深水半潛式生產平臺立管系統配置研究

左亞東 李福建

（中國船舶及海洋工程設計研究院 上海200011）

引 言

隨著近岸淺水水域油氣產量的降低，眾多石油公司已將注意力轉移到遠離海岸的深水區域。國際能源機構統計數字表明，海洋油氣總儲量的約44%蘊藏在大于2000 m的深水區［1］。傳統的固定式平臺已經不能適應這種深海海洋工程的需求，取而代之的是浮式結構物，包括以油輪為基礎的FPSO、半潛式平臺、張力腿平臺和 SPAR 平臺等。

深水立管是連接海底油氣田和海上浮體之間的關鍵結構，是深水油氣田開發最為關鍵的技術之一，也是深水油氣開發的重要基礎設施之一。

立管是一套具有許多附加部件的復雜管系。立管表面一般裝有保溫層、浮力塊、減振裝置、傳感器等附屬物。對于浮式深海平臺系統，一方面立管的長度很長，可以從幾百米到幾千米；另一方面，除海底井口和平臺底部外，立管的其他地方沒有固定支撐。因此對立管的強度和疲勞要求很高。

立管按具體結構形式可以分為以下5種：

（1）頂部張緊式立管（Top Tension Riser）;

（2）鋼懸鏈立管 （Steel Catenary Riser）;

（3）柔性立管 （Flexible Riser）;

（4）塔式混合立管 （Hybrid Tower Riser）。

本文研究半潛式生產平臺開發工程模式、立管系統選型研究、立管系統的基本配置，掌握半潛式生產平臺立管系統配置的關鍵技術，為后續立管系統對平臺水動力性能的影響、立管系統強度及疲勞分析等研究打下基礎。

1 半潛式生產平臺開發工程模式

由于深水油氣田工程開發模式的多樣性，平臺的立管系統配置方案有多種選擇，確定一種適合半潛式生產平臺的典型工程開發模式是立管系統配置研究的基礎。

1.1 半潛式生產平臺特點

半潛式生產平臺（SIMI-FPS）由上部組塊、浮體、系泊系統、立管和樁基礎組成。浮體的作用是保持足夠的浮力以支撐上部組塊、系泊系統和立管的質量。系泊系統是把浮式平臺錨泊在海底的樁基礎或錨上，使平臺在環境力作用下的運動處于允許的范圍內。半潛式平臺長期以來被用在鉆井和采油作業中，是一種比較成熟的裝備。半潛平臺上部甲板提供鉆修井、生產和生活等多種功能，平臺工作時為半潛狀態；浮體沉沒于水面以下部分，提供主要浮力，而且受波浪的擾動力較小。由于它具有較小的水線面面積，整個平臺在波浪中的運動響應較小，因而具有較好的運動性能。

半潛式平臺具有以下優點：

（1）輻射狀系泊，不需要特殊轉塔系泊系統；

（2）相對FPSO而言，運動較小、比較穩定；

（3）初始投資??；

（4）易于連接鋼質懸鏈式立管和柔性立管。半潛式生產平臺的主要缺點在于：

（1）需采用水下濕式井口（Subsea Trees），不易于井口操作和維修；

（2）當需要對油井直接操作時，費用高；

（3）大部分沒有儲油能力，需用管線外輸；

（4） 垂蕩運動性能較TLP和Spar平臺的差。

1.2 典型工程開發模式

1.2.1 SEMI-FPS+水下井口+FSO聯合開發或外輸管線至岸上

如圖1所示，該模式具有以下特點：

（1）采用濕式采油樹；

（2）采用柔性立管，也可采用SCR；

（3）可支持較多的水下井口回接，立管數多，要求平臺的可變載荷足夠大；

（4）鉆/修井需通過鉆井船來完成；

（5）原油通過管線外輸；原油可直接外輸至岸上處理終端，若平臺離岸較遠，則原油先外輸至FSO中轉；

（6）建設周期居中。

圖1 S E M I-F P S+水下井口開發工程模式

該模式下，每口水下井口不經水下管匯匯集，通過數根立管直接回接至平臺上。在井口布置方面，對井口位置要求不嚴格，新投產井口回接靈活性好。在設備方面，僅需要水下井口，不需要配置成本高昂且安裝復雜的水下管匯。在可靠性方面，各井口是完全相互獨立的，因此井口之間不會相互影響。在擴展性方面，每投產一口井，都需要將立管回接安裝至平臺上，可擴展的井口數量受平臺可變載荷和平臺上立管接口布置空間等因素制約。

由于該模式下，回接至平臺的立管數量較多，一般適用于可變載荷較大的大型半潛式生產平臺。

1.2.2 S E MI-F P S+水下管匯+水下井口+F S O聯合開發或外輸管線至岸上

如圖2所示，該模式具有以下特點：

（1）采用濕式采油樹；

（2）采用柔性立管，也可采用SCR；

（3）水下匯集程度高，回接至平臺的立管數少，適用于可變載荷偏小的中小型平臺；

（4）鉆/修井需通過鉆井船來完成；水下井口和管匯相對集中，維修較為方便；

（5）原油通過管線外輸；原油可直接外輸至岸上處理終端，若平臺離岸較遠，則原油先外輸至FSO中轉；

（6）可擴展性好，增加新井靈活且方便；

（7）建設周期居中，水下設施安裝較復雜；

（8）計量、清管、初級油水分離、過濾和增壓等工作可從平臺移至水下管匯上進行，從而減少平臺負載，但同時也對維護帶來不便；

（9）該模式下，水下設施較多，設備成本高昂，且后期安裝和維護成本也較高。

圖2 S E M I-F P S+水下管匯+水下井口開發模式

水下管匯是一種大型的、由管道和閥門組成的水下集輸、分配系統，它用來將不同井口產出的油氣匯集，經一根或多根管線分配到生產平臺上并對不同井口進行注水、注氣、注入化學藥劑分配。水下管匯的主要形式有叢式管匯（Cluster Manifold）和基盤式（Template Manifold）管匯兩種。本文的半潛式生產平臺只考慮選用叢式管匯。

叢式井口布置方式指依托中心管匯，連接所有井口，再通過海底管道回接至依托平臺的開發方式， 井口與中心管匯一般以跨接管連接，參見圖3。

圖3 叢式管匯

因為中心管匯的存在，叢式井口布置一般要求井位布置在一起，以便于回接，但是對井距的要求并不嚴格，通常要求在跨接管的回接范圍內（10～30m），但也有個別回接到幾公里以外的。該布置方式對井口投產的順序也沒有限制，在中心管匯和海底管道完成后，可以依次將各井口回接到中心管匯，回接一口、投產一口，在所有的井口布置中靈活性僅次于衛星井。若在中心管匯設計時預留幾個回接端口，就可以根據已投產井口的生產情況和所獲收益靈活掌握是否需要新增井口以及增加數量，從而以較低的代價實現快速投產，滾動開發的目標。

在設備方面，叢式布置增加了中心管匯，可以將計量、清管等工作集中在中心管匯上進行，在個別項目中甚至增加了分離，過濾和增壓等工藝處理設施，增強了水下處理的能力，而且水下設施的集中也為維護和檢修提供方便。但是，數目眾多的跨接管則為系統安裝帶來不少麻煩。

在可靠性方面，由于各井口相互獨立，因此井口之間不會相互影響，而中心管匯是系統最大的弱點。實際上，水下管匯的故障率遠低于水下井口，若采用雙海管保證管道系統的可靠性，則叢式井口布置的可靠性也很高。

在可擴展性方面，叢式布置是所有系統中可擴展性最好的，新建井口只要用跨接管回接到中心管匯就可以投產，擴展所需的時間和費用都很低。該擴展的先決條件是中心管匯預留回接端口，海底管道和控制系統有冗余的能力。

該模式下，回接至平臺的立管數量較少，一般適用于可變載荷偏小的中小型半潛式生產平臺。

2 半潛式生產平臺立管系統選型

深水立管是連接海底油氣田和海上生產設施之間的關鍵結構。目前在世界各地的深水油氣開發中，已經廣泛采用并經過油田現場驗證的深水立管主要包括鋼懸鏈立管、頂部張緊式立管、柔性立管及自由站立式立管。

為合理選型，本文首先對頂部張緊式立管、鋼懸鏈立管、自由站立式立管和柔性立管進行研究（包括立管適用平臺與環境、布局形式、主要結構和優缺點），然后針對目標平臺與海域確定使用何種形式的立管。

2.1 T T R頂部張緊式立管

頂部張緊立管：通過頂部施加張力，保持各部分豎直和張緊的立管形式。由于其幾何特點能夠避免屈曲；避免大的彎曲應力；還可以降低鉆井、完井成本；適合復雜完井要求的工作。

TTR立管常用于SPAR和TLP平臺，SPAR和TLP常使用干式采油樹。頂部張緊立管可用于鉆井、完井、修井及生產。

圖4所示是典型的TLP平臺TTR立管結構，其結構主要取決于自身的功能［3］。一般TTR結構包括以下部分：

（1）主體部分由剛性圓管接合而成，一般選取鋼、鈦、鋁或者復合材料，其中鋼材是大多數立管的首選材料；

（2）接頭部分由連接器連接，例如螺紋機械連接、法蘭連接、焊接；

（3）立管張力系統有傳統的液壓系統、氣罐、RAM張力器、張力甲板等。

圖4 T L P 頂張緊式立管結構

TTR作為深海油氣田開發的立管類型之一，其主要優點是：

（1）可以使用水上采油樹與BOP系統；

（2）疲勞性能好；

（3）頂部張緊式立管可以實現生產、鉆井一體化；

（4）檢修方便。水上采油樹對于鉆井、完井、修井等過程更具靈活性。

TTR主要缺點是：

（1）對平臺運動要求較高；

（2）造價比較昂貴；

（3）需要很多配套的連接裝置；

（4）需要很多監測系統；

（5）在超深水的應用中存在諸多技術挑戰。

2.2 S C R鋼懸鏈線立管

鋼懸鏈線立管（SCR）這一概念始于20世紀90年代，經過十幾年的發展，現已被成功應用于張力腿、SPAR、半潛、浮式生產系統和浮式生產儲運系統，水深已超過3000 m［2］，成為深水開發的首選立管形式。鋼懸鏈線立管由很多段標準長度的鋼管焊接形成，它集海底管線與立管于一身。上端通過柔性接頭自由懸掛在外側，立管在重力作用下自由垂放在海底呈懸鏈線狀，下端與海底生產系統相連，無需海底應力接頭或柔性接頭的連接，大大降低了水下施工難度和施工量。與柔性立管、頂部張力立管相比，鋼懸鏈線立管的優點是結構形式簡單、成本低，無需頂張力補償，對浮體的漂移運動和升沉運動的適應能力強，適用于高溫高壓的介質環境。其主要缺點是觸地點易疲勞破壞，需要采用水下濕式采油樹，安裝和維護較干樹復雜。

SCR（見下頁圖5）是深水濕采油生產系統首選的立管形式，分為注水/氣管和出油/氣管。SCR立管具有升降運動自我補償功能。例如在不同的舉力下，可以通過升起或是觸到海底來控制升沉方向的運動。SCR設計的難點是觸地點處的疲勞壽命［4］。SCR立管的懸鏈線線形由自身的重力和分離角來決定。

圖5 鋼懸鏈線立管結構

2.3 F S H R自由站立式立管

自由站立式立管（FSHR）是一種以鋼性立管作為主體部分，通過頂部浮力筒的張力作用，垂直站立在海底，以跨接軟管作為外輸裝置與海上浮體相連接的立管結構形式，這一形式能夠大大減弱惡劣的海面條件對立管系統的影響。由于具有良好的運動性能，自由站立式立管可應用于FPSO等運動較為劇烈的平臺。圖6給出了一個自由站立式立管的典型結構圖，主要由立管主體、柔性跨接軟管、頂部浮力筒、海底樁基和連接系統組成。

圖6 自由站立式立管結構示意圖

FSHR作為深海油氣田開發的立管類型之一，主要具有以下幾個優點：

（1）在海上浮體沒有到達目標油田之前，可以預先對自由站立式立管進行安裝；

（2）立管頂部浮力筒位于海平面以下，因此FSHR系統受海上風浪的影響較小；

（3）通過跨接軟管與海上浮體相連，所以浮體運動對立管主體的影響較??；

（4）立管的自重全由頂部浮力筒提供的張力來承擔，減小了對生產平臺的浮力要求；

（5）在風浪條件下，可以實現快速解脫；

（6）自由站立式立管的疲勞壽命較高；

（7）對于油氣田的外擴適應能力較高。

當然，FSHR同樣具有以下幾個缺點：

（1）設計經驗缺乏；

（2）造價比較昂貴；

（3）需要很多配套的連接裝置；

（4）需要很多監測系統。

2.4 F R柔性立管

根據制作工藝，柔性立管可分為粘合（Bonded）型柔性管和非粘合（Unbounded）型柔性管。粘合型管道常用于長度較短的工程應用，例如漂浮管、跨接管等。非粘合型柔性立管由幾個獨立的層組成，層與層間相互分離，允許層間相對滑動，可以更好適應深海的復雜環境條件。

非粘合柔性立管是應用針對性很強的管道，即在不同作業環境下立管的截面組成形式不同。非粘合柔性立管是復雜的多層組合結構（圖7），層間相互分離，各層具有不同的功能作用。

圖7 典型的非粘合柔性立管

其主要由數層鋼制鎧裝層和數層起耐磨、水密作用的聚合物層組成。其中，鋼制鎧裝層可分為三類：

（1）內部骨架層：將一條具S型剖面的鋼帶以接近90°互鎖纏繞而成，主要抵抗外壓，防止管道結構發生壓潰屈曲而失效。

（2）抗壓鎧裝層：將1條Z型剖面或2條T型剖面（見圖5）的鋼帶以接近90°互鎖纏繞而成，該層可抵抗管道內壓和外壓。

（3）抗拉鎧裝層：將幾十條矩形剖面的鋼帶以30°至55°之間的某個角度纏繞而成。主要是抵抗拉伸和扭轉載荷的作用。

非粘合柔性立管相對傳統鋼制立管的主要優勢［5］在于：復雜的內部結構使其具有更小的抗彎剛度，即在相同的容許彎曲載荷作用下曲率半徑更小，因此能更好適應海流、渦激振動、頂部浮體運動以及安裝過程引起的大位移運動。其主要缺點在于：設計復雜、造價極高，目前只有Technip、Wellstream和NKT Flexible這三家公司能夠制造。

2.5 立管選型

TTR立管對平臺的垂向升沉運動要求非常高，一般使用在TLP平臺和SPAR平臺。FSHR立管是垂直段鋼質立管和跨接軟管兩部分組成，由于南海內波流的影響，浮筒處在水下300 m左右，內波對其強度和振動不利，再加上其安裝復雜、成本高，因此不推薦此種立管類型。柔性立管目前由于加工工藝復雜，受其水深和管徑的制約，再加上其經濟成本高，也不推薦。鋼懸鏈線立管目前是深水開發的主流立管，由于其適應性強，適合各類深水平臺，且經濟性好等特點。與柔性立管和頂張力立管相比，鋼懸鏈線立管的成本低，無需頂張力補償，對浮體漂移和升沉運動的溶度大。這些特點使鋼懸鏈線立管取代了柔性立管和頂張力立管而成為深水油氣資源開發的首選立管系統。

本文的目標平臺是半潛式浮式平臺，考慮到半潛式平臺的垂蕩運動性能較TLP和SPAR平臺差，和項目的可實施性和經濟性，FSHR立管和柔性立管沒有優勢，因此本文目標平臺選用鋼懸鏈線立管。

3 半潛式生產平臺立管系統配置

本文以工信部課題（高技術船舶科研項目——深海半潛式生產平臺總體設計關鍵技術研究）為例，來說明半潛式生平平臺的立管系統配置過程。

目標平臺開發瞄準我國南海深水油氣資源開發裝備需求，適用于我國南海及世界其他中等海況深水海域作業。目標平臺主要技術指標為：最大工作水深約2300 m，排水量80000～90000 t，有效載荷約25000 t，生產處理能力（原油：150～200 Mbopd；氣 ：100～150 MMscfd）。

依據目標平臺擬定產量的計算分析，擬定了目標油田井口數為：22口（其中生產井16口，注水井6口）。根據目標平臺的排水量，擬定目標平臺開發模式為：半潛式生產平臺+水下井口+FSO+穿梭油輪，不設水下管匯，所有井口采用濕式采油樹的形式。

平臺立管系統由不同功能的立管以及端部連接設備組成，主要包括生產立管、注水立管、環空立管（或氣舉立管）、外輸立管、控制臍帶纜、連接接頭等。立管底端與水下生產系統連接，頂端通過連接接頭與平臺下浮體連接。目標平臺的生產立管、注水立管、氣舉立管、外輸立管均采用SCR鋼懸鏈線式立管。

目標平臺沒有配置水下生產管匯，所有生產井和注水井直接回接至平臺。典型的水下采油樹結構形式如下頁圖8所示。對于每一口生產井，有1根氣舉立管與圖8中環空出口連接，有1根生產立管與產出液出口連接，并配置1根控制臍帶纜。對于每一口注水井，有1根注水立管與產出液出口連接，并配置1根控制臍帶纜。

目標平臺不設水下管匯，每口生產井和注水井獨立與平臺連接，按照獨立井口設置立管數。目標平臺共配置63根立管，含生產立管、注水立管、氣舉立管、外輸油氣立管和控制臍帶纜。詳細的立管配置及尺寸參數見下頁表1和表2。

圖8 典型水下采油樹剖面圖

表1 目標平臺立管配置情況

表2 目標平臺立管尺寸參數

生產立管是連接生產平臺與水下井口的油氣生產通道，目標油田共16口生產井，共配置16根生產立管。作為連接目標生產平臺注水系統和水下注水井之間的注入通道，共有6口注水井，共配置6根注水立管。海洋石油開采中采用的人工舉升方式主要有氣舉和電潛泵，無論采用哪種方式，每口生產井都需要1根管道連接至水下井口的油套環形空間。采用氣舉采油時，需要通過氣舉管線向油套環空中注入氣體，目標平臺采用的是氣舉采油方式，16口生產井共配置16根氣舉立管。另外，目標平臺共配置2根外輸油管（1備1用）和1根外輸氣管。

控制臍帶纜是將水面電力、液壓液和信號等傳輸給水下生產系統（如水下井口、采油樹、管匯）以及各種維修、監測、數據采集等的載體，是上部設施遙控水下生產系統的必要通道。目標油田共有16口生產井和6口注水井，每口井都需要配置1根電液控制臍帶纜，共配置22根，臍帶纜采用柔性立管。

4 結 論

本文針對半潛式生產平臺立管系統配置作了以下幾點研究工作：

（1）研究適用于半潛式生產平臺的工程開發模式并作對比適用性分析。

（2）對目前生產平臺常用的不同立管系統形式進行對比研究。分析不同立管系統的適用性及優缺點，選擇適合深水區作業半潛式生產平臺的最佳立管系統形式。

（3）對半潛式生產平臺的油氣生產處理系統進行研究，包括水下設備、清管系統、水上生產設施和油氣外輸等油田開發的主要系統及設備，在此基礎上結合目標平臺的主要技術指標來配置平臺的立管系統，并確定立管的詳細尺寸參數。

以上所有研究工作均為后續分析平臺立管載荷、立管系統與平臺水動力耦合分析、立管系統強度及疲勞分析等工作打下基礎。

在研究過程中得到以下幾個重要結論：

（1）對于8萬噸級這類的大型半潛式生產平臺，有效載荷足夠大，采用SEMI-FPS+水下井口開發模式，所有井口立管直接回接至平臺，不設水下管匯，項目整體成本較為經濟。

（2）對于4～5萬噸級這類的中小型半潛式生產平臺，有效載荷較小，回接的立管數目有限，采用SEMI-FPS+水下井口+水下管匯開發模式，雖然水下設備成本稍高，但大幅減少了立管載荷。

（3）對比各類立管形式，鋼懸鏈線立管（SCR）由于其經濟性和適應性是半潛式生產平臺的首選立管形式。