李友成

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引言

BZ 34-1油田至友誼號(hào)FPSO的原油管道在2007年12月中旬投產(chǎn)，于2011年10月進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)。檢測(cè)發(fā)現(xiàn)管道存在多處腐蝕深度超過(guò)管道壁厚50%的缺陷，其中最大腐蝕深度達(dá)到了管道壁厚的85%，需要進(jìn)行剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)和剩余壽命評(píng)價(jià)，以便確定需要修復(fù)的缺陷點(diǎn)和修復(fù)計(jì)劃。本文基于BZ 34-1油田管道修復(fù)項(xiàng)目，通過(guò)評(píng)價(jià)管道的剩余強(qiáng)度，解決了海底管道是否需要修復(fù)、何時(shí)修復(fù)、如何修復(fù)以及修復(fù)后如何評(píng)價(jià)等關(guān)鍵問(wèn)題。

1 管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)的研究現(xiàn)狀

1984年美國(guó)機(jī)械工程師協(xié)會(huì) （ASME）頒布了ASME B31G-1984《腐蝕管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)指南》，其前身是基于斷裂力學(xué)的NG-18表面缺陷計(jì)算公式，它是后來(lái)許多相關(guān)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)，至今仍是使用范圍最為廣泛的評(píng)價(jià)管道剩余強(qiáng)度的標(biāo)準(zhǔn)之一。DNV于1999年頒布了DNV RP F101《腐蝕管線》，成為當(dāng)前海底管道剩余強(qiáng)度評(píng)估的主要參考規(guī)范。

隨著各規(guī)范剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)方法的不斷改進(jìn)，保守程度也越來(lái)越低，但是仍然會(huì)導(dǎo)致不必要的修復(fù)與補(bǔ)強(qiáng)。而且由于缺陷的類型、形狀、分布等實(shí)際情況復(fù)雜，實(shí)際應(yīng)用時(shí)常常受限于評(píng)價(jià)公式的局限性或保守性。在ASME B31G-2009和API 579中，將有限元分析作為最高級(jí)的評(píng)價(jià)方法，采用有限元分析可以考慮復(fù)雜的荷載形式、邊界條件、應(yīng)力—應(yīng)變曲線等因素，進(jìn)行精確的分析。

2 管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)的方法

ASME B31G、DNV RP F101、API 576等規(guī)范在腐蝕管道的剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)方面獲得了業(yè)界的廣泛認(rèn)可。新版的ASME B31G-2009采用分級(jí)評(píng)價(jià)方法，形成了相對(duì)完整的管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)體系，而且大大降低了原先版本的保守性[1-2]。API 579準(zhǔn)則也是采用分級(jí)評(píng)價(jià)的方法，按照壁厚平均法，可評(píng)價(jià)一般形式的金屬損失?？紤]到管道本身設(shè)計(jì)準(zhǔn)則的不同，評(píng)價(jià)方法可能會(huì)與設(shè)計(jì)安全準(zhǔn)則產(chǎn)生沖突[3]（如在安全系數(shù)的選取上）。

DNV RP F101提供了兩種對(duì)腐蝕管道剩余強(qiáng)度的評(píng)價(jià)方法，分項(xiàng)安全系數(shù)法與許用應(yīng)力法。其中的許用應(yīng)力法相較于分項(xiàng)安全系數(shù)法更為保守，且更適用于陸地管道，所以本文以介紹分項(xiàng)安全系數(shù)法為主。

分項(xiàng)安全系數(shù)法，即基于荷載和抗力系數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì)的方法 （LRFD），給出了確定管道許用操作壓力的概率校準(zhǔn)方程。其最大特點(diǎn)是，考慮了檢測(cè)的精度和材料性質(zhì)的不確定性影響，通過(guò)分項(xiàng)安全系數(shù)降低了保守性。該方法采用的安全系數(shù)由檢測(cè)方法、檢測(cè)精度與置信水平、安全等級(jí)決定。

例如：在僅受內(nèi)壓作用下，腐蝕缺陷的管道許用壓力Pcorr為：

若 γd（d/t）*≥1 則 pcorr=0

式中Pcorr——在內(nèi)壓荷載作用下的腐蝕管道單個(gè)縱向腐蝕缺陷的許用壓力/MPa；

γm——預(yù)測(cè)模型的分項(xiàng)安全系數(shù)；

t——管道公稱壁厚/mm；

SMTS——規(guī)定的最小拉伸強(qiáng)度/MPa；

γd——腐蝕深度的分項(xiàng)安全系數(shù)；

d——腐蝕深度/mm；

D——管道外徑/mm；

Q——長(zhǎng)度校正系數(shù)；

εd——定義腐蝕深度分?jǐn)?shù)值的系數(shù)；

[d/t]——隨機(jī)變量d/t的標(biāo)準(zhǔn)偏差。

關(guān)于腐蝕缺陷的尺寸定義見(jiàn)圖1。

圖1 缺陷的尺寸定義示意

該公式僅適用于縱向腐蝕 （即缺陷長(zhǎng)度l大于寬度c的情形），并且腐蝕深度的測(cè)量值不超過(guò)管道壁厚的85%。對(duì)于環(huán)向腐蝕 （缺陷長(zhǎng)度小于寬度），有大量文獻(xiàn)說(shuō)明它對(duì)管道內(nèi)壓承載能力的影響是不顯著的，僅在某些特定情形下需要考慮[4]。DNV RP F101對(duì)于環(huán)向腐蝕給出了受到縱向壓力與內(nèi)壓組合情形下的計(jì)算公式。

3 BZ 34-1管道的最終評(píng)價(jià)

最終內(nèi)檢報(bào)告中最大腐蝕深度達(dá)管道壁厚的85%，而且修復(fù)節(jié)點(diǎn)處均含有多處腐蝕。依據(jù)最終的檢測(cè)報(bào)告，用四種規(guī)范 （ABS、API、B31G、DNV）對(duì)這6處進(jìn)行了剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)。結(jié)果見(jiàn)表1。

上述計(jì)算均取缺陷長(zhǎng)度與寬度的最大值，這將得到非常保守的結(jié)果，因?yàn)榄h(huán)向的缺陷對(duì)管道的內(nèi)壓承載力的影響遠(yuǎn)沒(méi)有縱向缺陷顯著。

表1 BZ34-1腐蝕原油管道剩余強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果

對(duì)比計(jì)算結(jié)果與計(jì)算方法，在管道剩余壁厚相對(duì)較薄時(shí)，分項(xiàng)系數(shù)法的計(jì)算結(jié)果對(duì)檢測(cè)精度十分敏感。這是因?yàn)殡S著管壁越來(lái)越薄，其剩余強(qiáng)度的下降趨勢(shì)越快。在檢測(cè)精度非常高 （因?yàn)槠渌姆椒ú豢紤]檢測(cè)精度的影響）以及腐蝕深度較淺時(shí)，分項(xiàng)系數(shù)法計(jì)算結(jié)果的保守程度相對(duì)偏低，這對(duì)于海底管道來(lái)說(shuō)是有利的，可以減少許多不必要的維修。

4 基于有限元的剩余強(qiáng)度分析

運(yùn)用上述方法估計(jì)管道的剩余強(qiáng)度時(shí)，在處理某些環(huán)向腐蝕、多點(diǎn)腐蝕、復(fù)雜形狀腐蝕時(shí)，往往采用了很多近似簡(jiǎn)化，并采取保守的安全系數(shù)，導(dǎo)致結(jié)果與真實(shí)情況差距較大。因此，采用有限元方法對(duì)關(guān)鍵缺陷點(diǎn)進(jìn)行更詳細(xì)的分析在某些時(shí)候是有必要的。

在進(jìn)行有限元分析之前，需要先明確管道的失效準(zhǔn)則。如果管道的設(shè)計(jì)強(qiáng)度為極限抗拉強(qiáng)度，則應(yīng)該考慮管道的彈塑性。本文采用了線性強(qiáng)化的彈塑性模型，見(jiàn)圖2，即假設(shè)管道達(dá)到屈服強(qiáng)度之后，會(huì)產(chǎn)生塑性變形并強(qiáng)化，塑性變形與應(yīng)力仍呈線性關(guān)系。所以這里引入了切線模量，并近似假設(shè)為彈性模量的1/10（2.06×1010Pa）。管道應(yīng)力在達(dá)到極限抗拉強(qiáng)度 （531 MPa）之后失效。

圖2 彈塑性模型假設(shè)

下面以3#修復(fù)點(diǎn)為例，進(jìn)行有限元分析。3#修復(fù)點(diǎn)有兩處缺陷，詳細(xì)情況列于表2。

表2 3#點(diǎn)缺陷的基本參數(shù)

依據(jù)表2中數(shù)據(jù)，在ANSYS軟件中采用實(shí)體單元Solid 95建立3D管道模型，并建立上述兩個(gè)缺陷，模型如圖3所示，其中管徑219.1 mm，壁厚9.5 mm，長(zhǎng)1 m，泊松比μ=0.3，楊氏模量Ee=2.06×1011Pa，切線楊氏模量Et=2.06×1010Pa。

對(duì)上述模型劃分網(wǎng)格，并分步施加內(nèi)壓荷載。從應(yīng)力云圖上可以看到，管道應(yīng)力最大處發(fā)生在球形凹坑最深處，見(jiàn)圖4。另外，從這個(gè)云圖還可以獲得更多信息：如果兩個(gè)缺陷是相互獨(dú)立的，應(yīng)力無(wú)相互影響；缺陷的環(huán)向尺度對(duì)管道的承壓能力影響不大。

圖3 管道及缺陷模型

依據(jù)每個(gè)載荷步的計(jì)算結(jié)果，可知缺陷最大應(yīng)力與管道內(nèi)壓的關(guān)系如圖5所示：這條曲線的趨勢(shì)取決于我們預(yù)先設(shè)定的彈塑性模型，所以考慮管道的彈塑性，對(duì)切線模量的選取會(huì)對(duì)最終結(jié)果造成影響。

圖4 管道及缺陷應(yīng)力云圖

圖5 缺陷最大應(yīng)力與管道內(nèi)壓的關(guān)系

計(jì)算結(jié)果顯示，當(dāng)管道內(nèi)壓達(dá)到13.38 MPa時(shí)，最大應(yīng)力達(dá)到531 MPa。因此可以確定該缺陷處管道的剩余強(qiáng)度為13.38 MPa。對(duì)比3#缺陷的評(píng)價(jià)結(jié)果，是吻合的。

5 腐蝕管道的修復(fù)及后評(píng)價(jià)

基于腐蝕缺陷的分布情況，考慮管道的剩余強(qiáng)度與剩余壽命，我們確定了這6處腐蝕點(diǎn)的修復(fù)方案，即在缺陷點(diǎn)安裝卡具修復(fù)。下面分別介紹修復(fù)方案，并對(duì)其進(jìn)行評(píng)價(jià)。

5.1 機(jī)械管卡修復(fù)方案

在BZ 34-1油田管道修復(fù)項(xiàng)目中，使用直徑203 mm的機(jī)械管卡，材質(zhì)為16Mn（JB 4726-2000）。如圖6所示。

圖6 補(bǔ)強(qiáng)卡具

卡具修復(fù)方案如下：

（1）管道結(jié)構(gòu)如圖7所示。在定位并開(kāi)挖缺陷后，清理管道護(hù)層直至裸露出管體，清理的范圍應(yīng)超出卡具長(zhǎng)度，如兩端各超過(guò)100 mm。

圖7 管道結(jié)構(gòu)

（2）潛水員水下探摸、確認(rèn)缺陷位置。

（3）掛扣卡具，由潛水員引導(dǎo)將卡具放至管道上，確認(rèn)缺陷包含在卡具內(nèi)腔以內(nèi)。

（4）合上卡具，穿螺栓，并對(duì)螺栓加力緊固。為達(dá)到最好的密封效果，由中間向兩端均勻?qū)ΨQ地對(duì)螺栓加力。

（5）管道試壓。采用試壓泵打壓至3.6 MPa，并保壓達(dá)30 min，則卡具安裝合格。

（6）對(duì)卡具兩側(cè)管道裸露部分做水下防腐處理。

BZ 34-1管道上的卡具經(jīng)試壓檢驗(yàn)，均達(dá)到了保壓3.6 MPa以上，且無(wú)壓降。因此，修復(fù)后的管道強(qiáng)度能滿足運(yùn)行要求。

5.2 機(jī)械管卡修復(fù)效果評(píng)價(jià)

5.2.1 管卡主體的強(qiáng)度分析

管卡主體材質(zhì)是16Mn（JB 4726-2000），屈服強(qiáng)度約為345MPa。在內(nèi)壓3.6MPa作用下，管卡主體的有限元分析結(jié)果見(jiàn)圖8，應(yīng)力遠(yuǎn)小于345 MPa，因此管卡主體的強(qiáng)度是滿足要求的。

圖8 管卡主體的應(yīng)力云圖

5.2.2 密封能力的評(píng)價(jià)

決定機(jī)械管卡性能的關(guān)鍵在于密封的設(shè)計(jì)。其中密封材料的選擇或設(shè)計(jì)以及密封性能的分析都是設(shè)計(jì)的難點(diǎn)所在。密封材料多種多樣，但是大多不具有耐油性，因此原油管道的修復(fù)卡具一般選擇氟橡膠。氟橡膠具有較好的拉伸強(qiáng)度和硬度，對(duì)有機(jī)液體、不同燃料油和潤(rùn)滑油的穩(wěn)定性優(yōu)異，具有極好的耐腐蝕性，但是常態(tài)下的彈性較差[6]。

由于橡膠材料在外力作用下發(fā)生的變形為幾何和物理雙重非線性，在用于密封件時(shí)，還涉及接觸這類狀態(tài)非線性問(wèn)題，因此這類密封性能的力學(xué)計(jì)算十分困難。但由于有限元分析法的廣泛應(yīng)用，橡膠材料的密封性能分析才得以簡(jiǎn)化。本文應(yīng)用ANSYS軟件進(jìn)行非線性分析，對(duì)于橡膠材料的力學(xué)性能采用了通用的Mooney-Rivlin模型進(jìn)行分析。不可壓縮橡膠材料的Mooney-Rivlin模型為：

式中W——應(yīng)變能函數(shù)；

I1、I2——應(yīng)變不變量；

C1、C2——材料參數(shù)，與橡膠的硬度有關(guān)，通常通過(guò)實(shí)驗(yàn)確定，這兩個(gè)參數(shù)的取值也是模型的關(guān)鍵所在[7]。

基于上式，應(yīng)力σ—應(yīng)變?chǔ)抨P(guān)系為：

在進(jìn)行有限元分析時(shí)，由于實(shí)際模型的非線性與接觸關(guān)系復(fù)雜，所以必須要對(duì)模型進(jìn)行簡(jiǎn)化。在實(shí)際施工當(dāng)中，往往是由于軸向密封處的接觸應(yīng)力不足，導(dǎo)致難以達(dá)到保壓效果。所以這里將模型簡(jiǎn)化為平面應(yīng)變問(wèn)題，在ANSYS中建模如下，見(jiàn)圖9。

圖9 管卡及密封整體模型

橡膠單元采用超彈性單元HYPER56，接觸單元CONTA172與目標(biāo)單元TARGE169配對(duì)組成。參考文獻(xiàn) [6]、 [7]、 [8]， 設(shè) C1=0.7、C2=0.035，并假設(shè)橡膠為不可壓縮。

由于分析此類接觸問(wèn)題復(fù)雜，變形量較大，導(dǎo)致收斂困難，本文采用分步加載方法，獲得了作用于軸向橡膠上壓力為0～64 kN的計(jì)算結(jié)果。密封件受壓時(shí)，會(huì)對(duì)接觸面產(chǎn)生接觸應(yīng)力σ，圖10給出了在64 kN壓力作用下的接觸應(yīng)力，圖11為橡膠所受壓力與最大接觸應(yīng)力的關(guān)系。

圖10 接觸應(yīng)力分布

圖11 所受壓力與接觸應(yīng)力的關(guān)系

當(dāng)接觸應(yīng)力σ與設(shè)計(jì)壓力Pd滿足下式時(shí)，則認(rèn)為密封性能良好[8]:

式中m——取用系數(shù)。

設(shè)m為3[7]，并以保壓達(dá)到3.6 MPa為目標(biāo)，那么接觸應(yīng)力應(yīng)至少達(dá)到10.8 MPa。依據(jù)圖11擬合曲線，可以得到在橡膠所受壓力為77.84 kN/m時(shí)接觸應(yīng)力為10.8 MPa。即要求在安裝卡具時(shí)，每側(cè)螺栓的緊固力至少達(dá)到77.84 kN/m，這樣則可以通過(guò)查詢螺栓預(yù)緊力與扭矩表獲得所需要的扭矩，為實(shí)際施工時(shí)提供指導(dǎo)。

6 結(jié)束語(yǔ)

DNVRPF101采用了基于爆破強(qiáng)度的安全準(zhǔn)則，因此更適應(yīng)海底管道的缺陷評(píng)定。有限元法相對(duì)成熟、經(jīng)濟(jì)、方便，通過(guò)兩種技術(shù)的結(jié)合，可以有效完成腐蝕管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)，為制訂海底管道修復(fù)計(jì)劃提供可靠依據(jù)。機(jī)械管卡修復(fù)后的管道承載能力，取決于管卡的密封性能，與管卡的制造工藝、橡膠的性能、安裝操作、螺栓緊固力等均有關(guān)。在現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)，應(yīng)特別注意給螺栓加力的順序。

[1]馬彬,帥建,李曉魁,等.新版ASME B31G-2009管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)先進(jìn)性分析[J].天然氣工業(yè)，2011,（8）:112-115.

[2]ASME B31G-2009，Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines[S].

[3]DNV RP F101，Corroded Pipelines[S].

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