Oil & Gas Pipeline Survey
Rohrleitungs-Stabilität in Bezug zur Bodenstabilität
Ein wichtiger Aspekt beim Entwurf eines Offshore-Pipelinesystems ist seine Stabilität für den Unterwasserbetrieb auf dem See- Fluß- Kanal- oder Meeresboden für eine lebenslange Nutzung (Betrieb). Die Analyse des Verbleibs des Pipelinesystems auf dem Meeresboden wird als On-Bottom-Stabilität bezeichnet. Es gibt nur wenige Methoden, um die Pipeline am Meeresboden zu halten, wie z.B. das Vergraben von Rohren, das Ausheben von Gräben sowie den Bau einer Felsenberme und die Verdickung der Betonbeschichtung. Die "On-Bottom-Stabilität" besteht aus vertikaler Stabilität und dynamischer lateraler Stabilität.
Vertikale Stabilität
Das Gesamtgewicht des Rohres ist das Gewicht des Rohrmaterials aus legiertem Stahl, der Korrosionsschutzbeschichtung und der Beschichtung der Rohrverbindung vor Ort. Ein Querschnitt einer Offshore-Pipeline ist durch das nachstehende Bild zu sehen:
Um ein Aufdriften im Wasser zu vermeiden, muss das Unterwassergewicht der Rohrleitung die folgenden Kriterien erfüllen:
Im Einzelnen:
Υw = Sicherheitsfaktor
b = Rohrauftrieb pro Längeneinheit : ρw • g • ∏ • D2 / 4
ρw = Massendichte von Wasser
g = Gravitationsbeschleunigung
D = Rohraußendurchmesser (einschließlich aller Beschichtungen)
ws = Eintauchgewicht des Rohres pro Längeneinheit
sg = Rohrspezifische Dichte : (ws+b)/b
Wenn eine ausreichend geringe Wahrscheinlichkeit eines negativen Auftriebs nicht dokumentiert ist, kann der Sicherheitsfaktor Υw = 1,1 angewendet werden.
Dynamische laterale Stabilität (Dynamische Seitenstabilität)
Das Ziel einer dynamischen lateralen Stabilitätsanalyse ist es, die laterale Verschiebung einer Pipeline zu berechnen, die hydrodynamischen Belastungen aus einer gegebenen Kombination von Wellen und Strömung während eines Bemessungsseegangs ausgesetzt ist.
On-Bottom-Stabilität ist ein hochgradig nichtlineares Phänomen mit einem hohen Grad an Stick/Slip-Reaktion. Dies ist besonders wichtig, um große Werte des Verhältnisses von Strömung zu Wellen und große Wellenperioden zu berücksichtigen, und zwar mehr bei steifem Ton und Gestein als bei weichem Ton und Sand, wo der Aufbau von Penetration und passivem Widerstand stärker ausgeprägt ist.
Stromfluss
The steady current flow at the pipe level may have components from:
Gezeitenstrom
Windinduzierter Strom
Sturmflut-induzierter Strom
Dichtegesteuerter Strom
Kurzzeitwellenzustand
Der welleninduzierte oszillatorische Strömungszustand auf dem Rohrniveau kann mit Hilfe numerischer oder analytischer Wellentheorien berechnet werden. Die Wellentheorie muss in der Lage sein, die Bedingungen an der Rohrleitungsstelle zu beschreiben, einschließlich der Auswirkungen aufgrund von Flachwasser, falls zutreffend. Der kurzzeitige, stationäre, unregelmäßige Seegang kann durch ein Wellenspektrum Shh(ω) beschrieben werden, d.h. durch die Leistungsspektraldichtefunktion der Meeresoberflächenerhebung. Wellenspektren können in Tabellenform, als gemessene Spektren oder in analytischer Form angegeben werden.
Zum Beispiel lautet das JONSWAP-Spektrum, die spektrale Dichtefunktion:
Kräfte, die die Stabilität der Pipeline am Boden beeinflussen
Hydrodynamische Kraft, besteht aus der Widerstandskraft und der Trägheitskraft (kann mit der Morrison-Formel berechnet werden) sowie der Auftriebskraft. Die Auftriebskraft ist eine vertikale hydrodynamische Kraft. Dies würde mit der Konzentration der Stromlinie auf dem Rohr geschehen.
Bodenreibungskraft, eine horizontale Kraft, die durch den Reibungskoeffizienten zwischen Rohr und Meeresboden beeinflusst wird. Der Wert des Reibungskoeffizienten hängt von den Bodeneigenschaften des Meeresbodens ab. Zum Beispiel beträgt der Reibungskoeffizient für Lehmboden 0,2 und der Reibungskoeffizient für Sandboden 0,6.
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