“深海一號”能源站鋼懸鏈立管總體方案研究*

賈 旭 賈魯生 黃 俊 劉 毅 李 達 李 剛 易 叢

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

陵水17-2氣田位于海南島三亞東南150 km的陵水海域(水深1 220～1 560 m)，被鉆探證實是千億立方米優質高產大氣田[1]，采用水下生產系統回接深水浮式生產平臺對該氣田進行開發，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。

立管系統是海底油氣與浮式生產平臺的唯一通道，是深水油氣田生產設施的重要組成部分。良好的立管設計方案，不僅可降低自身成本，對油氣田總體開發同樣具有積極的影響。國際上，深水立管最大應用水深已達到2 900 m，立管類型涵蓋撓性立管、鋼懸鏈立管、自由站立式立管和浮筒支撐式立管等多種形式。國內對深水立管設計理論開展了多年研究，但目前國內海上油氣田采用的立管主要為水深500 m以淺的撓性立管，針對1 500 m水深立管的實際工程應用研究還鮮有涉及。

本文對陵水17-2氣田半潛式生產平臺——“深海一號”能源站立管系統形式選擇、總體布置方案設計、強度和疲勞分析等進行系統論述。研究成果為陵水17-2氣田的順利開發提供了強有力的技術支持，相關經驗做法可為類似深水油氣田開發工程鋼懸鏈立管設計提供參考。

1 立管總體方案選擇

1.1 不同浮式平臺深水立管選型

陵水17-2氣田4個井區之間距離較遠，水下井口布置以分散井口為主、集中井口為輔的方案[2]。浮式平臺西側4口井通過2根φ273.1 mm的立管回接至浮式平臺，平臺東側3口井通過2根φ323.9 mm的立管回接至浮式平臺[3]。此外，由浮式平臺至水下分配單元布置1根φ168.3 mm乙二醇(MEG)立管和1根動態主臍帶纜。處理后的天然氣通過1根φ457.2 mm外輸立管和海底管道輸送至崖城-香港天然氣管道(圖1)。

圖1 陵水17-2氣田總體布置

深水油氣田開發項目中所選定的立管形式將決定浮式平臺的運動要求，從而影響浮式平臺總體尺度，并影響平臺系泊以及水下管道系統的總體布置。在陵水17-2氣田開發項目中，撓性立管技術適用，但由于立管管徑較大，根據目前撓性立管生產能力和供貨記錄，φ323.9 mm及以上管徑的撓性立管存在限制。此外，撓性立管重量通常重于同等外徑和壓力等級的鋼質立管，對浮式平臺的載荷高于鋼質立管，且材料費用較高。自由站立式立管目前在西非海域、墨西哥灣海域均有應用，具有良好的運動解耦性能，但結構復雜，海上安裝過程繁瑣，費用相對較高。緩波鋼懸鏈立管通過采用分散式浮力塊使立管形成緩波形，具有良好的運動解耦性能，可顯著改善立管觸地點疲勞，但動態管纜干涉風險高，且須采用J形鋪管船安裝，但目前國內沒有J形鋪管船，可選用鋪管船資源受限。自由鋼懸鏈立管(SCR)結構形式簡單，是深水油氣開發工程的首選立管形式[4]，可采用S形鋪管船安裝，能充分發揮國內施工資源在陵水17-2氣田開發中的作用。自1994年殼牌公司在美國墨西哥灣872 m水深的張力腿平臺Auger上安裝世界第一根鋼懸鏈立管以來，鋼懸鏈立管最大應用水深已達2 150 m，最大應用管徑達609.6 mm。綜合考慮管徑限制、結構復雜程度、安裝資源以及經濟性等因素，優先考慮選用自由鋼懸鏈立管。

陵水17-2氣田開發方案比選階段，將船型FPSO、SPAR、圓筒形FPSO和半潛式生產平臺納入比選范圍。船型FPSO垂蕩和縱搖顯著，立管觸地段垂向運動速度大，自由鋼懸鏈立管無法應用，需采用撓性立管或緩波鋼懸鏈立管；SPAR平臺可適應自由鋼懸鏈立管，但船體安裝包括拖航、浮卸、安裝螺旋板、濕拖、扶正等，且上部模塊安裝和調試復雜，投資較高；通過增加吃水定制船型，圓筒形FPSO具備自由鋼懸鏈立管的應用條件，但頂部立管懸掛柔性接頭旋轉角度較大；傳統半潛式平臺運動性能較差，但通過采用深吃水(極端工況下平臺吃水37 m)設計可顯著改善平臺運動性能，從而滿足自由鋼懸鏈立管在陵水17-2氣田作業的極限強度和30年服役條件下的疲勞壽命需求。因此，陵水17-2氣田開發方案平臺的選擇，綜合考慮設計、建造、安裝和工期等因素，半潛式平臺投資最低且可滿足自由鋼懸鏈立管的應用需求。

進一步針對半潛式生產平臺船型開展了主尺度優化及立柱形式對比(圖2)。分析發現，直角立柱半潛式平臺與轉角立柱半潛式平臺運動性能均可滿足大管徑鋼懸鏈立管疲勞壽命要求，且在運動性能及可實現的疲勞壽命方面無顯著差異(圖3)。

圖2 不同立柱形式的半潛式平臺

圖3 不同立柱形式半潛式平臺RAO及φ457.2 mm外輸立管波致疲勞損傷對比

統籌考慮鋼懸鏈立管適應性、船體用鋼量、建造場地限制等因素，該平臺選用直角立柱形式，吃水35～40 m。經綜合比選，陵水17-2氣田總體開發方案采用水下生產系統+自由鋼懸鏈立管回接至深吃水半潛式生產平臺——“深海一號”能源站的開發模式。該項目在國內首次應用深水鋼懸鏈立管，其中φ457.2 mm外輸立管創造了世界上同等水深半潛式平臺鋼懸鏈立管最大管徑的應用記錄。在南海惡劣波浪和海流作用下，使較大管徑的外輸鋼懸鏈立管滿足總體強度指標和30年疲勞壽命要求，是陵水17-2氣田采用半潛式生產平臺開發模式成功實施的關鍵。

1.2 立管總體布置方案

終極速度是表征鋼懸鏈立管適用性的重要參數[5]，表示為：

(1)

式(1)中：VTERM為鋼懸鏈立管懸掛點終極速度，m/s；m為立管(含介質)的單位質量，kg/m；g為重力加速度，m/s2；CD為法向拖曳力系數，無量綱；ρ為海水密度，kg/m3；DDRAG為拖曳力外徑，m。

(2)

(3)

式(2)、(3)中：A為立管截面積，m2；T為波浪譜峰周期，s；H為應用水深，m。S為立管截面模量，m3。

鋼懸鏈立管懸掛點垂向運動速度由平臺垂蕩和橫搖、縱搖引起的垂向運動決定。當懸掛位置遠離旋轉中心時，橫搖、縱搖引起的垂向運動將顯著增加。將鋼懸鏈立管懸掛在浮箱內側可降低該垂向運動，但立管安裝及后續維修等難度較大。通過降低浮式平臺垂蕩、橫搖和縱搖以及立管懸掛點與平臺中心的距離，可減小懸掛點垂向運動速度。在極端海況下，由平臺轉動引起的垂向運動較為顯著，但在長期疲勞海況下該運動相對較小。若要改善鋼懸鏈立管觸地點的疲勞問題，須重點優化平臺的垂蕩性能。因此，確定合適的平臺位置以及浮式平臺垂蕩速度，是解決φ457.2 mm外輸鋼懸鏈立管在陵水17-2氣田適用的關鍵。

針對φ457.2 mm外輸立管開展了水深對波致疲勞的敏感性分析，發現對于相同懸掛角度的鋼懸鏈立管，當水深增大時，運動疲勞損傷明顯降低，水深每增加50 m，外輸立管疲勞損傷平均可降低約20%(圖4)。綜合不同水深立管疲勞評估結果以及水下井口、系泊纜布置，將半潛式平臺布置在東1管匯西北方向3.5 km位置，立管觸地點水深約1 428 m。

圖4 不同水深下φ457.2 mm外輸立管波致疲勞損傷變化趨勢

陵水17-2氣田所在海域的海流和波浪主方向為東北向和東向[8]，平臺西側位于波浪下游，垂蕩和縱搖相位相同，垂向運動較大。而南向波浪有義波高相對較小，因此將外輸立管布置在平臺北側浮箱外的中間位置，緩解波浪作用下立管循環應力及觸地段受壓縮問題。

1.3 關鍵組件選型

“深海一號”能源站深水鋼懸鏈立管管材選用API 5L PSL2 X65無縫鋼管，要求磷元素含量小于0.015 wt.%，硫元素含量小于0.003 wt.%；裂紋尖端張開位移(CTOD)平均值大于0.50 mm且單一最小值不低于0.38 mm；最大硬度控制在230HV10；管端機加工至徑向偏差(Hi-Lo)小于0.5 mm。立管頂部懸掛裝置選用柔性接頭，最大旋轉角度25°；渦激振動抑制裝置選用螺旋列板，螺距(15～17)D、鰭高0.25D(D為立管外徑，m)；在海生物易生長區域螺旋列板采用防海生物設計。

螺旋列板覆蓋范圍影響立管渦激振動疲勞損傷，同時由于拖曳力系數較大，對立管總體強度的影響不利。開展了螺旋列板覆蓋范圍對立管渦激振動的敏感性評估，發現增加覆蓋范圍可有效抑制立管渦激振動，但繼續增大覆蓋范圍對疲勞損傷的緩解有限(圖5)。結合分析結果，“深海一號”能源站深水鋼懸鏈立管渦激振動抑制裝置覆蓋范圍選取為75%的懸鏈段長度。

圖5 螺旋列板覆蓋范圍對立管長期渦激振動疲勞的影響規律

“深海一號”能源站φ457.2 mm外輸鋼懸鏈立管設置監測系統(圖6)，用以監測立管運動和應變。頂部為實時監測系統，數據傳輸至集成監測系統(IMMS)；立管中部和觸地區域設置離線監測系統，采用水下機器人ROV安裝，通過電池供電。

圖6 “深海一號”能源站外輸鋼懸鏈立管監測系統布置

2 立管總體強度評估

2.1 極值海況參數的選取

陵水17-2氣田所在海域波浪百年一遇波浪有義波高達13.4 m，譜峰周期14.9 s；千年一遇波浪有義波高達16.9 m，譜峰周期15.8 s。“深海一號”能源站在百年一遇、千年一遇海況下垂蕩分別為4.5 m、6.6 m，最大偏移分別為79.6 m、109.5 m。百年一遇環境條件下，單根系泊纜破斷時平臺最大偏移達96.7 m。風、浪、流作用下較大的平臺偏移和垂蕩速度給鋼懸鏈立管總體強度帶來極大挑戰。

不同海況極值組合條件下，平臺偏移和立管懸掛點垂蕩速度如圖7所示。當風、浪、流采用主極值或均采用主極值時，增加立管壁厚至34.9 mm仍無法滿足φ457.2 mm鋼懸鏈立管百年一遇臺風工況不受壓縮的準則。而繼續增大壁厚，對管材的制備及海上焊接施工均將帶來極大挑戰。

圖7 不同環境條件下“深海一號”能源站運動對比

根據國際海洋工程界通常做法和規范，浮式平臺系泊系統和立管設計通常采用方向極值，但需要足夠的環境數據樣本作為基礎。根據陵水17-2氣田所在海域環境條件研究結果，波浪的方向性是確定和可信的，風和流方向存在不確定性。因此，“深海一號”能源站深水鋼懸鏈立管設計中，波浪參數采用方向極值(圖8)，風和流采用相應的條件極值。

圖8 “深海一號”能源站鋼懸鏈立管總體強度分析選用的波浪有義波高

2.2 立管壁厚和總體強度分析

“深海一號”能源站深水鋼懸鏈立管設計遵循API RP 2RD規范和API RP1111開展設計。立管需滿足承受內壓和靜水壓潰能力，壁厚設計不考慮屈曲傳播準則，壁厚取值綜合考慮動態強度分析結果并在設計中開展循環優化。

鋼懸鏈立管系統強度分析中平臺運動采用耦合分析所得運動時間歷程數據，每一設計工況均考慮平臺遠向、近向、側向偏移，動態模擬時間為3 h。考慮5個隨機波浪種子數，取計算結果的均值。鋼懸鏈立管系統強度校核原則：極端工況(百年一遇)應力利用系數小于1，且立管不受壓縮力作用；生存工況(千年一遇)允許出現立管壓縮現象，但應力利用系數不大于1；破艙工況下柔性接頭旋轉角度不超過25°。立管總體強度分析工況見表1。基于不同計算準則及整體強度要求，計算出立管壁厚，并基于總體強度要求，選定立管壁厚，最終確定平臺所有立管的壁厚和構型參數見表2。

表1 “深海一號”能源站立管總體強度分析工況和校核系數

表2 “深海一號”能源站立管所選壁厚及構型參數

以φ457.2 mm外輸鋼懸鏈立管在百年一遇海況下的響應為例，給出了立管有效張力包絡線、應力沿立管長度方向的變化趨勢(圖9)。可以看出，立管頂部最大張力達到4 925 kN，觸地區最小有效張力為76 kN，未出現受壓縮現象。立管最大應力出現在浮式平臺近向偏移工況，最大應力值為262 MPa，利用系數為58%，未超過規范要求的利用系數(80%)，滿足規范要求。

圖9 “深海一號”能源站φ457.2 mm外輸鋼懸鏈立管總體強度分析結果(百年一遇海況)

3 立管疲勞評估

“深海一號”能源站通過采用深吃水設計，有效降低了平臺運動響應，但平臺波致運動及渦激運動仍給鋼懸鏈立管帶來較嚴重的疲勞損傷。能源站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[9]。立管疲勞評估時，波致疲勞綜合考慮平臺35 m、37 m、40 m 3種吃水情況，按照其在服役期間的時間占比(25%、50%和25%)計算疲勞壽命。

針對深吃水結構潛在的渦激運動現象，開展了不同平臺吃水和阻尼工況下的水池模型試驗，結果表明：當平臺吃水為40 m時，渦激運動幅度大于35 m吃水時情況；同時阻尼作用有助于降低渦激運動幅度。設計中基于40 m吃水且無阻尼的模型試驗結果核算立管疲勞壽命。平臺實際服役過程中吃水35～40 m，且受系泊纜和立管的阻尼作用，因此采用40 m吃水且無阻尼的試驗數據，是相對保守的。

鋼懸鏈立管疲勞損傷評估考慮波致振動疲勞、渦激運動致疲勞、渦激振動疲勞以及立管安裝疲勞損傷。立管疲勞壽命校核如下：

(4)

式(4)中：Dinstallation為安裝疲勞損傷，取10%；DVIV為渦激振動疲勞，1/a；Dmotion為波致振動疲勞，1/a；DVIM為平臺渦激運動致疲勞，1/a；Y為設計壽命，a。

針對立管的疲勞分析，立管內徑S-N曲線選用DoE E曲線，外徑選用 DoE D曲線，立管柔性接頭過渡段S-N曲線選用DNV-C曲線[10]。

對疲勞結果進行統計分析發現，φ457.2 mm外輸立管和φ323.9 mm生產立管疲勞損傷主要源于海流引起的平臺渦激運動，占比64%～69%；φ273.1 mm生產立管和φ168.3 mmMEG立管疲勞損傷主要源于波浪引起的半潛式平臺運動。渦激運動疲勞損傷和波致疲勞損傷主要受東北向波浪和海流影響。其中，東北向波浪對φ457.2 mm外輸立管波致疲勞損傷的貢獻率達到90%，對φ323.9 mm生產立管波致疲勞損傷貢獻率達到80.83%(圖10)。因此，后期平臺運維過程應重視對波浪數據、平臺渦激運動監測數據以及外輸立管監測數據的后評估。

圖10 “深海一號”能源站φ323.9 mm生產立管觸地段波致疲勞損傷占比分布情況

鋼懸鏈立管疲勞壽命計算結果如表3所示，可以看出，其疲勞壽命滿足平臺30年服役需求。同時針對φ457.2 mm外輸鋼懸鏈立管疲勞損傷分布的分析可以看出，其疲勞主要發生在懸掛點和觸地點(圖11)。因此，在立管服役過程中應重點加強對立管懸掛點和觸地點的監測(圖6a)。

表3 “深海一號”能源站立管疲勞壽命計算結果

圖11 “深海一號”能源站φ457.2 mm外輸鋼懸鏈立管疲勞損傷分布(內壁，未考慮安全系數)

4 立管泄漏對生活樓的定量風險評估

陵水17-2氣田2根φ323.9 mm生產立管用于輸送來自“深海一號”能源站東區管匯的物流，從路由長度最短角度考慮，立管優先選擇懸掛于東浮箱，但生活樓位于平臺東側。若懸掛于其他方位浮箱，需采用較大的鋪設半徑進行弧形鋪設或采用分段安裝方式，立管和靜態水下管道通過跨接管連接，將顯著增加立管和水下管道路由長度，海上施工費用也將增加。美國石油學會API安全規范和挪威船級社DNV的安全標準中，均未禁止立管與生活樓布置在平臺的同一側，當采取適當的風險減緩措施后，立管可鄰近或位于生活樓下方[11-12]。“深海一號”能源站配備完善的安全措施，包括泄漏報警、生產壓力異常報警關斷系統、流動安全管理系統、安全消防系統，同時生活樓相對側設置H60防爆墻，以確保立管與生活樓布置在同一側的安全風險水平處于可接受范圍之內。

火災造成的生活樓年受損概率接受標準為1.0×10-4。針對φ323.9 mm立管懸掛于平臺東側和西側開展定量風險評估工作，典型立管泄漏工況下氣體濃度分布如圖12所示，其中橙色和紅色氣團表示氣體濃度高于易燃下限，為可燃氣團；黃色表示氣體濃度在易燃下限的50%以上。

圖12 “深海一號”能源站典型立管泄漏工況下氣體濃度分布(泄漏孔徑30 mm)

當2根φ323.9 mm生產立管懸掛在東浮箱外側，保守地不考慮生活樓四周有防火墻的前提下，立管泄漏造成的生活樓年受損概率為2.3×10-5；懸掛在西浮箱內側時，生活樓年受損概率為2.6×10-7；考慮其他因素帶來的生活樓年受損概率為9.02×10-6，則立管懸掛于東浮箱外側和西浮箱內側時，生活樓的年受損總概率分別為3.2×10-5、9.28×10-6，均可滿足規范對于生活樓年受損概率的接受準則。為提升“深海一號”能源站的安全性，將2根φ323.9 mm立管懸掛在西浮箱內側(圖13)。但將2根φ323.9 mm立管懸掛于西浮箱內側時，立管須依靠平臺絞車提吊，后續維修等需安裝臨時絞車。此外，雖然懸掛點距離平臺中心的長度縮短，但由于西浮箱位于主浪向的下游，平臺縱傾導致立管觸地段循環應力變大，需在觸地區設置加厚段以達到服役所需疲勞壽命。

M1～M16—系泊纜；GE—外輸立管；P1～P2—φ323.9 mm生產立管；P3～P4—φ273.1 mm生產立管；MEG1—乙二醇立管；P5、P6—預留的立管方位；U1—本項目安裝的動態臍帶纜；U2～U4—預留的動態臍帶纜方位

5 結論及建議

1)直角立柱半潛式平臺與轉角立柱半潛式平臺運動性能均可滿足大管徑鋼懸鏈立管運動疲勞壽命要求，且在運動性能及可實現的疲勞壽命方面無顯著差異。統籌考慮鋼懸鏈立管適應性、船體用鋼量、建造場地限制等各方面因素，陵水17-2氣田采用自由鋼懸鏈立管回接至直角立柱深吃水半潛式生產平臺的開發模式。在深水油氣開發項目中立管和浮式平臺應開展循環優化設計，確定合適的浮體尺度、偏移要求和立管參數。

2)陵水17-2氣田所在海域環境條件惡劣，“深海一號”能源站垂蕩和偏移較大。立管設計中開展了精細化環境參數研究，波浪參數采用方向極值，風和流采用相應的條件極值，解決了大管徑鋼懸鏈立管觸地段在極端海況下出現壓縮的問題。后續深水開發項目中需關注不同環境參數對設計結果的影響程度，根據參數的可靠性確定適用的極值選擇原則。

3)半潛式生產平臺渦激運動對鋼懸鏈立管疲勞影響較大，“深海一號”能源站φ457.2 mm外輸立管和φ323.9 mm生產立管渦激運動所致疲勞損傷占比達60%以上，同時東北向波浪對φ457.2 mm外輸立管波致疲勞損傷的貢獻率達90%，對φ323.9 mm生產立管波致疲勞損傷貢獻率達80.83%。后期平臺運維過程應重視對波浪數據、平臺渦激運動監測數據以及外輸立管監測數據的后評估。

4)立管泄漏影響生活樓安全，深水油氣開發項目應開展相關定量分析評估，確定損傷概率，綜合考慮投資和風險因素確定合適的立管懸掛位置。

5)陵水17-2氣田于2021年6月成功投產，“深海一號”能源站運行正常，充分說明了鋼懸鏈立管在“深海一號”能源站的適用性，相關經驗做法可為類似深水油氣田開發工程鋼懸鏈立管設計提供參考。