海底双层保温管的悬空数值模拟

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(1.中国石油大学(华东)，石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中海油天津分公司，天津 300452；3.中石化石油工程设计有限公司，山东 东营 257026)

由于海流淘蚀、海底不稳定等因素造成的管道悬空现象在我国油田普遍存在。随着管线悬空长度的加剧，容易引发管线的涡激振动，使管线出现泄漏甚至发生疲劳断裂事故。文献[1]表明，海底管道在靠近平台位置处存在的悬空现象最为严重，见图1。

图1 海底悬空管道示意

考虑到以往对海底双层保温管的研究[2-5]，没有考虑内压和热膨胀的影响，文中以埕岛油田CB11D-CB11E海底双层保温输油管[6]为例，建立海底双层悬空管道的三维结构有限元模型，管道参数见表1,讨论分析该海底输油管道在波浪、流、内压、热膨胀等外荷载作用下的应力和变形，将其与等效单层管的分析结果进行对比。

1 载荷分析

1.1 波浪力

对于管道所受的波浪力，在软件中选中流函数理论并输入相关参数进行计算。其中，水深设为11 m(10 m的水面标高和1 m的悬空高度)；设波高3.6 m，周期6 s；海水密度ρ=1 025 kg/m3；拖曳力系数CD=1，惯性系数CM=2。

1.2 海流力

作用在单位长度管道上的海流力FC为

(1)

式中：D——管道外部总直径，即279 mm；

U——管道轴线处的海流速度，管道立管部分和水平部分都取0.75 m/s；

计算结果：FC=80.43 N/m。

表1 海底管道相关参数

1.3 举升力

根据流体力学及涡激振动基本理论，作用在单位长度管道上的举升力FL为

(2)

式中：CL——举升力系数，取值为0.7。

计算结果：FL=56.30 N/m。

1.4 浮力

单位长度管道所受的浮力Ff为

(3)

式中：g——重力加速度，取9.8 m/s2。

计算结果：Ff=613.80 N/m。

1.5 热膨胀

单位长度管道自由伸长量ε为

ε=αΔt=α(t1-t0)

(4)

式中：α——管材的热膨胀系数，

取α=1.2×10-5℃-1；

Δt——温差，Δt=t1-t0。

其中：t1——工作温度，℃；

t0——安装温度，℃。

此外，管道还受到内压以及土壤的作用。计算土壤对管道埋设段的作用力时，采用软件自带的土壤参数，只需输入管道总外径(279 mm)，以及泥面到管道中心的高度(1.5 m+279/2 mm)并选用软粘土即可。海流力、举升力和浮力都作为均布力施加于管道悬空段(立管、弯头和水平悬空段)。波浪力和海流力位于水平面内并垂直于管道轴线，举升力和浮力竖直向上。

2 建立模型

使用国际通用的管道应力分析软件AutoPIPE对海底双层保温管和等效单层管分别进行数值模拟分析。双层保温管悬空模型见图2，变形见图3，由悬空段(立管部分、弯头、水平悬空段)和埋设段组成。其中，立管部分高5.2 m，其顶端是管卡，采用固定约束；弯头的弯曲半径采用软件默认值(381 mm)；水平悬空段长29 m；埋设段长50 m，采用固定约束。保持内管和外管同心的环向定位器用滑动导向(guide)模拟，上下、左右间隙设为0，摩擦系数设为0.3；立管部分靠近弯头的滑动导向间距为800 mm，水平悬空段靠近弯头的滑动导向间距为1 500 mm，其余的滑动导向间距[7]为2 m，除两端固定外，共设置了44个滑动导向支撑。另外，根据抗弯刚度EI相等以及管道单位长度的总重量相等，得到等效单层管的外径为273 mm，壁厚为12.88 mm，管内流体的密度为1 068 kg/m3，其他参数和双层管一样，其模型图和变形图与双层管一致。

图2 海底悬空管道模型

图3 海底悬空管道变形

3 结果分析

3.1 波浪和海流的影响

不考虑内压和热膨胀的影响，表2为管道在自重、浮力、波浪力、海流力和举升力的联合作用下的最大应力和最大位移。

表2 海底悬空管道在波和流作用下的最大应力和最大位移

由表2可见，弯头处的应力最大(也是整个悬空管道应力最大之处)，悬空中点处以及悬空段与埋设段的交接处也容易屈服甚至断裂；双层管的外管应力明显高于内管应力；等效单层管的应力介于内管和外管应力之间，略低于外管应力，其最大位移略低于双层管。

3.2 内压和温差的影响

在管道受到波、流等联合作用的基础上，考虑内压和温差(指的是内管和等效单层管的温差，外管温差为0)的影响，其最大应力及最大位移见图4、图5。由图4和图5中可以看出以下结果。

1)在同一内压下，弯头处外管的最大应力随温差的增大先缓慢减小后增大，内管的最大应力迅速增大，而等效单层管的最大应力却缓慢减小。管道其它部位的最大应力随温差的增加而增大。

2)在同一内压下，温差低于某值时(如弯头处约为5 ℃，悬空中点和埋设段处约为10 ℃)，内管的最大应力小于外管，而高于该值时，内管的最大应力大于外管。

3)在同一内压下，等效单层管与双层管的最大位移都随着温差的增加而增大。当温差低于某个值时(约为18 ℃)，等效单层管的最大位移大于双层管，而高于该值时，等效单层管的最大位移小于双层管。

4)在同一温差下，随着内压的增加，等效单层管和双层管的最大应力和最大位移变化极小(有微小的增大)。

图4 海底悬空管道在不同内压和温差下的最大应力

图5 海底悬空管道在不同内压和温差下的最大位移

4 结论

1)不考虑内压和热膨胀的影响，在波浪和海流作用下的双层海底悬空管道的外管应力明显高于内管应力，等效单层管的应力和位移接近外管应力。因而，可以用等效单层管近似代替双层管。

2)考虑内压和热膨胀的影响，在波浪和海流作用下的双层海底悬空管道的外管应力和位移与等效单层管相差很大。因而，用等效单层管代替双层管导致计算结果误差很大。

3)弯头处的应力最大(也是整个悬空管道应力最大之处)，悬空中点处以及悬空段与埋设段的交接处也容易屈服甚至断裂。

最后，内外管之间的定位器间距、空隙间隙以及埋设段土壤参数对管道的应力分布和变形都有一定的影响，将在后续工作中进行讨论。

[1] 冯展杭．埕岛油田海底管道运行现状及安全分析[J]．安全技术，2011，11(6)：17-19．

[2] 朱 庆.埕岛油田海底管道修复施工技术探讨[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，杜永军，等．双层海底管道起吊分析方法研究[J]．管道技术与设备，2013(3)：2-5．

[6] 杨风艳，韩韶英，张 敏．埕岛油田海底管线悬跨段动力响应分析[J]．中国造船，2008，49(S2)：552-556．

[7] 张好民,刘学杰,孟庆荣．双层管U形补偿器的热应力分析[J]．油气田地面工程，2007，26(12)：5-6．