KR20150123357A - 노후화된 해양 파이프 라인 및 라이저 구조물의 굽힘 및 좌굴붕괴를 야기하는 구조물 팽창량 예측 방법 - Google Patents

노후화된 해양 파이프 라인 및 라이저 구조물의 굽힘 및 좌굴붕괴를 야기하는 구조물 팽창량 예측 방법 Download PDF

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Abstract

본 발명은 석유 및 가스 생산을 위한 해저 유정 개발 등에 사용되는 구조물의 팽창량 예측방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 고온, 고압의 영향과 더불어 설계수명 동안 자연스레 노후화가 발생할 해저 파이프 라인(Pipeline) 및 라이저(Riser) 등과 같은 해양 구조물의 굽힘, 변형 및 좌굴 붕괴를 막기 위한 팽창량 예측 방법에 관한 것이다. 구성은 해양 구조물의 팽창량 예측 방법으로서, (a) 해양에 설치되는 파이프 라인과 같은 해양 구조물의 다양한 설계 인자를 규명 및 입력하는 단계; (b) 상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하고 각 변수를 명확히 규명하는 단계; (c) 상기 (a) 단계를 통해 얻어진 정보를, 상기 (b) 단계를 통해 얻어진 변수와 연관하여 가상팽창한계 앵커(Anchor) 길이 및 팽창량을 추정하는 단계; (d) 계산된 팽창량을 기반한 초기 좌굴 발생확률 추정(Screening) 단계; (e) 추정된 결과가 좌굴 현상과 민감하게 반응하는지에 대한 여부 판단을 바탕으로 민감하다면 비선형 유한요소법을 통해 해저형상을 모델링 하는 단계로 진행하고, 민감하지 않다면 설계를 마무리하는 단계; (f) 모델링된 해저형상을 기반으로 좌굴 후(Post-buckling) 상태가 안전도를 만족하는지 판단하는 단계; 를 포함하여 이루어지는 것을 특징으로 한다.

Description

노후화된 해양 파이프 라인 및 라이저 구조물의 굽힘 및 좌굴붕괴를 야기하는 구조물 팽창량 예측 방법 {METHOD FOR THE EXPANSION ESTIMATION OF AGED SUBSEA PIPELINE AND RISER TO PREVENT STRUCTURAL BENDING AND BUCKLING COLLAPSE}
본 발명은 석유 및 가스 생산을 위한 해저 유정 개발 등에 사용되는 구조물의 팽창량 예측방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 고온, 고압의 영향과 더불어 설계수명 동안 자연스레 노후화가 발생할 해저 파이프 라인(Pipeline) 및 라이저(Riser) 등과 같은 해양 구조물의 굽힘, 변형 및 좌굴 붕괴를 막기 위한 팽창량 예측 방법에 관한 것이다.
일반적으로 해양에는 유정 개발을 위한 해저 파이프 라인(Subsea pipeline) 이나 라이저(Riser) 또는 심해저 시스템(Subsea system) 등과 같은 해양 구조물이 설치 사용되고 있다.
상기와 같은 해양 구조물은 도 1에 도시된 바와 같이 높은 압력과 높은 온도로 인한 팽창(Expansion)이 자연스럽게 발생 된다.
또, 해양 구조물의 팽창은 점차 높아져 가는 석유 및 가스 등의 자원에 대한 수요와 더불어 개발 유정의 수심 또한 같이 증가하고 있는 추세이므로 깊은 수심(Deepwater)과 심해저로부터 아래 방향 및 아래 대각선 방향으로 3km부터 10km까지 심해 유정 개발을 위한 시추작업이 이루어짐으로 인해 압력 및 온도가 더욱 높아지고 있기 때문에 가속화되고 있다.
한편, 해저나 심해저 개발의 경우 육상 또는 근해 개발과는 달리 문제가 발생하였을 때, 일반적으로, 수리나 해결이 매우 어려움과 동시에 막대한 금전적 손실 그리고 상상할 수 없는 심각한 환경오염을 초래한다.
즉, 해양사고는 일단 발생하고 나면 그 규모가 방대하며 (예, 2010년 BP사의 Oil spill때 Macondo well사고) 치명적인 인명손실 또는 환경재앙 등이 발생한다.
이러한 문제를 해결하기 위해 해저 및 심해저 구조물 설계에는 신뢰할 수 있고 강건함을 유지하기 위한 높은 안전율이 적용되며, 새로이 발견되는 다양한 사고와 운영상의 문제해결을 위한 다방면의 연구가 이루어지고 있다.
또한, 일반 구조물에 노후화로 인한 결함이나 강도저하가 발생하는 것과 같이 해저구조물 또한 자연적인 노후화가 발생하며, 일반 구조물 대비 바다, 부식성 높은 생산 유체성분 및 고온, 고압의 어려운 환경제약조건으로 인해 더욱 많은 양의 부식, 피로균열, 국부손상 등과 같은 노후화 관련 문제가 발생한다.
한편, 이러한 심해저 구조물의 팽창은 주로 고온 및 고압에 의해 야기되는데, 설계단계에서 신뢰할 수 있는 구조물 팽창량 예측을 기반으로, 발생 가능한 구조변형, 초기설치형상 결정, 파이프 Spool Piece 및 Induction bend 등의 최적화 작업이 수행되어야 한다.
이와 관련하여, 명확한 해양엔지니어링 파이프 라인이나 라이저의 고온, 고압으로 야기되는 팽창에 관련한 설계 가이드라인이나 법규는 존재하지 않지만, 대다수의 엔지니어링사 또는 설계엔지니어들은 기존 경험과 간단한 이론식을 바탕으로 팽창량을 예측하고 설계를 수행하고 있는 실정이다.
물론, 육상 혹은 근해 파이프 라인 구조물의 팽창과 관련한 컴퓨터 시뮬레이션 등의 선행기술은 존재하지만 실제 해양유전에서의 실측자료와의 검증도 어렵고, 검증자료의 양에도 제한이 있어서, 신뢰할 만한 가이드라인으로서 아직도 많은 부분이 부족한 실정이다.
이러한 심해의 환경에서는 해저 지반의 비선형적 거동변화, 높은 온도, 높은 압력, 부식성 강한 생산 유체 및 다양한 환경하중(조력, 풍력, 파랑하중 등)으로 인한 연결된 구조물(생산 플랫폼 및 라이저)의 거동 또한 다양한 영향을 야기하므로 다른 방법으로의 접근이 필요한 실정이다.
또한, 설치된 해저 파이프 라인이나 라이저와 같은 해양 구조물의 팽창현상이 구조물의 수직방향 좌굴(Upheaval buckling), 수평방향 좌굴(Lateral buckling or Snaking)이 심각한 경우 해당구조물의 파단 및 좌굴 붕괴현상을 동반하게 된다.
여기서, 상기 언급된 수직방향 좌굴의 경우 해저에 설치된 구조물의 주변 환경조건으로 인해 해저면 아래로 파이프 구조물이 좌굴을 일으킬 수 없기에 수면방향인 위쪽으로 변형을 일으키는 현상을 뜻한다.
수평방향 좌굴의 경우 일반적으로 뱀이 이동하는 형상과 비슷하다 하여 Snaking 이라고도 불리며, 수평방향 좌굴이란 용어를 자주 사용한다.
수평방향 좌굴은 통상 2 ~ 5m 가량 매설된 파이프 라인에서 발생하고, 수평방향 좌굴은 해저면에 설치된 파이프 라인에서 주로 발생 되는 현상이다.
도 2는 상기 언급된 수직방향 좌굴을 보여주는 도면으로써, 도시된 바와 같이 해저면과 파이프 구조물이 접촉되어 있던 초기 경계조건에 비해 구조물에 가해지는 하중성분이 복잡해짐을 쉽게 유추할 수 있다.
수직방향의 좌굴은 육상 혹은 해저면 하 매설된 파이프 라인에 고온고압이 가해지거나, 매설토질 등에 문제가 있을시 흔하게 발생한다.
도 3은 상기 언급된 수평방향 좌굴을 보여주는 도면으로써, 파이프의 팽창으로 인한 수평방향 변형이 발생함을 확인할 수 있다.
수평방향 좌굴은 육상 혹은 해저면 상에 노출되어 있는 파이프 라인에 고온고압이 가해지거나, 설치 운영 등에서 미세한 초기변형이 가해지면, 더욱 이러한 구조변형 및 좌굴붕괴 현상이 촉진되어, 해양 구조물의 전반적 총체적국부적인 문제를 야기한다.
한편, 수직 및 수평방향 좌굴 현상으로 인해 해저면에 지지된 파이프 사이에 공간이 발생하게 되며, 이는 파이프 구조물의 뭉툭한 형상(Bluent)과 더불어 주변 조류의 속도변화에 따른 압력차로 인해 와류(Vortex)를 발생시키고, 와류가 유기하는 진동현상(Vortex-induced vibration, VIV)을 야기한다. 이렇게 야기된 와류유기진동은 장시간 노출되면 해양파이프 라인에 연속적인 스트레스를 가하게 되고, 이들이 누적되면 피로균열 및 피로파괴를 동반할 수 있다.
이는 해저구조물의 설계, 설치, 운영 등에 있어 몇 안 되는 위험한 현상으로 분류되며, 해당 현상이 발생시 어떠한 방법을 동원해서라도 해저면 아래로 매설해주거나, 기타 구조물 설치를 통한 팽창된 구조물을 완화시켜줄 필요가 있다.
최근, 대한민국의 서해안에서 석유수입터미널에 연결되는 해저파이프 라인이 원인불명 하에 노출되었으며, 자연과 인명에 손상을 야기하는 잠재적인 문제가 있다.
따라서, 설계단계에 있어 이러한 해양 구조물의 팽창을 세밀하게 분석하고 설치에 임하지 않는다면, 쉽사리 고온고압의 생산 유체 생산운영과정에 있어 팽창으로 인한 상기 언급된 다양한 문제가 발생하게 된다.
종래의 개발된 기술을 살펴보면, 이미 운영 중에 발생한 팽창과 관련한 일련의 구조변형이 탐지되었을 때, 이후 해결책에 관한 연구를 다루고 있으며, 이는 원천적으로 구조물의 팽창을 막는 기술이 아닌 후처리 기법에 가깝다고 할 수 있으며, 현재까지 해저 파이프의 좌굴을 막기 위해 개발된 방법은 아래의 표 1과 같이 정리할 수 있다.
개발된 파이프 좌굴방지 기법
버클링 용량 증가법 초기 완화 버클링법 부분 구속영역 증가법
코팅두께 중가
암석 적치
매립
구동력 완화
파이프 구조의 반경 변경		 사형 배치
슬리퍼(버티컬 업세팅)
부력 모듈		 팽창 스풀
SliPIPE
특히, 이미 해저 및 심해저에서 구조물의 문제가 발생했다면 막대한 금전적 손실이 발생하게 된다. 여기서 언급된 금전적 손실은 주로 해저에서의 작업(무인잠수정 및 잠수부를 이용)에 따른 어려움 및 비용과 생산 유체(석유 및 가스)의 개발의 장시간 중단으로 인해 발생하는 손실을 뜻한다.
또한, 해저개발에 요구되는 금액을 설계, 제작 대비 설치 및 운영비용으로 간략히 비교하면, 근해의 경우 1:1, 심해의 경우 1:2, 초심해의 경우 1:3까지도 비용차이가 발생하게 되는 문제점이 있다.
따라서, 해양에 설치될 파이프 라인에 대해서는 엄밀하고 신뢰성 있는 설계방법을 사용하여, 설치 후에 민감한 초기의 변형 및 기타조건 등을 최적화할 수 있는 기법이 필수적으로 요구된다.
그러나, 이와 같이 해저 및 심해저 파이프, 라이저 등과 같은 해양 구조물의 운영기간 동안 팽창이 미치는 영향은 복잡하면서도 다양하고 또한 구조물에 심각한 결과를 초래하지만, 이와 관련된 운영관련 원천기술 및 해결책은 여전히 미흡하다.
한국공개특허 제10-2011-0080749호
이에 본 발명은 상기한 문제점을 해결하기 위해 안출된 것으로서, 본 발명의 목적은 해양 석유 또는 가스개발이나 운영 중에 발생할 수 있는 심해저 파이프 라인이나 라이저와 같은 해양 구조물의 변형을 정도 높게 예측할 수 있는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법을 제공하는 것이다.
상기 과제를 해결하기 위해 본 발명은, (a) 해양에 설치되는 해양 구조물의 설계 인자들을 추출하는 단계; (b) 상기 해양 구조물의 팽창 관련 변수를 추출하는 단계; (c) 상기 설계 인자와 상기 팽창 관련 변수를 연관시켜, 상기 해양 구조물의 가상팽창 한계 앵커길이 및 팽창량을 추정하는 단계; (d) 추정된 팽창량을 통해 초기 좌굴발생확률을 추정하는 단계; (e) 추정된 좌굴발생확률이 일정 이상일 경우 비선형 유한요소법을 통해 해저형상을 모델링하고, 일정 미만일 경우 설계를 종료하는 단계; 및 (f) 모델링된 해저형상을 기초로 상기 해양 구조물의 좌굴후 상태가 소정의 안전도를 만족하는지 판단하는 단계;를 포함하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법을 제공한다.
또한, 상기 해양 구조물은 파이프 라인 또는 라이저일 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 설계 인자는, 상기 해양 구조물의 기계적 설계 인자, 사용 재료의 물성 인자, 상기 해양 구조물이 설치되고 사용되는 환경 인자, 및 설계 수명 동안 상기 해양 구조물의 노후화에 영향을 미치는 노후화 인자를 포함할 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 팽창 관련 변수는, 상기 해양 구조물의 구조적 요소와 하중의 변화 및 해양 구조물 간의 연결부 또는 단부에서 발생하는 엔드 캡(end cap) 효과에 관한 변수, 상기 해양 구조물의 내,외 압력에 의해 반경방향으로 팽창 또는 수축됨으로써 축방향으로 발생하는 포아송 효과(poisson effect)에 관한 변수, 상기 해양 구조물 내에 유체를 수송할 때 발생하는 온도차에 의한 온도효과에 관한 변수와, 상기 해양 구조물이 설치된 지면과의 마찰계수, 또는 상기 해양 구조물의 설치 시 가해진 장력으로 인해 상기 해양 구조물의 축 방향으로 잔류하는 축 방향 장력 변수를 포함할 수 있다.
또한, 상기 팽창량의 추정 단계는, 다수의 하중이 평형을 이루는 평형상태 조건이 만족되는 것을 기준으로 하는 하중기준 접근법과, 다수의 요소에 의한 변형량을 추정하여 변형량의 합이 0이 되는 것을 기준으로 하는 변위기준 접근법을 통해 추정할 수 있다.
또한, 상기 팽창량의 추정은, 상기 하중기준 접근법의 결과와 상기 변위기준 접근법의 결과의 평균치를 사용할 수 있다.
또한, 상기 초기 좌굴발생확률은, 상기 추정된 팽창량과, 좌굴현상의 민감도 분석을 통해 구할 수 있다.
또한, 상기 해저 형상 모델링은, 해저의 구조형상, 토질성분, 토질종류, 비배수 전단강도, 밀도, 마찰계수, 토질의 푸아송비, 공극률, 마찰각, 과압밀비, 소성지수 해저형상 중 하나 이상을 고려하여 수행될 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 좌굴후 상태가 소정의 안전도를 만족하지 못할 경우, 해양 구조물의 재설계하는 단계를 포함할 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 재설계는, 사형 배치(Snaked laying), 슬리퍼(Slipper 설치), 또는 부유체 모듈 중 어느 하나 이상을 포함하는 좌굴 완화법을 포함할 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 재설계 후, 상기 (d), (e), (f) 단계를 수행할 수 있다.
또한, 상기 엔드 캡(end cap) 효과에 의한 변형은, 하기 [식 1]로 구할 수 있다.
[식 1]
Figure pat00001
여기서,
εE: 엔드 캡 효과에 의한 변형률
pi: 내부압력(일반적으로 설계압력)(Internal pressure; normally, design pressure)
pe: 외부압력(일반적으로 정수압)(External pressure; normally, hydrostatic pressure)
A: 파이프 단면적(Steel pipe cross section)
Ai: 파이프 유량면적(Pipe internal area)
E: 탄성계수(Elastic youngs modulus)
OD: 코팅을 제외한 파이프 외경
또한, 상기 포아송 효과(poisson effect)에 관한 변형은, 하기 [식 2]로 구할 수 있다.
[식 2]
Figure pat00002
여기서,
εV: 포아송 효과에 의한 변형률
υ: 포아송 비(Poisson ratio)
OD: 코팅을 제외한 파이프 외경
t: 파이프 두께(Pipe wall thickness)
pi: 내부압력(일반적으로 설계압력)
pe: 외부압력(일반적으로 정수압)
E: 탄성계수(Elastic youngs modulus)
또한, 상기 온도차에 의한 변형은,하기 [식 3]으로 구할 수 있다.
[식 3]
Figure pat00003
여기서,
εT: 온도에 의한 변형률
α: 선팽창계수(Coefficient of linear expansion of steel)
ΔT: 온도차(Temperature difference)
또한, 상기 지면과의 마찰에 의한 변형은, 하기 [식 4]로 구할 수 있다.
[식 4]
Figure pat00004
여기서,
εf: 마찰에 의한 변형률
μ: 토질 마찰 계수
ws: 파이프의 단위 길이당 수중 무게(Submerged weight of pipe per unit length)
LA: 자유 끝단에서 파이프구조물 거리(Distance of pipeline from free end)
또한, 상기 축 방향 장력에 의한 변형은, 하기 [식 5]로 구할 수 있다.
[식 5]
Figure pat00005
여기서,
εγ: 잔류 팽창 변형률
N: 잔류 설치 장력(Residual lay tension)
E: 탄성계수
A: 파이프 단면적
본 발명은 해양 구조물에 영향을 미치는 다양한 요소를 통해 해양 구조물의 팽창량을 예측하고 이를 통해 좌굴확률과 좌굴에 따른 영향을 예측함으로써, 해양 구조물의 좌굴을 사전에 예방할 수 있도록 한다.
또한, 본 발명은 해저 환경영향 및 해저유정의 영향 (고온, 고압)으로 야기되는 해양 구조물의 팽창에 의한 변형을 해결해 줄 수 있는 다양한 구조물의 최적화 설계를 가능하게 한다.
또한, 본 발명에 의하면 초기 파이프 라인 설치 시에 좌굴을 완화시킬 수 있는 다양한 기법(예를 들어, 사형 배치(Snaked laying), 슬리퍼(Slipper 설치), 부유체 모듈 활용방안 등)의 활용도의 극대화 및 최적화를 기할 수 있다.
또한, 본 발명은 비교적 간단한 절차와 더불어 높은 정도의 팽창량 예측을 통해 추후 발생할 구조 변형을 예측하고 초기 설계 시부터 방지책을 마련하여, 운영(해저 석유 및 가스생산)시 발생할 막대한 금전적 손실, 환경오염 등을 원천적으로 막을 수 있는 효과가 있다.
도 1은 최근 개발된 심해, 초심해 유정 속 생산유체의 압력 및 온도 분포를 기반으로, 고온 및 고압의 영향이 중요함을 나타내는 도면이다.
도 2는 해저 파이프 구조물의 수직방향 변형을 보여주는 도면이다.
도 3은 해저 파이프 구조물의 수평방향 변형을 보여주는 도면이다.
도 4는 해저 파이프 구조물의 팽창량 추정 및 구조변형 완화를 위한 최적설계방법의 순서를 도시한 순서도이다.
도 5는 해저 파이프 구조물의 팽창량 및 앵커길이 산정을 위한 개략도면이다.
도 6은 적용된 10가지 경우의 파이프 라인 구조제원을 도시한 도면이다.
도 7과 도 8은 노후화 관련 변수 중 시간 대비 부식량 정보와 부식량 정보 산정에 대한 기준 (95%이상)을 보여주는 도면이다.
도 9는 도출된 파이프 라인 팽창 다이어그램이며, 온도변화가 존재하는 경우와 존재하지 않는 두 경우의 실시 예 결과를 보여주는 도면이다.
도 10은 상기 언급된 두 경우의 차이를 수치적으로 규명한 다이어그램을 포함한 도면이다.
도 11은 파이프 구조 치수, 노출시간 대비 가상팽창 한계 앵커 길이를 가상팽창 한계앵커길이(초기건조상태때)로 나눈 비율 (
Figure pat00006
)의 함수형태로, 부식의 영향을 명확히 규명하기 위한 도면이다.
이하, 본 발명에 따른 노후화된 해양 구조물의 팽창량 예측 방법의 바람직한 실시 예를 첨부된 도면에 의거하여 보다 구체적으로 설명한다.
여기서, 하기의 모든 도면에서 동일한 기능을 갖는 구성요소는 동일한 참조부호를 사용하여 반복적인 설명은 생략하며, 아울러 후술 되는 용어들은 본 발명에서의 기능을 고려하여 정의된 것으로서, 이것은 고유의 통용되는 의미로 해석되어야 함을 명시한다.
또한, 본 발명을 설명함에 있어서 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명을 생략한다.
도 4는 본 발명의 일 실시형태에 따라, 해저 파이프 구조물의 팽창량 추정과 구조변형 완화를 위한 최적설계방법의 순서를 도시한 순서도이다.
도 4에 도시된 바와 같이, 본 발명에 따른 방법은, 해양 구조물의 다양한 설계인자를 추출하고 이를 입력하는 단계(S10)과, 해양 구조물의 팽창과 관련된 변수를 산정하는 단계(S20)과, 상기 설계인자와 팽창과 관련된 변수의 조합을 통해 가상팽창한계 앵커길이 및 팽창량을 추정하는 단계(S30), 계산된 팽창량을 기초로 초기 좌굴발생확률을 추정하는 단계(S40) 및 상기 좌굴발생확률이 소정치 이상이 될 경우 비선형 유한요소법을 통해 해저형상을 모델링하는 단계(S50) 및 모델링된 해저형상을 기반으로 좌굴후 구조물의 안전도 평가하는 단계(S60)을 포함하여 이루어진다.
해저 유정으로부터 생산되는 생산 유체(주로, 석유, 가스, 물, 흙, 기타 유체 등이 함께 생산됨)는 파이프 라인 구조물과 해저시스템을 거치고 최종적으로 라이저 구조물을 통해 해상 플랫폼 혹은 육상에서 인접한 유정의 경우에는 육상으로 수송된다. 그리고 해상플랫폼으로 운송되는 생산 유체는 1차 정제 작업을 통해 석유, 가스 그리고 물 및 기타 흙 성분으로 분리되어 석유 및 가스가 육상으로 운송한다. 이때 쓰는 파이프 구조물은 '파이프 라인'이라고 정의하며, 본 발명에 따른 해상 구조물은 근해, 심해, 초심해 등 모든 해저에 설치된 파이프 라인 구조물을 포함한다.
상기 해양 구조물의 설계인자를 추출하는 단계(S10)는, 구체적으로 해양 구조물의 치수 인자(예를 들어 파이프 라인의 외경, 파이프 라인의 두께 등), 해양 구조물의 재료 물성 인자(예를 들어, 파이프 라인에 사용된 재료의 탄성계수, 항복강도, 인장강도, 포아송비 등), 주변 환경 인자(예를 들어, 풍력 하중, 조류력 하중, 파랑하중, 해수밀도 및 이로 인해 부가적으로 발생한 생산 플랫폼과 라이저 구조물의 유동 등)를 추출하는 것을 포함할 수 있다.
또한, 상기 설계인자를 추출하는 단계(S10)는 추가로 상기 파이프 라인이 수송할 유체의 특성(예를 들어, 온도, 화학성분, 압력, 유량, 물-석유-가스-모래의 구성비 등), 파이프 라인이 설치될 해저면의 특성(토질종류, 비배수 전단강도, 밀도, 마찰계수, 푸아송비, 공극률, 마찰각, 과압밀비, 소성지수 등)을 추출하는 것을 포함할 수 있다.
또한, 상기 설계인자를 추출하는 단계(S10)는 추가로 파이프 라인에 가해지는 여러 하중을 분석하여, 장단기적 하중에 의해 누적되는 피로수명 등을 추정하여, 설계수명을 도출하는 것을 포함할 수 있다.
또한, 상기 설계인자를 추출하는 단계(S10)는 추가로 결정된 설계수명을 바탕으로 파이프 라인의 구조 강도에 악영향을 미치는 노후화 영향을 분석하고 시간대비 부식량 예측 및 부식의 결과로 야기되는 치수 변화, 피로 균열 전파 등에 대한 영향을 파악하는 것을 포함할 수 있다.
이때, 시간의존형 부식모델을 사용할 경우, 파이프 라인의 부식계측을 기반으로 개발된 모델 중 95% 이상의 값들을 모아서 만든 부식 예측량 정보를 이용하는 것이 바람직하다.
즉, 상기 해양 구조물의 설계인자를 추출하는 단계(S10)는, 이상과 같이 도출된 해양 구조물의 특성, 주변환경 변수특성, 설계수명과 그에 따른 노후화 현상 예측값 등을 추출하여 입력하는 단계이다.
상기 해양 구조물의 팽창과 관련된 변수를 산정하는 단계(S20)는, 파이프 라인에 가해지는 여러 하중이 평형을 이루는 평형상태 조건이 만족되는 팽창한계 앵커 길이 산정법(하중기준 접근법), 또는 여러 요소에 의한 변형량을 추정하여 변형량의 합이 0이 되는 팽창한계 앵커 길이 산정법(변위기준 접근법)에 의해 산정될 수 있다.
이때, 상기 하중기준 접근법과 변위기준 접근법에서의 결과의 평균치를 사용할 경우, 팽창 관련 변수 산정의 오차를 보다 줄일 수 있어 바람직하다.
상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하는 단계는, 도 5와 같이 해양 구조물이 배치되는 전체상황을 파악할 수 있는 개략도를 통해, 여러 가지 구조적 요소와 하중의 변화 등을 파악하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수의 산정은, 파이프 라인 끝단의 해저 연결구조물(예, PLET, PLEM, Manifold 등)과의 연결 혹은 수직으로 방향이 변경되는 라이저와의 연결부에서 야기되는 엔드 캡(End cap)효과를 고려할 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수의 산정은, 상기 해양 구조물의 내외 압력에 의해 반경 방향으로 팽창수축됨으로써 축 방향으로 발생하는 포아송 효과(Poisson effect)를 고려할 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수의 산정은, 파이프 라인 설치 시 주위의 해수 온도와, 파이프 라인이 고온의 유체를 수송할 때 발생하는 온도차에 의한 온도효과(Thermal effect)를 고려할 수 있다. 이때, 유정으로부터 생산플랫폼으로 생산유체가 이동하는 과정에서 열역학 법칙에 기반하여 자연적으로 온도감소가 발생하며, 온도구배(Temperature gradient)가 존재하는 긴 파이프 라인의 경우와 온도차이가 거의 나지 않는 비교적 짧거나 혹은 파이프 내부에 파이프를 설계한 (Pipe-in-pipe, PIP) 경우 모두를 다룰 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수의 산정은, 해저면의 토질특성 및 해저면의 지형조건에 따른 파이프의 부분적 침하(Embedment)를 고려하여 추정된 마찰력을 근거한 마찰계수를 사용하여 추정하는 것을 포함할 수 있다.
또한, 상기 해양 구조물의 팽창과 관련한 변수의 산정은, 해양 구조물의 설치 시 설치방법, 설치선과 관련된 장비사용 및 안전설치를 위해 가해진 장력(Tension)을 추정하고 설치 후 잔류하는 축 방향 장력을 추정하는 잔류팽창 추정단계를 포함할 수 있다.
또한, 상세하게는 상기 해당 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하고 각 변수를 명확히 규명하도록 하는 단계(S20)에서 산정될 팽창 관련 변수는 일반적으로 파이프 라인 끝단의 해저연결구조물(PLEM, PLET, Manifold 등)과의 연결 혹은 수직으로 방향이 변경되는 라이저와의 연결에서 야기되는 엔드 캡 효과를 포함하며, 본 실시 예에서 변형기준에 따라 끝단 캡 효과는 하기 식 1과 같이 정리할 수 있다.
[식 1]
Figure pat00007
여기서,
εE: 엔드 캡 효과에 의한 변형률
pi: 내부압력(일반적으로 설계압력)(Internal pressure; normally, design pressure),
pe: 외부압력(일반적으로 정수압)(External pressure; normally, hydrostatic pressure),
A: 파이프 단면적(Steel pipe cross section),
Ai: 파이프 유량면적(Pipe internal area),
E: 탄성계수(Elastic youngs modulus),
OD: 코팅을 제외한 파이프 외경
또한, 상세하게는 상기 해당 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하고 각 변수를 명확히 규명하도록 하는 단계(S20)에서 산정될 팽창 관련 변수는 일반적으로 내외 압력차에 의해 파이프 구조물의 반경 방향으로 팽창수축되는 현상에 기인하여 축 방향으로 발생하는 포아송 효과를 포함하며, 본 실시 예에서 변형기준에 따라 포아송 효과를 구현하면 다음과 같은 [식 2]와 같이 정리할 수 있다.
[식 2]
Figure pat00008
여기서,
εV: 포아송 효과에 의한 변형률
υ: 포아송 비(Poisson ratio)
△p: 파이프 내외부 압력차
OD: 코팅을 제외한 파이프 외경
t: 파이프 두께(Pipe wall thickness)
pi: 내부압력(일반적으로 설계압력)
pe: 외부압력(일반적으로 정수압)
E: 탄성계수
또한, 상세하게는 상기 해당 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하고 각 변수를 명확히 규명하도록 하는 단계(S20)에서 산정될 팽창 관련 변수는 일반적으로 파이프 라인 설치시 주위의 해소온도와 파이프 라인이 고온의 유체를 수송할 때 발생 되는 온도차에 의한 효과, 즉, 온도효과(Thermal effect)를 포함하며, 본 실시 예에서 변형기준에 따라 온도효과를 구현하면 다음과 같은 식 3과 같이 정리할 수 있다.
[식 3]
Figure pat00009
여기서,
εT: 온도에 의한 변형률
α: 선팽창계수(Coefficient of linear expansion of steel),
ΔT: 온도차(Temperature difference)
또한, 상세하게는 상기 온도효과의 경우 유정으로부터 생산플랫폼으로 생산 유체가 이동하는 과정에서 열역학 법칙에 기반하여 자연적으로 온도감소가 발생하며, 온도구배(Temperature gradient)가 존재하는 긴 파이프 라인의 경우와, 비교적 짧은 파이프 라인 혹은 단열목적으로 파이프 내부에 또 다른 파이프를 설계한 (Pipe-in-pipe, PIP) 경우에서 야기되는 온도차이가 거의 나지 않는 경우 (Isothermal), 두 경우 모두를 포함할 수 있다. 이에 대한 자세한 표현은 다음의 식 4.1 ~ 식 4.3 및 식 5.1 ~ 식 5.2와 같이 정리할 수 있다.
1) 고온부
[식 4.1]
Figure pat00010
[식 4.2]
Figure pat00011
[식 4.3]
Figure pat00012
여기서,
Lu: 고온부 고정길이(Upstream Anchor Length)
x: 고온부 끝점과의 거리(Distance from the upstream)
λ: 온도에 따른 길이 감소 계수(Decay length of pipeline temperature)
ρ: 생산유체 밀도(Product Density)
Cp: 생산 유체 비열(Specific heat)
Q: 유량(Flow Rate)
U: 열전달 계수(Overall heat transfer coefficient)
2) 저온부
[식 5.1]
Figure pat00013
[식 5.2]
Figure pat00014
여기서,
Ld: 저온부 고정길이(Downstream Anchor Length)
μ: 토질 마찰 계수 (Soil friction coefficient of pipe)
ws: 파이프의 단위 길이당 수중 무게(Submerged weight of pipeline per unit length)
E: 탄성계수(Young's Modulus)
A: 파이프 단면적(Pipe Steel Sectional Area)
ΔP: 파이프 내외부 압력차(Pressure difference between inside and outside of pipe)
Ai : 파이프 내부 면적(Flow area of pipe)
또한, 상세하게는 상기 해당 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하고 각 변수를 명확히 규명하도록 하는 단계(S20)에서 산정될 팽창 관련 변수는 일반적으로 해저면의 토질특성 및 해저 면의 지형조건 등에 따른 파이프의 부분적 침하를 고려하여 추정된 마찰력을 근거한 마찰계수 효과를 포함하며, 본 실시 예에서 변형기준에 따라 마찰에 의한 변형효과를 구현하면 다음과 같은 식 6과 같이 정리할 수 있다.
[식 6]
Figure pat00015
여기서,
εf: 마찰에 의한 변형률
μ: 토질 마찰 계수
ws: 파이프의 단위 길이당 수중 무게(Submerged weight of pipe per unit length)
LA: 자유 끝단에서 파이프구조물 거리(Distance of pipeline from free end)
= 가상 고정 길이(Virtual anchor length)
또한, 상세하게는 상기 해당 구조물의 팽창과 관련한 변수를 산정하고 각 변수를 명확히 규명하도록 하는 단계(S20)에서 산정될 팽창 관련 변수는 일반적으로 설치시 고려한 설치방법, 설치 선과 관련된 장비사용 및 안전설치를 위해 가해진 장력을 추정하고, 설치 후에 잔류하는 축 방향의 장력을 추정하는 잔류팽창 효과를 포함하며, 본 실시 예에서 변형기준에 따라 잔류팽창효과를 구현하면 다음과 같은 식 7과 같이 정리할 수 있다.
[식 7]
Figure pat00016
여기서,
εγ: 잔류 팽창 변형률
N: 잔류 설치 장력(Residual lay tension)
E: 탄성계수
A: 파이프 단면적
또한, 추가적으로 끝단 저항이 존재하는 파이프 팽창의 경우 아래의 식 8을 고려할 수 있다.
[식 8]
Figure pat00017
여기서,
La: 파이프구조물의 자유 끝단에서 가상 고정점 사이의 길이인 가상팽창한계 앵커 길이
Q : 저항력(Restraining Force)
μ: 토질 마찰 계수
Ws: 파이프의 단위 길이당 수중 무게
E: 탄성계수
△T: 파이프 내외부 온도차
Ai: 파이프 내부 면적
상기 설계인자와 팽창과 관련된 변수의 조합을 통해 가상팽창한계 앵커길이 및 팽창량을 추정하는 단계(S30)는, 상기 단계(S20)에서 추출된 변수들을 고려하여 가상팽창한계 앵커 길이를 추정하는 단계를 포함하며, 예를 들어, 변형기준에 따라 해당 효과를 구현하면 다음과 같은 식 9.1 및 9.2와 같이 정리할 수 있다.
[식 9.1]
Figure pat00018
여기서,
LA: 파이프구조물의 자유 끝단에서 가상 고정점 사이의 길이인 가상팽창한계 앵커 길이
[식 9.2]
Figure pat00019
여기서,
LA: 파이프구조물의 자유 끝단에서 가상 고정점 사이의 길이인 가상팽창한계 앵커 길이
μ: 토질 마찰 계수
Ws: 파이프의 단위 길이당 수중 무게
E: 탄성계수
A: 파이프 단면적
상기 식에서, LA는 εnet이 0이 되게 하는 길이이다. 그리고 계산시 산정된 총변형률(Net strain)은 식 10과 같이 표현된다.
[식 10]
Figure pat00020

또한, 설계인자를 바탕으로 구조물 팽창량을 추정하는 작업과 연계하여 가상팽창한계 앵커(Anhchor)길이를 추정하는 단계에서는, 상기 언급된 끝단 캡 효과, 포아송 효과, 온도 효과, 토질특성 영향, 설치 시 야기된 잔류팽창 효과 등 모든 고려사항의 합으로 추정하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 단계에서는 파이프 라인에 가해지는 여러 하중이 평형을 이루는 평형상태조건이 만족되어지는 팽창한계 앵커길이 산정법이 있고(하중기준 접근법), 여러 요소에 의한 변형량을 추정하여 변형량의 합이 0이 되는 팽창한계 앵커길이 산정법 (변위기준 접근법)이 있으며, 하중기준 접근법의 결과와 변위기준 접근법의 결과의 평균치를 적용하는 방법도 사용될 수 있다.
상기 계산된 팽창량을 기반한 초기 좌굴발생확률을 추정하는 단계(S40)는, 상기 단계(30)을 통해 추정된 팽창량을 바탕으로 국부 총괄적 좌굴 붕괴에 대한 민감도 분석을 수행하는 단계이다.
초기 좌굴발생확률 추정 단계는, 해양 구조물의 팽창량과 좌굴현상 민감도 분석을 기초로 하며, 하중기준 접근법 또는 변위기준 접근법의 2가지 방법으로 추정할 수 있다.
상기 좌굴현상 민감도 분석은, 아래 표 2에 항목에 대하여 DNV (노르웨이 선급) 규정에 기초하여 분석 및 판단을 수행할 수 있다.
압력봉쇄
(Pressure containment)		 국부 좌굴
(Local buckling)		 출
(Axial)		 피로
(Fatigue)		 파괴
(Fracture)		 트롤 인터페이스
(Trawl interface)		 자유 경간
(Free span)
DNV-OS
-F101		 DNV-OS
-F101		 DNV-RP
-F110		 DNV-OS-F101 DNV-OS-F101 DNV-OS-F111 DNV-OS-F105
또한, 상기 표 2의 각 인자에 대한 가이드 라인 및 규정은 DNV (노르웨이 선급) 규정뿐 아니라, API (미국석유협회), BS (영국 규정) 등 다양한 기타 가이드 라인 및 규정을 적용할 수 있다.
이들 설계규정 및 가이드라인은 단지 상기 각 요소별 하중 및 변위에 관련한 설계지침만을 포함하고 있지만, 본 발명은 상기 설계규정 및 가이드 라인에서 제시되지 않은 상기한 다양한 인자들로부터 얻어진 팽창량과 그로 인한 구조물의 변형량을 추정하여 상기 설계규정 및 가이드라인을 통해 좌굴 민감도를 평가한다.
상기 좌굴 민감도 평가를 통해, 팽창량과 좌굴현상이 여러 요소 및 인자 그리고 초기의 구조적, 토질적 그리고 설치와 관련한 내용에서 발생하는 미세변위에 민감하게 반응하여 좌굴발생확률이 소정치 이상(예를 들어, 설계 변경이 요구되는 정도)에 이른다면, 비선형 유한요소법을 통한 해저형상 모델링을 수행하는 단계(S50)을 수행하고, 만약 팽창량과 좌굴현상이 민감하지 않게 반응하여 설계 변경이 요구되지 않는다면 구조물 팽창설계를 마무리한다.
상기 좌굴발생확률이 소정치 이상일 경우, 비선형 유한요소법을 통해 해저형상을 모델링하는 단계(S50)는, 실제 심해저면의 기하학적 및 재료적 비선형성 (구조형상, 토질성분, 토질종류, 비배수 전단강도, 밀도, 마찰계수, 토질의 푸아송비, 공극률, 마찰각, 과압밀비, 소성지수 해저형상 등)을 고려하여 모델링 하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 모델링된 해저형상을 기반으로 좌굴후 구조물의 안전도 평가하는 단계(S60)를 통해 안전도가 확인될 경우 설계가 종료되나, 그렇지 않을 경우 다시 구조물의 변경 또는 좌굴을 완화할 수 있는 다양한 방법들 (표 1 참조)을 사용하여 해양 구조물의 변형 완화 수단을 도입한 후, 다시 상기 (S50) 단계를 수행하고 (S60) 단계로 반복작업을 수행하게 된다.
이하, 본 발명의 바람직한 실시예를 통해 본 발명을 보다 상세하게 설명하나, 본 발명이 하기 바람직한 실시예에 한정되는 것은 아니다.
아래 표 3은 적용된 파이프 라인의 구조 정보를 나타내고 있으며 10가지 선정된 파이프 제원(API-X65,70 참조) 및 시험례(Test case)는 도 6에 나타나 있다.
파이프 라인 제원
항 목 기 호 단 위 수 치
파이프 외경 OD in (mm) 20 (508)
파이프 두께 t mm 14~32 (2mm씩 증가, 총 10케이스)
파이프 재료 밀도 ρ steel kg/m3 7850
포아송 비 ν - 0.3
탄성계수 E MPa 2.07105
열팽창 계수 α 1/℃ 1.17110-5
파이프 총 설치 길이 Ltotal km 100
아래 표 4는 생산 유체 정보를 나타낸 것이다.
생산 유체 정보
항 목 기 호 단 위 수 치
생산 유체 밀도 ρ product kg/m3 90
고온부 온도 Thot ℃ 55
저온부 온도 Tcold ℃ 30
생산 유체 압력 P MPa 13.9
아래 표 5는 상기 파이프 라인이 설치될 환경정보를 나타낸 것이다.
환경 정보
항 목 기 호 단 위 수 치
수심 h m 100
해수 밀도 ρ water kg/m3 1.025×103
해수 온도 Twater ℃ 15.5
토질 마찰 계수 μ - 0.6
또한, 아래 표 6은 파이프 라인이 설치된 후 노후화 효과 중 부식효과를 나타낸 것이다.
본 실시 예에서는 부식효과, 즉 시간변화에 따른 부식 깊이(mm) 외에 다른 노후화 효과 요소는 고려하지 않았다.
부식정보는 주로 해저자원개발을 위해 사용되는 파이프 라인 내부에 특수계측장비 (Pigging tool)를 이용해서 운영기간 동안 2~3번 정도 상태평가(Condition assessment, 혹은 건강검진으로 해석가능)를 실시한다.
계측된 부식 두께를 기반으로, 도 7과 같이 시간대비 부식 깊이를 산정할 수 있으며, 얻어진 데이터로부터 평균값 및 95% 이상의 결과에 기초한 결과 또한 함께 얻을 수 있다.
부식 정보
시간
(년)		 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
부식
깊이
(mm)		 0 2.720 3.348 3.781 4.122 4.408 4.465 4.876 5.076 5.258 5.427 5.584 5.732
시간
(년)		 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
부식
깊이
(mm)		 5.871 6.003 6.129 6.249 6.363 6.474 6.579 6.681 6.780 6.875 6.967 7.057 7.144
*부식 깊이: 상위 5%의 측정 자료를 활용하여 예측한 부식 깊이
도 8은 부식량 계측정보를 바탕으로 와이플 분포를 기반한 데이터 정리기법을 적용한 후, 95% 이상이 되는 범위를 선정하는 것을 보여주고 있다.
이상과 같은 정보를 바탕으로 산정된 가상팽창 한계 앵커 길이는 도 9에 나타나 있다. 도 9에 나타난 바와 같이, 본 발명의 실시예에서는 총 10가지 케이스가 선정되었고, 노후화 영향에 따라 시간 대비 파이프 라인 두께가 감소하는 것을 함께 고려하였으며, 온도 차이 및 부식효과를 명확히 규명하여 파이프 라인 구조물 팽창 다이어그램을 도출하였다.
구체적으로, 도 9의 결과에서는 파이프 직경과 두께의 비 (D/t) 그리고 가상팽창 한계 앵커 길이에 대한 관계를 나타내고 있으며, 온도가 동일하다고 가정했을 경우, 아래의 식(10)과 같은 다이어그램이 도출되었다.
즉, 상기 (c) 단계에서 얻어진 가상 팽창 한계 앵커 길이 산정에 있어 온도 효과는 아래의 식 11과 같은 경향으로 도출이 가능하다.
[식 11]
온도변화가 없을시 (짧은 파이프 라인)
Figure pat00021
여기서 얻어진 경험식 (팽창 다이어그램)은 10가지 종류의 실시예에 기반하여 도출된 결과이며,
Figure pat00022
값은 도출한 경험식(회귀직선)의 방정식이 원래 계산된 데이터와 얼마나 잘 맞는가를 나타내며 1.0에 가까울수록 정확함을 나타낸다. 본 예시에서는 약 99.7% 정도의 정확도를 보이고 있어, 도출된 다이어그램의 정확도가 매우 높음을 유추할 수 있다.
또한, 도 9에서 아래의 다이어그램은 온도 변화가 발생했을 경우의 결과를 나타낸다. 얻어진 팽창 다이어그램은 다음 식 12와 같이 표현된다.
[식 12]
온도변화 있을 시 (긴 파이프 라인)
Figure pat00023
온도 변화가 없는 경우와 유사하게, 본 결과도 매우 높은 정도의 정확도를 보임을 확인할 수 있다.
실제 엔지니어링 설계에서는 각 해저 유정의 특성 및 생산 유체의 성분 및 파이프 라인의 제원 등 모든 부분이 변경될 수 있으며, 본 실시 예의 경우를 기반하여 온도변화가 없을 때 식 11과 변화가 존재할 때 식 12의 결과를 비교해 보면 도 10과 같은 온도차이 효과 다이어그램을 도출할 수 있다. 이는 식 12에서와 같이 표현 가능하다.
즉, 상기 가상 팽창 한계 앵커 길이 산정에 있어 온도 차이에 따른 효과는 아래의 식과 같은 경향으로 도출이 가능하다.
온도변화가 없는 경우를 온도변화 존재하는 경우로 나눈 결과를 도출함.
[식 13]
Figure pat00024
식 11, 12에 따르면, D/t가 커질수록 가상팽창한계 앵커 길이는 줄어드는 것에 대한 특징을 도출할 수 있으며, 만약 온도변화효과를 비교분석한다면 15 < D/t < 45 기준범위 안에서는 온도변화에 따른 가상팽창한계 앵커 길이 비는 약 1.8~2.3 까지 분포하는 특징을 도출할 수 있다.
노후화에 따른 효과를 규명한 다이어그램은 도 11에 나타나 있다. 3차원 다이어그램이 적용되며, D/t, 시간 및 가상팽창 한계 앵커 길이를 가상팽창 한계앵커길이(초기 건조상태 때)로 나눈 비율 (
Figure pat00025
)의 함수형태로 구현된다.
자세하게는 아래의 식 14와 식 15로 표현할 수 있다. 식 14는 고온부의 앵커길이비 변화량을 나타내며, 식 15는 저온부의 앵커 길이 비 변화량을 나타낸다.
여기서 T는 시간을 나타내고, 또한 식 14 및 식 15는 부식이 발생한 시점부터 적용이 가능하며, 부식적용 전 시점, 즉 초기 건조완료된 상태 (As-built)로부터 부식이 발생하기 직전까지는 그 비율은 1.0으로 유지된다.
[식 14]
Figure pat00026
[식 15]
Figure pat00027

상기 식 14 및 15의 결과도 매우 높은 정도의 정확도를 보임을 확인할 수 있다.
이상과 같은 결과는 본 발명의 실시예에 따른 방법이, 해저에 설치되는 파이프 라인의 팽창량을 높은 정확도로 예측할 수 있어, 파이프 라인의 설계에 유용하게 적용될 수 있음을 보여준다.

Claims (16)

  1. (a) 해양에 설치되는 해양 구조물의 설계 인자들을 추출하는 단계;
    (b) 상기 해양 구조물의 팽창 관련 변수를 추출하는 단계;
    (c) 상기 설계 인자와 상기 팽창 관련 변수를 연관시켜, 상기 해양 구조물의 가상팽창 한계 앵커길이 및 팽창량을 추정하는 단계;
    (d) 추정된 팽창량을 통해 초기 좌굴발생확률을 추정하는 단계;
    (e) 추정된 좌굴발생확률이 일정 이상일 경우 비선형 유한요소법을 통해 해저형상을 모델링하고, 일정 미만일 경우 설계를 종료하는 단계; 및
    (f) 모델링된 해저형상을 기초로 상기 해양 구조물의 좌굴후 상태가 소정의 안전도를 만족하는지 판단하는 단계;를 포함하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 해양 구조물은 파이프 라인 또는 라이저인 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 해양 구조물의 설계 인자는, 상기 해양 구조물의 기계적 설계 인자, 사용 재료의 물성 인자, 상기 해양 구조물이 설치되고 사용되는 환경 인자, 및 설계 수명 동안 상기 해양 구조물의 노후화에 영향을 미치는 노후화 인자를 포함하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 해양 구조물의 팽창 관련 변수는,
    상기 해양 구조물의 구조적 요소와 하중의 변화 및 해양 구조물 간의 연결부 또는 단부에서 발생하는 엔드 캡(end cap) 효과에 관한 변수,
    상기 해양 구조물의 내,외 압력에 의해 반경방향으로 팽창 또는 수축됨으로써 축방향으로 발생하는 포아송 효과(poisson effect)에 관한 변수,
    상기 해양 구조물 내에 유체를 수송할 때 발생하는 온도차에 의한 온도효과에 관한 변수와,
    상기 해양 구조물이 설치된 지면과의 마찰계수, 또는
    상기 해양 구조물의 설치 시 가해진 장력으로 인해 상기 해양 구조물의 축 방향으로 잔류하는 축 방향 장력 변수를 포함하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 팽창량의 추정 단계는, 다수의 하중이 평형을 이루는 평형상태 조건이 만족되는 것을 기준으로 하는 하중기준 접근법과, 다수의 요소에 의한 변형량을 추정하여 변형량의 합이 0이 되는 것을 기준으로 하는 변위기준 접근법을 통해 추정하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 팽창량의 추정은, 상기 하중기준 접근법의 결과와 상기 변위기준 접근법의 결과의 평균치를 사용하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 초기 좌굴발생확률은, 상기 추정된 팽창량과, 좌굴현상의 민감도 분석을 통해 구하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  8. 제1항에 있어서,
    상기 해저 형상 모델링은, 해저의 구조형상, 토질성분, 토질종류, 비배수 전단강도, 밀도, 마찰계수, 토질의 푸아송비, 공극률, 마찰각, 과압밀비, 소성지수 해저형상 중 하나 이상을 고려하여 수행되는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 해양 구조물의 좌굴후 상태가 소정의 안전도를 만족하지 못할 경우, 해양 구조물의 재설계하는 단계;를 포함하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  10. 제10항에 있어서,
    상기 해양 구조물의 재설계는, 사형 배치(Snaked laying), 슬리퍼(Slipper 설치), 또는 부유체 모듈 중 어느 하나 이상을 포함하는 좌굴 완화법을 포함하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  11. 제9항에 있어서,
    상기 해양 구조물의 재설계 후, 상기 (d), (e), (f) 단계를 수행하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
  12. 제4항에 있어서,
    상기 엔드 캡(end cap) 효과에 의한 변형은, 하기 [식 1]로 구하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
    [식 1]
    Figure pat00028

    여기서,
    εE: 엔드 캡 효과에 의한 변형률
    pi: 내부압력(일반적으로 설계압력)(Internal pressure; normally, design pressure)
    pe: 외부압력(일반적으로 정수압)(External pressure; normally, hydrostatic pressure)
    A: 파이프 단면적(Steel pipe cross section)
    Ai: 파이프 유량면적(Pipe internal area)
    E: 탄성계수(Elastic youngs modulus)
    OD: 코팅을 제외한 파이프 외경
  13. 상기 포아송 효과(poisson effect)에 관한 변형은, 하기 [식 2]로 구하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
    [식 2]
    Figure pat00029

    여기서,
    εV: 포아송 효과에 의한 변형률
    υ: 포아송 비(Poisson ratio)
    OD: 코팅을 제외한 파이프 외경
    t: 파이프 두께(Pipe wall thickness)
    pi: 내부압력(일반적으로 설계압력)
    pe: 외부압력(일반적으로 정수압)
    E: 탄성계수(Elastic youngs modulus)
  14. 상기 온도차에 의한 변형은,하기 [식 3]으로 구하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
    [식 3]
    Figure pat00030

    여기서,
    εT: 온도에 의한 변형률
    α: 선팽창계수(Coefficient of linear expansion of steel)
    ΔT: 온도차(Temperature difference)
  15. 상기 지면과의 마찰에 의한 변형은, 하기 [식 4]로 구하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
    [식 4]
    Figure pat00031

    여기서,
    εf: 마찰에 의한 변형률
    μ: 토질 마찰 계수
    ws: 파이프의 단위 길이당 수중 무게(Submerged weight of pipe per unit length)
    LA: 자유 끝단에서 파이프구조물 거리(Distance of pipeline from free end)
  16. 상기 축 방향 장력에 의한 변형은, 하기 [식 5]로 구하는 해양 구조물의 팽창량 예측 방법.
    [식 5]
    Figure pat00032

    여기서,
    εγ: 잔류 팽창 변형률
    N: 잔류 설치 장력(Residual lay tension)
    E: 탄성계수
    A: 파이프 단면적
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