油气长输管道在长期的运行过程中,由于人为或环境因素,管壁发生损害,需要进行修复。而在役焊接修复技术可保持管线修复时运行的持续性,并且修复效率高,具有极大的应用前景。但是水下在役焊接时管道内部有高压流动的天然气,管道外部有流动水,因此焊接操作难度高并且具有一定的危险性。本文采用数值模拟技术对水下高压天然气管道进行在役焊接修复研究,为以后管线钢水下在役焊接修复提供一定的理论指导。本研究采用SYSWELD有限元分析软件,建立管道修复几何模型,修正了管内外强制对流换热系数,管内外加载相应均匀载荷,改变在不同水深下热源模型的形状系数,对16Mn管线钢的水下在役焊接修复过程进行有限元数值模拟,分析了管内天然气流速、管外水流速、管外水压对水下在役焊接修复时的温度场、应力场及接头马氏体含量以及硬度的影响。计算结果表明：(1)水下在役焊接环焊缝,内壁表现为拉应力,外壁表现为压应力,内壁最大拉应力比外壁最大压应力大。(2)管外水流速度对温度场、残余应力场和马氏体含量以及硬度的大小和分布影响都较大。管外水流速度从0mm/s增加到600mm/s时,焊接温度场覆盖范围减小,峰值温度降低,最大应力降低,马氏体含量增加,管内壁硬度降低,管外壁硬度增加。温度场在15.8s时的瞬时峰值温度由2427.68℃降到了1982.33℃。管内壁最大残余拉应力值从361.9MPa减小到231.5MPa,而管外壁最大残余压应力从163.8MPa减小到146.9MPa,马氏体含量达到99.5%,管外壁最大硬度值达到708HV,管内壁最大硬度值从636.6HV下降到494.8HV。(3)管内天然气流速和水深度变化对温度场、残余应力和硬度的大小和分布影响都很小。管内天然气流速从1m/s增加到15m/s,管内壁峰值温度从733.8℃减小到704℃,而应力场和管内外壁硬度值都在很小的范围内变化。随水深增加,焊缝中心沿壁厚方向上的相同位置处节点峰值温度升高,管内壁的最大残余拉应力减小,而焊缝外壁压应力变化趋势不明显。(4)水下在役多道焊修复在不同条件下的残余应力场变化规律与单道焊时的变化规律基本一致。