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南堡油田NP1-29P海底管道焊接接头安全性分析

文档作者：李春润1,2 牛虎理一，侯泽峰1,2，王志坚3，张潇3，关幼耕3 文档来源： 1．中国石油集团工程技术研究院 2．中国石油集团海洋工程重点实验室 3．中国石油海洋工程有限公司海工事业部		点击数：	更新时间： 2022年10月19日
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第36卷第3期 石油工程建设 37
1．_29 海底管道焊接接头安全陛分析
李春润1,2 牛虎理 一，侯泽峰1,2， 王志坚3，张 潇3，关幼耕3
(1．中国石油集团工程技术研究院， 天津300451；2．中国石油集团海洋工程重点实验室，天津300451
3．中国石油海洋工程有限公司海工事业部，山东青岛266500)
摘 要：依据API Std 1104—2005《管道及有关设施的焊接》．在已知铺设外力和焊接接头断裂韧度
值的前提下． 对冀东南堡油田NP1—29P至NP1—2D海底油气混输管道焊接接头铺设阶段的安全性进
行分析 评估结果表明，在同一工况下，随着断裂韧度C D值的增加，表面缺陷允许尺寸先增大，
到达一定值后保持不变：埋藏缺陷尺寸一直保持不变
关键词：海底油气混输管道；安全性分析；表面缺陷：埋藏缺陷；CTOD值
中图分类号：TE53 文献标识码：B 文章编号：1001—2206(2010)03—0037—04
0 引言
海底管道作为海洋石油的输送管道．每年以
成千上万千米的速度增长 虽然管道是很安全的
石油天然气运输_[具．但在过去几十年中．也发
生了很多起失效事故，不仅影响了正常生产秩序．
而且也威胁了工人的生命安全 原因是在海底管
道的铺设过程中．管道会产生变形、刮伤等缺
陷[1-3]．然而最主要的缺陷是由海底管道焊接产生
的 因此．各国海底管道系统的规范都对焊接缺
陷的合格限度有明确的规定
海底管道作为一种典型的焊接结构．其焊接
过程常常使焊接接头的组织性能劣化及产生缺陷
而焊接缺陷处有较大的应力集中．在使用过程中
般采用大型FPSO． 由于原油卸油周期较长．采用
这种方案可有效解决深水开发中的流动保障、原油
外输的安全问题
GAP中深水输送系统主要用于浮式生产平台
间的原油输送．也适用于大型油气田的开发．开
发方案一般采用FPSO和TLP的开发模式．采用
GAP方案可有效解决两平台间的流动保障和安
全问题 因此． 中深水输送方案较适合深水大型
油气田的开发．从应用前景来看．预计在西非深
水大型油气田的开发中将会得到越来越多的应
用
往往成为裂纹的源头．因而管道一旦从焊接接头处
发生断裂．极易造成突发性和灾难性断裂事故 由
此看来．焊接接头是管道系统的薄弱环节．对其强
度、寿命和安全可靠性进行评定以保证管道安全可
靠运行具有重要的现实意义
本文根据管道钢焊接接头的断裂韧度试验结
果．依据API Std l 104—2005《管道及有关设施的
焊接》标准．对冀东南堡油田NP1—29P至NPI一2D
海底油气混输管道焊接接头在管道铺设阶段的安全
性进行了分析，确定了平面缺陷的允许尺寸．为管
道铺设时缺陷的验收提供参考依据
1 安全性分析参数的确定
NP1—29P至NP1—2D海底混输管道长度约为
参考文献：
【1]李清平．我国海洋深水油气开发面临的挑战 ．中国海上油气，
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．
作者简介： 何宁(1977一)， 男，天津人， 工程师，1999
年毕业于哈尔滨工程大学，现从事海洋工程研究工作。
收稿日期．2010一O1一】】
￥ 羊 羊 ￥
38 石油工程建设 2010年6月
2．4 km，设计寿命为l5年：钢管规格为D 168 mm
×12．7 mm，焊接方法为手工焊打底+手工焊填充、
盖面．所用焊材为林肯PIPELINER 6P+焊条和林
肯PIPELINER 8P+焊条，焊接位置5G 管道铺管
计算分析考虑小水深(3．0 m)作业工况时的应力
1．1 焊接接头断裂韧度值
管道焊接接头断裂韧度根据试验实测确定 试
验过程严格遵守BS 7448—1991标准【 和API Std
1104—2005标准[61．采用B×2B的标准三点弯试样．
试验温度为0℃ ．焊缝和热影响区试样的尺寸为B×
2B=l1 mm×22mm 为了选取热影响区试件(根据
API Std 1 104—2005标准的规定．其缺口位置应在最
硬的区域)，对热影响区(HAZ)的硬度进行了测
量。焊缝的断裂韧度CTOD试验结果如表1所示。
表1 CTOD试验结果
名称 缺口位置 试样编号 CToD|film
01一W 一1 0．60l 2
焊缝 WCL O1一W一2 0．617 1
01一W 一3 0．525 8
Ol—H—l 1．306 9
热影响区 HAZ O1一H一2 1．420 8
O1一H一3 1．3l0 1
由表1可以看出焊缝的断裂韧度比HAZ的断
裂韧度小，因此在本文的评估中．出于安全因素考
虑．选取焊缝的最小CTOD值作为评估分析的断裂
韧度值 又根据标准API Std 1104—2005《管道及
有关设施的焊接》，计算缺陷高度时采用的断裂韧
度最大值为0．254 mm (0．01 in)．该值小于试验得
到的焊接接头断裂韧度最小值(0．525 8 mm)． 因
此本文在海底管道安全性评价计算及分析中保守地
采用标准给定的CTOD最大值0．254 mm (0．01 in)
作为焊接接头的断裂韧度值
此外．本文分析了焊接接头断裂韧度变化对缺
陷尺寸允许值的影响，主要分两种情况进行计算：
即CTOD=0．254 mm／1．5和CTOD=0．15 mm／1．5。
其中C D值为0．15 mm是根据DNV—OS—F101标
准【7J的海底管道在设计温度下焊接断裂韧度的最
小验收值来确定的：1．5的安全系数是根据DNV的
推荐考虑裂纹尖端的拘束确定的．因为管道铺设过
程中会优先受拉伸应力的影响．结构的“有效”断
裂韧度将会高出通过标准三点弯曲加载的SENB试
件测定的值(一般而言．因为受较高的裂纹尖端约
束．弯曲试件给出的断裂韧度将会比拉伸加载试件
给出的值低一些)，
1．2 管道应力集中系数的确定
在管道的实际焊接过程中．焊接接头部位不
可避免地会发生错边(见图1)，从而引起局部应
力增大。根据DNV—RP—C203标准罔，“Engineering
Critical Assessment” 计算中应力集中系数SCF
(Stress Concentration Factor)的计算公式如下：
图1 管道焊接接头错边情况
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 、 — — 环焊缝两侧管道的壁厚，且T≥t，
本评估中取T=t：
，J—— 盖面焊缝宽度：
D— — 管道外直径：
6—— 最大可容许的错边值．根据DNV—OS
— F101附录D中的表D一3【71．其值为管
道壁厚的0．15倍(0．15 t)和3 mm的
较小值，也可根据式(2)进行计算。
在本次评定中．6取值为0．15 t
6= (2)
式中 ／ 根部的错边量；
／ 厂顶部的错边量。
2 参考缺陷尺寸的确定
表示表面缺陷和埋藏缺陷尺寸的术语如图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为埋藏缺陷与最近表面的距离。
图2 表面缺陷和埋藏缺陷尺寸术语示意
第36卷第3期 李春润等：南 油田NP1—29P海底管道焊接接头安全性分析 39
2．1 参考缺陷高度的确定
依据API l104 《管道及有关设施的焊接》标
准，确定参考缺陷的尺寸。标准给m了在已知外力
引起的最大轴向应变和断裂韧度值的前提下，确定
参考缺陷尺寸的曲线(见图3)和相应计算公式
(见图3注)，并对相应值增加了限制条件。
基
g
b
甾
和
。t
l
I．
、
、．
＼
＼
、 ＼ ＼ ＼
＼ ＼ ‘＼
＼
＼ C f)D= 0．254 、、
l—
r )n = n 1，7 mm
外力引起的最大轴向应变8
注： (1)除其他限定值外． 缺陷高度不能超过壁厚的l，2；
(2)对于表面缺陷，允许的缺陷高度 受到注(1)的限制； (3)
对于埋藏缺陷，允许的缺陷高度2 受到注(1)的限制，埋藏缺
陷的位置南API 1 lO4标准中网A一6确定： (4)图中每条曲线包括
0．002 (×25．4 Film／×25．4mm)的残余应变； (5)对于CTOD值
介于0．I27 mm (0．005 in)和O．254 ITlln(0．010 in)之间的情况，参
考缺陷尺寸n 可由下式确定：
． 、
2
Ⅱ (×25．4 ram)={【 ／2叮T( 一o．25e0)』_。 +0．166 7』
： 外力引起的应变十0．002(×25．4 inH1)
0：0002(×25．4illn1)
式中6 — — CTOD值
图3 管道环向平面缺陷验收标准
2．2 参考缺陷长度的确定
依据API 1104标准．确定参考缺陷长度的限
定值。标准给出的缺陷长度限定值见表2。
表2 缺陷长度的限定值
缺陷高度与壁厚的比值 允许的缺陷长度2c
0 < n／t< 0．25 0．4 D
0-25<0／t<0．5 4 t (见注(2))
O．5< 0／t 0
注： (1)本表中列出的限定值适用于O．127 toni (0．005in)
和0．254 lllm (0．010 in)的最低CTOD试验级； (2) 当D／t>
17时，该值合格； 当 ／ ≤ 17时，用4适用。
D／t
注：本图只在3≤D／t≤ 17且0．25 ‰
：6．35 mm，所以允许的表面缺陷高度：蚴 =0．5 t
：6．35 mm。对埋藏缺陷高度：2 lJ =27．42 mm >
= 6．35 mm，所以允许的埋藏缺陷高度：2aau-【l=
0．5 t=6．35 mm。
3．1．4 允许缺陷长度的确定
当 ／t=0．25时有：
nl=0．25 t：3．175 toni
2cl=0．4 D =67．31 mm
2c，=4 t=50．8 mill
石油工程建设 2010年6月
按照表2注(2)的规定进行验算如下：j)／t
= 168．3／12．7=13．25<17．不在表2的适用范围内．
因而需按照图4来确定缺陷的长度限定值 经查图
计算得到2c／t=95．758 mill，所以缺陷长度：
2c2=48．01 mm
将浅缺陷高度限定值 与最大允许缺陷尺寸
相比．从而确定缺陷是否允许大于壁厚的25％
对表面缺陷，01=0．25 t 5．08 0 > 5．08 0
3．2 结果分析
根据上述评定标准和方法．得出CTOD值分别
为0．254 mm、0．254／1．5 mm及0．15／1．5 nlm， 海底
混输管道内管在3 m水深工况时表面缺陷和埋藏缺
陷值的关系如表4所示。
表4 CTOD 与缺陷值大小
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
评估结果表明．在同一水深工况下．随着断裂
韧度CTOD值的增加．表面缺陷允许长度先增加，
到达一定值后保持不变：埋藏缺陷一直保持不变。
参考文献：
f11夏静，霍立兴．白秉仁，等．焊缝非匹配海底管道缺陷在不同标准
下的安全评定研究[J]．压力容器，2005，22(7)：4-7．
【2]谭开忍， 肖熙．基于全生命周期的海底管道缺陷评估的研究[J]．
中国海洋平台，2005．20(6)：27—33．
[3】宋吉卫，肖熙．海底管道缺陷的模糊综合评判[J]．中国海洋平台，
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，Fatigue design of offshore steel structures【S]．
作者简介： 李春润(1961一)， 男， 辽宁锦州人， 高级工程
师，1983年毕业于沈阳机电学院， 主要从事石油工程建设
的相关技术研究与应用工作。
收稿日期：2009—06—03
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