浅析国外石油天然气行业高压软管现状

2019-09-10赵兴元涂多运边文娟郭艳林

天然气与石油 2019年4期

董勇赵兴元涂多运边文娟郭艳林

中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川成都 610041

0 前言

软管的应用可追溯到20世纪70年代后期,多应用在相对良好海洋环境下。随着科技快速进步,软管研究取得了丰硕的成果,能适用于恶劣的海洋环境,在墨西哥湾地区得到设计者的普遍青睐[1]。

软管的弯曲刚度远低于其拉伸刚度,相同承压下,相对普通均质钢管,软管的曲率半径更小。软管的特殊结构,赋予了其优于其他常规钢制管道的诸多特殊性能。例如:柔性立管,相比钢悬链线立管,具有固有耐腐蚀性能,方便预制,能够存放于卷筒上,运输安装成本较低,极大缩短施工工期,能够适应海洋顺应式结构移动平台,允许永久连接海上浮式补给船和海底设施[1]。

国外高压软管的相关研究成果可为国内石油天然气行业高压软管的研发及使用提供借鉴,加快高压软管国产化步伐,推动石油天然气开发事业的发展。

1 软管分类及相关标准

1.1 软管分类

软管管体通常由内外密封层和增强层两大功能层构成。

根据各功能层结合方式的不同,软管可划分为粘结型软管和非粘结型软管。粘结型软管的各功能层通过硫化工艺处理后成为一体；非粘结型软管的各功能层之间存在环形间隙,各层之间允许相对滑动。粘结型软管通常较短,如输送石油天然气的粘结型立管及粘结型节流压井软管,单根典型长度一般为30 m[2];非粘结型软管相对较长,单根可达数百米,甚至数公里[3]。

根据增强层所使用材料的不同,也可将软管分为两大类:金属基软管(Metal-Based Flexible Pipes)和复合材料基软管(Composite-Based Flexible Pipes,FCP)。前者通常仅使用螺旋钢制材料作为增强层材料;后者通常采用玻璃钢、芳纶纤维等复合材料作为增强层材料。通常,复合材料基粘结型软管又被称增强热塑性管(Reinforced Thermoplastic Pipes，RTP)[1]。

1.2 软管相关标准

美国石油协会(API)已发布了几个公认的工业软管规范,涵盖了从功能定义到安装方面的要求。20世纪90年代末期,API标准(API 17J、API 17K及API 17B)重新编排并被收录为ISO标准。

API 17B“Recommended Practice for Flexible Pipe”是陆上、近海、深海环境下软管设计使用的总规范,该规范适用于粘结型软管、非粘结型软管及软管辅助元件的设计[4]。

API 17J“Specification for Unbonded Flexible Pipe”仅适用于金属基非粘结型软管的设计,但明确指出可参照API 17B附录H对纤维聚合物增强层进行设计[5]。

API 17K“Specification for Bonded Flexible Pipe”适用于金属基及非金属基粘结型软管的设计[6]。

API 17L1“Specification for Flexible Pipe Ancillary Equipment”及API 17L2“Recommended Practice for Flexible Pipe Ancillary Equipment”适用于防弯器、弯曲限制器、水下浮标等软管辅助元件的设计[7-8]。

API RP 15S“Qualification of Spoolable Reinforced Plastic Line Pipe”仅适用于陆上RTP管设计,如果应用到海洋环境,需对软管进行额外设计[9]。DNVGL-RP-F 119“Thermoplastic Composite Pipes”适用于海洋环境RTP管设计[10]。

需特别指出,节流压井软管采用API 16C“Choke and Kill Equipment”设计[11]。海上低压卸油软管(输送稳定原油,设计压力一般为1.5 MPa)一般采用OCIMF(Oil Companies International Marine Forum)指南“Guide to Manufacturing and Purchasing Hoses for Offshore Moorings”设计[12]。

另外,设计软管系统时,常需联合使用ASME、ASTM、NACE等标准来处理水动力载荷,酸性介质判定及完整性管理等相关要求。

2 软管结构特性分析及其发展现状

非粘结型软管结构较粘结型软管结构更复杂,本文以非粘结型软管为例,对软管管体及端部接头结构特性进行分析,并对其研究发展现状进行简述。

2.1 软管管体一般功能层

软管主要由管体及端部接头组成。软管管体通常由骨架层、内衬层、抗压铠装层、抗拉铠装层、耐磨层、外保护层等多层结构组成。其中,骨架层、抗压铠装层、抗拉铠装层主要提供强度;内衬层、外保护层主要用来密封隔离内部输送流体与外部环境,防止输送流体及外界流体(如海水)进入环空层(内衬层与外保护层间的环形间隙,渗透气体可以在环空层自由流通,在端部接头处实现密封),腐蚀铠装层。非粘结型软管典型截面图见图1。

2.1.1 骨架层

骨架层一般为软管的最内层,直接与输送流体接触,需具备良好的抗腐蚀性能,通常是由扁的不锈钢带形成的互锁结构。

骨架层主要用于防止管道因外压载荷(如海水静压)或环空层气体集聚造成内衬层压溃失效。由于软管内衬层一般为聚合物,长期服役过程中,烃类流体中的气相会通过内衬层缓慢渗透入环空层,造成气体集聚。紧急停输泄压后,如果没有骨架层提供支撑,环空层内集聚气体压力大于内管压力,会导致潜在的内衬层压溃事故。

如果管道不输送含气流体(如注水管线、化学药剂加注管线),软管环空层不会存在气体集聚,无压溃风险,设计时可取消骨架层。如果采取了特殊防压溃措施,无骨架层软管也可用于输送脱气原油[4]。

2.1.2 内衬层

内衬层紧贴骨架层,直接与输送流体接触。内衬层通常由热塑性材料通过挤塑成型,主要功能是提供密封,使内部输送流体与环空层隔离。

2.1.2.1 内衬层材质选择

常见的内衬层材料有高密度聚乙烯(HDPE)、中密度聚乙烯(MDPE)、交联聚乙烯(XLPE)、尼龙(PA-11或PA-12)、聚偏二氟乙烯(PVDF)。选择内衬材料的最主要因素是设计温度。典型内衬层材料特性[4]见表1。

表1 典型内衬层材料特性

材质应用场合设计温度/℃备注HDPE/MDPE输水、静态管-50～65对烃类敏感,高温下烃类易被吸收导致性能降低XLPE油、气、水输送,静态管-50～9090 ℃/10.35 MPa,70 ℃/20.7 MPaPA-11/PA-12无水环境、动态管-20～80对湿度敏感,随温度升高,PA-11和PA-12会发生水解反应(链剪反应)PVDF烃类环境-20～130应防止增塑剂损失和热循环应力导致材料永久性收缩,软管端部内衬拔脱,破裂等失效事故

由表1可知,传统内衬层材料最高设计温度为130 ℃。当流体输送温度在130～200 ℃时,应选用非传统内衬层材质,设计时按API 17TR1“Evaluation standard for internal pressure sheath polymers for high temperature flexible pipes”执行性能评估[13]。

2.1.2.2 内衬层气体渗透量计算

聚合物的固有属性,决定了内衬层两侧必然存在流体的缓慢渗透。例如:CO2、H2、H2S、水蒸气、CH4等小分子气体会通过内衬层缓慢进入环空层,水蒸气冷凝后与酸性气体介质结合会产生腐蚀环境,腐蚀铠装层。若外保护层破损,导致海水进入环空层与渗透集聚的酸性气体结合,会加速铠装层腐蚀。

软管内衬层气体渗透量的计算是环空层放空系统的设计基础,也是软管完整性管理的重点。

内衬层气体渗透量可通过式(1)得出[1]：

(1)

式中:Q为渗透气体体积,cm3;P为渗透系数,cm3/(cm·s·MPa);A为管道内衬有效截面积,cm2;p为内衬前后压差,MPa;t为渗透持续时间,s;x为内衬厚度,cm。渗透系数一般与温度密切相关,表2给出了40 ℃下HDPE的渗透系数[1]。

表2HDPE渗透系数(40 ℃下)

渗透气体HDPE渗透系数/(cm3·cm-1·s-1·MPa-1)CH41×10-7H2S1×10-7CO25.5×10-7

式(1)表明,相比低压软管,高压软管渗透效应更明显,气体渗透量随管道服役时间累积。

通过全尺寸试验是获取渗透数据的理想做法,然而一般情况下渗透是动态过程,且管道运行参数及流体物性随时间变化,不易即时获取,可假设采用设计温度确定渗透系数(温度越高,渗透系数越大),取内衬外层浓度为0保守计算渗透量[1]。

美国NOV(National Oilwell Varco)公司Marie团队[14]指出，众多海洋软管环空层H2S实际含量远低于基于传统环空模型计算出的环空层H2S含量。该团队提出了基于“H2S消耗理论”的环空层H2S含量预测新模型,5 MPa工况下的全尺寸试验验证了该方法的正确性,但该团队未给出5 MPa以上工况模型的预测精度。

法国石油研究院Benjelloun Touimi Z等人[15]开发了MOLDITM模型,推动了软管设计技术的进步。该模型用于计算环空层中的集聚气压及气体组成,综合考虑了渗透率、浓度、压力等参数随时间的变化,软管内部各功能层几何尺寸、温度梯度、管道骨架层对内衬层的屏蔽影响等各种因素。该团队声称其模型预测结果与多个软管厂家的内衬渗透试验数据吻合较好。

2.1.3 抗压铠装层

互锁钢丝沿管道轴向约90°缠绕于内衬层上,即为抗压铠装层,主要用于承受内部输送流体产生的环向应力及机械压溃载荷,防止抗压铠装层下面的内衬层及骨架层承压后椭圆化。存在椭圆化缺陷的骨架层会削弱软管抗压溃能力[16]。

抗压铠装层的材质一般为高强度碳钢,极限抗拉强度为700～900 MPa。当输送流体为非酸性介质时,极限抗拉强度可达1 400 MPa;当输送流体为酸性介质时,为避免发生硫化氢应力腐蚀(SSC)及氢致裂纹(HIC),应选择低极限抗拉强度钢(极限抗拉强度低至750 MPa)或马氏体不锈钢[1]。

2.1.4 抗拉铠装层

矩形扁钢沿管道轴向约20°～55°缠绕于耐磨层上,即为抗拉铠装层,主要用于承受软管拉伸载荷及内压。抗压铠装层一般成对出现,深海立管由于承受较大拉伸载荷,一般有4个抗拉铠装层。

螺旋钢带间的滑移,增加了非粘结型软管的弯曲柔性,同时也增加了钢带的磨损和疲劳。滑移量与缠绕角度呈负相关关系。约55°缠绕角时,软管可实现扭转自平衡、环向压力及轴向压力平衡,无抗压铠装层软管即采用这种设计,此时抗拉铠装层同时承受环向应力[4]。

抗拉铠装层的材质一般为高强度碳钢,当输送流体为酸性介质时,需考虑耐腐蚀钢。随着深海油气田开发逐步推进,动态立管的设计催生了复合材料铠装层的出现。相比普通钢材,复合材料不仅具有更高抗拉强度(目前碳纤维极限抗拉强度可达3 000 MPa),而且对酸性介质不敏感[17]。因此,纤维增强材料的出现为抗拉/抗压铠装层的设计提供了更多选择。

2.1.5 耐磨层

耐磨层位于抗拉/抗压铠装层之间,通常为聚合物,用于减小铠装层间相对滑移导致的磨损,同时保护铠装层钢丝避免因被压缩而导致径向屈曲。耐磨层主要用于动态环境[4]。

2.1.6 外保护层

外保护层可采用内衬层同样的设计材料,主要用来隔离外界环境,同时避免软管在存放、安装、服役过程过程中铠装层的机械损伤。一般情况下,外保护层应涂色,避免聚合物因紫外线照射和大气中O2接触产生光-氧降解。

2.2 软管管体特殊功能层

1)根据设计需求,可单独增加软管某种功能层,如:防火层、保温层、抗H2S层等。

Lefebvre X等人[18]联合Technip公司研发的第一代抗H2S层(设计温度70 ℃),其紧贴内衬层,通过与内衬层渗透出来的H2S发生化学反应,确保整个服役期限内隔离H2S与环空层(抗拉/抗压铠装层),避免环空层产生腐蚀,该设计使得输送酸性流体时,环空层使用超高抗拉强度碳钢成为可能，见图2。

2)根据设计需求,也可对软管基本功能层进行加强。如图3,Coflexip软管[19],对以下三部分进行了加强,可应用于高压高温高酸性气田井口测试计量,评价井测试用软管性能参数[19]见表3。

a)骨架层设置为双层,可承受井口高压(103.5 MPa/69 MPa)工况。

b)在外保护层外部设置不锈钢外保护套,避免机机械撞、磨损、风化和外界环境造成的意外损伤。

c)在骨架层内部设置热塑性内管,实现管道密封,极大程度降低流体渗透,实现软管整个服役期限内环空层气体不会对抗压铠装层造成腐蚀。

图3 评价井测试用软管示意图

表3 评价井测试用软管性能参数

设计压力/MPa设计温度/℃内径/mmCO2+H2S酸性介质含量/(%)6911050.8/76.2/101.6<506913050.8/76.2/101.6<30103.513050.8/76.2<10

3)根据设计需求,可增加软管中间保护层。将内衬层及外保护层中间的环空层分隔为内、外两个环空层,大大降低输送流体渗透入铠装层(外环空层)的机会,也避免外保护层失效海水淹没内环空层,同时可兼做耐磨层[20],见图4。

图4 中间保护层软管示意图

另外,IPU软管(Integrated Pipe Umbilical)可实现电信号、光纤信号、供电、加热等多种功能集成[4]。

2.3 软管端部接头

以非粘结型软管为例,对其端部接头及环空放空系统进行简要介绍。

2.3.1 端部接头

软管端部接头实现软管管体与终端连接器的过渡。软管各功能层分别在端部接头处单独固定,各功能层承受的载荷经端部接头传递到终端连接器上[4],见图5。

图5 非粘结型软管端部接头连接示意图

最新做法是在接头内套与接头外套中注入环氧树脂,软管管体的抗拉铠装层与端部接头融为一体,确保连接具有足够强度[21]。

软管端部接头需确保在整个服役期间软管各功能层在端部接头处严格密封,不发生结构变形及拔脱事故。一般为自密封,流体压力越高,密封效果越好[21]。

2.3.2 环空放空系统

通常,在端部接头处设置环空放空系统,防止停输泄压时,内衬层压溃失效。一般在端部接头设置泄压阀,当环空内压力高于设定值时,泄压阀自动打开,否则泄压阀关闭,同时应确保非泄压工况时,外界流体(如海水)不能进入环空层。

3 软管主要失效模式分析

API 17B中表4对软管最主要失效模式进行了总结,包括压溃失效、爆破失效、拉伸失效、压缩失效、过度弯曲失效、扭转失效、疲劳失效、冲蚀失效、腐蚀失效等失效模式。

结合软管结构组成,可具体分析软管主要失效模式。

3.1 内衬层与外保护层失效

内衬层与外保护层,多为聚合物。在特定环境下,聚合物会老化降解,该过程不可逆,与材料特性、操作条件、环境条件及维护方法密切相关,降解有热降解、光降解、氧化降解、水解等多种形式。

内衬层与外保护层在存储、安装、运输或正常生产过程中，受到重压、机械打击、磨损、过度弯曲等，会导致压溃失效、冲蚀失效、弯曲失效。

3.2 骨架层、抗压铠装层、抗拉铠装层失效

骨架层一般为不锈钢,不会发生腐蚀失效,但由于直接和输送流体接触,会发生冲蚀失效。通常情况下,铠装层处于无水环境中,不会发生腐蚀;但当外保护层失效后,外部流体(通常为海水)进入环空层,会导致腐蚀。因紧贴外保护层,抗拉铠装层最易发生腐蚀,而抗压铠装层相对远离外保护层,发生腐蚀可能性大大降低。当输送流体中含有H2S,CO2等酸气气体时,因渗透效应的存在,铠装层的腐蚀可能更严重。由于循环弯曲,铠装层会产生较大循环应力,最终导致疲劳失效。腐蚀效应与疲劳效应一般协同作用。

工厂试压、存储、安装及服役过程中,内部流体压力过大,会发生爆破失效;承受过大弯曲时,铠装层解锁会发生弯曲失效;张紧器挤压力过大或海水静压过大,会导致外保护层压溃失效。

2002年、2007年，巴西、澳大利亚、墨西哥湾、西非及北海地区的软管失效统计结果表明:外保护层的失效，内衬层的老化和拔脱是软管失效的主要表现形式,其中外保护层损坏导致的软管失效比例在2007年高达35%[22],见图6。

图6 2002年、2007年度软管主要失效原因统计图

2007年,挪威石油安全局委托SeaFlex公司发布了非粘结型软管失效模式专题研究报告,涉及设计、制造、运输、安装、正常运行期、延长使用期的全生命周期内的失效因素分析,提出了一套软管完整性管理方案[23]。

2008年,挪威石油安全局委托4 Subsea公司发布了粘结型软管设计、失效模式及服役状态的研究报告[3]。报告指出内衬层、外保护层失效导致的软管失效不可忽视。

综上所述,预防软管内衬层与外保护层失效是软管完整性管理的重点。

4 国外软管主要生产厂家

4.1 非粘结型软管

2010年,英国Upstream公司的软管业务被美国GE公司收购。GE公司产品主要涉及50.8～482.6 mm软管,适应于高温、高压、高含硫化氢介质,以及静态和动态环境。

2012年,丹麦NKT公司的软管业务被美国NOV公司收购。NOV公司产品主要涉及63.5～406.4 mm软管,最小管径软管设计压力可达103.5 MPa,最大管径软管设计压力可达27.6 MPa,最高设计温度可达130 ℃,适用于静态环境和动态环境。

2017年,法国Technip公司与美国FMC Technologies公司合并为TechnipFMC公司。新公司继承了原Technip公司的软管业务，产品主要涉及76.2～558.8 mm软管,软管最大设计压力可达138 MPa,最大管径软管设计压力可达27.6 MPa,最高设计温度可达150 ℃,适用于静态环境和动态环境。