基于層次分析法構建海洋工程方案比選模型

2020-01-18 01:42:02

油氣田地面工程 2020年1期

湛江南海西部石油勘察設計有限公司

傳統的海洋工程方案多采用以經濟評價為基礎的專家意見評定方法確立優選方案。傳統的經濟評價通常僅考慮了經濟效益，涉及因素較為單一，缺乏非經濟因素的定量評價考量。海洋工程方案比選受多因素影響相互制約，單一考量經濟因素不能全面反映方案的優劣。為解決這個多目標決策問題，本文致力于探索一種適應于海洋工程方案比選的數學模型，把相關的評價決策影響因素及其內在關系轉化為定量數據信息，使評價思維更數字化、系統化、科學化。

1 層次分析法原理及適用條件

層次分析法是美國運籌學家SAATY 于20 世紀70 年代提出，它特別適用于分析解決一些結構比較復雜、難以量化的多目標決策問題。由于方法簡單，能綜合專家經驗和意見，目前得到較多應用。層次分析法是一種在處理復雜的決策問題中將有關因素分解成目標、準則、方案等層次，用一定標度對人的主觀判斷進行客觀量化的決策方法。該方法特別適用于分析解決一些結構比較復雜、難以量化的多目標決策問題[1]。

2 海洋工程方案比選模型

海洋工程方案比選是一項系統評價工程，涉及因素繁多，比選過程十分復雜，在建立評價比選模型時應盡可能客觀準確地反映海洋工程開發各方面的實際情況[2]。其決策過程中涉及評價因素較多且不易定量，定性指標又互相影響的特點，與層次分析法適應性特征相符。因此，本文擬采用層次分析法來研究海洋工程方案比選的決策問題。

2.1 建立層次結構圖

根據海洋工程的特點，構建層次分析模型。該模型頂層為目標層，中間為準則層（海洋工程系統復雜，每項準則還可細分為若干子準則），最底層為方案層。模型選取投資費用因素B1、技術因素B2、運營維護因素B3、安全及環境評估因素B4作為準則層一級指標，在此基礎上細分為子準則層二級指標Ci[3]。然后根據目標層、準則層、子準則層、方案層，按該指標體系建立層次結構圖（圖1）。

2.2 影響因素兩兩比較

求本層次要素相對于上一層次要素的權重。將（子）準則層要素Ci和Cj(i，j=1，2，…，n)相對于上一層次要素A按重要程度進行兩兩比較，得判斷矩陣(aij)n×m。影響要素兩兩比較時，確定了aij值的9 級標度，表1 中主對角線數字aii=1，且。

表1 aij 值的9 級標度Tab.1 9-level scale of aij value

2.3 建立判斷矩陣

求判斷矩陣的特征向量(w1，w2，…，wn)T，該向量標志要素C1，C2，…，Cn相應于上層要素A的重要程度排序。求特征向量可采用線性代數中的方法，在一般的應用中可以用近似算法進行，本模型選取求和法進行計算。先對判斷矩陣的每列求和，令，并計算得到。

圖1 層次結構Fig.1 Hierarchy structure

2.4 判斷矩陣的一致性檢驗

計算最大特征值λmax，對判斷矩形進行一致性檢驗，上述計算得到的wi能否作為下層要素對上層某一要素排序的依據需要檢驗判斷矩陣中的aij值之間是否具有一致性，即?i，j=1，2，…，n，有。其原理為wi標志第i個要素的重要程度，當判斷矩陣具有一致性時，，判斷矩陣可寫為A=(aij)n×m，則有

n為特征值。當判斷矩陣完全一致時有λmax=n，當判斷矩陣在一致性上存在誤差時有λmax＞n，誤差越大，λmax＞n的值就越大。其中

層次分析法中用CI作為檢驗判斷矩陣一致性的指標，其中

因判斷矩陣的階數n越大時，一致性越差，為消除階數對一致性檢驗的影響，引進修正系數RI，并最終用一致性比例CR值作為判斷矩陣是否具有一致性的檢驗標準[4]。其中

當計算得到CR值小于0.1 時，認為判斷矩陣具有一致性。RI值隨矩陣階數n變化，見表2。

表2 1～15 階平均隨機一致性指標RITab.2 Average random consistency index RI order 1-15

如果判斷矩陣均通過了一致性檢驗，列出Ci的所有準則相對于目標的判斷矩陣并計算出權重向量，最后通過綜合計算得出結果對方案進行排序優選。

3 案例分析

3.1 案例背景

H 油田位于渤海東約25 km 的海域，平均水深約35 m。該油田是我國渤海北部海域早期投入的油田，產量遞減較快。為了解決油田增產迫切要求和提高老油田的經濟效益，油田地質研究加強挖掘潛力，需采取措施以增加儲/產量，使油田保持穩產。通過測量計算，該油田新增4 口井即可滿足增產作業需求。目前，H 油田有一個H 綜合平臺為該油田進行采集、計量和綜合處理。由于H 平臺原有井位已滿，未預留井槽，故須新增4 個井槽[5]。針對該項目，制定出了3 個備選方案進行比選。

3.2 方案概況

3.2.1 新建井口平臺（方案一）

采用傳統方案，新建1 座4 腿導管架簡易井口輔助平臺H-WHP，與原有H 綜合平臺通過棧橋連接，新增井槽16 口，其中12 口為未來增產之用。H-WHP 平臺海上設計、建造和安裝周期需要24～28 個月，預計建設投資為4 500 萬元，年運營維護費為150 萬元。新建4 腿井口平臺如圖2 所示。

圖2 4 腿井口平臺Fig.2 4-leg wellhead platform

3.2.2 新增外掛井槽（方案二）

在H 綜合平臺井口區南側增加4 口調整井，由于沒有預留井槽，需要增加4 口井的外掛井槽。該方案改造周期為10～12 個月，預計改造成本為880萬元，年新增運營維護費為50 萬元。其缺點包括：外掛井槽位于導管架外側，容易受到外來船只的碰撞，須采取防碰撞措施保護井口；井口片多采用管夾螺栓連接形式，油田作業者須定期檢測井口片。新增外掛井槽如圖3 所示。

3.2.3 新增內掛井槽（方案三）

在H 綜合平臺井口區東側增加4 口調整井，由于沒有預留井槽，需要增加4 口井的內掛井槽。該方案改造周期為13～15 個月，預計改造成本為750萬元，年新增運營維護費75 萬元。缺點是井口片多采用管夾螺栓連接形式，油田作業者須定期檢測井口片。新增內掛井槽如圖4 所示。

圖3 新增外掛井槽Fig.3 Newly added external hanging well groove

圖4 新增內掛井槽Fig.4 Newly added inner hanging well groove

3.3 方案措施

為解決三個方案存在的難點，采取以下相應的解決措施。

方案一：新建井口平臺。

方案二：新增外掛井槽。在水平面以下的水平層，若按每口井槽設計獨立管卡的方案，沒有足夠的空間固定和安裝管卡；需要對H 綜合平臺進行整體校核和局部校核；外掛井槽水平下結構與H綜保平臺導管架無法采用焊接固定連接。由于原井口導向結構的影響，相應軸的水平桿件沒有足夠的空間固定和安裝管卡，因此，考慮采用整體井口片方案；增加設計人員的校核工作量；采用水下大結構管卡使外掛井槽水下結構與導管架進行連接，連接過程只需用螺栓固定，施工便捷。

方案三：新增內掛井槽。新增4 口內掛井槽與H 綜合平臺井口中心距只有1.5 m，原有平臺的井口間距為2 m，新增井口區空間狹窄，φ20 in（1 in=25.4 mm）的隔水套管無法安裝；由于空間問題導致使用φ13.5 in 隔水套管，該尺寸的隔水套管無法滿足水線附近的抗冰強度要求，且隔水套管是固定在原H 綜合平臺導管架的水平層上，其固定點的間距無法隨意調整；盡管采用小尺寸隔水套管，還是無法避免隔水套管與導管架水平層的桿件相碰；隔水套管在泥線處與導管架結構和防沉板有干涉，且由于考慮導管架的強度校核和施工便捷，對該層導管架結構作改造的方法不夠理想。經與鉆完井部門討論后決定將隔水套管的尺寸改為φ13.5 in；將鄰近水線的上下兩層的導向筒合二為一，設計成整體導向筒，飛濺區整體導向筒的設計順利解決了小尺寸隔水套管的抗冰強度問題；在確保導管架整體強度不會減弱的前提下，對導管架局部桿件進行截除，桿件局部截除后該處的4 個套管可采用整體井口片固定，該井口片對原導管架整體強度反而起了加強作用；經與鉆完井部門溝通，在滿足鉆井要求的前提下，僅對受套管安裝影響的防沉板作局部切割，并將隔水套管切割成略帶斜度。經過技術難點分析制定出具體方案：該外掛井槽與原有H 綜合平臺的4 個水平面層進行固定連接，水平面以上的3 層井口片采用焊接方法與H 綜合平臺固定連接，水平面以下的1 層井口片采用螺栓進行固定，并經過2 個大關卡將整體井口片與原H 綜合平臺水平桿件固定連接。該方案的海上安裝不需要動用浮吊，只需利用油田守護船作為海上安裝及潛水支持船，采用自制簡易扒桿、滑輪即可完成水上及水下兩部分外/內掛井槽的安裝，大大降低了海上安裝作業費用。