海洋高溫高壓系統管道設計

楊 洋

（中海油能源發展裝備技術有限公司設計研發中心，天津 300452）

1 海洋系統高溫高壓系統工藝流程概述

隨著石油勘探開發，海洋石油遇到了原油黏度大，開采困難的問題，而陸地石油經過多年的研究與實踐逐步形成了稠油開發以蒸汽吞吐為主體的開采工藝。蒸汽吞吐又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激產等。所謂蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，關井一段時間，待蒸汽的熱能向油層擴散后，再開井生產的一種開采稠油的增產方法。（NB35-2WHPB熱采）：見圖1。

圖1 海洋石油系統的簡化的多元熱流體注熱流程

1）水源水通過水處理裝置進行淡化除去鈣，鎂離子，并通過火箭動力熱力發生器進行逐步增壓增溫，形成高溫高壓蒸汽，蒸汽溫度可達350℃，壓力可達35MPa，通過采油樹注入井下，關井燜井數天后開井，將油層中加熱的原油采出。當產量遞減至極限值時，再進行第二周期注汽采油，如此循環。

2）通過空壓機，氮氣增壓機產生的氮氣通過采油樹套管注入井下，對蒸汽起到隔熱保溫作用，減少蒸汽熱損失。

針對以上工藝流程，管線設計存在高溫高壓管線選材，相應管線附件，管線布置，壓力試驗等海洋系統設計規范未能涉及的領域，通過對陸地高溫高壓項目的研究對比，形成以下適合海洋系統并通過項目實踐總結的設計要點，拓展了海洋系統設計規范。

2 海洋系統高溫高壓系統配管設計

2.1 高溫高壓蒸汽管線選材

高溫高壓蒸汽管線，海洋系統以前未涉及，查閱相關陸地成熟技術，參照陸地《火力發電廠汽水管道設計技術規定》DL/T 5054-1966相關參數，配管專業常用碳鋼材質已不能滿足要求（碳鋼材質工作溫度超過300～350℃容易產生蠕變，導致結構破裂及爆炸，并會球化及石墨化，材料強度大大降低）推薦采用合金鋼，相應的法蘭也不能選用碳鋼材料（343.3℃時，2500LB碳鋼法蘭耐壓只有29.6MPa），見表1。

表1 碳鋼材料的閥門、法蘭各壓力-溫度級別的最大允許操作壓力值

經過各種管材的比對及陸地熱采井設計相關資料，海洋環境更為苛刻，配管選用15CrMo，相應規范GB 5310-2008（高壓鍋爐用無縫鋼管）。管壁厚計算公式，見式（1）

式（1）中：p為設計壓力（MPa）；Do為管子外徑（mm）；Di為管子內徑（mm）；[σ]t為鋼材在設計溫度下的許用應力（MPa）；Y為溫度對計算管子壁厚公式的修正系數，對于碳鋼、低合金鋼和高鉻鋼，480℃及以下時Y=0.4，510℃時Y=0.5，538℃及以上時Y=0.7，中間溫度的Y值，可按內插法計算；α為考慮腐蝕、磨損和機械強度要求的附加厚度（mm）；η為許用應力的修正系數，無縫鋼管的η=1.0，螺旋焊縫鋼管按SY 5036—83標準生產制作和無損檢驗合格者，η=0.9，引自《火力發電廠汽水管道應力計算設計規定》，注熱管線壓力較高，經計算管線壁厚為XXS（雙加強）。

2.2 管道附件

管道附件材質的選擇原則：注汽管道附件的連接形式多為焊接，因此為了滿足管道與附件連接時具有良好的焊接性能，確保管道的安全運行，管道附件的材質應盡量與所連接的管道材質一致，減少管件焊接熱應力。

管件的選擇：采用標準熱壓件或鍛制件，易于保證制造質量并能夠使管件材質與注汽管道材質相一致，提高焊接的可靠性，由于管件材質有可能與注汽管道材質不同，并且在不同的溫度，壓力和加工方法下公稱壓力與工作壓力有所不同，所以附件的選擇必須經校核計算確定。

注汽管道與附件的連接形式：注汽管道在較高壓力和溫度下工作，啟停比較頻繁，管道作用力很大，如果用法蘭連接易產生泄漏現象，且法蘭連接工程造價較焊接連接高，因此采用焊接較好。

2.3 閥門選型

2.3.1 閘閥

閘閥適用于幾乎所有溫度范圍內的工作場所，且能夠在振動的環境下正常啟閉。

（1）對于尺寸為2″及以上閘閥，應該配備膨脹閘板或彈性閘板。

（2）不推薦使用明桿閘閥。由于海上酸性環境會腐蝕暴露的閥桿及螺紋，使閥門操作困難而且易損害密封件。

（3）輸送含有固體顆粒管線（泥漿、排放系統等）的閘閥，閥板上應釬焊一層硬質合金，避免由于泥漿顆粒擦傷閥板密封面。如閘閥采用軟密封形式，密封材料應滿足耐油、耐老化、耐磨、耐海水腐蝕等性能要求。

2.3.2 球閥

當操作溫度在-29～82℃時，大部分手動（開啟和關閉）球閥適應于烴及公用系統的作業中，在82℃以上使用的球閥，應用時要仔細考慮軟密封材料的溫度限制。

（1）球閥結構分兩種，即浮球式和耳軸式。浮球式閥門在高壓或者大管徑時會產生高操作力矩，但是密封性好。而耳軸式球閥，轉動比較容易，但是密封性相對來說不太好，因此要斟酌考慮，權衡利弊，選擇合適的類型。

（2）對于危險系數較高的工作場所，球閥應當配有球座和閥桿潤滑配件，以防止發生滲漏、同時可以減小操作力矩，如果需要泄放，還可以設置泄放孔。

2.4 管支架

平臺上的管道應支撐在支架、支柱或專用的支座上。支架的設計和位置取決于管道的路線、介質、重量、直徑、沖擊載荷和振動等因素。管支架的設置應遵照以下原則：

（1）管支架設置靠近管線兩端，當管線與設備連接時，支架設置應盡量靠近設備，減少設備受力。

（2）支架設置應盡量靠近彎頭及大直徑三通分支管處。

（3）支架生根點以結構梁為宜，避免將支架直接生根在管線、甲板上，禁止將支架生根在設備本體上。

（4）支架設置不得影響逃生通道、維修通道，影響設備操作，支架尖端進行打磨處理，避免人員撞傷。

2.5 管線布置

（1）管道材質采用合金鋼（15CrMo或規格更好的合金鋼材質），同等條件下耐溫耐壓，抗蠕變性能高于碳素鋼及奧氏體不銹鋼。

（2）采用門型補償器。由于高溫高壓蒸汽管線較長，在高溫高壓的作用下，管線容易產生變形，應力集中造成法蘭連接處“刺漏”。平臺試驗表明，在溫度100℃，壓力20MPa時出現刺漏。借鑒陸地油田成熟的經驗，增加補償器可以比好地解決此問題。熱力管道補償器的種類：①自然補償：利用管道的自然轉彎。②門形補償器：人為地設置方形轉彎。是自然補償的補充。③套筒式補償器：像活塞一樣。只進行軸向補償。④波紋管補償器：利用波紋管，實現軸向和角向位移。⑤旋轉式補償器：利用盤根密封，實現管道扭轉，進行補償。而對于高溫高壓蒸汽管線，門型補償器幾乎是唯一的方式，其他補償器耐壓最高只有4MPa。陸地某油田所用門型補償器，見圖2。

圖2 陸地油田所用門型補償器

（3）選用3D（3倍公稱直徑）彎頭。選用大曲率半徑彎頭，使管線走向圓滑，減少高壓管線的瞬時 沖擊。

（4）選用導向滑動支架。增加管線橫向柔性，減少應力集中。結合CaesarII 應力分析軟件，確定管支架相應位置。

2.6 應力分析

對于高溫高壓管線需對由于溫度，壓力，載荷對管線變形進行校核，保證管線系統的安全性，本文以工程中應用較多的CaesarⅡ軟件為例論述，其他軟件原理類似。

CaesarⅡ軟件管道柔性分析

通過管道的柔性計算可以達到如下目的：使設備管口載荷符合制造商的要求或國家規定的標準；使高溫高壓管道應力在規范的許用范圍內；計算出作用在管道支架上的負荷；輔助設置合理的支吊架；解決高溫高壓管道動力學問題；幫助配管優化。

根據海洋規范要求，符合應力計算的管線有：①4''及以上設計溫度大于200℃工藝管線。②6''及以上設計溫度大于90℃且與壓力容器、熱交換器或空氣冷卻器連接的管線。③2''及以上連接棧橋、火炬、井口采油樹管線。④6''及以上RTRP管線（不包含雨淋閥下游部分）

2.7 水壓試驗

管道系統試驗包括為檢查管道系統力學性能而進行的強度試驗、檢查管道系統連接質量的嚴密性試驗和基于防火安全考慮而進行的滲透試驗等。按試驗時使用的介質可分為用液體作介質的液壓試驗和用空氣或惰性氣體作介質的氣壓試驗。考慮到安全性和經濟性，一般采用水壓試驗。

（1）試驗準備、水壓試驗和氣密試驗按照ASME B31.3進行。具備下列條件：所有的管道支吊架安裝完畢，其形式、材質、安裝位置正確，連接可靠、焊接質量合格；焊接及焊后熱處理工作已全部完成且檢查合格。焊縫及其他應檢查的部位不得保溫和涂漆；試驗前應將不能參與試驗的其他管道系統或設備、儀表、流量孔板、安全閥等管道組成件，用臨時盲板隔離開來或將其拆除以短管相連接；有完善的、經批準的試壓方案，并進行了技術交底。

（2）管道系統的壓力試驗一般為液體壓力試驗。多數情況下，管道的液體壓力試驗用潔凈水進行。奧氏體不銹鋼管道用水試驗時，水中氯離子含量每升不得超過25mg，5×10-6）。整個管系的試驗壓力為最大設計壓力的1.5倍；如果系統設計溫度高于試驗溫度，最小試驗壓力采用下式計算，除非ST/S的比值小于6.5。按照DL/T 5054-1996 《火力發電廠汽水管道設計技術規定》中管子和附件強度試驗壓力（表壓）[7]，需按以下公式確定：

式中：pT為試驗壓力，MPa；p為設計壓力，MPa；[σ]T為試驗溫度下材料的許用應力，MPa。

水壓試驗下，試件內周向應力值，不得大于材料在試驗溫度下屈服極限的90%。周向應力按下式計算：

式中：σt為試驗壓力下管子或附件的周向應力，MPa；Di為管子內徑，mm；s為管子壁厚，mm；α為考慮腐蝕、磨損和機械強度要求的附加厚度，mm；c為管子壁厚的負偏差值，mm；η為許用應力修正系數。