张力腿平台顶张紧式立管强度分析

SHIP ENGINEERING 船 舶 工 程

Vol.36 No.5 2014 总第36卷，2014年第5期

张力腿平台顶张紧式立管强度分析

石 云1，曹 静1，沙 勇1，周晓东1，周 磊2

（1．中海油研究总院，北京 100027；2．海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

摘 要：张力腿平台在近年来深水油气田开发中得到广泛应用。顶张紧式立管是张力腿平台的关键部分之一，它连接水下井口与平台，十分重要。根据API RP 2RD规范，对张力腿平台的顶张紧式立管总体强度分析进行了探讨，并以中国南海340m（1116ft）水深某油田环境条件作为设计基础，采用单层管等效模型模拟多层管顶张紧式立管，利用Orcaflex软件对顶张紧式立管总体强度进行了分析，同时探讨了采用规则波或不规则波以及内孤立波对立管应力分析结果的影响，对今后顶张紧式立管的研究和设计具有一定的参考作用。

关键词：张力腿平台；顶张紧式立管；内孤立波；总体强度

中图分类号：P751 文献标志码：A 文章编号：1000-6982 (2014) 05-0114-04

DOI:10.13788/j.cnki.cbgc.2014.0230

Strength Analysis of Top Tensioned Riser

1

1

1

SHI Yun, CAO Jing, SHA Yong, ZHOU Xiao-dong1, ZHOU Lei2

(1. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China; 2. Offshore Oil Engineering Co., Ltd., Tianjin 300451, China)

Abstract: Tension Leg Platform (TLP) has been widely used in deepwater oil field development in recent years. Top Tensioned Riser (TTR) is one of the most important parts for TLP design, which connects subsea well and surface tree. TTR strength analysis method is discussed in this paper. An oil field in South China Sea with water depth 340m (1116ft) is taken as the design basis, TLP TTR global strength was analyzed by considering the influence of soliton for different load cases. The analyses carried out indicate that TTR have resultant stresses well below the allowable. This paper may have a certain reference value for future TTR research and design. Key words: tension leg platform (TLP); top tensioned riser (TTR); internal soliton wave; overall strength

张力腿平台（Tension Leg Platform, TLP）作为一种典型的浮式平台在深水油气田开发中起到了重要作用。目前TLP在世界范围内应用已经超过20座，墨西哥湾、北海、西非等海域都有应用，但在中国南海尚无应用先例。我国在TLP研究及设计方面缺乏经验，和国外相比存在一定的差距，有必要针对中国南海特定环境条件，开展TLP相关技术的研究及设计，这对促进我国深水油气田的规模开发和逐步形成深水工程技术产业链具有深远的意义。

顶张紧式立管（Top Tensioned Riser, TTR）是TLP的关键部分，它连接水下井口与平台，十分重要。TTR通常是由一系列的钢管在顶部通过张紧设施与浮式装置（通常是TLP及SPAR）连接，底部与固定于井口上的应力节点（Stress Joint）等连接的立管结构型式[1]。TLP平台典型的TTR系统主要由表面采油树、柔性跨

收稿日期：2014-03-18；修回日期：2014-05-14

基金项目：国家科技重大专项课题“深水海底管道和立管工程技术”（2011ZX05026-005） 作者简介：石云（1984-），男，工程师，工学硕士。主要从海底管道、立管设计及研究。

— 114 —

接管、张紧器、标准立管节点、立管连接器、应力节

点、水下回接连接器以及水下井口等主要构件组成，示意图参见图1所示。

国外TLP以及TTR相关设计技术较为成熟，研究也比较多。R.Jordan[2]、F.Botros[3]、T.Smith[4]等对国外TLP、Spar TTR设计进行了介绍；S.G.Shu[5]开展了双套筒TTR在超深水的可行性研究；Shaddy Y[6]、David L[7]提出新型顶张紧立管型式以适应不同浮体或者满足不同功能要求。

国内还处于起步阶段，对TTR的研究还比较少。“典型深水平台概念设计研究”课题组对典型深水顶部张紧立管的设计方法进行了总述[8]，孙传栋[9]、ZHANG Qi[10]、GUO Hai-yan[11]等人对TTR动力响应进行了一定的研究，黄维平[12]等人对TTR疲劳分析进行了研究。但国内外相应研究很少有针对中国南海特

石云等，张力腿平台顶张紧式立管强度分析

定的环境条件，尤其是考虑南海内孤立波作用下，对TTR强度进行系统分析。本文针对中国南海特定的环境条件，结合目标油田（水深340m）TLP运动响应数据，对TLP平台TTR总体强度分析进行了研究。

主甲板

标准立管节点跨接采油树

软管P & B 连接器

生产甲板

张紧器

锥形应力节点

张力节点

(TENSION JOINT)

外部回接连接器

高压进口头

标准立管

节点 环空注氮套筒

油管

图1 TLP平台TTR示意图

TCasing=TTubing=

ACasingACasing+ATubing

ATubingACasing+ATubing

T

（2）

T

式中，M、T分别为等效管的弯矩及有效张力；

MCasing、MTubing为套筒和油管的弯矩；TCasing、TTubing为

ITubing为套筒和油管的套筒和油管的有效张力；ICasing、

惯性矩；ACasing、ATubing套筒和油管的截面积。

根据API RP-2RD [14]，套筒和油管的组合应力可以用式（3）进行校核。

σe

2

?TM(DO?t)?=?+?+AI2??

?(p?po)DO(DO?2t)??2?3×?i≤?cfσy?

4tDO?t?3?????

2

2

2

（3）

1 分析方法 1.1 分析工具

本文主要采用商用Orcaflex软件对TLP平台TTR在不同工况条件下的强度进行分析，TLP的一阶运动通过其响应幅值算子（Response Amplitude Operators, RAOs）来进行描述。 1.2 等效模型

TTR由套筒（Casing）以及油管（Tubing）组成，立管套筒及油管之间的相互影响忽略不计。由于OrcaFlex采用单层管的数学模型来模拟多层管的TTR[13]，本文将采用等效模型将TTR简化为单层管结构。为了使等效管所受外力以及弯曲、拉伸特性不发生变化，等效管的外径与套筒的外径相同，等效管的截面积是套筒和油管截面积之和，等效截面惯性矩是套筒和油管惯性矩之和，等效管的重量是套筒和油管重量之和。

采用Orcaflex对TTR进行建模分析时，等效立管采用梁单元进行模拟。详细单元划分可以参考API RP 2RD，TTR张紧器采用非线性弹簧进行模拟。 1.3 单根套管校核

通过立管整体分析得到等效立管的弯矩以及有效张力后。根据套筒和油管的弯曲刚度和轴向刚度来分配弯矩及有效张力，从而对套筒和油管的应力进行校核。套筒和油管的弯矩及有效张力见式（1）及式（2）。

ICasing

MCasing=M

ICasing+ITubing

（1）

ITubing

MTubing=M

ICasing+Itubing

式中，M、T分别为弯矩及有效张力；I为惯性矩；A截面积；DO为外径；t为壁厚；pi为内压；po为外压；σy为材料屈服强度；cf为设计工况因子。

2 算例分析

2.1 基本设计参数

本文以中国南海某油田环境条件作为设计基础，油田范围平均水深为340m，波浪及海流数据见表1、表2。由于目标油田海域内孤立波频繁发生，在立管设计过程中应该充分考虑[15,16]，内孤立波数据见表3所示，表4为TLP平台不同条件及海况下的平衡位置。

表1 波浪主极值

要 素

重现期/年

Hs波浪

TzTp

表2 流主极值 要 素

表面

海流/cm·s-1

中部底部

重现期/年

1000251.0215.1138.2

100.9

表3 内孤立波剖面表

水深/m 水深/m

流速/m·s-1流速/m·s-1

1（海床上方）海床 — 115 —

海洋工程

表4 TLP平台在不同条件及海况下平均位置 船体状态，海况重现期

位移

纵荡/m

横荡/m

垂荡/m

功能

出TTR初步设计参数如表5所示。

表5 TTR初步设计参数 类型 生产油管

名义直径/mm

壁厚/mm

材料

3Cr-S

完整，1000年生产

完整，100年完整，10年

套筒X-80

完整，1年2.2 主要设计工况及分析结果 张力腿损坏，10年

本文中生产TTR采用单套筒结构（Single casing TTR），操作压力为7.0MPa，关断压力（极端压力）为12.5MPa，设计温度为63℃，经过初步壁厚设计得

250 等效应力/MPa 200 150 100

根据API RP2RD规范，本文进行TTR强度分析时考虑了水压试验工况、操作工况、极端以及自存工况。图2列出了几个主要设计工况TTR套筒的应力图(篇幅所限，没有全部列出)。

主要设计工况下套筒和油管的最大UC值见表6所示，各设计工况下的UC值均小于1，满足规范要求。

600等效应力/MPa 5004003002001000

等效应力/MPa

350 300 250 200 150 100 50

400

300400200

长度/m

(b) 极端工况-P-E2

图2 主要设计工况TTR套筒和油管的应力

100

表6 生产TTR油管及套筒UC值

海况条件

cf

0 0

50 0 -50 0 300 100 200 长度/m (a) 操作工况-P-N

300200

长度/m

(c) 自存工况-P-S4

100

400

工况 P-T P-N P-E1 P-E2 P-E3 P-E4 P-S1 P-S2 P-S3 P-S4

分类 水压试验 操作工况

平台/立管状态

充水

套筒UC值 油管UC值

— 1年一遇正常操作年一遇完好年一遇 一根张力腿损坏

极端工况

1.2

10年一遇 张紧器损坏

破舱张紧器损坏

自存工况

100年一遇 一根张力腿损坏1.5

破舱完好年一遇

2.3 规则波与不规则波对比分析

通常，采用不规则波进行立管动态分析，每个设计工况要进行3h时间历程的分析，为了节约计算时间，在2.2节的立管强度分析中，采用了规则波进行动态分析。为了验证采用规则波进行强度分析的合理性，以P-S4工况为例，分别选取了Jonswap随机波（γ=2.2及γ=2.6）以及Airy规则波（T=Tz以及T=Tp）进行对比。图3、图4分别是立管顶部和底部区域应力对比图。当采用T=Tz的Airy规则波时，立管应力和采用Jonswap随机波的计算结果非常接近。

140120100806040200

等效应力/MPa

不规则波γ=2.2

不规则波γ=2.6

规则波T=Tp

规则波T=Tz

020

60 40

长度/m

80 100

图3 立管顶部区域应力对比

— 116 —

石云等，张力腿平台顶张紧式立管强度分析

250

参考文献：

[1] 中海石油研究中心. 深水立管选型报告[R]. 北京: 中海

石油研究中心, 2011.

[2] R.Jordan, J.Otten, D.Trent, et al. Matterhorn TLP Dry-Tree

不规则波γ=2.6 不规则波γ=2.2 规则波T=Tz 规则波T=Tp

等效应力/MPa

200 150 100 50 0 340

350

Production Risers[C]//Offshore Technology Conference, 2004, OTC16608.

[3] F.Botros, R.Burke, A.Magee, et al. Coupled Analysis and

370

380

Tensioning System for Holstein Dry-Tree Risers [C]//Offshore Technology Conference, 2005, OTC17252. [4] T.Smith, T.Allen, A.Yu. Hostein Spar Support Vertical

Riser and Dry Tree System[C]//Offshore Technology Conference, 2005, OTC17254.

[5] S.G.Shu, M.Karayaka, J.Chao, et al. Feasibility of

Top-Tensioned Dual Casing Production Riser Systems in Ultra-deepwater[C]//Offshore Technology Conference, 2005, OTC17357.

[6] Shaddy Y, Hanna, Mamdouh M, et al. New Tendon and

Riser Technologies Improve TLP Competitiveness in Ultra-Deepwater[C]//Offshore Technology Conference, 2001.

[7] David L, Rovert M, George Ross Frazer. Top-tensionde

Riser Systems for a New Floater Type[C]//Offshore Technology Conference, 2010, OTC21024.

[8] “典型深水平台概念设计研究”课题组. 典型深水顶部

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的有限元计算[J]. 海洋石油, 2009(3): 85-90.

[10] ZHANG Qi, YANG Hong-biao, HUANG Yi, et al. Effect

of Several Key Parameters on the Dynamic Analysis of TTR[J]. Journal of Ship Mechanics, 2012(3): 296-306. [11] GUO Hai-yan, ZHANG Li, LI Xiao-min, et al. Dynamic

Responses of Top Tensioned Riser Under Combined Excitation of Internal Solitary Wave Surface Wave[J]. Oceanic and Coastal Sea Research, 2013, 12(1): 6-12. [12] 黄维平, 孙传栋, 唐世振, 等. 深水顶张式生产立管的

浪致疲劳研究[J]. 中国海洋平台, 2009(3): 26-30. [13] OrcaFlex Manual, Version 9.4a[M]. Orcina Ltd., 2010. [14] API RP 2RD. Design of Risers for Floating Production

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[15] 蔡树群, 甘子钧. 南海北部孤立子内波的研究进展[J].

地球科学进展, 2001, 16(2): 215-219.

[16] 赵党, 冯现洪, 崔少敏, 等. 内波对海洋立管的作用[J].

船舶科学技术, 2013, 35(6): 83-89.

360

长度/m

图4 立管底部区域应力对比

2.4 内孤立波对立管应力的影响

该海域内波引起的剪切流在不同水深方向相反，所以背景流叠加内波流时需要考虑2个不同的方向。以P-N设计工况为例，分别考虑了10年台风条件不叠加内波流以及叠加内波流后的应力图如图5所示。从图5中可看出，叠加内波流后，立管顶部区域的应力显著增大，所以在设计中需要考虑内孤立波的影响。 250

200

150

顶部内波流与背景流同向

不考虑内波流 100

50

100 0 300 200 400

长度/m

等效应力/MPa

图5 内孤立波影响分析

3 结论

本文以南海某油田环境条件为基础，采用单层管等效模型模拟多层管TTR，利用Orcaflex软件对TLP平台TTR总体强度进行了分析，同时探讨了采用规则波或不规则波以及内孤立波对立管应力分析结果的影响，从分析结果中可以得出以下结论。

1）根据计算的结果，本文设计的TTR强度满足规范要求；

2）TTR最大应力位于顶部以及底部区域，在设计中需要重点关注；

3）本文中采用规则波进行立管动态分析得出的结果是合理的；

4）中国南海内孤立波的存在会增加立管应力，设计分析中需要关注。

— 117 —