海底雙層保溫管的懸空數值模擬

，，，

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

由于海流淘蝕、海底不穩定等因素造成的管道懸空現象在我國油田普遍存在。隨著管線懸空長度的加劇，容易引發管線的渦激振動，使管線出現泄漏甚至發生疲勞斷裂事故。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構有限元模型，管道參數見表1,討論分析該海底輸油管道在波浪、流、內壓、熱膨脹等外荷載作用下的應力和變形，將其與等效單層管的分析結果進行對比。

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理論并輸入相關參數進行計算。其中，水深設為11 m(10 m的水面標高和1 m的懸空高度)；設波高3.6 m，周期6 s；海水密度ρ=1 025 kg/m3；拖曳力系數CD=1，慣性系數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；

計算結果：FC=80.43 N/m。

表1 海底管道相關參數

1.3 舉升力

根據流體力學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，取值為0.7。

計算結果：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，

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，管道還受到內壓以及土壤的作用。計算土壤對管道埋設段的作用力時，采用軟件自帶的土壤參數，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；埋設段長50 m，采用固定約束。保持內管和外管同心的環向定位器用滑動導向(guide)模擬，上下、左右間隙設為0，摩擦系數設為0.3；立管部分靠近彎頭的滑動導向間距為800 mm，水平懸空段靠近彎頭的滑動導向間距為1 500 mm，其余的滑動導向間距[7]為2 m，除兩端固定外，共設置了44個滑動導向支撐。另外，根據抗彎剛度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，管內流體的密度為1 068 kg/m3，其他參數和雙層管一樣，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 結果分析

3.1 波浪和海流的影響

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

表2 海底懸空管道在波和流作用下的最大應力和最大位移

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

3.2 內壓和溫差的影響

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

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

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

3)在同一內壓下，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，隨著內壓的增加，等效單層管和雙層管的最大應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壓和溫差下的最大應力

圖5 海底懸空管道在不同內壓和溫差下的最大位移

4 結論

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

2)考慮內壓和熱膨脹的影響，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致計算結果誤差很大。

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

最后，內外管之間的定位器間距、空隙間隙以及埋設段土壤參數對管道的應力分布和變形都有一定的影響，將在后續工作中進行討論。

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

[2] 朱 慶.埕島油田海底管道修復施工技術探討[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.

[5] 焦冬梅，高 峰，杜永軍，等．雙層海底管道起吊分析方法研究[J]．管道技術與設備，2013(3)：2-5．

[6] 楊風艷，韓韶英，張 敏．埕島油田海底管線懸跨段動力響應分析[J]．中國造船，2008，49(S2)：552-556．

[7] 張好民,劉學杰,孟慶榮．雙層管U形補償器的熱應力分析[J]．油氣田地面工程，2007，26(12)：5-6．