大型導管架海上吊裝框架結構方案設計研究

劉 瑞

海洋石油工程股份有限公司, 天津 300451

0 前言

隨著海上油氣開發的不斷發展,海洋石油平臺數量不斷增多,規模也越來越大。以浮托法安裝的組塊為代表,海上平臺正在向集約化大型化方向發展[1],上部組塊的安裝重量通常上萬噸,隨著水深的增加以及上部組塊重量的增加,作為上部組塊支撐結構的導管架安裝重量也相應增加。中國大型浮托平臺開發多集中在渤海和南海海域,渤海海域導管架作業水深一般不超過30 m,導管架重量不超過3 000 t,通常采用設置水下吊點進行導管架海上安裝,吊點一般位于主腿第一水平層下方位置附近,該位置結構強度容易滿足吊裝強度要求,且可以避免浮托船舶干擾,以往項目采用眼板式吊點形式[2-5]。南海海域導管架作業水深一般超過100 m,導管架重量在萬噸以上,通常采用滑移下水、小浮吊輔助扶正的方式進行海上安裝。

在中國海洋石油國際化發展的大背景下,近年來國內油氣開發公司積極承攬國際項目。而國外海洋石油平臺所在海域的水深及土壤地質數據同國內差異很大,海洋平臺設計也不盡相同。中東阿拉伯灣海域水深約50 m,大型8腿浮托平臺導管架結構重量在6 000 t以上,如采用水下吊點的吊裝方案,因重量較大,吊繩力也會相應增大,需要選用超大規格的液壓卡環,費用較高,超大吊繩力有可能使液壓卡環失效導致吊繩不能及時解脫,技術風險較大;另外,常規板式吊點結構形式因主板厚度限制設計難度大。而滑移下水方案相較吊裝下水方案對浮力要求高,往往需要被迫增加導管架桿件直徑和增加臨時浮筒的方式來滿足安裝對浮力的要求,另外還需要增加注水系統和下水桁架等結構,用鋼量較大,建造和安裝過程復雜,經濟性差。因此對于這類大型導管架結構,開發一種既能滿足技術可行性要求,又能保證經濟性的海上安裝方案顯得尤為必要。

本文針對6 700噸級的導管架結構,提出了一種吊裝框架方案用于導管架海上吊裝,基于SACS軟件計算及ANSYS軟件有限元分析對吊裝框架的整體、局部強度進行了計算分析,驗證了技術可行性,該方案能較好解決上述存在問題,可實施性強。

1 吊裝框架設計及施工方案

1.1 設計方案

以某大型8腿浮托平臺導管架為例,所在海域導管架作業水深52 m,吊裝重量約6 700 t。

吊裝框架結構設計方案見圖1,其四個立柱焊接在導管架主腿頂部,與導管架形成一個整體,增強吊裝時整體受力性能。吊裝框架主結構以單向的受彎為主,故主結構梁采用組合梁的截面形式,長跨方向彎矩較大,選用組合梁規格較大,短跨方向的組合梁可選用相對較小規格,主梁和立柱采用環板連接,結構梁的規格由吊裝計算確定。中部20 m范圍內布置小梁和甲板,用于放置吊裝索具,兼具實現索具平臺的功能。和以往水下吊點方案相比,因未單獨設置索具平臺節省了鋼材用量,也減少了相關建造和海上安裝工作量以及船舶資源的占用,經濟效益明顯。邊緣布置小梁及甲板,作為走道滿足吊點索具安裝及拆卸的操作需求。

a)俯視圖a)Top view

吊裝框架頂部設置耳軸式吊點結構,見圖2。耳軸式吊點一般用于較大型結構物吊裝[6-9],通過ANSYS軟件進行吊點結構強度校核。

圖2 耳軸式吊點結構圖Fig.2 Trunnion structure

1.2 吊裝框架施工方案

吊裝框架建造及導管架海上安裝流程見圖3。

圖3 吊裝框架建造及導管架海上安裝流程圖Fig.3 Flowchart of lifting frame constructionand jacket offshore installation

在安裝過程中,需要注意以下幾點。

1) 導管架建造時,導管架主腿頂部需要和吊裝框架進行焊接完成總裝,在吊裝框架海上切割后,導管架頂部需要和皇冠板進行焊接,為解決導管架主腿頂部焊接時的焊縫返修問題,在建造過程中導管架主腿頂部標高位于海上切割150 mm處(見圖2),吊裝框架立柱底部的設計標高相應進行調整。

2) 吊裝框架和導管架對接時,需要設計插尖等導向裝置,以滿足對接精度要求。本文吊裝框架重約400 t,重量較大且吊管架高度較高,需要選用合適的履帶吊以滿足吊裝能力要求,必要時可以選用多臺履帶吊聯合作業完成其和導管架的總裝。

2 方案比選

吊裝框架方案和常規水下吊點方案對比分析結果見表1。

表1 吊裝方案比選表

由表1可知,吊裝框架方案的鋼材用量比水下吊點方案約多80 t,但節省了4套2 500 t級液壓卡環的采辦費用,整體費用節省數百萬元。相比水下吊點方案,吊裝框架方案不適用液壓卡環,避免了因液壓卡環失效導致摘扣困難的技術風險,且吊點位于海面以上,施工人員通過框架上的走道可以直達吊點位置,吊繩摘扣作業簡單,施工風險小。

吊裝框架為整體預制,然后再通過履帶吊吊裝完成與導管架主結構的對接,預制工作可以和其他建造作業同步進行,不會導致項目整體工期的增加。海上安裝結束后,吊裝框架方案需要進行框架的拆除,而水下吊點方案需要對索具平臺進行拆除,海上安裝時兩者的工期相當。

綜上所述,吊裝框架方案和水下吊點方案相比,兩種方案施工工期相當,但是吊裝框架方案可節省費用,經濟性更好,實施風險更小。

3 結構強度分析

3.1 計算模型

采用SACS軟件進行結構建模及計算,SACS結構模型包括吊裝框架和導管架主結構兩部分，附屬結構以荷載形式加載到結構模型對應的桿件和節點上，吊鉤位置為固定約束，吊繩只承受軸向拉力的屬性通過對桿件進行桿端約束釋放來模擬。在導管架主腿底部節點設置軟彈簧約束,計算所得彈簧力需小于1 kN,吊裝SACS模型見圖4。

圖4 吊裝SACS模型Fig.4 Lifting SACS model

3.2 計算參數

根據API RP 2A-WSD Recommended practice for planning, designing and constructing fixed offshore platforms-working stress design規范規定,在開敞海域,對于吊點以及吊點相連的主要桿件,應采用最小2.0倍動荷載系數進行結構校核,對于其他桿件應采用最小1.35倍動荷載系數,吊點位于導管架重心正上方位置,吊繩和水平方向的夾角需滿足最小60°要求[10-13]。

3.3 計算結果

根據對吊裝框架以及導管架主結構強度進行校核，計算結果顯示，在2.0倍動荷載工況下,和吊點相連桿件的最大應力比為0.98,位于吊裝框架立柱位置。在1.35倍荷載工況下,最大桿件應力比為0.86,位于導管架主腿位置。所有桿件的應力比均小于1,吊裝框架的強度滿足要求[14-17]。

從SACS軟件吊裝分析結果中可以得到各吊繩力值,見表2。其中,桿件F014-S001對應的吊繩力最大,為45 528 kN,后面將以此吊點為例,對吊點結構進行有限元分析。

表2 吊繩力計算結果表

吊裝分析計算結果顯示，節點001L處的彈簧力最大，x向為0.078 kN，y向為0.004 kN，均小于1 kN滿足要求。由此可知，吊裝分析沒有明顯側向位移,計算過程合理。

4 耳軸式吊點有限元分析

4.1 計算模型

根據桿件F014-S001吊裝計算中最大吊繩力，進行耳軸式吊點設計,由于結構不規則,故采用有限元進行模擬計算。吊點有限元模型見圖5,單元類型采用SLOID實體單元。在耳軸及和立柱相連位置應力較大,為重點關注位置,這些位置采用致密網格,網格大小取0.5倍的板厚來劃分單元。在其余位置采用稀疏網格,采用2倍板厚來劃分網格,以提高計算效率。

圖5 耳軸式吊點有限元模型圖Fig.5 Finite element model of trunnion

和立柱相連的主梁遠端處以及立柱底部為固接約束。根據吊繩力計算結果,保守取46 000 kN作為耳軸式吊點結構設計荷載,吊繩角度60°。假設吊繩力按余弦分布作用在與立柱和耳軸相連的圓環接觸面上,且接觸面上各節點的受力平行于吊繩作用方向[4],見圖6。材料的彈性模量取2.06×105MPa,泊松比取0.3,材料屈服強度為355 MPa,許用應力按0.9倍的屈服強度即320 MPa取用[18-20]。

a)側視圖a)Side view

b)俯視圖b)Top view

4.2 計算結果

計算得到的吊點結構應力分布云圖見圖7,計算結果顯示,最大馮·米賽斯應力為291 MPa,位于耳軸和立柱的連接處,小于許用應力320 MPa,耳軸式吊點結構強度滿足要求。

圖7 耳軸式吊點結構應力云圖Fig.7 Stress contour of trunnion structure

5 結論

1)和常規水下吊點方案相比,本文提出的吊裝框架設計方案,可解決吊點結構設計困難、液壓卡環費用高、卡環失效摘扣困難等問題,技術風險可控,經濟效益明顯,適用于大型導管架的海上安裝。

2)基于SACS軟件和ANSYS軟件,總結了一套吊裝框架結構及耳軸式吊點的設計流程和計算方法,以某大型8腿導管架為例,對其結構強度進行了分析校核,驗證了吊裝框架方案的可行性,供同類項目的設計、建造和海上安裝階段參考。