田永强， 何石磊， 晁利宁， 李远征， 郭克星 编译

（1. 国家石油天然气管材工程技术研究中心， 陕西 宝鸡721008；2. 宝鸡石油钢管有限责任公司， 陕西 宝鸡721008）

0 前 言

通常， 石油套管因为内、 外表面的腐蚀而损坏， 并受到各种载荷， 包括外部和内部压力， 以及轴向载荷， 采取有效方法评估管道损伤剩余强度， 可大大节省费用。 目前已经制订了几种评估腐蚀管道剩余强度的规范和标准。 ASME B31G通过估算最大允许工作压力， 来确定腐蚀损伤管道的剩余强度， 根据腐蚀损伤缺陷的长度来判断管道的完整性， 但该标准被认为是一种过于保守的方法。 Kiefner 和Vieth 对ASME B31G 进行了修订， 最重要的更改之一是依据缺陷的几何形状判断管道的完整性。 此外， 挪威船级社 （DNV）发布了用于评估内部压力以及内部压力与纵向压缩应力共同作用下腐蚀管道的完整性评价标准。

本研究以在石油钻机中使用了70 000 h 的套管为研究对象， 讨论了API J55 级HFW 套管腐蚀损伤后管道内的最大允许压力评估标准。试验方法是将管段制成压力容器， 通过加工圆形孔来模拟腐蚀缺陷， 然后使容器承受静水压力， 以确定其塑性变形和损坏程度 （即孔的深度）。 利用计算最大允许压力的表达式和有限元方法评估受损管道的结构完整性， 并对结果进行比较和讨论。

1 试验材料及方法

1.1 试验材料

试验材料为API J55 钢级油套管， 其化学成分见表1。 将表1 数据带入公式（1） 计算出等效碳当量Ceq=0.49%， 可以看出该材料易萌生冷裂纹。

表1 API J55 套管的化学成分 %

图1 为API J55 套管的微观组织形貌， 从图1 可以看出， J55 套管母材、 热影响区以及焊缝的显微组织形貌均为珠光体+铁素体细晶组织。……