某深水油气田单腿导管架施工分析

曹文冉，刘振纹

（1.中国石油集团工程技术研究院，天津 300451；2.中国石油天然气集团公司 海洋工程重点实验室，天津 300451）

0 引言

某油气田位于水深1030m～1300m海域，已探明的天然气储量较高，如何以有限的投资对其进行开发日益受到重视和研究。考虑到海洋平台的造价占投资很大比例，因此采取各种技术手段减少建造成本和安装费用成为关键[1-3]。

钢质导管架平台是油气田开发中最主要的一种海洋平台形式，而单腿导管架因平台结构简单、建造周期短、安装费用低等特点，在墨西哥湾、西非、北海等海域油气田开发中得到了广泛应用[4,5]。如果能将其应用于该地深水油气田开发，将大大降低前期的资金投入和工程风险，其意义将十分重大。

鉴于此，针对某海域海洋环境特点，借鉴国内外油气田开发的成功经验，提出了适用于目标油气田的依托开发模式，依据美国石油学会和钢结构协会标准，采用国际通用的海洋工程有限元软件SACS，对选定的单腿导管架平台进行了整体吊装和海上拖航分析，并给出了可行的海上施工船舶，旨在为我国类似平台的建造安装提供技术参考。

1 海洋平台选型

1.1 开发模式

目标油田靠近的岛礁位于西沙群岛西南端，结合该地水文环境特点和国内成熟的LNG技术条件，并借鉴国内外开发油气田的成功经验，初步提出了两种适用于目标油气田的依托开发模式：1）水下生产系统+浅水固定平台+陆上LNG终端；2）水下生产系统+深水平台+陆上LNG终端。其想象图如图1所示。

图1 依托开发模式想象图

目前，国际上已经成功应用的深水平台包括半潜式平台、张力腿平台（TLP）和柱筒式平台（SPAR）。考虑到国内半潜式平台技术尚不成熟，而TLP和SPAR的设计又为欧美发达国家所垄断[4]，因此建议选用浅水固定平台压缩天然气，然后经海底管线输送至该岛，最后利用该岛进行油气处理、储运和回接。

1.2 平台选型

浅水固定平台是指固定于海底为油气开采服务的长久性结构物，适用于60m以内水深，多以钢结构为主，主要包括导管架平台、自升式平台、重力式平台和顺应式平台等，其中前两类平台应用最广泛，而导管架平台又可分为简易平台和常规平台。

简易平台是指支撑少数井口（1～6口）并满足油气田必要开发需求和一定安全要求的简单钢结构平台。这种平台首先出现在墨西哥湾，而后在世界各海域得到不断推广，目前已超过1500座。在国内，中海油涠洲11-4C油田采用的“两腿三桩平台”最为瞩目，使工程投资由原方案的2.70亿降至1.33亿，每桶油成本由当时的11美元降至3.1美元[3,5]。

考虑到目标油田位于台风影响海域，风大浪急，环境恶劣，所依托岛礁四周海底多珊瑚岩礁盘和碎石，而且对周围海域的环境保护也不容忽视。鉴于此环境条件，表1给出了常用浅水平台的优缺点和适应性分析。

表1 常用浅水平台特点及其适应性

由表1可知，单腿导管架平台和四腿导管架平台均可满足目标海域作业要求，但前者结构简单且质量轻便，可采用整体建造、整体运输和整体安装的方式，对建造施工机械和海上安装船舶要求不高，将明显缩短建造工期、节省安装费用并降低操作费用，具有显著的经济效益，非常值得在目标油田开发中推广应用。

2 单腿导管架平台施工分析

2.1 设计依据

单腿导管架平台与常规导管架平台的结构设计方法基本相同[5]，以美国API RP 2A和AISC S360标准为基础，同时参考国内规范和设计指南[6,7]，依据的标准和规范如表2所示。

表2 结构设计依据标准和规范

2.2 计算模型

采用国际通用的海洋工程有限元分析软件SACS，将单腿导管架结构模拟为三维空间框架，如图2所示。计算模型主要包括2个部分：

1）导管架：含筒柱、桩靴、水平支撑和斜撑。

2）附属结构：登船平台、护船弦、防沉板等。

吊装时必须保证吊点位于导管架重心的正上方，吊绳与水平面的夹角一般不宜小于60°。由于重心计算的不精确，需要考虑重心偏移的影响。分析时用一定刚度的弹簧约束导管架的横向位移，当弹簧力接近0时，就可以证明吊点位置正好在重心上方。

拖航时选用的驳船尺寸为长300ft（91.44m）、宽90ft（27.432m）、高20ft（6.096m）。一般考虑静力和动力两种情况，前者是导管架刚刚吊装上船尚处于自由站立状态，且驳船正在调节压载；后者是已经完成导管架的装船固定，且驳船处于拖航运输状态。

图2 导管架整体结构模型

单腿导管架施工布置图如图3所示。

图3 导管架吊装示意图及装船布置图

2.3 基本荷载

单腿导管架在吊装和拖航期间，会受到各种荷载的作用，主要包括恒荷载、活荷载、风荷载和动力荷载[6-8]。

1）恒荷载

恒荷载是指平台结构的重量和在某个作业形式下不变化的任何永久设备和附属结构的重量。结构自重一般由程序自动计算，设备荷载和模拟时简化掉的附属结构必须将其重量人工计算后通过点、线或面荷载的形式输入模型中。

2）活荷载

活荷载是指平台使用期间随着作业形式可能发生变化的荷载，如货物、储料、液体等。活荷载在施工分析中一般不考虑。

3）风荷载

一般情况下，拖航运输选定的风速为100km/h，根据API RP 2A的推荐公式计算风荷载，计算公式为：

式中：F为风荷载；Cs为形状系数，通常迎风平面取1.5，圆形构件取0.5，总投影面积取1.0；VH为计算高度处的风速；A为迎风面总投影面积；VR为海平面以上10m高度处的参考风速；H为计算高度；HR为参考高度，通常取海平面以上10m。

4）动力荷载

动力荷载是指拖航运输时船舶的运动响应，主要包括横摇、纵摇和升沉，可根据Noble Denton标准选用表3中的设计参数，进而确定结构的加速度和角加速度。

表3 拖航运输船体运动

2.4 荷载组合

荷载组合是将细化的基本荷载分别组合，按照对结构产生最不利影响进行设计[5,6]。单腿导管架吊装分析和拖航分析分别考虑了3种组合工况，如表4所示。

表4 导管架施工分析荷载组合

2.5 分析结果

单腿导管架施工分析按照API RP 2A的要求，对主结构杆件进行名义应力校核，并对主要节点进行冲剪应力校核。

1）吊绳力及支反力

通过确定吊绳力可以选用合适的吊绳、卸扣并设计吊耳，通过确定支反力可以实现装船固定设计。表5给出了吊装时最大吊绳力和拖航时最大支反力。

表5 吊绳力/支反力

2）杆件名义应力

杆件名义应力校核通过应力比（即UC）实现，即名义应力与许用应力的比值。表6给出了吊装和拖航分析时主结构杆件的最大UC值。由表6可见，主结构杆件UC均小于1.0，且有一定的安全余度，完全满足强度要求。

表6 主结构杆件UC

3）节点冲剪应力

节点冲剪应力用于评估管节点的强度，表7给出了吊装分析和拖航分析时主要管节点的最大UC值。由表7可见，所有主要管节点的冲剪应力UC均小于1.0，完全满足规范要求。

表7 主要节点冲剪应力UC

3 施工机具选择

通过第2节的计算得知，单腿导管架的吊装重量为1012T，建议采用立式建造和整体吊装的方式以减少陆地建造周期和海上安装费用。结合国内现有船舶条件，目前可用于上述单腿导管架海上施工的起重船和运输驳船如表8和表9所示[5]。

表8 海上起重船

表9 海上运输驳船

4 结束语

基于海洋环境条件，针对目标油气田依托开发模式，探讨了导管架平台选型问题，采用有限元软件SACS建立了单腿导管架三维计算模型，并根据API RP 2A规范进行了整体吊装和海上运输分析。通过模型计算和对比分析，得到了以下结论：

1）对于目标油气田，“水下生产系统+浅水固定平台+陆上LNG终端”的依托开发模式更为合理，加之单腿导管架平台结构简单、质量轻便，更有利于陆地建造和海上安装。

2）结合国内技术现状，单腿导管架完全满足整体吊装和长距离拖航要求，海上起重船和运输驳船选择空间较大，从而避免了对大型施工船舶的依赖，具有显著的经济效益。

3）目前，简易导管架平台在墨西哥湾、北海等海域的作业水深已接近200m，而在国内尚处于40m以内海域，如果将其推广应用于深水油气田开发将具有重要意义。

[1]李茂.南海西部海域边际油田开发浅谈[J].石油钻采工艺, 2007, 29(6): 61-64.

[2]谢彬, 张爱霞, 段梦兰.中国南海深水油气田开发工程模式及平台选型[J].石油学报, 2007, 28(1):115-118.

[3]方华灿.我国海上边际油田采油平台选型浅谈[J].石油矿场机械, 2005, 34(1): 24-26.

[4]《海洋石油工程设计指南》编委会.海洋石油工程深水油气田开发技术[M].北京: 石油工业出版社,2011.

[5]《海洋石油工程设计指南》编委会.海洋石油工程边际油气田开发技术[M].北京: 石油工业出版社,2010.

[6]《海洋石油工程设计指南》编委会.海洋石油工程平台结构设计[M].北京: 石油工业出版社, 2007.

[7]李润培, 王志农.海洋平台强度分析[M].上海: 上海交通大学出版社, 1992.

[8]API RP 2A-WSD, Recommended Practice for Planning,Designing and Constructing Fixed Offshore Platform-Working Stress Desig [S].21st ed.2000.

[9]ANSI/AISC 360-05, Specification for Structural Steel Building [S].2005.