朱海山 李 達(dá)

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

陵水17-2氣田位于海南島三亞?wèn)|南150 km的陵水海域(水深1 220～1 560 m)，被鉆探證實(shí)是千億立方米優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)大氣田，主要產(chǎn)品為天然氣和凝析油，擬采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接深水浮式生產(chǎn)平臺(tái)對(duì)該氣田進(jìn)行開(kāi)發(fā)[1]，是在中國(guó)海域首次采用典型深水開(kāi)發(fā)模式進(jìn)行開(kāi)發(fā)的自營(yíng)深水氣田[2]。其中，適應(yīng)南海油氣開(kāi)發(fā)特點(diǎn)、帶凝析油儲(chǔ)存和外輸功能的深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)——“深海一號(hào)”能源站是該氣田開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵設(shè)施。

相比國(guó)內(nèi)已有建造經(jīng)驗(yàn)的半潛式鉆井平臺(tái)、半潛式生活平臺(tái)，“深海一號(hào)”能源站在總體性能、船體結(jié)構(gòu)、系泊系統(tǒng)、立管等方面的作業(yè)要求要高得多，需要抵御連續(xù)服役期間所有可能的臺(tái)風(fēng)侵襲，對(duì)設(shè)施和設(shè)備的可靠性要求很高，關(guān)鍵疲勞壽命要求是常規(guī)鉆井平臺(tái)指標(biāo)的數(shù)倍。因此，掌握適合南海深水油氣藏開(kāi)發(fā)特點(diǎn)的浮式生產(chǎn)平臺(tái)及其配套技術(shù)對(duì)中國(guó)深水油氣田開(kāi)發(fā)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

本文基于陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)需求，梳理了半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)在設(shè)計(jì)、建造及服役過(guò)程中面臨的主要技術(shù)挑戰(zhàn)，對(duì)“深海一號(hào)”能源站基于南海深水環(huán)境和地質(zhì)條件、國(guó)內(nèi)場(chǎng)地資源開(kāi)展的船型開(kāi)發(fā)等總體設(shè)計(jì)技術(shù)進(jìn)行了詳細(xì)論證，針對(duì)半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)的系泊系統(tǒng)設(shè)計(jì)、深水鋼懸鏈立管布置與疲勞分析、運(yùn)動(dòng)響應(yīng)預(yù)報(bào)、結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和防腐等關(guān)鍵技術(shù)內(nèi)容進(jìn)行了論述。“深海一號(hào)”能源站設(shè)計(jì)方案與關(guān)鍵技術(shù)的研究成果為陵水17-2氣田的順利開(kāi)發(fā)提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持，同時(shí)也為類似深水浮式生產(chǎn)平臺(tái)的研發(fā)提供了參考。

1 主要技術(shù)挑戰(zhàn)

1.1 惡劣的環(huán)境條件

中國(guó)南海與挪威北海、美國(guó)墨西哥灣是公認(rèn)的三大海況惡劣海域，惡劣環(huán)境條件對(duì)深水工程設(shè)施可能會(huì)產(chǎn)生顯著破壞性影響。這幾大海域由于環(huán)境導(dǎo)致的海洋工程事故屢見(jiàn)不鮮，造成的損失通常以億美元計(jì)。南海夏季臺(tái)風(fēng)和內(nèi)波頻發(fā)，對(duì)設(shè)施的極限生存能力帶來(lái)了極大挑戰(zhàn)。相比其他兩大惡劣海域，南海的風(fēng)速、流速更為惡劣(表1)，為平臺(tái)系泊系統(tǒng)、立管系統(tǒng)的設(shè)計(jì)帶來(lái)了巨大挑戰(zhàn)。惡劣的風(fēng)速和流速將顯著增加浮式系統(tǒng)的平均受力，與波浪共同作用后，將導(dǎo)致浮體長(zhǎng)期在較大偏移上振蕩運(yùn)動(dòng)，顯著增加聚酯纜動(dòng)態(tài)剛度及系泊載荷，對(duì)整個(gè)浮式設(shè)施的定位安全提出了更高要求。此外，南海冬季受東北季風(fēng)持續(xù)作用，其所產(chǎn)生的長(zhǎng)周期波高對(duì)平臺(tái)結(jié)構(gòu)、立管的疲勞也將帶來(lái)顯著不利影響。相比已有大量浮式生產(chǎn)平臺(tái)的墨西哥灣中波浪疲勞數(shù)據(jù)集中在0.5～2.5 m有義波高、4～8 s周期不同，中國(guó)南海的波浪疲勞數(shù)據(jù)分布在0.5～8.0 m 有義波高、4～13 s周期，其對(duì)結(jié)構(gòu)物的疲勞挑戰(zhàn)顯著增加。此外，除了表層流速較高外，中層和底層流速相比其他海域也更為惡劣，增加了立管系統(tǒng)的干涉和強(qiáng)度破壞風(fēng)險(xiǎn)。

表1 中國(guó)南海與美國(guó)墨西哥灣、挪威北海百年一遇極端環(huán)境條件對(duì)比Table 1 Comparison of once-in-100-years extreme environmental conditions between the South China Sea,US Gulf and North Sea of Norway

深水海域大尺度立管、系泊系統(tǒng)、船體對(duì)海洋動(dòng)力環(huán)境參數(shù)的敏感性很高，工程設(shè)計(jì)要求的環(huán)境參數(shù)也更加精細(xì)。常規(guī)的單向保守思維可能導(dǎo)致災(zāi)難性后果，極端工況時(shí)周期長(zhǎng)1 s，可能導(dǎo)致立管壽命大為降低；周期短1 s，系泊載荷可能因此增大20%以上。因此，“深海一號(hào)”能源站在設(shè)計(jì)及服役階段均要重點(diǎn)考慮惡劣的環(huán)境條件對(duì)相關(guān)設(shè)施的影響。

1.2 復(fù)雜的海底地形

陵水海域地形陡峭，存在多種不良地質(zhì)現(xiàn)象，如硬質(zhì)海底、斷層、凹坑等，嚴(yán)重影響浮式平臺(tái)位置選擇、錨泊基礎(chǔ)形式、立管底部觸地點(diǎn)剛度和懸跨問(wèn)題。目前中國(guó)針對(duì)淺水油氣田開(kāi)發(fā)所建立的地質(zhì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及所掌握的相關(guān)技術(shù)無(wú)法滿足深水油氣田開(kāi)發(fā)的精細(xì)化要求。深水區(qū)域海底路由和地質(zhì)勘察耗資巨大，動(dòng)輒上億元，設(shè)計(jì)基礎(chǔ)研究的技術(shù)方案制定難度高，須多個(gè)專業(yè)統(tǒng)籌考慮，與工程方案的匹配難度大。

1.3 氣藏分散且缺乏依托設(shè)施

陵水17-2氣田由多個(gè)氣藏構(gòu)成，這些氣藏分布在海南島東南約150 km的狹長(zhǎng)地帶內(nèi)，其東西跨距49.4 km，南北跨度30.4 km。該氣田中心距離200 m水深的淺水海域直線距離約55 km，高峰日產(chǎn)水量近700 m3，水下長(zhǎng)距離輸送流動(dòng)安全保障困難。

中國(guó)南海深水區(qū)域油氣開(kāi)發(fā)起步較晚，油氣管網(wǎng)遠(yuǎn)不如墨西哥灣發(fā)達(dá)，且主要集中在南海東部。南海西部?jī)H有崖城13-1氣田群可供依托，包括2條外輸管線：一條從崖城到香港的管線(778 km)，另一條從崖城到南山終端的天然氣和凝析油混輸管線。對(duì)于陵水17-2氣田，凝析油輸送較為常規(guī)的做法是通過(guò)135 km管線輸至崖城13-1氣田，再輸送至南山終端，但輸送至崖城平臺(tái)的凝析油管線投資高達(dá)8億元人民幣。將凝析油儲(chǔ)存在半潛式生產(chǎn)平臺(tái)并通過(guò)動(dòng)力定位油輪進(jìn)行外輸?shù)慕鉀Q方案，是基于南海深水氣田開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀做出的最合理方案(圖1)，但需要解決凝析油儲(chǔ)存及外輸安全等難題。

圖1 陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)方案示意圖Fig.1 Development plan of LS17-2 gas field

1.4 受限的建造場(chǎng)地和合龍資源

半潛式生產(chǎn)平臺(tái)是三大典型深水浮式生產(chǎn)平臺(tái)之一，中國(guó)仍無(wú)相關(guān)的設(shè)計(jì)和建造經(jīng)驗(yàn)，但國(guó)內(nèi)多個(gè)船廠具備半潛式鉆井平臺(tái)、半潛式生活平臺(tái)的設(shè)計(jì)和建造經(jīng)驗(yàn)。在這些經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上適當(dāng)突破和整合，在焊接質(zhì)量穩(wěn)定性、厚板的疲勞處理、高應(yīng)力區(qū)的預(yù)制工藝、分段合龍精度控制上適當(dāng)改進(jìn)后，具備形成半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)的建造能力，但仍面臨受限的建造場(chǎng)地和合龍資源帶來(lái)的技術(shù)挑戰(zhàn)。

相對(duì)具有天然優(yōu)越港池條件的韓國(guó)船廠(其船塢、港池、航道通常可以達(dá)到12 m以上吃水條件)，中國(guó)船廠的一個(gè)重要短板在于船塢、港池及出港航道的水深較為受限(表2)，即使借助潮位，大多數(shù)船廠出港前允許的吃水不超過(guò)9 m，這直接影響到合龍、出塢后的舾裝、傾斜試驗(yàn)等作業(yè)，也成為控制半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)建造出塢、調(diào)試期間的吃水限制參數(shù)。較低的空船吃水限制對(duì)平臺(tái)的主尺度及總體設(shè)計(jì)均有重要制約作用。

表2 “深海一號(hào)”能源站建造、合龍潛在船廠主要參數(shù)Table 2 Main parameters of potential shipyard for construction and closure of “Deep Sea No.1” energy station

2 總體設(shè)計(jì)技術(shù)

2.1 深水環(huán)境條件分析

通過(guò)10余年的水文氣象觀測(cè)，并在此基礎(chǔ)上開(kāi)展高重現(xiàn)期設(shè)計(jì)參數(shù)與波浪方向性研究、大型作業(yè)氣候窗多維度優(yōu)選研究，充分摸清了陵水區(qū)塊水動(dòng)力方向性明顯的特點(diǎn)，對(duì)陵水海域的強(qiáng)浪向認(rèn)識(shí)也發(fā)生了改變，最強(qiáng)波浪方向由東南向調(diào)整到東向，為平臺(tái)方位、氣隙預(yù)報(bào)提供了充分的依據(jù)；結(jié)合觀測(cè)數(shù)據(jù)更新了對(duì)南海波陡特性的認(rèn)識(shí)(圖2)，新的認(rèn)識(shí)客觀反應(yīng)了波浪高度與譜峰周期的真實(shí)特性，百年一遇波浪譜峰周期相比以往水平(16.3 s)降低了1.6 s，對(duì)于平臺(tái)方位優(yōu)化、系泊系統(tǒng)設(shè)計(jì)、立管疲勞計(jì)算起到了關(guān)鍵的指導(dǎo)作用。

圖2 南海波陡特性Fig.2 Wave steepness characteristics of South China Sea

2.2 基于國(guó)內(nèi)場(chǎng)地資源的定制化設(shè)計(jì)

“深海一號(hào)”能源站上部組塊需要搭載200余套油氣處理設(shè)備，目前具備油氣處理設(shè)備集成和調(diào)試經(jīng)驗(yàn)的廠家并不在船廠。如選擇箱型板架式上部組塊結(jié)構(gòu)，國(guó)內(nèi)并不具備油氣生產(chǎn)平臺(tái)的箱型板架式上部組塊的布置經(jīng)驗(yàn)，且其建造和集成調(diào)試并不便利。因此，選擇與固定平臺(tái)類似的傳統(tǒng)桁架式上部組塊是符合國(guó)內(nèi)建造經(jīng)驗(yàn)的最佳選擇。

桁架式組塊與船體間如何總裝合龍，是首要解決的設(shè)計(jì)難題。對(duì)于大型半潛式生產(chǎn)平臺(tái)而言，采用組塊與船體整體合龍能顯著減少建造工期。整體合龍主要有浮托法、吊裝法、頂升法3種。這幾種方式的優(yōu)選原則是：所在國(guó)家具備大噸位吊裝合龍條件時(shí)優(yōu)先選擇吊裝法，如美國(guó)墨西哥灣的半潛式生產(chǎn)平臺(tái)和張力腿平臺(tái)基本都在Kiwiet場(chǎng)地采用1.1×104t碼頭吊完成；無(wú)法吊裝合龍時(shí)，考慮是否存在遮蔽海域及其水深條件，來(lái)研究浮托法的可能性，如巴西海域的浮式生產(chǎn)平臺(tái)合龍方式；前述2種方法均無(wú)條件實(shí)施時(shí)，采用頂升法，如馬來(lái)西亞殼牌公司的Malika TLP(張力腿平臺(tái))的合龍方式?！吧詈Ｒ惶?hào)”能源站選擇國(guó)內(nèi)資源——2萬(wàn)噸級(jí)泰山吊進(jìn)行吊裝合龍作業(yè)，雙吊梁的間距為42.5±7.0 m(圖3)，因此合龍時(shí)的吊裝跨距不得超過(guò)49.5 m，這也成為平臺(tái)總體設(shè)計(jì)的最大跨距。同時(shí)，由于其船塢吃水限制，不得不選擇坐底合龍的方式，在實(shí)際作業(yè)時(shí)須著重解決好坐底安全保障和對(duì)接主動(dòng)控制2項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)難題。

圖3 “深海一號(hào)”能源站合龍方案示意圖Fig.3 Diagram integration plan of “Deep Sea No.1” energy station

目前國(guó)內(nèi)大多數(shù)船廠的船塢和出港航道水深均不超過(guò)9 m，這對(duì)于空船質(zhì)量超過(guò)5×104t的“深海一號(hào)”能源站在建造完成后的順利出港帶來(lái)了巨大挑戰(zhàn)。通常半潛式生產(chǎn)平臺(tái)的浮箱寬度與高度的比值不超過(guò)2.00，過(guò)寬的浮箱會(huì)導(dǎo)致作業(yè)條件下波浪力增加；此外，立管疲勞較為敏感的作業(yè)周期(13 s內(nèi))對(duì)應(yīng)的垂蕩運(yùn)動(dòng)也將因此增加。為了滿足合龍完成后的出港要求，在9 m浮箱高度的限制下，不得不將浮箱寬度設(shè)計(jì)為21 m，由此，浮箱寬高比達(dá)到了2.33，遠(yuǎn)高于業(yè)界常規(guī)的2.00，這將導(dǎo)致浮箱在作業(yè)時(shí)受到較大的垂直波浪載荷，導(dǎo)致的垂蕩運(yùn)動(dòng)響應(yīng)曲線如圖4所示，在小周期(15 s左右)的垂蕩響應(yīng)算子幅值達(dá)到0.4，這對(duì)于立管的疲勞設(shè)計(jì)挑戰(zhàn)極大。

圖4 “深海一號(hào)”能源站垂蕩響應(yīng)曲線Fig.4 Heave response curve of “Deep Sea No.1” energy station

2.3 多立柱浮體的凝析油U型隔離與安全儲(chǔ)存技術(shù)

與常規(guī)半潛式生產(chǎn)平臺(tái)不同的是，“深海一號(hào)”能源站須考慮凝析油儲(chǔ)存，根據(jù)氣田凝析油產(chǎn)量(約1 250 m3/d)，考慮外輸作業(yè)較常規(guī)FPSO更為復(fù)雜，且統(tǒng)籌油輪噸位，確定凝析油艙容為2.0×104m3(初始投產(chǎn)時(shí))和1.8×104m3(6年后壓力不夠時(shí)上增壓設(shè)施后)。凝析油作為危險(xiǎn)介質(zhì)，其儲(chǔ)存面臨破艙泄漏、儲(chǔ)存艙室壓力超標(biāo)或艙頂落物導(dǎo)致結(jié)構(gòu)破壞等問(wèn)題，容易引起火災(zāi)或爆炸。因此，凝析油儲(chǔ)存的安全性是新船型開(kāi)發(fā)首要解決的技術(shù)問(wèn)題。

應(yīng)對(duì)凝析油艙泄漏的最好辦法是在凝析油艙周邊設(shè)置隔離艙保護(hù)[3]。若將凝析油設(shè)置在浮箱，較大的隔離艙空間不能壓載導(dǎo)致的壓載損失，將不可避免地需要在立柱中布置較多的壓載艙才能滿足在位吃水要求，但在立柱中布置大量壓載水將導(dǎo)致平臺(tái)更高的在位重心，導(dǎo)致更大的浮箱尺寸和跨距，造成平臺(tái)尺度上的惡性循環(huán)。此外，凝析油艙需要頻繁調(diào)整裝載量，從操作便利性而言，如將凝析油艙布置在浮箱中，管系通過(guò)立柱也將導(dǎo)致更大的危險(xiǎn)區(qū)。因此，將凝析油艙布置在立柱并在油艙周圍設(shè)置隔離艙成為必然的解決方案。按照該方案，除了用于調(diào)節(jié)偏心的壓載艙，其他壓載艙均布置在環(huán)形浮箱內(nèi)，更利于操作；凝析油艙的四周及底部均設(shè)置了1.8 m的隔離空艙，便于檢修凝析油艙的水密性，隔離艙寬度比規(guī)范要求的1.5 m更高，主要是為了改善人員進(jìn)出便利性；凝析油進(jìn)出通道及艙室的透氣均通過(guò)艙頂，以利于海上作業(yè)。

經(jīng)綜合分析，“深海一號(hào)”能源站凝析油儲(chǔ)存艙布置如圖5所示，這種適用于多立柱浮體的凝析油U型隔離技術(shù)的儲(chǔ)油艙類似于保溫瓶?jī)?nèi)膽。該項(xiàng)技術(shù)由國(guó)內(nèi)首次提出并在海洋石油工業(yè)界應(yīng)用[4]。

圖5 “深海一號(hào)”能源站凝析油儲(chǔ)存艙布置Fig.5 Condensate oil storage tank arrangement in “Deep Sea No.1” energy station

針對(duì)上部組塊中凝析油艙進(jìn)艙管線中進(jìn)氣的潛在可能性，通過(guò)設(shè)置甲板水封裝置來(lái)避免氣體進(jìn)入，同時(shí)設(shè)置了呼吸閥來(lái)保證艙室內(nèi)外的壓力平衡，避免潛在的壓力異常。對(duì)于潛在艙頂落物導(dǎo)致的著火風(fēng)險(xiǎn)，通過(guò)加強(qiáng)艙頂結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)來(lái)確保落物不會(huì)導(dǎo)致艙頂結(jié)構(gòu)破壞。

影響凝析油儲(chǔ)存安全的另一個(gè)潛在問(wèn)題是平臺(tái)的運(yùn)動(dòng)性能,作業(yè)期間凝析油艙不停地與浮箱中的壓載艙進(jìn)行裝載置換，艙室的位置差異導(dǎo)致平臺(tái)的整體重心總是處于變化中，其對(duì)平臺(tái)的橫搖周期將產(chǎn)生顯著影響。半潛式平臺(tái)的穩(wěn)性高與重心高度直接相關(guān)，與常規(guī)半潛式生產(chǎn)平臺(tái)在位時(shí)重心高度變化幅度較小不同，“深海一號(hào)”能源站在位時(shí)的穩(wěn)性高處于急劇變化中，其橫搖運(yùn)動(dòng)響應(yīng)如圖6所示，橫搖周期為27～43 s，較長(zhǎng)的橫搖固有周期將直接導(dǎo)致平臺(tái)較顯著的低頻運(yùn)動(dòng)。此外，工業(yè)界的實(shí)踐表明，應(yīng)盡量避免橫搖固有周期落在2倍升沉固有周期范圍內(nèi)，否則會(huì)產(chǎn)生潛在的馬修不穩(wěn)定性。這是陵水17-2半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)在設(shè)計(jì)中面臨的不同于以往的一個(gè)重要挑戰(zhàn)，必須要通過(guò)低頻響應(yīng)預(yù)報(bào)技術(shù)予以解決。

圖6 “深海一號(hào)”能源站橫搖運(yùn)動(dòng)特性(吃水37 m，浪向角90°)Fig.6 Roll response of “Deep Sea No.1” energy station(draft 37 m,wave angle 90 °)

2.4 多立柱浮體的凝析油動(dòng)力定位外輸技術(shù)

“深海一號(hào)”能源站為多點(diǎn)系泊平臺(tái)，與常規(guī)南海單點(diǎn)系泊的FPSO不同，其外輸面臨更大的挑戰(zhàn)。為解決無(wú)風(fēng)向標(biāo)效應(yīng)導(dǎo)致的外輸風(fēng)險(xiǎn)，推薦采用動(dòng)力定位(DP)外輸油輪對(duì)陵水17-2氣田凝析油進(jìn)行外輸作業(yè)。

陵水海域位于南海西部，其西北方向?yàn)楹Ｄ蠉u，大部分風(fēng)浪從東北和南向來(lái)。海流方向性較強(qiáng)，大部分去往西南偏西方向，北側(cè)至西南的西北扇區(qū)(135°范圍)內(nèi)風(fēng)、浪的概率分別為5.18%、2.30%。根據(jù)這一環(huán)境分布條件，半潛式平臺(tái)在主甲板西北側(cè)僅布置1個(gè)外輸點(diǎn)即可滿足凝析油的外輸需求，外輸點(diǎn)布置及外輸油輪的潛在布置位置如圖7所示。

圖7 “深海一號(hào)”能源站外輸點(diǎn)及動(dòng)力定位外輸油輪布置方案Fig.7 Export point of “Deep Sea No.1” energy station and offloading arrangement for DP shuttle tanker

動(dòng)力定位作業(yè)能力分析及其限制作業(yè)條件計(jì)算是外輸方案的技術(shù)核心，基于勢(shì)流理論的時(shí)域運(yùn)動(dòng)方程可以模擬任意時(shí)間變化的外載荷作用的浮體運(yùn)動(dòng)特性。在求解時(shí)域方程時(shí)，需要實(shí)時(shí)對(duì)外力進(jìn)行濾波和動(dòng)力定位控制。計(jì)算出不同浪向?qū)?yīng)的限制環(huán)境條件見(jiàn)表3。

表3 “深海一號(hào)”動(dòng)力定位外輸油輪外輸環(huán)境條件Table 3 Offloading environment condition of DP shuttle tanker for “Deep Sea No.1” energy station

根據(jù)海域的環(huán)境條件統(tǒng)計(jì)，采用動(dòng)力定位穿梭油輪對(duì)陵水17-2氣田凝析油進(jìn)行外輸時(shí)，該海域限制流速取為0.6 m/s。對(duì)于1.5×104t的動(dòng)力定位穿梭油輪，推薦的DP2推進(jìn)系統(tǒng)配置方案可以為首尾均為2個(gè)全回轉(zhuǎn)推進(jìn)器，或者首尾分別1個(gè)全回轉(zhuǎn)推進(jìn)器及1個(gè)槽道推進(jìn)器。船首和船尾每個(gè)推進(jìn)器的推力需求為311 kN，推力需求可以根據(jù)廠家推進(jìn)器的控制能力進(jìn)行優(yōu)化。據(jù)此統(tǒng)計(jì)的全年外輸平均作業(yè)概率達(dá)到93%，其中8月受臺(tái)風(fēng)影響，11、12月受季風(fēng)影響，這3個(gè)月外輸作業(yè)概率相對(duì)較低，分別為88.9%、85.7%和84.5%。

2.5 新船型參數(shù)設(shè)計(jì)

“深海一號(hào)”能源站在船型開(kāi)發(fā)中受到諸多制約，這些制約包括建造及合龍場(chǎng)地能力、合龍后的吃水要求、南海特殊環(huán)境條件下的凝析油裝卸載能力、對(duì)鋼懸鏈立管的運(yùn)動(dòng)適應(yīng)性、上部模塊處理規(guī)模和以往建造經(jīng)驗(yàn)等。這些因素注定了我國(guó)南海氣田開(kāi)發(fā)的半潛式生產(chǎn)平臺(tái)無(wú)法完全借鑒國(guó)外成熟船型，不得不量身定制適應(yīng)我國(guó)特點(diǎn)的半潛式生產(chǎn)平臺(tái)船型。

“深海一號(hào)”能源站主尺度見(jiàn)表4，其船型如圖8所示。該平臺(tái)為世界首個(gè)帶萬(wàn)噸級(jí)凝析油儲(chǔ)存和外輸功能的半潛式生產(chǎn)平臺(tái)。

圖8 “深海一號(hào)”能源站總體構(gòu)造圖Fig.8 Configuration of “Deep Sea No.1”energy station

表4 “深海一號(hào)”能源站主尺度參數(shù)Table 4 Main parameters of “Deep Sea No.1” energy station

將“深海一號(hào)”能源站與中國(guó)設(shè)計(jì)建造的“奮進(jìn)號(hào)”半潛式鉆井平臺(tái)的關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)和技術(shù)特點(diǎn)進(jìn)行了對(duì)比(表5)?？梢钥闯?，在設(shè)計(jì)指標(biāo)上“深海一號(hào)”能源站明顯較“奮進(jìn)號(hào)”高。

表5 “深海一號(hào)”能源站與“奮進(jìn)號(hào)”半潛式鉆井平臺(tái)主要指標(biāo)對(duì)比Table 5 Comparison of main indicators between “Deep Sea No.1”energy station and “Fenjin” semi-submersible drilling platform

3 關(guān)鍵技術(shù)

3.1 深水系泊系統(tǒng)設(shè)計(jì)

當(dāng)前對(duì)于千米水深以上的半潛式平臺(tái)、單柱式平臺(tái)及海上浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油裝置(FPSO)，多采用聚酯纖維纜技術(shù)，相比常規(guī)的鋼纜系泊(錨鏈-鋼纜-錨鏈)系統(tǒng)，其系泊剛度接近于線性，且在控制浮體偏移量方面具有較顯著的效果。由于其系泊特性的優(yōu)勢(shì)，采用聚酯纜系泊技術(shù)可節(jié)省大量工程投資[5]，如“深海一號(hào)”能源站采用聚酯纜系泊比采用常規(guī)鋼纜系泊可節(jié)省投資2億元人民幣。

“深海一號(hào)”能源站系泊系統(tǒng)采用變剛度法開(kāi)展系泊系統(tǒng)設(shè)計(jì)和分析[6]，其設(shè)計(jì)構(gòu)型為：頂鏈為 R4S等級(jí)φ157 mm的錨鏈(長(zhǎng)115～130 m)，中間為φ274 mm的聚酯纜 (長(zhǎng)1 949.5 m，中間含15 m長(zhǎng)R4S等級(jí)的連接錨鏈)，底鏈為R4S等級(jí)φ157 mm的錨鏈(長(zhǎng)259.08 m)。國(guó)內(nèi)安裝資源φ160 mm的安裝上限能力能滿足相關(guān)系泊纜的安裝。

針對(duì)南海系泊纜回接時(shí)潛在臺(tái)風(fēng)安全問(wèn)題，開(kāi)展了系泊回接分析，分析結(jié)果表明：回接4根系泊纜時(shí)，系泊系統(tǒng)可以抵抗1年一遇的環(huán)境條件，而無(wú)法抵抗10年一遇的環(huán)境條件；回接8根系泊纜，系泊系統(tǒng)可以抵抗10年一遇的環(huán)境條件，而無(wú)法抵抗50年一遇的環(huán)境條件?？紤]到臺(tái)風(fēng)的運(yùn)行特點(diǎn)和預(yù)報(bào)時(shí)長(zhǎng)，在系泊纜回接時(shí)，建議在1周內(nèi)完成8根系泊纜的回接，以盡可能降低回接時(shí)的風(fēng)險(xiǎn)。

3.2 深水鋼懸鏈立管布置及疲勞壽命分析

通過(guò)開(kāi)展立管方案比選，選擇了鋼懸鏈線(SCR)作為回接和外輸管線的形式，與常規(guī)的動(dòng)態(tài)軟管相比，鋼懸鏈立管可適應(yīng)的尺寸更大，更有利于深水油氣田生產(chǎn)，但其強(qiáng)度和疲勞挑戰(zhàn)也更為嚴(yán)峻。鋼懸鏈立管對(duì)水深、浮體運(yùn)動(dòng)性能均有近乎苛刻的要求[7]。

通過(guò)對(duì)半潛式平臺(tái)船體吃水、平臺(tái)水深、立管方位等進(jìn)行優(yōu)化，得到“深海一號(hào)”能源站立管布置如圖9所示，立管疲勞計(jì)算結(jié)果如表6所示。可以看出，立管疲勞壽命雖然滿足30年設(shè)計(jì)壽命要求，但其結(jié)果均較為臨界，其中平臺(tái)渦激誘導(dǎo)運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致的疲勞起主要作用。此外，波致疲勞也是由平臺(tái)運(yùn)動(dòng)所導(dǎo)致，進(jìn)一步說(shuō)明了平臺(tái)運(yùn)動(dòng)性能與立管設(shè)計(jì)的定制關(guān)系。這是典型深水項(xiàng)目的特點(diǎn)，也驗(yàn)證了深水工程設(shè)計(jì)須進(jìn)行循環(huán)優(yōu)化設(shè)計(jì)的特點(diǎn)。

表6 “深海一號(hào)”能源站立管疲勞壽命計(jì)算結(jié)果Table 6 Fatigue life calculation results of risers for “Deep Sea No.1” energy station 年

圖9 “深海一號(hào)”能源站立管布置圖Fig.9 Risers arrangement of “Deep Sea No.1”energy station

3.3 低頻運(yùn)動(dòng)響應(yīng)預(yù)報(bào)

半潛式生產(chǎn)平臺(tái)的儲(chǔ)油功能導(dǎo)致平臺(tái)在位性能的顯著變化，存在著潛在馬修不穩(wěn)定性的隱患，需要準(zhǔn)確而科學(xué)的低頻運(yùn)動(dòng)響應(yīng)預(yù)報(bào)技術(shù)來(lái)量化技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)[8]。“深海一號(hào)”能源站浮箱相比以往項(xiàng)目更寬，帶來(lái)了更大的垂向波浪力，但同時(shí)也增大了垂蕩、橫搖、縱搖運(yùn)動(dòng)的阻尼，抑制了馬修不穩(wěn)定性的產(chǎn)生。此外，對(duì)于平臺(tái)在位時(shí)立管需求的運(yùn)動(dòng)性能以及潛在的平臺(tái)傾斜過(guò)大導(dǎo)致的上部模塊波浪抨擊問(wèn)題，通過(guò)考慮足夠的在位吃水以及干舷予以解決。通過(guò)控制平臺(tái)主尺度來(lái)改善水動(dòng)力性能[9]，垂蕩固有周期為22.5 s，最大縱搖固有周期為42.4 s(滿載)，縱搖固有周期小于2倍垂蕩固有周期，有效避開(kāi)了馬修不穩(wěn)定區(qū)域。不同裝載對(duì)應(yīng)的縱搖運(yùn)動(dòng)周期范圍為27.5～42.4 s，超過(guò)了常規(guī)波浪覆蓋的能量，平臺(tái)呈現(xiàn)較為顯著的低頻運(yùn)動(dòng)特征。“深海一號(hào)”能源站平臺(tái)的低頻運(yùn)動(dòng)特性已通過(guò)模型試驗(yàn)得到了驗(yàn)證[10]。

3.4 關(guān)鍵結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

平臺(tái)中超過(guò)5 000 m3容積的單個(gè)凝析油艙的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)是一大技術(shù)挑戰(zhàn)，在設(shè)計(jì)期間開(kāi)展了凝析油艙壁結(jié)構(gòu)方案比選。初選時(shí)，為方便洗艙并確保艙內(nèi)系統(tǒng)簡(jiǎn)單，凝析油艙中間艙壁采用支柱結(jié)構(gòu)，但存在支柱根部應(yīng)力集中的風(fēng)險(xiǎn)。在此基礎(chǔ)上，考慮將凝析油艙設(shè)計(jì)為連續(xù)艙壁，通過(guò)開(kāi)孔來(lái)解決整個(gè)艙室的流通問(wèn)題(圖10)。經(jīng)過(guò)計(jì)算對(duì)比發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)油艙的極限強(qiáng)度應(yīng)力水平由支柱艙壁結(jié)構(gòu)的343 MPa下降為連續(xù)艙壁結(jié)構(gòu)的162 MPa，疲勞壽命也由優(yōu)化前的150年大幅度提高[11]。顯而易見(jiàn)，結(jié)構(gòu)優(yōu)化帶來(lái)了更好的極限強(qiáng)度和疲勞壽命。

圖10 “深海一號(hào)”能源站凝析油艙立柱結(jié)構(gòu)Fig.10 Column structure of condensate tank in “Deep Sea No.1” energy station

3.5 30年不進(jìn)塢的防腐方案設(shè)計(jì)

“深海一號(hào)”能源站為中國(guó)首個(gè)30年不進(jìn)塢的浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)，船體防腐設(shè)計(jì)原則與國(guó)外長(zhǎng)期服役不進(jìn)塢船體基本類似。基于以往國(guó)內(nèi)FPSO的操作經(jīng)驗(yàn)，“深海一號(hào)”能源站采取了一些結(jié)構(gòu)腐蝕的特殊考慮，如：一部分需調(diào)載的壓載艙、凝析油艙底部水較多的2 m以下區(qū)域、存在卸貨等摩擦作用的立柱底部等均考慮2 mm腐蝕裕量。

考慮到“深海一號(hào)”能源站是中國(guó)首個(gè)30年不進(jìn)塢的船體，開(kāi)展了船體外加電流保護(hù)方案(ICCP)作為備用方案。外加電流陰極保護(hù)系統(tǒng)的電源負(fù)極與船體鋼結(jié)構(gòu)電連接，正極與復(fù)合電纜上的輔助陽(yáng)極相連接。其設(shè)計(jì)方案為：海水中裸鋼保護(hù)面積為27 420 m2，海水中涂敷鋼保護(hù)面積為5 150 m2，設(shè)計(jì)安裝4套拉伸式外加電流陰極保護(hù)裝置。通過(guò)張拉4條集成了輔助陽(yáng)極和參比電極的復(fù)合電纜，在船體外表面施加直流電，進(jìn)而提供船體外加電流陰極保護(hù)。設(shè)計(jì)復(fù)合電纜張拉方案時(shí)，電纜底部與下浮體上表面預(yù)留吊耳固定，電纜頂部與底層甲板下表面連接固定，電纜整體張緊。采用垂直拉伸方式，4串復(fù)合電纜，每串復(fù)合電纜設(shè)置6個(gè)輔助陽(yáng)極。船體整體外加電流備用防腐方案如圖11所示?？紤]船體水下結(jié)構(gòu)犧牲陽(yáng)極全部耗盡的情況，24個(gè)輔助陽(yáng)極總電流輸出為231 A。根據(jù)模擬結(jié)果，船體結(jié)構(gòu)的保護(hù)電位的范圍在-0.85～-1.10 V，符合船級(jí)社的陰極保護(hù)電位范圍。備用防腐方案在平臺(tái)先預(yù)留，在作業(yè)過(guò)程中對(duì)陽(yáng)極進(jìn)行監(jiān)測(cè)并決定是否啟用備用方案。

圖11 “深海一號(hào)”能源站外加電流備用防腐方案Fig.11 Backup corrosion control scenario of ICCP for “Deep Sea 1”energy station

30年不進(jìn)塢的“深海一號(hào)”能源站與45年不進(jìn)塢的Shell Olympus整體防腐方案對(duì)比見(jiàn)表7?？梢?jiàn)，深水平臺(tái)長(zhǎng)期服役、不回塢檢修是普遍作法，“深海一號(hào)”能源站沿用了國(guó)際上先進(jìn)的設(shè)計(jì)理念，并在此基礎(chǔ)上借鑒國(guó)內(nèi)FPSO和導(dǎo)管架延壽技術(shù)作業(yè)實(shí)踐，在部分區(qū)域考慮了額外的腐蝕余量，以及備用的外加電流防腐措施，多重技術(shù)保障以確保海上作業(yè)安全。

表7 “深海一號(hào)”能源站與Shell Olympus整體防腐方案對(duì)比Table 7 Comparison of the overall anti-corrosion schemes of “Deep Sea No.1” energy station and Shell Olympus

4 思考及展望

陵水17-2氣田是中國(guó)采用典型深水開(kāi)發(fā)模式進(jìn)行開(kāi)發(fā)的首個(gè)自營(yíng)1 500 m深水氣田?！吧詈Ｒ惶?hào)”能源站的建成證明中國(guó)已掌握了深水油氣田自主船型開(kāi)發(fā)技術(shù)。但在取得這些進(jìn)步的同時(shí)，也應(yīng)看到目前仍存在的不足，有助于進(jìn)一步提高深水油氣田開(kāi)發(fā)工程技術(shù)實(shí)力。后續(xù)在深水油氣田開(kāi)發(fā)工程技術(shù)研究中還應(yīng)重視以下幾個(gè)方面：

1) 深水油氣田開(kāi)發(fā)以方案研究和設(shè)計(jì)為核心，方案研究和設(shè)計(jì)階段涵蓋了從環(huán)境條件、工程地質(zhì)勘察到設(shè)計(jì)、建造和安裝資源鎖定等過(guò)程，深水工程設(shè)計(jì)技術(shù)的掌握對(duì)深水油氣的成功開(kāi)發(fā)起著決定性作用。

2) 當(dāng)前依托陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)完成了深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)總體設(shè)計(jì)，但也看到國(guó)內(nèi)的自主精細(xì)化設(shè)計(jì)能力還略顯不足，還需要進(jìn)一步完善提高。

3) 深水工程技術(shù)通常高于行業(yè)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)，有必要在總結(jié)陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，盡早建立完整的深水油氣開(kāi)發(fā)工程設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)和深水工程技術(shù)體系，為深水開(kāi)發(fā)工程建設(shè)提供依據(jù)和技術(shù)保障。

4) 當(dāng)前國(guó)內(nèi)已具備深水工程的集成技術(shù)能力，但關(guān)鍵設(shè)備核心供應(yīng)鏈仍高度依賴于歐美等發(fā)達(dá)國(guó)家，建議在關(guān)鍵設(shè)備及部件國(guó)產(chǎn)化方面加大力度，提高研發(fā)和測(cè)試能力，逐步提高國(guó)內(nèi)海洋工程產(chǎn)業(yè)的核心技術(shù)能力。