Tubo de Linha API 5L X80 — Especificações e Guia de Ultra-Alta Resistência

X80 não é uma atualização rotineira do X70. Quando clientes nos pedem cotação de X80 LSAW, a primeira pergunta que fazemos é se o projeto possui uma qualificação de procedimento de soldagem estabelecida para X80 e se o plano de controle de fratura foi concluído. Essas não são perguntas burocráticas — são as duas condições sem as quais um gasoduto X80 não pode ser construído nem operado com segurança. A vantagem de 14% no escoamento do grau sobre o X70 é real, a economia de parede é significativa em escala, e a economia funciona nos projetos certos. Mas a justificativa de engenharia para X80 exige que essas economias de parede sejam quantificadas, que a capacidade de soldagem seja confirmada e que os requisitos de controle de fratura estejam incorporados na especificação de compra — tudo antes de o pedido ser realizado.

ZC Steel Pipe fornece tubo de linha API 5L X80 PSL2 LSAW para grandes projetos de transmissão de gás na África, América do Sul e Sudeste Asiático. Este artigo cobre as propriedades mecânicas do X80, a distinção química entre as condições de fornecimento Q e M, um cálculo trabalhado de espessura de parede comparando X80 e X70, os requisitos de controle de fratura, as exigências de soldagem, quando não usar o grau e orientação para ordem de compra.

O Que É API 5L X80?

API 5L X80 é definido na API Specification 5L, 46ª Edição / ISO 3183 como um grau de tubo de linha com 555 MPa (80 500 psi) de limite de escoamento mínimo. A designação dupla é L555 / X80 — L555 é a notação métrica ISO, X80 é a notação USC tradicional; ambas se referem a requisitos idênticos. X80 é um grau exclusivo PSL2 sem aplicação comercial prática em PSL1 — o grau existe para atender à transmissão de gás de alta pressão e grande diâmetro onde a justificativa de engenharia para redução máxima de parede foi estabelecida e a infraestrutura do projeto para apoiar a construção em X80 está em vigor.

O grau situa-se acima do X70 na escala de graus API 5L e abaixo do X100 e X120, que permanecem graus experimentais com fornecimento comercial insignificante. X80 é produzido principalmente por LSAW usando chapa de aço baixa liga de alta resistência fabricada sob laminação termomecânica e resfriamento acelerado. A principal aplicação são gasodutos-tronco de transmissão de gás onshore de 32 a 56 polegadas de diâmetro operando em pressões máximas de operação permitidas acima do que X70 pode conter em espessuras de parede comercialmente viáveis.

X80 não é um grau intermediário que preenche uma lacuna — é um grau especialista para projetos especialistas. Compreender o que ele exige em termos de engenharia e construção é essencial antes de aparecer em uma especificação de projeto.

Propriedades Mecânicas — Apenas PSL2

Todos os valores da API Specification 5L, 46ª Edição, para o grau PSL2 L555 / X80. X80 PSL1 não existe.

A faixa de escoamento — 555 a 705 MPa — é uma janela de 150 MPa que a fábrica deve atingir enquanto mantém simultaneamente tenacidade adequada e os limites de carbono equivalente que regem a soldabilidade em campo. Fábricas que produzem rotineiramente X70 não são automaticamente capazes de produzir X80 dentro dessa janela: o balanço de microliga e o programa de laminação termomecânica necessários para X80 são mais exigentes, e nem toda instalação de chapa ou LSAW possui uma rota de produção validada. Uma consulta sem confirmação de qualificação da fábrica não é um pedido X80 confiável.

O limite de razão Y/T de 0,93 aplica a todos os tubos X80 de grande diâmetro (D > 323,9 mm), o que cobre virtualmente todas as aplicações práticas de X80. Muitas especificações de projeto ajustam isso para 0,90 em aplicações de projeto por deformação — tema abordado na seção de controle de fratura abaixo. Fábricas que produzem X80 para transmissão de alta pressão confirmam que manter Y/T abaixo de 0,93 enquanto se atinge escoamento próximo ao teto de 705 MPa é uma restrição metalúrgica real; solicite histogramas de escoamento quando o projeto depender da faixa superior de escoamento.

Para as tabelas completas de graus PSL1 e PSL2, consulte as tabelas de especificação API 5L → e a tabela de programas de tubos ASME B36.10M →

Para calcular a pressão de projeto ou a espessura mínima de parede para seu duto, utilize a Calculadora de Projeto de Duto →

Composição Química — X80Q vs X80M

O API 5L X80 PSL2 é produzido em duas condições de fornecimento: Q (temperado e revenido) e M (laminação controlada termomecanicamente). Os limites de composição química diferem entre as duas, e a diferença importa para o comportamento de soldagem em campo.

O teto de carbono conta a parte mais importante da história: X80M com máximo de 0,12% de carbono é uma rota metalúrgica fundamentalmente diferente para atingir 80 ksi de escoamento do que X80Q com 0,18%. X80M atinge seu objetivo de resistência através de uma combinação de laminação termomecânica de chapa, resfriamento acelerado controlado e adições de microliga — sem o ciclo de endurecimento por têmpera que X80Q requer. O resultado é menor dureza de martensita na ZAC da solda em campo sob resfriamento rápido, o que reduz o risco de trinca a frio por hidrogênio e permite requisitos de pré-aquecimento menos conservadores na maioria das condições ambientais.

O máximo de manganês para X80Q é 1,90% — o mais alto na escala comum de graus de tubo de linha. Isso reflete a dependência do X80Q do manganês para temperabilidade no ciclo de têmpera. O máximo de 1,85% de manganês para X80M é ligeiramente inferior, mas ainda significativamente mais alto do que os limites de manganês para X65 e X70. Ambas as condições compartilham o limite combinado de 0,15% para Nb + V + Ti.

Cálculo de Espessura de Parede e Comparação com X70

A fórmula de espessura mínima de parede do ASME B31.8 é:

t = P × D / (2 × SMYS × F × E × T)

Onde P é a MAOP, D é o diâmetro externo, SMYS é o limite de escoamento mínimo especificado, F é o fator de projeto, E é o fator de costura e T é o fator de correção por temperatura.

Exemplo: X80 PSL2 LSAW de 36 polegadas a 12 MPa de MAOP, Classe 1 onshore

• D = 914,4 mm
• P = 12 MPa
• SMYS = 555 MPa (X80, de dados de especificação verificados)
• F = 0,72 (localização Classe 1, ASME B31.8)
• E = 1,0 (LSAW com 100% de END por API 5L PSL2)
• T = 1,0 (temperatura ≤ 120°C)

Parede requerida X80: t = 12 × 914,4 / (2 × 555 × 0,72 × 1,0 × 1,0) = 10 972,8 / 799,2 = 13,7 mm mínimo requerido

Selecione parede nominal de 14,3 mm — típica para LSAW X80 de 36 polegadas em gasodutos-tronco de alta pressão.

O mesmo gasoduto em X70 (SMYS = 485 MPa): t = 12 × 914,4 / (2 × 485 × 0,72 × 1,0 × 1,0) = 10 972,8 / 698,4 = 15,7 mm mínimo requerido

Selecione parede nominal de 16,0 mm para X70.

Economia de parede: (15,7 − 13,7) / 15,7 = 12,7% de redução na espessura mínima de parede de X70 para X80.

Com 36 polegadas de diâmetro, 14,3 mm versus 16,0 mm de parede nominal representa uma diferença de peso de aproximadamente 48 kg por metro de tubo. Em um gasoduto de transmissão de 1 000 km, isso representa aproximadamente 48 000 toneladas de aço — uma cifra que, a USD 800–1 000 por tonelada ex-fábrica, representa USD 38–48 milhões apenas em custo de aço, sem considerar as reduções em frete, revestimento, soldagem e custos de instalação derivados da parede mais leve.

A economia escala de forma convincente. Mas esse cálculo é a parte fácil. As perguntas mais difíceis — o contratista de construção qualificou um procedimento de soldagem para X80? O plano de controle de fratura foi concluído? Uma fábrica com experiência atual em produção LSAW X80 foi identificada? — determinam se o grau pode realmente ser adquirido, soldado e operado com segurança. Se essas perguntas não foram respondidas, a economia de parede do cálculo acima é teórica.

Controle de Fratura — O Requisito Crítico do X80

Fratura dúctil em propagação é o principal risco de segurança específico de gasodutos de gás X80 de alta pressão. O mecanismo: quando uma fratura se inicia em uma linha de gás de alta pressão — por impacto de terceiros, defeito de corrosão ou falha induzida pela construção — a frente de fratura pode se propagar mais rápido do que a onda de descompressão que viaja à sua frente. Em uma linha de gás X80 de alta pressão operando a 10–14 MPa com grande diâmetro, isso resulta em propagação de fratura a longa distância — potencialmente centenas de metros — antes que a fratura se autodetenha ou encontre um arrestador mecânico.

O problema de parada de fratura é mais agudo para X80 do que para X65 ou X70 porque dois fatores pioram simultaneamente à medida que o grau aumenta: a pressão de operação aumenta (a razão pela qual X80 é especificado), e a energia Charpy de patamar superior necessária para parada de fratura baseada em tenacidade aumenta mais rápido do que a tenacidade natural do grau melhora. O resultado é que são necessários requisitos de energia Charpy V muito altos — frequentemente 100–150 J ou mais no patamar superior — para parada baseada em tenacidade em X80 de grande diâmetro na pressão de projeto. Os mínimos obrigatórios de Charpy do API 5L PSL2 não são suficientes para parada de fratura em propagação. Cada gasoduto de gás X80 de alta pressão requer um plano de controle de fratura específico do projeto que calcule a tenacidade necessária a partir da pressão de operação real, diâmetro do tubo e espessura de parede.

O plano de controle de fratura deve especificar uma de duas estratégias de parada:

Parada baseada em tenacidade — demonstrando por cálculo (usando o método de duas curvas de Battelle ou equivalente validado) que a energia Charpy de patamar superior do tubo excede a tenacidade de parada. Isso requer resultados de ensaio Charpy fornecidos pela fábrica em corridas representativas ao longo da espessura de parede, tipicamente em múltiplas temperaturas de ensaio. O requisito de tenacidade de parada deve aparecer explicitamente no pedido de compra como requisito complementar, não apenas como "PSL2."

Arrestadores mecânicos de fratura — se a parada baseada em tenacidade não puder ser demonstrada, arrestadores mecânicos de fratura (seções de anel de parede mais pesada, arrestadores de manga composta ou arrestadores de anel de colar de aço) são instalados em intervalos calculados. O projeto do arrestador deve ser parte da engenharia do gasoduto desde a fase de projeto mais inicial; não é prático adicionar um programa de arrestadores depois que o tubo foi pedido e entregue.

Para aplicações de projeto por deformação — gasodutos em zonas sismicamente ativas, regiões de permafrost ou áreas de instabilidade de encosta — os requisitos de controle de fratura se somam aos requisitos de capacidade de deformação. As especificações X80 de projeto por deformação tipicamente impõem uma razão Y/T máxima de 0,90 (mais restrita que o padrão de 0,93), requisitos mínimos de alongamento uniforme e ensaios adicionais de Charpy e CTOD para confirmar que o tubo mantém tenacidade à fratura adequada no nível de deformação imposto. Esses requisitos devem ser acordados com a fábrica antes do início da laminação.

Especificar X80 sem um plano de controle de fratura concluído incorporado no pedido de compra não é uma decisão conservadora — é uma omissão de engenharia que surgirá durante a execução do projeto ou, no pior caso, durante a operação do gasoduto.

Requisitos de Soldagem para X80

A produção de soldas circunferenciais em X80 requer um nível de controle de procedimento que vai além do que a maioria dos contratistas de construção de gasodutos qualificou rotineiramente, mesmo aqueles com histórico estabelecido em X70.

Controle de aporte de calor — As janelas de aporte de calor do WPS para X80 são mais restritas do que para X70. Sistemas de soldagem automatizados com controle de aporte de calor em malha fechada são o padrão da indústria para soldagem de produção X80. SMAW manual não consegue manter o aporte de calor dentro da janela requerida de forma consistente durante um turno de oito horas em tubo de grande diâmetro — a variação é grande demais, e as consequências de exceder o limite superior de aporte de calor (perda de tenacidade da ZAC por crescimento de grão) ou cair abaixo do limite inferior (risco de trinca a frio por hidrogênio por redução da dissipação de calor) são ambas mais graves nos níveis de escoamento do X80 do que em graus inferiores.

Classificação de consumíveis — Consumíveis de classificação H2 (por AWS A4.3 ou equivalente) são obrigatórios. Consumíveis H4 que são aceitáveis para X70 em muitas condições não são suficientes para X80 na maioria das especificações de projeto. Consumíveis H2 requerem procedimentos de manuseio e cura diferentes do H4, e algumas organizações de construção em campo não possuem a infraestrutura de gerenciamento de consumíveis necessária.

Pré-aquecimento — Pré-aquecimento obrigatório é requerido para X80 na maioria das temperaturas ambientais encontradas na construção em campo. Ao contrário do X70M, onde o pré-aquecimento abaixo de 5–10°C é o gatilho típico, os procedimentos para X80 comumente requerem pré-aquecimento em temperaturas ambientais acima de 10°C. O menor teor de carbono do X80M (0,12%) oferece algum benefício sobre o X80Q para resistência a trinca a frio por hidrogênio na ZAC, mas o maior teor global de microliga significa que os requisitos de pré-aquecimento permanecem exigentes.

Controle de temperatura entre passes — A temperatura máxima entre passes (tipicamente 200–250°C para X80) deve ser mantida ao longo de cada junta. Exceder o limite causa amolecimento da ZAC e degradação de tenacidade que aparecerão nos ensaios de aceitação Charpy do projeto.

Cronograma de qualificação de procedimento — A qualificação do WPS X80 requer uma junta de ensaio soldada conforme o procedimento proposto, seguida de ensaios destrutivos: tração, dobramento, Charpy na temperatura de ensaio especificada, macro e dureza. Para X80, algumas especificações de projeto também requerem ensaio CTOD na junta de qualificação. O processo completo de qualificação leva de 6 a 10 semanas da mobilização aos resultados dos ensaios — mais longo que a qualificação X70 e significativamente mais longo que X65. Um contratista de construção que não possua um WPS X80 vigente não pode iniciar a soldagem de produção no primeiro dia do projeto, e esse prazo deve ser incorporado ao programa.

O modo de falha por inadequado cumprimento do procedimento de soldagem X80 é a trinca induzida por hidrogênio a frio (HICC) na ZAC — frequentemente chamada de trinca por hidrogênio ou trinca a frio. O mecanismo: hidrogênio atômico difunde para o aço de alta resistência da ZAC durante e após a soldagem, acumula-se em concentrações de tensão microestrutural e inicia trincas em intervalos retardados após o resfriamento da solda. HICC na ZAC do X80 é mais difícil de detectar do que trincas superficiais porque tipicamente se inicia na subsuperfície, requer TOFD ou UT de phased-array para detecção confiável, e pode não aparecer até horas ou dias após a soldagem. Uma solda circunferencial que parece visualmente aceitável imediatamente após a conclusão pode conter trincas por hidrogênio em desenvolvimento — razão pela qual o cronograma de inspeção pós-soldagem em X80 é controlado pela especificação, não deixado à discrição do contratista.

Quando NÃO Usar X80

Quando X70 atende ao requisito de pressão de projeto. Realize o cálculo de espessura de parede antes de especificar X80. Se X70 fornecer uma espessura de parede que é estrutural e economicamente aceitável para o projeto, a carga adicional de qualificação de soldagem, a complexidade do controle de fratura e o risco na cadeia de fornecimento do X80 não justificam a economia de parede. X80 raramente é a resposta certa para projetos abaixo de 500 km onde a economia de tonelagem agregada não gera economia de projeto significativa.

Quando o contratista de soldagem não qualificou procedimentos X80. Especificar X80 sem confirmar o status do WPS do contratista de construção é um risco programático. Não há alternativa — a qualificação de procedimento para X80 leva de 6 a 10 semanas do zero, e uma substituição de grau para X70 após a colocação do contrato requer um desvio de engenharia formal. Confirme o status do WPS antes que o grau apareça na especificação técnica.

Quando o plano de controle de fratura não foi concluído. Um pedido de compra X80 sem requisitos de tenacidade de parada Charpy específicos do projeto está incompleto. Os mínimos padrão de Charpy PSL2 não cobrem parada de fratura em propagação. O plano de controle de fratura deve ser feito primeiro; a especificação de compra deriva dele.

Em serviço ácido ou em ambientes com H₂S. O limite de escoamento mínimo de 555 MPa do X80 está bem acima do limiar de trincamento por corrosão sob tensão (SSC) referenciado na NACE MR0175 / ISO 15156. X80 não é um grau qualificado para serviço em H₂S úmido. Mesmo onde a pressão parcial de H₂S é baixa, a microestrutura do X80 — alto teor de microliga, alto manganês — aumenta a susceptibilidade ao HIC em comparação com X65. Não use X80 em nenhum segmento de duto onde a exposição a H₂S seja uma condição de projeto.

Quando o projeto é offshore, subsea ou em águas profundas. X80 possui histórico de qualificação mínimo em aplicações de dutos offshore. A instalação por bobina (reel-lay), lançamento em S e lançamento em J impõem deformação plástica ao tubo que reduz a margem de segurança para a capacidade de deformação já restrita do X80. As especificações offshore utilizam X65 PSL2 por boas razões — o histórico de qualificação é extenso e o comportamento do material sob cargas de instalação offshore é bem compreendido.

Quando o comprimento do projeto é inferior a aproximadamente 500 km. Os custos fixos do X80 — qualificação de procedimento, qualificação de fábrica, plano de controle de fratura, ensaios CTOD, inspeção especializada — são recuperados em gasodutos-tronco de grande escala e longa distância onde a economia de tonelagem de aço é medida em milhares de toneladas. Em projetos menores, a economia de parede não gera redução suficiente de custo de material para compensar os custos adicionais de qualificação e aquisição.

X80 vs X70 vs X65 — Seleção de Grau

A tabela comparativa mostra por que X70 ocupa uma fatia de mercado muito maior em tubos de linha de alta resistência do que X80. X70 oferece economia de parede significativa sobre X65 sem os requisitos de soldagem especializada nem a complexidade de controle de fratura do X80, e é produzido em uma gama significativamente mais ampla de fábricas. X80 se justifica quando a pressão de projeto — não apenas a otimização de custos — genuinamente o exige.

Para um gasoduto de transmissão de gás onshore de 36 polegadas a 12 MPa de MAOP, o cálculo acima mostra que X80 economiza 12,7% de parede versus X70. Essa é uma economia real e substancial. É também a razão pela qual X80 existe. Mas um projeto que não consiga soldar X80 com segurança em campo, ou que opere em alta pressão sem um plano de parada de fratura, possui um gasoduto mais perigoso do que um com parede X70 mais espessa — não um melhor.

Tamanhos Padrão — Foco em LSAW Grande Diâmetro

X80 é produzido comercialmente quase inteiramente como tubo LSAW de grande diâmetro. X80 sem costura existe em disponibilidade limitada de fábricas especializadas, principalmente para aplicações de pequeno diâmetro e alta pressão.

A faixa de 32 a 48 polegadas com paredes de 14–22 mm é onde a maioria dos pedidos LSAW X80 de transmissão se enquadra. ZC Steel Pipe fornece X80 PSL2 nessa faixa em condição de fornecimento M para grandes projetos de transmissão onshore.

Nem toda fábrica LSAW que produz X70 está qualificada para X80. O fornecimento de chapa X80 requer fábricas com programas de laminação TMCP validados que consigam atingir a janela de escoamento de 555–705 MPa com tenacidade adequada — um alvo mais estreito que X70. Confirme a qualificação X80 da fábrica antes de o grau ser incluído em um documento de FEED do projeto.

Para tabelas dimensionais e peso por metro, consulte a tabela de programas de tubos ASME B36.10M →

Orientação para Pedido de Compra

A Armadilha de Aquisição

O erro de especificação X80 mais comum que vemos é escrever "X80 PSL2" no pedido de compra sem especificar a condição de fornecimento nem o requisito de energia Charpy do projeto.

O que se escreve: API 5L X80 PSL2 LSAW, 36" × 14,3 mm, SR4A Charpy

O que isso deixa de fora: SR4A requer ensaio de impacto Charpy em temperatura de ensaio especificada com energia mínima — mas o requisito SR4A sem um valor mínimo de energia específico do projeto tem como padrão o mínimo da tabela API 5L PSL2, calculado por fórmula baseada na espessura de parede. Para um tubo X80 de 36 polegadas × 14,3 mm a −10°C, o mínimo da fórmula é aproximadamente 40–50 J equivalente de tamanho completo. Para parada de fratura baseada em tenacidade a 12 MPa de pressão de projeto e 36 polegadas de diâmetro, a energia Charpy de patamar superior exigida pelo plano de controle de fratura pode ser de 100–150 J ou mais. A lacuna entre 50 J e 130 J é a lacuna entre um tubo que está em conformidade com a especificação e um tubo que efetivamente deterá uma fratura em propagação.

A condição de fornecimento é a segunda omissão. Um pedido de compra de X80 LSAW sem condição de fornecimento M pode ser atendido pela fábrica com tubo em condição Q. X80Q tem máximo de carbono de 0,18% versus 0,12% para X80M — mais difícil de soldar em campo, e CE_IIW é por acordo em vez de fixo. Sempre especifique M para LSAW X80.

O que escrever em vez disso: API Specification 5L, 46ª Edição / ISO 3183, Grau L555 / X80, PSL2, Condição de Fornecimento M, LSAW, 36" OD × 14,3 mm de parede, extremidade chanfrada, Comprimento Aleatório 3, SR4A Charpy V a −10°C mínimo [especificar energia do plano de controle de fratura] J tamanho completo por tubo, UT automatizado 100% do corpo do tubo e costura de solda, razão escoamento-tração ≤ 0,93 [ou 0,90 se projeto por deformação], MTC EN 10204 3.2

O valor de energia Charpy de parada de fratura pertence ao PO — não pode ser diferido para a fase de revisão do MTC após a fabricação do tubo.

Especificação Completa do Pedido de Compra

1. Norma — API Specification 5L, 46ª Edição / ISO 3183
2. Grau — L555 / X80 (usar designação dupla)
3. Nível PSL — PSL2 (obrigatório — declarar explicitamente)
4. Condição de fornecimento — M para LSAW (não deixar sem especificar)
5. Tipo de tubo — LSAW (declarar o método de fabricação — não permitir substituição por SSAW sem análise de engenharia)
6. OD e espessura de parede nominal — confirmados contra o cálculo de projeto
7. Acabamento de extremidade — extremidade chanfrada; confirmar geometria do chanfro para equipamento de soldagem orbital automatizada do contratista de construção
8. Comprimento — Comprimento Aleatório 3 ou comprimento especificado pelo projeto
9. Requisitos complementares — SR4A com mínimo de energia Charpy específico do projeto derivado do plano de controle de fratura; adicionar SR4B para curva completa de transição CVN
10. Razão escoamento-tração — declarar máximo 0,90 se projeto por deformação se aplica; 0,93 caso contrário
11. Alongamento uniforme — declarar mínimo se projeto por deformação o exigir
12. Revestimento — FBE, 3LPE ou 3LPP; confirmar norma de aplicação separadamente
13. Requisitos CTOD — declarar antes do início do agendamento da laminação; adicionar CTOD no meio do pedido atrasa o embarque
14. Nível MTC — EN 10204 3.2 para todo X80 LSAW
15. Qualificação de fábrica — confirmar experiência de produção LSAW X80 e registros de corridas recentes antes da colocação do PO; isso não é uma solicitação padrão para X80

O Que Verificar no MTC Antes de Aceitar uma Corrida

• Escoamento e resistência à tração dentro das faixas de 555–705 MPa e 625–825 MPa respectivamente
• Razão Y/T no limite especificado ou abaixo (0,90 ou 0,93)
• Carbono ≤ 0,12% e CE_IIW ≤ 0,43% para tubo em condição M
• Resultados de ensaio Charpy na temperatura de ensaio especificada — confirmar que a energia reportada atende ao valor de parada de fratura do plano de controle de fratura, não apenas ao mínimo da fórmula
• Registro de tratamento térmico confirmando condição M (termomecânica) — não Q
• Registros de END: UT automatizado do corpo do tubo e costura de solda, 100% de cobertura
• Registro de ensaio hidrostático
• Registro de inspeção dimensional: OD, parede, retilineidade, geometria do chanfro

Referências

• API Specification 5L, 46ª Edição — Specification for Line Pipe
• ISO 3183 — Steel Pipe for Pipeline Transportation Systems
• ASME B31.8 — Gas Transmission and Distribution Piping Systems
• NACE MR0175 / ISO 15156 — Materials for Use in H₂S-Containing Environments
• EN 10204 — Metallic Products — Types of Inspection Documents
• EPRG Guidelines — European Pipeline Research Group fracture control guidelines for high-strength line pipe