含凹痕缺陷海底管道剩余強度評估推薦方法

李麗瑋，劉國恒，劉曉霞

（中海油研究總院有限責任公司， 北京 100028）

海底油氣管道是海洋油氣運輸的主要方式之一，為海洋油氣田的生命線。隨著我國海洋油氣開發工程高速發展，海底油氣管道在役、在建的規模進一步擴大[1]。據不完全統計，目前我國海底管道累計長度已超過了5000km。由于海洋環境的惡劣以及其他不穩定因素，海底管道經常會發生多種故障。根據國內管道失效狀況的調研統計，機械損傷往往是導致油氣管道故障的主要因素。管道投產運行中，有可能遭遇船舶錨擊、漁船拖網、平臺落物、船舶誤操作碰撞以及挖沙等作業造成損傷[2]。機械損傷作業造成管道典型的故障形式有裂紋、凹痕以及劃痕。這些缺陷的存在降低了海底管道的強度，對管道的安全運行產生隱患。本文通過對國際規范的對比分析，推薦運行海底管道局部凹痕缺陷剩余強度評估推薦方法。

1 凹痕缺陷海底管道剩余強度評估規范對比研究

國外早在20世紀80年代就已開始對管道機械損傷進行研究，先后提出了疲勞壽命模型，進行了一系列含有凹痕的管道全尺寸試驗，用以研究凹痕對管道運行壽命的影響，并得知在循環壓力的作用下，凹痕受壓力，凹痕永久復原的程度也不相同[3]。研究表明管道的凹痕是管道圓形截面永久性的塑性變形?？煞譃槲孱悾?1)平滑型凹痕：管道曲率發生平滑改變；(2)扭結型凹痕：管道曲率發生突變，突變處曲率半徑小于五倍管道壁厚；(3)普通型凹痕：無壁厚損失的缺陷和一些焊縫缺陷等；(4)無約束型凹痕：當引起凹痕的外力消失后，凹痕可以自由地恢復、反彈，隨著內壓的改變，管道截面可以自由恢復圓形；(5)約束型凹痕：引起凹痕的外力一直存在，使得凹痕無法自由反彈或恢復圓形[4]。

圖1 凹痕形狀

圖2 凹痕尺寸

截止目前為止，國內對管道械損傷還沒有一個系統全面的認識，還沒有全面預防及評估機械損傷的方法。目前行業中的做法是根據凹痕深度定性判斷是否維修，國外對此已經形成了相關的指導文件，用于評估含凹痕缺陷管道的剩余強度，安全評估的方法和規范主要有DNV RP F107、PDAM、API RP 579，其區別在于不同規范對于凹痕深度的允許值有所區別[4]。不同規范主要內容及適用性見表1。

表1 海底管道凹痕缺陷安全評估的方法和規范比較

1.1 DNV-RP-F107

DNV-RP-F107系統介紹了海底管道投產運行期間的風險評估，認為當凹痕深度小于5%管徑時，不用維修，當凹痕深度大于5%管徑時，建議修復，并給出泄漏概率[5]。鋼質海管及立管損傷及泄漏概率見表2。

表2 鋼質海管及立管損傷及泄漏概率

備注：D1：小型損傷；D2：中度損傷；D3：嚴重損傷；R0：無泄漏；R1：小型泄漏（破損孔徑＜80mm）；R2：嚴重泄漏。

表2指出了當凹痕深度達到管道直徑10%-15%時，中度損傷概率75%，嚴重損傷概率25%；不泄漏概率75%，小型泄漏概率20%，嚴重泄漏概率5%。

1.2 PDAM

PDAM（管道缺陷評估手冊）中共統計了75組實驗，其中4次失效，公開數據中僅給出了凹痕深度與對應的試驗壓力，如圖3?？偨Y試驗數據，試驗壓力達到85%-160%(SMYS×2t)/D，凹痕深度小于10%時管道都未發生爆裂，即PDAM指出普通型凹痕（遠離焊縫區）對管道爆裂強度無顯著影響[3]。焊縫區普通型凹痕壓力試驗顯示僅有7次未失效，如圖4中虛線圈出的工況。試驗數據顯示，PDAM對于焊縫區凹痕是無法進行強度分析的。

圖3 凹痕損傷管道爆破試驗數據（遠離焊縫）

圖4 凹痕損傷管道爆破試驗數據（焊縫區）

1.3 API

API 579中關于含凹痕、溝槽以及組合缺陷的管道的評估分為三級，對于凹痕深度大于7%管徑的缺陷可執行三級評價，運用有限元分析方法對缺陷進行評估[6]。API 579評估流程如圖5所示。

（1）一級評價

管道缺陷位置遠離結構主體非連續區，缺陷到焊縫的距離滿足相關要求。管道不受周期性壓力影響，最大凹痕深度限制在管道外徑的7%范圍內。

凹痕位置要求：

其中：Lmsd為缺陷至結構非連續區的最小距離；D為管道名義外徑；tc為遠離局部金屬損失區的管道均勻腐蝕壁厚；Lw為缺陷至最近焊縫的距離，ddp為管道受壓力作用時凹痕深度。

（2）二級評價

凹痕缺陷的二級評價考慮周期性壓力載荷作用產生的管道疲勞損傷影響，管道可接受的壓力循環次數為Nc，如果Nc大于等于管道預期使用年限內壓力循環次數總和，則管道可繼續使用，否則不滿足二級評價要求。

其中，Nc為管道可接受的壓力循環次數；σuts為最小極限拉伸強度；σA為修正過的周期性環向膜應力幅值；Kd為計算凹痕時的應力集中系數；Kg為計算溝槽時的應力集中系數；σa為周期性環向膜應力幅值；Cs為凹痕疲勞計算系數；dd0為管道不受壓時的凹痕深度；Cul為轉換因子，dd0單位為毫米時，Cul=1.0

2 算例

評估管道直徑為711mm，壁厚為17.1mm，設計壓力為15.5MPa，管線設計年限為40年。假設管道在某段處發生鉤掛，且該管段為厚壁管，壁厚為25.4mm，外防腐涂層6mm，無配重層。管道目前凹痕深度已達到管道直徑的23.9%，API 579中的一二級評價均不適用，需要開展詳細的數值模擬計算。

圖5 含凹痕缺陷管道剩余強度評價流程圖

2.1 有限元模型

幾何模型包含海底管道和錨兩部分。為保證錨接觸管道后，管道變形與檢測結果盡量一致，錨的形狀按照檢測的凹坑幾何形狀建立。

圖6 幾何模型

圖7 錨與凹坑縱坡面對比

ANSYS[7]程序提供了多種塑性材料選項，為與設計階段保持一致，基于材料延展率41%進行計算分析，定義的應力—應變曲線如圖8所示。

圖8 材料應力—應變曲線

有限元模型，隱式算法選用SHELL181單元，LS-DYNA選用SHELL163模擬管道與錨，根據UT檢測報告，管道壁厚最小值為22.6mm，因此定義管道壁厚為22.6mm。

圖9 有限元模型

2.2 LS-DYNA分析

LS-DYNA動力分析主要分為以下過程[8]：

（1）定義接觸

選中所有單元，創建PART，定義接觸采用Surface to Surface的面面接觸，靜態摩擦系數和動態摩擦系數均取0.1。

（2）施加位移載荷

為了向管道施加位移，首先需要定義時間—位移曲線，如表3所示。由于錨沿著Y軸負向運動，因此位移總是負值。

表3 載荷

（3）求解控制與求解

由于施加載荷時間為0.01s，計算求解時間定為0.1s，以觀察管道被錨砸傷產生凹痕后的回彈情況。

（4）殘余應力

圖10 殘余應力云圖

基于LS-DYNA的顯示動力算法，計算了管道受錨鉤掛后的殘余應力。關注點主要包括凹痕處最大深度和凹痕及周邊區域管道的最大應力，經計算殘余應力最大值為408MPa，如圖10所示，圖11為凹痕深度隨時間的變化曲線，圖12為殘余應力隨時間的變化曲線。

圖11 凹痕最深處時間—位移曲線

圖12 最大應力處時間—應力曲線

（5）管道承壓能力

在2.2節計算的殘余應力基礎上，對管道施加8MPa內壓，計算管道的承壓能力。通過計算管道最大等效應力為423MPa，發生在管道底部，如圖13所示。

圖13 應力分布

2.3 校核準則

設計階段通常以屈服強度作為校核標準，對于等效應力通?？紤]0.9的安全系數。

另一方面，基于管道破裂試驗，D N VRP-F101根據ASD（許用應力設計）格式，計算出含有腐蝕缺陷管道的失效壓力（承載能力），而后再將該失效壓力乘以一個基于初始設計參數的單一安全因數。在失效壓力計算公式中引用了極限拉伸強度SMTS。

確定安全工作壓力的使用因數包括兩個部分：

F1=0.9（模型因數）；

F2=作業使用因數，引入此因數是為保證腐蝕缺陷的工作壓力和失效壓力之間有一個安全裕度。

用于確定安全工作壓力的總使用因數F=F1×F2。

因此在本次校核計算中分別考慮以屈服強度及拉伸強度作為校核標準，并且考慮相應的安全系數，即：

(1)屈服強度為標準：等效應力應控制在448×0.9=403MPa；

(2)拉伸強度為標準：等效應力應控制在530×0.9×0.96=457MPa。

3 結語

本文對含凹痕缺陷海底管道的剩余強度評估方法進行了研究，對比分析了DNV-RP-F107、PDAM和API 579規范在凹痕缺陷評估方法上的不同。經研究，本文推薦使用API 579作為含凹痕缺陷海底管道的剩余強度評估方法，同時詳細介紹了API 579針對凹痕缺陷評估的三級評價方法流程，并使用算例進行了驗證。