水下井口頭在張力腿平臺頂張式立管作用下的疲勞分析和參數比較

張 寧,冒家友,陽建軍

[中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東 深圳 518067]

水下井口頭在張力腿平臺頂張式立管作用下的疲勞分析和參數比較

張 寧,冒家友,陽建軍

[中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東 深圳 518067]

張力腿平臺(TLP)通過頂張式立管和水下井口頭的結合使用，實現了干式采油在深水浮式平臺中的應用。其中水下井口頭將會受到頂張式立管給井口頭施加的持續荷載，需要對其抗疲勞性能進行校核。以南海某TLP項目為基礎，在對該項目井口頭系統進行簡要介紹后，從長期疲勞分析和單個極端事件疲勞分析兩個方面，對疲勞分析進行闡述。然后對影響疲勞分析的幾個關鍵要素進行對比與分析，包括導管頭尺寸和焊接疲勞曲線選擇等。該研究可為其他深水油氣田的開發提供參考與借鑒。

頂張式立管；水下井口頭；長期疲勞；單個極端事件疲勞；焊接疲勞曲線

0 引 言

張力腿平臺(TLP)通過頂張式立管(TTR)和水下井口頭的結合使用，實現了干式采油在深水浮式平臺中的應用，其中TLP水下井口頭可以使用常規水下生產系統中的井口頭形式[1]。但由于TLP會通過頂張式立管給井口頭施加持續的載荷，使得TLP水下井口頭的疲勞響應和常規水下項目的水下井口頭的不盡相同，特別在長期疲勞和單個極端事件疲勞分析方面。在國外，尤其是在墨西哥灣海域，TLP加TTR的生產模式已經大量推行，對應的工程分析能力已經趨于成熟化。在國內，半潛式鉆井船隔水管加水下井口頭的理論分析計算已經較為成熟，但是TLP相對半潛式鉆井船來說屬于一個永久系泊系統，TTR施加在井口頭上的疲勞響應大不相同，再加上國內還沒有使用TTR的生產性項目，所以國內的分析能力離實際的工程應用尚有一段距離。

本文以南海某TLP項目為基礎，在對該項目井口頭系統進行簡要介紹后，從長期疲勞分析和單個極端事件疲勞分析兩個方面，對疲勞分析進行闡述。然后對影響長期疲勞分析的幾個關鍵要素進行對比與分析，包括導管頭尺寸和焊接疲勞曲線選擇等幾方面，并給出相應的優化方法。

1 某TLP井口頭系統簡介

該TLP位于南海東部，水深約404 m，具有12個井槽，計劃使用12根單層生產立管，每根生產立管通過水下連接器和水下井口頭連接，水下井口頭將承受TLP在操作/極端/生存工況下的所有荷載。具體情況參考圖1。該TLP項目對應的井身結構為30英寸×20英寸—13-3/8英寸×9-5/8英寸(1英寸=2.54 cm), 導管頭出泥高度為2.2 m，井口頭安裝誤差為±0.6 m, 平臺和水下井口之間的間距均為4.5 m，平臺井口離水下井口頭高度為440 m，其中30英寸的導管將采用兩種壁厚的形式來減輕安裝重量。

由于生產立管和井口頭是永久連接，不能像半潛式平臺一樣實現隔水管和水下防噴器的應急解脫。所以TLP在所有環境工況下產生的運動載荷，均將通過TTR施加在井口頭上，雖然立管通過張緊器，能和TLP實現半耦合，但是和水下生產系統中所使用的井口頭相比，TLP項目所使用的井口頭在疲勞分析上具有以下不同點：

(1) 井口頭需要長期承受頂張式立管底部張力，而在水下生產系統項目中，井口頭通常只承受水下防噴器(BOP)施加的壓力。

(2) 由于井口頭將承受平臺所傳遞的載荷，且TTR底部不具有球接頭(僅有應力短節)，TLP的運動響應將對井口頭施加很大的彎矩，其30英寸導管需要使用強度較高的管材。一般水下項目使用API 5L X56，但是本項目需要使用X70，這將對管材的焊接提出較高的要求。

圖1 生產立管布置Fig.1 Layout of production TTR

通過以上不同點可以看出TLP項目中的水下井口頭需要考慮長期疲勞和短期極端事件(例如臺風情況)所產生的疲勞。另外由于篇幅有限，本文僅對波浪與浮體運動引起的疲勞損傷進行評估，而對海流引起的渦激振動疲勞不進行具體介紹。

2 TLP水下井口頭長期疲勞分析

對于長期疲勞分析，首先要確定水下井口頭中幾個典型的疲勞熱點。該項目的幾個典型疲勞熱點如圖2所示，主要集中在最外部的30英寸導管上。疲勞熱點1為高壓井口頭和導管頭的機械連接，疲勞熱點2為導管頭和導管的焊接部分，疲勞熱點3為導管和導管快速連接器之間的焊接部分，疲勞熱點4為導管連接器之間的連接。對于疲勞熱點1和4，其抗疲勞能力是由井口頭廠家產品本身的能力來決定的，其對應的疲勞曲線一般都能達到C級以上，應力集中系數(SCF)能控制在1.6以下，根據以往水下項目的分析經驗，其往往不是起控制因素的疲勞熱點。但是對疲勞熱點2和3，其受焊接質量的影響較大，所以下文將著重分析這兩個疲勞熱點。

該項目的30英寸導管采用變壁厚設計，具體規格如表1所示。

圖2 水下井口頭疲勞熱點Fig.2 Fatigue critical points for subsea wellhead

表1 30英寸導管規格Table 1 Specifications of 30 inch conductor

通過ABAQUS建立水下井口頭以及頂張式立管的有限元模型，該模型從TLP生產立管張緊器的懸掛點開始，到海底泥面60 m以下為止，相關信息如圖3(a)所示。水下井口頭、頂張式立管均認為是管件，軟件定義了不同組件的質量、剛度和拖曳力系數，同時相對泥面-60 m以上的土壤采用非線性彈簧單元，相應的p-y曲線如圖3(b)所示。分析采用時域分析的方法，通過輸入船體的運動響應，以及波浪與海流對立管直接作用的荷載。通過軟件計算得到的立管與井口頭運動響應歷程，轉化為其各節點的彎矩(彎曲應力)。

下面對模型運動響應與彎曲應力的轉化進行簡單介紹。應力與彎矩的關系為

(1)

式中：σ為某點的應力；E為彈性模量；y為管單元節點到中性軸的距離；1/R為曲率(即運動響應的二階導數)。這樣就建立起了應力和響應之間的轉化關系。

圖3 疲勞分析模型和土壤p-y曲線Fig.3 Fatigue analysis model and soil p-y curve

通過參考BS 7608-93版[2]，可以根據下式對疲勞損傷進行計算：

lgN=lga-mlg(FSC×S0),

(2)

式中：N為導致疲勞的循環載荷次數；a與m分別為S-N曲線的特征疲勞強度常數與疲勞指數；FSC為應力集中系數;S0為應力變化范圍(應力幅),其值可以通過上文的時歷響應轉換函數得出。由于每年內不同海況的分布是已知的，所以一年內不同海況組合所導致的長期疲勞損傷也能通過Miner定理進行計算。一年內不同海況的部分組合可參考表2。

對于SCF，可以通過DNV-RP-C203[3]中給出的公式進行計算。由于30英寸導管采用不等壁厚進行計算，需要對原公式進行修正：

(3)

式中：δm為最大錯位距離(約為3 mm)；δt為壁厚不一致所導致的偏心；δ0為對焊所導致的最大錯位距離；T為最大壁厚；t為最小壁厚。

通過上述計算方法，可以得出井口頭幾個疲勞熱點對應的疲勞壽命，如表3所示。其中安全系數取10，每口井最小設計壽命為20年。從表3可以看出，熱點2的疲勞壽命最低，略低于20年的設計壽命要求。另外可以看出疲勞主要發生在相對泥面-10 m以上的地方，例如熱點3和熱點4雖然是疲勞熱點，但是因為其入泥深度較大，疲勞壽命大大高于平均水平。

3 TLP水下井口頭單個極端事件疲勞分析

如API RP 2T[4]所述，TLP的設計還需要進行單個極端事件的疲勞校核。所謂單個極端事件引起的疲勞，指的是單個的極端環境條件(例如臺風)，作用在TLP或者TLP的某個組件上，而引起的短時間高強度疲勞。需要注意的是該疲勞損傷不和長期疲勞損傷相疊加，僅作為一個能力校核。

對于本項目中的水下井口頭，單個極端事件定義為100年一遇的波浪施加在船體上引起的船體運動響應施加在生產立管上后，進而耦合到井口頭上的事件。在單個極端事件下，井口頭在短時間內將承受高強度以及高頻次的循環載荷，雖然強度校核能通過，但是往往會發生疲勞，有關單個極端事件的部分疲勞載荷如表4所示。流雖然也會引起船體的渦激運動和立管的渦激振動，但是耦合到井口頭上的載荷會比較小，所以在本文中不考慮。

表2長期疲勞分析海況組合

Table2Seastatecombinationforlongtermfatigueanalysis

表3 30英寸導管疲勞損傷情況Table 3 Fatigue damage for 30 inch conductor

本項目單個極端事件疲勞分析的環境條件如圖4所示，該事件為最大波高為百年一遇極值的一條時程曲線，總持續時間為144 h，最大有義波高為13.6 m。分析方法可以參考上文的長期疲勞分析方法。分析結果如表5所示，其中安全系數取10，每口井最小設計壽命為6天。從表5可以看出，該井口頭在單個極端事件下的疲勞壽命能滿足要求，并且分布大致也與長期疲勞壽命類似，疲勞熱點2仍是疲勞分析中的最薄弱點。

表4 單個極端事件的部分疲勞載荷Table 4 Part of fatigue load under 100 year single event wave fatigue

圖4 單個極端事件時程曲線Fig.4 Run-up/down period for single event

表5 30英寸導管單個極端事件疲勞損傷情況Table 5 Single event fatigue damage for 30 inch conductor

4 疲勞分析關鍵參數比選

通過上述的長期疲勞分析和單個極端事件的疲勞分析，可以看出以下參數對疲勞分析有影響：導管尺寸選擇、焊接處疲勞曲線、焊縫的位置、井口形式等。下面從導管尺寸選擇、焊接疲勞等級選擇、井口形式選擇三個方面來進行比選，并給出相應的優化方案。

4.1 導管尺寸選擇

為了說明導管尺寸對井口頭長期疲勞的影響，選擇4種不同外徑和壁厚的導管來進行敏感性分析，同時考慮D和F兩種疲勞曲線，疲勞熱點選擇熱點2。分析結果如圖5所示。4種導管的規格分別為：30英寸(外徑)×1.5英寸(壁厚)；36英寸(外徑)×1.5英寸(壁厚)；36英寸(外徑)×2.0英寸(壁厚)；38英寸(外徑)×2.0英寸(壁厚)。

由圖5可以看出，通過增大導管外徑和壁厚，可以降低熱點2處的疲勞壽命，尤其是外徑從30英寸變為36英寸后，其疲勞損傷減少了82%。然而壁厚的增加，對于長期疲勞壽命的貢獻比較小，從圖中可以看出，同樣是36英寸外徑的導管，1.5英寸壁厚變為2英寸壁厚僅能減少50%的疲勞損傷。對于該TLP項目，30英寸導管上部采用1.5英寸壁厚的主要原因是為了增加井壁穩定性以及滿足強度計算要求。如果未來對長期疲勞強度有更高的要求，那么可以考慮通過增加上部導管的外徑至36英寸，然后再通過大小頭和下部30英寸導管連接即可。由于使用大小頭也會導致應力集中，尤其是大小頭焊縫附近，可以考慮使用2根36英寸導管，將大小頭以及相應的焊縫布置在相對泥面-10 m以下，遠離疲勞高發區。

圖5 不同尺寸導管的長期疲勞損傷Fig.5 Long term fatigue damage for various conductor sizes

需要注意的是，目前幾個主要廠家的導管頭均能和30英寸以及36英寸的導管進行焊接，唯一的區別是導管頭下方焊接短節的尺寸，導管頭上部已經實現了兩個尺寸的通用設計。

4.2 焊接疲勞等級選擇

從上文可以看出，焊接處的疲勞對整個井口頭的疲勞分析影響最大，尤其是熱點2處的疲勞。為了說明焊接疲勞等級和SCF對井口頭長期疲勞的影響，該部分選擇熱點2作為分析點，對應的導管尺寸為30英寸×1.5英寸， 疲勞等級選擇為BS 7608-93中的F～C級4種規格，同時SCF也選擇了1.3和1.1兩種規格，分析結果如圖6所示?？梢钥闯鲈谙嗤腟CF下，等級F所對應的疲勞損傷為等級C的25倍。對于抗疲勞等級為F的焊縫，一般是指初始完成的單面焊狀態，焊縫也沒有經過打磨處理，所以焊縫下的錯位和咬邊等缺陷都可能會造成斷裂延展，影響焊縫的抗疲勞性能。但是這樣對焊接作業的要求比較低，能簡化制造過程。

同樣根據DNV-RP-C203[3]的定義，如果焊縫的抗疲勞等級要達到C，環焊縫的內徑和外徑部分均需經過100%的無損探傷、熱處理以及打磨，另外在焊接過程中通過降低SCF，以及減少管子的制造誤差，均能提高焊縫處的抗疲勞性能。但是對于1.5英寸厚壁管的焊接，而且是APL 5L X70的材質，會對焊接能力提出很高的要求。目前國外類似項目已經實現外徑36英寸，壁厚1.5英寸，X80的管段和導管頭的焊接，但是需要在專業的焊接廠家進行，而且需要十分嚴格的全尺寸疲勞測試。

圖6 不同焊接疲勞等級下的長期疲勞損傷Fig.6 Long term fatigue damage for various weld clarification

對于上文所說的熱點2和熱點3，由于熱點2部分的焊接可以在井口頭廠家完成，通過選擇有資質的廠家，可以使得焊縫的抗疲勞等級達到C，同時SCF能達到1.1。但是對于熱點3的位置，目前都是在國內實現焊接，所以進行長期疲勞分析時，最好選擇等級D以下的抗疲勞等級。

4.3 井口頭形式選擇

目前國內水下生產系統或探井中所使用的水下井口頭均為標準的通用井口頭，高壓井口頭和導管頭之間只有一個限制了軸向位移的限位環，至于徑向上位移的限制僅通過高壓井口頭和導管頭之間較小的配合間隙來實現。在水下項目中，由于隔水管和防噴器之間有球接頭的存在，隔水管產生的彎矩大部分不會耦合到井口頭上。

但是對于TLP項目，頂張式立管會將很大的彎矩傳遞到井口頭頂端，如果高壓井口和導管頭之間的配合不是很緊密的話，則很容易發生疲勞損傷。目前TLP和深水單立柱式平臺(SPAR)所使用的水下井口頭均具有預緊功能[5]，也就是說在安裝高壓井口頭到低壓井口頭內的時候，可以通過專用的工具將預緊裝置安裝到高壓井口頭和低壓井口頭之間的環空內，如圖7所示。目前國際上幾大水下系統公司均能提供該設計，一般預緊力為6 672～8 896 kN。所以在井口頭形式的選擇上，需要考慮使用這種帶有預緊功能的井口頭，從而提高其抗疲勞性能。

圖7 高壓井口頭和導管頭之間的預緊機構Fig.7 Lock-down mechanism between high pressure housing and conductor housing

5 結 語

分析計算表明，該TLP項目的井口頭能較好地滿足長期疲勞要求和單個極端事件下的疲勞壽命要求。對于這兩種疲勞分析，都能做到將對應環境條件下的船體運動通過生產立管耦合到井口頭上，有利于對井口頭的真實疲勞性能進行評估。同時通過對導管頭尺寸、焊接疲勞等級進行優化，以及選擇合適的井口頭形式，能進一步提高井口頭的疲勞壽命。

該技術的研究和應用可為其他深水油氣田的開發提供很好的參考與借鑒。

[1] Dunn G. Dry tree top tensioned riser system [C]. OTC, 2013:24423.

[2] (British) Welding Standards Policy Committee. BS 7608. Fatigue design and assessment of steel structures [S].1993.

[3] Det Norske Veritas. DNV-RP-C203. Fatigue design of offshore steel structures [S].2012.

[4] American Petroleum Institute. API RP 2T. Planning, designing, and constructing tension leg platforms [S]. 2010.

[5] Hines F C, Jennings C E. Advancements in field installation of preloaded subsea wellhead systems for TLP and high-fatigue environment [C]. SPE，1991:23055.

FatigueAnalysisandParametersComparisonoftheSubseaWellheadunderApplicationofTLPTopTensionedRiser

ZHANG Ning, MAO Jia-you, YANG Jian-jun

(ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangdong518067,China)

Tension leg platform (TLP) can have a dry tree access for the reservoir by the combination of top tensioned riser and subsea wellhead. Top tensioned riser will exert continuous cycling load over subsea wellhead, which will require the fatigue capacity check. After briefly introducing the subsea wellhead system in a TLP project, we demonstrate the main steps for the long term fatigue analysis and single event fatigue analysis. Then, a parameter sensitivity comparison is conducted, for which the size selection for conductor, the definition of fatigueS-Ncurve and the wellhead selection are considered. This application study can be used as a reference for the design of other similar TLP projects.

top tensioned riser; subsea wellhead; long term fatigue; single event fatigue;S-Ncurve

2015-09-30

張寧(1985—)，男，工程師，主要從事海洋工程水下生產系統方面的工作。

TE53

A

2095-7297(2015)05-0285-07