陳國民1,２  王威*１,２  陳琦１,２  魯瑜３  張宗超３
1.廣東石油化工學院石油工程學院；2.廣東省非常規能源工程技術研究中心； 3.中海石油（中國）有限公司天津分公司

摘要：為了預測海底管道的腐蝕情況，確定腐蝕對管道結構完整性的損傷程度，在調研海底管道設計數據基礎上，運用OLGA7.1多相流模擬軟件對海底管道進行模擬計算，建立海底管道仿真模型、掌握海管路由高程變化與管線劃分情況，并利用有限元方法確定給定腐蝕缺陷尺寸下海底管道的強度�？煽啃苑治霰砻鳎寒敻�蝕深度為6—7 mm時，海底管道雖滿足安全標準，但已經接近強度極限；當腐蝕深度為8 mm時，管道不符合安全標準，存在極大的安全隱患。管道服役期間應合理控制運行參數，加強海管腐蝕監測，做好相應的風險分析，并制定相應的應急預案。
關鍵詞：海底管道；腐蝕缺陷，剩余強度；評估

腐蝕管道剩余強度評價是在彈塑性力學和斷裂力學基礎上建立的、對腐蝕管道進行適用性評價和完整性評價的重要組成之一[1]，被廣泛應用于石油、化工、水利等領域，并取得了良好的社會經濟效益。腐蝕管道剩余強度評價的目的是為了研究缺陷能否在某一操作壓力下允許存在，以確定當前腐蝕缺陷下的剩余強度和最大失效壓力，以及在某一輸送壓力下允許存在的最大腐蝕缺陷尺寸等，為管道維修計劃和安全生產管理提供科學的指導。
筆者在調研海底管道設計數據基礎上，運用OLGA7.1多相流模擬軟件對海底管道進行模擬計算，建立海底管道仿真模型、掌握海管路由高程變化與管線劃分情況，并利用有限元方法確定給定腐蝕缺陷尺寸下海底管道的強度，進行了可靠性分析。
1  海底管道參數
1.1  海管設計參數






1.2  海管運行參數
         
2  海底管道工況模擬
選取2013年5月1日的運行數據進行模擬，在軟件計算時，按照下列參數進行基本設置：海管入口端壓力：1.4MPa；海管入口端溫度：61℃；海管出口端壓力：0.7MPa；海管出口端溫度：58℃；環境溫度為15℃；介質比熱：4 200 J/g·℃；管道總傳熱系數：2.4 W/(m2·℃)；介質流量：4 877 m3/d。
根據海底管道的路由數據，結合海管走向的高程變化，把該海管劃分為24段，共計4 460小段。運用OLGA7.1多相流模擬軟件結合基礎數據對海底管道進行模擬計算。建立的海底管道仿真模型、路由高程變化與管線劃分如圖1、2所示。

圖 1  海底管道多相流模擬仿真模型

圖 2   海底管道路由高程變化
根據海底管道的基本數據，對其運行壓力、溫度以及流量等參數進行海底管道多相流模擬，模擬得到其壓力、溫度變化曲線如圖3所示。

圖 3  海底管道輸水條件下工況模擬
根據海底管道輸水工況下模擬計算結果，可知其在管道運行工況條件下溫度曲線與實際工況相吻合，而管道出口端的壓力1.3 MPa，可知在管線理想狀態下，管道輸送產生的壓降很小，而在實際運行工況條件下，出口端壓力為0.7 MPa，兩者差值為0.6 MPa，另外，通過改變管道內壁的壁面粗糙度的值進行對比分析，發現其對管道壓降影響較為明顯，故可知這部分壓降可能是由于管道內的結垢或銹垢等因素增大了管內壁粗糙度從而阻礙介質流動而造成的，故說明有實施清管作業的必要。圖3（c）為實際運行工況下壓降為0.7 MPa反算輸量時得到的壓力曲線，此時壓力曲線入出口壓力及壓降滿足實際工況，得到的反算輸量為13 400 m3/d，即在0.7 MPa壓降下管道的最大輸量可以達到13 400 m3/d，遠遠大于實際輸送量4 877 m3/d。滿足實際生產需要。
3   剩余強度評估
3.１ 有限元分析
運用ANSYS軟件進行海底管道有限元建模分析。該海底管道是單層管，海管內部產生較多的腐蝕凹坑，存在不同程度的內腐蝕現象。管道要受到內壓和外壓，故在有限元建模時對內管進行建模，分析內管的受力情況。海底腐蝕缺陷管道的失效模式以應力失效準則來考慮。為計算精度準確且便于建模，根據其缺陷形狀，海底管道考慮用柱形來模擬[2-4]。
幾何模型：海底管道鋼級為X52，其他參數見表 1所列，最大運行壓力4.75 MPa，最高溫度31℃。不考慮材料非線性的問題。
環境資料：海水的最高溫度為23.23 ℃，最低溫度為-1.64 ℃，水面流速1.23 m/s，底部流速0.88 m/s，海水密度1 050 kg/m3。
所受載荷：管道受內壓為4.75 MPa，外載荷主要為管道上方所受到的海水和泥土的重力，海水密度為1 050 kg/m3，海底泥土的密度為2 050 kg/m3，海水深度為31 m，海管埋深為1.5 m，由P=ρgh計算可得管道受到的外載荷為0.34 MPa。
（1） 均勻腐蝕
采用solid185單元模擬平管管道，利用結構的對稱，建立管道模型。所建模型的長度為3 m。對于可能出現高應力的區域及腐蝕區域采用規則的細網格，其他區域采用粗網格。由于只分析被腐蝕的一段管道，對被剖開的管壁截面施加對稱邊界條件。平管有限元模型如圖4所示。

圖 4  平管有限元模型
模擬計算可得其最大等效應力為118 MPa，具體受力云圖如圖5所示。

圖 5  管道均勻腐蝕受力云圖
（2）局部腐蝕
對于海底管道，除了均勻腐蝕外，還可能存在局部腐蝕凹坑[5]。局部腐蝕凹坑會產生較大的應力集中現象，在管道的極限應力計算中有必要對此加以考慮。腐蝕區的尺寸影響管道的剩余強度，而腐蝕坑深度的影響比長度的影響更大，計算時選取具有代表性的半球形腐蝕凹坑。只需按最嚴重的蝕坑計算管道腐蝕剩余強度。
同上，采用solid185單元模擬管道，局部缺陷有限元模型如圖6所示。

圖6  局部腐蝕有限元模型
對在不同腐蝕凹坑直徑和腐蝕凹坑深度等情況下管道的受力情況進行模擬對比分析[6]。不同腐蝕凹坑直徑分析，假定腐蝕凹坑的深度為1 mm，分別對腐蝕凹坑直徑為8、10、12 mm進行了模擬計算；不同腐蝕凹坑深度分析，假定腐蝕凹坑直徑為12 mm，分別對腐蝕凹坑深度為1、2、3、4、5、6、7、8、9 mm進行了模擬計算。
當假定腐蝕凹坑深度為1 mm，腐蝕凹坑直徑為12 mm時，模擬計算得最大等效應力為153 MPa，其具體受力云圖如圖7所示。

圖7  腐蝕凹坑直徑為12 mm時受力云圖
當假定腐蝕凹坑的直徑為10 mm，腐蝕凹坑深度為9 mm時，模擬計算得最大等效應力為281 MPa，其具體受力云圖如圖8所示。

圖8  腐蝕凹坑深度為9 mm時受力云圖
3.２ 可靠性分析
以上模擬計算結果如表3所列， 在4.75 MPa操作壓力下平管均勻腐蝕受力最大為Ld=118 MPa，計算得到的設計抗力Rd=273.6 MPa，Ld<Rd。根據DNV OS F101，當海底管道的設計荷載效應（Ld）小于等于設計抗力（Rd）時，說明管道符合安全標準[7]。

由表3可知，在4.75 MPa操作壓力下，腐蝕凹坑直徑為10 mm，腐蝕深度為1—5 mm時，平管局部腐蝕受力最大為Ld=236 MPa， Rd=273.6 MPa，Ld<Rd。說明管道符合安全標準。 

當腐蝕深度為6—7 mm時，Ld=254 MPa， 雖然Ld<Rd，滿足安全標準，但是管道已經接近強度極限。
當腐蝕深度為8 mm時，Ld=274 MPa， Ld>Rd，說明管道不符合安全標準。
由該海管的腐蝕缺陷統計可知，其最嚴重腐蝕深度均在7 mm以內，所以，該海底管道符合安全標準。
4 結論
（1）在實際運行工況條件下，管道輸送產生的壓降較大。管道內壁的壁面粗糙度對管道壓降影響較為明顯，管道結垢或銹垢等因素增大了管內壁粗糙度，阻礙介質流動而造成的，建議選擇時機實施清管作業。
（2）當腐蝕深度為6—7 mm時，管道雖符合安全標準，但是已經接近強度極限；腐蝕深度為8 mm時，管道不符合安全標準，存在較大的安全風險。
（3）應加強海管運行參數監測，合理控制壓力、溫度、流量等參數，同時縮短海管腐蝕檢測周期，及時掌握海管腐蝕速率變化規律，并就海管腐蝕泄漏風險，做好相應的風險分析和評估，并制定相應的應急預案。

參考文獻
[1]付道明,孫軍,賀志剛等.預測腐蝕管道剩余強度的新方法[J].油氣儲運,2004,23(4)12-18.
[2] 王春蘭,張鵬,陳利瓊,等.腐蝕管道剩余強度評價的基本方法[J].四川大學學報(工程科學版),2003,35(3):50-54.
[3]  馬彬, 帥健, 李曉魁,等.新版ASMEB31G-2009管道剩余強度評價標準先進性分析[J].  天然氣工業, 2011, 31(8): 112-115.
[4] 王禹欽,王維斌,馮慶善. 腐蝕管道的剩余強度評價[J] .腐蝕與防護, 2008, 29(1): 28-31.
[5] 何東升,郭簡,張鵬.腐蝕管道剩余強度評價方法及其應用[J].石油學報,2007,28(6): 125-128.
[6] 喻西崇,胡永全,趙金洲,等.腐蝕管道的剩余強度計算方法研究[J].力學學報,2004, 36(3): 281-287.
[7] 中華人民共和國住房和城鄉建設部.輸氣管道工程設計規范[S]. GB 50251—2015, 2015.

作者：陳國民，男，漢族，1974年生，陜西安康人，博士，副教授，主要從事油氣地質勘探、油氣集輸與處理技術等方面教學與科研工作。

《管道保護》2017年第5期（總第36期）