“海洋石油162”移動試采平臺修井機產品設計

孫凱 張倩 王慶新(中海油能源發展裝備技術有限公司，天津 300452)

“海洋石油162”移動試采平臺修井機產品設計

孫凱 張倩 王慶新(中海油能源發展裝備技術有限公司，天津 300452)

本文介紹了“海洋石油162”移動試采平臺修井機的產品設計特點，對“海洋石油162”移動試采平臺修井機項目與以往固定式平臺修井機項目的設計方案進行對比，同時闡述在設計建造一體化中的實踐應用，填補了中海油在移動式平臺修井機領域的技術空白。

移動試采平臺修井機產品設計;設計方案對比;設計建造一體化

1 項目背景

“海洋石油162”是一座四樁腿的海洋自升式試采平臺，集試采、油氣處理、原油存儲和外輸、井口作業、熱采輔助支持等功能于一體，采用四樁腿懸臂梁自升式平臺型式，鋼質非自航，適用于渤海地址構造復雜、開發風險較大的油田，可滿足渤海75%油田不同工況的工藝處理要求。

“海洋石油162”試采平臺型長62米，型寬37米，作業水深40米，井口作業設備最大提升能力158噸，設計使用壽命25年，入級中國船級社。

2 162修井機產品設計特點

2.1 總體布置設計

修井機的設備布置主要分為鉆臺區、甲板區和艙室區，其中，修井機鉆臺面通過四個基座坐落在自升式平臺懸臂梁上，修井機整體沿自升式平臺平臺懸臂梁左右舷方向滑移，懸臂梁可沿自升式平臺船艏及船艉方向滑動。鉆臺上除布置絞車、轉盤、井架、司鉆房等各種常規修井設備外，還需布置鉆工值班房供交接班及臨時休息用。

2.2 結構模塊化設計

由于移動式平臺重控要求更為嚴格，本平臺修井機采用整體實腹式結構，具有構造簡單、傳力路徑短、焊接工作量少的特點。鉆臺通過滑塊坐落在懸臂梁橫移軌道梁上，靠兩部由液壓油缸驅動的爬行器推動。采用兩根組合H型鋼作為主梁，中間焊接數根副梁，形成整體主框架結構。同時為滿足業主提出的設備便于拆卸的要求，鉆臺面上設備與鉆臺面結構均采用活連接形式（銷軸或螺栓連接）。

2.3 液、氣路管線設計

相比固定式平臺，移動式平臺修井機管道的布置需注意不妨礙設備、機泵及其內部構件的安裝、檢修和消防通道。管道布置盡量做到“步步高”或“步步低”，減少氣袋或液袋。不可避免時根據操作、管道布置盡量減少管道“盲腸”。法蘭的位置避免位于人行通道或機泵上方。輸送腐蝕性介質管道及高壓管道上的法蘭宜設安全防護。

2.4 電控系統優化設計

修井機采用交流變頻調速驅動修井設備交流電機進行日常作業。采用全數字化技術的交流變頻調速會產生諧波，對電網產生污染，影響設備的工作。為了有效地控制變頻裝置產生的諧波，本修井機采用24脈動整流系統增加變頻器的脈沖數，有效的降低了電源的諧波含量。相比較與之前常用的有源濾波的治理諧波方式，節省了數十萬的設備購置費，同時也節省了布置空間的需求。

3 移動式平臺修井機與固定式平臺修井機的設計方案對比

3.1 方案選型的不同

移動式平臺修井機與固定式修井機方案對比如下：

表1 技術方案對比

3.2 結構選型的不同

3.2.1 井架形式

海洋平臺修井機常用的井架結構形式有直立套裝自升式井架和塔型井架，其中塔型井架又分為普通塔型井架和瓶頸式塔型井架。

常規固定平臺修井機多采用直立套裝自升式井架，且較易形成標準化設計，但移動式平臺在拖航過程中由于慣性運動而導致的慣性荷載會較大地影響井架的安全性能，妨礙修井安全，同時移動式修井機存在更大的上拔力，具有更大的傾覆危險，因此井架的整體穩定性是井架選型的主要因素。

相對而言，瓶頸式塔型井架為封閉式坐底結構，整體穩定性強；可拆卸性，對吊機資源要求不高；基座面積大，抗風承載性較好；下部空間大，起下作業安全、方便；能夠較好地保證移動式修井作業的動力特性要求，更為適應移動式平臺修井機的作業特點，162平臺修井機采用了瓶頸式塔型井架。

3.2.2 BOP懸掛形式

自升式平臺鉆臺面距平臺頂甲板凈高小于固定式平臺，如果采用常用的圓管焊接形式，BOP無法滿足最低懸掛高度。162平臺修井機采用銷軸連接方式，BOP懸掛梁與鉆臺面之間具備可拆卸性，既方便清洗維護，又有利于后期BOP系統整體升級改造。

3.3 結構計算的不同

3.3.1 分析工況

移動式平臺修井機結構校核時分析工況包括在位工況、拖航工況和吊裝工況，其中在位分析包括修井機在操作工況和極端風暴工況下結構強度的校核。在位工況、拖航工況、吊裝工況荷載組合形式及許用應力系數與固定式平臺相同，參照美國石油學會標準API Spec 4F（2013）。

移動式平臺修井機與固定式平臺修井機分析工況的不同主要有以下幾點：

(1)考慮到可移動平臺的不確定性，根據建造規格書和船級社要求，移動式平臺修井機可不作地震工況分析。

(2)自升式平臺進行升降作業對修井機影響較小，移動式平臺修井機進行結構校核時通常不進行修井機的升降分析，但需對修井機進行升降工況下的支點反力試算，向平臺設計方提交準確的支點反力。

(3)移動式平臺修井機的井架通常為塔式井架，不考慮井架放倒工況。

(4)若鉆臺與懸臂梁之間為可拆卸式，考慮到鉆臺在懸臂梁上可進行雙向滑移，在結構校核時，應考慮滑移摩擦工況（對基本荷載和滑移摩擦載荷的組合），其中滑動摩擦系數采用0.05。

(5)除業主提供參數外，對具有營運限制附加標志的平臺，在進行拖航分析時，應按移規考慮油田內遷移工況，對無限作業區域的平臺，應按移規考慮遠洋拖航工況。

3.3.2 荷載取值

移動式平臺修井機與固定式平臺修井機的基本荷載均可按照API Spec 4F（2013）取值，由于移規對風載的選取提出了明確的規定，在計算風載時應參照移規，移動式平臺修井機與固定式平臺修井機風載取值的不同有以下幾點：

(1)固定式平臺修井機操作工況風荷載選取1年重現期，持續時間3s的陣風風速；極端風暴工況選取100年重現期，持續時間3s的陣風風速。

而移動式平臺修井機在位分析時除業主提供參數外，應按照《海上移動平臺入級規范（2012）及2013、2014修改通報》，設計荷載第2篇第2章中下列規定取值：

對無限作業區域的平臺，其最小設計風速應為：

（1）自存工況：51.5m/s(100kn);

（2）正常作業工況：36m/s(70kn);

對具有營運限制附加標志的平臺，其正常作業工況的風速可適當較少，但應不低于25.8m/s（50kn）。

(2)固定式平臺修井機拖航工況風荷載選取10年重現期，持續時間3s的陣風風速；而移動式平臺修井機工況拖航分析時除業主提供參數外，按照《海上移動平臺入級規范（2012）及2013、2014修改通報》，自升式平臺第2篇第4章中，油田內遷移工況采用36m/s（70kn），遠洋拖航工況采用51.5m/s(100kn)。

4 設計建造一體化項目的實踐應用

針對產品設計的設計深度、技術界面進行梳理完善；

設計建造相結合，無縫銜接、各司其職；

在產品設計過程中，充分考慮采辦、施工過程，優化原設計方案，如表2所示：

表2 設計優化列表

提高設計現場解決問題的時效性，發現問題及時響應，設計人員在建造場地48小時內進場解決。

建立PDMS修井機模型，利用模型抽圖、提料。并嚴格控制碰撞等設計問題，減少材料的浪費。

5 結語

通過移動平臺試采，可更加精準地確認海上油田的商業價值，降低開發風險，推動海上油田勘探開發一體化，從而實現油田經濟效益最大化。總結移動式平臺修井機和固定式平臺修井機設計和建造上的異同點，同時采用設計建造一體化模式進行實踐應用，能夠有效地降低移動式平臺修井機研發、建造成本，提高施工效率，也有利于了后期移動式平臺修井機標準化研究工作的開展。

[1]龔閩,趙國良,彭震宇.“中海油62”平臺性能特點及重量重心控制[J].船舶工程,2012（5）;86-88.

[2]徐田甜,張美榮我國移動式修井平臺發展綜述[J].中國海洋平臺,2010(2);1-6.

[3]李森.采修一體化平臺移動式修井機模塊A型井架結構強度分析[J].機械工程師,2012（3）;47-49.

[4]《海上移動平臺入級規范（2012）及2013、2014修改通報》.

[5]Q／HS 2007.1-2013海上石油平臺修井機第1部分：設計[S]2013.

[6]API Spec 4F.Drilling and well servicing structures[S]2013.

孫凱(1986-)，男，2008年畢業于北京建筑大學土木工程專業，工程師，從事海洋及陸地油氣工程結構設計及技術管理工作。