水下油气开发项目中管汇管道布置研究

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(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

近年来水下油气开采技术快速发展，各海洋工程公司承接了大量的水下油气开发项目，并在这些水下油气开发项目的设计、制造、安装及维护等工作中积累了一定的技术经验。文中结合工程实例，对水下油气开发项目中的水下管汇管道布置进行研究与总结，分析了水下油气开发过程中水下管道和管汇复杂的使用环境、流动条件、安装及维护要求等[1]，重点讨论了水下管汇管道布置的关键点与难点，以期为类似的水下油气开发项目中的管汇和管道布置提供参考。

1 水下管汇关键设备选型

1.1 水下管道阀门

水下环境比较复杂，对阀门的安装、拆卸、检修和维护等操作，以及对阀门的密封可靠性、安全性、使用寿命等产品技术性能要求均较高[2]。因此在选择阀门时，不仅要对比阀门的价格，更要熟悉水下阀门与普通阀门在操作、维护、装配和结构等方面存在的差异。

使用中的水下阀门，位于浅水区的一般由潜水员操作，位于深水区的则通过水下机器人(ROV)操作[3]或液压驱动操作。水下阀门的设计寿命一般要求在20 a以上，且设计周期内不需要维护。水下阀门的密封形式以金属硬密封为主，密封件表面采用碳化物涂层处理。水下阀门的填料为Lipseal+V形组合填料+O型圈组合填料，阀杆采用防吹出/防吹入结构。水下阀门的内件采用双相钢或镍基合金制造，内通道采用堆焊镍基合金防腐蚀。水下阀门用油漆必须为水下油漆。

阀门按装配形式分为顶装式与侧装式。顶装式便于在线维护，成本较高；侧装式不便于维护，但成本较低。根据水下阀门免维护和经济原则，一般优先选择侧装式。阀门按结构形式可以分为三片式、两片式和全焊接式。三片式外漏点多，结构简单，装配容易，采购成本最低。两片式在项目中最为常见，结构相对简单，制造难度较低，采购成本较低。全焊接式没有外漏点，制造难度大，生产成本高。实际设计中，水下阀门选用两片式居多。

1.2 水下管道连接器

水下连接器是水下管汇同其他设施连接的桥梁。水下连接器的主要功能是将包括水下管汇(PLEM)、水下管道终端(PLET)、水下分离器及水下采油树等在内的各水下设施高效地连接起来。水下连接器按照工作原理可分为螺栓法兰式连接器、卡爪式连接器和卡箍式连接器[4]。

螺栓法兰式连接器常用于连接浅水管道，安装过程需要潜水员的协助，法兰之间的连接通常采用螺栓连接的方式。若在水深较深的环境中通过螺栓螺母连接的方式进行管道间的连接，就要考虑许多因素，例如法兰定位、螺栓预紧以及螺母的拆装与存放等，这不仅使得结构变得复杂，并且不能保证快速维修的需求，故螺栓法兰式连接器在深水条件下并不常用。

卡爪式连接器与卡箍式连接器都有着连接方便、安全可靠、适合在深水水域应用等优点。具体设计时，还需要进一步根据项目的压力等级和最大水深对这2种水下连接器进行区分和选择。2种连接器对比见表1。

表1 卡爪式连接器与卡箍式连接器对比

按照连接方式的不同，水下连接器可分为竖直连接器与水平连接器。竖直连接器实物图见图1，水平连接器实物图见图2。

图1 竖直连接器实物

图2 水平连接器实物

影响竖直连接器与水平连接器选择的因素较多，通常需要注意以下5点。

(1)在浅水范围内水平连接和竖直连接均可采用，当水深超过1 000 m时，在实际工程中更倾向于采用操作更方便的竖直连接。

(2)水下油气田附近的渔业活动状况对水下连接方式的选择有较大影响。在渔业活动频繁地区，渔民拖网作业对水下生产设施的干扰性较大，故此区域的油气田多采用水平连接方式，便于对水下设施安装保护结构。

(3)某些油田对于流动保障的要求比较高。一般来说，采用水平连接比垂直连接可以更有效地避免水合物的生成，有利于流动保障。

(4)在确定水下连接器的连接方式时，需要考虑油田后期对于水下生产设施维护和回收的可能性和频度。

(5)若选用水平连接方式，当水下生产设备需要进行回收时，可在不必拆卸跨接管的情况下进行设备回收工作。

连接器的连接方式不同会对水下设施的总体布置产生直接影响，从而影响到管汇的整体尺寸与重量。整体尺寸与重量的增加将会提高成本、安装难度以及费用。总体来说，选用竖直连接方式对水下设施的结构影响较小。

此外需要注意的是，无论是按照工作原理还是连接方式选型，都应依据项目的特点和需求进行综合分析，不能一概而论。

2 水下管汇管道布置

2.1 水下管道基础数据

管道的材质应当依据流体的化学组成来确定，若流体介质无腐蚀性，可直接选用碳钢。否则，应当选用不锈钢或碳钢堆焊耐腐蚀合金。管道的操作压力与公称直径应满足工艺流动保障的需求，其取值通常由环境基础数据、油田基础数据及海管路由等因素共同确定和计算。计算过程较为复杂，一般通过PIPE-FLO或OLGA等计算机软件进行计算与校核。

管道壁厚的选择，先要按照ASME B31.4—2016《液态烃和其他液体管线输送系统》[5]或者ASME B31.8—2016《气体输送和分配管道系统》[6]提供的壁厚计算公式来计算，然后按照API RP 1111—2015《海上输烃管道设计、施工、运行和维护推荐做法(极限状态法)》[7]或DNV-OS-F101—2010《海底管道系统》[8]对管道内压破裂、管道外压压溃及扩展屈曲计算进行校核[9]。

2.2 水下管道布置原则

水下管汇的整体尺寸与重量影响到安装船舶资源，进而影响到成本费用。布置管道时，通常要求足够紧凑，以充分利用好每一寸空间。虽然实际的布管情况比较复杂，但并非无章可循。水下管汇管道布置遵循的7个基本原则如下。

(1)满足流动保障要求。

(2)满足连接器安装需求，考虑连接器安装工具尺寸与操作空间。

(3)满足阀门安装与操作的需求，预留足够的空间以方便潜水员或ROV操作。

(4)满足管汇主管道清管需求，为弯管预留空间，弯管半径通常为3倍或5倍管道直径。

(5)结合钻井中心布置图，合理安排各接入点位置，避免跨接管相互干涉。

(6)考虑保护结构形式，避免管道与结构发生碰撞。同时也要考虑管道的预制与安装顺序。

(7)管道、管件、阀门和连接器尽量均匀布置，使重心尽可能靠近管汇中心，以便于整体吊装。

2.3 水下管道布置安全性校核

管道初步布置完成后，需要对整个管道系统进行应力分析，校核其安全性[10]。水下管汇管道应力分析一般使用AutoPIPE软件，AutoPIPE集成了主流常用标准，如ASME、DNV及KHK等。当管道中流体介质为液态烃时，选用ASME B31.4 chapter IX Offshore Liquid Pipeline Systems作为校核准则；当管道中流体介质为气态时，选用ASME B31.8 chapter VIII Offshore Gas Transmission作为校核准则。这2个标准的章节主要校核管道的轴向应力、环向应力和组合应力。

水下管汇管道应力校核重点针对水压试验工况、操作工况和地震工况等特定工况，在这些环境下通过校核满足所选标准要求，就可认为水下管汇管道是安全的。否则，需要调整管道的布置直至达到标准要求为止。

3 管道布置项目实例

某项目水下管汇所在位置水深为675 m。经过工艺流动保障计算，管道的设计压力定为34.5 MPa，设计温度定为-29～78 ℃。水下管汇主管道外径是323.9 mm，支管外径是219 mm。管道主材选择碳钢，材料等级API 5L X65[11]，内部堆焊Inconel 625耐腐蚀合金。

3.1 关键设备选型

该项目水下阀门包括管汇主管上4个DN 300 mm水下球阀，管汇支管上10个DN 200 mm水下闸阀。管汇水下阀门工作水深675 m，设计压力34.5 MPa，材料等级为HH级，设计寿命30 a。阀门设计采用API 6A[12]标准，产品性能达到API 17D[13]PSL 3G。其他技术参数见表2。

目标水域无渔业活动，前期设施均采用竖直卡爪式连接器，故水下管汇端采用相同形式连接器。水下连接器包括管汇主管上4个DN 300 mm水下连接器，管汇支管上4个DN 200 mm水下连接器，还有MEG管线上2个DN 125 mm水下连接器。管汇水下连接器工作水深为675 m，设计压力34.5 MPa，材料等级为HH级，设计寿命30 a。连接器设计、制造及测试遵循API 17D/ISO 13628-4，PSL-3G。

表2 水下阀门部分技术参数[14]

在水下阀门与水下连接器选型中，除上述1.1节与1.2节影响选型的因素外，还应注意：①业主习惯于使用某种类型水下设备。业主对于该类型设备的使用与安装具有较丰富的经验。在不违背选型原则的情况下，应优先考虑以降低成本。②若某项目的前期工程已经投产，后期工程应优先选择相同类型设备。这样不但可以节省设计成本，而且还可以使用前期工程的施工资源。

3.2 管道布置方案比选

在本项目中，根据流动保障的要求，管汇确定为双管回路水下管汇，管道必须按照工艺流程图布置。管汇上各个接口的相对位置要依据钻井中心布置图合理安排，以避免飞线与跨接管之间发生跨越。各水下设备之间要预留操作空间，以方便潜水员或ROV工作。其距离主要根据设备厂家的操作手册，一般按经验各个接口要留至少1 500 mm。

依据以上的管道布置原则，水下管道布置形式基本确定。考虑到控制专业和结构专业的影响，会得到多种初步方案，经过各专业之间的协调与优化得到的2种典型布管设计方案见图3。

图3中，方案A的整体尺寸为长17.5 m，宽8.5 m，高7 m，总质量约为75 t。方案B的整体尺寸为长16.5 m，宽11.5 m，高7 m，总质量约78 t。方案A和方案B各有优缺点。方案A的优点是体积较小，重量较轻，且布置均匀，重心靠近几何中心。缺点是电控模块相距较远，支管连接器间距较近。方案B的优点是电控模块相距较近，便于电缆布置，且支管连接器布置比较分散，ROV操作时移动相对方便。缺点是整体体积偏大，工艺管道走向较为复杂。

方案A的较大缺点是DN 200 mm连接器位置布置较近。为解决此问题，将连接支管的跨接管选用柔性软管代替刚性硬管，为ROV操作提供方便。从安装便捷性和经济性综合考虑，布管方案优先选用方案A。

图3 2种典型布管设计方案

3.3 管道应力校核

以水压试验工况、操作工况和地震工况替代水下管汇管道在严苛环境下的极限情况，采用AutoPIPE管道应力分析软件，模拟本实例水下管道在水压试验工况、操作工况和地震工况3个工况下的应力分布。同时，依据本实例输送介质为天然气确定ASME B31.8作为校核标准。若计算结果满足规范要求，则视为管道安全可靠。

水压试验工况下的管道应力云图见图4，操作工况下的管道应力云图见图5，地震工况下的管道应力云图见图6。根据图4～图6的应力云图，结合ASME规范的要求给出应力校核评定结果。

图4 水压试验工况管道应力云图

图5 操作工况管道应力云图

图6 地震工况应力云图

根据图4所示的水压试验工况管道应力分布，表3列出了水压试验工况下的最大应力比(由AutoPIPE按照ASME 31.8计算得出)，并且指出了危险点所在位置。环向应力、轴向应力和组合应力的最大应力比均小于1，管道视为此工况下是安全可靠的。

表3 水压试验工况管道应力计算结果

根据图5所示的操作工况管道应力分布，表4列出了操作工况下的最大应力比(由AutoPIPE按照ASME 31.8计算得出)，并指出了危险点所在位置。环向应力、轴向应力和组合应力的最大应力比均小于1，管道视为此工况下安全可靠。

表4 操作工况管道应力计算结果

根据图6所示的地震工况下管道应力分布，表5列出了地震工况下的最大应力比(由AutoPIPE按照ASME 31.8计算得出)，并指出了危险点所在位置。环向应力、轴向应力和组合应力的最大应力比均小于1，管道视为此工况下安全可靠。

表5 地震工况管道应力计算结果

3.4 方案确定

通过管道应力校核，方案A的安全可靠性满足要求。综合考虑，实例选用方案A为最终的管道布置方案。根据方案A完成的管汇总体布置见图7。

图7 管汇总体布置轴侧图

3.5 注意事项

①管汇管道重心尽量靠近其几何中心，以方便吊装。在控制重心位置过程中，需要不断地调整阀门位置以及管道长度，此过程较为繁琐，可以利用Solidworks软件来实现。②阀门位置需要结构来支撑，尽量选择在结构主梁上，以避免出现过多的补梁加强。③钻井中心布置图若发生较大变化，有可能会影响到管汇接口位置。④阀门操作孔位置需要根据保护结构调整，若距离结构保护顶板过远，阀门则要加装延长杆，以便于ROV操作。

4 结语

结合工程实例，通过对水下关键设备的选型、管道布置原则和管道应力分析的研究，使水下管汇管道布置工作流程化，水下管汇管道布置的主要流程总结为，①选择适合本项目的水下阀门与水下连接器，考虑其安装与操作的空间。②要根据工艺流程图和钻井中心布置图，按照布管原则合理安排管道走向。③对管道进行应力分析，保证其安全性。此流程可为以后油气开发项目中水下管汇的管道布置提供参考，从而使工作效率得到提高。