大型平台浮托关键技术创新及效率提升技术

2024-02-29李新超李怀亮阮志豪

中国海洋平台 2024年1期

李新超, 李怀亮, 阮志豪

(1. 海洋石油工程股份有限公司, 天津 300461;2. 能威(天津)海洋工程技术有限公司, 天津 300392)

0 引言

浮托安装法是海洋工程领域一种适用于大型平台组块海上整体安装的方法，具有技术复杂、风险高、难度大等特点[1-3]。近年来，国内累计完成30多个大型平台组块的海上整体浮托安装。组块重量从7 500到32 000 t，作业水深从不足8 m到190 m，施工海域从渤海湾到南海。从浮托技术成熟度、浮托方式和平台重量等各方面，国内已形成总体处于国际领先水平的、完整的浮托安装技术体系[4-6]。如何在技术推广中寻求新突破，以降低成本、提升浮托效率效益成为亟待解决的问题。

浮托作业驳船资源有限，目前国内可满足万吨级以上的大型平台组块陆地纵向装船，随后在海上进行浮托作业的驳船只有海洋石油228、海洋石油229等。渤海湾曹妃甸6-4油田中心平台重约12 800 t，南海海域陆丰14-4油田钻采平台重约15 500 t，渤海湾旅大6-2油田和渤中19-4油田的中心平台分别重约12 500 t和13 500 t，4座平台均采用高位浮托法于2021年先后完成海上安装作业，浮托驳船均为海洋石油228。

统筹考虑诸浮托项目各自的特性及共性，进行浮托关键技术创新和施工效率效益提升工艺研究。自主研制新型斜拉筋快速下放装置，设计出一套大型组块较深水浮托锚系布设方案，提出一套护舷系统标准化创新设计方案，首次在浮托监测中引入免换算、可视化界面，创新浮托驳船就位定位技术，全面实现浮托技术支持的书面化。在圆满、高效地完成4个浮托项目的同时，提高国内浮托技术在国际浮托安装市场的竞争力。

1 运输固定斜拉筋下放工艺技术创新

浮托法对自然环境的依赖性较强，主要利用潮汐变化和驳船调载系统完成平台载荷从驳船到导管架的转移，这造成其对作业窗口的选择较为严苛，通常为8～10 h(包括浮托进船阶段、跨越阶段、最终对齐阶段、载荷转移阶段和退船阶段等)，使斜拉筋切除、下放时长成为浮托成败的关键。然而，此项工作具有高度高(驳船甲板面以上约10 m)、重量重(约4 t)、下放困难等特点。

1.1 斜拉筋传统下放工艺

如图1所示，以往项目一般采用在平台组块大梁下方焊接吊点，通过在吊点上挂倒链或拉麻绳等方法下放斜拉筋。该斜拉筋下放方式是将斜拉筋切除后缓慢下放至驳船主甲板，下放前还需要完全拆除斜拉筋下方的脚手架，使下放路径畅通无阻，这需要使用大量人力才能完成。而且此方式一般需要12～14 h，耗时较长，碰到突发恶劣天气情况，只能强行下放，斜拉筋将直接砸落在驳船甲板上，这不仅对浮托作业自身造成影响，而且对驳船也存在安全隐患。

图1 斜拉筋传统下放工艺

1.2 斜拉筋创新下放工艺

如图2所示，通过技术创新在斜拉筋下部切割线附近设计一个新型斜拉筋快速下放装置，该铰接装置既可承受斜拉筋切除后的瞬间拉力，又可有效固定斜拉筋，使其不必下放至驳船主甲板。

图2 斜拉筋创新下放工艺

新型斜拉筋快速下放装置使斜拉筋切除、下放时间由原来的12～14 h压缩至5～6 h，操作人员只需要完成斜拉筋切断工作即可，不仅提高作业效率，为浮托争得宝贵的潮水窗口，而且显著提前整个浮托作业船队(浮式起重机及其配套拖船、驳船及其主拖船、2艘港作拖船、2艘三用拖船)的复员时间，同时也降低人员的操作风险。

1.3 小结

目前该创新下放工艺已在渤海湾3个浮托项目中实施应用。其中，曹妃甸6-4项目浮托作业时间压缩至6 h 30 min，旅大6-2项目浮托作业时间压缩至6 h 5 min，渤中19-4项目浮托作业时间压缩至5 h 45 min。自主研制的新型斜拉筋快速下放装置解决了浮托作业斜拉筋下放难题，大幅提升海上浮托施工效率，使浮托作业整体提前6～7 h完成，节约船天费约86万元，渤海湾3个浮托项目节省约258万元。

2 较深水浮托锚系设计及施工技术

陆丰14-4油田的钻采平台重约15 500 t，施工现场水深为144.5 m。该平台的浮托作业为国内水深第二、海洋石油228历史最重、南海台风季前后2个台风间隙完成的首个长波浪周期浮托作业。

2.1 传统锚系方案

在南海水深百米级以上海域进行浮托作业时，采用常规的布锚方案需要设置预布锚系，如图3所示。通过预布锚系弥补浮托驳船自身锚泊系统锚缆长度不足的缺点，以满足较深水浮托驳船系泊要求。按照常规做法，陆丰项目在进行浮托准备时需要提前布置8套预布锚系，每套锚系主要包括1根500 m主锚缆、2根220 m锚头缆、1根4 m锚链及1根12 m锚链(直径为76 mm，分别用于锚头缆位置及主锚缆位置)、2个浮筒和若干卡环等。

图3 预布锚系示例

如图4和图5所示，浮托驳船海洋石油228抵达施工现场后，由其主拖船和2艘辅助拖船协助稳定船舶至设计预定的抛锚位置，再由三用拖船协助从海底捞出预布锚缆，最后与海洋石油228上自带锚缆通过卡环进行连接，从而构成整个浮托驳船系泊系统。

图4 锚系连接过程示例

图5 浮托锚系完整状态

2.2 创新锚泊方案

进行锚泊方案创新设计，利用陵水项目剩余物料，将1根直径为76 mm、长度为1 500 m的锚链截成若干根长度为150 m的锚链，取其中8根用于本项目锚泊系统。

创新锚泊方案如图6所示。浮托驳船海洋石油228抵达现场并在拖船协助下在预定位置稳住船位后，三用拖船直接从海洋石油228接过自身锚缆，通过卡环将自身锚缆与150 m锚链连接，随后进行常规抛锚作业即可。使用长度为150 m、单位长度重量较重的锚链替代锚缆，相当于增加工作锚配重，使锚抓力满足项目需求，且没有产生上拔力，从而取消预布锚缆，既解决了较深水浮托时锚缆长度不足的问题，又很好地起到降本增效的作用。图7为锚链及工作锚在三用拖船甲板上的布置。

图6 创新锚泊方案示例

图7 锚链及工作锚布置

2.3 小结

该新型锚泊方案无须进行锚缆预布，节省浮式起重机1个船天、三用拖船3个船天、恒张力绞车20 d、钢丝绳等物料若干，节省费用共约395万元。

该较深水浮托锚系设计及施工技术具有可复制性，相关锚链等物资可回收后多次应用，可在其他类似项目进行推广应用。目前该新型锚泊方案在完成陆丰14-4浮托项目后，已在恩平15-1组块浮托项目中完成推广，且施工效果良好，若能多次应用将带来巨大经济社会效益。

3 护舷标准化创新设计

根据油田开发施工计划，海洋石油228需要先后投入曹妃甸6-4、陆丰14-4、旅大6-2和渤中19-4等浮托项目。陆丰14-4为南海浮托项目，项目匹配的护舷间距为38.000 m，其与前置、后续渤海项目的导管架槽口间距不一致，渤海项目护舷间距常规设计为37.126 m，两者的护舷间距相差0.874 m。浮托作业进退船间隙限值为每侧0.1 m，此间隙增大或减小都将给项目实施带来巨大的安全隐患。

3.1 传统护舷方案

针对海洋石油228从渤海浮托项目施工模式转换至南海浮托项目施工模式，传统的护舷改造方案如图8和图9所示。需要将海洋石油228两侧横荡护舷从根部切除，然后通过吊装分别向舷外两侧整体平移0.473 m，移位后再重新焊接固定，使其满足陆丰14-4项目对进退船间隙的要求。此传统方案工作量巨大，需要使用大量的人力、物力资源，且大多为舷外作业，既费时费力，又风险巨大。

图8 横荡护舷整体布置示例

图9 横荡护舷现场施工情况

3.2 标准化创新方案

统筹考虑南海浮托项目与渤海诸浮托项目各自的特点及共性，提出一套护舷系统标准化设计技术方案，如图10和图11所示。在陆丰14-4导管架槽口内侧的4条主腿上增加厚度为0.473 m、高度为7.9 m的间隙条，有效解决海洋石油228在进行渤海浮托项目与南海浮托项目之间的施工模式转换时需要多次重复移位横荡护舷的难题。同时对导管架在位状态进行计算分析，所增加的间隙条对导管架影响极小，可忽略不计。

图10 导管架上间隙条安装位置示例

图11 导管架上间隙条实物

3.3 小结

该护舷系统的标准化创新设计不仅大幅提升浮托作业准备效率，节省大量人力、物力(包括浮式起重机、履带式起重机等)资源，而且使海洋石油228可随时在不同海域的浮托项目间自由切换，项目整体工期有了充分的保障。

海洋石油228的护舷系统单次移位费用约726万元，而增加间隙条费用不足200万元，海洋石油228每在南海海域与渤海湾不同项目中进行一次施工模式转换，该创新设计可为项目节省约1 252万元建造成本。

4 浮托监测技术创新

浮托安装作业对海洋环境条件的依赖性较强，对海洋石油228、上部组块等六自由度运动进行实时监测，获得宝贵的第一手资料，并通过分析驳船及组块现场实时监测数据与数值模拟计算结果的对比情况，为现场作业提供指导，可有效保障浮托作业的安全性和可靠性。

4.1 传统监测系统

如图12和图13所示，传统的浮托监测系统监测平台组块下部对接缓冲装置(Leg Mating Unit，LMU)倒插尖处的坐标数据变化，然后通过人工换算的方式推导组块倒插尖位置的水平运动和垂向运动数据，再根据实测的潮汐情况推断此时安装在导管架上的LMU顶部与倒插尖之间的垂向净间隙是否满足浮托进船净间隙不大于0.5 m的限值要求[7-8]。此方案需要进行数据换算，时效性略差。

图12 组块下部LMU倒插尖位置坐标

图13 进船净间隙示例

4.2 创新监测系统

如图14所示，创新浮托监测系统可直接处理浮托现场采集到的驳船运动数值，并将其通过三维可视化界面进行展示，可直接读取组块下部LMU倒插尖与导管架上部LMU顶端之间的垂向距离，在渤海海域则可同时直观地获知组块下部与采油树顶端之间的净间隙。这种免换算、可视化的系统界面可为现场浮托作业决策提供即时数据参考，现场使用效果良好。

图14 创新监测系统界面

4.3 小结

创新浮托监测系统首次引入免换算、可视化界面，为浮托作业决策提供即时参考，保障浮托作业工期及施工安全性，为整个浮托作业保驾护航。2021年1月25日，该技术首次应用于曹妃甸6-4组块浮托项目，协助顺利完成国内首个真正意义上的渤海湾冬季冰期大型组块浮托安装作业。2021年5月18日，在台风间隙，该技术协助高效地完成陆丰14-4浮托组块作业，成功克服长周期波浪对现场施工的影响。

5 浮托驳船就位定位技术

5.1 传统就位定位技术

如图15和图16所示，常规浮托项目需要设置交叉缆、纵向缆。在浮托作业过程中，驳船海洋石油228逐渐靠近导管架，在距离导管架约30 m位置时稳船待命，从驳船上引出交叉缆，并连接至导管架主腿上。交叉缆主要用来协助控制驳船进入导管架槽口过程中船首的横摇，使驳船船首水平运动小于进船导向护舷的允许值2 m。待驳船进船至最终对齐位置，从驳船上引出纵向缆绳，并连接至导管架主腿上。纵向缆主要用来协助控制组块载荷从驳船转移至导管架的压载过程中驳船与导管架的相对运动。

图15 浮托进船过程锚系系泊示例

图16 浮托最终对齐状态锚系系泊示例

5.2 创新就位定位技术

在以降本增效为理念，保证施工质量为目标的前提下，通过计算分析、方案论证，并借鉴以往项目施工经验，在曹妃甸6-4、旅大6-2和渤中19-4等浮托项目中取消交叉缆、纵向缆，现场浮托作业过程平稳、安全、可靠，施工效果良好。

鉴于陆丰14-4组块浮托处于南海台风窗口间隙，现场波浪周期(最大约12 s)长，驳船运动大。如图17所示，为在这一较短的时间窗口内完成浮托作业，项目充分利用现场资源进行锚系定位优化设计，取消常规交叉缆和纵向缆设置。利用现场支持船海洋石油201(该项目导管架施工主作业船，考虑到现场施工的连续性，同时避免船队动复员产生额外成本，最终选定此船为浮托支持船)，使其在导管架另一侧并采用动力定位模式就位，再从海洋石油201船侧自带绞车上引出2根缆绳并连接至海洋石油228船首，从而起到驳船进船交叉缆和纵向缆作用，控制驳船船首运动，协助驳船最终位置就位并持续定位，保障浮托顺利完成。

图17 海洋石油201在导管架另一侧就位

5.3 小结

上述技术提升浮托准备效率、节省施工资源、降低项目成本，现场施工效果良好。浮托驳船就位定位技术节省2×75 t绞车费用约45万元，4个项目共约180万元。随着浮托平台规模尺寸的逐渐增大，其导管架基础也越来越大。这就使得采用锚系方式的大型作业船需要多次变换锚位才能完成不同位置的插打桩等作业，施工效率较低，特别是在南海台风季进行作业，风险较大。越来越多的大型浮托导管架施工开始选取动力定位船作为主作业船，该就位技术具有一定的推广价值。