陵水17-2气田“深海一号”能源站立柱储油关键技术*

李 达 易 丛 白雪平 苏云龙 静玉晓 胡忠前

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

陵水17-2气田位于我国海南岛三亚东南150 km的陵水海域，采用水下生产系统回接深水浮式生产平台进行开发[1]，其水深在1 220～1 560 m，是在中国海域首次采用典型深水开发模式进行开发的自营深水气田，其适应南海油气开发特点、带凝析油储存和外输功能的半潜式生产平台——“深海一号”能源站是其中的关键设施。

我国具有丰富的浮式生产储卸油装置(FPSO)设计和运维经验[2]，但均为大水线面的单点系泊船型FPSO。世界上也有单柱式平台(Spar)储油的先例，部署在挪威北海海域，但其采用了等质量和等重心高度置换的技术，且其直径为50 m，对平台性能和结构布置影响较小。业内也有在半潜式生产平台上储存死油的先例，但储存量不大，且都储存在浮箱内，死油与压载水也基本上可以做到等质量和等重心高度置换。已投产的半潜式生产储油平台中较有代表性的为墨西哥湾Na Kika平台，其储存的死油约为6 400 t，储存在平台浮箱内。半潜式生产储油平台具有小水线面、舱室布置紧凑、浮体采用多点系泊定位等特点[3]，在该类设施的立柱中储存大量的凝析油，属国际首次，无先例可循。由于半潜式生产立柱储油平台在作业过程中重心高度急剧变化，对平台的总体布置、在位性能、结构设计、安全储卸油等方面均带来了很大的技术挑战[4-5]。

本文基于半潜式生产平台立柱储油问题，介绍了立柱储油总体布置方案，对立柱储油对平台在位性能的影响进行了评估及验证，在此基础上，对立柱结构设计和凝析油装卸及安全保障措施进行了详细论述，为“深海一号”能源站的成功建成及安全服役提供了技术支持。

1 凝析油储存方案及面临的技术挑战

根据“深海一号”能源站(图1)船型开发参数，其浮箱尺寸为49.5 m×21.0 m×9.0 m(长×宽×高)，立柱尺寸为21.0 m×21.0 m×59.0 m(长×宽×高)。凝析油舱布置对海上作业安全和经济性影响很大。该平台凝析油舱舱容要求为2×104m3，如果将凝析油储存在浮箱内，扣除规范要求的隔离舱尺寸1.5 m后，舱室高度仅6 m，最大设计舱容约为2×104m3，其面临的主要问题有：①进舱和外输管线布置、惰气和透气管线布置、量舱系统等距离立柱顶较远，凝析油输送管线须完整穿过平台立柱，其轮机系统设计面临安全风险；②凝析油外输泵的压力将远大于常规的1.5 MPa，相比以往外输泵供货参数均显著提升，无相关供货业绩；③凝析油舱外隔离舱的检查和检修异常困难，给海上作业带来不便；④压载水舱须设置在立柱，由于破舱要求，压载舱须上下布置，不利于排载系统设计和排载作业；⑤压载工况时立柱将装载5×104m3压载水，将导致平台操作重心大幅提高，平台稳性不足，将导致主尺度显著增加，进而导致投资大幅度上涨；⑥频繁的浮箱装卸作业，将使浮箱与立柱间的载荷分布更加恶化，为在位关键结构的可靠性带来新的挑战。

图1 “深海一号”能源站Fig.1 “Deep Sea No.1” energy station

可见，将凝析油储存在“深海一号”能源站的浮箱中存在诸多不利。因此，不得不考虑将2×104m3的凝析油舱布置在平台的立柱内，并通过定位油轮的方式将凝析油进行外输。这成为业内从未遇到的技术难题。

首先，“深海一号”能源站可以适应动力定位外输方式的穿梭油轮资源有限，合理的舱容选择和凝析油舱布置是首要突破的技术难题。在立柱中装载大量凝析油，为常规仅在浮箱中储存压载水的半潜式生产平台带来新的技术难题，即立柱装载的重心远高于浮箱，导致半潜式生产平台作业重心大幅升高。在平台合龙方案已经限制了平台跨距的前提下，如何确保平台的稳性满足在役要求，所设计的主尺度和装载工况对平台在位运动性能特别是低频运动性能带来了极大的不确定性，工业界尚未有相关的研究设计经验。其次，也对上部模块的气隙安全、立管的强度和疲劳寿命都起到至关重要的影响。此外，提高立柱结构的可靠性是降低凝析油泄漏及外输作业过程中发生碰撞等风险不可缺少的一环，须对结构布置、强度及疲劳寿命进行详细设计及评估。且凝析油具有低闪点、易挥发等特性，而半潜式生产平台无法承受单根立柱失效带来的风险，如何保证凝析油与潜在危险源隔离，避免凝析油泄漏发生火灾或者爆炸等危及作业人员及环境安全，成为立柱储油安全设计必须解决的问题。

2 立柱储油布置方案

2.1 凝析油储存舱容计算

“深海一号”能源站为多点系泊的半潜式生产平台，采用常规穿梭油轮进行凝析油外输作业，由于不具备风向标效应，其外输作业需要进行复杂的限位操作。通常限位操作出现在海上短期安装中，而长期采用常规穿梭油轮进行限位外输作业将可能导致不可接受的风险。参照国外多点系泊FPSO的经验，“深海一号”能源站推荐采用动力定位(简称DP)油轮进行凝析油的外输作业，但在国内原油运输市场上并没有DP油轮，新建DP油轮成为必然的选择。

陵水17-2气田的进舱凝析油最高产量为1 254 m3/d，比重为735 kg/m3。除按常规需要的储油舱规划，还要进行DP油轮吨位规划，以确保海上凝析油生产和DP油轮外输作业相匹配。但国内无相关DP油轮资源，因此方案设计上优先考虑采用1艘DP油轮满足日常作业要求。针对DP油轮5年特检及坞修期间的外输要求，尽可能采用缩短坞修时间或提前在平台上适配常规油轮外输的必要设备来实现经济和技术上的平衡。根据调研结果，除5年特检及进坞大修，由于维修工作量大可能导致较长时间DP油轮不可用外，DP油轮常规的水下检验或简单维修及故障排除可以在15 d内完成，这个时间周期称为除大修外的可能最大外输间隔期，涵盖了DP油轮从到达气田开始外输至下一次到达油田开始外输的时间。根据项目实际，确定储油舱容计算式为：

V=vt+r

(1)

式(1)中：V为储油舱容，m3；v为凝析油产量，m3/d，本项目为1 254 m3/d；t为除大修外的可能最大外输间隔期，d，取15 d；r=惰气覆盖容积+舱底死油容积，m3，本项目外输泵为潜没泵，舱底无纵骨，惰气覆盖容积取vt的5%，m3，舱底死油体积取vt的1%，m3。

根据式(1)，“深海一号”能源站需要的凝析油舱容不得小于19 938 m3，凝析油的实际装载需求(vt+舱底死油容积)为18 998 m3。因此，最终设计凝析油装载量为2×104m3(1.47×104t)。根据统计，南海地区影响外输作业的连续恶劣天数为3 d，从而可以得到DP油轮的最长外输作业周期为12 d。进而计算出DP穿梭油轮的凝析油舱容不得小于15 048 m3。综合考虑DP油轮燃油、淡水、扫线污油水储存等舱容需求，确定穿梭油轮吨位要求为1.5万吨级。

气田投产6年后，由于气田压力衰减后的增压需求，半潜式平台上部组块需要增加压缩机组，导致上部组块的操作重量将进一步增加。为了更加经济地开展项目设计，需根据凝析油日进舱量的变化，优化后期的装载需求，投产6年后，凝析油进舱量将下降为1 164 m3/d，凝析油的实际装载需求为17 634 m3。考虑到后期平台上部模块操作重量存在大幅提升的可能，为了保障平台的作业稳性，因此，在投产6年后，凝析油舱容将从投产初期的2×104m3调整为1.8×104m3。

2.2 凝析油舱布置方案

根据“深海一号”能源站总体布置及性能的需求，在平台的每个立柱中设置人员通道、管线通道、压载舱、凝析油舱、乙二醇储存舱、污油水舱、锚链舱、机械处所和液压间等设备舱室；借鉴FPSO双壳的设计理念，为了避免动力定位油轮外输过程中与立柱发生碰撞，凝析油舱与船体外板采用空舱或者压载舱进行隔离，提高凝析油储存的安全性(图2),隔离舱尺寸为1.8 m，以提高检修人员进出便利性[6]。

图2 “深海一号”能源站舱室布置Fig.2 Tank arrangement of “Deep Sea No.1” energy station

3 立柱储油对平台在位性能影响的评估

3.1 稳性评估

立柱储油舱中储油量随着生产过程变化，各工况下平台吃水为35～40 m，其中台风工况下吃水37 m，平台排水量为10.5×104t。半潜式生产平台采用计算许用重心高度的方法来校核稳性，即计算各吃水条件下平台的许用重心高度。许用重心高度的求解综合考虑了稳性高、恢复力臂与风倾力臂围成的面积比及大倾角稳性等衡准，并将各工况下全船重心高度与许用重心高度比较，当其小于许用重心高度时，即认为稳性满足规范要求。

计算得到“深海一号”能源站各工况下的许用重心高度值(表1)，以及其吃水与凝析油装载的包络线(图3)。可以看出，作业工况和自存工况下的最大许用重心高度在30.42～32.03 m，平台吃水在35～40 m变化时，稳性的控制准则并不是稳性高(GM值)[7]。

表1 “深海一号”能源站主要工况许用重心高度Table 1 Allowable VCG in main loading conditions of “Deep Sea No.1” energy station

图3 “深海一号”能源站装载包络线Fig.3 Loading envelope of “Deep Sea No.1” energy station

对检修、压载、拖航等60余种工况进行了装载及稳性计算。可以看出，主要装载工况重心均小于许用重心高度，风暴工况下GM值在4.60～8.54 m，稳性满足要求;含预留风暴工况最大装载情况下，重心高余量仅为0.77 m，对应立柱与浮箱连接节点处最外侧压载舱(NE1/NW1/SW1/SE1)破舱工况，此时需要的最小GM值为3.83 m(表 2)。可通过细化该压载舱分舱来达到增加允许重心高的目的，而是否需要细分应结合运动性能来评估。

表2 “深海一号”能源站主要工况的稳性计算结果(生存工况)Table 2 Stability results of main conditons for “Deep Sea No.1” energy station(existence condition) m

3.2 在位运动性能评估

对平台各工况进行了运动性能计算。取极端工况为100年一遇,生存工况为1 000年一遇，按照37 m吃水满载装载进行计算；作业工况取1年一遇海况，按照35、40 m吃水满载装载进行计算。计算得到生存工况下，不同装载工况下平台重心高度(表3)。可以看出，随着凝析油的增加，平台重心高度从26.42 m增加到了30.70 m。

表3 “深海一号”能源站不同装载量下的重心高度(生存工况)Table 3 VCG with different oil loading of “Deep Sea No.1”energy station(living conditions)

随着重心高度变化，平台的横摇和纵摇的固有周期发生变化。重心越高，GM值越小，横摇、纵摇固有周期越大。37 m吃水满载工况下，平台垂荡固有周期为22.5 s，纵摇固有周期达到43.8 s。由于纵摇固有周期接近垂荡周期的2倍，37 m吃水满载时(GM值小)二阶纵摇比较显著。针对不同GM值，采用时域分析方法进行了敏感性分析，可以看出，GM值对垂荡的影响并不大，但随着GM值降低，倾角增加较为明显(表4)。

表4 “深海一号”能源站不同GM值的运动敏感性分析结果Table 4 Motion sensitivity analysis results for different GM values of “Deep Sea No.1” energy station

根据不同GM值，0°浪向角的纵摇时域历程的频率谱图(图4)，可以看出，当纵摇固有周期接近垂荡周期2倍时，低频和波频响应都较GM大时的工况更大，表明对带储油功能的半潜式生产平台来说，GM值不仅是判断稳性的准则之一，也将影响其运动性能。从尺度规划和控制运动角度，GM值应适当增加，而不仅仅是规范要求的0.15 m，以确保纵摇周期尽可能远离2倍垂荡周期。在台风来前，平台宜开展卸油作业，清空油舱，以降低台风期的运动幅值，确保立管安全[8]。

图4 “深海一号”能源站纵摇响应谱(浪向角0°)Fig.4 Pitch response spectrum of “Deep Sea No.1”energy station(wave direction 0°)

100年一遇海况下，平台最大垂荡幅值4.9 m，最大横摇/纵摇幅值9.2°(考虑周期敏感性分析后，最大横摇/纵摇幅值增加到9.9°)；1年一遇海况下，平台最大垂荡幅值1.6 m，最大横摇/纵摇幅值2.8°(表5)。 由于“深海一号”能源站尺度规划考虑严格，避开了马修不稳定问题[9]，满载工况下，平台横摇/纵摇固有周期避开了垂荡固有周期的2倍(45 s)，因此该平台呈现了较好的运动特性[10]。

表5 不同工况下“深海一号”能源站运动响应分析结果Table 5 Analysis results of motion response of “Deep Sea No.1” energy station under different conditions

由于半潜式生产平台的运动复杂性，需要开展模型试验对数值分析模型输入参数进行校正，以确保数值模型的准确性。将100年一遇工况下，平台数值模型和水池试验模型的纵荡响应结果(图5a、b)进行了对比，二者分析数据吻合较好，充分说明上述分析结果是可靠的。

图5 100年一遇海况下“深海一号”能源站纵荡运动结果(浪向角180°)Fig.5 Surge motions results of “Deep Sea No.1” energy station under 100 years return period sea condition(wave derection 180°)

4 立柱结构设计及碰撞分析

4.1 立柱结构方案比选

基于平台总体方案优化，最终确定立柱截面主尺度为21 m×21 m。对立柱的截面布置提出了2种方案：“十字形”和“回字形”分舱(图6)。基于尺度规划，得到不同立柱截面布置方案下船体主结构的构件尺寸，并估计了船体结构的用钢量。对比发现，立柱采用带储油功能的“十字形”分舱方案(船体用钢量24 020 t)相比“回字形”分舱方案(船体用钢量26 881 t)，船体用钢量节省了11%，且由于“十字形”分舱四周为隔离空舱，更利于操作和维修。因此，平台立柱选择带储油功能的“十字形”分舱方案。

图6 “深海一号”能源站立柱分舱方案Fig.6 Column tank arrangement of “Deep Sea No.1” energy station

4.2 凝析油隔离舱结构设计

传统半潜式生产平台立柱也有采用“十字形”截面布置的工程案例，但采用的是单壳体立柱，仅在外部壳体设置强水平梁作为主结构支撑，无内部壳体。而对于需要在立柱内部设置凝析油舱的新型立柱结构，需要在凝析油舱周围设置隔离舱，提供隔离保护。因此，在“深海一号”能源站中采用了双壳体立柱结构型式，由外部壳体和内部壳体构筑凝析油隔离舱[11]。如果按照常规设计，在内外双壳体上分别设置强水平梁，不仅空间布置紧张，还会增大强水平梁的设计难度。因此，采用了水平板直接连接在外部壳体和内部壳体上的新型设计(图7)。对外部壳体而言，水平板作为强水平梁的腹板，内部壳体作为面板；对内部壳体而言，同样以水平板作为强水平梁的腹板，外部壳体作为面板。既解决了布置空间紧张的问题，也节省了面板钢材，降低了整体钢材量。

图7 “深海一号”能源站新型立柱框架结构Fig.7 Structure frame of new-type column of “Deep Sea No.1” energy station

4.3 凝析油舱壁支撑结构设计

传统半潜式生产平台立柱尺度较大时，常采用强横梁作为支撑。对于立柱储油设计的凝析油舱，因其跨距较大，也需进行支撑结构设计。立柱内部壳体的“十字形”支撑考虑了2种设计方案：传统的强横梁支撑和开孔舱壁支撑(图8)。经有限元分析对比，发现后者的应力集中水平更低，疲劳寿命更长(表6)。表明立柱内部壳体采用开孔舱壁支撑设计能更好地保证结构的连续性，降低局部应力集中，提高立柱结构的疲劳寿命。

图8 “深海一号”能源站立柱内部壳体开孔舱壁支撑结构Fig.8 Supporting structure of bulkhead with holes in inner shell of column in “Deep Sea No.1” energy station

表6 “深海一号”能源站立柱内部壳体不同支撑类型有限元分析结果Table 6 Structure finite element results of different support types of inner shell of column in “Deep Sea No.1” energy station

4.4 凝析油舱碰撞分析

为了保证凝析油舱具有足够的安全性，针对穿梭油轮与平台立柱结构发生碰撞的情况进行了非线性有限元分析，通过显式动态分析，按最大等效塑性应变0.15考虑单元破坏条件。对平台立柱的局部结构进行了建模，分别考虑穿梭油轮碰撞点在支撑舱壁之间和在中间舱壁处2种情况(图9)。基于立柱结构的外部壳体发生破坏和内部壳体发生破坏2种情况，计算极端条件下的碰撞能量，反推能够抵御的穿梭油轮的最大等效速度。

图9 穿梭油轮与“深海一号”能源站立柱结构碰撞分析模型Fig.9 Collision analysis model of shuttle tanker and column of “Deep Sea No.1” energy station

计算中穿梭油轮模型按刚性考虑，油轮本身变形的能量损失按30%考虑。经计算分析，得到不同碰撞点下立柱结构所能抵御的碰撞能量(表7)。

表7 “深海一号”能源站立柱结构能够抵抗的碰撞能量Table 7 Collision energy which the column of “Deep Sea No.1” energy station can resist

根据非线性有限元分析结果，可得到穿梭油轮装载状态下的最大等效速度，并根据运动分析，得到穿梭油轮的加速度、速度、距离的曲线(图10)。

图10 DP穿梭油轮运动曲线Fig.10 Motion curves of DP oil tanker

根据最大等效速度反推，可得到油轮距离平台的最大安全距离约110 m。由此可确定外输作业时，穿梭油轮与平台的作业间距保持在110 m可保证平台具有较高的安全性。立柱结构本身能够抵御较低航速下穿梭油轮的碰撞能量。以上分析计算出于保守考虑，均未考虑立柱外壳体表面其他缓冲装置。实际设计中，外部壳体会布置橡胶护舷、防撞框架等缓冲保护结构，进一步提高立柱所能抵御的碰撞能量。

5 凝析油储卸安全控制措施

“深海一号”能源站设有4个凝析油舱，分别位于4个立柱中，凝析油进舱储存和外输共设3套管汇：进舱管汇、外输管汇和倒舱管汇(图11)。为了提高装卸油流程的灵活性和舱室的安全性，进舱管汇和外输管汇至各凝析油舱的连接管线上均设有涡轮流量计，同时分别设支路跨接至倒舱管汇。正常生产时，来自上部组块的稳定凝析油经进舱管汇分配后进入舱室；外输工况下，各舱室内的凝析油经外输泵增压后，通过外输管汇输至外输计量撬和外输滚筒。

图11 陵水17-2气田凝析油进舱储存和外输流程Fig.11 Oil storage and offloading process of LS17-2 gas field

凝析油生产和储卸操作中采取的安全控制措施包括：

1) 源头控制。目前针对海上储存凝析油的稳定标准并没有明文规定，为了尽可能降低凝析油的挥发损耗，同时降低火灾爆炸等风险，等同采用原油的稳定标准，从源头上确保凝析油自身的安全性。

2) 动态监测。凝析油舱室内设有压力、温度、液位等监测设施，必要时触发生产关停，同时上部组块流程中设有温度监测(设定点35 ℃，报警值40 ℃)，将下舱凝析油温度控制在合理区间内，避免高温下舱造成大量出气现象。

3) 惰气隔绝。为凝析油舱设有惰气吹扫/驱气总管、惰气供气/放空总管，在外输工况下，足量的惰气通过供气总管进入凝析油舱，避免出现真空及外部空气进入；在日常生产中，随着凝析油的不断进入，舱室内惰气通过放空总管排出。

4) 超压保护。在惰气放空总管上设有手动和自动2套放空阀，一旦上部组块流程出现气窜工况，放空阀将快速打开，以保证舱室内压力低于设计值。

5) 应急操作。当出现异常工况时，通过阀门切换，可实现凝析油倒舱流程，同时完成进出舱油量的实时、累积计量，用于压排载的动态调节，若某个舱室无法正常外输，将采取对角舱室外输策略，降低调载难度。

同时，针对深水半潜式平台船体储油可能存在的作业风险，从设计完整性角度对储油安全进行了系统的安全风险分析和安全措施研究，包括危险源识别、风险和可操作性分析、外输火灾爆炸风险分析。导致船体凝析油舱泄漏的主要原因包括落物、腐蚀、疲劳、超压/负压、溢流和船舶碰撞等因素，按标准规范要求设置了相应的风险预防与控制措施(表8)，将船体储油风险控制在合理可行范围内。

表8 “深海一号”能源站船体凝析油舱泄漏风险识别Table 8 Risk and corresponding procedure for oil spill of “Deep Sea No.1” energy station

6 结论及建议

1) 详细论证了陵水17-2气田半潜式生产平台立柱储油技术。根据中国国内现有动力定位油轮资源相对缺乏等问题，采用动力定位外输技术，结合油轮吨位规划，估算了平台凝析油储存舱容，并通过采用保温瓶内胆式储油舱设计技术，使凝析油与外界隔离，解决了半潜式平台立柱储油功能设计、凝析油安全隔离以及油舱检修维护等难题。

2) 通过合理的舱室布置及低频运动预报技术，科学评估了重心急剧变化对平台在位的不利影响，解决了立柱储油技术中最复杂的总体性能难题。通过“十字形”分舱、开孔舱壁支撑等创新结构设计减少了平台的用钢量，提高了立柱结构的疲劳寿命且形成双层保护舱壁，使平台具备了应对海上潜在事故的能力。通过工艺流程优化和安全保障措施制定，为储油建立了一道安全屏障。

3) 针对现场频繁装卸凝析油作业，建议作业时严格监控平台吃水，外输时尽可能保持1个或2个对角同时外输，以便于平台维持平浮状态；同时，还要保证每个立柱及其附近的舱室作为一个独立区域来实现压排载，作业过程中避免管线联通1个以上的舱室，降低自由液面的潜在不利影响，保证作业安全性。

4) 本研究通过模型试验验证保障了平台的作业安全性，但仍存在波浪对浮体的激励和阻尼作用机理不够清晰的难题，后续需要加大理论研究，重点解决波流耦合、激励阻尼相互作用机理等难题，为类似平台的进一步研究及优化提供参考。