深水海底用管管环压溃试验可行性分析
深水海底管道预调试流动保障分析
文 章 编 号 ：１０００７４６６（２０１９）０４００７３０５
深水海底管道预调试流动保障分析
王 东，刘培林，陈文峰，张淑艳，程寒生，张 欢
（海 洋 石 油 工 程 股 份 有 限 公 司 ，天 津 ３００４５１）
摘要：海底管道在投入使用之前均需进行预调试工作，以 确 保 海 底 管 道 达 到 投 产 要 求。 以 南 海 某 深水气田水下生产系统回接已有水下设施的海底管 道相 关预调 试 工 作 为 基 础，模 拟 分 析 了 预 调 试 过程中清管、测径、试压、排水和 干 燥 阶 段 需 要 注 意 的 流 动 安 全 保 障 问 题，确 保 预 调 试 作 业 顺 利 进 行。可为深水油气田开发中海底管道预调试流动保障设计提供参考。 关 键 词 ： 海 底 管 道 ；深 水 ；预 调 试 ；流 动 保 障 中图分类号：ＴＱ０５０；ＴＢ４２ 文献标志码：Ａ 犱狅犻：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００７４６６．２０１９．０４．０１４
预调试作业对其进 行 检 查，确 保 海 底 管 道 达 到 水 下 油气田投产要求。预调试作业能够清除管内铁锈等 杂 质，减 少 海 底 管 道 腐 蚀，提 高 海 底 管 道 使 用 寿 命 。 ［６］ 海底管道预 调 试 中 清 管、测 径 等 操 作 都 需 要 用到清管器，因此 清 管 器 的 运 行 情 况，以 及 压 力、温 度的变化成为流动保障分析的重点。国内外对清管 技 术 已 经 开 展 了 诸 多 研 究 ，包 括 管 道 清 管 器 的 类 型 、
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第４８卷 第４期 ＰＥＴＲＯＣＨＥＭＩＣＡＬＥＱＵＩＰＭＥＮＴ Ｊｕｌｙ２０１９
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犃犫狊狋狉犪犮狋：Ｂｅｆｏｒｅｓｕｂｓｅａｐｉｐｅｌｉｎｅｓ’ｓｉｔｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ，ｔｈｅｐｒｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｓｈｏｕｌｄｂｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ
深水海底管道铺设托管架模型试验研究
脱离 角度 以及 配重 质量 。 文 主要考 虑在 ２００ｍ水 深情 本 ０ 况下 ， 对 １ 针 ２ｉ ｎ管道铺 设 时静力 和 动力２种 试验 工况 。 静 力试 验将管 道安 装在 托管 架上 ， 加 配重荷 载并直 接测量 施 托管架 与管 道 的作 用力 ； 动力试 验施 加配重 荷 载并利 用作 动器驱 动振 动 台模 拟船体 运动 ， 测量 托管 架 与管道 的作 用
通 过 系统 地研 究托 管架 在铺 设过 程 的力 学行 为 ， 终 为托 管架 科学设 计 、 最 铺设 状态 分析及 铺设 监测 系统 的设
计 与应 用 提供 十分 有价 值 的信 息 。
１ 试 验 原 理
相 似 规律 是模 型试 验设 计 的关键 问题 ， 接关 系 到是 否能将 试验 中测得 的数据 返 回到原 型 当中 。 实物 直 半
对 海 底 悬链 线 进行 分 析 ［ 、 于 Ｎ ｗ ｏ ２ 基 引 ｅｔ ｎ法 的有 限差 分 法 求解 管 道铺 设微 分 方 程 Ｅ ， 以及 考 虑海 底 为 弹性 地 基 时 的有 限元 分 析 Ｅ ； 验方 面 ， 别 为水池 模 型实 验 ［ 与管 线铺设 的干式 实验 。 实 分 ６
Ｂ ｏ ｒ ｐ ｙ： Ｉ ａ—ｉ （ ３ ） ｍ ｌ ，ｅ ｉ ｎ ｉｅ ｒ ｉｇ ａ ｈ Ｙ ｉ ｎ １ ５ 一 ， ａｅ ｓｎｏ ｅ ｇ ｅ． Ｃ ｙ ｇ ９ ｒ ｎ
１４ ７
水
道
＝
港 口
第３ ３卷第 ２期
ＡＦ Ａ
式 中： Ｐ为原型 密度 ； ｐ 为模型 密度 ； Ａ为几何 比尺 ； 时 间 比尺 ； Ａ为 Ａ 为力 的 比尺 。 运动 台控 制 中 ， 在 需要 使用
伊 才颖 ， 王 琮 ， 冬 岩 赵
深水海底管道极限承载能力分析_党学博
Analysis on ultimate bearing capacity of deepwater submarine pipe
DANG Xue-bo1 , GONG Shun-feng1 , JIN Wei-liang1 , LI Zhi-gang2 , Z H AO Dong-y an2 , H E Ning2
求 , 主要原因是南海海域复杂的环境条件和油气藏 特性 , 以及我国海洋油气开发工程技术和装备能力 远远不能适应深海开发的需要 .
海底管道是深水油气田开发建设工程的重要组
成部分 , 对海上油气的开发 、生产和产品外输起着关 键性的作用 , 被称为海上油气田的“生命线” .在深水 铺设海底管道 , 不但需要深水铺管船 , 而且需要先进 的深水海底管道铺设技术 .深水海底管道的施工环 境与浅水区相比更为恶劣 , 管道不仅受到静水压力 的作用 , 同时受到轴向拉力和弯曲荷载的作用 , 管道 在铺设时的受力状态是整个施 工服役期最为 不利
道受到弯矩 、轴向拉力和外压组合作用时 , 轴向应力
和环向应力相互影响 , 共同决定了管道的极限承载 能力 .忽略径向应力和横截面内剪切应 力[ 11] , 管道
截面内某点的屈服准则可以简化为
σ2l -2ασl σh +σ2h =σ2y .
(1)
式中 :σl 为管道轴向应力 ;σh 为管道环向应力 ;σy 为
收稿日期 :2008-12-29 .
浙江大学学报(工学版)网址 :w w w .journals .z ju .edu .cn/ eng
基金项目 :国家“ 863” 高技术研究发展计划资助项目(2006A A 09A 105).
作者简介 :党学博(1982 —), 男, 河北邯郸人 , 博士生 , 主要从事海底管道方面的研究.E-mai l :dang xu ebo @yahoo .com .cn
海底双层保温管道系统最终压力测试接受标准的探讨
关键 词 ：海底 管 道 ：压力 测试 ；接 受标 准 ；探 讨 中图分类 号 ：Ｔ ９ ３６ 文献标 识码 ：Ａ 文 章编号 ：１ ０ — ２ ６ （０ ）０ — ０ ０ ０ Ｅ ７． ０ １２０ ２ １ １ ５ ０ １—４
０ 引 言
１ 海 底管道 的 最终压 力 测试接 受 标准 目前我 国的海 底管 道 系统 暂无 国家标 准／ 范 ， 规 行业 标 准也是 参 照挪威 船 级社 （ Ｎ Ｄ Ｖ）标 准进 行 编 制 的 。在实 际工 程验 收过 程 中 ，海 底管 道 的最终 压 力测 试 接受标 准 一般采 用 Ｄ Ｖ的接 受标 准 。 Ｎ
时 间有一 定影 响 。但是 由于施 工 准备耗 时填 补 了一
ｄ 一第 ｉ 内径／ 广＿ 层 ｍ。 因压 力测 试 用 水 一般 直 接 采用 平 台附 近海 水 ， 故 选择 相 同深度 的取水 口处海水 温 度为 管 内的起始 温 度 。整条 管 道 的 管外 温 度 一 般 直 接 取 海底 管 道路 由的海底 平均 温度 。
图 １ 海 底 双 层 保 温 管 道 截 面 示 意
由 于海 底 管 道 建 设 的 投 资 费 用 高 ，施 工 难 度 大 ，施 工 风 险 高 ，且 其 后 期 的 检 查 和 维 护 异 常 困 难 ，故 在施 工和 验收 时 的标准都 高 于陆地 管 道 。在 最 终压 力测试 验 收方 面 。海底 管道 的压 降接 受标 准 更 是 只 有 陆地 管 道 的 １ ｔ 。 然 而 ，因海 底 管 道 压 ／ 】 ５
Ｓ Ｓ Ｅ （ ０ ７版 ）第 ｌ Ｙ Ｔ ＭＳ ２ ０ Ｏ章 “ Ｆｎ ｌ ｅｔ ｇａ ｄ Ｏ． ｉａ Ｔ ｓ ｎ ｎ ｉ
Ｐ ｅ ａａｉ ｒ ｐ ｒｔ ｎ 中描 述 了海 底 管 道 最 终 ｒｐ ｒｔ ｎｆ ｅａｉ ” ｏ ｏＯ ｏ 压力 测试 的接 受方 法［ ３ １ 。
海底油气长输管道内腐蚀现状的评估分析
第53卷.第6期.2020年6月細海底油气长输管道内腐蚀现状的评估分析马璐\陈伟龙2(1.兰州交通大学化学与生物工程学院，甘肃兰州730070; 2.兰州兰石集团有限公司，甘肃兰州730314)[摘要]为给海管腐蚀防护提供科学依据，确保油气输送安全，通过失重挂片、电感探针、H2S和C02含量检测、细菌测试、超声波测厚、水质分析、扫描电子显微镋（SEM)以及X射线衍射（X R D)等技术手段对某海底油气长输管道内腐蚀现状进行评估，为海管腐蚀防护提供科学依据，确保油气输送安全。
结果表明：该海管内腐蚀控制整体良好；海管底部由于水相和沉积物的作用，其均勾腐蚀速率大于上部和中部；腐蚀类型以介质中细砂的冲刷腐蚀为主，同时可能存在H2S和硫酸盐还原菌（SRB)等带来的局部腐蚀。
另外，海管有结垢的趋势。
根据评估结果，给出了该海管腐蚀防护和完整性管理的建议。
[关键词]海管；内腐蚀；检测；评估[中图分类号]T E988 [文献标识码]A[文章编号]1001-1560(2020)06-0169-05Evaluation and Analysis of Corrosion Status for a Long-Distance Submarine Oil and Gas PipelineM A L u', C H E N Wei-long2(1. School of Chemical and Biological Engineering, Lanzhou Jiaotong University, Lanzhou 730070, China；2. Lanzhou LS Group Co., Ltd., Lanzhou 730314, China)Abstract：In order to provide scientific basis for corrosion protection of submarine pipeline and to ensure the safety of oil and gas transportation, the current status of corrosion in a submarine oil and gas long-distance pipeline was evaluated through technical means such as weightless hanging pieces, inductance probe, H2S and C02 content detection, bacterial test, ultrasonic thickness measurement, water quality analysis, scanning electron microscopy (S E M)and X- ray diffraction (X R D). Results showed that the internal corrosion control in this submarine pipeline was good. Due to the effects of water phase and sediments on the bottom of the submarine pipeline, the uniform corrosion rate was higher than those of the upper and middle parts. The corrosion type was mainly erosion corrosion of fine sand in the medium, and some localized corrosion was possibly caused by H2S and SRB. In addition, the submarine pipeline had the tendency of scaling. According to the evaluation results, the suggestions for corrosion protection and integrity management of the submarine pipeline were proposed.Key words：submarine pipeline； internal corrosion； detection； evaluation0前言海底管道作为油气田开发过程中油、气、水输送的重要载体，在苛刻的腐蚀环境中，其壁厚会因均勻腐蚀而减薄，或因局部腐蚀形成腐蚀洞、槽、坑等体积缺陷，一旦发生介质泄露，维修施工难度大，还会造成重大的财产损失和环境污染，因此必须加强海管腐蚀监测和防护⑴。
基于向量有限元的深水管道屈曲行为分析
文章编号：1000-4750(2021)04-0247-10基于向量有限元的深水管道屈曲行为分析李振眠1,2，余 杨1,2，余建星1,2，赵 宇1,2，张晓铭1,2，赵明仁1,2(1. 天津大学水利工程仿真与安全国家重点实验室，天津大学，天津 300350；2. 天津市港口与海洋工程重点实验室，天津大学，天津 300350)摘 要：局部屈曲破坏是深水管道运行的最大安全问题之一。
采用创新性的向量式有限元方法(VFIFE)分析深水管道结构屈曲行为，推导考虑材料非线性的VFIFE 空间壳单元计算公式，编制Fortran 计算程序和MATLAB 后处理程序，开展外压下深水管道压溃压力和屈曲传播压力计算、压溃和屈曲传播过程模拟。
开展全尺寸深水管道压溃试验，进行深水管道压溃压力和压溃形貌分析，对比验证了VFIFE 、试验、传统有限元方法(FEM)得到的结果。
结果表明：VFIFE 能够直接求解管道压溃压力和屈曲传播压力，模拟管道屈曲和屈曲传播行为，计算结果符合实际情况，与压溃试验、传统有限元方法符合较好，并具有不需特殊计算处理、全程行为跟踪等优势，可以为深水管道结构屈曲行为分析提供一套新的、通用的分析策略。
关键词：管道结构；屈曲行为；向量式有限元；空间壳单元；压力舱试验中图分类号：TU312+.1；P756.2 文献标志码：A doi: 10.6052/j.issn.1000-4750.2020.06.0357BUCKLING ANALYSIS OF DEEPWATER PIPELINES BY VECTOR FORMINTRINSIC FINITE ELEMENT METHODLI Zhen-mian 1,2, YU Yang 1,2, YU Jian-xing 1,2, ZHAO Yu 1,2, ZHANG Xiao-ming 1,2, ZHAO Ming-ren1,2(1. State Key Laboratory of Hydraulic Engineering Simulation and Safety, Tianjin University, Tianjin 300350, China;2. Tianjin Key Laboratory of Port and Ocean Engineering, Tianjin University, Tianjin 300350, China)Abstract: Local buckling damage is one of the biggest safety issues during the operation of deepwater pipelines.The innovative vector form intrinsic finite element method (VFIFE) is used to analyze the buckling behavior of deepwater pipelines. After deriving the calculation formula of VFIFE space shell elements considering the nonlinear elastoplastic material, we developed a Fortran calculation program and a MATLAB post-processing program to simulate the collapse and buckling propagation process. The collapse pressure and the buckling propagation pressure were calculated. A full-scale pressure chamber test was conducted to analyze the buckling load and buckling morphology. The VFIFE results were compared with those of the test, traditional finite element method (FEM) and DNV method. The VEIFE can directly simulate the pipeline collapse, the buckling propagation, the collapse pressure, and the buckling propagation pressure. The VFIFE results are in line with the actual situation and in good agreement with those of the other methods. The VFIFE has the advantages of not requiring special calculation processing and tracking of the entire behavior, thus providing a new and universal analytic strategy for buckling simulation of deepwater pipelines.Key words: pipeline structure; buckling behavior; vector form intrinsic finite element method; 3D shell element;pressure chamber test深水管道由于外部高静水压作用，其设计通常依据局部屈曲压溃的失稳极限状态[1]。
深水开发中的海底管道和海洋立管
宋儒鑫
（国际海洋工程师协会）
摘要
随着中国海洋石油天然气工业的发展，越来越多的油气资源在水深约500米的深水区被勘探和发现。不管用于处理的浮 式装置采用什么类型，海底管道和海洋立管始终是海洋基础结构中的关键部分。本文探讨了在中国海域具有重大应用潜力的 各种各样的管道和立管概念，重点论述了类型选择、工业标准、工程挑战、解决方案和海上安装。不同类型间进行了简单的 对比，给出几个例子展示了所提出的概念。最后得出结论，某些管道和立管方案在中国的深水开发中是非常有潜力的和可行 的。
/2002paper/47.htm
2004-3-22
文章编号
页码，6/17
1999), Zimmerman, et al (1992), Bai and Song (1998) and Sotberg, et al (1992, 1994)。 2. 海洋立管设计标准 尽管立管已经存在很多年了，它只是在近些年来随着深水技术的发展而产生了巨大的进步。早期立管 的主要结构是钢铁生产管线的简单延伸，通常在导管架腿柱上夹紧。早期的立管设计以独立的管道标准为 基础，只是采用不同的安全系数而已。 深水开发需要新方案和新技术来处理在浅水开发中遇不到的挑战。为了解决深水立管技术也需要一个 新型的工业立管设计标准。第一个立管设计标准是API RP 2RD，然后是DNV OS F201。这两个标准仍然是 海洋立管仅有的设计标准，如下： z API RP 2RD (1998): “Design of Risers for Floating Production Systems and Tension Leg Platforms”,
管中管和管道集束系统的应用带来了不同于传统单壁管道设计的附加设计特性。隔层的结构设计、内 部防水壁和绝热设计带来的工程挑战要求在变动的负荷体制下对结构特性进行全面和局部的了解。由于在 这样的系统中组件的数目与传统管道相比增加了，设计过程必须更加交互迭代，因为组件的相互作用可能 导致设计的改变。
渤海某海底管道凹陷评价
清洗世界 Cleaning World
文章编号：1671-8909 (2021 ) 5-0016-002
渤海某海底管道凹陷评价
第 37卷 第 5期 2021年 5月
王 平 、 樊 荣 兴 '， 高 晋 2，魏 晨 亮 3, 张 金 龙 3 ( 1 . 中 海 石 油 （中国）有限公司天津分公司辽东作业公司，天 津 300452 : 2 . 咸阳师范学院，陕 西 咸 阳 7 1 2099;
的管理建议。
关 键 词 ：海 底 管 道 ；凹 陷 ；有 限 元 ；剩 余 强 度
中 图 分 类 号 ：T B 5 6 6
文献标识码： A
〇 引言
海 底 管 道 是 输 送 海 洋 油 气 资 源 的 最 重 要 的 途 径 ，确 保管道本体安全至关重要。凹陷是海底管道几何缺陷的 主 要 形 式 之 一 ，主 要 由 于 管 道 受 到 外 力 而 产 生 的 永 久 性 塑性变形对管道安全运行造成严重的威胁。塑性变形过 大凹陷可以直接导致管道失效，此 外 ，凹陷会影响挂管 道 的 局 部 应 变 ，导 致 应 力 集 中 ，使 管 道 易 发 生 疲 劳 损 伤 等 ；另外，凹陷也会阻碍清管及内检测工作的开展危害 管道本体安全。因此，需要对含凹陷管道结构完整性进 行评估。 目前针对凹陷评价主要依据管道深度和凹陷上 金属损失缺陷情况进行简单分析，同时相关技术人员采 用有限元法对凹陷的承压能力和维护方法开展了研究。
勘 察 、M TM 检 测 、变形检测等数 据 采 集 结 果 ，充分考 虑 凹 陷 、悬 跨 、侧 向 位 移 的 叠 加 情 况 。
凹陷管段承受的有效轴向力计算遵循热膨胀及屈曲 分析标准及理论。管段有效轴向力考虑两部分构成，分 别为温度差导致的膨胀力和压力差导致的膨胀力。
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深水海底用管管环压溃试验可行性分析徐亮; 梁才萌; 吴绍泉; 欧广超【期刊名称】《《钢管》》【年(卷),期】2019(048)005【总页数】5页(P71-75)【关键词】管线管; 深水; 压溃试验; 管环; 椭圆度; 壁厚精度【作者】徐亮; 梁才萌; 吴绍泉; 欧广超【作者单位】帕博检测技术服务有限公司广东珠海519050【正文语种】中文【中图分类】TG115.5压溃屈曲及屈曲的传播是深水海底管线管在外压作用及自身缺陷下的特有现象，一旦发生屈曲及屈曲传播，不仅大大增加了管道修复所需的费用，同时也会对环境造成严重的影响［1-12］。
当前，油气输送管道在深海铺设和在役运营过程中的受力性能和屈曲失稳引起了广泛的关注。
在钢管实物试验方面，周承倜［13］等利用压力容器和千斤顶等装置进行了Φ529 mm×8 mm管道的屈曲试验，其主体是一个充水压力容器，管道与压力容器连接处采用“活动式橡胶”密封，试验段长2 m，承压能力不足1 MPa；天津大学自主研制了深水石油专用构件的全尺寸试验装置（深海压力舱），该装置总长11.5 m，承压能力43 MPa，利用该装置进行了规格为Φ325 mm×10 mm、Φ325 mm×6 mm、Φ406 mm×10 mm，管道长度为8 m的全尺寸管道压溃试验［14］；龚顺风［15］等采用密闭的压力缸进行了规格为Φ10.62 mm×0.5 mm、Φ11.12 mm×0.56 mm、Φ11.42 mm×0.51 mm，长度为200 mm 316不锈钢钢管的压溃试验，压力缸内径为80 mm、高度为300 mm，缸体可以承受50 MPa的内压；宝鸡石油钢管有限责任公司（简称宝鸡石油）设计制造的深海高压模拟试验舱主要用于水深3 500 m以内钢管的内、外部压力试验，舱内容积为Φ2 500 mm×5 000 mm，模拟深海压力0～35 MPa，利用该装置进行了Φ914 mm×36.5 mm×3.6 m规格X70钢级直缝埋弧焊管35 MPa的稳压试验［16］。
由此可见，由于压溃试验对试验装置的要求非常高，国内真正进行高强度、高韧性、大壁厚、小径壁比深海输送管线实物的压溃试验非常少，即使是宝鸡石油的实物试验也只是做到了保压35 MPa，而没有测得钢管的极限压溃压力值。
中东至印度深海管项目MEIDP（Middle East to India Deepwater Pipeline），要通过水深达3 500 m、长度近1 000 km的深海，管道将承受高达35 MPa的外部压力，管道的抗压溃性能是其中的一个关键检验项目。
为了对成品钢管的抗压溃性能进行检测，国内某钢管厂设计制造了管环压溃试验装置，在生产试制过程中采用长度为50 mm的管环压溃试验装置来检验钢管的抗压溃性能。
采用管环压溃试验而不是全尺寸钢管压溃试验的理由如下：①全尺寸钢管压溃对试验装置要求极高，具备能力的试验装置极少，试验安装及完成周期长，而且费用昂贵，一般一次试验要花费10万美金［17］，不适用于钢管生产过程中的检验；②管环压溃试验因其设备相对简单，操作方便，成本较低，在实际应用时可以选取较多的试验样本数，试验结果能够代表生产钢管的抗压溃性能；③在长距离深海管线的铺设和在役运行过程中，任何一根钢管的局部压溃都可能引发压溃屈曲的传播，导致整条输送管线的失效。
从理论上来说，最容易引起外压压溃的敏感性因素如椭圆度、壁厚在整个深海输送管线的每根钢管的每一段局部长度上都是同等概率存在的；因此，钢管上截取管环，并进行管环压溃试验也具有代表性。
1 试验原理试验装置的原理是通过上盖、下部基座、矩形密封圈与试验管环组成一个密闭的腔体，试验管环内部中空，外壁受压，模拟钢管处于内部中空而外部受压这种最危险的工况。
试验前通过注水口注入清水将腔体内部空气排空，然后由手动加压装置往腔体中继续注入清水，严格按照加压步骤逐步增大水压，同时利用应变仪、位移传感器与压力传感器记录试验管环内壁应变、位移及水压变化情况。
外部水压持续增加，导致试验管环屈曲压溃，压力大幅下降时，试验结束。
由于当试验管环因变形偏离矩形密封圈位置，密封圈无法再起到密封作用，因此试验过程中试验管环无法被完全压溃。
2 试验设备结构管环压溃试验装置仅针对Φ691 mm×40.5 mm规格的钢管，设计最高压力为90 MPa，对于其他规格的钢管可以依据相同的设计原理进行设计制造。
试验装置主体由上盖、下部基座两部件构成，注水口及排气口均设计布置在上盖部分，上盖和下部基座必须有足够的厚度来保证试验装置的刚度，上盖和下部基座在试验前通过高强螺栓紧固连接。
辅助装置有应变仪、位移传感器、压力传感器、手动加压装置等。
应使试验管环的内径空间与上盖中心孔外部空间相通，中心孔必须具有足够大的直径，使固定在试验管环内壁的应变片和与内壁接触的位移传感器能与外部计算机相连接。
试验时，要求矩形密封圈能使管环相对于固定的上盖和下部基座移动，同时仍保持试样管环上下表面的密封压力以形成密封腔。
试验管环不能与上盖和下部基座的金属部分接触，在试样安装后使用万用表进行导电测试，确保不接触。
管环压溃试验装置如图1所示。
图1 管环压溃试验装置示意3 试样制备管环试样样坯采用等离子切割机从Φ691 mm×40.5 mm规格、L485材质的JCOE直缝埋弧焊管上截取，加工成长度mm、上下表面粗糙度Ra为1.6 μm的样品，并去除焊缝余高，焊缝处与邻近母材平滑过渡。
管环试样经机加工，并测量尺寸后将其固定在下部基座的矩型密封圈上，随后沿试样周向以焊缝位置为零点每隔45°交替安装应变片和位移传感器。
位移传感器和应变片安装位置如图2所示。
图2 位移传感器和应变片安装位置示意4 试验流程管环压溃试验属于高压试验，因此试验的每一步骤都必须严格按照操作规程进行，试验加压测试过程中采取安装隔离防护罩的安全防护措施，保持足够的安全距离，与试验无关人员不得进入试验区域。
管环压溃试验流程如图3所示。
试样的测量除采用游标卡尺和壁厚千分尺外，还需要应用激光测量仪测量试验管环的椭圆度，每隔22.5°测量一处的壁厚和内径尺寸。
试样管环在安装完成后应检查与试验装置上盖、下部基座是否导电，如果导电，则必须重新检查密封圈及试样的安装情况，直至不导电才能进行试验。
试样的加压采用手动加压泵，在加压压力不大于理论压力的60%时，加压程序按理论压溃压力的6%，12%，18%，24%，30%，36%，42%，48%，54%，60%进行；压力在理论压力的60%～90%时，按3%的间隔进行加压；当压力达到理论压力的90%，加压间隔按1%进行，即加压速度要非常缓慢，直至试验管环被压溃。
在加压至理论压溃压力的60%时，必须将各位移传感器的平均位移与根据厚壁圆筒平面应变状态下的理论弹性位移进行对比（此规格钢管径厚比D/t为17.1），在两者基本一致的情况下才能证明试验有效（因为试验管环与密封圈之间存在摩擦力，无法完全一致）。
厚壁圆筒平面应变状态下管环内壁的理论弹性位移u为：图3 管环压溃试验流程式中P——外压，MPa；E——杨氏弹性模量，MPa；b——圆筒外径，mm；a——圆筒内径，mm。
5 理论压溃极限值对于钢管在承受外部压力时的抗压溃极限值，国内外学者对此进行了广泛研究，并有多个国际标准给出了设计计算公式，认为DNV-OS-F101《海底管线系统规范》是最适用于深海应用的标准［18］。
在试验过程中采用DNV-OS-F101—2012中的公式计算理论压溃极限值（公式2～7）。
理论压溃极限值是材料规定总压缩强度、初始椭圆度及壁厚的函数。
规定总压缩强度通过横向压缩试样测定。
式中Pc，Pel，Pp——理论、弹性、塑性压溃压力，MPa；fo——椭圆度，mm；Do——实测钢管外径平均值，mm；tnom——名义壁厚，mm；tfab——制造壁厚公差，mm；ν——泊松比；Fy——屈服强度，MPa，等于规定总压缩屈服强度RTCt0.5；αfab——制造因子，为1.0；Dmax，Dmin，De——最大、最小、实测钢管外径，mm；tmin——管环样品实测最小壁厚，mm。
根据实测试样尺寸，利用公式（6）～（7）［4］及每件管环试样E、RTCt0.5等材料性能数值计算出理论压溃极限值。
6 试验结果对管环试样进行尺寸测量，压缩屈服强度测试，然后计算出理论压溃极限值，再按照试验程序进行管环压溃试验，试验前后的管环压溃试样情况如图4所示，典型的平均位移-理论位移曲线和位移-压力曲线及应变-压力曲线如图5～6所示。
图4 管环压溃试样情况图5 典型的弹性阶段理论位移与实际位移比较曲线图6 典型的位移-压力与应变-压力曲线国内某钢管厂为MEIDP项目生产试制了Φ691 mm×40.5mm规格L485材质的JCOE直缝埋弧焊管，在生产试制过程，进行了该钢管的管环压溃试验，部分试验结果见表1。
从统计数据中可以看出，管环压溃试样的压溃压力值均高于3 500 m 海水水压35 MPa及DNV-OS-F101—2012标准公式计算的理论压溃极限值。
以上试验结果中，最高压溃极限值为71.0 MPa，最低为60.6 MPa。
从整体上来说，试验结果证实了管道的椭圆度和壁厚制造精度是两个显著影响管道抗压溃性能的敏感性因素。
7 结语（1）MEIDP项目3 500 m深水用管线管采用管环压溃试验方法进行钢管抗压溃性能的检验是适宜的，设备相对简单、操作简便、费用较低、数据准确可靠，可达到持续重复的抗压溃极限试验结果。
表1 典型压溃试验结果注：椭圆度数据为激光测量臂实测数据。
序号椭圆度/mm 实测最小壁厚/mm 40.50 50.1 64.4压力/MPa计算值试验值10.006 9 2 0.004 9 40.21 51.2 65.3 3 0.005 3 40.51 58.3 71.0 4 0.007 9 40.18 55.1 61.8 50.006 2 40.18 56.8 67.7 6 0.005 4 40.01 57.2 63.9 7 0.003 9 40.23 59.4 65.3 8 0.006 3 40.20 56.7 60.7 9 0.006 2 40.30 57.1 67.7 10 0.007 1 40.35 56.1 68.2 11 0.005 9 40.40 57.5 69.8 12 0.005 6 39.99 57.0 60.6 13 0.006 0 40.39 57.4 65.5 14 0.005 5 40.48 58.1 69.0 15 0.007 6 40.05 51.6 61.7 16 0.005 440.41 53.9 66.2 17 0.004 0 40.51 55.4 69.7 18 0.005 4 40.53 54.0 67.2 190.005 2 40.57 54.3 69.9 20 0.004 5 40.51 54.9 64.4 21 0.005 2 40.40 54.0 66.9 22 0.006 8 40.50 52.7 70.7 23 0.005 3 39.99 53.2 66.1 24 0.004 3 40.45 57.4 64.1 25 0.004 8 40.36 56.7 65.6 26 0.005 7 40.61 54.3 68.0 27 0.007 5 40.74 52.8 65.0 28 0.006 4 40.60 52.6 66.7 29 0.004 3 40.60 54.5 62.8 300.003 5 40.65 61.7 70.5 310.006 440.49 54.5 64.2（2）钢管的椭圆度和壁厚制造精度是影响钢管抗压溃性能的敏感性因素；试验结果远超35 MPa的海水压力值，表明了具有高强度、大壁厚、小径壁比（D/t）和较小椭圆度等特性的管线管是提高深水管道抗压溃性能的重要保证。