海底管道不平整度分析

赵 党，李秀锋，冯现洪，黄 钰，何 宁

(海洋石油工程股份有限公司 设计公司，天津 300451)

0 引 言

海底管道是海洋油气田开发的重要组成部分，随着我国南海深水开发战略的深入开展，我国将逐渐发展类似巴西或者西非海域的开发模式——水下设备+海底管线。深水或者超深水海底管道的铺设成本巨大，尤其在海床不平整区、砂波区、硬质海床区等路由上铺设海底管道，海底管道的不平整度分析尤为重要，对于不满足要求的路由区域预处理，将极大减少设计成本和缩短工期。本文就海底管道不平整度分析设计参数、分析方法等方面进行阐述，并结合海管不平整度分析工程实例，提出对海底管道不平整度分析的合理化建议。

1 参 数

海底管道不平整度分析涉及路由参数、环境参数，海管设计参数及操作工况参数等(见图1)。

1.1 路由参数

海底管道路由选择是海管设计的第一步，尤其对于海床不平整区[1]。进行海底管道路由选择时，应考虑管道遭受破坏的可能性和由此产生的后果。可能会影响海底管道系统的各种因素：不稳定海床、不平坦海床、牡蛎海床、沉积物、障碍物、环境腐蚀性、海上建筑物、现有的管道和电缆、不稳定流、地震活动、废弃物和废弃军需品等堆放区，风、波流、海流、潮汐、冰情、地震、海底的地形地质与土壤特性，海床沉积及其活动，海底和海水及大气温度、海水水质与腐蚀性等[2]。除此之外，还需要满足如下条件：

1)路由长度要尽可能的短；

2)路由要尽量避免经过砂波区、硬质海床区、天然气渗漏区、天然气气柱分布区、珊瑚分布密集区、不稳定海床区、泥丘海床区等；

3)遇到海管路由弯曲的预建海管，需要评估弯曲区海管的弯曲应力小于10%管材允许弯曲应力；

4)距离法兰连接点附近至少500 m的范围内，要保持直线路由；

5)选择需要调整不满足悬跨要求的最小位置数的路由；

6)尽可能避免预建管线和已经存在管线的路由的交叉，如无法避免，要保证交叉处最小的角度不小于30°；

7)如管线路由靠近已建海洋结构物，路由与海洋结构物之间的最小距离需大于5 m；

8)海管路由如果起点或终点位于平台附近，其路由与平台间夹角需不小于30°。

路由最小弯曲半径确定公式为：

式中：E为材料杨氏弹性模量；D为拟建管线外径；SMYS为管材最小屈服强度。

在海底管道不平整度分析中涉及的管道路由处的海床数据主要由专业的地质勘探服务公司提供海管路由带的水深数据、海床土壤特性参数等(见图2)。

(2)

图2 路由水深数据网格示意图Fig.2 Grid data of pipeline route water depth

图3 路由水深数据转换示意图Fig.3 Sketch of transform for pipeline water depth

最终形成海管路由KP点数据组：

其中xi与yi为海管路由i节点水平值和垂向值。

1.2 环境参数

依据DNV CN E30.5[3]和Morison公式，考虑环境参数波、流垂直作用在海管路由上。

图4 海管所受环境力示意图Fig.4 Sketch of enviromnetal force for pipeline

拖曳力为：

(4)

惯性力为：

(5)

竖直方向提升力为：

(6)

式中：ρw为海水密度；Det为海管外径(包含防腐图层)；Cd为拖曳力系数；Us为波速；Uc为流速；βi为波流作用相位角；Cm为惯性力系数；TU为波周期；Cl为升力系数。

1.3 其他外力参数

1.3.1 海管铺设残余张力

海管在铺设过程中，铺管船上张力一部分用于承担海管水下重，令一部分用于平衡铺设过程中在海床上产生的铺设残余张力。在海管不平整度分析过程中需要考虑铺设残余张力的影响。残余张力计算过程为：

TBottom=T-(WSub·dmin+WDry·fe)。

(7)

式中：TBottom为海管铺设残余张力；T为铺管船张力；WSub为海管水下重；dmin为最小水深(相对于MSL)；WDry为海管空气中重；fe为船甲板高度。

图5 海管铺设残余张力示意图Fig.5 Residual laying tension of pipeline

1.3.2 埋设管道土壤作用力

对于埋设管线所受外部土壤作用，如图6所示。

图6 埋设管道示意图Fig.6 Sketch of buried pipeline

由式(8)或式(9)[4-5]的作用在海管上的埋设土壤抵抗力为：

依据不同管径，选择不同公式。其中，γ′为土壤单位体积重量；f为回填土壤升力系数。

1.3.3 温降对海管的影响

管材输送介质温度变化引起的热应力：

Ft=-E·A·αth·ΔT。

(10)

式中，A为海管管材截面面积；αth为管材热膨胀系数；ΔT为温度变化数值。

图7 海管不平整度分析受力示意图Fig.7 Sketch of subsea pipeline bottom roughness

2 工程实例

2.1 模型参数

工程中一般借助商业软件如SAGE Profile[6]， Simla以及基于大型有限元软件Ansys开发的程序SPAN-CALC[7]等进行海管不平整度分析，本文采用SAGE Prifile6.4为工具，以南海某高温高压海底管道工程项目为例，研究该海底管道安装期不平整度分析情况。该预建海底管道设计数据如表1所示。环境数值见表2。

表1 设计数据

表2 极限环境数据

图8 海管路由水深示意图Fig.8 Profile of water depth along pipeline route

2.2 计算结论

通过悬跨计算分析，得到该海底管道在安装期

图9 最大悬跨长度Fig.9 The max length of free span

图10 最大悬跨高度Fig.10 The max. height of free span

允许悬跨长度为54 m，以此作为标准评定海底管道不平整度是否满足悬跨要求。

经SAGE Profile6.4有限元分析，得分析结论如图11所示。

图11 海床不平整度分析结果Fig.11 Results of bottom roughness analysis

通过分析得到不满足悬跨要求的分析结果如表3所示。

表3不平整度分析结果(安装工况)

Tab.3 Bottom roughness analysis results (installation condition)

序号起点/m终点/m悬跨长度/m允许悬跨长度/m悬跨高度/m海床地质特点16112059540914砂质23454351157540575裸露硬质海床3538354577454041145578563355541629砂质

2.3 悬跨处理方法讨论

悬跨处理措施主要分为修整原始路由海床和在悬跨位置加载支撑两类。

2.3.1 海床处理法

该方法即清理产生不满足悬跨的海管两端与海床相接触的海床高度，使得海床路由变化相对平缓，该方法操作简单，主要使用于软质海床(砂质等)，对于深水或硬质海床区不适应。

2.3.2 抛物法

这种方法即在海管发生悬跨处，由缆绳或者ROV投放石块、沙包或加载混凝土垫块，这种方法操作简便，适用于浅水海域，对于较深海域和海管路由陡斜海床不太适用。

2.3.3 机械支撑法

这种方法即在海管发生悬跨处，加载机械装置，支撑海管，减少其悬跨。该种处理方式能收到预期的效果，机械装置由ROV安置，或通过打桩将机械装置打入海床固定，或将机械装置直接放置海床上，依靠其自身稳定性支撑海管。

2.3.4 VIV 抑制装置

悬跨的发生有一部分是由于小悬跨处的波流冲刷，导致该处悬跨逐渐扩大，以致其发生不满足悬跨要求的悬跨。在海管铺设至海床上，如在容易发生冲刷诱导涡激振动的地方添加VIV抑制装置，能收到预期效果。

对于本工程，采取在发生悬跨处添加沙包支撑，对应支撑高度如表4所示。典型修正示意图如图12

表4 悬跨支撑高度(安装工况

图12 典型修正示意图Fig.12 Sketch of typical rectified data

图13 修正后的海床不平整度分析结果Fig.13 Results of bottom roughness analysis for rectified profile

所示，修正后计算均满足要求，结果如图13所示。

3 结 语

通过对海底管道不平整分析，得出以下结论：

1)充分考虑多种因素，合理选择海底管道路由；深水海底管道安装前，需做不平整度分析，对不满足悬跨要求的海床进行预处理，降低后期不平整度修正的风险；

2)海底管道安装后，需进行后调查和定期观测，查看海底管道在海床上的存在状态，保证海管在运营期的安全；

3)由不平整度分析结论，可得易发生不满足悬跨要求的路由区域，针对该区域的地质特点、地形特征，及时采取预防措施。

针对我国南海油气资源特点，海底油气管道均处高温高压环境中，并且我国南海油气资源处于陆地海洋交接区域，海床起伏变化剧烈，易由海管不平整特性诱发海管侧向屈曲及管线沿路由方向的移动，最终导致海管破坏，故在设计伊始，针对给定的海底管道路由和海管工艺参数，对海底管道不平整性给出合理的评价和对不满足要求的海底管道悬跨提前采取修正措施，保证海底管道运营安全。

[1] FYRILEIV O,et al.Updated design procedure for free spanning pipelines DNV-RP-F105:multi-mode response[J].2006:ASME.

[2] 周守为,曾恒一,安维杰，等.海洋石油工程设计指南 第五册[M].北京:石油工业出版社,2007.

ZHOU Shou-wei,ZENG Heng-yi,AN Wei-jie，et al.Handbook of offshore oil engineering-fifth volumes[M].Beijing:Petrol-eum Industry Press,2007.

[3] DNV CN 30.5,Environmental conditions and environmental loads[S].Det Norske Veritas,2000.03.

[4] SCHAMINéE P,ZORN N,SCHOTMAN G.Soil response for pipeline upheaval buckling analyses:full-scale laboratory tests and modelling[J].In Offshore Technology Confere-nce,1990.

[5] PEDERSEN P T,MICHELSEN J.Large deflection upheaval buckling of marine pipelines[J].Proc. Behaviour of Offshore Structures(BOSS),1988.

[6] SAGE Profile 3D User Manual version 2.4.2013.www.sage-profile.com.

[7] PEREIRA A,et al.In-place free span assessment using finite element analysis[J].2008:ASME.