，，，

(1.中國石油大學(xué)(華東)，石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中海油天津分公司，天津 300452；3.中石化石油工程設(shè)計有限公司，山東 東營 257026)

由于海流淘蝕、海底不穩(wěn)定等因素造成的管道懸空現(xiàn)象在我國油田普遍存在。隨著管線懸空長度的加劇，容易引發(fā)管線的渦激振動，使管線出現(xiàn)泄漏甚至發(fā)生疲勞斷裂事故。文獻[1]表明，海底管道在靠近平臺位置處存在的懸空現(xiàn)象最為嚴重，見圖1。

圖1 海底懸空管道示意

考慮到以往對海底雙層保溫管的研究[2-5]，沒有考慮內(nèi)壓和熱膨脹的影響，文中以埕島油田CB11D-CB11E海底雙層保溫輸油管[6]為例，建立海底雙層懸空管道的三維結(jié)構(gòu)有限元模型，管道參數(shù)見表1,討論分析該海底輸油管道在波浪、流、內(nèi)壓、熱膨脹等外荷載作用下的應(yīng)力和變形，將其與等效單層管的分析結(jié)果進行對比。

1 載荷分析

1.1 波浪力

對于管道所受的波浪力，在軟件中選中流函數(shù)理論并輸入相關(guān)參數(shù)進行計算。其中，水深設(shè)為11 m(10 m的水面標高和1 m的懸空高度)；設(shè)波高3.6 m，周期6 s；海水密度ρ=1 025 kg/m3；拖曳力系數(shù)CD=1，慣性系數(shù)CM=2。

1.2 海流力

作用在單位長度管道上的海流力FC為

(1)

式中：D——管道外部總直徑，即279 mm；

U——管道軸線處的海流速度，管道立管部分和水平部分都取0.75 m/s；

計算結(jié)果：FC=80.43 N/m。

表1 海底管道相關(guān)參數(shù)

1.3 舉升力

根據(jù)流體力學(xué)及渦激振動基本理論，作用在單位長度管道上的舉升力FL為

(2)

式中：CL——舉升力系數(shù)，取值為0.7。

計算結(jié)果：FL=56.30 N/m。

1.4 浮力

單位長度管道所受的浮力Ff為

(3)

式中：g——重力加速度，取9.8 m/s2。

計算結(jié)果：Ff=613.80 N/m。

1.5 熱膨脹

單位長度管道自由伸長量ε為

ε=αΔt=α(t1-t0)

(4)

式中：α——管材的熱膨脹系數(shù)，

取α=1.2×10-5℃-1；

Δt——溫差，Δt=t1-t0。

其中：t1——工作溫度，℃；

t0——安裝溫度，℃。

此外，管道還受到內(nèi)壓以及土壤的作用。計算土壤對管道埋設(shè)段的作用力時，采用軟件自帶的土壤參數(shù)，只需輸入管道總外徑(279 mm)，以及泥面到管道中心的高度(1.5 m+279/2 mm)并選用軟粘土即可。海流力、舉升力和浮力都作為均布力施加于管道懸空段(立管、彎頭和水平懸空段)。波浪力和海流力位于水平面內(nèi)并垂直于管道軸線，舉升力和浮力豎直向上。

2 建立模型

使用國際通用的管道應(yīng)力分析軟件AutoPIPE對海底雙層保溫管和等效單層管分別進行數(shù)值模擬分析。雙層保溫管懸空模型見圖2，變形見圖3，由懸空段(立管部分、彎頭、水平懸空段)和埋設(shè)段組成。其中，立管部分高5.2 m，其頂端是管卡，采用固定約束；彎頭的彎曲半徑采用軟件默認值(381 mm)；水平懸空段長29 m；埋設(shè)段長50 m，采用固定約束。保持內(nèi)管和外管同心的環(huán)向定位器用滑動導(dǎo)向(guide)模擬，上下、左右間隙設(shè)為0，摩擦系數(shù)設(shè)為0.3；立管部分靠近彎頭的滑動導(dǎo)向間距為800 mm，水平懸空段靠近彎頭的滑動導(dǎo)向間距為1 500 mm，其余的滑動導(dǎo)向間距[7]為2 m，除兩端固定外，共設(shè)置了44個滑動導(dǎo)向支撐。另外，根據(jù)抗彎剛度EI相等以及管道單位長度的總重量相等，得到等效單層管的外徑為273 mm，壁厚為12.88 mm，管內(nèi)流體的密度為1 068 kg/m3，其他參數(shù)和雙層管一樣，其模型圖和變形圖與雙層管一致。

圖2 海底懸空管道模型

圖3 海底懸空管道變形

3 結(jié)果分析

3.1 波浪和海流的影響

不考慮內(nèi)壓和熱膨脹的影響，表2為管道在自重、浮力、波浪力、海流力和舉升力的聯(lián)合作用下的最大應(yīng)力和最大位移。

表2 海底懸空管道在波和流作用下的最大應(yīng)力和最大位移

由表2可見，彎頭處的應(yīng)力最大(也是整個懸空管道應(yīng)力最大之處)，懸空中點處以及懸空段與埋設(shè)段的交接處也容易屈服甚至斷裂；雙層管的外管應(yīng)力明顯高于內(nèi)管應(yīng)力；等效單層管的應(yīng)力介于內(nèi)管和外管應(yīng)力之間，略低于外管應(yīng)力，其最大位移略低于雙層管。

3.2 內(nèi)壓和溫差的影響

在管道受到波、流等聯(lián)合作用的基礎(chǔ)上，考慮內(nèi)壓和溫差(指的是內(nèi)管和等效單層管的溫差，外管溫差為0)的影響，其最大應(yīng)力及最大位移見圖4、圖5。由圖4和圖5中可以看出以下結(jié)果。

1)在同一內(nèi)壓下，彎頭處外管的最大應(yīng)力隨溫差的增大先緩慢減小后增大，內(nèi)管的最大應(yīng)力迅速增大，而等效單層管的最大應(yīng)力卻緩慢減小。管道其它部位的最大應(yīng)力隨溫差的增加而增大。

2)在同一內(nèi)壓下，溫差低于某值時(如彎頭處約為5 ℃，懸空中點和埋設(shè)段處約為10 ℃)，內(nèi)管的最大應(yīng)力小于外管，而高于該值時，內(nèi)管的最大應(yīng)力大于外管。

3)在同一內(nèi)壓下，等效單層管與雙層管的最大位移都隨著溫差的增加而增大。當溫差低于某個值時(約為18 ℃)，等效單層管的最大位移大于雙層管，而高于該值時，等效單層管的最大位移小于雙層管。

4)在同一溫差下，隨著內(nèi)壓的增加，等效單層管和雙層管的最大應(yīng)力和最大位移變化極小(有微小的增大)。

圖4 海底懸空管道在不同內(nèi)壓和溫差下的最大應(yīng)力

圖5 海底懸空管道在不同內(nèi)壓和溫差下的最大位移

4 結(jié)論

1)不考慮內(nèi)壓和熱膨脹的影響，在波浪和海流作用下的雙層海底懸空管道的外管應(yīng)力明顯高于內(nèi)管應(yīng)力，等效單層管的應(yīng)力和位移接近外管應(yīng)力。因而，可以用等效單層管近似代替雙層管。

2)考慮內(nèi)壓和熱膨脹的影響，在波浪和海流作用下的雙層海底懸空管道的外管應(yīng)力和位移與等效單層管相差很大。因而，用等效單層管代替雙層管導(dǎo)致計算結(jié)果誤差很大。

3)彎頭處的應(yīng)力最大(也是整個懸空管道應(yīng)力最大之處)，懸空中點處以及懸空段與埋設(shè)段的交接處也容易屈服甚至斷裂。

最后，內(nèi)外管之間的定位器間距、空隙間隙以及埋設(shè)段土壤參數(shù)對管道的應(yīng)力分布和變形都有一定的影響，將在后續(xù)工作中進行討論。

[1] 馮展杭．埕島油田海底管道運行現(xiàn)狀及安全分析[J]．安全技術(shù)，2011，11(6)：17-19．

[2] 朱 慶.埕島油田海底管道修復(fù)施工技術(shù)探討[J].船海工程，2014，43(4)：114-116.

[3] CHE Xiaoyu,DUAN Menglan,ZENG Xiaguang,et al.Numerical simulation of upheaval buckling of a buried

PIP pipeline and corresponding single layer pipeline[C] ∥Society for Underwater Technology Technical Conference,Shanghai,China,2013:7-11.

[4] ZENG Xiaguang,DUAN Menglan,CHE Xiaoyu,et al.Comparison of several FE models for PIP pipeline up-heaval buckling simulation[C]∥Proceedings of the Twenty-third International Offshore and Polar Engineer-ing,Anchorage,Alaska,USA,2013:216-221.

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