邵卫东，付殿福，慈洪生

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

随着我国海洋石油开发水平的发展，对深水开发技术的要求越来越迫切。全球约有数千座导管架式生产平台，其中水深超过200 m的导管架平台共计27座；
水深超300 m的导管架平台仅有9座，全部集中在墨西哥湾或南加州外海区域。我国迫切需要一种适合南海台风海域作业、可装备模块钻机、采用干式井口的深水导管架平台。300 m水深级导管架平台技术，是未来一段时间南海中等水深油气田经济高效开发的关键技术。在水深不超过300 m以内油气田开发方案中，为此，探讨导管架平台仍为目前最经济的开发方案，导管架平台的设计方案中的上部模块施工方案。

目前上部模块施工主要有两种：①吊装方案,在导管架安装完成后，利用大型浮吊将上部模块、生活楼和钻修井机具分块吊装到导管架上，并进行相关模块之间的连接和调试[1-2]；
②浮托方案,导管架安装完成后，利用浮托驳船将上部模块(含生活楼、钻修机具等)整体通过运输驳船安装到导管架上[3]。随着海洋油气的开发，海洋油气开发平台的组块呈现大型化、综合化发展，上部组块的重量和尺寸不断加大，造成上部组块安装难度越来越大。与传统的吊装法相比，在20世纪80年代提出的浮托安装法可以实现上部模块的整体安装，避免大型浮吊吊装能力对安装的限制，并且有利于减少平台的联接调试工作量，降低施工难度，节省施工成本[4-5]。与传统的吊装方案相比，浮托安装受到作业气候窗影响较大，在某些海域只有几个月份可以实施，如错过该气候窗，将需要推迟1年进行安装，影响油田的投产时间[6]，吊装方案对作业气候窗的要求相对宽松。对于上部模块采用浮托法施工，因模块运输驳船需要穿过导管架，因此导管架需要有一个较大的槽口以满足浮托进退船要求[7-9]；
对于上部模块采用吊装方案施工，浮吊船在导管架一侧进行施工，导管架不需要进行开口。

两种施工方案对于导管架设计具有较大影响。目前针对浅水水域，上部模块施工方案对导管架结构设计和施工的影响认识相对较为成熟[10-11]，但对于水深超过250 m的导管架，针对不同的施工方案，需要从技术和经济两方面统筹考虑，选择适用于深水导管架的上部模块施工方案。

南海某深水平台为例，对上部模块采用吊装施工和浮托施工两种方案，开展导管架设计的影响对比分析。该平台水深达到286 m设置有模块钻机，100人生活楼，平台设置一级油气水处理系统，设置有公用系统、注水系统等，上部组块干重达到12 000 t(含生活楼和模块钻机)，若采用吊装方案，则组块需要分为东、西2块，模块钻机和生活楼需要单独吊装，共计需要5块吊装施工；
若采用浮托方案，整体浮拖重量达到13 800 t(含生活楼、模块钻机和DSF)，采用HYSY278施工，导管架槽口宽度为48 m。两种施工方案的组块总图布置见图1。

图1 总图布置

3.1 结构设计

3.1.1 吊装方案

对于上部模块采用吊装方案，导管架工作点主尺度为(14 m+14 m+14 m)×18 m，底盘尺寸为95 m×95 m。该水深的导管架需要通过滑移下水进行安装，为优化结构钢材用量，导管架采用四腿方案，需要设置滑移下水桁架，以满足施工要求。针对组块采用吊装施工方案，开展导管架方案设计规划，导管架共设计9个水平层下，水桁架从-55 m开始，宽度24 m。斜撑的最大直径为1 800 mm；
壁厚50 mm.主腿最大直径4 000 mm，壁厚80 mm。吊装方案导管架结构总体布置规划见图2a)，静力计算结果见图2b)。对组块吊装方案导管架进行静力计算并进行工程量统计，上部模块采用吊装方案，导管架主结构用钢量为23 630 t，导管架下水重量为29 300 t，导管架重心位置为(-7.26 m，0.03 m，-174.40 m)，该布置方案下极端环境荷载为8 000 t。

图2 吊装施工导管架结构设计

3.1.2 浮托方案

上部模块采用浮托方案，为适应HYSY278运输驳船的进退船要求，在导管架2、3轴之间需要预留48 m的槽口宽度，因此导管架工作点主尺度为(12 m+48 m+12 m)×18 m，底盘尺寸为95 m×95 m。该水深的导管架需要通过滑移下水进行安装，需要设置滑移下水桁架，以满足施工要求。组块浮托重量为13 800 t，采用浮托施工方案，开展导管架方案设计规划。为保证浮托安装需求，导管架槽口区域刚度较弱，需要在槽口区增加一个水平层，浮托方案导管架共设计10个水平层，导管架共计10个水平层，下水桁架从-43 m开始，宽度24 m。斜撑最大直径2 200 mm；
壁厚60 mm。主腿最大直径4 200 mm，壁厚95 mm。导管架结构规划方案布置见图3a)，导管架静力计算结果见图3b)。分析结果，上部模块采用浮托方案，导管架主结构用钢量为32 402 t，导管架下水重量为38 860 t，导管架重心位置为(-0.23，-5.6，-176.84 m)，极端环境荷载为10 500 t。

图3 浮托施工导管架结构设计

3.2 动力

案例所处海域为南海东部，水深为286 m，该海域波浪能量集中在12 s左右。对于水深超过200 m的导管架平台，其固有周期在4.0 s以上，平台具有明显的动力响应，水深越大，结构固有周期逐步增加。深水导管架前5阶模态变形见图4。

图4 深水导管架前5阶模态

分别针对上部模块吊装和浮托方案进行导管架动力分析，开展操作和极端工况下的平台固有周期分析和动力放大系数分析。

3.2.1 吊装方案

1st动力模式为导管架绕X轴弯曲，操作工况一阶固有周期为4.6 s；
极端工况一阶固有周期为4.7s。

操作和极端工况下动力放大系数(DAF)最大为1.20。

3.2.2 浮托方案

1st动力模式为导管架绕X轴弯曲，操作工况一阶固有周期为5.0 s；
极端工况一阶固有周期为5.1 s。

操作和极端工况下动力放大系数(DAF)最大为1.36。

对比可知，对于上部模块浮托施工方案导管架，其固有周期相比吊装施工方案导管架增加约8%，动力放大系数增大约13%，由此造成浮托施工方案导管架结构动力特性更为敏感，造成导管架结构设计疲劳问题更为显著，会对结构设计带来更多不利影响。

3.3 安装

3.3.1 吊装方案

对于吊装方案，导管架下水重量为29 300 t，计划采用HYSY229进行运输和下水，因该重量接近HYSY229船的下水能力，需要对驳船下水能力开展分析。导管架拖航布置见图5。

图5 吊装方案导管架拖航布置

3.3.2 浮托方案

对于浮托方案，导管架下水重量为38 860 t，计划采用HYSY229进行运输和下水，该重量超过HYSY229船的下水能力，驳船下水能力分析表明，拖航运输稳性不满足规范要求。下水初始状态和翻转状态驳船稳性均不满足规范要求，现有HYSY229船舶需进行改造，需在左右舷侧增加2个浮箱，浮箱尺寸为50 m×11.5 m×14.25 m，改造方案见图6。

图6 HYSY229驳船改造

3.4 影响分析对比

从结构安全性，结构经济性和施工能力与风险三方面，综合对比吊装方案和浮托方案对组块和导管架的影响，见表1。

表1 吊装方案与浮托方案对深水导管架设计影响分析表

1)通过对比分析，对于水深超过250 m的固定式导管架平台，上部模块采用浮托方案导管架相比模块采用吊装方案导管架，对比结构设计规划和用钢量，主结构用钢量增大37%，附属结构用钢量增大11%。相比组块吊装施工方案，浮托施工方案导管架固有周期更大，且动力放大系数增大接近13%，对导管架结构设计和平台操作带来更大的困难。

2)浮托方案用钢量增大原因：①工作点增大导管架体积增大22%，重量增加约4 800 t(占主结构20%)；
②尺度增大导致波浪力增大31%，需调整构件尺寸，结构加强，重量增加约3 000 t(占主结构12%)；
③因导管架增重，导致下水桁架、水平层等施工工况加强，重量增加约1 400 t(其中5%的主结构增大，11%的附属结构增大)。

3)采用组块浮托施工方案，现有HYSY229驳船不满足导管架下水安装施工需求，为确保导管架下水过程的稳性需要对驳船进行改造，经过分析需要在驳船左右舷测增加50 m浮箱以满足38 500 t导管架下水。

4)综合考虑两个方案材料用钢量增加，船舶改造费及节省的安装调试费用等，浮托方案较吊装方案增加投资超过1亿元。

5)综合考虑导管架设计和施工方案，对于水深超过250 m的深水导管架，上部模块优先推荐采用吊装方案。

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