腐蝕海底管道剩余強度評估與應用

劉極莉 劉偉

摘 ?要：在海上油氣田調整項目中，由于絕大多數老海管缺少腐蝕檢測數據，因此強度校核都是基于設計時期的腐蝕裕量。然而海管出現的局部腐蝕，可能缺陷深度更深、面積更大，成為老海管安全運行的隱患。文章介紹了兩種基于規范的腐蝕海底管道剩余強度評估方法，并通過工程實例，將其與腐蝕裕量校核方法進行比較。針對腐蝕海底管道評估的建議，對已建海底管道的結構校核和新建海底管道完整性設計及管理都具有參考意義。

關鍵詞：腐蝕;海底管道;強度

中圖分類號：TE988.2 ? ? 文獻標識碼：A ? ? ?文章編號：1006-8937（2015）06-0169-03

目前，我國有很多海上油氣田都已到達了調整期，在一些調整項目中，由于絕大多數老海管缺少腐蝕檢測數據，因此老海管的結構校核都是基于設計時期的均勻腐蝕裕量。然而經過多年的服役，內部介質溫度和壓力的作用、波流等外界環境的作用、啟動關停等人為操作的不斷變化等因素，往往使海底管道出現的局部腐蝕，可能缺陷深度更深、面積更大，成為老海管繼續安全運行的隱患。雖然海上油氣田調整中，絕大多數老海管仍是在壽命期內，但僅依據設計階段的均勻腐蝕裕量對其進行強度評估，就會忽略其局部腐蝕缺陷所帶來的風險。

DNV-RP-F101針對腐蝕海底管道的剩余強度評估推薦了兩種評估方法，分別是許用應力法（allowable stress approach）和安全系數法（calibrated safety factor），對海管管材的內表面腐蝕和外表面腐蝕、焊縫腐蝕等均適用。許用應力法延用許用應力（ASD）的設計模式，采用該方法可以計算得到海管腐蝕缺陷的失效壓力，并將失效壓力乘以一個與海管初始設計有關的安全系數，得到海管的安全工作壓力。與安全系數法相比，不同之處為許用應力法沒有考慮海管規格、材質等級和腐蝕缺陷尺度等因素的不確定性，這些不確定性需要工程師在實際的評估中加以考慮。安全系數法可以作為海底管道系統設計主規范DNV-OS-F101的補充，適用于不同的海管管材、海管壁厚和輸送壓力。計算腐蝕海管的允許操作壓力時，對海管規格、材質等級和腐蝕缺陷尺度等因素的不確定性都予以特別考慮。

1 ?腐蝕海管剩余強度評估方法

1.1 ?許用應力法

存在一個腐蝕缺陷的海管，僅在內壓的作用下，其失效壓力計算公式如下：

Pf=■（1）

其中，Q=■，D為海管外徑，mm;t為海管名義壁厚，mm;l為腐蝕缺陷長度，mm;d為腐蝕缺陷深度，mm;fu為設計階段的最小拉伸強度，MPa;由此得到安全工作壓力PSW=FPt。

其中，安全系數F=F1×F2，模型安全系數F1=0.9，操作安全系數F2通常取海管初始設計相關的值。應用公式（1）時，需要額外考慮海管幾何尺寸測量和腐蝕缺陷測量過程中的不確定因素，因為公式中沒有加以考慮。需要說明的是，如果測量得到的腐蝕缺陷深度d達到壁厚的85%及以上，是不可接受的。

存在一個腐蝕缺陷的海管，在內壓和縱向壓應力聯合作用下，其安全工作壓力計算步驟如下：

①計算外部荷載引起的縱應力下限？滓1，將其與海管的組合名義縱應力？滓L進行比較。

？滓1=-0.5fu■（2）

如果？滓L>？滓1（壓應力為負值），則不考慮步驟③。

②計算僅在內壓的作用下，存在一個腐蝕缺陷海管的失效壓力Ppress。

Ppress=■（3）

其中，Q=■。

③計算海管發生縱向開裂的失效壓力Pcomp。

Pcomp=■H1（4）

其中，H1=■，Ar=（1-■？夼），？夼=c/（？仔D），

c為腐蝕缺陷沿管道圓周方向的長度，mm;？滓L為組合名義縱應力，MPa。

④得到安全工作壓力PSW=Fmin（Ppress，Pcomp）。

1.2 ?安全系數法

①存在一個腐蝕缺陷的海管，僅在內壓的作用下，其最大允許操作壓力計算公式如下：

Pcorr=？酌m■■（5）

其中，Q=■，（d/t）*=（d/t）means+？著dStD[d/t]，StD[d/t]為可信度水平，？著d為分位值，？酌m，？酌d為安全系數。如果，？酌d（d/t）*≥1，Pcorr=0。該公式適用于海管出現縱向腐蝕缺陷（即沿海管圓周方向的長度小于沿海管軸向長度的腐蝕缺陷），如圖1所示。

②存在一個腐蝕缺陷的海管，在內壓和縱向壓應力聯合作用下，其最大允許操作壓力計算公式如下：

Pcorr，comp=？酌m■■H1（6）

其中，H1=■，Ar=（1-■？夼），

？滓L-組合名義縱應力，MPa;？孜為縱應力使用系數。Pcorr，comp不允許大于Pcorr。公式（6）僅適用于海管的一個單獨腐蝕缺陷的評估。

2 ?工程實例

渤海中部某油田調整項目，需要對一條已服役13 a的雙層混輸海底管道進行剩余強度的評估，評估對象為該條海管的內管。具體參數見表1。

被評估海底管道目前仍在運行，因此承受內壓和縱向壓應力聯合作用。根據安全系數法b評估，安全等級選“高”。該混輸海底管道的腐蝕缺陷數據來源于提取的內腐蝕檢測數據，缺陷深度的測量精度為±10%，由此確定可信度水平StD[d/t]為80%。根據安全系數法b得到的計算結果見表2。

因此，調整后該腐蝕海底管道的最大允許操作壓力為6.406 MPa。

根據許用應力法b，得到的計算結果見表3。

結果表明，調整后該腐蝕海底管道的安全工作壓力為13.07 MPa。

由于油田調整后該海管的操作壓力將達到6.91 MPa，高于最大允許操作壓力6.406 MPa，因此，在腐蝕缺陷存在的條件下，繼續運行該海管時必須卸壓，不允許超過6.406 MPa，直至腐蝕缺陷被修復。

如果依據設計階段的3 mm腐蝕裕量，根據設計規范DNV-

OS-F101，需要在調整后的操作壓力下，對該腐蝕海管的內管進行承壓能力、熱膨脹、組合荷載作用（包括地震工況）的校核。

承壓能力應滿足如下準則：

Pli-Pe≤■（7）

其中，Pli為局部偶然內壓，MPa;Pe為外壓，MPa;Pb（t1）為承壓抗力，MPa;t1為考慮腐蝕裕量和制造公差的管道最小壁厚，mm;？酌SC為安全等級抗力因子，？酌m為材料抗力因子。

經受彎矩、有效軸力和內部超壓海管的所有橫截面應滿足的組合荷載準則-荷載控制條件如下：

？酌SC？酌m■■+？酌SC？酌m■

+■≤1（8）

D/t≤45，Pi≥Pe

其中，？酌SC為安全等級抗力因子;？酌m為材料抗力因子;ac為考慮應變硬化的流動應力參數;Sd為設計有效軸向力，MPa;Sp為特征塑性軸向抗力，MPa;Md為設計彎矩，MPa;Mp為塑性彎矩抗力，MPa;？駐P■為設計壓力差，MPa;pb（t2）為承壓抗力，MPa;D為管道外徑，mm;t2為考慮腐蝕裕量的管道最小壁厚，mm;Pi為內壓，MPa;Pe為外壓，MPa。

校核結果見表4。

校核結果顯示，該腐蝕海底管道剩余強度仍然滿足設計規范的要求，與上述腐蝕評估的結果存在差異。

3 ?結 ?語

①經過對比，僅依據設計階段的均勻腐蝕裕量進行已建海管的強度校核，存在工程風險。為保證整個油田的成功調整，內腐蝕檢測數據作為已建海底管道剩余強度評估的重要數據，不能忽視。建議實際應用中，把基于設計規范的校核方法和DNV-RP-F101推薦的評估方法相結合。

②本文推薦的方法對于腐蝕缺陷的實際發展無法做進一步評估，僅根據海管實際的腐蝕情況，判斷其在工藝參數調整之后的剩余強度。如果在腐蝕缺陷不被修復的情況下繼續使用被評估的海管，必須采取措施確保腐蝕不繼續發展。

③DNV-RP-F101的評估方法與海底管道設計規范相輔相承，比其它腐蝕管道評估標準更適用于海底管道，但存在局限性。包括不適用于應力腐蝕開裂的評估、只適用于腐蝕缺陷深度低于85%壁厚的海管、只適用于低于X80等級的碳鋼等，在實際應用中還有待于更深入的研究和修正。

參考文獻：

[1] CORRODED PIPELINES [R].DNV-RP-F101，OCTOBER 2010.

[2] SUBMARINE PIPELINE SYSTEMS[R].DNV-OS-F101，JANUARY

2000（AMENDED OCTOBER 2005）.