大坡度海底管道强度分析

王博雅，康 庄，宋儒鑫，曹先凡，刘振纹

(1.哈尔滨工程大学船舶工程学院深海工程技术研究中心，黑龙江 哈尔滨 150001； 2.中国石油集团工程技术研究院，中国石油天然气集团海洋工程重点实验室，天津 300451)

大坡度海底管道强度分析

王博雅1，康 庄1，宋儒鑫1，曹先凡2，刘振纹2

(1.哈尔滨工程大学船舶工程学院深海工程技术研究中心，黑龙江 哈尔滨 150001； 2.中国石油集团工程技术研究院，中国石油天然气集团海洋工程重点实验室，天津 300451)

大坡度海底管道是油气开发经常使用的类型。针对中国南海海底地形，研究大坡度海底管道的强度，提出工程优化方法。通过分析管道结构的受力控制方程，得到管道受力分析的主要影响参数。使用非线性时域软件分析得到斜坡顶端和底端的管道易发生强度破坏。提出工程优化方案，顶端使用托管架和挖沟措施进行优化，底端使用悬链线理论进行优化设计。分析结果表明，应用优化措施后，大坡度海底管道强度满足规范要求。

海底管道；大坡度；强度分析；工程优化方法

0 引 言

海底管道是海洋油气资源开发的生命线，对海底石油和天然气的生产和外输起着关键性的作用[1]。大坡度海底管道是铺设在有较大斜坡角存在的海底斜坡上的管道。目前已有的海底管道在位稳定性设计规范(如挪威船级社DNV-RP-F109)考虑的都是平坦海底的情况。但是由于斜坡角的存在，斜坡的地质不稳定性均使得大斜坡上铺设的海底管道更容易发生屈曲、压溃、失稳等现象，较之铺设在平坦海底的管道在强度和稳定性方面存在着更为复杂的问题[2]。

有限元软件如ANSYS可以对大坡度海底管道结构进行分析，但其计算动态性能差，效率低。本文对实际海洋工况中的大坡度海底管道采用非线性动力分析软件OrcaFlex进行分析，考虑流-管相互作用对大斜坡管道强度的影响，评估计算大斜坡的地质不稳定性对管道强度和在位稳定性的影响[3]，通过校核管道强度来调整管道参数的设计，为选择最安全、经济的工程施工方案提供参考[4]。

1 管道力学分析

选取大地坐标系，海平面为z轴参考零点，基于小变形梁控制方程，得出管道受力方程。其中，水平运动控制方程为[5]

(1)

式中：EI为管道抗弯刚度；Teff为管道轴向张力；fr为单位长度管道重量；fzs为作用于单位长度管道的垂向载荷；mr+mc+ma-r+ma-c为单位长度管道质量、液体质量、管道和内液附加质量的总和；fxs来自波浪流载荷的莫里森方程[6]，

垂向运动控制方程为[5]

(2)

式中：V为管道所受剪力[5]，

(3)

管道计算时采用的非线性软件基于集中质量法，在分析过程中，其求解精度随管道参数接近运动控制方程式(1)和式(2)中参数的程度而增加[7]。

2 强度计算及结果分析

大坡度管道的总体强度分析主要内容包括：确保管道的设计满足规范要求，所有工况(包括运营工况、水压测试)满足载荷的强度要求。

2.1规范要求

由于建立模型所设定的管道所用材料为X65钢，根据美国石油协会(API)规范，在作业条件下的许用应力系数是0.8，则在整个模型的受力模拟分析过程中，管线可承受的应力最大值为358.54MPa。

2.2参数设计

设计海底管线总长9.36km，管道结构参数如下：材料为X65钢，密度为7850kg/m3，弹性杨氏模量为207GPa，泊松比为0.30，线性膨胀系数为11.6×10-6K-1，导热系数为45W/(m·K)，最小屈服强度为450MPa，最小拉伸强度为535MPa。根据不同水深，设计海底管道分为四部分，具体参数如表1所示。其外涂层为三层聚丙烯防腐涂层。

计算水深范围为12～1000m，海底坡度均匀变化，最大坡度25°。海流特殊系数γ为1.9，海水密度为1.025×103kg/m3，海水温度10℃。计算表2所示两种工况下的管线强度。由于水深较大，因此不考虑表面波浪对管道的影响，只考虑海底海流对海底管道的影响。海底流速随水深的变化而变化，具体值如表3所示。海床及管线铺设位置如图1所示。

图1 大坡度海床及管线铺设位置Fig.1 Large slope seabed and pipeline

管段海水深度/m管道长度/m管道直径/英寸管道壁厚/mm11220001822．2212～3006861822．23300～5005731823．84500～8006101825．45800～10004911827．06>100050001827．0

注：1英寸=2.54 cm。

表2 大坡度海底管道两种计算工况

表3 不同水深的海底流速

2.3 计算结果及分析

根据管道基本数据，使用OrcaFlex软件建立大坡度海底管道模型。由于管道距海平面较远，不考虑风浪影响，只考虑海流影响。海底海流速度稳定，不随时间变化而变化。在用OrcaFlex动态分析管道受力时，设置100 s为动态分析总时长，时间步长为0.1 s，用以模拟海流的动态流动过程，此动态过程对管道强度会有一定影响。具体计算结果如图2、图3和表4所示，其中，管长为0表示管线顶端。

图2 最大等效应力曲线Fig.2 Maximum equivalent stress

图3 最大弯曲应力曲线Fig.3 Maximum bending stress

应力数值/MPa出现位置/m最大等效应力631．172002．3773．834324．1最大弯曲应力626．32002．3752．54324．1

由表4可知，等效应力最大值为773.83 MPa，大于358.54 MPa，不符合规范要求。管线长度2 002.3 m和4 324.1 m分别位于斜坡顶端和底端。两处由于坡角存在，曲率较大，导致最大弯曲应力和最大等效应力不符合规范要求。

为使管道强度符合标准，应分别对斜坡顶端和底端采取相应的工程优化措施。

3 斜坡顶端优化措施

针对斜坡顶端，为有效减小斜坡顶端曲率，可采用建立托管架和挖沟两种形式进行优化。

3.1托管架

托管架可以避免海底管道与海崖不平处的直接接触，有效减小斜坡顶端曲率[8]，同时也可以达到防止大坡度海底管道受到破坏的目的。

托管架本身的强度、稳定性等需要另行设计分析，不属于本文研究内容。设计时需要注意的是托管架的尺寸不能太大，否则安装难度及费用会变得很大[9]。托管架的支撑靠托辊实现，属于离散接触支撑，管线有可能脱离托管架，同时在支撑处会导致局部弯矩的出现；另外，由于管线自重很大，托管架结构可能因管线的接触压力导致自身破坏。因此，在托管架设计中，应加入以下两个因素：托管架的长度以及托管架自身结构系统选择[10]。

设计托管架结构选择分段桁架式。各段之间通过铰接连接，通过调整各段之间的相对角度可以实现一定范围内的半径变化。

使用OrcaFlex设置托管架。本文中托管架设计成三个部分，托管架一端与斜坡顶部相切，另一端切线延长线与斜坡平行，保证管线在托管架与海床之间平稳过渡。在OrcaFlex中，通过斜坡角度及托管架位置计算托管架的长度及曲率。通过计算得到，托管架总长度为3.27m，宽6m，高8m，曲率约为0.0036m-1。托管架具体设计参数如表5所示。托管架效果如图4所示。

表5 托管架设计参数

图4 托管架示意图Fig.4 Stinger design sketch

进行动态模拟时，设置托管架刚度为800 MPa，管线会自动铺设在托管架上。由于水深较深，托管架铺设难度较大，而且托管架的尺寸较大不利于工程铺设，所以工程上建议采用挖沟形式减小斜坡曲率。

3.2 挖沟

挖沟是广泛应用于海底管道的方法，然而土壤越硬挖沟难度越大，在岩石或常有岩石露出的地区进行开沟的难度特别大[11-12]。软件模拟结果显示，挖沟后管道可免受部分水动力载荷的影响，管道稳性得到增强。

进行挖沟措施后，顶部圆弧的一端与12 m水深的海床相切，另一端与坡度为25°的海床相切，整个顶部圆弧曲率约为0.001 7 m-1，保证管道在斜坡顶端的平稳过渡。挖沟效果如图5所示。

4 斜坡底端优化措施

针对斜坡底端，通过悬链线理论计算出斜坡底部管线悬链线长度和曲率，据此设计海底管道在斜坡底端的布置形式，并根据悬链线距海底最大垂直距离选择机械支撑或填沙袋的工程措施[13-14]。

自然悬链线的形态可以表示为

(4)

式中：x为从触地点到计算点的水平距离；z为计算点到海底的高度；Th为海床上管子内部的水平力；ws为单位管长的水中重量。

曲率为

(5)

式中：θ为计算点与x轴的水平夹角；s为弧长。

管道悬跨部分的弧长可以通过下式计算得到：

(6)

根据悬链线理论进行计算，得到斜坡底端悬链线悬跨长度约400m，曲率约为0.005m-1，弧长距海底最大垂直距离8m。根据悬链线理论优化后的管线形态如图6所示。

图5 挖沟效果图Fig.5 Trenching design sketch

图6 斜坡末端悬链线示意图Fig.6 Catenary optimization design for the end of the slope

从悬跨管道运行的可靠性角度分析，管道悬跨段高度超过3m时应使用机械支撑法保证强度要求[15]。在本文中，由于最大垂直距离为8m，大于3m，所以在整个管线悬链线与海床之间建议使用机械支撑加以支持固定，防止管线出现变形等现象。

5 工程优化后强度分析

对斜坡顶端和斜坡底端进行工程措施优化后，在运营工况和水压测试两种工况下再次对大坡度海底管道进行强度模拟计算。在每个工况下得到不同工程措施组合(顶部托管架+底部悬链线、顶部挖沟+底部悬链线)的应力结果，进行校核。

5.1运营工况分析

运营工况下，计算结果如图7和表6所示。

图7 运营工况最大等效应力曲线Fig.7 Maximum equivalent stress under operating condition

应力顶部托管架+底部悬链线优化顶部挖沟+底部悬链线优化取值出现位置/m取值出现位置/m最大等效应力338．5MPa0324．9MPa0最大弯曲应力59．48MPa203049．93MPa1840有效张力43997kN042470kN0

由图7可见，最大等效应力最大值小于358.54 MPa，符合规范要求。由表6可知，最大等效应力最大值和有效张力最大值出现在管道的最顶端。管道顶端承受着管线自身的重量，导致管线有效张力在管线顶端达到最大，并使得最大等效应力在管线顶端数值最大。

5.2 水压测试工况分析

水压测试时，对管内进行冲水加压。模拟计算结果如图8和表7所示。

图8 水压测试最大等效应力曲线图Fig.8 Maximum equivalent stress under water pressure condition

应力顶部托管架+底部悬链线优化顶部挖沟+底部悬链线优化取值出现位置/m取值出现位置/m最大等效应力344．5MPa0331．4MPa0最大弯曲应力59．48MPa203049．93MPa1840有效张力44249kN043326kN0

比较表6和表7所示结果，在水压测试工况下，最大等效应力最大值有所增加，最大弯曲应力的数值和位置没有变化，有效张力最大值仍出现在管线顶端。图8与图7最大等效应力趋势相同，顶端应力最大。在两种工况下，最大等效应力最大值均小于358.54 MPa，符合规范要求。因此，文中所选择的工程措施可以实施。

实际工程中，应根据水深、海底海况、海床的承受能力以及经济等因素选择最合适的工程处理措施。本文中，由于12 m水深处托管架铺设难度较大，而且托管架的尺寸较大不利于工程铺设，故建议选择挖沟措施进行优化。

6 结 语

大坡度海底管道铺设地形复杂。进行在位强度分析，包括对钢管壁厚的校核和载荷组合控制分析，能够通过校核管道强度来调整管道参数的设计，为选择最安全、经济的工程施工方案提供参考。本文模拟南海海底的大坡度管道，对其进行强度分析。强度分析中，确定了应力不符合规范的管线位置并提出了相应的工程优化措施。优化设计后，在两种工况下大坡度海底管线强度均符合规范要求。通过研究分析得出如下结论：

(1) 大坡度海底管线在斜坡顶端和底端位置所受的应力变化较大，容易发生强度破坏。

(2) 在斜坡顶端可选用两种工程措施进行优化，即建立托管架和挖沟。这两种工程措施都可以有效减小斜坡顶端的曲率进而减小管道所受应力。具体方法的选择应根据海底海况等因素而定。

(3) 斜坡末端使用自然悬链线法进行优化设计。通过悬链线理论计算出斜坡底部管线悬链线长度、曲率等，采取相应措施，可以有效减小管线底端所受应力。

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StrengthAnalysisofSubmarinePipelineonLargeSlope

WANG Bo-ya1, KANG Zhuang1, SONG Ru-xin1, CAO Xian-fan2, LIU Zhen-wen2

(1.DeepwaterEngineeringResearchCenter,CollegeofShipbuildingEngineering,HarbinEngineeringUniversity,Harbin,Heilongjiang150001,China2.CNPCResearchInstituteofEngineeringTechnology,KeyLaboratoryofOffshoreEngineeringofCNPC,Tianjin300451,China)

Large slope pipeline is an essential type of submarine pipeline in the development of oil and gas. Based on the landform of the South China Sea, the structural strength of the large slope pipeline is studied and engineering optimization methods are proposed. By analyzing the governing equations of pipeline structure, the key parameters influencing the force analysis are obtained. The structural strength of the pipeline is calculated by the nonlinear time domain software. It turns out that pipelines at the top and bottom of the slope are easily damaged. For engineering optimization, establishing a stinger and trenching are suggested for the top pipeline, and catenary theory optimization design is adopted for the bottom pipeline. Through further analysis, it is concluded that the strength of large slope pipeline after optimization design can meet the standard.

submarine pipeline; large slope; strength calculation; engineering optimization method

TE973.92

A

2095-7297(2015)04-0264-06

2015-07-12

王博雅(1991—)，硕士研究生，主要从事海底管道和涡激振动方面的研究。