海底油氣輸送管道材料開發和應用現狀

王海濤，池 強，李鶴林，杜 偉，黃呈帥，張繼明

（中國石油集團石油管工程技術研究院，西安710077）

0 前 言

陸上油氣田已逐步進入開采的中后期，勘探開發難度增大，成本升高，而全球海洋油氣資源潛力巨大，勘探前景良好。海洋油氣資源主要分布在大陸架，約占全球海洋油氣資源的60%；而大陸坡的深水、超深水域的油氣資源潛力也很可觀，約占30%。大陸架淺水區域的油氣資源勘探開發起步較早，目前需要將儲量開采延伸至海上深水區，對海底油氣管道的需求量增大，但面臨著向深海發展的技術難題。

海底管道處于浪、流、蝕等惡劣環境下，特別在深海海域，對材料提出了更高的要求。同時，海底管道的服役期一般都超過20年，設計要求免維護或者少維護，必須以高性能的材料作為保障。近年來，我國材料技術雖然已取得長足進步，但與國際先進水平和我國發展需求相比，在海底管道方面仍然存在諸多方面的不足。本研究闡述了我國海底管道油氣輸送系統中的材料現狀、存在問題和發展趨勢。

1 國內外海底油氣管道的發展現狀

海底油氣管道是海洋油氣田內部設施連接和開采油氣資源外輸的重要方式，其示意圖見圖1。1954年，Brown&Root公司在美國墨西哥灣鋪設了世界上第一條海底管道。半個多世紀里，世界各國鋪設的海底管道總長度已達十幾萬千米，水深不斷增加，輸送壓力不斷提高，正在不斷創造新紀錄：①鋪設水深。計劃2014年完工的從阿爾及利亞延伸至撒丁島的地中海水下Galsi管道將創造2 824 m的新水深紀錄；②管道長度。2004—2007年，在挪威和英國之間鋪設的Langeled天然氣管道的長度達到1 173 km，成為世界上最長的海底管道；③鋼管壁厚。俄羅斯和歐洲之間穿越波羅的海的輸氣管道（nord stream project），使用了X70鋼管，管徑1 219 mm，最大壁厚達到41.0 mm，是目前海底管道工程中應用的最大壁厚鋼管。

圖1 海底管道示意圖

目前，國外海底管道工程中非酸性環境下應用的最高鋼級為X70，酸性環境下應用的管材最高鋼級為X65；鋼管壁厚最大為41.0 mm，D/t最小為15.8[1,2]。

我國從1985年建成第一條海底輸油管道開始，2012年完工的南海—荔灣輸氣管道工程項目，開創了我國1 500 m作業水深的管道工程紀錄。在管道長度方面，從海南島近海某氣田至香港的一條直徑為711 mm的海底輸氣管道長達800 km，是我國目前最長的一條海底管道。在鋼管壁厚方面，南海—荔灣輸氣管道工程項目中的X70鋼管的最大壁厚為31.8 mm。

目前，我國海底管道建設中普遍應用的是X65鋼管，X70鋼管的應用較少。鋼管最大壁厚為31.8 mm，D/t最小為20.0。

國內海底管道最高應用水平的南海—荔灣深水項目，與代表國外最高水平的阿曼—印度海底管線項目相比，主要的差距是鋼管壁厚和外徑比（即徑厚比，見表1）。大壁厚管線鋼板和小徑厚比鋼管的需求分別給鋼廠和鋼管制造企業的技術水平提出了挑戰。

表1 國內外海底管道代表工程技術指標對比

在技術標準方面，國外相關機構發布了海底管道設計、建造、運營、維護和檢查標準與規范，主要代表有挪威船級社、美國國家標準學會、美國石油學會、美國機械工程師學會、英國氣體專業學會和英國近海作業者協會等。國外海底管道用材料規范的基礎標準有：①DNV Offshore Standard，DNV-OS-F101 Submarine Pipeline System （海底管道系統）2010；②API SPEC 5L，Specification for Line Pipe（管線鋼管規范）2012；③ISO 3183,Petroleum and Natural Gas Industries Steel Pipe for Pipeline Transportation Systems（石油天然氣工業—管道輸送系統用鋼管）。DNV-OSF101專門針對海底管道，API SPEC 5L和ISO 3183主要針對陸上管線鋼管，但對海底管道鋼管提出了附加要求。

2 海底油氣管道材料發展趨勢

2.1 載荷條件對材料的需求

2.1.1 深水擠毀

海底管道向深海發展，管道外壓的問題逐漸突出，鋼管發生擠毀后，管道在很小的載荷下就會發生屈曲擴展。為了防止管道發生擠毀，深海管線需要應用大D/t鋼管，這對鋼廠和管廠分別提出了技術挑戰[3]。

我國目前X70海底管線用鋼生產的最大厚度為31.8 mm，鋼廠尚不掌握更厚規格X70鋼板的生產技術。厚規格鋼板生產的主要難度是DWTT性能難以控制。研究發現：DWTT主要與材料組織中大角度晶界比例和奧氏體的細化程度有關，而厚鋼板壓縮比降低，組織細化困難，DWTT難以保證。我國鋼鐵企業的裝備水平世界領先，但控制和管理水平與國外相比依然存在差距，需要提高產品的性能穩定性。

由于鋼管D/t小，制管時產生應力大，需要制管廠提高成型機能力。同時，應變增大，需要對制管過程中的應變分布進行合理控制，減少變形對鋼管韌性和塑性的影響。此外，鋼管殘余應力增大，橢圓度難以控制，而鋼管的橢圓度和壁厚精度對其抗擠毀能力有著重要的影響。因此，制管企業應進行必要的設備升級，合理的工藝優化，建設精細化的工藝控制平臺。

2.1.2 位移和變形

海底管道在鋪設過程中，尤其使用鋪管船鋪設時，將承受很大的壓縮、拉伸或者彎曲變形。此外，浪、流、平臺移動及地質活動造成海底管道在服役過程中的位移。海底管道在施工鋪設和運行階段的塑性變形問題，除了在設計階段要采用基于應變的方法之外，還應開發具有較大變形能力的抗大變形鋼管產品。

抗大變形管線鋼管能夠承受較大的變形，其性能指標有一定的特殊性。通過大量的研究試驗表明，除基本的強度衡量參數，如屈服強度、抗拉強度等之外，衡量其大變形的主要參數包括Round-house型應力-應變曲線、較高的形變強化指數（n）、較大的均勻塑性變形伸長率（UEL）和較低的屈強比[4-5]。

對于能承受較大的結構變形和塑性變形的高應變管線鋼， 在顯微組織上都有一些顯著特點。目前普遍的做法是采用雙相鋼的技術路線，保證管線鋼的強度和塑性的良好配合。采用雙相鋼的高應變管線鋼，最早由日本NKK鋼鐵株式會社提出，并在NKK福山工廠成功試制X65鋼。目前，國外已公開的大應變管線鋼有日本JFE鋼鐵株式會社（前NKK鋼鐵株式會社與川崎制鐵合并）開發的HIPER和新日本制鐵株式會社的TOUGHACE。歐洲鋼管公司也宣稱開發了X100級別的大變形管線鋼管，并用于North Central Corridor管線。

由于我國陸上油氣管道經過的很多區域自然環境惡劣，這些地區鋪設的管道都需要基于應變設計，抗大變形管線鋼管的需求前景廣闊。目前，我國在2011年中緬油氣管道工程項目中首次進行了X70抗大變形管線鋼管的工業化試制。國內生產的X70抗大變形鋼管產品性能穩定，各項指標滿足相關標準要求。2012年，國產X80抗大變形管線鋼管也在中亞D線陸上管線中成功應用。

2.1.3 疲勞損傷

海底管道在浪、流的沖刷作用下不可避免地形成懸跨段，當水流在無支撐管跨段之上或之下流動時，會在管道周圍產生漩渦，當漩渦離開管道時，就會產生震動，產生的渦致振動（VIV）會引發周期載荷使管道受損[6-8]。此外，海底管道在交變載荷（如海流載荷和波浪載荷）作用下的疲勞損傷是一個累積過程。

解決海底管道的疲勞損傷問題，既可以通過加裝VIV抑制裝置或者填埋懸跨段等工藝措施減少VIV對管道的損傷，也可以通過提高鋼管抗疲勞性能增長管道的疲勞壽命。工藝措施需要對管道運行過程中的沿線地貌進行定期勘察，及早發現不符合規定的管跨段，工藝實施過程中也需要在海底進行作業，效率低，成本高[9-10]。

提高鋼管的抗疲勞性能，可以降低管道管理過程中對管跨段長度和支撐條件的要求，降低海底管道管理運營成本。這就要求鋼管材質純凈度高，夾雜物含量低，需要冶金水平的進一步提升。

2.2 腐蝕環境對材料的需求

2.2.1 柔性管

柔性管是由多種不同材料的物質組成的軟管，不同材料位于不同層，所起作用也各不相同。柔性管在中等水深到深水油氣開發中有廣闊的應用前景，而且國際市場上的價格很高。耐高溫、高壓，抗深水外壓是各個廠家研發的重點。目前常見的柔性管能夠承受的設計溫度240℃，而國際上已開發出聚醚醚酮（PEEK）作為壓力護套層，可耐受240℃高溫。

由于柔性管能夠實現較小的彎曲半徑和良好的抗疲勞性能，與普通鋼管相比具有媲美耐蝕合金純材的防腐性能，優異的連接靈活性和動態疲勞性能，廣泛應用于浮式結構的立管系統、深水復合立管和跨接管中，其一般應用見圖2。但是由于其較高的價格，限制了應用范圍。

圖2 海洋柔性管應用領域

邊際海洋油氣田一般儲量較少，或距離其他油氣田和海岸線較遠，開發經濟性較差，管道輸送的成本較高。采用常規鋼管鋪管船焊接量大，鋪設周期長，費用高；而柔性管的鋪設采用一般的動力定位船即可，鋪設船只費用相對較便宜。另外，因為柔性管是連續纏繞在絞盤上，整盤軟管長度可達幾千米，海上連接工作量很少，鋪設周期短。柔性管的應用為海洋邊際油氣田開發提供了新思路，隨著海洋油氣資源開發的深入發展，必將成為海底管道一個重要的發展方向。

目前，海洋柔性管制備技術主要由世界上3大公司壟斷，Technip，Wellstream和NKT3大壟斷公司分別擁有75%，15%和10%的市場份額。國內柔性管大部分需從國外廠家高價購買，訂貨周期長，服務響應不理想，嚴重制約了我國海洋油氣開發進程。

目前國產柔性管處在起步階段，已有企業嘗試將制造的海洋復合柔性管用作淺海輸氣和注水管線使用，但是產品的性能相比國外產品還有一定差距。用于壓力護套層的聚合物材料也僅能生產高密度聚乙烯，耐受溫度在60℃以下，耐受更高溫度的尼龍11/12，聚偏氟乙烯（PVDF）都需要進口。

海洋復合柔性管的開發需要配套研制管材整體力學性能的試驗裝置和測試技術—擠毀試驗、拉彎試驗和動態疲勞試驗等，并建立海洋柔性管的檢測與評價體系。

2.2.2 雙金屬復合管

由于石油天然氣中含有大量H2S，CO2和Cl-等腐蝕介質，尤其是海底油氣田內部管道輸送的凈化前油氣介質中的腐蝕成分含量高，有的甚至需要加熱輸送，內腐蝕問題十分突出。然而，大量采用不銹鋼或耐蝕合金是一種很不經濟的選擇。雙金屬復合管結構是以耐腐蝕合金管（不銹鋼或耐蝕合金）作為內襯層（壁厚0.5～3 mm）與腐蝕介質接觸，以碳鋼或低合金鋼作為外面基管承受壓力，成本只有耐蝕合金純材的1/5～1/2[11]。

雙金屬復合管在含有CO2介質情況下一般以316L奧氏體不銹鋼為內襯層，在含有CO2+少量Cl-的介質下可選用2205和2505等雙相不銹鋼，當含有H2S+CO2+Cl-時，內襯層應選用028，G3，Inconel625和Inconel825等鎳基或鐵鎳基合金，以保證該管道的耐腐蝕性能，也可選擇鈦合金等具有優異耐腐蝕性能的材料作為內襯層。外層材料通常為API 5L X42，X50，X60，X70，ASTMA106GB和A335-P22等材料，從而來保證管道的強度。

日、美等國對有關雙金屬復合管用作石油天然氣輸送管道進行過大量研究，美國石油協會已制訂出管線用復合鋼管的標準API 5LD《抗腐蝕合金復合鋼管或襯管規范》。雙金屬復合管在國外于1991年投入使用，用量逐年擴大。雙金屬復合管在國內海底管線上的應用起步較晚，崖城13-4氣田項目是國內雙金屬復合管第一次在海洋環境中使用。崖城項目復合管材質為API 5LD X65+S316L雙金屬機械復合管。

雙金屬復合管按制造工藝可分機械復合管（mechanically bonded Bi-metal lined pipe）和冶金復合管（metallurgically Bi-metal clad pipe）兩類，主要以內外層鋼管界面結合狀態劃分。機械結合的復合鋼管由于碳鋼基層和抗腐蝕合金覆層是一種機械結合狀態，這就使其應用受到下列限制：①高溫下，將因碳鋼和抗腐蝕合金層間膨脹系數差異以及層間存在氣體而造成內覆層失穩、鼓泡；②內襯抗腐蝕合金焊管處于焊接和冷加工狀態，從而降低了其抗腐蝕能力；③機械結合結構使其不能進行冷、熱加工制造彎管、三通等配件。而冶金結合復合鋼管可以克服上述機械復合鋼管存在的問題。

國外一般認為冶金復合管性能優于機械復合管，但也有人認為可以通過管端堆焊等方法使機械復合管達到冶金復合管的性能，同時保持較低的成本。

3 結 語

未來5至10年的海洋油氣資源勘探開發中，對海底管道的建設需求會更加旺盛，材料產業發展前景十分廣闊，尤其是對新材料、新工藝的需求日益強烈。

在海底油氣管道主要用材—低碳微合金鋼管發展方面，抗大變形、高疲勞性能、大D/t比等海底管線鋼管是未來海底管道低碳微合金鋼管材料發展的主要方向。

在腐蝕環境用雙金屬復合管的研究方面，冶金復合管性能優異，但是成本較高；機械復合管內外層的結合較弱，但是可以通過管端堆焊等工藝加強內外層結合，同時保持較低的成本。未來冶金復合管和機械復合管的優選，需要根據兩種產品的研究發展情況確定。

在海底油氣管道非金屬材料發展方面，主要的發展方向是柔性管和非金屬復合管。考慮到目前國際上最大的三個生產商壟斷了世界上柔性管絕大部分的市場份額，柔性管的生產具有大量的知識產權保護，應提高柔性管的自主開發和制造能力，加強對柔性管設計、生產裝備的研究。

［1］王金英，趙冬巖.渤海海底管道工程的現狀和問題［J］.中國海上油氣工程， 1992， 4（01）： 1-6.

［2］王忠江，溫哲華，周建平，等.海底管道安全現狀評估方法及其工程應用［J］.腐蝕與防護， 2012， 33（10）：903-907.

［3］宋儒鑫.深水開發中的海底管道和海洋立管［J］.海洋工程， 2003， 218（06）：31-42.

［4］SUZUKI NOBHISA， ENDO SHIGERU， YOSHIKAWA MASSKI，et.al.Effect of A Strain Hardening Exponent on Inelastic Local Bucking Strength and Mechanical Properties of Linepipe［C］//Proceeding of OMAE’01 20th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering.Brazil： OMAE， 2001： 99-106.

［5］THOMAS H，SHIGERU E，NOBUYUKI I,et al.Effect of Volume Fraction of Constituent Phases on the Stress-strain Relationship of Dual Phase Steels ［J］.ISIJ International，1999， 39（03）： 288-294.

［6］唐友剛，項忠權.懸空管線渦激振動強度分析［J］.天津大學學報， 1996， 29（02）：247-252.

［7］FURNES G K，BERNTSEN J.Sponse of A Free Span PipelineSubjectedtoOceanCurrents［J］.Oeean Engineering， 2003（30）：1553-1577.

［8］CHOI H.Free Spanning Analysis of Offshore Pipelines［J］.Ocean Engineering， 2001（28）：1325-1338.

［9］喻國良.海底管道防沖刷保護技術的發展現狀與趨勢［J］.水利水電技術，2007，38（11）：30-33.

［10］肖文功.海底管道懸空隱患治理技術研究及應用［J］.中國海洋平臺， 2004，19（06）：36-39.

［11］程玖歡，周子鵬，祝曉丹.海洋平臺抗硫化氫腐蝕的管材選擇探討［J］.中國造船，2009，50（S）： 419-422．