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海洋石油用管的发展现状和前景展望

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海洋 石油 发展 现状 前景 展望
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海 洋石油用管的发展现状和前景展望张业圣 , 李志卫( 华菱衡阳钢管 (集团 )有限公司 , 湖南 衡阳 421001 )摘 要 : 介绍了世界海洋石油工业简况及海洋石油工业的重要地位 , 简述了中国海洋石油工业的发展简况 ,分析了中国海洋石油工业对海洋石油用管的需求 , 对海底管线管的技术要求作了详细的对比分析 , 并指出了生产中应重视的问题 。 对中国海洋石油用管今后的需求作了简单的预测 。关键词 : 海洋石油用管 ; 管线管 ; 技术要求 ; 防腐 ; 市场需求 ; 预测中图分类号 : TE95 %%文献标识码 : A %文章编号 : 1001-2311(2009)05-0001-10Current Development Situation and Prospects of Offshore Oil PipesZhang Yesheng, Li Zhiwei( Valin Hengyang Steel Pipe (Group) Corp., Ltd., Hengyang 421001, China )Abstract: Briefed here in the paper are the general situation of the offshore petroleum industry of the world,the importance of the very industry as well as the development of China’s offshore petroleum industry. Also in-vestigated are the demand of offshore oil pipes by the offshore petroleum industry in the country. A detail compar-ative analysis of the technical requirements for the offshore linepipes is made, based on which relevant issuesthat have to be taken care of are proposed. At last, the domestic demand for such pipes in the future is roughlyforecast.Keywords: Offshoreoilpipes; Linepipe; Technicalrequirements; Anti-corrosion; Market demand; Forecast1 世界海洋石油工业的简况1.1 世界石油天然气供求简况[1-2]根据 2007 年 12 月 24 日美国 《油气杂志 》提供的数据 , 2007 年全世界石油探明储量为 1 816.436 2亿 t, 天然气探明储量为 175.055 1 万亿 m3; 石油产量为 36.180 5 亿 t, 天然气产量约为 3.3 万亿 m3。根据国际能源署发布的世界能源展望预测 , 从2000~2030 年 , 世界石油需求预计年均增长 1.6%,2030 年将达到 57.69 亿 t; 天然气的需求量年均增长 2.4%, 2030 年将达到 42.03 亿 t 油当量 。1.2 世界海洋石油的地位陆上石油资源危机问题日渐突出 , 为了满足2030 年 99.72 亿 t 油当量的油气需求 , 急需寻求油气储量的接替区域 , 而海洋石油资源的开发适逢其时 , 发展迅速 , 为世界石油工业甚至世界的经济发展起到重要的作用 。 世界海洋石油资源占世界石油资源总量的 34%, 全球海洋石油资源总蕴藏量1 000 多亿 t, 其中已探明储量约 500 亿 t。 目前全球已有 100 多个国家在进行海上石油勘探 , 其中一半以上对深海进行了石油勘探 。道格拉斯 ·威斯特伍德提供的 1930~2004 年全球石油产量构成如图 1 所示 , 其中 2007 年的数据是根据最新公布的数据补充整理的 , 从中可以清楚地看到海洋石油产量在石油总产量中的比重越来越大 , 占据着重要的地位 。据不完全统计 , 从 1992 年开始 , 海洋石油产量以每年 3.7%的速度 (石油总产量平均增速为 1.1%)高速增长 , 到 2003 年 , 海洋石油产量达 12.57 亿 t,占总产量的 34.1%, 海洋天然气产量达 6 856 亿 m3,占天然气总产量的 25.8%。 其后几年虽然全球石油总产量稳定在 36~40 亿 t, 但海洋石油及天然气的张业圣 (1960-), 男 , 高级工程师 , 副总工程师 , 主要负责企业外部环境分析及发展战略的制订及实施工作 。综 合 述 评STEEL PIPE Oct. 2009, Vol. 38, No. 5 钢 管 2009 年 10 月 第 38 卷第 5 期120022008年份2004开发费用/亿美元生产费用/亿美元总费用/亿美元80.70 101.13 181.38103.05 118.90 242.1296.00 186.11 299.061.6302.995石油产量/亿 t1.927天然气产量/亿 m3探井和评价井数 /个勘探费用/亿美元1 336 280 19.551 607 277 20.172 888 228 16.95产量比例逐步提高到 38%及 32%左右 。1.3 世界海洋石油天然气发展的特点在海洋油气产量比重日益增大的同时还有一点值得关注 , 就是海洋天然气的增长速度更快 , 预计在 2010 年全球的海洋石油产量将出现稳产 , 而海洋天然气的产量到 2015 年仍将继续增大 , 最终将接近全球天然气产量的一半左右 , 这将引起在天然气基础设施上的投资增加 , 天然气基础设施建设需要大量的海底管线 , 并将促进液化天然气厂 、 天然气合成油加工厂等的发展 。世界海洋石油工业的另一个特点是深海油田的开发 。 在水深小于 200 m 的水域只有 280 亿 t 的石油储量 , 而大于 200 m 深的深海水域 , 估计石油蕴藏量达 3 000 亿 t(这与探明储量的概念不同 , 只是估计数 ), 当前开发的深海油气田普遍是在水深2 000~3 000 m 的水域 , 而最深的钻井水域及采油井水深已达 6 000 m 以上 。 深海油田虽然投资高 、风险大 , 但由于其产量高 , 折算成单位投资成本则比陆地油田还要低 , 巨大的蕴藏量 、 高额的回报率 , 使得各石油公司都愿冒风险 , 斥巨资到深海去进行 “豪赌 ”。 深海油田的设施主要是浮式平台及储藏 、 运输装置 , 需要用到大量高性能的海洋立管 ,当前深海石油产量当量占整个海洋石油产量当量不到 1/3, 但这比例还将稳步提高 。 深海油田主要有3 个区域 , 这 3 个区域目前的情况各不相同 : 美国墨西哥区域力保稳产 、 减少下滑 , 巴西深海区域走向成熟 、 处于高位发展 , 西非区域最有活力 、 处于迅速发展阶段 。 亚太地区海洋石油工业增长最快 ,当前海上油气产量约占全球海洋石油天然气产量的20%, 其主要指标见表 1。图 1 1930~2004 年全球石油产量构成表 1 2002, 2004, 2008 年亚太地区海洋油气工业的主要指标2 中国海洋石油工业的简况2.1 中国海洋油气产量及所占地位2008 年中国的石油产量为 1.897 亿 t, 天然气产量为 760.2 亿 m3, 折合为 2.624 7 亿 t 油当量 。而中国海洋石油 总公司的油气产量约为 4 500 万 t油当量 , 再加上系统外约 10%的海洋油气产量 (如胜利油田 、 冀东油田部分浅海油气井 ), 中国的海洋油气产量约占全国油气产量的 18%。 中国海洋STEEL PIPE Oct. 2009, Vol. 38, No. 5综 合 述 评2石 油近年来发展迅速 , 年产油当量平均每年以 7%~11%的速度递增 , 具体情况如下 :“十一五 ”期间中海油加大投资力度 , 建设了 87 个导管架 、 11 艘10 t 级的海上浮式生产储油船 (FPSO), 以及陆上终端管道系统配套设施 , 共需要投资 1 000 亿元人民币 。 到 2010 年 , 中海油将实现中国近海油气产量 5 000万 t 油当量 , 其中原油产量达 3 800 万 t,天然气 126 亿 m3的奋斗目标[3]。2.2 中国海上油气田的分布状况中国近海目前有 31 个海上油气田 , 主要分布在渤海与南海 。 渤海湾是中国海洋石油工业的摇篮 , 也是中国浅海油气田的主要基地 , 南海在 “十五 ”、“十一五 ”期间发展强劲 , 而刚开发的深海油气田则在珠江口外 。2.3 中海油 2009 年的建设计划2009 年中海油的投产项目有 10 个 , 其中两个是涉及海外权益的项目 , 需要进行大量的设施建设 。2.4 与国际海洋石油工业的差距中国海洋石油工业近年来发展迅速 , 与陆地油田在极力稳产的情况形成鲜明的反差 , 但由于起点较低 , 与国际海洋石油的发展状况相比还存在较大的差距 , 主要体现在 :(1) 海洋油气所占的比例与全球海洋油气所占的比例相差近 15 个百分点 ;(2) 油气井的开发主要是在浅海 , 大部分水深在 100 m 范围内 , 深海领域才刚涉足 , 而国外深海油气井已成为海洋油气生产的主力军 , 产量几乎占到一半 ;(3) 技术与装备还相对落后 , 在众多领域都存在着关键技术与设施受制于跨国公司的情况 ;(4) 南海的油气资源被周边国家疯狂掠夺 , 其掠夺量是中海油产量的两倍以上 。因此 , 中国海洋石油工业的发展还只是处于初始阶段 , 今后将有巨大的发展空间 。3 中国海洋石油用管情况3.1 海洋石油用管分类海洋石油用管按使用范围分为 : 海底油气井用管 (OCTG)、 长距离输送管道 、 海上油气田内部连接管 (含海底集输管线 、 立管 、 工作连接管线 )。按管道的横截面形状分为 : 单壁管道 、 管中管管道 、 集束管系统 , 如图 2 所示 。(a) 单壁管道 (b) 管中管管道 (c) 集束管系统图 2 海洋石油用管3.2 海底 OCTG 用管海底油气井普遍采用丛式井 (定向井 )技术 , 从操作平台到海底井口有严密的隔水设施 , 套管与油管不会与海水直接接触 , 因此所用钢管基本上与陆地油气井一样 , 只是考虑到安全性和使用期间不便维修的因素 , 在设计上按高一个档次要求 , 钢级一般都在 N80、 L80 以上 , 以偏梯形螺纹为主 , 辅之具有良好密封及快速装卸性能的特殊螺纹 ; 材质的耐腐蚀性能与陆地油气井一样 , 是根据所生产的油气的腐蚀特性决定 , 只是使用前存放的环境是海洋性气候 , 表面的防锈涂层要比陆地用的要求高一些 。 中国海洋石油总公司年钻井进尺量接近 200万 m, 年需要这种油套管约 12 万 t, 当前约 8 万 t是国产管 , 主要由天津钢管集团股份有限公司与宝钢集团公司提供 , 其余进口 。3.3 海底长距离输送用管海底输送管道是指将海洋石油设施所生产的原油或天然气 , 从海上油气田的油气汇集点向陆地或较长距离泊储油轮输送的管道 , 由于海底输送管道要根据海上油气田所在位置及其布局所决定 , 每个油气田的设计都不一样 , 因此无法与原油或天然气产量及海上平台数 、 导管架数形成对应关系 , 据了解 , 2009 年建设的 800 km 海底管线中 , 这种输送管道占 300~350 km。 国内已建设的这种海底管道是外径 406, 508, 660 mm 的管中管管道 , 钢级为X65, 壁厚为 12~16 mm, 主要是 ERW 及 UOE 焊张业圣等 : 海洋石油用管的发展现状和前景展望 钢 管 2009 年 10 月 第 38 卷第 5 期综 合 述 评 3接 钢管 。 虽然焊接钢管存在着焊缝电位差易造成沟状腐蚀的问题 , 但大规格无缝钢管的尺寸偏差大 、资源少 、 价格高是被排斥在这种管道主要选材范围之外的主要因素 。3.4 海上油气田内部连接管线海上油气田内部连接管 , 是指油气田内各井口到汇集点的集输管 、 注射介质管 、 联接短管 , 其中海底与海面设施连接的为立管 。 这是油气田 (或独立区块 )在做项目建设时所需要铺设安装的钢管 ,根据油气流量 、 压力 、 井口的分布情况 、 海底形貌 、 潮汐海浪推力 、 可能存在的渔拖网拉力等因素进行设计 , 每个项目用管规格与数量 、 钢级都有所不同 。 从中海油工程建设部了解到 : 集输管 (横管 )的 主 要 规 格 为 Φ114.3, 141.3, 168.3, 219.1,273.1, 323.9 mm(也有非标外径 ), 壁厚设计为 10~20 mm, 钢级主要是 X65、 X70; 立管主要规格为Φ114.3, 168.3, 219.1, 273.1, 323.9, 355.6,406.4, 457.0, 508.0 mm, 其中 Φ323.9 mm 以下规格占 60%左右 。 在同一海洋环境条件下 , 立管的钢级比集输管高一个钢级 , 壁厚高一个系列 。 这类钢管主要是无缝钢管 , 焊管因为规格 、 钢种多且不易生产 , 再加上安全性 、 耐腐蚀性要求较高而很少介入 。3 个油气田建设项目的钢管用料明细见表 2,其中项目一 、 二是油气田内部连接管线 , 项目三是长距离输送管线 。 根据 2009 年 450~500 km 此类油气田内部建设用管线及 40 个区块建议项目 (一个油气田包括 2~4 个区块不等 )推算 , 这种海底无缝钢管管线 2009 年的需求量在 2.0~2.5 万 t。 中国海洋石油总公司对这类管线管的采购渠道有两类 : 完全由中海油出资建设的海上油气田 , 管线管的采购由总部掌握 ; 合作开发的油气田所需要的管线管则由所在地的分公司与合作商讨确定采购渠道 。 据估计 , 总部能掌握的这类管线管的资源略低于 2/3。表 2 3 个油气田建设项目的钢管用料明细SMLSHFW、 SAW品种X60 PSL2 12.200 5.702Φ168.3×9.5Φ559.4×17.5规格 /mmX65 PSL2 12.000 295.00项目三钢级 长度 /m 用量 /t项目一钢级 长度 /m 用量 /t项目二钢级 长度 /m 用量 /tSMLS Φ323.9×19.1 X65 PSL2 12.000 36.05HFW、 SAW Φ559.4×12.7 X60 PSL2 12.200 5 823.962SMLS Φ323.9×14.3 X65 PSL2 12.000 65.00SMLS Φ114.3×11.1 X65 PSL2 12.192 595.00 X65 PSL2 12.192 594.481SMLS Φ323.9×15.9 X70 PSL2 12.192 71.00 X70 PSL2 12.192 70.676SMLS Φ219.1×11.1 X65 PSL2 12.000 38.70SMLS Φ406.4×17.5 X65 PSL2 12.200 5 864.4654 海底管线管的防腐涂层等处理由于是在海底复杂的环境下使用 , 考虑到海水腐蚀 、 温度损失 、 浮力影响等多种因素制约 , 海底管线管在使用前还必须进行涂层 、 保温 、 配重 、 阴极保护等处理[4]。(1) 防腐涂层 : 是指在工厂施工的一种且有防腐功能的涂层系统 。 目前海洋管道的防腐层主要采用熔结环氧粉末 (FBE)、 双层熔结环氧粉末 (双层FBE)、 三层聚乙烯 (3PE)、 三层聚丙烯 (3PP)以及高性能复合涂层 (HPCC)。 其中最先进的是 HPCC,由 FBE 层 、 粘结层和聚乙烯层组成 , 结构与常用的 3PE 相同 , 不同的是 HPCC 各层均采用静电粉末喷涂工艺涂敷 , 中间的粘结剂层是粘结剂和一定浓度 FBE 的混合物 , 外层是中密度聚乙烯 , 该工艺使各涂层之间能够紧密相连 , 就像单涂层一样 。HPCC 涂层与管道表面的粘接力强 , 具有优良的剪切阻力特性 , 低温柔韧性 , 非常低的渗透性 , 优良的抗冲击性 , 抗阴极剥离性 。 经选择的材料可以在 -40~85 ℃的环境温度中使用 。(2) 保温层 : 是指在工厂施工的涂层外增加的一种保温材料 , 以防止所输送的油气因温度损失降低流动性或凝固而造成的输送困难 。 目前有聚乙烯复合保温体系 、 不发泡聚氨脂复合保温体系 、 钢套钢保温体系 (管中管 )、 单层管保温体系 4 种主要的STEEL PIPE Oct. 2009, Vol. 38, No. 5综 合 述 评4保 温技术 。(3) 配重层 : 是指在经过涂层与保温层处理后的管道外表面增加的一道处理措施 , 旨在增加管道重量 , 克服海水浮力并使其固定在设计位置上 , 通常是以钢筋焊接笼或钢丝网固定混凝土的方法加以实施 。(4) 阴极保护措施 : 利用电解腐蚀理论 , 附加阳极金属块防止可能渗透到管道表面的海水对管道的腐蚀 。5 海底与陆用管线管技术要求差异分析2002 年我国颁布了石油天然气行业标准 SY/T10037-2002《海底管道系统规范 》, 但从中海油总部了解到 , 当前我国所有海洋管道设计都是以国际通用的标准 DnV 2003 年修订版 《海底管线系统规范 》第六章 “管线管 ”为依据 , 再参考 API 5L 第 44版附录 J《海上服役条件 PLS2 钢管的订购 》来确定海底管线管的订货技术条件 。 由于近年陆地用管线管已普及生产 , 认知程度较高 , 因此用对比分析差别的形式来理解海底管线管的技术要求更为合适 。 石油管线管 API 5L 标准中一般规范 (PSL1)、 高级规范(PSL2)、 海上服役条件与 DnV 2003 海底管线管各项技术参数指标的定量对照见表 3, 从中可以看到 , 对海底管线管的要求普遍高于陆地管线管 , 主要表现在以下几方面 。(1) 化学成分 : S、 P 含量低 , 残留元素含量低 , 含碳量及碳当量低 , 合金元素含量限制严格 。(2) 机械性能 : 要求做横向性能试验 , 屈强比指标更高 , 硬度指标 、 韧性指标更严 。(3) 几何尺寸 : 与国内无缝钢管标准的高精度要求水平相同 , 但对管端的外径精度要求更高 , 并且长度偏差要求苛刻 。(4) 无损探伤 : 管体要进行纵横向 、 分层缺陷探伤 , 管端也要求进行超声波及分层探伤 , 对倒棱坡口还要做分层探伤 。 对管体全长要进行 100%覆盖的超声波测厚 。 不但探伤的项目多 , 对人工伤缺陷的管理也是最严的 。(5) 需要进行可焊性试验 。(6) 若用户要求 , 还可增加尺寸 、 塑性 、 强度 、 韧性 、 耐蚀性等方面的补充要求 , 而要满足这些要求还应有相应的技术规范 , 其各项技术参数要求更高 。交货状态内容轧制 R、 正火或正火成型 N、 调质 QAPI 5L PSL1 API 5L PSL2 API 5L 海上服役 DnV 2003 海底管线轧制 R、 正火或正火成型 N、调质 Q轧制 R、 正火或正火成型 N、 调质 Q正火或正火成型 N、 调质 Q化学成分 (最大含量 /%)钢级 25、 A、 B、 X42~X70 B、 X42~X80 B、 X42~X80 B、X42~X80、13Cr、22Cr、复合材料钢级描述L加公制屈服强度或 X加英制屈服强度再加交货状态后缀 R、 N、 QL加公制屈服强度或 X 加英制屈服强度再加交货状态后缀 R、N、 QL加公制屈服强度或 X 加英制屈服强度再加交货状态后缀 R、N、 Q, 海上服役后缀 O只是公制屈服强度 , 但国内也习惯用 X 加英制屈服强度硫 0.030 0.015 0.010 0.010磷 0.030 0.025 0.020 0.020碳 B~X70: 0.28BN~X60N: 0.24BQ~X80Q: 0.18BN~X46N: 0.14X52N: 0.16BQ、 X42Q: 0.14X46Q: 0.15X52Q~X65Q: 0.16X70Q~X80Q: 0.17B~X60: 0.14X65: 0.15X70~X80: 0.16锰B: 1.2X42: 1.3X46~X70: 1.4BN、 X42N: 1.2X46N~X60NE: 1.4BQ~X46Q: 1.4X53Q、 X56Q: 1.5X60Q、 X65Q: 1.6X70Q: 1.7X80Q: 1.8BN~X42N: 1.35X46N: 1.40X52N: 1.65BQ、 X42Q: 1.35X46Q: 1.40X52Q~X65Q: 1.65X70Q: 1.75X80Q: 1.85B: 1.35X42~X65: 1.65X70: 1.75X80: 1.85表 3 陆地管线管与海底管线管技术标准对照张业圣等 : 海洋石油用管的发展现状和前景展望 钢 管 2009 年 10 月 第 38 卷第 5 期综 合 述 评 5内 容 API 5L PSL1 API 5L PSL2 API 5L 海上服役 DnV 2003 海底管线钒B钢级钒 、 铌之和 :≤0.06所 有 钢 级 钒 、 铌 、 钛之和 :≤0.15X46N~X60N、 X60Q~X80Q:钒 、 铌 、 钛之和 ≤0.15B 钢级钒 、 铌之和 ≤0.06, 且BQ~X52Q: 0.05X42R、 X42N: 0.06X46N、 X56Q: 0.07X52N~X60N: 0.10X46N~X52N、 X52Q~X80Q、 B:钒 、 铌 、 钛之和 ≤0.15B 钢级钒 、 铌之和 ≤0.06, 且BQ~X42Q: 0.04X42N、 X46Q: 0.05X46N、 X52Q、 X56Q: 0.07X60Q: 0.08X65Q: 0.09X70Q、 X80Q: 0.10所有钢级钒 、 铌 、 钛之和≤0.12, 协议可到 0.15, 且X42: 0.04X52: 0.07X60: 0.08X65: 0.09X70、 X80: 0.10铌B钢级钒 、 铌之和 :≤0.06所 有 钢 级 钒 、 铌 、 钛之和 :≤0.15X46N~X60N、 X60Q~X80Q:钒 、 铌 、 钛之和 ≤0.15B 钢级钒 、 铌之和 ≤0.06, 且BN~X60N: 0.05BQ~X56Q: 0.05X46N~X52N、 X52Q~X80Q、B: 钒 、 铌 、 钛之和 ≤0.15B 钢级钒 、 铌之和 ≤0.06, 且X42~X52N: 0.05BQ、 X42Q: 0.04X56~X70Q: 0.05X80Q: 0.06所有钢级钒 、 铌 、 钛之和≤0.12, 协议可到 0.15, 且X42: 0.04X52~X70: 0.05X80: 0.06碳锰关系碳低 0.01, 锰可增 0.05但锰含量最大值 :B~X52: ≤1.65X52~X70: ≤1.75X70: ≤2.00碳低 0.01, 锰可增 0.05, 但锰含量最大值 :B~X52: ≤1.65X52~X70: ≤1.75X70: ≤2.00X80: ≤2.20碳低 0.01, 锰可增 0.05但锰含量最大值 : ≤2.00碳低 0.01, 锰可增 0.05但不得超过 0.10硅 无要求X46N 以下钢级 : 0.40X52N 以上及 BQ 以上钢级 : 0.45X46N 以下及 BQ、 X42Q: 0.40X52N 及 X46Q 以上钢级 : 0.45X42 以下钢级 : 0.40X52 以上所有钢级 : 0.45钛B钢级钒 、 铌之和 :≤0.06所 有 钢 级 钒 、 铌 、 钛之和 :≤0.15X46N~X60N、 X60Q~X80Q:钒 、 铌 、 钛总和 ≤0.15除 X60Q~X80Q 外 , 其余全部为 0.04B、 X46N~X52N、 X52Q~X80Q:钒 、 铌 、 钛总和 ≤0.15除 X65Q、 X70Q、 X80Q 为 0.06外 , 其余全部为 0.04所有钢级钒 、 铌 、 钛之和≤0.12, 协议可到 0.15 且 :X42~X60: 0.04X65~X80: 0.06铜 、 镍铬 、 钼Cu≤0.50、 Ni≤0.50Cr≤0.50、 Mo≤0.15对于 L360/X52 及以下钢级 , 不应有意加入Cu、 Cr 和 NiX60N、 X60Q~X70Q:Cu≤0.50、 Ni≤0.50Cr≤0.50、 Mo≤0.50X80: Ni≤1.00、 Cu≤0.50Cr≤0.50、 Mo≤0.50其他钢级 :Cu≤0.50、 Ni≤0.30Cr≤0.30、 Mo≤0.15BN~X46Q:Cu≤0.35、 Ni≤0.30Cr≤0.30、 Mo≤0.10X52Q~X80Q:Cu≤0.50、 Ni≤0.50Cr≤0.50、 Mo≤0.50X50N 除外B~X52:Cu≤0.35、 Ni≤0.30Cr≤0.30、 Mo≤0.10X52~X80:Cu≤0.50、 Ni≤0.50Cr≤0.50、 Mo≤0.50硼含量 无要求X80Q: ≤0.004其余钢级无要求除 X52N 外 , 其余钢级 :≤0.000 5≤0.000 5铝 、 氮 无要求 无要求Al≤0.06N≤0.012Al/N≥2 ∶ 1Al≤0.06N≤0.010Al/N≥2 ∶ 1残留元素无要求 无要求 无要求废钢炼钢时As 0.03、 Sb 0.01、 Sn 0.02Pb 0.01、 Bi 0.01、 Ca 0.006CE(C≥0.12)无要求 0.43BQ、 X42Q: 0.34BN、 X42N~X46Q: 0.36X46N: 0.38X52Q: 0.39X52N: 0.43X56Q: 0.40X60Q: 0.41X65Q、 X70Q: 0.42B、 X42: 0.34X52: 0.37X60: 0.39X65: 0.40X70: 0.41X80: 0.43续表 3STEEL PIPE Oct. 2009, Vol. 38, No. 5综 合 述 评6内 容 API 5L PSL1 API 5L PSL2 API 5L 海上服役 DnV 2003 海底管线屈服强度 只有下限要求 上 、 下限均有要求 上 、 下限均有要求 ≥120 MPa抗拉强度 只有下限要求 上 、 下限均有要求 上 、 下限均有要求 ≥120 MPa伸长率 基本规定无特殊要求 基本规定无特殊要求 基本规定无特殊要求 基本规定无特殊要求屈强比最大值无要求 ≤0.93 ≤0.93X52 以下 : ≤0.90X52 以上 : ≤0.92平均冲击功最小值无要求X65 以下 : ≥27 JX65 以上 : ≥40 JX65 以下 ≥27 JX65 以上 ≥40 J比 PSL2 更严 , 且每个钢种钢级都不一样 , 外径 300 mm 以上只做横向冲击 , 数值是纵向的 2/3Pcm(C≤0.12)0.25BN、 X42N、 BQ、 X42Q: 0.22X46N、 X46Q、 X52Q: 0.23X56Q: 0.24X52N、 X60Q、 X65Q、 X70Q:0.25B、 X42: 0.20X52: 0.21X60: 0.22X65: 0.23X70: 0.24X80: 0.26机械性能横纵向性能只做纵向 只做纵向 只做纵向外径 300 mm 以上除冲击性能外 , 纵横向都要做硬度(HV10)≤345 ≤345钢级 X65 及以下 : ≤270钢级 X65 以上 : ≤300钢级 X65 及以下 : ≤270钢级 X65 以上 : ≤300检验批 四同原则 四同原则 四同原则加 100 支限制 四同原则尺寸精度 (偏差允许范围 /mm)外径(管体 )D≤60.3:+0.4-0.8D∧60.3: ±0.75%DD≤60.3:+0.4-0.8D∧60.3: ±0.75%D±0.5 或 ±0.75%D, 取较大者 ±0.5 或 ±0.75%D, 取较大者外径(管端 )D≤168.3:+1.6-0.4D∧168.3: ±0.5%D,但最大值为 ±1.6D≤168.3:+1.6-0.4D∧168.3 : ±0.5%D,但最大值为 ±1.6±0.5 或 ±0.5%D, 取较大者 ,但最大值为 ±1.6±0.5 或 ±0.5%D, 取较大者 ,但最大值为 ±1.6椭圆度偏差管体 ≤0.020D管端 ≤0.015D管体 ≤0.020D管端 ≤0.015D管体 D/t≤75 时 :≤0.015D, 但最大为 10管端 D/t≤75 时 :≤0.010D, 但最大为 8D/t∧75 时 : 协议管体 D/t≤75 时 : ≤0.015DD/t∧75 时 : ≤0.020D,最大为 15管端 D/t≤75 时 : ≤0.010DD/t∧75 时 : ≤0.015D, 最 大为 7.5局部椭圆度无要求 无要求 无要求 ∧0.5%D, 但 ≤2.5壁厚偏差t≤4:+0.6-0.54∧t∧25:+15-12.5%tt≥25:+3.7-3.0或+10-10%t 较大者t≤4:+0.6-0.54∧t∧25:+15-12.5%tt≥25:+3.7-3.0或+10-10%t 较大者t∧4:+0.6-0.510∧t≥4:+15-12.5%t10≤t∧25: ±12.5%tt≥25:+3.7-3.0或+10-10%t 较大者t∧20: ±12.5%tt≥20: ±10%t , 但最大为 ±3.0弯曲度≤0.2%L管端 1 m: ≤4≤0.2%L管端 1 m: ≤4≤0.15%L管端 1 m: ≤3≤0.15%L长度有 6 个 长 度 要 求 , 每个都有范围及平均长度 , 由订单决定有 6 个长度要求 , 每个都有范围及平均长度 , 由订单决定最小平均长度 12.1 m,实际长度 11.7~12.7 m满足订单指定的长度及公差要求 , 当 前 合 同 为 11.7 m±25mm重量偏差每根实际重量与理论重量差+10%-3.5%18 t 以上的批量 , 总量差为+10%-1.75%每根实际重量与理论重量差+10%-3.5%18 t 以上的批量 , 总量差为+10%-1.75%每根实际重量与理论重量差+10%-3.5%18 t 以上的批量 , 总量差为+10%-1.75%每根实际重量与理论重量差+10%-3.5%18 t 以上的批量 , 总量差为+10%-1.75%续表 3张业圣等 : 海洋石油用管的发展现状和前景展望 钢 管 2009 年 10 月 第 38 卷第 5 期综 合 述 评 7注 : 此表只是帮助理解各等级管线管的不同技术指标要求 , 并不能代表标准及合同的具体规定 。内容 API 5L PSL1 API 5L PSL2 API 5L 海上服役 DnV 2003 海底管线静水压试验D≤141.3 mm 或 A、 B 钢级 : P=120t/DX42 以上钢级 :141.3 mm∧D≤219.1mm, P=150t/D219.1 mm∧D∧508mm, P=170t/D稳压不少于 5 sD≤141.3 mm或 A、B钢级 :P=120t/DX42以上钢级 :141.3 mm∧D≤219.1 mm,P=150t/D219.1 mm∧D∧508 mm,P=170t/D稳压不少于 5 sD≤141.3 mm 或 A、 B 钢级 :P=120t/DX42 以上钢级 :141.3 mm∧D≤219.1 mm,P=150t/D219.1 mm∧D∧508 mm,P=170t/D稳压不少于 5 sP=2tmin×0.96ReminD-tmin稳压不少于 10 s管端垂直度90°, 偏离 ≤1 90°, 偏离 ≤1 90°, 偏离 ≤1 90°, 偏离 ≤1缺陷探伤(管体 )管体 : 协议要求才做 ,电 磁 、 磁 粉 、 超 声 中的一种或几种组合 ,校验人工伤 : 电磁 (涡流 )3.2 mm 通孔 ; 电磁(漏磁 )及超声纵向 L4级 (深 12.5%t)刻槽 。 横向不要求管体 : 电磁 、 磁粉 、 超声中的一种或几 种 组 合 , 校 验 人 工伤 : 电磁 (涡流 )3.2 mm 通孔 ;电磁 (漏磁 )及超声纵向 L4 级(深 12.5%t)刻槽 。 横向不要求管体 : 超声纵向 L2 级 (深 5%t), 协议横向缺陷探伤 ; 协议漏磁纵横向 (L2 级 )管体 : 超声纵横向 L2 级(深 5%t)缺陷探伤(管端 )手 动 超 声 或 磁 粉 , 缺陷等级同管体手动超声或磁粉 , 缺陷等级同管体手动超声 , 手动超声或磁粉 ,缺陷等级同管体手动超声 , 管端坡口磁粉 , 缺陷等级同管体分层探伤(管体 )无要求 无要求人工缺陷 6 mm×35 mm, 覆盖率 ≥20%人工缺陷 6 mm×35 mm, 覆盖率 100%分层探伤(管端 )协 议 , 检 测 区 域 25mm, 人工缺陷 Φ6 mm平底孔协议 , 检测区域 25 mm, 人工缺陷 Φ6 mm 平底孔无特殊要求检 测 区 域 50 mm, 人 工 缺 陷Φ6 mm 平底孔测厚 无要求 无要求 覆盖率 ≥25% 覆盖率 100%其他表面缺陷周向长度 大 于 6.4 mm的 分 层 或 夹 杂 , 深 度超过 3.2 mm 的不圆缺欠 , 长 度 大 于 0.5D、深度大于 6.4 mm(尖底划伤大于 3.2 mm)的摔坑 不 允 许 存 在 ; 其 他深 度 大 于 0.125t 的 缺欠也不允许存在周向长度大于 6.4 mm 的分层或夹杂 、 深度超过 3.2 mm 的不圆缺欠 、 长度大于 0.5D, 深度大于 6.4 mm(尖底划伤大于3.2 mm)的摔坑不允许存在 ;其他深度大于 0.125t 的缺欠也不允许存在深度大于 0.05t, 且影响 最 小壁厚的缺欠都不允许存在裂纹 、 缺口及创伤不允许 , 不超过名义壁厚 2%, 且最大不超 过 0.5 mm 的 结 疤 、 磨 损 、压伤 、 毛刺 、 皱皮允许存在 ;所有其他表面缺陷不得超过名义壁厚的 5%; 修磨后实际壁厚不得小于最小壁厚可焊性 无要求 协议要求才进行 协议要求才进行要进行 , 达成协议可用相关文件证明替代补充要求 无要求酸性条件 、 抗延性断裂扩展条件 : 另有详细内容规定酸性工作条件 、 止裂特性 、 塑性变形管 、 尺寸加强型 、 高强使用方面 : 另有详细内容规定坡口除协议外坡口角 : 30°+5°-0°钝边 : 1.6±0.8除协议外坡口角 : 30°+5°-0°钝边 : 1.6±0.8除协议外坡口角 : 30°+5°-0°钝边 : 1.6±0.8除协议外坡口角 : 30°+5°-0°钝边 : 1.6±0.8水压及探伤续表 3STEEL PIPE Oct. 2009, Vol. 38, No. 5综 合 述 评86 生产海洋石油用管应注意的事项同钢级的海底管线管的价格一般都比陆地管线管的价格高一倍以上 , 这是由于其使用环境特殊 ,从而对钢管的各项性能指标要求高且不易满足所决定的 , 因此在生产中要引起足够的重视 , 具体如下 :(1) 低碳 、 低合金含量及限制性的碳当量指标与高强度 、 高韧性的矛盾 , 决定着钢种成分难以配比并且每个元素的波动范围很窄 、 相应的热处理制度也较为严格 , 这都需要制造厂自己摸索成分范围 、 热处理参数并严格执行 , 否则将可能出现批量不合格产品 。(2) 低硫 (酸性工作条件下达 0.000 3%)、 低残留元素 、 低钙硫比 、 低铝 、 低氮 、 铝氮比例要求等 , 使得炼钢在原料选择与配比 、 工艺的操作上要把握得相当到位 。(3) 高韧性指标 、 强度的上限指标限制 、 屈强比指标的限制 、 横向性能指标的增加 、 硬度指标的限制等 , 要求热处理时管体受热与冷却要相当均匀 、
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