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南堡油田NP1-29P海底管道焊接接頭安全性分析

文檔作者：李春潤1,2 牛虎理一，侯澤峰1,2，王志堅3，張瀟3，關幼耕3 文檔來源： 1．中國石油集團工程技術(shù)研究院 2．中國石油集團海洋工程重點實驗室 3．中國石油海洋工程有限公司海工事業(yè)部		點擊數(shù)：	更新時間： 2022年10月19日
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第36卷第3期 石油工程建設 37
1．_29 海底管道焊接接頭安全陛分析
李春潤1,2 ?；⒗?一，侯澤峰1,2， 王志堅3，張 瀟3，關幼耕3
(1．中國石油集團工程技術(shù)研究院， 天津300451；2．中國石油集團海洋工程重點實驗室，天津300451
3．中國石油海洋工程有限公司海工事業(yè)部，山東青島266500)
摘 要：依據(jù)API Std 1104—2005《管道及有關設施的焊接》．在已知鋪設外力和焊接接頭斷裂韌度
值的前提下． 對冀東南堡油田NP1—29P至NP1—2D海底油氣混輸管道焊接接頭鋪設階段的安全性進
行分析 評估結(jié)果表明，在同一工況下，隨著斷裂韌度C D值的增加，表面缺陷允許尺寸先增大，
到達一定值后保持不變：埋藏缺陷尺寸一直保持不變
關鍵詞：海底油氣混輸管道；安全性分析；表面缺陷：埋藏缺陷；CTOD值
中圖分類號：TE53 文獻標識碼：B 文章編號：1001—2206(2010)03—0037—04
0 引言
海底管道作為海洋石油的輸送管道．每年以
成千上萬千米的速度增長 雖然管道是很安全的
石油天然氣運輸_[具．但在過去幾十年中．也發(fā)
生了很多起失效事故，不僅影響了正常生產(chǎn)秩序．
而且也威脅了工人的生命安全 原因是在海底管
道的鋪設過程中．管道會產(chǎn)生變形、刮傷等缺
陷[1-3]．然而最主要的缺陷是由海底管道焊接產(chǎn)生
的 因此．各國海底管道系統(tǒng)的規(guī)范都對焊接缺
陷的合格限度有明確的規(guī)定
海底管道作為一種典型的焊接結(jié)構(gòu)．其焊接
過程常常使焊接接頭的組織性能劣化及產(chǎn)生缺陷
而焊接缺陷處有較大的應力集中．在使用過程中
般采用大型FPSO． 由于原油卸油周期較長．采用
這種方案可有效解決深水開發(fā)中的流動保障、原油
外輸?shù)陌踩珕栴}
GAP中深水輸送系統(tǒng)主要用于浮式生產(chǎn)平臺
間的原油輸送．也適用于大型油氣田的開發(fā)．開
發(fā)方案一般采用FPSO和TLP的開發(fā)模式．采用
GAP方案可有效解決兩平臺間的流動保障和安
全問題 因此． 中深水輸送方案較適合深水大型
油氣田的開發(fā)．從應用前景來看．預計在西非深
水大型油氣田的開發(fā)中將會得到越來越多的應
用
往往成為裂紋的源頭．因而管道一旦從焊接接頭處
發(fā)生斷裂．極易造成突發(fā)性和災難性斷裂事故 由
此看來．焊接接頭是管道系統(tǒng)的薄弱環(huán)節(jié)．對其強
度、壽命和安全可靠性進行評定以保證管道安全可
靠運行具有重要的現(xiàn)實意義
本文根據(jù)管道鋼焊接接頭的斷裂韌度試驗結(jié)
果．依據(jù)API Std l 104—2005《管道及有關設施的
焊接》標準．對冀東南堡油田NP1—29P至NPI一2D
海底油氣混輸管道焊接接頭在管道鋪設階段的安全
性進行了分析，確定了平面缺陷的允許尺寸．為管
道鋪設時缺陷的驗收提供參考依據(jù)
1 安全性分析參數(shù)的確定
NP1—29P至NP1—2D海底混輸管道長度約為
參考文獻：
【1]李清平．我國海洋深水油氣開發(fā)面臨的挑戰(zhàn) ．中國海上油氣，
2006，18(2)：130—133．
[2]Rampi I ，Lavagna P．TRELLINETM-A Cost—Efective Alternative for
Oil Ofioading Lines (OTC 1 1876，2006)【A1．Offshore Technology
Conference[C]．Houston：2006．1—1 1．
【3] SBM Ofshore．Gravity Actuated Pipe (GAP )【EB／O LJ．WWW．
sbrnoffshore．eom／DOCS／SBMO—Gap．pdf，2008．
作者簡介： 何寧(1977一)， 男，天津人， 工程師，1999
年畢業(yè)于哈爾濱工程大學，現(xiàn)從事海洋工程研究工作。
收稿日期．2010一O1一】】
￥ 羊 羊 ￥
38 石油工程建設 2010年6月
2．4 km，設計壽命為l5年：鋼管規(guī)格為D 168 mm
×12．7 mm，焊接方法為手工焊打底+手工焊填充、
蓋面．所用焊材為林肯PIPELINER 6P+焊條和林
肯PIPELINER 8P+焊條，焊接位置5G 管道鋪管
計算分析考慮小水深(3．0 m)作業(yè)工況時的應力
1．1 焊接接頭斷裂韌度值
管道焊接接頭斷裂韌度根據(jù)試驗實測確定 試
驗過程嚴格遵守BS 7448—1991標準【 和API Std
1104—2005標準[61．采用B×2B的標準三點彎試樣．
試驗溫度為0℃ ．焊縫和熱影響區(qū)試樣的尺寸為B×
2B=l1 mm×22mm 為了選取熱影響區(qū)試件(根據(jù)
API Std 1 104—2005標準的規(guī)定．其缺口位置應在最
硬的區(qū)域)，對熱影響區(qū)(HAZ)的硬度進行了測
量。焊縫的斷裂韌度CTOD試驗結(jié)果如表1所示。
表1 CTOD試驗結(jié)果
名稱 缺口位置 試樣編號 CToD|film
01一W 一1 0．60l 2
焊縫 WCL O1一W一2 0．617 1
01一W 一3 0．525 8
Ol—H—l 1．306 9
熱影響區(qū) HAZ O1一H一2 1．420 8
O1一H一3 1．3l0 1
由表1可以看出焊縫的斷裂韌度比HAZ的斷
裂韌度小，因此在本文的評估中．出于安全因素考
慮．選取焊縫的最小CTOD值作為評估分析的斷裂
韌度值 又根據(jù)標準API Std 1104—2005《管道及
有關設施的焊接》，計算缺陷高度時采用的斷裂韌
度最大值為0．254 mm (0．01 in)．該值小于試驗得
到的焊接接頭斷裂韌度最小值(0．525 8 mm)． 因
此本文在海底管道安全性評價計算及分析中保守地
采用標準給定的CTOD最大值0．254 mm (0．01 in)
作為焊接接頭的斷裂韌度值
此外．本文分析了焊接接頭斷裂韌度變化對缺
陷尺寸允許值的影響，主要分兩種情況進行計算：
即CTOD=0．254 mm／1．5和CTOD=0．15 mm／1．5。
其中C D值為0．15 mm是根據(jù)DNV—OS—F101標
準【7J的海底管道在設計溫度下焊接斷裂韌度的最
小驗收值來確定的：1．5的安全系數(shù)是根據(jù)DNV的
推薦考慮裂紋尖端的拘束確定的．因為管道鋪設過
程中會優(yōu)先受拉伸應力的影響．結(jié)構(gòu)的“有效”斷
裂韌度將會高出通過標準三點彎曲加載的SENB試
件測定的值(一般而言．因為受較高的裂紋尖端約
束．彎曲試件給出的斷裂韌度將會比拉伸加載試件
給出的值低一些)，
1．2 管道應力集中系數(shù)的確定
在管道的實際焊接過程中．焊接接頭部位不
可避免地會發(fā)生錯邊(見圖1)，從而引起局部應
力增大。根據(jù)DNV—RP—C203標準罔，“Engineering
Critical Assessment” 計算中應力集中系數(shù)SCF
(Stress Concentration Factor)的計算公式如下：
圖1 管道焊接接頭錯邊情況
SCF：1+ ．r n (1) I 1+
I 1+f{ 1l l
一 X／D ’
t l【 l+f＼ 1／ 一JJ l
式中 、 — — 環(huán)焊縫兩側(cè)管道的壁厚，且T≥t，
本評估中取T=t：
，J—— 蓋面焊縫寬度：
D— — 管道外直徑：
6—— 最大可容許的錯邊值．根據(jù)DNV—OS
— F101附錄D中的表D一3【71．其值為管
道壁厚的0．15倍(0．15 t)和3 mm的
較小值，也可根據(jù)式(2)進行計算。
在本次評定中．6取值為0．15 t
6= (2)
式中 ／ 根部的錯邊量；
／ 廠頂部的錯邊量。
2 參考缺陷尺寸的確定
表示表面缺陷和埋藏缺陷尺寸的術(shù)語如圖2所
示 其中a和2c表示表面缺陷尺寸．2Ⅱ和2c表
示埋藏缺陷尺寸
注：d為埋藏缺陷與最近表面的距離。
圖2 表面缺陷和埋藏缺陷尺寸術(shù)語示意
第36卷第3期 李春潤等：南 油田NP1—29P海底管道焊接接頭安全性分析 39
2．1 參考缺陷高度的確定
依據(jù)API l104 《管道及有關設施的焊接》標
準，確定參考缺陷的尺寸。標準給m了在已知外力
引起的最大軸向應變和斷裂韌度值的前提下，確定
參考缺陷尺寸的曲線(見圖3)和相應計算公式
(見圖3注)，并對相應值增加了限制條件。
基
g
b
甾
和
。t
l
I．
、
、．
＼
＼
、 ＼ ＼ ＼
＼ ＼ ‘＼
＼
＼ C f)D= 0．254 、、
l—
r )n = n 1，7 mm
外力引起的最大軸向應變8
注： (1)除其他限定值外． 缺陷高度不能超過壁厚的l，2；
(2)對于表面缺陷，允許的缺陷高度 受到注(1)的限制； (3)
對于埋藏缺陷，允許的缺陷高度2 受到注(1)的限制，埋藏缺
陷的位置南API 1 lO4標準中網(wǎng)A一6確定： (4)圖中每條曲線包括
0．002 (×25．4 Film／×25．4mm)的殘余應變； (5)對于CTOD值
介于0．I27 mm (0．005 in)和O．254 ITlln(0．010 in)之間的情況，參
考缺陷尺寸n 可由下式確定：
． 、
2
Ⅱ (×25．4 ram)={【 ／2叮T( 一o．25e0)』_。 +0．166 7』
： 外力引起的應變十0．002(×25．4 inH1)
0：0002(×25．4illn1)
式中6 — — CTOD值
圖3 管道環(huán)向平面缺陷驗收標準
2．2 參考缺陷長度的確定
依據(jù)API 1104標準．確定參考缺陷長度的限
定值。標準給出的缺陷長度限定值見表2。
表2 缺陷長度的限定值
缺陷高度與壁厚的比值 允許的缺陷長度2c
0 < n／t< 0．25 0．4 D
0-25<0／t<0．5 4 t (見注(2))
O．5< 0／t 0
注： (1)本表中列出的限定值適用于O．127 toni (0．005in)
和0．254 lllm (0．010 in)的最低CTOD試驗級； (2) 當D／t>
17時，該值合格； 當 ／ ≤ 17時，用4適用。
D／t
注：本圖只在3≤D／t≤ 17且0．25 ‰
：6．35 mm，所以允許的表面缺陷高度：蚴 =0．5 t
：6．35 mm。對埋藏缺陷高度：2 lJ =27．42 mm >
= 6．35 mm，所以允許的埋藏缺陷高度：2aau-【l=
0．5 t=6．35 mm。
3．1．4 允許缺陷長度的確定
當 ／t=0．25時有：
nl=0．25 t：3．175 toni
2cl=0．4 D =67．31 mm
2c，=4 t=50．8 mill
石油工程建設 2010年6月
按照表2注(2)的規(guī)定進行驗算如下：j)／t
= 168．3／12．7=13．25<17．不在表2的適用范圍內(nèi)．
因而需按照圖4來確定缺陷的長度限定值 經(jīng)查圖
計算得到2c／t=95．758 mill，所以缺陷長度：
2c2=48．01 mm
將淺缺陷高度限定值 與最大允許缺陷尺寸
相比．從而確定缺陷是否允許大于壁厚的25％
對表面缺陷，01=0．25 t 5．08 0 > 5．08 0
3．2 結(jié)果分析
根據(jù)上述評定標準和方法．得出CTOD值分別
為0．254 mm、0．254／1．5 mm及0．15／1．5 nlm， 海底
混輸管道內(nèi)管在3 m水深工況時表面缺陷和埋藏缺
陷值的關系如表4所示。
表4 CTOD 與缺陷值大小
CTOD{mm 0．1 0．169 0．254
表面缺陷高度／mm 4．57 5．O8 5．08
埋藏缺陷高度／mm 5．08 5．08 5．08
評估結(jié)果表明．在同一水深工況下．隨著斷裂
韌度CTOD值的增加．表面缺陷允許長度先增加，
到達一定值后保持不變：埋藏缺陷一直保持不變。
參考文獻：
f11夏靜，霍立興．白秉仁，等．焊縫非匹配海底管道缺陷在不同標準
下的安全評定研究[J]．壓力容器，2005，22(7)：4-7．
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中國海洋平臺，2005．20(6)：27—33．
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2Oo4，19(2)：38—48．
[4]BS 7448-1991，Part 1：Method for determination of KIC，critical
CTOD and critical J values of metallic materials[S]．
[5]BS 7448-1991，Part 2：Method for determination of KIC，critical
CTOD and critical J values of welds in metallic materials[S]．
【6】API Std 1 104-2005，Welding of Pipelines and Related Facilities[S]．
[7]DNV-OS-F101—2008，Submarine Pipeline Systems【s]．
[8 】DNV-RP-C203—2008，F(xiàn)atigue design of offshore steel structures【S]．
作者簡介： 李春潤(1961一)， 男， 遼寧錦州人， 高級工程
師，1983年畢業(yè)于沈陽機電學院， 主要從事石油工程建設
的相關技術(shù)研究與應用工作。
收稿日期：2009—06—03
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