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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(rùn)1,2 牛虎理一，侯澤峰1,2，王志堅(jiān)3，張瀟3，關(guān)幼耕3 文檔來(lái)源： 1．中國(guó)石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院 2．中國(guó)石油集團(tuán)海洋工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 3．中國(guó)石油海洋工程有限公司海工事業(yè)部		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2022年10月19日
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第36卷第3期 石油工程建設(shè) 37
1．_29 海底管道焊接接頭安全陛分析
李春潤(rùn)1,2 ?；⒗?一，侯澤峰1,2， 王志堅(jiān)3，張 瀟3，關(guān)幼耕3
(1．中國(guó)石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院， 天津300451；2．中國(guó)石油集團(tuán)海洋工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津300451
3．中國(guó)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(guān)設(shè)施的焊接》．在已知鋪設(shè)外力和焊接接頭斷裂韌度
值的前提下． 對(duì)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(shè)階段的安全性進(jìn)
行分析 評(píng)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(dá)一定值后保持不變：埋藏缺陷尺寸一直保持不變
關(guān)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(lèi)號(hào)：TE53 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B 文章編號(hào)：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(wàn)千米的速度增長(zhǎng) 雖然管道是很安全的
石油天然氣運(yùn)輸_[具．但在過(guò)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(shè)過(guò)程中．管道會(huì)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(guó)海底管道系統(tǒng)的規(guī)范都對(duì)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(guò)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(yīng)力集中．在使用過(guò)程中
般采用大型FPSO． 由于原油卸油周期較長(zhǎng)．采用
這種方案可有效解決深水開(kāi)發(fā)中的流動(dòng)保障、原油
外輸?shù)陌踩珕?wèn)題
GAP中深水輸送系統(tǒng)主要用于浮式生產(chǎn)平臺(tái)
間的原油輸送．也適用于大型油氣田的開(kāi)發(fā)．開(kāi)
發(fā)方案一般采用FPSO和TLP的開(kāi)發(fā)模式．采用
GAP方案可有效解決兩平臺(tái)間的流動(dòng)保障和安
全問(wèn)題 因此． 中深水輸送方案較適合深水大型
油氣田的開(kāi)發(fā)．從應(yīng)用前景來(lái)看．預(yù)計(jì)在西非深
水大型油氣田的開(kāi)發(fā)中將會(huì)得到越來(lái)越多的應(yīng)
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(zāi)難性斷裂事故 由
此看來(lái)．焊接接頭是管道系統(tǒng)的薄弱環(huán)節(jié)．對(duì)其強(qiáng)
度、壽命和安全可靠性進(jìn)行評(píng)定以保證管道安全可
靠運(yùn)行具有重要的現(xiàn)實(shí)意義
本文根據(jù)管道鋼焊接接頭的斷裂韌度試驗(yàn)結(jié)
果．依據(jù)API Std l 104—2005《管道及有關(guān)設(shè)施的
焊接》標(biāo)準(zhǔn)．對(duì)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(shè)階段的安全
性進(jìn)行了分析，確定了平面缺陷的允許尺寸．為管
道鋪設(shè)時(shí)缺陷的驗(yàn)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(zhǎng)度約為
參考文獻(xiàn)：
【1]李清平．我國(guó)海洋深水油氣開(kāi)發(fā)面臨的挑戰(zhàn) ．中國(guó)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(jiǎn)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(xué)，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(shè) 2010年6月
2．4 km，設(shè)計(jì)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(jì)算分析考慮小水深(3．0 m)作業(yè)工況時(shí)的應(yīng)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(yàn)實(shí)測(cè)確定 試
驗(yàn)過(guò)程嚴(yán)格遵守BS 7448—1991標(biāo)準(zhǔn)【 和API Std
1104—2005標(biāo)準(zhǔn)[61．采用B×2B的標(biāo)準(zhǔn)三點(diǎn)彎試樣．
試驗(yàn)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(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定．其缺口位置應(yīng)在最
硬的區(qū)域)，對(duì)熱影響區(qū)(HAZ)的硬度進(jìn)行了測(cè)
量。焊縫的斷裂韌度CTOD試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。
表1 CTOD試驗(yàn)結(jié)果
名稱(chēng) 缺口位置 試樣編號(hào) 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(píng)估中．出于安全因素考
慮．選取焊縫的最小CTOD值作為評(píng)估分析的斷裂
韌度值 又根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)API Std 1104—2005《管道及
有關(guān)設(shè)施的焊接》，計(jì)算缺陷高度時(shí)采用的斷裂韌
度最大值為0．254 mm (0．01 in)．該值小于試驗(yàn)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(píng)價(jià)計(jì)算及分析中保守地
采用標(biāo)準(zhǔn)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(duì)缺
陷尺寸允許值的影響，主要分兩種情況進(jìn)行計(jì)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(biāo)
準(zhǔn)【7J的海底管道在設(shè)計(jì)溫度下焊接斷裂韌度的最
小驗(yàn)收值來(lái)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?yàn)楣艿冷佋O(shè)過(guò)
程中會(huì)優(yōu)先受拉伸應(yīng)力的影響．結(jié)構(gòu)的“有效”斷
裂韌度將會(huì)高出通過(guò)標(biāo)準(zhǔn)三點(diǎn)彎曲加載的SENB試
件測(cè)定的值(一般而言．因?yàn)槭茌^高的裂紋尖端約
束．彎曲試件給出的斷裂韌度將會(huì)比拉伸加載試件
給出的值低一些)，
1．2 管道應(yīng)力集中系數(shù)的確定
在管道的實(shí)際焊接過(guò)程中．焊接接頭部位不
可避免地會(huì)發(fā)生錯(cuò)邊(見(jiàn)圖1)，從而引起局部應(yīng)
力增大。根據(jù)DNV—RP—C203標(biāo)準(zhǔn)罔，“Engineering
Critical Assessment” 計(jì)算中應(yīng)力集中系數(shù)SCF
(Stress Concentration Factor)的計(jì)算公式如下：
圖1 管道焊接接頭錯(cuò)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(píng)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(cuò)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(jìn)行計(jì)算。
在本次評(píng)定中．6取值為0．15 t
6= (2)
式中 ／ 根部的錯(cuò)邊量；
／ 廠(chǎng)頂部的錯(cuò)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(yǔ)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(yǔ)示意
第36卷第3期 李春潤(rùn)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(guān)設(shè)施的焊接》標(biāo)
準(zhǔn)，確定參考缺陷的尺寸。標(biāo)準(zhǔn)給m了在已知外力
引起的最大軸向應(yīng)變和斷裂韌度值的前提下，確定
參考缺陷尺寸的曲線(xiàn)(見(jiàn)圖3)和相應(yīng)計(jì)算公式
(見(jiàn)圖3注)，并對(duì)相應(yīng)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(yīng)變8
注： (1)除其他限定值外． 缺陷高度不能超過(guò)壁厚的l，2；
(2)對(duì)于表面缺陷，允許的缺陷高度 受到注(1)的限制； (3)
對(duì)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(biāo)準(zhǔn)中網(wǎng)A一6確定： (4)圖中每條曲線(xiàn)包括
0．002 (×25．4 Film／×25．4mm)的殘余應(yīng)變； (5)對(duì)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(yīng)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(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)
2．2 參考缺陷長(zhǎng)度的確定
依據(jù)API 1104標(biāo)準(zhǔn)．確定參考缺陷長(zhǎng)度的限
定值。標(biāo)準(zhǔn)給出的缺陷長(zhǎng)度限定值見(jiàn)表2。
表2 缺陷長(zhǎng)度的限定值
缺陷高度與壁厚的比值 允許的缺陷長(zhǎng)度2c
0 < n／t< 0．25 0．4 D
0-25<0／t<0．5 4 t (見(jiàn)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(yàn)級(jí)； (2) 當(dāng)D／t>
17時(shí)，該值合格； 當(dāng) ／ ≤ 17時(shí)，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(duì)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(zhǎng)度的確定
當(dāng) ／t=0．25時(shí)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(shè) 2010年6月
按照表2注(2)的規(guī)定進(jìn)行驗(yàn)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?qǐng)D4來(lái)確定缺陷的長(zhǎng)度限定值 經(jīng)查圖
計(jì)算得到2c／t=95．758 mill，所以缺陷長(zhǎng)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(duì)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(píng)定標(biāo)準(zhǔn)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(shí)表面缺陷和埋藏缺
陷值的關(guān)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(píng)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(zhǎng)度先增加，
到達(dá)一定值后保持不變：埋藏缺陷一直保持不變。
參考文獻(xiàn)：
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(biāo)準(zhǔn)
下的安全評(píng)定研究[J]．壓力容器，2005，22(7)：4-7．
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中國(guó)海洋平臺(tái)，2005．20(6)：27—33．
[3】宋吉衛(wèi)，肖熙．海底管道缺陷的模糊綜合評(píng)判[J]．中國(guó)海洋平臺(tái)，
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(jiǎn)介： 李春潤(rùn)(1961一)， 男， 遼寧錦州人， 高級(jí)工程
師，1983年畢業(yè)于沈陽(yáng)機(jī)電學(xué)院， 主要從事石油工程建設(shè)
的相關(guān)技術(shù)研究與應(yīng)用工作。
收稿日期：2009—06—03
一+ 一+ -+ “+ -+ 一+ -+ -+ -+ -— -+ -+ ·
歡迎索取《石油工程建設(shè)》近年增刊
1 2007年8月出版的西部管道EPC項(xiàng)目工程技術(shù)與管理專(zhuān)輯
西部原油成品油管道T程是中國(guó)石油第一個(gè)實(shí)行EPC總承包管理的大型工程，該工程在設(shè)計(jì)、施工、管理等方面有多
項(xiàng)技術(shù)創(chuàng)新，為了總結(jié)和保留這些珍貴的創(chuàng)新技術(shù)和管理經(jīng)驗(yàn)，為今后管道建設(shè)工程提供重要的技術(shù)指導(dǎo)和借鑒， 《石油工
程建設(shè)》編輯部特編輯出版了本增刊。該增刊就設(shè)計(jì)、施工和管理三方面發(fā)表論文85篇，共計(jì)338頁(yè)，55萬(wàn)多字，分為設(shè)
計(jì)篇、施工篇和管理篇。設(shè)計(jì)篇：重點(diǎn)介紹了線(xiàn)路設(shè)計(jì)、工藝設(shè)計(jì)、站場(chǎng)設(shè)計(jì)、監(jiān)控系統(tǒng)設(shè)計(jì)；施工篇：重點(diǎn)介紹了線(xiàn)路施
工、站場(chǎng)施工、試運(yùn)投產(chǎn)；管理篇：重點(diǎn)介紹了設(shè)計(jì)管理、采辦管理、施工管理、Q／HSE管理、信息管理、數(shù)字化管道管
理。該增刊是一部珍貴的技術(shù)論文匯編，全面、具體、系統(tǒng)地報(bào)道了西部管道工程的整個(gè)實(shí)施過(guò)程。
2 2009年5月出版的以川氣東送管道工程為主要內(nèi)容的增刊
該增刊共254頁(yè)，約45萬(wàn)字。內(nèi)容包括：川氣東送管道工程的設(shè)計(jì)、施工和管理，管道數(shù)字化建設(shè)和自控通信網(wǎng)絡(luò)建
設(shè)．海底管道建設(shè)．海上鉆井平臺(tái)的設(shè)計(jì)、施工和安全控制，油氣處理和污水處理工藝的改進(jìn)，油氣田地面工藝系統(tǒng)的優(yōu)化
設(shè)計(jì)等。
3 2009年11月出版的蘭銀輸氣管道工程技術(shù)與管理專(zhuān)輯
該增刊共138頁(yè)．約20萬(wàn)字。從設(shè)計(jì)、施工、管理方面介紹了蘭銀線(xiàn)管道工程的實(shí)施情況。蘭銀管道是我國(guó)管道施工
史上第一個(gè)采用PMT+PMC+EPC進(jìn)行管理的管道工程項(xiàng)目．所以本期增刊以大量的篇幅介紹了這一新的管理模式在該工
程中的應(yīng)用情況及其取得的成果。
上述增刊內(nèi)容充實(shí)、系統(tǒng)、技術(shù)含量高，既有新理論、新方法，又有豐富的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。對(duì)石油天然氣行業(yè)的廣大科技和
管理人員具有指導(dǎo)和借鑒作用．歡迎來(lái)函來(lái)電索取
電子信箱：sygcjsbjb@sohu．com；聯(lián)系電話(huà)：022—66310258，66310257。 《石油工程建設(shè)》編輯部
囊～括4I
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