海底管道边界条件类型及其对走管行为的影响

张春会 赵文豪 田英辉 王乐 岳宏亮 佘虹宇 宋明洁

摘 要：針对深海海底管道两端通常与井口、悬链线立管、器管收集器等相连，管道端部边界条件复杂的情况，为了探究不同的管道边界条件对走管行为的影响，将海底管道端部边界条件简化为3种类型，即类型Ⅰ两端水平力、类型Ⅱ一端水平力一端倾斜力和类型Ⅲ一端弹性边界一端水平力，建立不同边界条件下海底管道走管数值模型，对比分析不同类型边界条件下海底管道走管行为。结果表明：类型Ⅱ边界条件与类型Ⅰ相比，随着管道端部拉力倾角增加，管道轴向拉力减小，走管量也减小，管道拉力倾角从0°增至60°，最大轴向拉力减小6.73%，走管率减小50%，这意味着悬链线立管形态改变，使得作用于海底管道的拉力方向改变，相应的海底管道走管量也随之改变；类型Ⅲ与类型Ⅰ边界条件相比，类型Ⅰ边界条件下海底管道走管率为恒值，随着升降温循环次数的增加，海底管道走管量近似线性增长；类型Ⅲ边界条件下海底管道走管率受器管收集器弹性刚度影响，弹性刚度越大，第1次升降温循环走管率越大；随着升降温循环次数增加，管道走管率快速衰减，直至为0，类型Ⅲ边界条件下多次升降温循环最终走管量通常小于类型Ⅰ。3类边界条件下海底管道走管行为差异很大，可为实际工程中分析海底管道端部边界条件类型、选定合适的边界条件提供参考。

关键词：海洋工程；管道边界条件；器管收集器；倾斜拉力；走管率

中图分类号：TE973.92   文献标识码：A    文章编号：1008-1542（2024）02-0198-09

Types of submarine pipeline boundary conditions and implications for pipeline walking behaviour

ZHANG Chunhui 1，2， ZHAO Wenhao1，2， TIAN Yinghui3， WANG Le4， YUE Hongliang1， SHE Hongyu1， SONG Mingjie1

（1. School of Civil Engineering， Hebei University of Science and Technology， Shijiazhuang， Hebei 050018， China;2. Hebei Provincial Technology Innovation Centre for Disaster Prevention and Mitigation of Geotechnical and Structural Systems， Shijiazhuang， Hebei 050018， China;3. Department of Infrastructure Engineering， University of Melbourne， Melbourne， Victoria 3010， Australia;4. State Key Laboratory of Hydraulic Engineering Simulation and Safety， Tianjin University， Tianjin 300354， China）

Abstract：The ends of deep-sea submarine pipelines are usually connected to wellheads， suspended chain line risers， pipeline end manifolds， etc.， and the boundary conditions at the end of the pipelines are complicated. In order to investigate the influence of different pipeline boundary conditions on pipeline walking behaviour， the boundary conditions at the end of the submarine pipelines were simplified into three types： type Ⅰ is horizontal force at both ends， type Ⅱ is horizontal force at one end and inclined force at the other end， and Type Ⅲ is elastic boundary at one end and horizontal force at the other end; Numerical models of submarine pipeline walking were set up with different boundary conditions， and the behaviour of submarine pipeline walking was comparatively analyzed with the different types of boundary conditions. The results indicate that： compared with type Ⅰ， with the increase of pipeline end tension inclination angle， the pipeline axial tension decreases， and the amount of pipeline walking also decreases in type Ⅱ boundary conditions; With the pipeline tension inclination angle increased from 0° to 60°， the maximum axial tension decreases by 6.73%， and the pipeline walking rate decreases by 50%. This means that the change of the riser shape of the suspension chain line leads to the direction of the tension force acting on the submarine pipeline changes， and the amount of submarine pipeline walking also corresponding change. The comparison between type Ⅲ and type Ⅰ boundary conditions shows that the submarine pipeline walking rate under type Ⅰ boundary conditions is a constant value， with the number of heating and cooling cycles increase， the submarine pipeline walking rate is approximately linear growth; the submarine pipeline walking rate under type Ⅲ boundary conditions is influenced by the pipeline end manifolds elastic stiffness， the greater the elastic stiffness， the greater the walking rate of the pipe line in the first temperature cycle; with the number of heating and cooling cycles increase， the walking rate decreases rapidly until it reaches 0. The amount of pipeline walking under type Ⅲ boundary conditions is usually smaller than that of type Ⅰ. The walking behaviour of submarine pipelines varies greatly under the three types of boundary conditions， which provides some reference for analyzing the types of boundary conditions at the end of submarine pipelines and selecting appropriate boundary condition in actual project.

Keywords：ocean engineering; pipeline boundary conditions; pipeline end manifolds; inclined tension; walking rate

海底管道是海洋油气和各种工作液体输运的重要通道，是联系海底井口、水下生产系统与上部油气平台和岸上设施的途径，是海洋油气工程的“生命线”。海底管道造价高昂，如澳洲西北大陆架的海底管道每公里超过400万美元，一旦发生损伤、破坏，管道内油气外泄，将造成巨大的经济损失，甚至是严重的海洋环境生态灾难[1]。海底管道通常在高温高压条件下运行，海底管道内部输送介质温度一般可达70～95 ℃，最大输送压力可达70 MPa[2-3]。海底管道运行中经常维修启闭，引起管道温压升降。由于海床土体对管道具有约束作用，遭受温压变化的海底管道轴向应力不断累积，当海床土体的阻力不足以抵抗管道的轴向变形时，管道将发生轴向走管（axial walking）。如北海海域长2.7 km的深海管道观测到高达7 m的累积轴向位移。显著的走管可造成管道局部材料屈服，甚至结构破坏，对海底管道安全作业造成严重威胁和重大安全隐患。因此，探究海底管道走管机制和灾害防治技术，是中国海底管道工程中的重要技术问题。国内外对海底管道走管机制开展了很多研究。TRNES 等[4]首次提出管道的“轴向爬行”现象。CARR 等[5-6]、BRUTON等[7]提出了诱发海底管道走管的影响机制。OLUNLOYO等[8]、CUMMING等[9]、RONG等[10]、CHEN等[11]和GUHA等[12]分别通过有限元方法分析了管内输运介质流速、管道温差、海床坡度、瞬态热梯度以及立管末端水平张力对轴向走管的影响。WHITE等[13]、YAN 等[14]通过室内实验分析了管道粗糙度、楔形形状因子、轴向剪切速度等对管道轴向运动的影响。刘润等[15-16]通过管土相互作用试验，分析了渤海砂土海床上的走管。TIAN等[17]推导了3种诱发机制下海底管道轴向走管完备的解析解。CHEN等[18]给出了海底管道轴向走管和侧向屈曲的力学判据。师玉敏等[19]推导了单次循环管道整体走管量的解析解。彭碧瑶等[20]分析了悬链线立管拉力、海床坡度以及瞬态热梯度对轴向走管量的影响。

总体来看，国内外对海底管道轴向走管开展了很多研究，探究了海底管道轴向走管的机制及诱发因素。深水海底管道通常平铺于海床表面，根据中国和世界深水油气管道工程实践，管道两端通常与器管收集器和悬链线立管相连。现有研究对海底管道端部边界条件都做了简化，将立管和器管收集器的作用简化为沿管道轴向的拉力。然而，这种简化与海底管道实际边界条件不符。本文将海底管道边界条件简化为3种类型，通过数值模拟对比研究这3种边界条件下海底管道的走管行为，以期为海底管道走管失稳灾害预报与防治提供理论基础。

1 海底管道端部边界条件类型及计算工况

从海底管道实际工作环境来看，器管收集器、悬链线立管是海底管道常见和典型的端部边界条件。钢或混凝土制器管收集器可以简化为弹性体，管道升温膨胀，挤压器管收集器，器管收集器受压产生弹性抗力，阻碍海底管道膨胀；降温过程中管道收缩，张拉器管收集器，器管收集器产生弹性拉力，阻碍管道轴向收缩，故本文将器管收集器简化为弹簧。与海底管道连接的悬链线立管在深水中的形态受内外压力、浮力、重力、波流载荷和上部浮体运动[21-23]的影响，悬链线立管形态影响作用于海底管道端部的作用力大小及方向。

根据上述器管收集器和悬链线立管作用的特点，本文将海底管道端部边界条件简化为3种类型。第Ⅰ类为水平力边界条件，即海底管道两端均作用恒定的水平力，如文献[5-7，12，17-20]，这类边界条件也就是传统边界条件；第Ⅱ类为斜向力边界条件，即悬链线立管作用端简化为斜向力，另一端器管收集器简化为水平力；第Ⅲ类为弹性边界条件，即器管收集器简化为弹簧。本文对比研究这3种边界条件下

根据海底管道3种类型边界条件，按3种工况开展研究：1）管道两侧均为水平拉力，这是已有研究中采用的边界条件；2）管道一侧为水平拉力，另一侧为倾斜拉力；3）左侧连接器管收集器，右侧为水平拉力。3种工况的海底管道端部边界条件示意如图1所示。

海底管道平铺于水平海床上，以管道左端点为原点，沿管道向右为x轴正向，建立计算坐标系，如图2所示。本文聚焦研究3种边界条件对海底管道走管行为的影响，管土之间采用刚塑性模型，也就是管道与海床之间一出现滑移，土阻力就达到极限土阻力[24-26]。若单位长度海底管道重量为w，则x处的土阻力f（x）如式（1）所示。

f（x）=μw，Δu>0，0，Δu=0，-μw，Δu<0，（1）

式中：μ为摩擦系数；Δu为管段运动增量，管段沿x轴向右运动为正，反之为负。

本文将器管收集器简化为弹簧以考虑海底管道对器管收集器的作用，器管收集器对海底管道的作用力为

F=ks，（2）

式中：k为器管收集器弹性刚度；s为器管收集器变形量。

根据图1，本文制定9种计算方案探究海底管道边界条件对走管行为的影响。与海底管道连接的器管收集器通常为钢或混凝土制，根据其结构尺寸其弹性刚度范围大致为100～1 000 kN/m，考虑器管收集器弹性刚度变化范围，计算方案如表1所示。

2 数值模型

在ABAQUS下建立海底管道走管数值模型。在ABAQUS中，管道与海床之间为硬接触，设置非常小的弹性滑移值，近似模拟管道与海床之间的刚塑性行为[27-28]。海底管道长5 000 m，壁厚21 mm，内徑162 mm，截面积0.02 m2，弹性模量2×1011 Pa，泊松比0.3，热膨胀系数1.2×10-5℃-1，管道有效重量为1 510 N/m，管道与海床土之间的摩擦系数为0.5。管道单元长度1 m，共计5 000个单元。海底管道仅可轴向运动，在海底管道左右两端，按表1设置边界条件，如图2所示。实际海底管道内压力变化可以折算为等效温度变化[29]，数值计算中不再单独考虑压力变化。本文海底管道维修关闭时的温度为25 ℃，开启运行时的温度为125 ℃，则升温和降温幅度为100 ℃。海底管道从25 ℃升温至125 ℃，再从125 ℃降温至25 ℃，称为1次升降温循环。

3 计算结果及分析

3.1 第Ⅰ类与第Ⅱ类边界条件下海底管道走管行为对比

根据计算方案A1—A5，获得第Ⅰ类和第Ⅱ类边界条件下（工况1和工况2）海底管道的轴力分布情况，如图3所示。图中轴力为负值表示管道承受压力，正值表示管道承受拉力。从图3可见：1）在降温阶段，第Ⅰ类边界条件下的管道轴力大于第Ⅱ类边界条件下的轴力，以降温阶段的峰值点为例，右端拉力倾角为0°（工况1）时，所产生的最大轴向拉力为2 080 kN，右端拉力倾角为15°，30°，45°和60°（工况2）时，所产生的最大轴向拉力分别为2 060，2 020，1 990和1 940 kN，拉力倾角从0°增长至60°所引起的最大轴拉力减小了6.73%，表明管道右侧拉力倾角增大，轴向拉力减小。这是由于降温阶段管道收缩，导致管道土阻力与右侧水平拉力方向一致，随管道右侧拉力倾角的增加，土阻力基本保持不变，拉力水平分力减小，重力沿管道轴向分力增大，三者共同作用使得轴力相应减小。2）在升温阶段，管道右端拉力倾角对轴力分布影响很小。这是因为管道升温膨胀，土阻力方向与拉力方向相反，随管道右端拉力倾角的增加，土阻力基本保持不变，拉力的水平分力减小，重力沿管道轴向分力增大，三者共同作用使得轴力变化不显著。

依据计算方案A1—A5，获得了第Ⅰ类和第Ⅱ类边界条件下海底管道位移分布，如图4所示。从图中可见：管道升温阶段，第Ⅰ类边界条件与第Ⅱ类边界条件下的管道位移分布差异不明显，这是由于管道在升温阶段时第Ⅰ类边界条件与第Ⅱ类边界条件下的轴力相近，因而管道軸向位移变化较小；在管道降温阶段，第Ⅰ类边界条件与第Ⅱ类边界条件对管道位移分布影响显著，管道右端拉力倾角增加，则管道右端轴向位移量减小。以管道右端点为例，第Ⅰ类边界条件下右端拉力倾角为0°，所产生的位移为0.93 m；第Ⅱ类边界条件下，右端拉力倾角为15°，30°，45°和60°所产生的位移分别为0.9，0.85，0.78和0.69 m，倾角从0°增长至60°所引起的轴向位移减小了25.81 %，这是由于管道右侧拉力一定时，拉力倾角增大，右端管道与海床分离区域的长度增加，使得管道轴力减小，因此管道轴向位移也会变小。

同时，利用TIAN等[17]提出的管道两端拉力条件下的轴力解析解与轴向位移解析解，分别计算得到管道轴力分布情况与管道位移分布情况，将轴力分布情况添加到图3中与数值解进行对比，位移分布情况添加到图4中与数值解进行对比。由图3与图4可知，本文数值解与解析解基本吻合，偏差小于0.1 %，说明计算结果可靠。

选取计算方案中的工况A2作为第Ⅱ类边界条件的代表，与第Ⅰ类边界条件（工况A1）进行对比，得到管道轴向土阻力分布图，如图5所示。由图5可知：管道在升温与降温阶段，第Ⅰ类和第Ⅱ类边界条件下的土阻力在管道前4 862 m范围内均为755 N/m;而第Ⅱ类边界条件下，管道后段的138 m范围内土阻力为0，第Ⅰ类边界条件下土阻力依然为755 N/m。这是由于第Ⅱ类边界条件相比第Ⅰ类边界条件下，管道右端拉力倾角增加，使得管道右端竖向分力增加，当管道后段138 m区域的自重小于竖向分力时，管道会与海床分离，分离区域的轴向土阻力为0。

升温与降温过程中管道向两端膨胀的中心点，分别为虚拟锚固点H与虚拟锚固点C，也是管道升温与降温过程中唯一静止的点[17]。升温虚拟锚固点H位于土阻力由负变正的转折位置处，降温虚拟锚固点C位于土阻力由正变负的转折位置处。由图5可知，第Ⅰ类与第Ⅱ类边界条件对升温虚拟锚固点H的位置变化不显著，这两种不同边界条件主要影响的是降温虚拟锚固点C的位置，第Ⅰ类边界条件下降温虚拟锚固点C是不变的[17]，而第Ⅱ类边界条件下降温虚拟锚固点C随右端拉力倾角增加，向管道左侧偏移，由管道右端拉力倾角0°增长至15°，降温虚拟锚固点C点向左偏移了129 m。这是由于管道右端倾斜拉力将部分管道与海床脱离，管道重心向左偏移，因此降温虚拟锚固点C向管道左侧移动。升温虚拟锚固点H位置不变，这是由于管道升温膨胀会增加位移趋势，而管道右端拉力倾角增加，减小了水平分力，继而减小了管道的轴向位移，因此升温虚拟锚固点H的位置几乎不变。

图6为第Ⅰ类与第Ⅱ类边界条件下走管量对比图。由图6可知，管道升降温循环次数增加，走管量会持续线性

增长。这是由于海底管道在单侧立管拉力条件下，管道启动时加热加压，管道沿轴向会发生膨胀，当管道关停时冷却收缩，管道两端不会收缩回到原来的位置，经过海底管道反复启动、关闭，使得管道循环次数增加，管道的累积走管量也将持续线性增长[17，30-31]。从图中还可以看出，管道右端拉力倾角越大，平均走管率越小，第Ⅰ类边界条件下的走管率为0.14 m/cyc，第Ⅱ类边界条件下拉力倾角为15°，30°，45°和60°时，走管率分别为0.13，0.12，0.11和0.07 m/cyc，第Ⅰ类与第Ⅱ类边界条件相比，管道右侧拉力倾角从0°增长至60°，走管率减小了50 %，这主要是由于端部水平分力减小，管道轴力减小，使得走管率也相应减小。

3.2 第Ⅰ类与第Ⅲ类边界条件海底管道走管行为的对比

根据计算方案A1和B1—B4，获得了第Ⅰ类和第Ⅲ类边界条件下（工况1和工况3）海底管道的轴力分布，如图7所示。第Ⅰ类和第Ⅲ类边界条件下方案A1为不考虑器管收集器（k=0 kN/m）的影响。由图7可见，升温阶段器管收集器弹性刚度对海底管道轴力有显著影响，器管收集器弹性刚度增大，管道升温的最大轴力也增大。第Ⅰ类边界条件下（方案A1）弹性刚度为0 kN/m、最大轴向压力为1 680 kN，第Ⅲ类边界条件下（方案B1—B4）弹性刚度为100，300，500和700 kN/m时，最大轴向压力分别为1 740，1 832，2 110和2 210 kN。在降温阶段，第Ⅰ类边界条件下的管道最大轴向拉力大于第Ⅲ类边界条件下的最大轴向拉力，（方案A1）弹性刚度为0 kN/m，最大轴向拉力为2 080 kN，而第Ⅲ类边界条件下弹性刚度对管道轴力影响不大，最大轴向拉力都约为2 010 kN。这是由于第Ⅰ类边界条件下管道左端具有初始拉力100 kN，导致最大轴力大于第Ⅲ类边界条件下的最大轴力，而在第Ⅲ类边界条件下，管道降温至初始温度后，管道不再拉伸器管收集器，此时弹性刚度对轴力影响不显著。

从图7中还可以看出，在升温阶段，器管收集器弹性刚度增加，升温虚拟锚固点H向管道左端移动，第Ⅰ类边界条件的升温锚固点H位于2 380 m处，而第Ⅲ类边界条件由于器管收集器弹性刚度由100 kN/m增长至700 kN/m，

升温锚固点H的位置从2 161 m处运动到1 652 m处。这是由于器管收集器弹性刚度增加，管道膨胀产生的压力增大，抑制了管道左端的位移，虚拟锚固点的位置也会因此更靠近管道左端。在降温阶段，第Ⅲ类边界条件下降溫虚拟锚固点C的位置基本不变，这与第Ⅰ类边界条件解析解结论一致[17]，图中第Ⅰ类边界条件的降温虚拟锚固点C的位置相比第Ⅲ类边界条件虚拟锚固点位置偏左，这是由于第Ⅰ类边界条件中管道左侧施加拉力，导致管道位移量增加，降温虚拟锚固点C的位置向左。

图8为海底管道第Ⅰ类与第Ⅲ类边界条件下位移分布对比图。由图8可知，在升温阶段，第Ⅰ类边界条件相比第Ⅲ类边界条件管道左端位移量更大，第Ⅰ类边界条件的左端点位移为2.36 m，第Ⅲ类边界条件的管道左端点随器管收集器弹性刚度增加，位移增大，弹性刚度由100 kN/m增长至700 kN/m，管道左端点位移从2.05 m减小至1.39 m，这表明第Ⅲ类边界条件可以有效抑制管道左端的位移。而对于管道右端位移量，第Ⅲ类边界条件的位移量更大。这是由于第Ⅲ类边界条件管道左侧连接器管收集器，弹性刚度越大，管道左端位移量越小，但管道整体向右端位移增大，这是由于管道轴力平衡作用，左端限制走管，因而管道向右端位移增大。在降温阶段，管道开始冷却收缩，张拉器管收集器，限制其恢复轴向变形。

取第Ⅲ类边界条件（工况B1）与第Ⅰ类边界条件（工况A1）进行对比，得到管道轴向土阻力分布图，如图9所示。由图9可知，管道升温与降温阶段，第Ⅰ类和第Ⅲ类边界条件下的极限土阻力均为755 N/m。图9中升温虚拟锚固点H和降温虚拟锚固点C的位置与图7所描述的虚拟锚固点位置一致，这是由于管道轴力分布图的斜率即为管道的土阻力值[17]。第Ⅲ类边界条件下，器管收集器弹性刚度增加，升温虚拟锚固点H则向管道左端移动，降温虚拟锚固点C的位置基本不变。另外，第Ⅲ类弹性边界条件相较于第Ⅰ类管道左端施加拉力的边界条件而言，降温虚拟锚固点C的位置稍向右侧偏移。

图10为第Ⅰ类与第Ⅲ类边界条件下海底管道经历不同次数升降温循环后的管道走管量。从图中可见：不考虑器管收集器影响（k=0 kN/m）的第Ⅰ类边界条件下，海底管道走管位移随升降温循环次数增加而近似呈线性增大，走管速率基本恒定，约为0.21 m/cyc；考虑器管收集器作用的第Ⅲ类边界条件下，海底管道走管速率逐渐衰减，最终走管位移趋于某一稳定值，也就是说第Ⅰ类边界条件在管道多次升降温循环作用后，最终走管量会超过第Ⅲ类边界条件的最终走管量。

从图10还可以看出：在升降温循环开始阶段，第Ⅰ类边界条件器管收集器弹性刚度为0 kN/m，即不考虑器管收集器作用，这种作用情形的管道走管率最小；器管收集器弹性刚度越大，管道走管率越大；升降温循环开始阶段，器管收集器弹性刚度越大，相应的走管率也越大；随着升降温循环作用次数增加，由于器管收集器作用，管道走管率逐渐减小，弹性刚度越大，走管率降低得越快，更快趋近于稳定状态。第Ⅲ类边界条件中器管收集器弹性刚度为100，300，500和700 kN/m时，在第1次升降温循环作用下的走管率分别为0.31，0.44，0.53和0.61 m/cyc。器管收集器弹性刚度对海底管道最终走管量也有影响。随着器管收集器弹性刚度增加，海底管道最终走管量逐渐减小。器管收集器弹性刚度为100，300，500和700 kN/m时，海底管道最终走管量分别为2.67，2.25，2.05和1.93 m，即器管收集器弹性刚度从100 kN/m增长至700 kN/m后，走管量相对减小了27.7 %，这意味着在第Ⅲ类边界条件下，相比于第Ⅰ类边界条件，管道左端连接器管收集器，能够减小海底管道最终的走管量。

本文参考中国南海油气管道工程，建立了5 000 m海底管道走管数值模型，4种常见器管收集器弹性刚度条件下，25次升降温循环后管道平均走管量约为2.2 m，若将海底管道长度减少至2 000 m，在本文4种器管收集器弹性刚度条件下海底管道走管量为4.7～8.9 m。澳洲西北大陆架北海深水海域2 000 m海底管道观测的累积走管量约为7.0 m[5]，对比可知，本文计算结果与观测结果基本相符。

4 结 语

本文将海底管道端部边界条件简化为3种类型，建立了不同边界条件下的走管数值模型，分析了3类边界条件对海底管道走管行为的影响，主要结论如下。

1）第Ⅰ类边界条件是目前研究走管问题常用的边界条件，即海底管道两端均作用恒定的水平拉力，这种边界条件下海底管道走管量随升降温循环次数增加而线性增长，走管率为恒值。

2）悬链线立管形态发生改变，会引起作用于海底管道的拉力方向改变，管道端部拉力倾角增加，走管量与轴向拉力会减小。第Ⅱ类边界条件与第Ⅰ类边界条件相比，管道右端拉力倾角从0°增长至60°，走管率减小50%，最大轴向拉力减小6.73%。

3）第Ⅲ类边界条件下走管率受器管收集器弹性刚度影响，随着器管收集器弹性刚度增大，海底管道最终的走管量逐渐减小。器管收集器弹性刚度从100 kN/m增长至700 kN/m，走管量相对减小27.7%；第1次管道升降温循环，弹性刚度越大，走管率越大，但是管道经历多次升降温循环后，走管率会衰减为0，导致第Ⅲ类管道边界条件最终的走管量小于第Ⅰ类边界条件的走管量。

4）第Ⅰ类边界条件下海底管道走管虚拟锚固点位置不变。第Ⅱ类管道边界条件下，由于管道右端拉力倾角增加，使得海床与管道分离区域的长度增加，降温虚拟锚固点C向管道左侧偏移。第Ⅲ类管道边界条件下，随着器管收集器弹性刚度的增加，升温虚拟锚固点向管道左侧偏移。

5）不同海底管道邊界条件对走管行为影响很大，实际工程中应选择合适的海底管道端部边界条件。

本文仅基于刚塑性模型研究了3种不同管道边界条件对走管行为的影响，未来研究拟考虑弹塑性模型下不同管道边界条件对走管行为的影响。

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责任编辑：冯民

基金项目：国家自然科学基金（51890913）；河北省自然科学基金（E2023208053）

第一作者简介：张春会（1976—），男，辽宁沈阳人，教授，博士，博士生导师，主要从事海洋地基基础方面的研究。

通信作者：岳宏亮，讲师。E-mail：yuehongliang2000@126.com

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