API J55 套管腐蝕損傷剩余強度研究

田永強， 何石磊， 晁利寧， 李遠征， 郭克星 編譯

（1. 國家石油天然氣管材工程技術研究中心， 陜西 寶雞721008；2. 寶雞石油鋼管有限責任公司， 陜西 寶雞721008）

0 前 言

通常， 石油套管因為內、 外表面的腐蝕而損壞， 并受到各種載荷， 包括外部和內部壓力， 以及軸向載荷， 采取有效方法評估管道損傷剩余強度， 可大大節省費用。 目前已經制訂了幾種評估腐蝕管道剩余強度的規范和標準。 ASME B31G通過估算最大允許工作壓力， 來確定腐蝕損傷管道的剩余強度， 根據腐蝕損傷缺陷的長度來判斷管道的完整性， 但該標準被認為是一種過于保守的方法。 Kiefner 和Vieth 對ASME B31G 進行了修訂， 最重要的更改之一是依據缺陷的幾何形狀判斷管道的完整性。 此外， 挪威船級社 （DNV）發布了用于評估內部壓力以及內部壓力與縱向壓縮應力共同作用下腐蝕管道的完整性評價標準。

本研究以在石油鉆機中使用了70 000 h 的套管為研究對象， 討論了API J55 級HFW 套管腐蝕損傷后管道內的最大允許壓力評估標準。試驗方法是將管段制成壓力容器， 通過加工圓形孔來模擬腐蝕缺陷， 然后使容器承受靜水壓力， 以確定其塑性變形和損壞程度 （即孔的深度）。 利用計算最大允許壓力的表達式和有限元方法評估受損管道的結構完整性， 并對結果進行比較和討論。

1 試驗材料及方法

1.1 試驗材料

試驗材料為API J55 鋼級油套管， 其化學成分見表1。 將表1 數據帶入公式（1） 計算出等效碳當量Ceq=0.49%， 可以看出該材料易萌生冷裂紋。

表1 API J55 套管的化學成分 %

圖1 為API J55 套管的微觀組織形貌， 從圖1 可以看出， J55 套管母材、 熱影響區以及焊縫的顯微組織形貌均為珠光體+鐵素體細晶組織。

圖1 API J55 套管的顯微組織形貌

在試樣的軋制方向依次在母材、 焊縫、 熱影響區取3 個試樣， 按照API 5CT 標準進行拉伸試驗， 試驗溫度20 ℃。 拉伸試驗結果見表2。

表2 API J55 套管拉伸性能試驗結果

從表2 可看出， 其中一個試樣的屈服強度略小于API 5CT 標準要求， 可以忽略； 焊縫拉伸試驗結果與母材相似， 這是因為HFW 套管高頻焊接后進行了熱張力減徑處理， 細化了焊縫組織， 減小了焊縫與母材的差異； 同時進行全管體調制處理后， 進一步減小了焊縫與母材組織的差異。

1.2 試驗方法

取一段API J55 套管， 管徑139.7 mm， 壁厚6.98 mm， 兩端封閉， 使之成為一個壓力容器。 試驗前， 在試驗管道外表面加工不同深度的圓孔，用來模擬由于腐蝕造成的不同程度的損傷。 盡管在鉆井平臺的開采過程中， 管道受到高壓和化學侵蝕的雙重影響， 但在此期間， 材料性能并未被嚴重破壞。 制備的待試驗管段如圖2 所示。

圖2 進行壓力試驗的密封管段

API J55 套管試驗管段尺寸及加工孔的位置如圖3 所示， 管段外壁加工孔的尺寸見圖4 和表3。試驗時， 應變片（SG）和應變環（SR）安裝在每個孔的底部， 在靜水壓力增加期間， 測量垂直方向的應變， 即周向（環向）和縱向（軸向）。 測量點一共有13 個， 每個測量點對應的缺陷尺寸見表4。 從表4 可看出， 應變環位于測量點4-5、 6-7 和8-9，而其他的點使用應變片； 其中橫截面A-A、 B-B和D-D 有三個不同的損傷孔， 而C-C 只有一個損傷孔（Φ26 mm×1.75mm）。 SG 和SR 應變片均采取三路分布， 線路1： 1—13—（4-5）—10； 線路2：2—（6-7）—11； 線路3： 3—（8-9）—12。

圖3 管道外壁模擬缺陷的位置

圖4 管段外壁加工孔尺寸及位置示意圖

表3 模擬缺陷的損壞級別和尺寸

表4 測量點對應的損傷缺陷尺寸

2 結果與討論

表5 為在不同試驗壓力下測得的模擬缺陷處的塑性應變結果。 26 MPa 壓力時， 對損傷等級75% （SG1 和SG12， 0.195%）、 損傷等級50%（SG2 和SG10， 0.074%）、 損傷等級25% （SG3 和SG13， 0.034%） 的環向應變（兩個應變片測試結果的平均值） 進行了比較， 可以看出， 損傷等級75%底部的環向應變比損傷等級50%的大2.6 倍，比損傷等級25%的大5.8 倍。 可以看到， 環向應變與縱向應變間具有一致性， 直至屈服點， 即屈服應變為1 610 μm/m。 按照雙軸應力狀態的理論預測，εy/εx=4.25， 即Eεx=0.2 pR/t， Eεt=0.2 pR/t， 其中εx是縱向應變， εt環向應變。 需要注意的是， SG12和SG10 的應變值比SG1 和SG2 稍大， 約高25%。

表5 不同壓力下模擬缺陷應變測量結果

續 表

圖5 為75%、 50%和25%三種不同損傷程度的應力-應變曲線， 圖6 為三種不同損傷程度平均應力-應變曲線。 從圖5 可以看出， 不同損傷等級的套管應變差異較大， 這是由于損傷位置不同導致。

圖5 三種不同損傷程度的應力-應變曲線

圖6 三種不同損傷程度的平均應力-應變曲線

對于損傷等級為25%、 50%和75%來說， 它們預測管內所能承受的壓力分別為19.5 MPa、15.5 MPa、 10.5 MPa。 在屈服強度為380 MPa 下，對于損傷等級為25%、 50%和75%來說， 它們預測管內所能承受的壓力值分別為19.5 MPa、 15.5 MPa和10.5 MPa。 而從表5 的結果來看， 其對應試驗結果值分別為28.5 MPa、 19 MPa 和9.5 MPa，從而可以看出， 較大損傷等級的損傷效應不太明顯， 因為采用有限元模擬法模擬75%的損傷等級的壓力值較高 （10.5 MPa 和9.5 MPa）， 損傷等級25%以及50%的壓力較低 （19.5 MPa 和28.5 MPa， 15.5 MPa 和19 MPa）。 因此可以看出50%損傷等級的壓力值更接近較小損傷等級而不是較大的損傷等級。

3 有限元分析

采用三維彈塑性有限元法 （FEM） 對管道在外部荷載 （靜水壓力） 作用下的行為進行了數值分析。 25%、 50%和75%三種損傷程度的網格由20 個節點縮減的積分單元組成， 如圖7所示。 軟件ABAQUS 用于模型的建立、 處理和結果的后處理。 由于對稱性， 四分之一的管道被建模， 在模型邊界處定義了適當的對稱邊界條件。 根據試驗程序， 通過規定管道內的靜水壓力來確定荷載的大小。 考慮到管道兩端均加蓋的情況， 在有限元模型一端引入適當的軸向載荷。 考慮到應變是在每個缺陷的中心測量的， 在數值分析中， 這些值在離中心位置最近的單元中確定。 該點在圖7 中標出， 對于25%損傷的缺陷， 結果在最接近缺陷中間的積分點處確定。

圖7 25%、50%和75%三種損傷程度的缺陷有限元網格

管道的建模僅使用了基材的特性， 由于母材和焊接接頭的性能沒有顯著差異(小于3%)， 因此這種簡化是合理的。 圖8 顯示了損傷程度50%缺陷處的Von Mises 等效應力的分布 （壓力30 MPa）。

從圖8 可以看出， 測量點處的應力值為386.8 MPa， 略高于屈服強度380 MPa。 將該測量點處的應變值與同一點試驗值（SG10， 2.07%，對應的屈服平臺， 見表5） 進行比較， 可以看出該測量點處的試驗結果與數值模擬結果非常吻合。

圖8 損傷程度50%缺陷處Von Mises 等效應力分布

4 腐蝕管道的最大允許壓力

本研究分析API J55 套管腐蝕損傷時所能承載的最大允許壓力， 采用了文獻中的幾種已知的標準。 除ASME B31G 標準外， 還采用了修改后的ASME B31G 標準和Choi’s 等人的研究結果， 這三個表達式見表6。 管道尺寸和模擬缺陷如圖3 所示。 表6 中， a 和L 分別為缺陷深度和長度， M 為幾何校正系數， Cj（j=0，1，2） 為Choi’s 方程中的系數。 管道的幾何形狀如圖4 所示： t/T 代表管壁的厚度， De和Di分別代表管道的外徑和內徑即Di=De-2t， 而平均管道半徑R= （De+Di） /4。 原始表達式中使用的缺陷長度L 被缺陷直徑D 代替。 盡管與表6 中分析的缺陷相比其形狀不同， 但這仍然是合理和保守的估算， 因為實際缺陷的形狀是圓形的， 產生的應力集中比Choi’s 方程中假設的形狀低。

表6 用于計算最大允許壓力的表達式

根據ASME B31G 標準對缺陷的可接受性進行初步檢查， 驗收標準如圖9 所示。 圖9中， a 表示最大缺陷深度， t 為管壁厚度， L 為缺陷縱向長度（即缺陷直徑30 mm、 28 mm 和26 mm），R 為管道平均半徑。

圖9 缺陷驗收標準（ASME B31G）

根據該標準， 受損管道應該能夠承受相當于屈服強度的環向應力。 每個缺陷都可以用圖上的一個點來表示， 可接受的缺陷尺寸位于環向應力曲線的下方和左側。 很明顯， 深度為25%損傷的缺陷不影響管道的完整性， 深度75%損傷的缺陷處于管道的臨界狀態的承載壓力。 根據ASME B31G 標準， 深度50%損傷的缺陷處為可接受極限承載壓力， 這被認為是相當保守的。

5 材料失效的評估

不同參考應力（極限抗拉強度的80%、 85%和90%） 下的有限元分析結果以及通過表6 受損管道所能承受的最大允許壓力公式計算結果見表7。 對比有限元模擬結果認為， 缺陷處Von Mises 應力值達到允許最大參考應力值時， 滿足失效準則。

表7 最大允許壓力計算值與有限元分析結果對比

圖10 不同深度缺陷的最大允許壓力對比

另一方面， 從圖10 （b） 可以看出， 對于小深度的長缺陷， Choi’s 方程給出的結果認為， 管道內最大允許壓力隨著缺陷長度的增加而增加。 在這種情況下， 依據修訂的ASME B31G 標準可以提供更為保守的解決方案。 然而， 對于稍深的缺陷（超過管壁厚度的35%）， 管道最大允許壓力并不是隨缺陷長度的增加而增加。

6 結 論

（1） 根據ASME B31G 缺陷驗收規范， 如果缺陷深度小于管壁厚度的50%， 則不會影響外表面帶有缺陷管道的完整性。

（2） 對于深度較小的長缺陷， 與ASME B31G 標準 （包括修改后的ASME B31G 標準）相比， Choi’s 方程不那么保守， 但對于長而深的缺陷， Choi’s 標準更為保守。

（3） 有限元計算結果與試驗結果吻合較好，但是利用有限元法進行腐蝕損傷預測時很大程度上取決于參考應力。

（4） 除長而深的缺陷外， 有限元法計算結果介于ASME B31G 標準 （包括修改后的ASME B31G 標準） 和Choi’s 標準預測值之間， 但對于長而深的缺陷， 有限元法數值要保守得多。

譯自：SEDMAK A， Arsi M, ?arko evi ?， et al.Remaining strength of API J55 steel casing pipes damaged by corrosion [J]. International Journal of Pressure Vessels and Piping，2020 （188）：104230.