非粘接動態柔性立管干涉研究

周巍偉，沙 勇，曹 靜

(中海油研究總院， 北京 100027)

非粘接動態柔性立管干涉研究

周巍偉，沙 勇，曹 靜

(中海油研究總院， 北京 100027)

非粘接動態柔性立管是深水海洋石油開發的重要設備，具備安裝簡便、可靠性高、抗疲勞性能強等諸多優點。非粘接動態柔性立管由多層非粘結結構形式纏繞而成，其截面剛度較低，在波浪和海流作用下運動幅值較大，因此柔性立管的構型和布置需要特殊研究，以免在極端情況下發生立管之間、立管與錨鏈之間的碰撞干涉。針對應用于中國南海海域的柔性立管，基于有限元法，采用Huse尾渦模型開展了干涉研究，并就柔性立管彎曲剛度、內部介質和拖曳力系數對干涉間距的敏感性做了分析，得到了對海洋立管工程有參考意義的結論。

柔性立管； 干涉分析； 拖曳力系數； Huse尾渦模型

0 引 言

海洋工程非粘接動態柔性立管具備安裝簡便、可靠性高、抗疲勞性能強等諸多優點，適用于環境條件較為惡劣的海域。非粘接動態柔性立管結構由多層聚合物層和金屬層纏繞而成，使得結構總體既具備足夠的強度和密封能力，又能保持“柔性”，提高立管結構總體抗疲勞性能。柔性立管各層結構可以按照目標海域的環境條件定制，使得結構設計既能滿足要求，又可以避免設計過度保守，是經濟的立管結構形式。

由于柔性立管具備較高的“柔性”，在海流引起的拖曳力作用下容易發生結構的偏移，如果依托的浮體布置的立管結構、錨鏈密集，那么柔性立管有與其他結構物發生干涉碰撞的風險。對此，美國石油學會(API)相關標準[1]明確規定：立管結構在安裝、在位和其他操作時不容許發生任何碰撞干涉。針對立管結構的干涉分析，國外已經有了較為深入的研究。Huse[2]針對墨西哥灣海域環境條件對依托于張力腿平臺(TLP)的頂張緊立管(TTR)之間的干涉距離開展了分析，提供了Huse尾渦模型，針對結果和參數均開展了試驗對比，顯示出較好的一致性。Blevins[3]針對尾渦提供了一種理論分析尾渦模型，可模擬流速的折減和拖曳力折減。

雖然國際海洋石油工業界多位學者針對立管干涉開展了深入的研究，但是研究的對象均為鋼質立管，并且均針對國外油氣田，而在對干涉更為敏感的柔性立管方面則研究較少。本文采用Huse尾渦模型并結合有限元法，針對中國南海水深為300 m的目標油田開展非粘接動態柔性立管干涉研究，得到了立管結構在尾渦作用下的間距，并就Huse尾渦模型參數、輸送介質和柔性立管彎曲剛度等開展了敏感性研究，得到了對海洋立管工程有參考意義的結論。

1 理論基礎

典型的非粘接動態柔性立管結構如圖1所示。

圖1 典型非粘接動態柔性立管結構示意圖Fig. 1 Structure layout of typical dynamic unbonded flexible riser

柔性立管在海流的作用下受到的拖曳力為

(1)

式中：CD為拖曳力系數；ρ為海水密度；ν為實際作用在立管結構上的等效流速；D為立管結構的水動力作用半徑。

立管在海流的作用下會發生“漩渦泄放”，在海流流過立管結構的后方形成“卡門渦街”。尾渦的作用會對立管的拖曳力產生一定影響，主要體現為直接作用在立管上的實際流速會變小。因此，為了準確地分析立管在海流作用下的干涉間距，需要采用尾渦模型來折減拖曳力。

由于Huse尾渦模型理論簡潔，與試驗對比一致性好，得到工業界的認可，因此本文采用Huse尾渦模型開展研究。Huse模型從理論上模擬了由于尾渦造成的海流速度折減，同時考慮了由此引起的拖曳力的折減。Huse模型中，在立管結構位置(x,y)處的尾渦速度vd(x,y)為

(2)

(3)

(4)

式中：k1、k2、k3為模型中的無量綱參數；vd0(x,y)為在立管位置(x,y)處未受擾動的流速;vu0、Du、Cdu為立管結構的結構中心、拖曳力半徑、未擾動拖曳力系數。

2 分析流程

柔性立管的干涉分析首先需要根據環境條件和立管截面結構形式確定立管構型，然后在立管結構上施加基于Huse模型折減的拖曳力，通過有限元計算得到立管結構每個節點在折減拖曳力作用下的變形，由此得到立管結構各個節點的臨界間距，用于校核已有的立管和錨鏈的布置。分析流程如圖2所示。

圖2 柔性立管干涉分析流程Fig. 2 Steps of flexible riser interaction analysis

3 工程實例分析

3.1 柔性立管結構形式與參數

選取應用于300 m水深的8英寸(1英寸=2.54 cm)柔性立管為例進行分析。柔性立管參數如表1所示。柔性立管工況為在位作業工況，內部輸送的介質為原油。柔性立管海生物附著影響立管的水動力半徑，使得立管結構拖曳力受到影響。根據實際調查情況可知，不同水深的海生物附著厚度不同。

表1柔性立管結構設計參數

Table1Flexibleriserstructuredesignparameters

參 數數 值水深/m300立管長度/m839觸底段長度/m205外徑/m0.4182內徑/m0.2032彎曲剛度/(kN·m2)472軸向剛度/MN660扭轉剛度/(kN·m2)7391許用彎曲曲率/m-10.25單位長度質量/(kg·m-1)218拖曳力系數1.05海生物附著(0～20m水深)/mm50海生物附著(20～300m水深)/mm20輸送介質密度/(kg·m-3)920k10.25k21.0k30.693

如圖3所示，柔性立管構型為“緩波形”立管形式，這種立管構型使立管結構受力更加均衡，抗疲勞性能也更加優異，是中等水深柔性立管常用的形式。選取與柔性立管距離最近的錨鏈作為干涉分析對象。錨鏈為分段結構，為了提高錨泊性能，中間部分采用了浮筒托起錨鏈的形式。柔性立管依托的浮體為具有內轉塔結構的浮式生產儲油船(FPSO)，柔性立管中間部分加裝浮力塊，使得中間部分立管具有足夠的向上浮力，保證立管的構型。

圖3 柔性立管模型圖Fig. 3 Flexible riser analysis model

柔性立管中間部分受限制最小，位移一般較大，是重點關注的部分，因此單元在中間部分劃分較多，單元長度為0.5 m。其他部分單元單元長度為1.0 m。

如圖4所示，柔性立管上部通過端部結構與FPSO的內轉塔相連，這樣柔性立管與內轉塔結構的運動保持一致，柔性立管僅受FPSO的海平面平動作用，而不受FPSO轉動的影響。脫離點附近安裝錐形彎曲限制器，防止內轉塔下部柔性立管局部受力過大。

3.2 環境參數

方向為北偏東15°的海流與柔性立管面內垂直，對立管的影響最大，因此選取此方向海流進行分析。海流方向示意圖見圖5。海流數據選取100年一遇，表面最大流速為2.0 m/s，流速分布如圖6所示。

圖4 內轉塔結構示意圖Fig. 4 Riser arrangement in the FPSO turret

圖5 選用分析的海流作用方向Fig. 5 Current direction in the analysis

圖6 100年一遇流速分布Fig. 6 Current speed profile for 100-year return period

4 結果分析

4.1 柔性管和錨鏈干涉分析

柔性管的干涉分析關注柔性管在受尾渦影響折減后的實際海流作用下立管結構的運動范圍。由圖3可知，柔性立管和錨鏈是一個“干涉對”，因此海流垂直作用在柔性立管平面時立管與錨鏈發生干涉的可能性最大。根據API RP 2RD標準的規定，判斷是否發生干涉的依據是結構之間的間距是否較管中心距離大。雖然干涉分析后得到結構間距大于管中心距離，即滿足干涉分析的要求，但是一般基于工程的保守原則，要求結構之間的間距為管中心距離的2～3倍。

圖7是尾渦作用下柔性立管和錨鏈之間的最小間距沿柔性立管長度的分布，零值處為立管上部懸掛點。由圖7可知，柔性立管頂部與錨鏈的間距最小，為4.75 m，而立管(包含浮力塊)與錨鏈之間的管中心的最小距離為0.780 m，干涉間距之比為6.08，滿足工程設計要求。再由圖7可知，對于“緩波形”柔性立管來說，最小的干涉間距發生在脫離浮體的點附近，干涉間距整體隨著水深的增加有增大的趨勢，但是柔性立管中段附近受到兩端邊界的支撐作用最小，導致柔性立管中段附近結構受力變形較大，干涉間距會變小。

圖7 尾渦作用下柔性立管和錨鏈之間的最小間距Fig. 7 Clearance between the flexible riser and the anchor chain in the action of wake vortex

圖8、圖9是尾渦作用下柔性立管和錨鏈干涉俯視圖和側視圖。由圖可知，柔性立管在尾渦作用下的變形顯著，柔性立管整體向錨鏈方向偏移，在立管終端附近與錨鏈的間距較小，體現在圖7中為立管375 m附近干涉間距的變小趨勢。

4.2 柔性管干涉敏感因素分析

為了討論設計因素對柔性管干涉分析結果的影響，應開展設計因素敏感性分析。柔性管的主要力學性能體現在等效的截面剛度上，包括彎曲剛度、軸向剛度、扭轉剛度。對于干涉分析來說，一般認為柔性管彎曲剛度對立管的響應影響較大，因此應該對其開展敏感性分析，得到影響的程度。柔性管輸送介質密度直接影響柔性管的構型，也是非常重要的敏感性因素。對于干涉分析來說，立管主要受拖曳力作用，由式(1)可知，拖曳力系數是重要的水動力參數。因此，針對柔性立管截面剛度、輸送介質、拖曳力系數等開展了敏感因素分析。

圖8 尾渦作用下柔性立管和錨鏈干涉俯視圖Fig. 8 Plan view between the flexible riser and the anchor chain in the action of wake vortex

圖9 尾渦作用下柔性立管和錨鏈干涉側視圖Fig. 9 Side view between the flexible riser and the anchor chain in the action of wake vortex

4.2.1 柔性立管彎曲剛度

柔性立管在橫向海流作用下，變形主要是彎曲變形，因此彎曲剛度是重要的設計因素。柔性立管的截面設計一旦完成，其截面剛度就確定下來。柔性立管彎曲剛度取決于抗拉鋼絲層和聚合物層的彎曲剛度，可以采用理論分析計算得到，也可以通過彎曲試驗得到。選取三種典型柔性立管截面結構分析，其彎曲剛度值分別為181、472、690 kN·m2，其他設計參數如表1所示時，計算結果如圖10所示，立管長度零值處為立管頂部懸掛點。

圖10 不同彎曲剛度下柔性立管和錨鏈之間的最小間距Fig. 10 Clearance between the flexible riser and the anchor chain under different bending stiffness

由圖10分析結果可知，典型柔性立管截面彎曲剛度對柔性立管和錨鏈之間的最小間距影響顯著。柔性立管懸掛點處彎曲剛度值分別為181、472、690 kN·m2的柔性立管與錨鏈的最小間距分別為4.726 3、4.731、4.732 m，可見彎曲剛度的影響不大。但是，在柔性立管中段，彎曲剛度越小，立管在海流和尾渦的作用下變形越大。因此，在柔性立管構型設計中，需要盡量避免中段結構附近有干涉結構存在。

4.2.2 內部介質

柔性立管在服役期間存在多種工況，不同工況下立管內部的介質可能是空氣、原油或水。因此，有必要針對這三種內部介質對立管干涉間距的影響開展分析。選取空氣、原油和水的密度分別為1.29、920、1 025 kg/m3，分析結果如圖11所示。

圖11 不同內部介質下柔性立管和錨鏈之間的最小間距Fig. 11 Clearance between the flexible riser and the anchor chain under different internal media

由圖11分析結果可知，柔性立管內含有不同內部介質時干涉間距變化趨勢一致，且內部介質密度越小，柔性立管在海流和尾渦的作用下變形越大，尤其是在立管中段附近區域，這一特征體現得最為明顯。

4.2.3 拖曳力系數

拖曳力系數是立管干涉分析重要的水動力參數，Huse模型本身就是針對拖曳力系數進行的折減。理論上來說，拖曳力系數與雷諾數相關， FPS 2000報告[7]認為柔性立管的拖曳力系數在0.7～1.2之間，因此選取三種拖曳力系數分別為0.7、1.05和1.20開展拖曳力系數敏感性分析，得到了敏感趨勢曲線如圖12所示。

圖12 不同拖曳力系數下柔性立管和錨鏈之間的最小間距Fig. 12 Clearance between the flexible riser and the anchor chain under different drag coefficients

由圖12結果可知，拖曳力系數對柔性立管干涉間距有一定影響，拖曳力系數越大柔性立管變形越大，即與錨鏈的最小間距越小。因此，在設計過程中應該選取合適的拖曳力系數，以保證設計的準確。

5 結 論

采用Huse尾渦模型和有限元程序結合的方式，針對應用于300 m水深的非粘結動態柔性管開展了干涉研究，得到了在海流和尾渦作用下柔性立管和相鄰錨鏈之間的最小間距，并開展了柔性立管彎曲剛度、內部介質和拖曳力系數對干涉間距的敏感性分析，得到如下結論:

(1) 300 m水深非粘結動態柔性管在尾渦作用下的變形顯著，柔性立管整體與錨鏈同方向偏移，最小干涉間距為4.75 m，發生的位置在立管頂部懸掛點附近，與立管和錨鏈中心點最小距離之比為6.08，滿足工程設計要求。

(2) 柔性立管彎曲剛度對柔性管與錨鏈的最小間距的影響不大。但是，在柔性立管中段，彎曲剛度越小，立管在海流和尾渦的作用下變形越大。

(3) 柔性管內含有不同內部介質時干涉間距變化趨勢一致，且內部介質密度越小，柔性管在海流和尾渦的作用下變形越大，尤其是在立管中段附近區域。

(4) 拖曳力系數對柔性立管干涉間距有一定影響，拖曳力系數越大柔性立管變形越大，即與錨鏈的最小間距越小。

[1] American Petroleum Institute. API RP 2RD. Design of risers for floating production[S]. Washington: American Petroleum Institute, 2009.

[2] Huse E. Interaction in deep-sea riser arrays [C]. OTC, 1993: 7237.

[3] Blevins R D. Forces on and stability of a cylinder in a wake[J]. J Offshore Mechanics and Arctic Engineering, 2005, 127(1): 39.

[4] Det Norske Veritas. DNV RP F203. Riser interference[S]. Oslo: Det Norske Veritas, 2009.

[5] American Petroleum Institute. API RP 17B. Recommended practice for flexible pipe[S]. Washington: American Petroleum Institute, 2008.

[6] Orcina Ltd. OrcaFlex manual 9.7[M]. Daltongate: Orcina Ltd., 2013.

[7] Engseth A, Leira B J, Larsen C M, et al. Handbook on design and operation of flexible pipes. NTNF Research Programme. FPS 2000/flexible risers and pipes[M]. Trondheim: SINTEF, 1992.

StudyonInterferenceoftheDynamicUnbondedFlexibleRiser

ZHOU Wei-wei, SHA Yong, CAO Jing

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100027,China)

The dynamic unbonded flexible riser which is the key equipment in the offshore petroleum industry owns some advantages such as easy installation, high reliability and high anti-fatigue property. The dynamic unbonded flexible riser is manufactured by twining with polymer layers and steel tape layers. The section stiffness of flexible riser is in the relative low level compared with soild steel pipe, and it is easy to move when facing to the current, so the flexible riser configuration must be specially designed to avoid the interaction between the risers and mooring lines. We use the Huse wake model and finite element method (FEM) to analyze the flexible riser and mooring line in the South China Sea environment, meanwhile perform the sensitivity analyses of riser section stiffness, pipe flow density and drag coefficient. Finally, some engneering meaningful conclusions are given.

flexible riser; interaction analysis; drag coefficient; Huse wake model

TE973.92

A

2095-7297(2014)01-0035-07

2014-02-21

國家科技重大專項(2011ZX05026-005)

周巍偉(1985—)，男，碩士，主要從事深水海底管道與立管工程技術方面的研究。