浮式软管在半潜式FPSO油气外输上的应用

田 锋， 杨小龙， 李 豫， 文志飞， 张洪娟， 李俊汲

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300451)

0 引 言

海上浮式生产装置按结构可分为船形浮式装置、半潜式(柱稳性)浮式装置和其他浮式装置，其他浮式装置包括圆柱形浮式装置、深吃水立柱平台(Spar)和张力腿平台(Tension Leg Platform，TLP)。海上浮式生产储卸油装置(Floating Production Storage and Offloading，FPSO)是指漂浮且系泊于海面，主要功能为石油天然气处理、储存和装卸或仅具备其中某些功能的海洋石油生产设施[1]。FPSO通常采用船形浮式装置，而以半潜式(柱稳性)或其他浮式装置作为FPSO的情况在业界较少。

陵水17-2气田群是深水气田，距崖城13-1气田约160 km，距崖城至香港管线约85 km，距海南岛约156 km，水深为1 447 m。陵水17-2平台是深水半潜式浮式生产储油外输平台，采用浮式软管外输平台产生的凝析油。平台由船体、上部组块和生活楼组成，船体部分包括旁通和4个立柱。

外输软管是安装在输油终端与转运油船之间的重要设备，承担着原油输送的重任，结构复杂、技术要求高[2]。采用浮式软管进行油气外输主要适用于船形FPSO，陵水17-2平台是半潜式FPSO。与船形FPSO相比，半潜式FPSO水线面面积小、干舷高，常规的干舷甲板无法提供足够的面积用来布置软管滚筒。将软管滚筒布置在船体上方的组块上，一方面增大了外输甲板的高度，另一方面外输甲板以下不具有封闭的舷侧结构，造成外输软管在设计过程中遇到一些问题和挑战。

1 软管设计

陵水17-2半潜式平台采用浮式软管输送经平台处理合格的凝析油。相关外输设备主要包括浮式软管、软管滚筒、系泊缆、系泊缆滚筒和相应的辅助设施。在外输作业时穿梭油船通过动力定位和系泊缆保持与半潜式平台的安全距离，浮式软管连接于半潜式平台与穿梭油船之间进行凝析油外输；在非外输作业时软管被卷绕至半潜式平台的软管滚筒上[3]。

陵水17-2半潜式平台外输作业时的浮式软管布置如图1所示。

单位：mm注：SEMI-半潜式平台；n-软管节号图1 浮式软管布置

1.1 软管构造及配置

外输软管按其结构型式可分为单层管、双层管、双重管[4]。单层管和双层管分别是第一代软管和第二代软管，由软管本体、两端嵌入软管的短节和软管连接法兰组成。单层管在20世纪60年代使用寿命较短，大约每6～18个月就需更换，为解决软管破损导致油气泄漏造成环境污染的问题，软管生产商在单层管的外层增加一层软管形成双层管，并且在两层软管之间设置泄漏探测装置[5]。当内层软管破损导致油气泄漏时外层软管将提供保护，两层软管之间的探测装置将发出油气泄漏警报，操作人员在接收到报警信号后可适时地对出现问题的软管进行更换，避免油气泄漏造成的财产损失和环境污染。双重管是一种特殊的单层管，无油气泄漏探测装置，与普通单层管在产品工艺上略有不同。单层管与双层管通过金属短节与两端的连接法兰相连，在软管布放、回收、卷绕作业中软管本体与金属短节之间存在过渡易损区；在双重管的结构型式中无金属短节，软管两端的连接法兰完全嵌入软管本体内，不存在软管本体与金属短节之间的过渡易损区。

经比选分析，陵水17-2半潜式平台最终采用双层管设计。同时出于安全考虑，在外输软管靠近半潜式平台外输滚筒一侧设置应急释放装置(Emergency Release Couple，ERC)，在靠近穿梭油船一侧设置液压关断阀门(Hose End Valve，HEV)。

1.2 软管压力等级

软管采用OCIFM/GMPHOM 2009规范，规范针对软管的额定工作压力划分3个等级，分别为15 bar (1 bar = 0.1 MPa)、19 bar、21 bar。陵水17-2半潜式平台经比选计算确认软管额定工作压力为15 bar可满足技术工艺要求。

1.3 软管冲击压力

因意外情况关断隔离阀导致软管中流动的油气在短时期内对软管产生比正常工作高出很多的压力称为冲击压力，俗称“水锤”现象[6]。冲击压力会对软管产生较大的损伤，影响软管使用寿命，若情况严重会造成软管破裂，导致油气泄漏造成环境污染。软管两端阀门的关闭速率是产生冲击压力的一个重要因素。在计算陵水17-2半潜式平台软管冲击压力时，选取HEV关闭时间为5 s， ERC关闭时间为10 s，计算分析发现，软管内产生的最大冲击压力为34 bar，小于软管厂家提供的最大允许冲击压力(36 bar)。在外输作业中，应严格遵循操作手册，避免在正常工作条件下软管内产生意外的冲击压力，以延长软管使用寿命。

1.4 火炬热辐射影响

火炬热辐射影响软管使用寿命和外输人员操作安全。火炬与外输滚筒均位于平台西北侧，在正常和事故工况下，存在火炬热辐射影响软管使用寿命风险；外输滚筒需要人员通过甲板通道进入滚筒旁操作室操作，存在火炬热辐射影响人员操作风险。

软管在最低使用寿命内对所承受的热辐射通常有以下技术指标：

(1) 连续工况下持续暴露温度的最高值；

(2) 峰值温度的持续时间、年累积时间；

(3) 紧急工况下最高温度暴露时间。

由热辐射计算可知：(1)外输滚筒顶部在连续工况(15 m/s风速)下持续暴露温度的最高值为75.4 ℃；(2)外输滚筒顶部在紧急工况(15 m/s风速，高压紧急泄放)下短期暴露的温度最高值为130.3 ℃，暴露时间<30 min。经与软管厂家确认：软管在75 ℃下可服役3 a，在120 ℃下可服役数周，在130 ℃下工作半小时不影响软管的设计寿命。

外输滚筒顶部相关热辐射计算结果如表1所示。

表1 外输滚筒顶部热辐射计算结果

1.5 穿梭油船

油气外输通常使用传统穿梭油船(Conventional Shutter Tanker，CST)，随着动力定位(Dynamic Position，DP)技术的发展和应用，带DP功能的穿梭油船也逐渐在外输作业中被采用。CST与DP穿梭油船对外输作业存在两个方面的不同：一是外输接口在外输油船上的位置不同， CST外输接口的位置通常在油船船中，DP穿梭油船外输接口的位置在油船船首，外输接口位置不同将分别影响软管与系泊缆的长度；二是外输软管接口的型式不同，CST外输接口通常采用活接头或螺栓连接，接口尺寸可根据穿梭油船端输油管线和外输软管的管径大小进行匹配，DP穿梭油船使用首装载系统(Bow Loading System，BLS)，该系统的管线标准接口是20英寸(1英寸=0.025 4 m)，外输软管通过软管末端阀(Hose End Valve，HEV)与穿梭油船的BLS连接。

陵水17-2半潜式平台外输软管的管径为12英寸，外输作业采用DP穿梭油船为主外输油船，CST作为备用。因外输软管与BLS的接口管径不同，外输软管与BLS连接采用分段变径的方法：先将连接HEV的软管从12英寸变径至16英寸，再在HEV与软管间配置1个从16英寸变径至20英寸的法兰，从而实现外输软管与DP穿梭油船BLS的连接。在设计中需考虑软管最小弯曲半径，滚筒半径应收容所有不同管径的软管，在设计早期需特别关注软管管径变化对软管滚筒尺寸带来的影响。

1.6 软管冲洗

在完成油气从FPSO至穿梭油船的外输后需对软管进行冲洗。

陵水17-2半潜式平台先将生产水通过外输软管由FPSO的生产水舱将软管内的凝析油冲洗至穿梭油船，再用高压氮气将外输软管内的生产水置换至穿梭油船的生产水舱，从而完成外输软管的冲洗作业。

如果穿梭油船无法接收冲洗软管的凝析油或生产水，通常的作法是在软管回收至滚筒上后，连接靠近外输油船端软管HEV上的冲洗管线接口与滚筒本体上的冲洗管线接口，滚筒上的冲洗管线接口通过滚筒非输油端的滑环连接至FPSO平台上的冲洗管线接口，即可实现在本平台内完成软管的冲洗连接。陵水17-2半潜式平台靠近外输油船端软管尺寸从12英寸增加至20英寸，软管滚筒尺寸受平台空间限制按12英寸软管设计，不能满足20英寸软管的最小回转半径要求，增大部分的软管及HEV不能回收至软管滚筒上，靠近外输油船端软管HEV上的冲洗管线接口将直接连接到FPSO平台上的冲洗管线接口，而不再通过滚筒上的滑环。

外悬部分软管采用钢丝绳固定在外输甲板的眼板上。软管回收到滚筒上后的冲洗管线连接如图2所示。

图2 外输软管冲洗管线连接

1.7 软管与平台相互作用

1.7.1 软管受力

船形FPSO的外输滚筒通常设置在干舷甲板或后升高甲板。半潜式FPSO的干舷一般比船形FPSO的干舷高，对于半潜式FPSO，当外输滚筒设置在船体上部组块上时，外输甲板与水面的距离较船形FPSO更大，软管受到的环境载荷也将更大。以船形FPSO巴西P67为例，其外输甲板标高为37.5 m，船体操作吃水为23.146 m，外输甲板距离海面的高度为14.354 m。陵水17-2 FPSO为半潜式平台，软管滚筒甲板标高为70.5 m，船体最低操作吃水为35 m，软管滚筒距离海面的高度为35.5 m，是巴西FPSO的两倍多，软管在外输作业受到的环境荷载也更大。

采取措施如下：在水平漂浮软管左右两侧设置防荡链，将防荡链另一端连接至外输甲板软管滚筒两侧的快速接头上，通过防荡链的限位作业抵消软管受到的环境力，快速接头的作用是在软管应急释放时防荡链也能够同时应急释放。

1.7.2 软管漂移

在外输作业时软管在波浪慢漂力的作用下会发生较大的漂移。船形FPSO外输甲板舷侧具有连续的钢壁结构，软管漂移与船体的碰撞力将分散至船体侧面的接触表面。陵水17-2外输平台是框架式结构并且突出下部船体，软管慢漂与组块的碰撞力将集中在组块工字梁翼元上，易造成软管损坏。

将外输滚筒左侧外移，增大组块外输甲板与组块生产甲板之间的外悬距离，降低外输软管与组块生产甲板发生碰撞干涉的频率。分析表明：仅在有义波高为3 m、浪向为180°下，软管与平台斜撑/平台大梁分别发生1次/5次碰撞。

分析结果如图3所示。

注：1.135°方向波浪软管漂移；2.180°方向波浪软管漂移；3.225°方向波浪软管漂移图3 外输工况软管漂移运动分析结果

分析结果表明：在外输作业工况下，调整外输滚筒的位置可有效避免软管与FPSO平台的碰撞干涉；外输凝析油在重力作用下对软管的慢漂起到较大的阻尼作用，充置凝析油的软管较空置软管的慢漂位移明显小。

(1)碰撞海况/外输海况占比<5%；(2)碰撞仅发生在空管工况，暴露时间短；(3)未考虑DP的主动控制作用：结论是碰撞概率小、风险减轻后风险水平可接受。另外，在组块甲板边的工字梁翼元设置橡胶护舷可减缓软管与结构大梁的碰撞力。

1.7.3 软管应急释放

船形FPSO外输甲板舷侧具有连续封闭的船体结构，应急释放后的外输软管可自由下落或沿着舷侧船体结构滑落，不会造成软管或船体结构的损坏。陵水17-2半潜式平台软管应急解脱高度高于传统FPSO；另外，软管滚筒布置在框架式组块上，组块与船体主甲板间存在1.5 m的间隙，应急释放后的外输软管在自由下落过程中存在碰撞船体和软管弯曲半径不满足要求而损坏泄漏的风险。

半潜式平台外输及DP外输油船均作业经验欠缺，参照陵水项目危险源识别(Hazard Identification, HAZID)分析原理及其严重性等级和发生概率划分，外输软管破损造成凝析油泄漏量超过10 t，严重性等级应归属等级4以上，发生概率归属等级3以上，综合评价风险等级在12以上，属中高风险。

采取的风险应对措施如下：在外输甲板上设置恒张力绞车，通过钢丝绳连接至半潜式平台侧软管的HEV本体上，保证在应急解脱工况软管受控下放。当软管应急释放时，绞车提供的恒张力可使软管匀速下放，避免软管对组块或船体产生的撞击。

1.8 软管操作自动化

在外输作业时，设备的自动化程度高、操作人员的介入少，可提高作业的可靠性、提高工作效率、减少事故的发生。与船形FPSO的外输相比，陵水17-2半潜式平台在每次外输作业需进行防荡链摘挂、接外输油船软管端HEV摘挂、半潜式甲板冲洗软管连接，在应急释放后还需对复位后的软管与恒张力绞车进行连接，这些操作增加了平台人员的工作量和潜在的风险。

2 结 语

陵水17-2项目作为半潜式FPSO采用漂浮软管进行油气外输，在设计过程遇中到的问题、挑战和解决方案可为以后类似项目提供经验参考。

半潜式FPSO的外输甲板可参照船形FPSO设置在船体的主甲板或干舷甲板上。如果外输甲板需要设置在船体上方的组块甲板上，应尽可能降低外输甲板的高度，增大外输甲板的外伸量。此外，在外输甲板舷侧设置软管坡道，构造一个连续光滑的圆弧形支撑表面，可为外输软管提供一个限位结构保护，也是解决半潜式平台设置外输软管问题的一个办法。

浮式软管是外输作业的关键设备，费用昂贵，在海上油气开发早期需给予足够的重视和充分的考虑。好的外输方案能降低设备费用、减少人员操作、保证设备运行稳定、使平台顺利安全地进行生产。