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(1.中國(guó)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(jì)有限公司,山東 東營(yíng) 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(guó)油田普遍存在。隨著管線懸空長(zhǎng)度的加劇,容易引發(fā)管線的渦激振動(dòng),使管線出現(xiàn)泄漏甚至發(fā)生疲勞斷裂事故。文獻(xiàn)[1]表明,海底管道在靠近平臺(tái)位置處存在的懸空現(xiàn)象最為嚴(yán)重,見(jiàn)圖1。
圖1 海底懸空管道示意
考慮到以往對(duì)海底雙層保溫管的研究[2-5],沒(méi)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(jiàn)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(jìn)行對(duì)比。
對(duì)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(jìn)行計(jì)算。其中,水深設(shè)為11 m(10 m的水面標(biāo)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。
作用在單位長(zhǎng)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(jì)算結(jié)果:FC=80.43 N/m。
表1 海底管道相關(guān)參數(shù)
根據(jù)流體力學(xué)及渦激振動(dòng)基本理論,作用在單位長(zhǎng)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(jì)算結(jié)果:FL=56.30 N/m。
單位長(zhǎng)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(jì)算結(jié)果:Ff=613.80 N/m。
單位長(zhǎng)度管道自由伸長(zhǎng)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(jì)算土壤對(duì)管道埋設(shè)段的作用力時(shí),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。
使用國(guó)際通用的管道應(yīng)力分析軟件AutoPIPE對(duì)海底雙層保溫管和等效單層管分別進(jìn)行數(shù)值模擬分析。雙層保溫管懸空模型見(jiàn)圖2,變形見(jiàn)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(rèn)值(381 mm);水平懸空段長(zhǎng)29 m;埋設(shè)段長(zhǎng)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(dòng)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(dòng)導(dǎo)向間距為800 mm,水平懸空段靠近彎頭的滑動(dòng)導(dǎo)向間距為1 500 mm,其余的滑動(dòng)導(dǎo)向間距[7]為2 m,除兩端固定外,共設(shè)置了44個(gè)滑動(dòng)導(dǎo)向支撐。另外,根據(jù)抗彎剛度EI相等以及管道單位長(zhǎng)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
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(jiàn),彎頭處的應(yīng)力最大(也是整個(gè)懸空管道應(yīng)力最大之處),懸空中點(diǎn)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。
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(jiàn)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(shí)(如彎頭處約為5 ℃,懸空中點(diǎn)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(shí),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(dāng)溫差低于某個(gè)值時(shí)(約為18 ℃),等效單層管的最大位移大于雙層管,而高于該值時(shí),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
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(jì)算結(jié)果誤差很大。
3)彎頭處的應(yīng)力最大(也是整個(gè)懸空管道應(yīng)力最大之處),懸空中點(diǎn)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(duì)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(jìn)行討論。
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