焦向民

（中国石油冀东油田公司，河北唐山 063200）

滩浅海输油管道悬空隐患不停输治理

焦向民

（中国石油冀东油田公司，河北唐山 063200）

文章结合工程实际，在运用ABAQUS软件对海底管道进行应力和涡流激振悬跨分析的基础上，提出了海底管道悬空隐患不停输治理方案 （悬跨段管道路由修正设计→悬空段碎石回填→水力喷射挖沟→管道检测→应力复核），并在工程中实施，治理施工完成后的管道应力复核计算结果表明，外管应力最大为100.4 MPa，内管最大弯曲应力为72.3 MPa，混输管道外管修正后的应力满足了规范要求。

海底管道；悬空治理；不停输；应力分析；涡流激振悬跨分析

0 引言

冀东南堡油田位于渤海湾北岸，唐山曹妃甸工业区附近，位于近岸浅水区。NP1-3D/NP1-1D海管海缆工程位于河北省唐海县南堡乡西偏南4 km的0～5 m浅水海域。海底输油管道全长6.7 km，混输管道采用双层管结构，材质均为API 5L X65 PSL2，外管径为559 mm，内管径为406 mm，壁厚15.9 mm，环形空间为50 mm厚聚氨酯泡沫保温层，混输管道外管采用3LPE防腐，设计寿命20年。该管道于2009年7月建成投产，油气混输，液量950 t/d，气89.1万m3/d，外输压力0.76 MPa，温度43℃。

2010年7月对该段管道进行了路由调查，发现中南部由于人工吸砂，形成大面积的凹坑区。吸砂区水深变化幅度大，局部形成陡坎。吸砂区内水深最高达10 m。在测区范围内，最大吸砂区面积约为57 700 m2，吸砂区总面积约为63 800 m2。管道局部悬空高度达5.15 m，悬空区段的输油管道总长约为370 m，为间断性不连续悬空，共有7段，其中最长悬空长度为67 m。形成管道悬空的主要原因是采砂船的非法取砂，给管道运营带来极大风险。

1 悬跨管道在位应力分析

1.1 条件假设

根据海管海缆检测报告，对海底管道采用通用有限元程序ABAQUS进行了受力分析。分析时按如下条件考虑：

（1）由于吸砂引起的不平海床采用刚性边界模拟。

（2）海底管道采用梁单元模拟，并在悬跨的远端施加约束。

（3）海底管道最初的零应力状态按平直状态考虑。在管道水下自重+管内液体重量状态下，进行管道与海床的边界非线性接触分析。

分析所得的管道变位与检测报告检测的管道变形吻合较好，证明了分析的正确性。混输管道的分析模型及分析结果见图1，悬跨管道的在位应力分析结果见表1。

图1 混输管道分析模型及分析结果示意

1.2 等效应力校核

根据DNV 1981 Rules for Submarine PipelineSystem规范 （以下简称DNV 1981规范），管道的等效应力应满足以下校核公式，管道功能荷载组合等效应力校核结果见表2。

表1 悬跨管道在位应力分析结果

式中σe——等效应力；

σy——环向应力；

σL——轴向应力；

η——安全系数，取0.72；

σF——屈服强度。

表2 管道功能荷载组合等效应力校核结果

由以上分析可知，海底管道功能荷载组合等效应力已超出了规范规定的许用应力，但还未超出屈服强度。

2 涡流激振悬跨分析

2.1 分析方法

当海水以稳态形式 （在波浪、海流的作用下）流经悬跨管道时，管道可能发生振动 （涡流激振），管道激振通常分为两种形式：沿流速方向的振动（顺流激振，In-line）；垂直流速方向的振动 （与流正交激振，Cross-flow）。

激振判断：

（1）管道的顺流激振可按下述进行判断：

当1.0＜Vr＜3.5， Ks＜1.8， 发生顺流激振。

当 1.0＜Vr＜2.2， Ks＜1.8， 激振是对称的， 衰减速率Vr可由DNV1981附录A附图A.3查得。

（2） 管道与流正交的激振按下述判断：

当Ks＜16时，发生与流正交的激振，衰减速率Vr由DNV 1981附录A附图A.5查得。

其中控制管道响应稳定参数Ks由以下公式定义：

式中Ks——稳定参数；

me——单位长度管道有效质量；

δ——管道侧向挠度变形；

ρw——海水密度；

Dtot——管道外径。

管道由于受涡流激振影响，允许的最大悬跨长度Lcr可由下式得出：

式中Lcr——涡流激振允许悬跨长度；

Vr——衰减速率；

U——水质点速度；

B——管道固有频率；

C——边界条件因子，取15.42；

E——管材弹性模量；

I——管材截面抗弯刚度。

2.2 计算结果

根据DNV 1981规范及以上分析方法计算混输管道操作期的涡流激振悬跨长度，计算结果为Lcr=20 m。

管道悬跨在控制涡激悬跨长度Lcr以内，不会引起涡激振动。如果悬跨长度超过Lcr则可能引起涡激振动，从而导致管道的疲劳损伤。对于涡激引起的疲劳分析可参照 DNV-RP-F 105-2007 Free Spanning Pipelines进行分析。

3 治理方案

根据海底管道路由调查数据，对悬空段海底管道应力状态进行了分析，混输管道在管道自重及浮力作用下，外管的悬跨肩部最大应力330 MPa，悬跨中部最大应力280 MPa，相应内管受力悬跨肩部最大应力240MPa，悬跨中部最大应力204MPa。分析表明，海底管道由于悬空产生的应力处于较高的应力状态，海底管道在操作期的功能荷载等效应力已经超出了规范的许用应力范围，但未超过管道的屈服强度；管道的悬跨长度已经超出了管道的控制涡激振动长度，波浪和海流引起的涡激振动会引起管道疲劳损伤。应抓紧治理，降低管道现有的应力状态，以防出现安全环保事故。

以管道现状为初始状态，采用ABAQUS软件模拟削平支点开挖过程中管道的应力变化。通过管道现状受力分析和管道施工中的受力分析，按照规范要求确定了以下安全可行的施工方案和施工步骤：

悬跨段管道路由修正设计→悬空段碎石回填→水力喷射挖沟→管道检测→复核应力。

3.1 悬跨段管道路由修正设计

在工程实施前根据实测的海底管道路由、海床和海底管道纵曲线形状进行详细的路由纵剖面设计，目的是减少管道现存状态下的管道应力，见图 2。

图2 混输海底管道路由修正纵剖面示意 （纵1∶1000，横1∶50）

混输管道路由修正纵剖面曲率半径R=3000m，并与两端平滑过渡。纵剖面曲线引起的外管应力为19.5 MPa。

3.2 悬空段碎石回填

（1）在碎石回填前要做好管道定位工作，先由潜水员在悬空管段绑定位浮漂，回填时用GPS系统定位，将碎石抛掷在管道的两侧，避免直接砸到管道上。

（2）路由修正后管道位置以上回填的碎石粒径不应太大，以保证水力喷射挖沟机能顺利挖沟。

（3）回填高程应为路由修正前管底高程，见图3。

图3 管道悬空段碎石回填标准断面

3.3 水力喷射挖沟

（1）针对回填后的管道，应根据计算分析确定管道合理的挖沟方案。原则上先采用水力喷射挖沟机对管道中间高支点和悬跨两侧过渡区域按设计挖沟顺序和挖沟深度进行削挖，使管道曲线进一步光顺，为了不使挖沟时管道产生的应力过大，挖沟的深度不宜大于0.5 m。按挖沟顺序完成悬空段削平支点处理后，可按由一侧至另一端侧的正常顺序进行挖沟下放作业。为控制挖沟应力，每次挖沟的深度不宜大于0.5 m，根据施工情况可调整每次挖沟的深度，但最大不应大于1 m。

（2）挖沟机的技术性能必须保证整个施工过程期间不损伤海底管道，使用的传感器系统应包括：前后方的可视声纳、GPS卫星定位系统，与管道相关的数据采集为挖沟机自动控制提供了可靠保证。挖沟机上的仪器应不间断地监视和记录挖沟机的控制情况，以便使挖沟过程中管道的应力始终在允许的水平之下。在任何时候，若仪器显示管道可能出现损坏，应该停止挖沟操作，并派潜水员或用远程控制潜水器进行调查。

（3）挖沟时施工船必须精准定位于管道路由上，施工路由与管道路由一致，最大偏移不超过1 000 mm，夹角不大于5°。

（4）挖沟时须严格按照预先制订好的挖沟顺序，不得随意改动。

（5）由于施工管道在治理期间未停输，故施工时将施工速度控制在0.5 m/min以内，以保证管道安全。

3.4 应力复核

管道路由修正完成以后，需要对管道路由重新调查，结果见图4（局部）。

图4 管道路由的重新调查结果 （局部）

根据调查结果进行应力复核见表3，并得出结论如下：

（1）根据有限元计算结果可以看出，外管应力最大为100.4MPa，内管最大弯曲应力为72.3 MPa。

表3 悬跨混输管道处理后应力分析结果

（2）混输管道外管修正后的应力已经满足规范要求。

4 结束语

在此管段的功能荷载组合等效应力计算结果超出规定范围的条件下，通过详细的复核、合理的治理措施以及完善的组织监控，一次成功地完成了冀东南堡油田滩浅海输油管道悬空隐患的治理施工，这在国内尚属首次，为海上油田生产清除了安全隐患，为国内类似工程施工提供了范例。

[1]JTJ213-1998，港口工程水文规范[S].

[2]朱继伟，邱长林，闫澍旺.液化土中海底管线的运动与受力分析[J].石油工程建设，2000，26（1）：11-14.

Suspension Problem Treatment of Submarine Oil Pipelines in Beach and Shallow Water under Nonstop Transportation Condition

JIAO Xiang-min（PetroChina Jidong Oilfield Co.， Tangshan 063200， China）

Based on the application of the software ABAQUS to analyze the stress and vertex-incited vibration of a suspension submarine pipeline section，the treatment scheme for the suspension section under nonstop transportation condition is brought forward.The treatment procedure is as follows:pipeline route readjustment design， rubble refilling at the section， trenching with hydraulic jetting， pipeline inspection and stress checkup.The treatment scheme is put into engineering practice，the maximum external pipe stress at the treated pipeline suspension section is 100.4 MPa， and the maximum internal pipe bending stress is 72.3 MPa，both satisfy related standard requirements.

submarine pipeline;pipeline suspension treatment;nonstop transportation;stress analysis;analysis on vertex-excited vibration of suspension section

10.3969/j.issn.1001-2206.2012.03.003

焦向民 （1962-），男，天津人，高级工程师，1983年毕业于华东石油学院，现从事油田基本建设管理工作。

2011-06-06