含凹痕缺陷海底管道剩余强度评估推荐方法

李丽玮，刘国恒，刘晓霞

（中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028）

海底油气管道是海洋油气运输的主要方式之一，为海洋油气田的生命线。随着我国海洋油气开发工程高速发展，海底油气管道在役、在建的规模进一步扩大[1]。据不完全统计，目前我国海底管道累计长度已超过了5000km。由于海洋环境的恶劣以及其他不稳定因素，海底管道经常会发生多种故障。根据国内管道失效状况的调研统计，机械损伤往往是导致油气管道故障的主要因素。管道投产运行中，有可能遭遇船舶锚击、渔船拖网、平台落物、船舶误操作碰撞以及挖沙等作业造成损伤[2]。机械损伤作业造成管道典型的故障形式有裂纹、凹痕以及划痕。这些缺陷的存在降低了海底管道的强度，对管道的安全运行产生隐患。本文通过对国际规范的对比分析，推荐运行海底管道局部凹痕缺陷剩余强度评估推荐方法。

1 凹痕缺陷海底管道剩余强度评估规范对比研究

国外早在20世纪80年代就已开始对管道机械损伤进行研究，先后提出了疲劳寿命模型，进行了一系列含有凹痕的管道全尺寸试验，用以研究凹痕对管道运行寿命的影响，并得知在循环压力的作用下，凹痕受压力，凹痕永久复原的程度也不相同[3]。研究表明管道的凹痕是管道圆形截面永久性的塑性变形。可分为五类：(1)平滑型凹痕：管道曲率发生平滑改变；(2)扭结型凹痕：管道曲率发生突变，突变处曲率半径小于五倍管道壁厚；(3)普通型凹痕：无壁厚损失的缺陷和一些焊缝缺陷等；(4)无约束型凹痕：当引起凹痕的外力消失后，凹痕可以自由地恢复、反弹，随着内压的改变，管道截面可以自由恢复圆形；(5)约束型凹痕：引起凹痕的外力一直存在，使得凹痕无法自由反弹或恢复圆形[4]。

图1 凹痕形状

图2 凹痕尺寸

截止目前为止，国内对管道械损伤还没有一个系统全面的认识，还没有全面预防及评估机械损伤的方法。目前行业中的做法是根据凹痕深度定性判断是否维修，国外对此已经形成了相关的指导文件，用于评估含凹痕缺陷管道的剩余强度，安全评估的方法和规范主要有DNV RP F107、PDAM、API RP 579，其区别在于不同规范对于凹痕深度的允许值有所区别[4]。不同规范主要内容及适用性见表1。

表1 海底管道凹痕缺陷安全评估的方法和规范比较

1.1 DNV-RP-F107

DNV-RP-F107系统介绍了海底管道投产运行期间的风险评估，认为当凹痕深度小于5%管径时，不用维修，当凹痕深度大于5%管径时，建议修复，并给出泄漏概率[5]。钢质海管及立管损伤及泄漏概率见表2。

表2 钢质海管及立管损伤及泄漏概率

备注：D1：小型损伤；D2：中度损伤；D3：严重损伤；R0：无泄漏；R1：小型泄漏（破损孔径＜80mm）；R2：严重泄漏。

表2指出了当凹痕深度达到管道直径10%-15%时，中度损伤概率75%，严重损伤概率25%；不泄漏概率75%，小型泄漏概率20%，严重泄漏概率5%。

1.2 PDAM

PDAM（管道缺陷评估手册）中共统计了75组实验，其中4次失效，公开数据中仅给出了凹痕深度与对应的试验压力，如图3。总结试验数据，试验压力达到85%-160%(SMYS×2t)/D，凹痕深度小于10%时管道都未发生爆裂，即PDAM指出普通型凹痕（远离焊缝区）对管道爆裂强度无显著影响[3]。焊缝区普通型凹痕压力试验显示仅有7次未失效，如图4中虚线圈出的工况。试验数据显示，PDAM对于焊缝区凹痕是无法进行强度分析的。

图3 凹痕损伤管道爆破试验数据（远离焊缝）

图4 凹痕损伤管道爆破试验数据（焊缝区）

1.3 API

API 579中关于含凹痕、沟槽以及组合缺陷的管道的评估分为三级，对于凹痕深度大于7%管径的缺陷可执行三级评价，运用有限元分析方法对缺陷进行评估[6]。API 579评估流程如图5所示。

（1）一级评价

管道缺陷位置远离结构主体非连续区，缺陷到焊缝的距离满足相关要求。管道不受周期性压力影响，最大凹痕深度限制在管道外径的7%范围内。

凹痕位置要求：

其中：Lmsd为缺陷至结构非连续区的最小距离；D为管道名义外径；tc为远离局部金属损失区的管道均匀腐蚀壁厚；Lw为缺陷至最近焊缝的距离，ddp为管道受压力作用时凹痕深度。

（2）二级评价

凹痕缺陷的二级评价考虑周期性压力载荷作用产生的管道疲劳损伤影响，管道可接受的压力循环次数为Nc，如果Nc大于等于管道预期使用年限内压力循环次数总和，则管道可继续使用，否则不满足二级评价要求。

其中，Nc为管道可接受的压力循环次数；σuts为最小极限拉伸强度；σA为修正过的周期性环向膜应力幅值；Kd为计算凹痕时的应力集中系数；Kg为计算沟槽时的应力集中系数；σa为周期性环向膜应力幅值；Cs为凹痕疲劳计算系数；dd0为管道不受压时的凹痕深度；Cul为转换因子，dd0单位为毫米时，Cul=1.0

2 算例

评估管道直径为711mm，壁厚为17.1mm，设计压力为15.5MPa，管线设计年限为40年。假设管道在某段处发生钩挂，且该管段为厚壁管，壁厚为25.4mm，外防腐涂层6mm，无配重层。管道目前凹痕深度已达到管道直径的23.9%，API 579中的一二级评价均不适用，需要开展详细的数值模拟计算。

图5 含凹痕缺陷管道剩余强度评价流程图

2.1 有限元模型

几何模型包含海底管道和锚两部分。为保证锚接触管道后，管道变形与检测结果尽量一致，锚的形状按照检测的凹坑几何形状建立。

图6 几何模型

图7 锚与凹坑纵坡面对比

ANSYS[7]程序提供了多种塑性材料选项，为与设计阶段保持一致，基于材料延展率41%进行计算分析，定义的应力—应变曲线如图8所示。

图8 材料应力—应变曲线

有限元模型，隐式算法选用SHELL181单元，LS-DYNA选用SHELL163模拟管道与锚，根据UT检测报告，管道壁厚最小值为22.6mm，因此定义管道壁厚为22.6mm。

图9 有限元模型

2.2 LS-DYNA分析

LS-DYNA动力分析主要分为以下过程[8]：

（1）定义接触

选中所有单元，创建PART，定义接触采用Surface to Surface的面面接触，静态摩擦系数和动态摩擦系数均取0.1。

（2）施加位移载荷

为了向管道施加位移，首先需要定义时间—位移曲线，如表3所示。由于锚沿着Y轴负向运动，因此位移总是负值。

表3 载荷

（3）求解控制与求解

由于施加载荷时间为0.01s，计算求解时间定为0.1s，以观察管道被锚砸伤产生凹痕后的回弹情况。

（4）残余应力

图10 残余应力云图

基于LS-DYNA的显示动力算法，计算了管道受锚钩挂后的残余应力。关注点主要包括凹痕处最大深度和凹痕及周边区域管道的最大应力，经计算残余应力最大值为408MPa，如图10所示，图11为凹痕深度随时间的变化曲线，图12为残余应力随时间的变化曲线。

图11 凹痕最深处时间—位移曲线

图12 最大应力处时间—应力曲线

（5）管道承压能力

在2.2节计算的残余应力基础上，对管道施加8MPa内压，计算管道的承压能力。通过计算管道最大等效应力为423MPa，发生在管道底部，如图13所示。

图13 应力分布

2.3 校核准则

设计阶段通常以屈服强度作为校核标准，对于等效应力通常考虑0.9的安全系数。

另一方面，基于管道破裂试验，D N VRP-F101根据ASD（许用应力设计）格式，计算出含有腐蚀缺陷管道的失效压力（承载能力），而后再将该失效压力乘以一个基于初始设计参数的单一安全因数。在失效压力计算公式中引用了极限拉伸强度SMTS。

确定安全工作压力的使用因数包括两个部分：

F1=0.9（模型因数）；

F2=作业使用因数，引入此因数是为保证腐蚀缺陷的工作压力和失效压力之间有一个安全裕度。

用于确定安全工作压力的总使用因数F=F1×F2。

因此在本次校核计算中分别考虑以屈服强度及拉伸强度作为校核标准，并且考虑相应的安全系数，即：

(1)屈服强度为标准：等效应力应控制在448×0.9=403MPa；

(2)拉伸强度为标准：等效应力应控制在530×0.9×0.96=457MPa。

3 结语

本文对含凹痕缺陷海底管道的剩余强度评估方法进行了研究，对比分析了DNV-RP-F107、PDAM和API 579规范在凹痕缺陷评估方法上的不同。经研究，本文推荐使用API 579作为含凹痕缺陷海底管道的剩余强度评估方法，同时详细介绍了API 579针对凹痕缺陷评估的三级评价方法流程，并使用算例进行了验证。