管線拖進(jìn)運(yùn)送管，各分段運(yùn)送管間進(jìn)行焊接連接。

(4) 在運(yùn)送管上安裝浮力塊等輔助設(shè)備。

(5) 在管束端部連接結(jié)構(gòu)物和壓載鏈。

(6) 系統(tǒng)試壓后拖拉下水。

集束立管預(yù)制的主要步驟如下：

(1) 立管長(zhǎng)度受預(yù)制場(chǎng)地限制，需要逐段預(yù)制，并進(jìn)行試壓。端部結(jié)構(gòu)物在第一段立管完成后進(jìn)行連接。

(2) 將各根立管組裝。組裝時(shí)，導(dǎo)向框架先在一根中心管上以一定間距固定，然后將其他各條管道固定在導(dǎo)向框架的各個(gè)位置處。浮力塊通過(guò)綁帶或螺栓固定。

(3) 在按第2步施工的同時(shí)，立管管段間要進(jìn)行焊接連接。

(4) 按以上步驟完成預(yù)定長(zhǎng)度的集束立管和附屬件組裝后，在尾部連接其他結(jié)構(gòu)物。

(5) 將集束立管拖拉到預(yù)制場(chǎng)地的淺水池中，進(jìn)行整體試壓，試壓完成后準(zhǔn)備出海。

集束立管的組裝形式如圖8所示。

圖8 集束立管組裝Fig.8 Riser bundle assembly

3 海上安裝

集束管使用拖拉法進(jìn)行海上安裝。具體的拖拉控制措施與水深、環(huán)境條件相關(guān)。

集束海底管道安裝分為三個(gè)階段：

(1) 管束通過(guò)纜索連接于首拖船和尾拖船，拖拉下海。

(2) 將集束管拖至海上的安裝地點(diǎn)。

(3) 定位和最終解脫就位。

在第1階段和第3階段，管道位置控制在距離海床約5 m位置處，此時(shí)為離底拖法。壓載鏈(如圖9所示)與海床接觸的部分產(chǎn)生摩擦力，保證管道的側(cè)向穩(wěn)定性。在第2階段，管道處于中段水深區(qū)域，此時(shí)采用控制水深拖拉法(CDTM)。起始拖拉速度一般控制在0.25 m/s；離底拖時(shí)速度控制在0.5 m/s；控制水深拖時(shí)速度為2.2～3.2 m/s[8]。

圖9 壓載鏈Fig.9 Ballast chain

集束立管安裝分為三個(gè)階段：前兩個(gè)階段與集束海底管道類似，但拖拉方法不同；最后一個(gè)階段，立管需要進(jìn)行直立扶正，然后解脫就位。

在拖拉起始階段，水深較淺，使用浮拖法。進(jìn)入較深水區(qū)域，使用水下拖拉法。在直立扶正過(guò)程中，立管底部通過(guò)拖拉塔結(jié)構(gòu)連接到海床基礎(chǔ)設(shè)施。

4 集束管技術(shù)的交叉拓展

4.1 集束海底管道

集束海底管道的應(yīng)用限制因素是水深。當(dāng)水深過(guò)大時(shí)，外水壓顯著增加，運(yùn)送管需要更厚的壁厚，制造困難。同時(shí)內(nèi)部充氮壓力也需要增大，需要的氮?dú)饬看蟠筇岣摺?/p>

壓潰設(shè)計(jì)以挪威船級(jí)社DNV OS-F101[9]為準(zhǔn)則：

(1)

(2)

式中：pe為靜水外壓；pc為臨界壓潰壓力；pel為彈性壓潰壓力；pp為塑性壓潰壓力；fo為管道橢圓度；D/t為管道徑厚比；γm為材料系數(shù)；γsc為安全等級(jí)系數(shù)。

此處忽略材料系數(shù)和安全等級(jí)系數(shù)，不影響分析的結(jié)論。對(duì)于屈服強(qiáng)度359 MPa和448 MPa的鋼管，不同徑厚比D/t對(duì)應(yīng)的壓潰水深如圖10所示。從分析結(jié)果可知，當(dāng)徑厚比D/tgt;45時(shí)，運(yùn)送管可應(yīng)用的最大水深約為500 m；當(dāng)D/tgt;35時(shí)，兩條曲線基本重合，即屈服強(qiáng)度的提高并不能較大程度地提高壓潰水深。這也是運(yùn)送管應(yīng)用受水深限制的主要原因。

封閉式結(jié)構(gòu)與大管徑限制了集束海底管道的應(yīng)用范圍。借鑒開(kāi)放式結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)，可以考慮將部分生產(chǎn)管布置在運(yùn)送管內(nèi)，從而降低管道徑厚比，擴(kuò)展管道的應(yīng)用水深。但需要注意的是，采用部分開(kāi)放式結(jié)構(gòu)，需要在各根管道的固定方式和端部結(jié)構(gòu)物連接形式上進(jìn)行改進(jìn)，以適應(yīng)集束海底管道的安裝要求。

圖10 壓潰水深與徑厚比的關(guān)系Fig.10 Relation between water depth and the ratio of diameter to thickness of the bundle

4.2 集束立管

目前工程中的集束立管多采用開(kāi)放式結(jié)構(gòu)，中心管是中空的。結(jié)合集束海底管道運(yùn)送管的功能，當(dāng)中心管尺寸可以容納一定數(shù)量的生產(chǎn)管或氣舉管時(shí)，考慮將生產(chǎn)立管和氣舉立管布置在中心管內(nèi)，將有效縮小管束的尺寸，保溫層和浮力塊的重量也可以降低。

5 結(jié) 語(yǔ)

集束海底管道和集束立管的結(jié)構(gòu)形式、預(yù)制和安裝等方法和技術(shù)有一定的相似性，也存在一定差異。通過(guò)技術(shù)交叉應(yīng)用，可以擴(kuò)展集束海底管道和集束立管的應(yīng)用范圍。

采用封閉式結(jié)構(gòu)的集束海底管道應(yīng)用水深極限為500 m。通過(guò)提高鋼材屈服強(qiáng)度等級(jí)，并不能有效提高管束的應(yīng)用水深，這是由其封閉式結(jié)構(gòu)與大管徑特點(diǎn)決定的。

借鑒開(kāi)放式結(jié)構(gòu)的特點(diǎn)，可以考慮將生產(chǎn)管布置在中心管內(nèi)，從而大幅降低管徑，提高集束海底管道的應(yīng)用水深。借鑒集束海底管道運(yùn)送管的功能，將部分生產(chǎn)管或氣舉管布置在中心管內(nèi)，可有效降低管束的尺寸，保溫層和浮力塊的重量也可以降低。

集束海底管道中使用雙層管技術(shù)可有效提高熱保溫性能。這項(xiàng)技術(shù)也可應(yīng)用在集束立管中。

結(jié)合我國(guó)油氣田開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，集束管可以在以下領(lǐng)域有應(yīng)用前景：

(1) 一次拖拉鋪設(shè)，對(duì)拖拉船的要求較低，降低工程投資。在安哥拉的Greater Plutonio混合式立管塔(HRT)立管工程中，安裝費(fèi)用只占總投資的15%[10]?？煽紤]將集束管應(yīng)用在邊際油田開(kāi)發(fā)中。

(2) 在較深水油田開(kāi)發(fā)中，集束管提供了良好的干式保溫性能，有望解決原油高凝、結(jié)蠟的問(wèn)題。

(3) 集束管可以減少管道路由占用區(qū)域，有利于減少要使用的海域面積、減少管道跨越的可能性。

(4) 目前我國(guó)南海已勘探的資源約在1 500 m水深，而Greater Plutonio HRT項(xiàng)目[10]中，集束立管安裝水深為1 310 m。目前我國(guó)已具有浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油船(FPSO)技術(shù)，結(jié)合集束立管技術(shù)，可作為南海深水油氣田開(kāi)發(fā)的一種可行方案。

[1] 宋儒鑫，王金英.海洋集束管道-油田內(nèi)部輸送的一種精明解決方案[J].中國(guó)造船,2003(z1): 105.

[2] 康莊，賈魯生，孫麗萍,等.塔式集束立管安裝方案研究[J].中國(guó)海洋平臺(tái),2011,26(2): 13.

[3] Djia F,Zimmermann C,De la Cruz D,et al.Design of the Greater Plutonio hybrid riser tower[C].OMAE,2009: 79015.

[4] Sworm A.Hybrid riser tower from an operator’s perspective[C].OTC,2005: 17397.

[5] American Petroleum Institute.API RP 2A.Recommended practice for planning,designing and constructing fixed offshore platforms[S].2000.

[6] International Organization for Standardization.BS EN ISO 19902.Petroleum and natural gas industries: fixed steel offshore structures[S].2007.

[7] Jones R,Pepe N,Barritte G.High strength carbon steel and cra lined pipe for reel-lay installation[C].OTC,2013: 24053.

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[10] De la Cruz D,Zimmermann C,Neveux P,et al.The Greater Plutonio riser tower[C].OTC,2009: 19929.

BundledPipesinDeepWaterFieldDevelopment

WANG Meng， SUN Guo-min

(OffshoreOilEngineeringCo.,Ltd.,Tianjin300451,China)

We present the study on two type bundle systems currently applied in deep water field development: pipeline bundles and riser bundles.General description of structure type,components function,design requirements,and fabrication and installation methods are discussed.A review of the similarities and differences between the two systems is presented.These practical examples of bundle systems can provide reference for the deep water field development in China.

deep water; bundled pipe; offshore pipeline; riser

TE973.92

A

2095-7297(2014)03-0218-05

2014-08-28

王猛(1980—)，男，碩士，工程師，主要從事海洋石油和天然氣管道設(shè)計(jì)與研究。