腐蚀海底管道剩余强度分析的新方法
海底管线腐蚀缺陷检测
海底管线腐蚀缺陷检测与评价技术摘要作为海上油气运输的大动脉，海底管线发挥着越来越重要的作用。
腐蚀严重影响海底管线的使用寿命，使其损坏率逐年增大，泄漏和断裂破坏事故逐渐增多。
及时对管道的腐蚀缺陷进行检测并发现管道存在的潜在隐患，对于海上油气的安全生产是极为重要的。
本文主要简述了海底管道的腐蚀因素及主要形式，并重点介绍了用于管道腐蚀缺陷检测及评价的多种技术。
Submarine pipeline corrosion defect inspection andevaluation of technologyAbstractAs the main artery of the offshore oil and gas transportation,The subsea pipeline to play an increasingly important role.Corrosion seriously affect the the service life of the subsea pipeline, so the failure rate is increasing year by year,Leakage and fracture damage accidents increased gradually.Timely inspection of pipeline corrosion defects and found that the pipeline exists a potential hidden dangers，It is extremely important for the safety of offshore oil and gas production.This article briefly described factors of submarine pipeline corrosion and the main form,focus on introduce a variety of techniques of pipeline corrosion defect inspection and evaluation.关键词：海底管道；腐蚀；内检测技术；腐蚀评价0.引言作为海上油气运输的大动脉，海底管线发挥着越来越重要的作用。
含凹痕缺陷海底管道剩余强度评估推荐方法
- 35 -第12期(b) 扭结型凹痕图1 凹痕形状(a) 普通型凹痕含凹痕缺陷海底管道剩余强度评估推荐方法李丽玮，刘国恒，刘晓霞（中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028）[摘 要] 海底管道连接着海上油田开发的上游与下游，是海上油气田开发生产的极为重要的工程管道。
目前我国海底管道累计长度已超过5000km。
由于海洋环境的恶劣及其他不稳定因素，海底管道经常会发生多种故障，机械损伤往往是导致油气管道故障的主要因素。
管道投产运行中，均有可能遭遇锚击、拖网、落物、碰撞等作业损伤。
机械损伤作业造成管道比较典型的故障形式有裂纹、凹痕以及划痕。
本文通过对DNV-RP-F107、PDAM和API 579国际规范的对比分析和算例验证，提出了海底管道含凹痕缺陷剩余强度评估推荐方法。
[关键词] 海底管道；凹痕缺陷；剩余强度；评估方法作者简介：李丽玮（1986—），女，硕士研究生，主要从事海底管道及立管设计方面的研究工作。
海底油气管道是海洋油气运输的主要方式之一，为海洋油气田的生命线。
随着我国海洋油气开发工程高速发展，海底油气管道在役、在建的规模进一步扩大[1]。
据不完全统计，目前我国海底管道累计长度已超过了5000km 。
由于海洋环境的恶劣以及其他不稳定因素，海底管道经常会发生多种故障。
根据国内管道失效状况的调研统计，机械损伤往往是导致油气管道故障的主要因素。
管道投产运行中，有可能遭遇船舶锚击、渔船拖网、平台落物、船舶误操作碰撞以及挖沙等作业造成损伤[2]。
机械损伤作业造成管道典型的故障形式有裂纹、凹痕以及划痕。
这些缺陷的存在降低了海底管道的强度，对管道的安全运行产生隐患。
本文通过对国际规范的对比分析，推荐运行海底管道局部凹痕缺陷剩余强度评估推荐方法。
1 凹痕缺陷海底管道剩余强度评估规范对比研究国外早在20世纪80年代就已开始对管道机械损伤进行研究，先后提出了疲劳寿命模型，进行了一系列含有凹痕的管道全尺寸试验，用以研究凹痕对管道运行寿命的影响，并得知在循环压力的作用下，凹痕受压力，凹痕永久复原的程度也不相同[3]。
腐蚀海洋立管剩余强度预测
腐蚀海洋立管剩余强度预测俞树荣;王超【摘要】利用人工神经网络具有的高度非线性映射功能,对在役腐蚀海洋立管的剩余强度进行预测.综合分析了管径、壁厚、腐蚀缺陷长度、腐蚀缺陷深度和管材极限抗拉强度对腐蚀海洋立管剩余强度的影响,建立了反向传播(BP)神经网络预测模型.利用遗传算法(GA)优化BP神经网络的权值和阈值,构建了GA-BP神经网络预测模型.采用DNV-RP-F101标准计算出来的样本数据分别对以上两种网络模型进行训练和预测.预测结果表明:利用人工神经网络对腐蚀海洋立管剩余强度进行预测是可行的,且GA-BP神经网络能够有效地提高网络的收敛性和预测精度.【期刊名称】《化工机械》【年(卷),期】2014(041)005【总页数】6页(P552-556,622)【关键词】海洋立管;剩余强度;人工神经网络;遗传算法;GA-BP神经网络【作者】俞树荣;王超【作者单位】兰州理工大学石油化工学院;兰州理工大学石油化工学院【正文语种】中文【中图分类】TQ055.8+1海洋立管是海洋平台与海底井口间的主要连接件，是海洋油气资源运输中的薄弱环节，在内部输送介质和外部环境的共同作用下，极易发生腐蚀损伤。
海洋立管发生腐蚀后，其剩余强度和承载能力下降，检测和维修费用上升，维修和更换周期缩短，投资和运行费用增加，整个输送系统的正常运行将受到干扰[1]。
因此，必须对在役的海洋立管进行合理的剩余强度评估以保证其安全运行。
20世纪70年代以来，国际上逐步发展形成了具有安全可靠性和经济性的剩余强度评价方法，其中美国的ASME B31G[2]和API579[3]、英国的BS7910[4]、挪威的DNV-RP-F101[5]与加拿大的CAS-Z184-M86[6]相对具有代表性，但这些方法是各国在特定的试验环境中得到的，因此都有一定的使用条件和应用范围。
近年来，关于人工神经网络在腐蚀管道剩余强度评价方面的应用得到了广泛关注。
笔者将遗传算法与人工神经网络相结合，有效地解决了人工神经网络自身的局限性，从而能更加科学、有效地对在役腐蚀海洋立管的剩余强度进行预测。
腐蚀海底管道结构强度分析
腐蚀海底管道结构强度分析摘要：随着海底管道使用年限的增加，管道腐蚀可能性也大大增加。
本文以南海某海管为例，根据DNV-OS-F101（2010）和DNV-RP-F101（2010）规范对南海某海管进行均匀腐蚀下结构强度分析和局部腐蚀下剩余强度和剩余寿命评估，得出在当前运行条件及介质条件不变的情况下，未来2年该管道基本可以安全运行的结论。
并研究了缺陷尺寸对管道许用失效压力的影响，结果表明，管道腐蚀深度对管道许用失效压力影响最大，缺陷宽度对管道失效压力的影响非常小。
关键词：剩余强度；剩余寿命；腐蚀；缺陷；内检测Abstract：The possibility of pipeline corrosion greatly increases with the increasing of the service life of submarine pipelines. A submarine pipeline in Nanhai was taken as an example in this article. According to DNV OS-F101（2010）and DNV RP-F101（2010），the submarine pipeline is subjected to structural strength analysis under uniform corrosion and residual strength and residual life assessment under local corrosion. A conclusion that under the current operating conditions and media conditions unchanged，the pipeline can run safely in the next 2 years was obtained. The effect of defect size on the allowable failure pressure of the pipeline is studied. The results show that the corrosion depth of the pipeline has the greatest influence on the allowable failure pressure of the pipeline，and the influence of the width of the defect on the failure pressure of the pipeline is minimal.Keywords：residual strength，residual life，corrosion，defects，internal inspection引言随着海洋开发事业的发展，海上油气田开发拥有了广阔的市场前景。
腐蚀海底管道剩余强度评估
腐蚀海底管道剩余强度评估
刘伟;王辉;崔少敏;徐志辉;苑健康
【期刊名称】《中国造船》
【年(卷),期】2013(000)A01
【摘要】海底管道在运行期间会因腐蚀而导致强度降低。
为预测腐蚀管道的损伤程度，须对腐蚀管道的剩余强度进行评估。
详细阐述了DNV RPF101（2010）规范中腐蚀海底管道剩余强度的评估方法，并通过计算分析，对分项安全系数法和许用应力法的保守性进行了比较。
结果表明，腐蚀管道的设备检测精度不为0时，存在一个相对腐蚀深度（d／t）0，两种方法的评估结果相同。
当相对腐蚀深度大于（d/t）0，前者的评估结果较为保守，反之，后者的评估结果保守。
【总页数】9页(P81-89)
【作者】刘伟;王辉;崔少敏;徐志辉;苑健康
【作者单位】海洋石油工程股份有限公司,天津300451
【正文语种】中文
【中图分类】U178
【相关文献】
1.腐蚀海底管道剩余强度评估与应用
2.腐蚀海底管道剩余强度的可靠性模型及评估研究
3.含有单个腐蚀缺陷的海底管道剩余强度评估
4.海底管道腐蚀后剩余强度评估方法研究
5.腐蚀海底管道剩余强度评估与应用
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基于参考应力法的海底腐蚀管道剩余强度评价
基于参考应力法的海底腐蚀管道剩余强度评价黄坤;李沅桦;孔令圳【摘要】在役海底管道所处海洋环境恶劣,管道发生腐蚀后剩余强度降低.为了更加准确地计算管道的剩余强度,基于ANSYS非线性有限元模拟,采用参考应力法,研究了参考应力分别为(SMYS+ SMTS)/2,1.1SMYS,SMYS+69,0.8SMTS,0.9SMTS,SMTS的海底管道剩余强度,将结果与爆破实验数据作对比,提出了参考应力和流变应力取值的推荐算法.研究结果表明,在海底腐蚀管道剩余强度有限元分析中,对于X46,X60和X80管道,建议分别使用(SMYS+SMTS)/2,0.9SMTS和SMTS作为参考应力;推荐使用(SMYS+ SMTS)/2,SMYS+ 69和1.1SMYS三者中的最大值作为流变应力.%The in-service submarine pipeline is in the severe marine environment,so the residual strength of the pipeline decreases after corrosion.In order to calculate the residual strength of the pipeline more accurately,based on the ANSYS nonlinear finite element simulation,the residual strength of submarine pipeline with the reference stress as (SMYS + SMTS) / 2,1.1SMYS,SMYS + 69,0.8SMTS,0.9SMTS and SMTS respectively were studied by using the reference stress method.The results were compared with the data from blasting experiment,and the recommended algorithm for the valuing of reference stress and flow stress was put forward.The results showed that in the finite element analysis on the residual strength of submarine corrosion pipeline,the suggested reference stress for X46,X60 and X80 pipeline was (SMYS + SMTS)/2,0.9 SMTS and SMTS respectively.It was recommendedthat the maximum value of (SMYS + SMTS)/2,SMYS + 69 and 1.1 SMYS should be taken as the flow stress in the calculation.【期刊名称】《中国安全生产科学技术》【年(卷),期】2017(013)007【总页数】5页(P163-167)【关键词】海底管道;腐蚀;剩余强度;参考应力【作者】黄坤;李沅桦;孔令圳【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】X9370 引言海底管道环境载荷复杂，易受到腐蚀，腐蚀失效是海底管道失效的主要形式，所占比例高达35%[1-2]。
基于DNV-RP-F101规范的腐蚀海底管道强度评估研究
基于DNV-RP-F101规范的腐蚀海底管道强度评估研究王猛;赵冬岩【摘要】近年来海底管道由于腐蚀缺陷造成失效的事件有增多的趋势。
为了评估在管道发生腐蚀后失效的风险性,对DNV-RP-F101的腐蚀管道强度评估方法进行研究,通过算例对影响强度评估的关键因素进行了敏感性分析,并对DNV-RP-F101和DNV-OS-F101的关系进行了探讨。
结果表明,影响强度评估结果的三个主要因素中,缺陷检测数据误差对评估结果影响最大。
当满足一定条件时,屈强比对评估结果的影响可忽略。
【期刊名称】《海洋工程装备与技术》【年(卷),期】2017(004)005【总页数】5页(P276-280)【关键词】海底管道腐蚀缺陷强度评估【作者】王猛;赵冬岩【作者单位】海洋石油工程股份有限公司,天津300451;海洋石油工程股份有限公司,天津300451【正文语种】中文【中图分类】TE973随着国内海洋工程的发展，我国在役海底管道总长度已超过6000km。
但由于运营维护技术和管理上的原因，多数管道自从投产以来未进行任何清管、通球等基本的维护活动。
20%的海底管道无法进行内检，管道的腐蚀和强度现状对管道安全运行存在重大影响。
腐蚀导致管道壁厚减薄,使管道承压能力降低且引起应力集中。
当腐蚀缺陷的深度和数量达到一定程度时，为维护管道而进行的修复、停工将造成经济损失。
更为严重的是管道发生破裂，引发事故。
因此，国内对缺陷检测和评估的需求日益迫切。
对管道缺陷的检测和评估技术已经发展了40年，并形成了成熟的规范。
美国Battlle研究所根据断裂力学理论和爆裂试验结果提出了半理论半经验公式NG-18[1]；美国机械工程师协会(ASME)在此基础上建立了腐蚀管道评估规范ASMEB31G[2]；Kiefner等[3]在NG-18的基础上对其进行了修正，将短腐蚀近似为抛物线形腐蚀，而将长腐蚀近似为矩形腐蚀，称之为改进的B31G方法；Fu等[4]釆用非线性有限元模拟分析腐蚀管道承压状态，证明基于应力失效准则的非线性有限元分析方法能较为准确地预测腐蚀管道的极限内压；挪威船级社(DNV)对腐蚀海底管道进行一系列数值模拟和试验研究,并结合英国天然气公司的研究成果,形成了DNV-RP-F101腐蚀管道剩余强度评估推荐规范[5]。
海底管道内腐蚀分析
3. 金相显微镜
4. 硬度计
5.万能试验机
管道院主要技术业务
管道院概况
管道技术研发 Ø 高性能石油管材应用技术研发； Ø 深水管道用管材技术研发； Ø 深水管道和装备涂敷技术研发； Ø 管道检测与评价技术研究。
设备设施质量控制 Ø 海管、海缆及平台施工过程质量监督服务 Ø 设备设施及压力容器驻厂监造； Ø 海管海缆三维可视化信息平台建设及应用维护；
l酸化导致某海底管道加注的 缓蚀剂失效；
l对管道重新预膜； l旁路检测其内部存在沉积物
和垢，开始用泡沫和直板球 清管，并加入防垢剂； l出口的硫化氢含量和SRB上 升，进行杀菌剂控制。
2、案例分析
海底管道内腐蚀控制措施
结论：通过积极调整某海底管道内腐蚀控制手段，严重 的局部腐蚀还是可以控制的。
海底管道内腐蚀控制措施
公司资质
已有资质
管道院概况
Ø 国家质检总局设备监理甲级资质； Ø 检测实验室国家认可实验室（CNAS）资质； Ø 检测实验室国家法定计量认证（CMA）资质； Ø 中国机械工程学会失效分析分会网点单位资质。
规划资质
Ø设备监理单位国家甲级资质； Ø国家压力管道元件制造许可和型式试验授权检测机构。
公司资质
现场试验证明：粘泥和垢下腐蚀速率较水 体本身腐蚀速率大大增加，因此控制粘泥 和结垢问题是腐蚀控制的根本。
海底管道内腐蚀隐患分析---旁路
7、微生物分析
6.4
实验初始菌量
(a)
6
实验结束时的菌量
6.2
6.0
Log N
logN / cells mL-1
5.8 4
5.6
5.4
2 5.2
0 -0.2 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2
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腐蚀海底管道剩余强度分析的新方法
【摘要】本文以bz34-1油田管线修复项目为背景，针对管道内检测中出现的腐蚀问题，研究了腐蚀管道的剩余强度评价方法，并通过有限元分析进行了验证，获得了预期的结果，对腐蚀减薄管道维修方法的选择，避免次生事故的发生，以及运营生产有着重要的指导意义。
【关键词】腐蚀管道剩余强度有限元分析
1 概述
管道在油气行业中占有重要地位，腐蚀是威胁管道安全的一个重要因素，因为腐蚀产生的缺陷会使管道在荷载作用下，出现应力集中，从而降低管道的承载能力，常常导致穿孔、泄漏和开裂，给生产经营管理部门造成巨大的经济损失，给社会和生态环境带来十分严重的影响。
2011年10月使用漏磁检测方法对bz34-1至友谊号的原油管进行内检测，最终检测结果显示，管道存在12处腐蚀深度超过50%的缺陷，最大腐蚀深度达到了海管壁厚的85%，需要对管道剩余强度进行评估以确定修复或补强方案。
管线基础数据见表1。
由于管道的剩余强度和剩余寿命的评价对于确定需要修复的缺
陷点，对了解修复的紧急程度具有重要意义，所以本文参照dnv rp f101规范，对腐蚀较严重的3个点（如上表2）进行剩余强度评估，并通过有限元方法进行验证。
2 bz34-1管道的剩余强度评价
2.1 基于内检测结果的评价
dnv rp f101规范中介绍了两种腐蚀管线的剩余强度的评价方法，分项系数法和许用应力法，其中许用应力法较适用于陆地管道，且与分项系数法相比更为保守。
分项系数法，基于荷载和抗力系数设计方法，考虑了检测的精度和材料性质的不确定性影响，降低了分析结果的保守性。
但分项系数法对管道腐蚀缺陷尺寸的精度非常敏感，壁厚越薄，管道剩余强度下降越快，趋势如图1所图1 缺陷深度与剩余强度的关系曲线
考虑到本项目管道剩余壁厚较薄，分项系数法计算结果更接近于管道实际剩余强度，从而降低了计算结果的保守程度，有利于帮助决策海底管道的维修方式和确定管道修复的紧急程度，因此在针对内检测结果的评估中，优先选择使用了dnv rp f101规范中的分项系数法。
评价结果如表3所示。
2.2 缺陷管道剩余强度有限元分析
运用分项系数法进行管道剩余强度评估时，对腐蚀坑的尺寸确定往往进行简化，导致计算结果与实际值产生较大差距，使分析结果显得较为保守。
对于关键的多点腐蚀、环向腐蚀以及更为复杂情况下的腐蚀管道，经过分项系数法进行评估后，采用有限元的方法对分析结果二次验证在某些时候也十分必要。
在进行有限元分析之前，需要先明确管线的失效准则。
如果管道的设计强度为极限抗拉强度，则应该考虑管线的弹塑性。
本文采用了线性强化的弹塑性模型（图2），即假设管线达到屈服强度之后，会产生塑性变形并强化，塑性变形与应力仍呈线性关系。
考虑管线
的弹塑性，以及对切线模量的选取会对最终结果造成影响。
假定切线模量为弹性模量的1/10（2.06×1010pa），则管线应力在达到限抗拉强度（531mpa）之后失效。
下面以3#缺陷点为例，进行腐蚀减薄缺陷管道的剩余强度有限元分析。
3#修复点有两处缺陷，详细情况列于表：
依据表4数据，在ansys软件中建立上述两个缺陷模型，如图3所示，其外径219.1mm，壁厚 9.5 mm，长 1m，泊松比μ=0.3，
ee=2.06e11，et=2.06e10。
在管道模型内部施加环向均布载荷（相当于管道内压），经过后处理分析得出计算结果，如图4所示。
应力云图显示管道缺陷位置的最大应力处于腐蚀凹坑的最深处。
同时我们还可以发现，两个缺陷点产生的应力集中没有相互影响，且环向尺寸对管道的承压能力没有较大影响。
4 管道剩余强度评价结论
通过对腐蚀管线的剩余强度的研究与分析实践，总结如下：
规范提供的剩余强度的计算公式，通常结合了管线的内压爆破实验与有限元数值分析获得，具有计算简便、效率高的特点，但通常都会获得较为保守的结果。
经过有限元的验证，dnv rp f101规范提供的评价方法适用于海底管道，可以获得较好的评价结果。
必须注意计算公式的适用范围，如适用的荷载工况、缺陷的深度、分布及形状等。
要了解管线本身的设计准则，避免因为评价方法与设计准则的不同，造成安全系数和其他因素选取时产生的变化。
有限元法发展相对成熟，且相较原型实验更为经济、方便。
所以在评估管道剩余强度方面，也扮演了重要角色。
参考文献
[1] 天然气工业. 2011，8
[2] asme b31g-2009： manual for determining the remaining strength of corroded pipelines[s]. 2009.
[3] dnv rp f101： corroded pipelines[s].2010.
作者简介
奉虎（1980.8-）男，汉族，四川渠县人，本科，工程师，目前主要从事海底管线/电缆铺设、检测与维修，导管架安装与检测，rov与潜水作业技术支持工作。