海底管道侧向屈曲激发设计应用及验证.pdf

第38 卷第5期2023年10 月文章编号：10 0 1-450 0(2 0 2 3)0 5-0 0 6 7-0 8中国海洋平台CHINA OFFSHORE PLATFORMVol.38 No.5Oct.,2023DOI:10.12226/j.issn.1001-4500.2023.05.20230511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（1.海洋石油工程股份有限公司，天津30 0 451；2中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津30 0 451)摘要：介绍国内首次进行海底管道侧向屈曲激发的工程设计应用和基于投产后调查的验证及再分析。进行基于蒙特卡罗分析方法的侧向屈曲模式计算，并结合有限元分析，实现对可接受虚拟锚固间距的筛选，形成海底管道侧向屈曲控制基础。根据铺设后调查，对管道铺设后不直度、沉降值等数据进行分析，发现南海海底管道由孤立波造成的海床沉积物不均匀沉积的直接证据。投产后调查验证了侧向屈曲激发装置的有效性，并根据膨胀、侧向屈曲量进行再分析，验证管-土作用参数。结论对深水高温高压海底管道设计与建设以及管-土作用参数的计算有一定的指导意义。关键词：高温高压；海底管道；侧向屈曲；侧向屈曲激发；管-土作用中图分类号：TE973文献标志码：ADesign,Application and Verificationof Subsea Pipeline Lateral Buckling InitiatorLI Xiufeng,LI Tao,LIANG Guangqiang,WANG Fenglian,PAN Yueran(1.Offshore Oil Engineering Co.,Ltd.,Tianjin 300451,China;2.Tianjin Branch,CNOOC(China)Limited,Tianjin 300451,China)Abstract:The engineering design and application of lateral buckling initiator of subsea pipelines for the firsttime in China and the verification and re-analysis based on post-production investigation are introduced.Thecalculation of the lateral buckling based on the Monte Carlo analysis method is carried out,and combined withthe finite element analysis,the screening of the acceptable virtual anchor spacing is realized,forming the basisfor the lateral buckling control of subsea pipelines.Based on the post-laying investigation,the data such as theout of straightness and settlement value of the pipeline after laying are analyzed,and the direct evidence ofuneven sediment deposition of the seabed sediment beside subsea pipeline caused by solitons in the South Chinasea is found.According to the post-production investigation,the effectiveness of the lateral buckling initiatordevice is verified,and the parameters of the pipe-soil interaction are verified according to the expansion andlateral buckling distance.The conclusions are of certain guiding significance for the design and construction ofdeep-water,high-temperature and high-pressure submarine pipelines and the calculation of pipe-soil parameters.Key words:high temperature and high pressure;subsea pipeline;lateral buckling;lateral bucklinginitiator;pipe-soil interaction基金项目：工信部项目“深水半潜式生产储能卸油平台工程开发”（编号：MC-202030-H04）作者简介：李秀锋（198 0 一），男，高级工程师，主要研究方向为海底管道680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0.0 2 54m）输油管道发生4m侧向屈曲并破裂，导致约130 0 m重油泄漏，并扩散至整个海湾 。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2 0-2、流花2 1-2 等3个油田，平均作业水深超过40 0 m。油田群开发模式为浮式生产储卸油装置（FloatingProduction 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。流花16-2 油田群深水FPSO流花2 0-2图1流花16-2 油田群开发模式示例流花2 0-2 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12 1，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2.5m，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（PipelineEnd 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。中国海洋平台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2 0-2 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，V A S)。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、流花16-2管-土作用参数等不确定性进行验证。1流花2 0-2 海底生产管线系统流花2 0-2 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。流花2 1-2生产管道长约11.4km，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3mm。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2 0-2 生产管道参数参数长度L/m钢管直径D/m钢管壁厚t/m腐蚀裕量tea/m防腐涂层厚度tel/m第38 卷第5期数值1140000.35560.01910.0060.003第5期防腐涂层密度Denetl/(kgm-3)设计温度Ta/设计压力Pa/MPa入口最高操作温度T/出口最高操作温度T。/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-土作用参数参数土壤类型不排水抗剪强度Su/kPa轴向摩擦因数（低估值）fALB轴向摩擦因数（最佳估值）fABE轴向摩擦因数（高估值）fAUB侧向突破摩擦因数（低估值）fLBLB侧向突破摩擦因数（最佳估值）fLBE侧向突破摩擦因数（高估值）fLBUB2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DNVGL海底管道设计规范3，也参考工业联合项目SAFEBUCK4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，以确定可接受的李秀锋，等海底管道侧向屈曲激发设计应用及验证续表1流花2 0-2 生产管道参数参数69VAS，设置人工激发的位置。数值（3）使用整体有限元进行侧向屈曲和行走940分析。120（4）进行管道强度校核，启动和关停造成的疲10劳校核，以及管道悬跨校核。120（5）进行管枕设计。45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。3VAS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-土作数值用解释结果存在很大的不确定性。侧向屈曲的触发钙质软黏土对路由的不直度也很敏感。当前侧向屈曲的概率化510分析已经广泛被行业界接受。使用管道设计参数和0.38管-土作用参数，采用蒙特卡罗分析方法5，分析0.48流花2 0-2 生产管道发生自然侧向屈曲的概率，结0.85果如图2 所示。由图2 可知，发生小于等于6 个自0.40然侧向屈曲的超越概率小于1%，则可认为自然侧0.500.60向屈曲点的数量不会超过6 个。0.60r0.55F0.50F0.45F0.4050.350.30卖0.2 50.20F0.150.10F0.05F00123456789自然侧向屈曲数量n图2 流花2 0-2 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70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，DNVGL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5-特征虚拟锚固间距4F中国海洋平台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37 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。一可接受的虚拟锚固间距第38 卷第5期210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01000200030004 000500060007000800090001000011000路由长度x/m图3汤流花2 0-2 生产管道特征VAS和可接收VAS4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150 0 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（10 0 m量级），被称为零曲率半径弯曲。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，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，并且会引人海底管道悬跨。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0.3m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。第5期表3项目前期确定人工激发侧向屈曲数量和位置管枕编号距离水下生产系统端PLET距离/m间距/m位置1路由22020320404350055000665007800089500从详细设计开始介人该项目，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。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0.2 0 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2 0-2 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0.150.2 0 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7.5m，考虑1个管枕不激发最大的侧向位移为9.5m，累积安装误差为士4.5m，因此管枕长度确定为2 8.0 m。在详细设计阶段，对侧向屈曲激发的数量也尝李秀锋，等海底管道侧向屈曲激发设计应用及验证1 0001 020跨越20跨越1.460路由1500路由1500路由1500路由1 500路由71.: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管枕编号距离水下生产系统端PLET距离/m间距/m位置1路由22020320404400056500695005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 PositioningSystem，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 ShortBaseline 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（RemotelyOperatedVehicle，RO V）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10001 020跨越20跨越1960路由2500路由3000路由.72度误差约士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90 0 m处管枕7 的影响外，3次5-投产一年后路由偏离4F一安装后路由偏离八一一投产后路由偏离32中国海洋平台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。第38 卷第5期V2一3卜-40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15mm，最大沉降为30 mm。路由7.8 0 6 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。200400 6008001000120014001 6001800路由长度/m图5末端2.6 km海底管道路由偏离HDG95.9DPH406ALT2.5图6 路由7.8 0 6 km处从两侧观察的沉降情况00.02.47C2图7 孤立波引起的海床沉积物迁移2000220002.40026002800(a）左侧观察KP7.806DCC3.3N14/11/201905(b）右侧观察DCO-1.09KP3.447第5期（a）路由前段沉降和沉积情况（c）路由后段沉降和沉积情况图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2 0-2 油田投产后，进行2 次调查：第1次在投产后，海底管道人口温度为6 6.3，出口温度为16.0；第2 次在投产后1a，海底管道人口温度为7 6.6，出口温度为2 0.2。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，管道安装后位置为一0.9m，投产后位置为十2.2 m，投产1a后位置为十5.1m，因此在管枕2 处投产后侧向屈曲量为3.1m，投产1a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。DCC1401.971HOG 95.3DPH-391.6ALT.230-2ToFP3OP/T_CRH图9管枕2 处海底管道几次调查的不同位置李秀锋，等海底管道侧向屈曲激发设计应用及验证距离水下生产编号系统端PLET距离/m1100022020（b）路由中段沉降和沉积情况345678单位：mm注：从ROV测量的坐标数据分析，管枕4处疑似发生二阶屈曲，管枕位置侧向屈曲位量为0 m，但波峰位置最大偏移量为1.7 m5.4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1a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0.380.8 5（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1a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U0-2 ToFSO APipelieSrmn据，只有2 处侧向屈曲位移，在重新分析中难以找9:L.973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，PT CHUHD.79YSY286(a）完工状态i.974(b）投产后调查73表5项目前期确定的人工激发侧向屈曲数量和位置管枕投产1年后侧1向屈曲量/m向屈曲量/m2.352.353.106.0020403.35350005000065000800009.50001311201922:46:59然后达到相对的稳定，其峰值会远大于稳定值1。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(c）投产1a后调查敛性有很大影响，为了工程简化应用，采用统一的摩擦因数进行再分析。投产后侧6.400（注）4.503.302.600.74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，人口温度达8 3.0，出口温度达2 5.5。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8 3.0、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7 6.6、出口温度2 0.2 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，设计参数与现实较分析组合编号热端膨胀冷端膨胀管枕1位移管枕2 位移管枕3位移管枕4位移管枕5位移管枕6 位移管枕7 位移管枕8 位移调查值0.7010.6820.6830.6740.7350.6360.7070.66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轴向摩擦因数侧向摩擦因数0.50.70.86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2 0-2中国海洋平台为接近的组合如表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分析轴向组合编号摩擦因数10.5020.5030.5040.4050.6060.4570.50表7 再分析计算结果比较0.202.350.192.350.192.350.192.350.222.350.152.350.202.350.172.35第38 卷第5期侧向滑道摩擦因数摩擦因数0.800.100.900.100.700.100.700.100.700.100.700.100.700.15m6.006.406.005.905.885.806.136.126.336.355.235.076.306.315.715.58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。滑道摩擦因数（4）以往在工程地质资料调查过程中形成的摩0.1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，引人启动、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穴余的激发点。（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。000000004.504.504.504.604.694.374.654.563.303.103.033.093.143.043.113.042.602.852.842.903.032.772.972.84（下转第94页）0000000094试，理论初步分析和试验结果分析与验证表明，现有规范标准的测试要求和评价衡准在内容上基本满足要求，但在试验程序和工装上须进行有针对性的分析，而且须关注可能由工装本身特征引起的误报信息，并得到如下结论：（1）整机对数扫频测试的目的是测试SEM电子设备及内部小部件装配及印刷电路板是否完好，不必按照安装的位置进行扫频，由于增加了细长支撑工装件，易导致振动传递失真且易发生工装共振。相比之下，直接将SEM固定在振动测试台上进行测试更为简单有效。（2）在新产品研发阶段，标准未明确的部分可通过理论分析和试验进行补充，以保障水下设备国产化过程中设备性能的全面验证，进而提升国产化产品质量。参考文献1郭伟.水下控制模块测试装置设计及测试方法研究D.哈尔滨：哈尔滨工程大学，2 0 14.中国海洋平台2 American Petroleum Institute.Design and Operationof Subsea Production Systems-Part 4:SubseaWellhead and Tree Equipment:ISO 13628-4 S.2011.3American Petroleum Institute.Standard for SubseaProduction Control Systems:API Standard 17F S.2019.4中国船级社.水下生产系统发证指南S.2016.5中华人民共和国国家质量监督检验检疫局，中国国家标准化管理委员会.石油天然气工业水下生产系统的设计与操作第6 部分：水下生产控制系统：GB/T21412.6S.2009.6魏娟，孙钦，安维.水下控制模块的故障树分析研究.石油工业技术监督，2 0 2 2,38（3）：38-42.7郭中云，顾继俊，邱盼，等.水下采油树工厂验收测试（FA T)技术研究J.石油矿场机械，2 0 15，44（6）：21-25.8朱高磊，赵宏林，段梦兰，等.水下采油树控制模块设计要素分析.石油矿场机械，2 0 13,42(10）：1-6.9 吴江南，章旭东.浅谈整机电子产品振动试验的可靠性.环境技术,19 9 3(1):18-2 0.第38 卷第5期(上接第7 4.页）CJ/Proceedings of ASME 28th International参考文献1ALMEIDA M S S,COSTA A M,AMARAL C S,etal.Pipeline failure on a very soft clay C/Proceedings of the 3rd International Conference onSoft Soil Engineering.2001.2PERINET D,SIMON J.Lateral buckling and pipelinewalking mitigation in deep waterC/Proceedings ofOffshore Technology Conference.201l.3DNV GL.Global Buckling Design of 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