基于海洋石油201 DP模式的东方1-1导管架安装技术

于文太，魏佳广，朱绍华，李怀亮，刘吉林，李 凯

（海洋石油工程股份有限公司，天津　300452）

基于海洋石油201 DP模式的东方1-1导管架安装技术

于文太，魏佳广*，朱绍华，李怀亮，刘吉林，李 凯

（海洋石油工程股份有限公司，天津300452）

从动力定位起重船舶进行导管架海上安装研究出发，总结归纳了动力定位起重船舶海上安装导管架等大型结构物的优势，并以深水动力定位铺管起重船"海洋石油201"安装导管架为例，提出了南中国海大型导管架采用动力定位安装的环境限制条件及动力定位能力分析方法，数值分析导管架下水扶正过程，给出了东方1-1 WHPF导管架动力定位安装的关键步骤及方案设计。该研究对恶劣海况下的大型导管架安装具有一定的借鉴意义。

海洋石油201；DP模式；导管架；大型钢桩；环境条件

世界浅海油气资源日益枯竭，深水已成为油气储量和产量的主要接替区。在“十二五”之前，我国海洋油气资源开发主要集中在渤海、黄海、南海西部等浅海区域，我国海洋工程实践经验仅局限在300 m水深之内，在300 m水深的工程设计、建造、安装、运行和维护等方面与国外同步；随着浅海石油天然气资源勘探开发日益枯竭，深水油气开发是世界油气开发的大势所趋，我国南海具有丰富的油气资源，属于世界四大海洋油气聚集中心之一，有“第二个波斯湾”之称。随着我国深海战略的大力实施，我国深海油气资源开发装备迎来了空前的发展良机。而作为深海油气资源开发装备队伍的重要成员，深水动力定位起重铺管船“海洋石油201”承担着管道铺设、装备调运与平台安装等油气资源开发过程中的关键任务，因此开展海洋石油201 DP模式导管架安装技术是深水区块所面临的重要课题之一。

根据导管架安装主作业船舶有无动力定位系统，可以分为常规锚泊式安装方法［1］（图1）和动力定位安装方法（图2）两种。目前只有东方1-1油田的WHPF导管架采用动力定位船舶“海洋石油201”进行海上安装，究其原因是“海洋石油201”自2012年投入使用以来，一直致力于海管铺设项目，为响应公司资源规划，拓宽其市场，2014年2月份首次进行了海洋石油201 DP模式大型结构吊装作业。另外，动力定位安装方法较常规锚泊式安装方法有费用低、工期短的优势。目前国际上采用动力定位船舶已经成熟应用，随着导管架安装技术的发展，由常规锚泊方式向动力定位船舶转变是一个必然的趋势。本文主要针对我国首艘深水动力定位起重船舶“海洋石油201”进行导管架海上安装，描述了海洋石油201动力定位模式海上深水大型导管架的关键技术及过程，给出了动力定位能力分析，并成功应用于东方1-1 WHPF导管架安装设计。

图1　锚泊式船舶（蓝鲸）安装现场

图2　动力定位船（海洋石油201）吊装东方1-1导管架

1　概述

东方1-1气田位于南海北部湾莺歌海海域，距海南省莺歌海镇约100 km，气田海域水深63.5 m，项目所含导管架规格为30.0 m×26.0 m×74.5 m，设计重量为2 683 t，四腿八裙桩，钢桩长度115.5 m，直径规格Φ 2 134 mm，入泥93 m。导管架设计采用注水扶正控制系统。项目主作业船舶为深水动力定位DP3铺管起重船“海洋石油201”，船体配置7个推进器，船舶主要参数如表1所示。

表1　海洋石油201船主要规格参数

动力定位（DP）是指受风、浪、流等环境力干扰，不借助于锚泊系统，由主作业船计算机系统自动控制推力器来维持船舶位置和艏向的技术。它先使用各种精密的传感器测出船舶运动情况与位置变化，以及外界风、浪、流等扰动力的大小和方向，通过计算机等自动控制系统对信息进行实时处理、数值分析，并自动控制若干个不同方向推进器的推力大小和力矩，使船舶或平台保持其目标位置和艏向。传统的锚泊式安装需要进行锚泊系统定位，如图1的蓝鲸抛8颗工作锚后进行结构吊装作业，且锚泊时需要动力足够的拖轮辅助抛锚，而如图2的海洋石油201利用其自身动力定位（DP III）的能力能够保持船舶定位和航迹控制，为导管架安装带来技术和经济的优势［2］。

（1）动力定位船舶具有自航能力，航行安全性高，且在海上安装操作过程中无需拖轮协助和锚泊系统的布置连接，且其费用不会随着水深的增加而增加。

（2）动力定位船舶进行导管架海上安装，可以抵抗更大的海上作业工况，精就位能力强，可使导管架吊装作业在较短的时间内完成，增加了施工作业的天气窗口，可更为有效地保障导管架安装工期的要求，尤其适合南海恶劣环境条件的作业。

2　导管架海上安装总体方案设计

动力定位船舶进行导管架安装分析的工作量较为复杂，需要根据动力定位（DP）系统能力进行环境条件评估、浮吊能力 （吊装重量、吊装跨距及吊高）、稳性评估及数值模拟分析［3］，需根据数值模拟分析计算所有工况的运动和受力，保证安装阶段的载荷在浮吊所能承受的范围内，并尽可能减少海上操作的风险，降低海上施工成本。动力定位船舶进行导管架安装设计主要工作如下：

（1）动力定位船舶和驳船初选：根据导管架的重量和公司资源整体规划进行浮吊和驳船资源的初选；

（2）环境条件评估［4］：根据所选浮吊的动力定位能力和导管架所在海域的环境条件，确认所在海域环境条件是否满足导管架海上安装操作要求，并参考DNV、API等规范界定可允许作业的海况条件；

（3）浮吊能力评估：根据导管架的结构尺寸及形式、吨位重量、重心对所选浮吊进行评估，确保浮吊资源满足所有过程的能力要求；

（4）数值分析和方案设计：对动力定位船舶进行导管架海上安装数值分析和方案设计。

3　定位能力分析

动力定位船舶各个推进器在导管架安装过程中需发挥自身的能力使其具有足够的定位能力和艏向控制能力，整个安装过程分为海上靠驳、锁具预挂、导管架起吊、下水、扶正就位、钢桩起桩、插桩、打桩、灌浆等主要阶段。并在导管架施工前期，动力定位船舶在东方气田海域附近进行了DP精确调试，以确保各推进器处于完整模式。在安装过程的各阶段，需依靠各推进器配合作业，以保证导管架、ROV、驳船及动力定位船舶自身的安全。综合考虑导管架安装过程中各推进器的作业及定位能力，可得到完整模式和实效模式动力定位在导管架安装中所能抵抗的环境条件［5］。

（1）完整模式。在进行环境条件评估时，一般参考国内外安装工程的经验和动力定位船舶的特点，首先设定作业过程中的波浪条件和流速条件，然后根据DP系统的能力确定在限定波浪和流速情况下，DP所能抵御的最大风速，而此时的风、浪、流即为DP系统作业过程的限制条件，并以此来定义DP系统的能力。根据南海及国际上其他海域动力定位安装导管架的工程实践，在限定的波浪和流速情况下进行以下三种情况来进行DP能力分析：①只有风存在时DP系统的能力；②只有流存在时DP系统的能力；③风、浪、流同时存在时DP系统的能力。

（2）实效模式。根据动力定位船舶推进器分布，其主要的实效模式有以下3种：①主推进器实效；②船艏推进器实效；③船中推进器实效。实效模式下DP系统能力分析的思路是保持和完整模式同样的波浪和流速条件，得到所能承受的最大风速。

4　东方1-1导管架安装分析及方案设计

与常规锚泊式作业船舶不同，动力定位船舶有其特别的优势，受作业区海底管道、海底电缆及其它障碍物影响较小，方案设计时需要考虑油田区已有导管架和已存在结构条件的限制。

4.1参考规范及环境条件

导管架海上安装参考如下规范［6］：

DNV Rules for marine operations，API Recommended Practice 2A-WSD（21st edition）

连续进行导管架海上安装作业必须满足以下安装作业环境条件，见表2。

表2　导管架下水和扶正作业环境条件

4.2浮吊钩头力的核算

钩头力按照下列公式计算：

钩头力=（结构重量×不确定系数+索具重量）×动力放大系数

一般来说，浮吊钩头力除考虑结构物重量外还应考虑下列因素：

不确定系数：按照Noble Denton规范要求，计算重量不确定系数不小于1.05，称重重量不确定系数不小于1.03。

吊装索具重量：包括吊装索具、卡环、吊装框架、撑杆、歇架、索具平台和吊点重量。

动态放大系数（DAF）见表3。

表3　动力放大系数

其中：

（1）单钩：静态钩头载荷=模块吊装重量×1.05（或1.03）+吊装索具重量；

（2）双钩：每钩静态钩头载荷=模块吊装重量×重量分配系数×重心偏离系数 （1.05）×钩头倾斜系数（1.03）+吊装索具重量；

（3）每个钩头的动态钩头载荷=静态钩头载荷×动态放大系数；

（4）吊重能力判别标准：每个钩头的动态钩头载荷＜设计跨距下吊重曲线上的吊重能力。

4.3导管架靠驳方案分析

通常主作业船就位方向是沿着海流的流向布置，即船向尽可能顺流或逆流就位。东方1-1 WHPF导管架海上安装船舶资源主要有：动力定位起重船HYSY201、导管架运输驳船“海洋石油221”、拖轮“汉力士1号”和拖轮“德翔”。由于导管架运输驳船为无动力船舶，需要由拖轮拖带、协助靠驳，主要靠驳方案是：导管架运输驳船“海洋石油221”由拖轮“汉力士1号”主拖，拖轮“德翔”于221尾部吊拖，且两条拖轮于设计位置抛锚稳住驳船，此时“海洋石油201”动力定位模式顶靠“海洋石油221”左舷，且驳船221处于“海洋石油201”下流向，两船之间的相对运动尽可能减小。与锚泊系统靠泊方式有所不同，通常来说，锚泊式靠驳一般由拖轮拖带导管架运输驳船靠主作业船，操作风险较低。如图3所示。

图3　导管架靠驳方案设计

起重船“海洋石油201”与驳船“海洋石油221”采用无碰球靠驳、吊机全回转模式16°工况吊装。海洋石油201动力定位模式顶靠东方1-1导管架运输驳船左舷，这是由于深水导管架较重，采用这种靠驳方法可最大限度地减小起吊跨距，增加浮吊的吊重能力。但存在浮吊和驳船不能同时顺向涌浪的问题。如涌浪较大就会使两船产生较大的相对运动，给起吊作业造成一定困难，施工时应注意选择好天气窗口［7］。另外，东方1-1 WHPF导管架重2 680 t，海洋石油201需FIXED TIE BACK模式进行吊装，但由于201 TIE BACK系统为刚性连接，拆装时间各需2 d，占作业主线时间较长，因此优化施工方案，采用无碰球靠驳、全回转模式吊机16°工况吊装，见图4。

图4　导管架靠驳、平吊（16°工况）、舷侧扶正

4.4导管架扶正优化分析

为了确定导管架扶正最佳初始状态，需要进行优化分析，对导管架初始吃水和纵倾角的许多种不同的工况组合进行了分析，横倾角、纵倾角始终处于不断变化状况，总共330个工况。以此确定最佳的扶正过程，并核实导管架是否满足扶正过程强度和稳性要求。每个工况都要考虑导管架扶正过程中的导管架纵倾角度、横倾角度、钩头高度、钩头载荷、总调载量、当前调载量、底部间隙和最大吊绳载荷等。并对吊装扶正过程中的主要工况进行了导管架结构强度校核［8］。

下水分析采用MOSES程序进行三维时域模拟，优化导管架下水前的初始状态，预报导管架的运动轨迹，并通过敏感性分析预知导管架重心不准确以及出现破舱等状况时可能发生问题和风险，为安装设计及应急预案提供基础。导管架平吊入水后，海洋石油201和导管架相对转动，使导管架旋转至201左舷侧，并利用管子吊可以移动的便捷优势，配合施工人员上下平台。

导管架压载舱分为TANK-A1/B1/A2/B2-L/M/T舱和8个裙桩套筒舱室，也即20个舱室，导管架每腿分为上、中、下3个压载舱。导管架漂浮时所有压载舱均关闭，待浮吊挂扶正索具缓慢升起至索具带力，并根据设计程序由注水厂家按顺序开启导管架顶部注水阀门，注水过程如表4所示，使导管架逐步扶正。扶正过程中钩头载荷按照扶正步骤缓慢变化，导管架尾部拖轮始终保持带力15～20 t，以保证导管架的安全。

表4　导管架扶正步骤

图5　导管架扶正过程分析

分析可知，导管架自由漂浮状态和扶正优化过程结构强度满足要求，导管架漂浮状态仰倾角为3.49°，横倾角很小，最大钩头载荷达到710.67 t。

5　钢桩安装方案设计及应用

东方项目钢桩长，桩径粗，重量大，钢桩的翻身、起吊是影响深水导管架施工的关键步骤和重要环节。尤其海洋石油201动力定位系统首次进行84”主桩的高精度安装是整个平台安装成功的前提，需克服主作业船身细、长的结构形式和两船相对运动的稳性特点，这也是动力定位船舶技术难点［8］。

图6　钢桩起桩过程

“海洋石油201”属于细长型船体，对船舶稳性要求较高，钢桩起桩方案起初考虑两种方案：船尾及船侧。经验比较后选择船侧起桩常规做法，并采取一系列计算保证船侧起桩稳定性、安全性及可操作性［9］。方案设计阶段对钢桩（115 m长、320 t）起桩进行了受力分析，给出钢桩起桩过程受力指导，并对驳船船尾护板处船体进行了加强，以免起桩过程因受力过大损坏船体。与锚泊式系统相比，动力定位有其快速、高效的便捷优势，起桩后可以围绕导管架四周快速插桩、打桩，可操作性强，施工效率高，节省了海上施工船天，降低了施工成本。

钢桩翻转角度为0°～60°时，钩头载荷保持160 t。

钢桩翻转角度＞60°，缓慢增加钩头载荷至320 t。

钢桩起桩过程数值分析见表5。

表5　钢桩扶正数值分析

图7　钢桩起桩数值分析曲线

图8　钢桩起桩现场应用

6　结语

导管架海上安装过程中，尤其中国南海海域环境条件恶劣，制定工艺方案应根据具体的结构形式、施工现场的情况、现有的装备资源及设备技术等条件有针对性地选择不同的工艺方法。

文章从动力定位船舶的优势出发，首先进行了导管架总体安装方案的阐述，其次进行动力定位能力分析，并以东方1-1 WHPF导管架安装为例，给出了海洋石油201南海海域动力定位安装导管架等大型结构物环境条件，导管架及钢桩扶正过程数值分析，得出如下结论和建议：

（1）动力定位船舶由于导管架海上安装过程中具有技术可行性、安全性、经济性等优势，使其非常适合300～3 000 m水深、锚系船舶作业困难的中国南海。

（2）综合动力定位船舶的能力分析，参考DNV及API规范，结合国际上常规动力定位安装作业气候窗，给出东方1-1 WHPF导管架海上安装的环境条件，使其在安装季节进行导管架下水就位的可操作率大于50%，满足常规的气候窗要求。

（3）东方1-1 WHPF导管架采用平吊入水、注水扶正方式就位，整个过程进行了数值分析和计算，其关键参数和数值模拟结果均满足设计要求。

（4）“海洋石油201”与导管架运输驳船“海洋石油221”采用无碰球靠驳方式，并在吊机16°工况进行东方1-1WHPF导管架吊装，直接提升了“海洋石油201”的吊重能力，避免动力定位船舶与导管架结构干涉情况，满足设计要求。

（5）东方1-1钢桩采用公司常用的扁嘴钩系统方法，并进行了数值分析和计算，整个翻桩过程关键参数均满足设计要求。

海洋石油201 DP工况进行东方1-1项目导管架的成功安装在海油工程公司乃至中国海油尚属首次，填补了一项海上施工工艺和施工技术空白，对提升导管架的安装能力以及节省起重船的作业时间具有重要的意义，标志着海洋石油201 DP工况结构吊装的趋步成熟［10］。未来公司将面对的是市场的国际化，必须尽快提高在未来海洋工程产业国际化竞争环境中持久的生存与发展能力，才能为今后的国际海洋石油开发工程积累实践经验。

［1］黄泽伟.新型深海系泊系统及数值分析技术［D］.天津：天津大学，2006.

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Study on the Installing Technique of DF1-1 Jacket Based on HYSY 201 DP System

YU Wen-tai，WEI Jia-guang，ZHU Shao-hua，LI Huai-liang，LIU Ji-lin，LI Kai
Offshore Oil Engineering Co.Ltd.，Tianjin 300452，China

This paper conducts research on the jacket installation on the sea based on dynamically positioned crane vessels，and summarizes the advantages of this scheme.The"HYSY201"is taken as an example in this paper，with dynamically positioned deepwater crane used for jacket installation.This paper proposes the installation windows and the method of dynamic positioned capability analysis based on the operation of dynamic positioned vessels in the South China Sea.The jacket upending steps are analyzed，and the key design steps are given for DF1-1 WHPF jacket installation.This study provides a certain reference for large-scale jacket installation based on the DP system under harsh environment conditions.

HYSY201；DP system；jacket；large pile；environment conditions

P751

A

1003-2029（2016）04-0108-06

10.3969/j.issn.1003-2029.2016.04.020

2015-11-05

于文太（1978-），男，高级工程师，主要从事海洋石油平台等设施安装设计及相关技术研究工作。E-mail：yuwt@mail.cooec.com.cn

魏佳广，E-mail：weijg@mail.cooec.com.cn