半潛式生產平臺緩波形柔性立管設計分析

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(1.中國船舶及海洋工程設計研究院， 上海 200011； 2.上海交通大學 海洋工程國家重點實驗室， 上海 200240)

0 引 言

目前油氣開發正逐步向深水領域發展。據統計，超過44%的海洋油氣資源位于超過2 000 m水深的深海區域[1]。中國南海油氣資源非常豐富，但由于環境惡劣、開發難度大、開發成本高，對中國海洋石油開采和生產裝備提出了更高的要求，是我國能源開發的重點也是難點。

立管是連接浮體與海底井口的關鍵設備，通常分為鋼管和柔性管，前者由金屬材料制成，后者由金屬和聚合物復合而成。典型的鋼質懸鏈線立管(Steel Catenary Riser, SCR)雖然造價便宜，但觸底區域彎曲剛度大，在波浪載荷作用下極易發生屈曲和疲勞問題，且安裝和維護成本較高。柔性立管有良好的彎曲性，能夠在承受大的彎曲變形的同時保證軸向抗拉剛度，可以通過自身的彎曲變形來承受外界載荷[2]，同時剛度低可避免渦激振動產生的疲勞破壞，且柔性立管安裝維護成本低，可回收反復利用。半潛式生產平臺上的立管多達幾十根，安裝和維護工程繁瑣、成本高，使用柔性立管可大幅降低生產平臺的立管安裝和維護成本。在實際油田開發項目中，柔性立管的應用比例高達85%，而中國對于柔性立管的研究和應用都起步較晚，目前在流花11-1和陸豐13-1油田中已經開始逐步應用。

柔性立管結構復雜、設計和分析難度大。目前，具有柔性立管設計和制造能力的公司只有國外少數幾家公司，如Technip、Well Stream和NKT等[3]。國內柔性立管相關的設計分析技術、理論研究和制造技術都相對落后。當前，國家南海油氣開發大戰略正在不斷深入，同時國際石油價格不斷下跌也迫切要求降低油氣開采成本。在此大背景下，柔性立管的國產化可大幅降低其自身價格，再加上柔性立管安裝和維護成本低的優勢，柔性立管正越來越多地受到國內關注，中國也迫切需要掌握柔性立管的設計分析技術。

本文以南海流花16-2油田開發項目為例，應用OrcaFlex和Bflex軟件，開展柔性立管截面特性分析、強度設計分析和疲勞設計分析。疲勞分析包括波激疲勞和渦激疲勞，通過計算累計疲勞損傷，得到疲勞壽命。本研究為中國將來在南海油氣資源的開發提供立管系統設計分析的技術儲備。

1 柔性立管設計

1.1 柔性立管截面參數

柔性立管的設計結構形式靈活，根據作業環境和應用要求而定。柔性立管的一般結構組成由內到外有(1)骨架層，主要抵抗外部水壓作用產生的徑向載荷的功能構件；(2)內護套層，由聚合物制作覆蓋在骨架層上，以保證內部流體通道的完整性；(3)抗壓層，用以抵抗徑向內壓和外壓的螺旋層；(4)抗拉層，用于抵抗軸向拉力和扭轉的螺旋層，鋼制截面為規則截面；(5)外護套層，由聚合物制造的圓柱殼，用于封閉防腐；(6)耐磨層，由聚合物條帶構成，用于降低鋼質層間的摩擦。

目標生產平臺柔性立管結構總共包括18個結構分層，其中受力結構包括：1層骨架層、1層抗壓層和2層抗拉層。表1給出了各結構層的基本參數。

表1 柔性立管各結構層基本參數 mm

圖1 緩波型柔性立管布置形式

1.2 立管布置形式設計

柔性立管采用最多的2種布置形式是自由懸鏈式和緩波形布置。自由懸鏈式布置經濟實用，但隨著水深增加，立管頂部需承受巨大的張力，且頂部區域和觸地點區域極易發生疲勞破壞。采用緩波形布置可以有效地改善立管頂部和觸地點的受力問題，并且緩波形對頂部浮體平移運動具有更大的順應性，可以更容易地適應浮體結構大的慢漂運動。立管的緩波形布置可以通過在立管中段上安裝局部浮力塊來實現，同時，安裝的浮力塊可以有效阻隔立管上部動態響應向下的傳播，從而有效降低觸地點處立管的運動響應，降低觸地點處立管的疲勞損傷。對于深水半潛式生產平臺來說，緩波形布置的柔性立管更為適用。目標平臺的目標作業海域定位于中國南海深水海域。擬定目標油田海域海圖水深為2 300 m。立管布置形式為緩波型如圖1所示，布置參數見表2。

表2 緩波型柔性立管布置參數

1.3 截面力學特性分析

截面力學特性分析為柔性立管的設計分析提供重要的力學參數，是柔性立管設計的基礎，其主要分析內容包括：軸向剛度、扭轉剛度、彎曲剛度、最小彎曲半徑、壓潰深度、破壞張力、爆破壓力，以及FAT(Factory Acceptance Test)壓力下的響應和熱學性能等[4]。其中，彎曲剛度、軸向剛度和扭轉剛度是進行柔性立管總體分析的重要輸入參數。總體分析完成后，建立立管局部的詳細截面模型，開展截面分析，計算局部立管各層截面結構在各響應載荷下的應力，校核其強度是否滿足設計規范要求[5]。

根據柔性立管截面參數，使用Bflex軟件建立立管局部有限元模型，局部模型兩端的邊界條件定義為自由支持，如圖2所示，局部立管模型總長為0.2 m。張力施加在立管模型兩端，彎曲曲率以角度的形式施加在立管模型兩端，如圖3所示。對模型兩端加載分析得到柔性立管的基本性能參數見表3。

圖2 局部有限元模型 圖3 邊界約束

參數外徑/m內徑/m單位長度質量(空氣中)/(kg·m-1)最小拉斷力/kN最小彎曲半徑/m彎曲剛度/(kN·m-2)軸向剛度/GPa扭轉剛度/GPa數值0.4620.20526125 6443.0197890953

2 柔性立管強度分析

柔性立管設計的計算分析內容主要包括：截面力學特性分析、靜力分析、動力分析、強度和疲勞分析。基本設計流程如圖4所示。

圖4 柔性立管基本設計流程圖

立管結構強度分析的基本流程：首先，通過分析確定立管上強度校核危險點的位置；然后，建立局部有限元模型，將總體分析得到的立管危險點處的最大張力和最大曲率作為輸入條件，校核抗拉層和抗壓層強度是否滿足規范要求。

根據API Specification 17J要求，建立柔性立管總體強度分析荷載矩陣，考慮的工況包括安裝、水壓試驗、運行、極限(+20%內壓和-20%內壓)以及自存等5種，每種工況需要分別考慮0°～180°(45°間隔)的浪流角度、內壓、錨鏈完整等變化因素，共26個子工況，主要校核不同載荷工況下的柔性立管抗拉層和抗壓層的等效應力是否滿足強度要求。等效應力的許用系數見表4。

表4 強度校核工況許用應力參數

2.1 環境條件參數

目標平臺的目標作業海域定位于流花16-2油田區域，屬南海深水區，環境條件基本上大于南海其他區域，因此目標生產平臺設計環境條件選取流花16-2油田相關數據[6]見表5、表6。

表5 風浪流環境參數(臺風條件下)

2.2 強度校核危險點分析

緩波形布局的柔性立管潛在結構強度危險點共5個，是懸掛點A、彎曲段B、拱形段C、浮子段末尾D和觸地點E，如圖5所示。上述5個危險點在最大波高和最小波高兩個典型工況下的張力-曲率時歷如圖6所示。在最小波高工況下，A和B點張力較大但曲率小，D點曲率最大但張力較小；在最大波高工況下，A點的曲率和張力都較大，而B點張力較大但曲率較小。

表6 洋流速度 m/s

圖5 各危險點位置 圖6 張力和曲率時歷

2.3 強度分析結果

立管總體分析模型包括浮體、立管(立管主體、浮力塊、彎曲加強器等)和錨泊系統，如圖7和圖8所示。

圖7 緩波型柔性立管有限元模型 圖8 緩波型柔性立管計算模型

其中，立管主體管線全長為4 730 m，頂端通過應力節連接半潛式平臺，該應力節結構形式與簡單柔性立管形式相同，底端與立管基礎相連，立管浮子段安裝浮力材，用line with float模擬，為了盡量模擬真實的立管結構和使用不同的網格密度，將管線分為6段分別定義屬性。

根據強度分析載荷工況，對緩波柔性立管進行總體強度分析，對壓力測試、安裝、作業、極限和自存等5種狀態下26個工況分別進行時域動力分析，得到5種狀態下最大曲率和最大張力沿立管長度分布結果，以自存工況為例，詳細結果如圖9和圖10所示。

圖9 生存工況下有效張力最大值沿立管長度分布 圖10 生存工況下彎曲曲率最大值沿立管長度分布

圖11 柔性立管各危險點最大應力變化趨勢

將總體分析得到的立管危險點處的最大張力和最大曲率作為輸入條件，在柔性立管局部有限元模型中進行局部強度校核，如圖11所示。 從內抗拉層和外抗拉層局部強度分析結果可知：A點也就是立管頂部的應力最大，且應力明顯大于其他危險點；其次是D點，也就是浮力塊的結束點，但應力遠小于A點；通過采用緩坡型布置，有效降低觸地點處的應力。從柔性立管抗拉層局部強度分析結果可知：張力和曲率越大的位置應力越大。從抗壓層局部強度分析結果可知：抗拉層應力最大的A點抗壓層的應力反而最小，這是由于A點距離水面較近，外部水壓力小；除A點外其他危險點抗壓層應力比較接近；抗壓層應力受曲率和張力變化較小，受水深影響較大。

3 柔性立管疲勞分析

柔性立管設計分析的關鍵是疲勞分析，造成疲勞損傷的主要原因包括平臺運動、波流力、渦激振動等。柔性立管疲勞分析的對象是抗拉層和抗壓層，內容包括：波致疲勞分析、渦激振動疲勞分析和累計疲勞損傷計算。

柔性立管波致疲勞損傷的基本計算流程：根據立管工作海域選取疲勞計算海況；基于確定的疲勞海況定義柔性立管作業狀態的載荷條件；基于立管總體有限元模型，計算其在上一步中確定的載荷條件下的動態響應；篩選關鍵危險點位置處的載荷響應，提取這些危險點位置的張力和曲率幅值結果；使用Bflex軟件建立立管局部有限元模型，基于局部模型計算立管抗拉層和抗壓層在總體載荷作用下的應力；基于S-N曲線法和Miner線性準則，計算立管的疲勞損傷。

渦激振動(Vortex Induced Vibration, VIV)疲勞分析的主要目的是判斷是否需要給出渦激振動抑制裝置的覆蓋范圍。主要方法是：使用OrcaFlex軟件進行動力學分析，得到其頻域內的模態結果，輸出模態結果以及SHEAR7所要求的數據，使用SHEAR7對立管主體部分進行VIV疲勞損傷分析，從而得到柔性立管危險點處的VIV響應，將危險點處的張力和曲率變化幅值作為輸入條件，計算抗拉層和抗壓層的VIV疲勞損傷。

累積疲勞損傷分析的目的是同時考慮波致疲勞和VIV疲勞，根據規范來判斷鋼懸鏈立管設計是否滿足設計要求。線性疲勞累積損傷理論基本假設是：可分別計算各種交變應力引起的疲勞損傷，然后將所有損傷線性疊加得到總的疲勞損傷，則某單個交變應力水平造成的疲勞損傷(Di)在總的疲勞損傷度(Dt)中所占的比例，應該等于該應力水平下的循環次數(ni)與在同一應力水平下疲勞破壞所需循環次數Ni的比例，即

(1)

式中：Di為單個交變應力水平造成的疲勞損傷；Dt為總疲勞損傷度；ni為應力水平下的循環次數；Ni為同一應力水平下疲勞破壞所需循環次數。

3.1 S-N曲線

分析校核立管主體的疲勞損傷時，S-N曲線選取為DoE-E，應力集中系數SCF為1.2。S-N曲線參數見表7。

3.2 疲勞危險點

柔性立管的疲勞損傷主要是由立管彎曲載荷和拉伸載荷兩部分載荷造成的，因此在進行疲勞分析時應選取這兩種載荷幅值變化最大的位置，即為立管結構強度危險點。但從典型工況分析結果來看，立管頂端懸掛點(L=0)及彎曲加強器的尾端點(L=7.2 m)處曲率及張力的變化幅值比另外4個點處更大。同時，立管這兩點處張力的變化相似，但頂端懸掛點處曲率的變化大于彎曲加強器尾端點處的曲率。綜上所述，立管疲勞最危險點為其頂端懸掛點。因此，立管疲勞強度分析主要分析其頂端懸掛點處的疲勞強度，即A點。

3.3 波致疲勞損傷

根據立管進行總體疲勞響應分析分布后，提取立管頂端懸掛點處的曲率和張力響應時歷，并利用雨流法對曲率和張力時歷進行分析，得到循環曲率和張力的最大值和最小值及其年循環次數，如圖12所示。

圖12 立管頂端懸掛點處疲勞載荷

圖13 立管頂端懸掛點處曲率幅值與抗壓層應力幅值關系

立管懸掛點處曲率的平均值為3.2×10-4rad/m，張力平均值為2 061 kN。利用立管懸掛點處的張力和曲率變化幅值作為輸入參數計算抗拉層和抗壓層的應力幅值，根據S-N曲線計算各結構層的疲勞損傷，抗拉層結果：內抗拉層波致疲勞壽命為246年，外抗拉層波致疲勞壽命為617年。從圖13可以看出：抗壓層最大的應力幅值大致為25 MPa，低于S-N曲線中材料的持久極限應力。因此，抗壓層的波致疲勞損傷為零。

3.4 VIV疲勞損傷

根據前文分析，立管頂端懸掛點為其疲勞最危險點，因此在得到立管整體的VIV 響應后，提取立管頂端懸掛點處的VIV響應，作為VIV疲勞分析的載荷工況。在VIV疲勞分析的載荷工況中，平均張力和曲率與波致疲勞相同。VIV疲勞分析的載荷工況中彎曲曲率的變化幅值和各工況的循環次數如圖14所示。張力的變化幅值為零。

圖14 立管VIV疲勞損傷分析懸掛點處載荷

利用立管懸掛點處的張力和曲率變化幅值作為輸入參數計算抗拉層和抗壓層的應力幅值，并根據S-N曲線計算各結構層的VIV疲勞損傷。內抗拉層疲勞壽命為714年，外抗拉層疲勞壽命為2.7×104年。

立管頂端懸掛點處曲率幅值與抗壓層應力幅值之間的關系如圖15所示。從圖15可以看出：抗壓層最大的應力幅值為140 MPa，低于S-N曲線中材料的持久極限應力，因此抗壓層的VIV疲勞損傷為零。

圖15 立管頂端懸掛點處曲率幅值與抗壓層應力幅值關系

3.5 總疲勞損傷

內抗拉層每年的波致疲勞損傷為4.06×10-3，VIV疲勞損傷為8.49×10-10，故其總的年疲勞損傷為4.06×10-3。對外抗拉層而言，其每年的波致疲勞損傷為1.62×10-3，VIV疲勞損傷為4.54×10-10，總年疲勞損傷為1.62×10-3。抗壓層的波致疲勞損傷和VIV疲勞損傷均為零。

綜上所述，柔性立管疲勞損傷最大的結構層為其內抗拉層，內抗拉層年疲勞損傷為4.06×10-3，在柔性立管15年的設計壽命中，內抗拉層總的疲勞損傷為6.09×10-2，內抗拉層在15年內的疲勞損傷小于0.1，內抗拉層滿足疲勞強度設計要求。

4 結 論

基于南海海域環境條件，使用OrcaFlex和Bflex軟件開展半潛式生產平臺緩波形柔性立管的截面特性分析、強度分析以及疲勞分析研究，得到如下結論：

(1) 緩波形布置柔性立管設計滿足規范要求。

(2) 緩波形布置柔性立管抗拉層各工況下最大等效應力均在A點，即頂端懸掛點為強度最危險點。

(3) 緩波形柔性立管疲勞最危險點為其頂端懸掛點，即A點。

(4) 緩波形柔性立管疲勞損傷最大的結構層為內抗拉層，抗壓層疲勞損傷很小，可忽略不計。

(5) 緩波形柔性立管以其優良的截面特性、良好的疲勞性能和較低的安裝維護成本，非常適用于在中國南海惡劣的環境條件下工作且懸掛立管數量較多的半潛式生產平臺。