海底管道侧向屈曲激发设计应用及验证

李秀锋, 李 涛, 梁光强, 王凤莲, 潘悦然

(1. 海洋石油工程股份有限公司, 天津 300451;2. 中海石油(中国)有限公司 天津分公司, 天津 300451)

0 引 言

随着我国海洋石油和天然气工业向深水和超深水发展，在工程中越来越多地采用湿式开发模式。用于将水下井口中心的油气向中心浮式平台输送的海底管道也越来越多地受到高温高压的挑战。

2000年1月，巴西瓜纳巴拉湾1条17 km长的 16英寸(1英寸≈0.025 4 m)输油管道发生4 m侧向屈曲并破裂，导致约1 300 m3重油泄漏，并扩散至整个海湾[1]。西非也发生由侧向屈曲引发的低周期疲劳破坏[2]。目前国际行业界已形成对海底管道膨胀和侧向屈曲主动管理的设计方法。

流花16-2油田群开发项目(见图1)位于中国南海东部珠江口盆地，包括流花16-2、流花20-2、流花21-2等3个油田，平均作业水深超过400 m。油田群开发模式为浮式生产储卸油装置(Floating Production Storage and Offloading，FPSO)+水下井口，通过3组双管组成回路分别连接3个油田的井口中心管汇，便于解决高含蜡油田的清管问题。

图1 流花16-2油田群开发模式示例

流花20-2水下井口中心管汇至FPSO的海底生产管道和流花16-2水下井口中心管汇至FPSO的海底生产管道都是钢管结构，设计温度分别达120 ℃和121 ℃，是目前国内设计温度最高的海底管道。若不采取工程措施，海底管道端部膨胀量将可能超过2.5 m，自然激发的侧向屈曲也可能会造成海底管道的破坏，因此需要研究工程措施来激发海底管道侧向屈曲，减少端部膨胀，保证海底管道在整个生命周期内的完整性。

海底管道端部结构一般为终端管汇(Pipeline End Termination，PLET)，其通过跨接管与水下管汇进行无潜连接。PLET通常设计成可滑动的。这样海底管道的膨胀将通过PLET滑动传递至跨接管，但跨接管吸收膨胀的能力有限。超过2 m的膨胀将对跨接管设计带来巨大的挑战，同时会使PLET的尺寸过大而影响施工设备的选择。在深水海底管道施工中，施工资源是稀缺且昂贵的。

因此，流花20-2和16-2油田海底管道必须解决2个问题：一是较大的轴向(纵向)端部位移；二是侧向屈曲和疲劳。在海底管道中规划某些点激发侧向屈曲可减少应力、应变并避免不良影响。浮力块和垂向支撑(SLEEPER管枕)是2种常用的方法，可减少侧向阻力，有效减小系统在面对多个升温和冷却循环时的屈曲曲率和应力范围。

采用人工激发侧向屈曲之后，2个管枕中点就是一个虚拟锚固点，它们之间的距离就是虚拟锚固间距(Virtual Anchor Space，VAS)。

本文根据SAFEBUCK联合工业项目[4]中概率化分析方法进行侧向屈曲模式概率化分析，并计算可接受的VAS。根据可接受的VAS、可接受的端部膨胀量、侧向屈曲激发的可靠性等因素确定侧向屈曲激发点的数量，并进行管枕设计。油田投产后进行2次全面调查，根据调查结果，对侧向屈曲计算进行再分析，以期对海底管道安装后不直度、管-土作用参数等不确定性进行验证。

1 流花20-2海底生产管线系统

流花20-2海底生产管线系统由电液控制脐带缆、复合电缆和并行的2根14英寸生产管道组成。生产管道长约11.4 km，每端都有PLET。在流花20-2油田上游采用柔性跨接管连接井口管汇，在下游采用柔性立管连接FPSO。

海底管道的结构型式为单层不保温钢管，防腐涂层为3层聚丙烯涂层/聚乙烯涂层(3LPP/PE)，厚度为3 mm。管道参数如表1所示。管道流动保障研究发现，深海海水流动性较弱，管道散热条件较差。

表1 流花20-2生产管道参数

项目前期沿管道路由进行路由物探调查和地址调查，调查发现管道路由水深变化较平缓，海床平坦，表层土壤为非常软的钙质黏土。推荐管-土参数如表2所示。

表2 管-土作用参数

2 海底管道侧向屈曲设计

在高温高压海底管道设计中，侧向屈曲可能引发超出弹性范围的应变，以及关停和重启导致的高应力循环幅值疲劳载荷。不受控制的侧向屈曲可能危及管道的完整性。管道端部膨胀也会受到侧向屈曲的影响。而且重启和关停导致的温度梯度会导致轴向行走，但一般发生在距离短、海床有较大坡度或与悬链线立管直接连接的情况。

在流花16-2油田群前期设计过程中，使用DNV GL海底管道设计规范[3]，也参考工业联合项目SAFEBUCK[4]的推荐做法。先使用解析方法对侧向屈曲模式进行分析，再通过有限元研究不受控制的侧向屈曲是否能够接受，然后根据可接受VAS确定人工激发侧向屈曲的位置和数量。详细设计的主要责任是侧向屈曲激发装置的设计和优化，包括以下内容：

(1)进行概率化的侧向屈曲模式分析以定量地确定侧向屈曲的个数和特征VAS。

(2)进行VAS有限元分析，以确定可接受的VAS，设置人工激发的位置。

(3)使用整体有限元进行侧向屈曲和行走分析。

(4)进行管道强度校核，启动和关停造成的疲劳校核，以及管道悬跨校核。

(5)进行管枕设计。

这样就完成了海底管道力学行为评估和侧向屈曲激发设计，但设计效果需要根据投产后调查进行验证和反算。

3 VAS分析

VAS与轴向和侧向的管-土作用力直接相关，然而在现有技术手段下对土壤参数调查和管-土作用解释结果存在很大的不确定性。侧向屈曲的触发对路由的不直度也很敏感。当前侧向屈曲的概率化分析已经广泛被行业界接受。使用管道设计参数和管-土作用参数，采用蒙特卡罗分析方法[5]，分析流花20-2生产管道发生自然侧向屈曲的概率，结果如图2所示。由图2可知，发生小于等于6个自然侧向屈曲的超越概率小于1%，则可认为自然侧向屈曲点的数量不会超过6个。

图2 流花20-2生产管道自然侧向屈曲数量概率

特征VAS定义了超越概率为1%的VAS，可接受VAS定义了管道可承受最大侧向屈曲的VAS。

在 VAS 分析中，使用有限元软件Abaqus进行参数化建模，可实现对路由中不同段可接受VAS的快速分析，显著改善以往整管建模分析计算效率低的问题。在可接受VAS的有限元分析中，管道轴向摩擦因数采用最佳评估值，侧向突破摩擦因数采用高估值。管道可接受VAS的判别标准是管道极限状态校核是否通过，主要包括局部屈曲极限状态校核(基于变形的校核准则DCC)、疲劳极限状态校核和最大应变极限状态校核。对于侧向屈曲中纵向拉应变超过0.4%的海底管道，DNV GL规范推荐采用工程临界评价进行断裂韧性评估，证明焊接中可接受的缺陷在设计寿命中有足够的安全裕量抵抗疲劳和断裂破坏。由于项目前期确定了不采用工程临界评价的方法，因此纵向拉应变0.4%成为该管道设计的主要限制条件。

特征VAS和可接受VAS分析结果如图3所示。由图3可知，在路由3～7 km段，可接受VAS小于特征VAS，需要设置侧向屈曲人工激发装置。

图3 流花20-2生产管道特征VAS和可接收VAS

4 人工激发侧向屈曲设计

侧向屈曲激发常用的方法有蛇形铺设方法、分布式浮力块方法和管枕方法。

蛇形铺设方法是以一定间距设置路由弧线铺设段，让侧向屈曲发生在曲率半径较小的弧线铺设范围内，弧线段的曲率半径一般在1 500 m量级。蛇形铺设对路由设计影响比较大，且并未减小管-土侧向阻力，不利于减小侧向屈曲处的载荷，而且如果管道沉降较大，不利于侧向屈曲的激发。国际上也有在弧线铺设段增加结构物实现侧向阻挡，在铺设时将海底管道拉向被阻挡一侧，就形成一个非常小曲率半径的弧线(100 m量级)，被称为零曲率半径弯曲[6]。

分布式浮力块方法是在海底管道预测发生侧向屈曲的位置布置浮力块，在铺管时随海底管道一起安装。浮力块布置的长度接近一个侧向屈曲波长，所提供的浮力使该段海底管道处于零浮力状态或水下重量减小至原来的15%[7-8]。对于深水J形铺管方式，安装浮力块较容易，但对于流花项目采用的S形铺管方式，浮力块会受到托管架滚轮的挤压，需要连续布置，并进行锥形过渡，这显然会减慢铺管速度。使用分布式浮力块的优点是不会形成较大的悬跨，不需要水下结构物安装，缺点是可能在侧向屈曲处形成土坝，影响侧向屈曲的发展。由于深水浮力块仅有几家供应商生产，采办价格较高且供货周期较长，对比管枕方法没有成本优势，因此在项目前期阶段就已排除。

管枕方法是在海底管道底部设置支撑结构，将海底管道抬起一定高度，形成垂向缺陷，并在接触面设置非金属材料减小摩擦因数。管枕的优点是预制和安装简单、成本低、可靠性高，而且管枕可作为跨越支撑结构使用，缺点是需要在铺管前单独安装，并且会引入海底管道悬跨。

在项目前期设计阶段确定人工激发侧向屈曲的数量和位置，如表3所示。从海底管道起点流花20-2水下生产系统端PLET至终点FPSO立管端PLET，共设置7处共8个管枕，其中第2处为跨越国际光缆，根据海底管道的设计规范应保证海底管道与光缆至少保持0.3 m的垂直间距。管枕2和管枕3不仅充当侧向屈曲激发装置，而且起到跨越支撑作用。管枕高度为1.2 m、长度为32.0 m，与管道接触的滑动面材料并未确定。

表3 项目前期确定人工激发侧向屈曲数量和位置

从详细设计开始介入该项目，需要对前期确定的侧向屈曲激发策略进行验证和优化。

管枕结构型式从早期的管型(点接触)发展至现在的平面型。滑道面材料最初采用特氟龙，由于特氟龙强度较低，而且会发生蠕变增大接触点的摩擦因数，因此国际上开始选用超高分子量聚乙烯作为接触面的材料[9]。海底管道的外涂层材料为添加防滑颗粒的3层聚乙烯或聚丙烯材料，根据高分子量聚乙烯滑道出厂测试结果，滑道面与海底管道间的摩擦因数小于0.15。在详细设计阶段，考虑到不确定性和海底泥沙对滑动面的影响，在设计中考虑0.20的摩擦因数。在流花项目中使用的管枕如图4所示。

图4 流花20-2生产海底管道侧向屈曲激发使用的管枕

在详细设计阶段对前期设计成果进行优化。通过有限元分析发现，对于14英寸生产管线来说，管枕高度为0.7～1.2 m均可有效激发侧向屈曲，而管枕安装后沉降量的计算值为0.15～0.20 m。因此管枕高度优化为1.0 m，即使发生0.30 m的沉降依然可有效激发侧向屈曲。

该海底管道在管枕处最大侧向位移为7.5 m，考虑1个管枕不激发最大的侧向位移为9.5 m，累积安装误差为±4.5 m，因此管枕长度确定为28.0 m。

在详细设计阶段，对侧向屈曲激发的数量也尝试进行优化，将激发点减少至5处，优化结果如表4所示，局部屈曲、最大拉应变和疲劳校核都满足要求，侧向屈曲处最大拉应变为0.35%。如果有1处侧向屈曲未激发，则最大拉应变会超出0.40%的限制。这也是首次在南中国海使用管枕激发侧向屈曲，出于可靠性考虑，没有对侧向屈曲激发数量和位置进行优化，仍采用项目前期确定的数量和位置。

表4 可优化的人工激发侧向屈曲数量和位置

5 投产后的设计验证

管-土作用参数、路由不直度、管枕摩擦因数、沉降量都是基于一定的理论计算或工程经验估计的，有一定的不确定性，这些可根据投产后的测量数据进行推算和验证。需要测量的数据包括海底管道沉降量、海底管道铺设后和投产后的路由、侧向屈曲位移、轴向膨胀位移以及管枕沉降量等。但对于深水海底管道来说，测量这些数据难度较大且费用较高，只有利用海底管道年度调查的机会，获得数据的精度和范围也有限，因此获得有用的投产后调查数据对海底管道设计者来说非常珍贵，对于海底管道全寿命周期完整性评估也非常重要。

5.1 铺设后路由不直度

海底管道铺设后的精确路由实际上难以通过调查获得。水下精确位置的测量可通过长基线声呐定位系统(Long Baseline Acoustic Positioning System，LBL)实现，该系统需要水下信标布阵，对于海底管道路由定位是不现实的，工程界常用水下侧扫声呐或超短基线声呐系统(Ultra Short Baseline Acoustic Positioning System，USBL)进行路由位置调查。流花油田投产后的调查使用水下机器人(Remotely Operated Vehicle，ROV)携带的USBL定位系统，ROV保持在管线正上方，定位的实际是ROV的行进轨迹。这种定位系统的精度误差约±2 m，受水深地形影响较大，但在平坦海床的相对误差较小，可用来研究铺设后海底管道不直度。选取末端2.6 km海底管道路由偏离研究(见图5)，除了在900 m处管枕7的影响外，3次调查数据的相对差别较小。而且投产后由于有效轴向力的增加，路由曲线更平滑，但侧向路由偏离广泛存在。

图5 末端2.6 km海底管道路由偏离

在进行整体有限元分析时，需要设置不直度作为侧向屈曲的初始位置，否则在有限元模型中管道往往发生垂向屈曲而不是侧向屈曲。由测量不直度结果可知，大于2倍直径的侧向偏离广泛存在，这对侧向屈曲研究中设置不直度缺陷非常有意义。

5.2 海底管道沉降

在海底管道管-土作用分析中，海底管道沉降是一个非常重要的参数。沉降后侧向移动会导致被动土压力的产生，与不沉降的侧向阻力产生的机理有较大差距。在进行管-土作用分析时预测的最小沉降为15 mm，最大沉降为30 mm。路由7.806 km处调查录像截图如图6所示。由图6可知，管道左侧沉积至管道约1/3处，管道右侧沉积超过1/2。完工调查发现的沉降远大于预测值，需要进一步进行管-土作用分析以修正原有的方法。管道两侧的沉积深度也不同，造成这种现象的主要原因是孤立波引起的海床沉积物迁移[10]，在遇到海底管道时发生沉积，在迎流一侧沉积量较大，在背流侧沉积量较小。整个路由的沉积情况也不相同，但都有南侧沉积大的情况，这主要是因为孤立波主要从东南方向过来，在调查期间也多次遇到孤立波经过，录像记录沉降物迁移的图像如图7所示，这也是罕见的孤立波引起的沉积物迁移和沉积的直接证据。管道不同位置观测到的沉降对比如图8所示。

图6 路由7.806 km处从两侧观察的沉降情况

图7 孤立波引起的海床沉积物迁移

单位：mm图8 路由不同位置沉降情况

5.3 侧向屈曲位移实测数据

在流花16-2油田安装完工后对生产管道进行调查，在7处侧向屈曲位置使用ROV录像和ULBS定位，可作为推算侧向屈曲位移和侧向屈曲形状的基础，还可使用ROV录像记录热端和冷端膨胀，参照油漆标记用于估计PLET的轴向运动。流花20-2油田投产后，进行2次调查：第1次在投产后，海底管道入口温度为66.3 ℃，出口温度为16.0 ℃；第2次在投产后1 a，海底管道入口温度为76.6 ℃，出口温度为20.2 ℃。虽然未来几年后才能达到最高设计温度，但管枕位置已发生不同程度的侧向屈曲激发。管枕的滑道面上标有刻度，观察管道在滑道面上的位置，将其与完工状态进行对比就可计算出不同时间的侧向屈曲量。以管枕 2为例，由图9可知，管道安装后位置为-0.9 m，投产后位置为+2.2 m，投产1 a后位置为+5.1 m，因此在管枕2处投产后侧向屈曲量为3.1 m，投产1 a后侧向屈曲量为6.0 m。在整个路由上不同管枕处侧向屈曲量如表5所示。

表5 项目前期确定的人工激发侧向屈曲数量和位置

图9 管枕 2处海底管道几次调查的不同位置

5.4 设计参数不确定性验证

遗憾的是投产后的调查没有专门观察膨胀，投产1 a后根据影像记录和参照标记可推断，热端膨胀量约0.7 m，冷端膨胀量为0.2 m。该数据为与设计计算进行比较提供基础。有限元再分析(使用与设计期间开发的相同Abaqus有限元模型)用于推断关键的管-土相互作用参数，特别是轴向摩擦。

在详细设计阶段，管-土轴向摩擦因数限定为0.38～0.85(见表2)，侧向摩擦因数被限定在小于0.50，这导致在设计温度下轴向端部最大膨胀量级为 1.2 m，最大侧向屈曲量为8.6 m。最佳轴向摩擦与上限侧向摩擦组合是侧向屈曲设计中的主导情况，这样不至于过度保守。

虽然投产1 a后远未达到设计温度，但侧向屈曲已在8个管枕的6个中激发，而且管道沉降情况也与预测阶段大有不同。根据投产后2次调查结果开展重新分析，试图找到管-土作用参数和滑道摩擦因数的准确估值。

由于第1次投产后调查没有轴向膨胀量的数据，只有2处侧向屈曲位移，在重新分析中难以找到合适的参数与现实调查中的结果一致。根本的原因是管-土作用力在起始阶段会经历较大的峰值，然后达到相对的稳定，其峰值会远大于稳定值[11]。而且对于侧向土壤阻力来说，管道侧向屈曲形成的土坝会逐渐增大阻力，进一步增加计算模拟的难度。可在有限元程序中设置管-土作用参数的用户子程序来实现这一非线性摩擦的模拟，但没有工程测量数据验证这一连续的过程，对于计算用时和收敛性有很大影响，为了工程简化应用，采用统一的摩擦因数进行再分析。

根据对投产后第二次调查的再分析，计算结果难以与调查值匹配。研究管道运行数据发现，管道在第2次调查之前曾经在更高的温度下运行，入口温度达83.0 ℃，出口温度达25.5 ℃。在管道侧向屈曲和膨胀过程中有这样的规律，由于土壤阻力的存在，在最初的若干次热循环中，膨胀和侧向屈曲不会在停产降温时完全恢复，而是逐渐稳定。

再分析先模拟运行温度在入口83.0 ℃、出口25.5 ℃时的操作条件，然后模拟停产清管工况，再模拟入口温度76.6 ℃、出口温度20.2 ℃后调查当天的操作条件，发现计算值与调查结果比较接近。经过大量的参数组合计算，设计参数与现实较为接近的组合如表6所示，计算结果与测量值的对比如表7所示。

表6 重新分析计算参数组合

表7 再分析计算结果比较 m

由计算结果可知，第3组分析对管道前半程的侧向屈曲量模拟相对较准，第1组分析对后半程侧向屈曲量模拟较准，推测原因是后半程土壤沉积更多，造成的侧向阻力更大。因此，通过投产后重新分析推导的计算参数如表8所示。

表8 重新分析计算参数推荐

6 结 论

介绍国内首次侧向屈曲激发装置的设计应用情况，并根据完工状态和投产后的2次调查，对海底管道侧向屈曲和膨胀进行再分析，得到以下结论和建议：

(1)基于概率的侧向屈曲分析方法在侧向屈曲分析中很有指导意义，是应对管-土作用不确定性的一个很好的手段。

(2)使用管枕作为侧向屈曲激发装置相对原始海床非常易于激发侧向屈曲，这是因为管枕处的侧向阻力远小于土壤的侧阻力。所研究的流花20-2油田生产管线在没有到达设计温度前就发生多处激发，而且受控的侧向屈曲是弹性变形，在操作温度降低时侧向屈曲量会减少，这从管道在滑道上扫过的痕迹也能看出。

(3)设计最大不确定性来自管-土作用参数，南海孤立波引起的海床沉积物不均匀沉积更增加了预测的难度，这也是本文首次发现的。

(4)以往在工程地质资料调查过程中形成的摩擦因数越小对设计来说越保守的理念对于侧向屈曲而言已不适用，最危险的情况出现在轴向和侧向摩擦因数某些组合工况下。

(5)管-土作用是一个非线性过程，引入启动、峰值和稳定值这一过程会增加整体有限元分析的难度和收敛性，在工程上使用稳定值也可有较好的模拟效果，但对于最初阶段的模拟效果不佳。

(6)由于管枕是非常可靠的激发手段，在设计中没有必要再额外设置冗余的激发点。

(7)在海底管道运营过程中，须关注侧向屈曲激发的效果，必要时可继续干预，比如限制某处侧向位移以防止集中在一处激发。