陵水17-2氣田“深海一號”能源站立柱儲油關鍵技術*

李 達 易 叢 白雪平 蘇云龍 靜玉曉 胡忠前

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

陵水17-2氣田位于我國海南島三亞東南150 km的陵水海域，采用水下生產系統回接深水浮式生產平臺進行開發[1]，其水深在1 220～1 560 m，是在中國海域首次采用典型深水開發模式進行開發的自營深水氣田，其適應南海油氣開發特點、帶凝析油儲存和外輸功能的半潛式生產平臺——“深海一號”能源站是其中的關鍵設施。

我國具有豐富的浮式生產儲卸油裝置(FPSO)設計和運維經驗[2]，但均為大水線面的單點系泊船型FPSO。世界上也有單柱式平臺(Spar)儲油的先例，部署在挪威北海海域，但其采用了等質量和等重心高度置換的技術，且其直徑為50 m，對平臺性能和結構布置影響較小。業內也有在半潛式生產平臺上儲存死油的先例，但儲存量不大，且都儲存在浮箱內，死油與壓載水也基本上可以做到等質量和等重心高度置換。已投產的半潛式生產儲油平臺中較有代表性的為墨西哥灣Na Kika平臺，其儲存的死油約為6 400 t，儲存在平臺浮箱內。半潛式生產儲油平臺具有小水線面、艙室布置緊湊、浮體采用多點系泊定位等特點[3]，在該類設施的立柱中儲存大量的凝析油，屬國際首次，無先例可循。由于半潛式生產立柱儲油平臺在作業過程中重心高度急劇變化，對平臺的總體布置、在位性能、結構設計、安全儲卸油等方面均帶來了很大的技術挑戰[4-5]。

本文基于半潛式生產平臺立柱儲油問題，介紹了立柱儲油總體布置方案，對立柱儲油對平臺在位性能的影響進行了評估及驗證，在此基礎上，對立柱結構設計和凝析油裝卸及安全保障措施進行了詳細論述，為“深海一號”能源站的成功建成及安全服役提供了技術支持。

1 凝析油儲存方案及面臨的技術挑戰

根據“深海一號”能源站(圖1)船型開發參數，其浮箱尺寸為49.5 m×21.0 m×9.0 m(長×寬×高)，立柱尺寸為21.0 m×21.0 m×59.0 m(長×寬×高)。凝析油艙布置對海上作業安全和經濟性影響很大。該平臺凝析油艙艙容要求為2×104m3，如果將凝析油儲存在浮箱內，扣除規范要求的隔離艙尺寸1.5 m后，艙室高度僅6 m，最大設計艙容約為2×104m3，其面臨的主要問題有：①進艙和外輸管線布置、惰氣和透氣管線布置、量艙系統等距離立柱頂較遠，凝析油輸送管線須完整穿過平臺立柱，其輪機系統設計面臨安全風險；②凝析油外輸泵的壓力將遠大于常規的1.5 MPa，相比以往外輸泵供貨參數均顯著提升，無相關供貨業績；③凝析油艙外隔離艙的檢查和檢修異常困難，給海上作業帶來不便；④壓載水艙須設置在立柱，由于破艙要求，壓載艙須上下布置，不利于排載系統設計和排載作業；⑤壓載工況時立柱將裝載5×104m3壓載水，將導致平臺操作重心大幅提高，平臺穩性不足，將導致主尺度顯著增加，進而導致投資大幅度上漲；⑥頻繁的浮箱裝卸作業，將使浮箱與立柱間的載荷分布更加惡化，為在位關鍵結構的可靠性帶來新的挑戰。

圖1 “深海一號”能源站Fig.1 “Deep Sea No.1” energy station

可見，將凝析油儲存在“深海一號”能源站的浮箱中存在諸多不利。因此，不得不考慮將2×104m3的凝析油艙布置在平臺的立柱內，并通過定位油輪的方式將凝析油進行外輸。這成為業內從未遇到的技術難題。

首先，“深海一號”能源站可以適應動力定位外輸方式的穿梭油輪資源有限，合理的艙容選擇和凝析油艙布置是首要突破的技術難題。在立柱中裝載大量凝析油，為常規僅在浮箱中儲存壓載水的半潛式生產平臺帶來新的技術難題，即立柱裝載的重心遠高于浮箱，導致半潛式生產平臺作業重心大幅升高。在平臺合龍方案已經限制了平臺跨距的前提下，如何確保平臺的穩性滿足在役要求，所設計的主尺度和裝載工況對平臺在位運動性能特別是低頻運動性能帶來了極大的不確定性，工業界尚未有相關的研究設計經驗。其次，也對上部模塊的氣隙安全、立管的強度和疲勞壽命都起到至關重要的影響。此外，提高立柱結構的可靠性是降低凝析油泄漏及外輸作業過程中發生碰撞等風險不可缺少的一環，須對結構布置、強度及疲勞壽命進行詳細設計及評估。且凝析油具有低閃點、易揮發等特性，而半潛式生產平臺無法承受單根立柱失效帶來的風險，如何保證凝析油與潛在危險源隔離，避免凝析油泄漏發生火災或者爆炸等危及作業人員及環境安全，成為立柱儲油安全設計必須解決的問題。

2 立柱儲油布置方案

2.1 凝析油儲存艙容計算

“深海一號”能源站為多點系泊的半潛式生產平臺，采用常規穿梭油輪進行凝析油外輸作業，由于不具備風向標效應，其外輸作業需要進行復雜的限位操作。通常限位操作出現在海上短期安裝中，而長期采用常規穿梭油輪進行限位外輸作業將可能導致不可接受的風險。參照國外多點系泊FPSO的經驗，“深海一號”能源站推薦采用動力定位(簡稱DP)油輪進行凝析油的外輸作業，但在國內原油運輸市場上并沒有DP油輪，新建DP油輪成為必然的選擇。

陵水17-2氣田的進艙凝析油最高產量為1 254 m3/d，比重為735 kg/m3。除按常規需要的儲油艙規劃，還要進行DP油輪噸位規劃，以確保海上凝析油生產和DP油輪外輸作業相匹配。但國內無相關DP油輪資源，因此方案設計上優先考慮采用1艘DP油輪滿足日常作業要求。針對DP油輪5年特檢及塢修期間的外輸要求，盡可能采用縮短塢修時間或提前在平臺上適配常規油輪外輸的必要設備來實現經濟和技術上的平衡。根據調研結果，除5年特檢及進塢大修，由于維修工作量大可能導致較長時間DP油輪不可用外，DP油輪常規的水下檢驗或簡單維修及故障排除可以在15 d內完成，這個時間周期稱為除大修外的可能最大外輸間隔期，涵蓋了DP油輪從到達氣田開始外輸至下一次到達油田開始外輸的時間。根據項目實際，確定儲油艙容計算式為：

V=vt+r

(1)

式(1)中：V為儲油艙容，m3；v為凝析油產量，m3/d，本項目為1 254 m3/d；t為除大修外的可能最大外輸間隔期，d，取15 d；r=惰氣覆蓋容積+艙底死油容積，m3，本項目外輸泵為潛沒泵，艙底無縱骨，惰氣覆蓋容積取vt的5%，m3，艙底死油體積取vt的1%，m3。

根據式(1)，“深海一號”能源站需要的凝析油艙容不得小于19 938 m3，凝析油的實際裝載需求(vt+艙底死油容積)為18 998 m3。因此，最終設計凝析油裝載量為2×104m3(1.47×104t)。根據統計，南海地區影響外輸作業的連續惡劣天數為3 d，從而可以得到DP油輪的最長外輸作業周期為12 d。進而計算出DP穿梭油輪的凝析油艙容不得小于15 048 m3。綜合考慮DP油輪燃油、淡水、掃線污油水儲存等艙容需求，確定穿梭油輪噸位要求為1.5萬噸級。

氣田投產6年后，由于氣田壓力衰減后的增壓需求，半潛式平臺上部組塊需要增加壓縮機組，導致上部組塊的操作重量將進一步增加。為了更加經濟地開展項目設計，需根據凝析油日進艙量的變化，優化后期的裝載需求，投產6年后，凝析油進艙量將下降為1 164 m3/d，凝析油的實際裝載需求為17 634 m3。考慮到后期平臺上部模塊操作重量存在大幅提升的可能，為了保障平臺的作業穩性，因此，在投產6年后，凝析油艙容將從投產初期的2×104m3調整為1.8×104m3。

2.2 凝析油艙布置方案

根據“深海一號”能源站總體布置及性能的需求，在平臺的每個立柱中設置人員通道、管線通道、壓載艙、凝析油艙、乙二醇儲存艙、污油水艙、錨鏈艙、機械處所和液壓間等設備艙室；借鑒FPSO雙殼的設計理念，為了避免動力定位油輪外輸過程中與立柱發生碰撞，凝析油艙與船體外板采用空艙或者壓載艙進行隔離，提高凝析油儲存的安全性(圖2),隔離艙尺寸為1.8 m，以提高檢修人員進出便利性[6]。

圖2 “深海一號”能源站艙室布置Fig.2 Tank arrangement of “Deep Sea No.1” energy station

3 立柱儲油對平臺在位性能影響的評估

3.1 穩性評估

立柱儲油艙中儲油量隨著生產過程變化，各工況下平臺吃水為35～40 m，其中臺風工況下吃水37 m，平臺排水量為10.5×104t。半潛式生產平臺采用計算許用重心高度的方法來校核穩性，即計算各吃水條件下平臺的許用重心高度。許用重心高度的求解綜合考慮了穩性高、恢復力臂與風傾力臂圍成的面積比及大傾角穩性等衡準，并將各工況下全船重心高度與許用重心高度比較，當其小于許用重心高度時，即認為穩性滿足規范要求。

計算得到“深海一號”能源站各工況下的許用重心高度值(表1)，以及其吃水與凝析油裝載的包絡線(圖3)。可以看出，作業工況和自存工況下的最大許用重心高度在30.42～32.03 m，平臺吃水在35～40 m變化時，穩性的控制準則并不是穩性高(GM值)[7]。

表1 “深海一號”能源站主要工況許用重心高度Table 1 Allowable VCG in main loading conditions of “Deep Sea No.1” energy station

圖3 “深海一號”能源站裝載包絡線Fig.3 Loading envelope of “Deep Sea No.1” energy station

對檢修、壓載、拖航等60余種工況進行了裝載及穩性計算。可以看出，主要裝載工況重心均小于許用重心高度，風暴工況下GM值在4.60～8.54 m，穩性滿足要求;含預留風暴工況最大裝載情況下，重心高余量僅為0.77 m，對應立柱與浮箱連接節點處最外側壓載艙(NE1/NW1/SW1/SE1)破艙工況，此時需要的最小GM值為3.83 m(表 2)。可通過細化該壓載艙分艙來達到增加允許重心高的目的，而是否需要細分應結合運動性能來評估。

表2 “深海一號”能源站主要工況的穩性計算結果(生存工況)Table 2 Stability results of main conditons for “Deep Sea No.1” energy station(existence condition) m

3.2 在位運動性能評估

對平臺各工況進行了運動性能計算。取極端工況為100年一遇,生存工況為1 000年一遇，按照37 m吃水滿載裝載進行計算；作業工況取1年一遇海況，按照35、40 m吃水滿載裝載進行計算。計算得到生存工況下，不同裝載工況下平臺重心高度(表3)。可以看出，隨著凝析油的增加，平臺重心高度從26.42 m增加到了30.70 m。

表3 “深海一號”能源站不同裝載量下的重心高度(生存工況)Table 3 VCG with different oil loading of “Deep Sea No.1”energy station(living conditions)

隨著重心高度變化，平臺的橫搖和縱搖的固有周期發生變化。重心越高，GM值越小，橫搖、縱搖固有周期越大。37 m吃水滿載工況下，平臺垂蕩固有周期為22.5 s，縱搖固有周期達到43.8 s。由于縱搖固有周期接近垂蕩周期的2倍，37 m吃水滿載時(GM值小)二階縱搖比較顯著。針對不同GM值，采用時域分析方法進行了敏感性分析，可以看出，GM值對垂蕩的影響并不大，但隨著GM值降低，傾角增加較為明顯(表4)。

表4 “深海一號”能源站不同GM值的運動敏感性分析結果Table 4 Motion sensitivity analysis results for different GM values of “Deep Sea No.1” energy station

根據不同GM值，0°浪向角的縱搖時域歷程的頻率譜圖(圖4)，可以看出，當縱搖固有周期接近垂蕩周期2倍時，低頻和波頻響應都較GM大時的工況更大，表明對帶儲油功能的半潛式生產平臺來說，GM值不僅是判斷穩性的準則之一，也將影響其運動性能。從尺度規劃和控制運動角度，GM值應適當增加，而不僅僅是規范要求的0.15 m，以確保縱搖周期盡可能遠離2倍垂蕩周期。在臺風來前，平臺宜開展卸油作業，清空油艙，以降低臺風期的運動幅值，確保立管安全[8]。

圖4 “深海一號”能源站縱搖響應譜(浪向角0°)Fig.4 Pitch response spectrum of “Deep Sea No.1”energy station(wave direction 0°)

100年一遇海況下，平臺最大垂蕩幅值4.9 m，最大橫搖/縱搖幅值9.2°(考慮周期敏感性分析后，最大橫搖/縱搖幅值增加到9.9°)；1年一遇海況下，平臺最大垂蕩幅值1.6 m，最大橫搖/縱搖幅值2.8°(表5)。 由于“深海一號”能源站尺度規劃考慮嚴格，避開了馬修不穩定問題[9]，滿載工況下，平臺橫搖/縱搖固有周期避開了垂蕩固有周期的2倍(45 s)，因此該平臺呈現了較好的運動特性[10]。

表5 不同工況下“深海一號”能源站運動響應分析結果Table 5 Analysis results of motion response of “Deep Sea No.1” energy station under different conditions

由于半潛式生產平臺的運動復雜性，需要開展模型試驗對數值分析模型輸入參數進行校正，以確保數值模型的準確性。將100年一遇工況下，平臺數值模型和水池試驗模型的縱蕩響應結果(圖5a、b)進行了對比，二者分析數據吻合較好，充分說明上述分析結果是可靠的。

圖5 100年一遇海況下“深海一號”能源站縱蕩運動結果(浪向角180°)Fig.5 Surge motions results of “Deep Sea No.1” energy station under 100 years return period sea condition(wave derection 180°)

4 立柱結構設計及碰撞分析

4.1 立柱結構方案比選

基于平臺總體方案優化，最終確定立柱截面主尺度為21 m×21 m。對立柱的截面布置提出了2種方案：“十字形”和“回字形”分艙(圖6)。基于尺度規劃，得到不同立柱截面布置方案下船體主結構的構件尺寸，并估計了船體結構的用鋼量。對比發現，立柱采用帶儲油功能的“十字形”分艙方案(船體用鋼量24 020 t)相比“回字形”分艙方案(船體用鋼量26 881 t)，船體用鋼量節省了11%，且由于“十字形”分艙四周為隔離空艙，更利于操作和維修。因此，平臺立柱選擇帶儲油功能的“十字形”分艙方案。

圖6 “深海一號”能源站立柱分艙方案Fig.6 Column tank arrangement of “Deep Sea No.1” energy station

4.2 凝析油隔離艙結構設計

傳統半潛式生產平臺立柱也有采用“十字形”截面布置的工程案例，但采用的是單殼體立柱，僅在外部殼體設置強水平梁作為主結構支撐，無內部殼體。而對于需要在立柱內部設置凝析油艙的新型立柱結構，需要在凝析油艙周圍設置隔離艙，提供隔離保護。因此，在“深海一號”能源站中采用了雙殼體立柱結構型式，由外部殼體和內部殼體構筑凝析油隔離艙[11]。如果按照常規設計，在內外雙殼體上分別設置強水平梁，不僅空間布置緊張，還會增大強水平梁的設計難度。因此，采用了水平板直接連接在外部殼體和內部殼體上的新型設計(圖7)。對外部殼體而言，水平板作為強水平梁的腹板，內部殼體作為面板；對內部殼體而言，同樣以水平板作為強水平梁的腹板，外部殼體作為面板。既解決了布置空間緊張的問題，也節省了面板鋼材，降低了整體鋼材量。

圖7 “深海一號”能源站新型立柱框架結構Fig.7 Structure frame of new-type column of “Deep Sea No.1” energy station

4.3 凝析油艙壁支撐結構設計

傳統半潛式生產平臺立柱尺度較大時，常采用強橫梁作為支撐。對于立柱儲油設計的凝析油艙，因其跨距較大，也需進行支撐結構設計。立柱內部殼體的“十字形”支撐考慮了2種設計方案：傳統的強橫梁支撐和開孔艙壁支撐(圖8)。經有限元分析對比，發現后者的應力集中水平更低，疲勞壽命更長(表6)。表明立柱內部殼體采用開孔艙壁支撐設計能更好地保證結構的連續性，降低局部應力集中，提高立柱結構的疲勞壽命。

圖8 “深海一號”能源站立柱內部殼體開孔艙壁支撐結構Fig.8 Supporting structure of bulkhead with holes in inner shell of column in “Deep Sea No.1” energy station

表6 “深海一號”能源站立柱內部殼體不同支撐類型有限元分析結果Table 6 Structure finite element results of different support types of inner shell of column in “Deep Sea No.1” energy station

4.4 凝析油艙碰撞分析

為了保證凝析油艙具有足夠的安全性，針對穿梭油輪與平臺立柱結構發生碰撞的情況進行了非線性有限元分析，通過顯式動態分析，按最大等效塑性應變0.15考慮單元破壞條件。對平臺立柱的局部結構進行了建模，分別考慮穿梭油輪碰撞點在支撐艙壁之間和在中間艙壁處2種情況(圖9)。基于立柱結構的外部殼體發生破壞和內部殼體發生破壞2種情況，計算極端條件下的碰撞能量，反推能夠抵御的穿梭油輪的最大等效速度。

圖9 穿梭油輪與“深海一號”能源站立柱結構碰撞分析模型Fig.9 Collision analysis model of shuttle tanker and column of “Deep Sea No.1” energy station

計算中穿梭油輪模型按剛性考慮，油輪本身變形的能量損失按30%考慮。經計算分析，得到不同碰撞點下立柱結構所能抵御的碰撞能量(表7)。

表7 “深海一號”能源站立柱結構能夠抵抗的碰撞能量Table 7 Collision energy which the column of “Deep Sea No.1” energy station can resist

根據非線性有限元分析結果，可得到穿梭油輪裝載狀態下的最大等效速度，并根據運動分析，得到穿梭油輪的加速度、速度、距離的曲線(圖10)。

圖10 DP穿梭油輪運動曲線Fig.10 Motion curves of DP oil tanker

根據最大等效速度反推，可得到油輪距離平臺的最大安全距離約110 m。由此可確定外輸作業時，穿梭油輪與平臺的作業間距保持在110 m可保證平臺具有較高的安全性。立柱結構本身能夠抵御較低航速下穿梭油輪的碰撞能量。以上分析計算出于保守考慮，均未考慮立柱外殼體表面其他緩沖裝置。實際設計中，外部殼體會布置橡膠護舷、防撞框架等緩沖保護結構，進一步提高立柱所能抵御的碰撞能量。

5 凝析油儲卸安全控制措施

“深海一號”能源站設有4個凝析油艙，分別位于4個立柱中，凝析油進艙儲存和外輸共設3套管匯：進艙管匯、外輸管匯和倒艙管匯(圖11)。為了提高裝卸油流程的靈活性和艙室的安全性，進艙管匯和外輸管匯至各凝析油艙的連接管線上均設有渦輪流量計，同時分別設支路跨接至倒艙管匯。正常生產時，來自上部組塊的穩定凝析油經進艙管匯分配后進入艙室；外輸工況下，各艙室內的凝析油經外輸泵增壓后，通過外輸管匯輸至外輸計量撬和外輸滾筒。

圖11 陵水17-2氣田凝析油進艙儲存和外輸流程Fig.11 Oil storage and offloading process of LS17-2 gas field

凝析油生產和儲卸操作中采取的安全控制措施包括：

1) 源頭控制。目前針對海上儲存凝析油的穩定標準并沒有明文規定，為了盡可能降低凝析油的揮發損耗，同時降低火災爆炸等風險，等同采用原油的穩定標準，從源頭上確保凝析油自身的安全性。

2) 動態監測。凝析油艙室內設有壓力、溫度、液位等監測設施，必要時觸發生產關停，同時上部組塊流程中設有溫度監測(設定點35 ℃，報警值40 ℃)，將下艙凝析油溫度控制在合理區間內，避免高溫下艙造成大量出氣現象。

3) 惰氣隔絕。為凝析油艙設有惰氣吹掃/驅氣總管、惰氣供氣/放空總管，在外輸工況下，足量的惰氣通過供氣總管進入凝析油艙，避免出現真空及外部空氣進入；在日常生產中，隨著凝析油的不斷進入，艙室內惰氣通過放空總管排出。

4) 超壓保護。在惰氣放空總管上設有手動和自動2套放空閥，一旦上部組塊流程出現氣竄工況，放空閥將快速打開，以保證艙室內壓力低于設計值。

5) 應急操作。當出現異常工況時，通過閥門切換，可實現凝析油倒艙流程，同時完成進出艙油量的實時、累積計量，用于壓排載的動態調節，若某個艙室無法正常外輸，將采取對角艙室外輸策略，降低調載難度。

同時，針對深水半潛式平臺船體儲油可能存在的作業風險，從設計完整性角度對儲油安全進行了系統的安全風險分析和安全措施研究，包括危險源識別、風險和可操作性分析、外輸火災爆炸風險分析。導致船體凝析油艙泄漏的主要原因包括落物、腐蝕、疲勞、超壓/負壓、溢流和船舶碰撞等因素，按標準規范要求設置了相應的風險預防與控制措施(表8)，將船體儲油風險控制在合理可行范圍內。

表8 “深海一號”能源站船體凝析油艙泄漏風險識別Table 8 Risk and corresponding procedure for oil spill of “Deep Sea No.1” energy station

6 結論及建議

1) 詳細論證了陵水17-2氣田半潛式生產平臺立柱儲油技術。根據中國國內現有動力定位油輪資源相對缺乏等問題，采用動力定位外輸技術，結合油輪噸位規劃，估算了平臺凝析油儲存艙容，并通過采用保溫瓶內膽式儲油艙設計技術，使凝析油與外界隔離，解決了半潛式平臺立柱儲油功能設計、凝析油安全隔離以及油艙檢修維護等難題。

2) 通過合理的艙室布置及低頻運動預報技術，科學評估了重心急劇變化對平臺在位的不利影響，解決了立柱儲油技術中最復雜的總體性能難題。通過“十字形”分艙、開孔艙壁支撐等創新結構設計減少了平臺的用鋼量，提高了立柱結構的疲勞壽命且形成雙層保護艙壁，使平臺具備了應對海上潛在事故的能力。通過工藝流程優化和安全保障措施制定，為儲油建立了一道安全屏障。

3) 針對現場頻繁裝卸凝析油作業，建議作業時嚴格監控平臺吃水，外輸時盡可能保持1個或2個對角同時外輸，以便于平臺維持平浮狀態；同時，還要保證每個立柱及其附近的艙室作為一個獨立區域來實現壓排載，作業過程中避免管線聯通1個以上的艙室，降低自由液面的潛在不利影響，保證作業安全性。

4) 本研究通過模型試驗驗證保障了平臺的作業安全性，但仍存在波浪對浮體的激勵和阻尼作用機理不夠清晰的難題，后續需要加大理論研究，重點解決波流耦合、激勵阻尼相互作用機理等難題，為類似平臺的進一步研究及優化提供參考。