Post Behaviour of Anchors Hooked by Pipelines

Abstract

De siste tiårene har utviklingen av undersjøiske installasjoner økt i sammenheng med reduksjon i kostnaden for etablering av dem. I samme tidsrom, og for fremtiden, vil det være en økning av seilaser i Nordsjøen grunnet et utømmelig behov for varer, olje, frakt av mennesker etc. Tilfeller der anker har hektet seg av låsemekanismen til skipet under seilas i stor sjø har skjedd, og det har også vært tilfeller der skip mister propulsjon og må nød-ankre. Det kan potensielt føre til uønskede interaksjoner mellom skip og undersjøiske rørledninger. Selv om slike tilfeller skjer svært sjeldent, er skadepotensialet stort. Et anker fra ett større skip kan påføre stor skade, både økonomisk og miljømessig. Det er derfor viktig å forstå hva som skjer hvis et anker skulle bli slept langs bakken og hektet seg fast til en rørledning som frakter olje eller gass.

Tidligere har (Jónsdóttir, 2016) og (Pettersen, 2017) skrevet master-oppgaver om temaet. De har begge sett på sannsynligheten for at et anker kan hekte seg fast til en rørledning liggende på sjøbunnen, og hvilke parametere som er avgjørende. Resultatene viste at hastighet på skipet har stor påvirkning da det tillater ankeret å hekte seg fast, samt at diameter på røret og størrelsen på ankeret var avgjørende. Det var derfor naturlig å videre se på hvilke konsekvenser en slik interaksjon ville gi, og hvor stort skadepotensialet faktisk var som for eksempel spenningene, bøyemomentene og den plastiske kapasiteten til rørledningen.

Ved bruk av det endelige elementmetode (FEA) programmet SIMLA ble 102 global analyser kjørt. De bestod av syv forskjellige dimensjoner for anker fra 3780 til 15 400 kg, som dekket de mest brukte dimensjonene av anker i Nordsjøen. Videre bestod rørledningene av tre forskjellige dimensjoner, som dekket ett bredt spekter av små til større rør. Det ble også variert for tre forskjellige forhold mellom diameter og tykkelse på røret. Med en lengde på 13 km for røret unngikk man at respons ble tatt opp i endene der grensebetingelser ble satt. Til slutt ble jord-konfigurasjonen lagt på slik at røret og ankeret opplevde en realistisk jordfriksjon i alle retninger.

Hver konfigurasjon av rørledning og anker ble kjørt i to runder; som eksponert der det lå på toppen av sjøbunnen, og nedgravd der rørledningen hadde toppen av røret nedgravd 1m under sjøbunnen.

De eksponerte rørledningene opplevde å oppnå elastoplastisk oppførsel i 38 av 51 tilfeller. De minste rørledningene på 15”opplevde slik oppførsel for 90% av tilfellene. De mellomstore rørledningene på 24”opplevde elastoplastisk oppførsel i 38% av tilfellenes, mens de største rørdimensjonene opplevde slik oppførsel for kun 14% av tilfellene. Sammenlignet med de nedgravde rørene så var det 31 av 51 tilfeller som utviklet elastoplastisk skade. Fordelingen ga hekt i 81% av tilfellene for de minste rørledningene, 38% av tilfellene for de mellomstore rørledningene. For den største rørdimensjonen var det like mange tilfeller som de eksponerte rørledningene.

Det viste at økningen i rørdiameter førte til mindre elastoplastisk skade da røret ble stivere og krevde mer energi for å utvikle kritisk elastoplastisk skade. Det viste også at tykkere rørledninger i større grad var beskyttet mot skade siden deres styrkekapasitet var større og dermed deres evne til å motstå plastisk kapasitet. Derimot viste de nedgravde rørledningene større verdier av plastisk kapasitet, grunnet større kurvatur-endring. De høye verdiene kom også raskere på grunn av jordmotstanden. Det betydde at nedgravde rørledninger kunne få mye større skade hvis et anker får til å hekte over en vedvarende tidsperiode.

Over the years the development of subsea installations has increased while initial investment costs have effectively been reduced. It has correlated with an increasing ship activity which further increases the risk of interaction between the subsea assets and ships. Dropped and dragged objects may thus inflict damage on the subsea assets. Especially anchors can lead to substantial damage and are the 3rd party interference’s that may cause most damage on a subsea asset. They can be dropped unintentionally by damage on turnbuckles, chain locks or band brakes on the ship, which can be provoked by e.g. ship movements in bad weather. Ships may also have machinery failure and thus need to anchor at a given place. Even though the probability of occurrence is small, the damage potential is substantial. With an inevitable undesired risk of substantial environmental damage, as well as economical setbacks the need for evaluating the integrity of a pipeline is highly present.

Previous work had designed models and done analyses on whether anchors would hook or not, with two different anchor geometrical models. They had identified several scenarios which would increase anchor hooking, such as reduction of vessel speed, diameter of pipe and size of anchor. It was therefore of relevance to focus on the damage analysis such as integrity of the pipe, its plastic capacity and its stress-strain distribution.

By application of the software program SIMLA, 102 global models were run. It consisted of anchor dimensions between 3780 - 15 400 kg, grasping the most typical anchor sizes used in the North sea. Three different pipeline diameters with an additional three different diameter to thickness ratios were analyzed. The pipelines had a length of 13 km to avoid any response being caught up in the boundaries. Different soil descriptions were added as well to allow for axial, lateral and vertical friction from the soil.

Each configuration was run with both an exposed case laying on top of the seabed and a buried case where the entire pipe was laid one diameter below the seabed. The number of cases were done to cover most of the dimensions of both pipeline and ship anchors in the North sea. The anchors would hook until a maximum breaking load for the anchor chain was reached.

The exposed pipeline interacting with an anchor for a lasting hook reached elastoplastic behaviour for 38 out of 51 pipelines. The smallest diameter pipelines would experience elastoplastic damage for 90% of the hooked anchors. The diameter of 24” would lead to 38% elastoplastic behaviour while the largest pipelines would only cause sufficient damage for 14%. The buried pipeline would comparably reach elastoplastic behaviour for fewer pipeline configurations with 31 out of 51 analyses. For the smallest 15” pipeline, 81% of the analyses reached elastoplastic behaviour whereas the 24” pipelines had damage to 52% of the analyses. A clear indication that the buried soil description gave protection to the pipeline. However, the largest pipeline configuration would induce enough forces that it gave the same number of elastoplastic damage as the exposed pipeline of 14%.

Evidently, an increase in diameter lead to less elastoplastic damage as it became stiffer and needed more energy to invoke critical damage. It also proved that thicker pipelines would lead to less damage due to its strength capacity increasing, and thus its plastic capacity. It also proved that buried pipelines would have fewer pipelines reaching elastoplastic damage, due to the protection from the soil. However, the buried pipelines proved to reach higher levels close to contact for the plastic capacity, and reaching them more rapidly. This meant that the buried pipelines would need a shorter impact duration to induce enough damage that the pipeline would need repair.