深水开发的新型立管系统󰀁󰀁󰀁钢悬链线立管(SCR)󰀁

黄维平,李华军(中国海洋大学海岸与海洋工程研究所,山东青岛266071)摘󰀁要:󰀁1种全新的深水立管系统󰀁󰀁󰀁钢悬链线立管(SteelCatenaryRiser,SCR)在墨西哥湾(GolfofMexico)、坎普斯湾(CamposBasin)、北海(NorthSea)和西非(WestAfrica)得到了成功应用。它的适用水深为300~3000m,且适用现有任何浮式结构,从浅水的固定式平台到极深水的浮式生产储运系统(FPSO)。因此,它取代了传统的柔性立管和顶张力立管,成为深水油气开发的首选立管,被认为是深水立管系统的成本有效的解决方案。关键词:󰀁钢悬链线立管;深水立管;海底管线;深水开发中图法分类号:󰀁TE851󰀁󰀁󰀁󰀁󰀁文献标识码:󰀁A󰀁󰀁󰀁󰀁󰀁文章编号:󰀁1672-5174(2006)05-775-07󰀁󰀁近年来,深水开发中的油气勘探和开发活动大大增加,与前几年相比水深增加了1倍。海洋工业正在更深的海域中建造生产系统,更多地采用新技术并较大程度地发展现有技术。这是世界上海洋石油天然气工业发展的总趋势,如墨西哥湾、坎普斯湾、北海和西非。随着水深的不断增加,深水开发的技术装备也不断面临新的挑战,海洋平台和立管系统在这一次次的挑战中得到了发展,从张力腿平台、单柱平台(Spar)、半潜式平台发展到今天的浮式生产系统和浮式生产储运系统(FPSO)(见图1)。由于这些平台在海洋环境(风、浪、流)的作用下具有不同的运动特征,因此,对连接海底管线和平台的立管系统也提出了不同的要求。如浮式结构的二阶慢漂运动在极端海况时,其最大漂移量可达水深的6%~10%(张力腿平台和单柱平台),20%~30%(浮式生产系统或浮式生产储运系统)。顶张力立管已经没有能力顺应这样大的浮体漂移。而且,随着水深的增加,顶张力的补偿也变得越来越困难,更难以容纳浮体的升沉运动。柔性立管虽然可以顺应浮体的漂移和升沉运动,但大直径柔性立管许多技术问题目前还无法解决,且柔性立管的成本高,不适用于高温高压条件[1]。这迫使人们不得不寻求1种深水立管的成本有效的解决方案。

图1󰀁不同水深的平台结构Fig.1󰀁Platformsfordifferentwaterdepth󰀁󰀁钢悬链线立管被认为是深水立管的成本有效的解决方案,它出现于20世纪90年代中期,经过十几年的发展,现在已经被成功应用于张力腿平台、单柱平台、半潜式平台、浮式生产系统和浮式生产储运系统,水深󰀁基金项目:教育部博士点基金项目(20050423002)资助收稿日期:2006-04-06;修订日期:2006-06-02作者简介:黄维平(1954-),男,教授。E-mail:wphuang@ouc.edu.cn󰀁第36卷󰀁第5期󰀁2006年9月󰀁中国海洋大学学报PERIODICALOFOCEANUNIVERSITYOFCHINA36(5):775~780Sept.,2006已经超过3000m,成为深水开发的首选立管,图2是钢悬链线立管与浮式生产储运系统。由钢悬链线立管和立管塔组成的混合立管系统(HybridRiserTower,HRT)(见图3)是钢悬链线立管向极深水的延伸。本文主要介绍钢悬链线立管的研究发展现状及我国的应用前景。1󰀁SCR的结构特点1994年壳牌公司(Shell)在墨西哥湾872m水深的张力腿平台Auger上安装了世界上第1条钢悬链线立管,引起了工程界和学术界的极大关注。它以独特的优势赢得了深水开发的青睐。钢悬链线立管集海底管线与立管于一身,一端连接井口,另一端连接浮式结构(见图2),无须海底应力接头或柔性接头的连接,大大降低了水下施工量和难度。它与平台的连接是通过柔性接头(FlexibleJoint)自由悬挂在平台外侧,无需液压气动张紧装置和跨接软管,节省了大量的平台空间(见图4)。因此,与柔性立管和顶张力立管相比,钢悬链线立管的成本低,无需顶张力补偿,对浮体漂移和升沉运动的容度大[2],适用于高温高压介质环境󰀁。这些特点使得钢悬链线立管取代了柔性立管和顶张力立管而成为深水油气资源开发的首选立管系统。与顶张力立管相比,30~50cm的张力腿平台外输钢悬链线立管可降低成本1.5󰀁106英镑;15~20cm的导管架平台集输系统可降低成本1.0󰀁106英镑;15~25cm用于浮式平台系统可降低成本50%。与柔性立管相比,仅管材成本一项就可降低成本90%󰀁。自墨西哥湾的第1条钢悬链线立管问世以来,已经有数10条钢悬链线立管在墨西哥湾、巴西坎普斯湾、北海、挪威海、印度海和西非投入使用,开创了深水立管系统的新纪元[3-9]。为了适应不同水深的需要,钢悬链线立管的概念被不断地发展和延伸。已经出现了4种基本形式的钢悬链线立管󰀁󰀁󰀁简单悬链线立管(SimpleCatenaryRiser)、浮力波或缓波悬链线立管(BuoyantWave/LazyWaveRiser)、陡波悬链线立管(SteepWaveRiser)和L型立管(BottomWeightedRis-er/LRiser)(见图5)。其中的缓波和陡波立管是为了减小立管的顶部张力而设计的,其隆起部分是由浮力来实现的,因此,它们的适用水深比简单悬链线立管更深󰀁。钢悬链线立管的独特结构形式也为其设计、制造、安装和安全服役提出了新的课题和挑战。其中控制钢悬链线立管设计和安全服役的因素为顶部和触地点(TouchDownPoint,TDP)疲劳寿命以及流线段(Flowline)与海底的相互作用。触地点是钢悬链线立管的特征点󰀁󰀁󰀁特别是简单悬链线立管,它是悬垂段(SagBend)与流线段的连接点(见图5)。当浮体在风、浪和流的作用下发生运动时,悬垂段和流线段会同时随浮体运动,从而引起触地点沿轴线变化,同时引起流线段与海底发生相互作用。触地点的疲劳损伤主要是由浮体运动和涡激振动引起的[10-11],海底刚度对触地点的疲劳损伤有较大影响,海底刚度越大,立管与海底相互作用引起的疲劳损伤越严重。而顶部疲劳损伤则主要是由波浪引起的[12]。

图2󰀁SCR与FPSOFig.2󰀁SCRwithFPSO

图3󰀁混合立管系统Fig.3󰀁HybridRiserTower

图4󰀁与平台的连接方式Fig.4󰀁ConnectedwithPlatform776

󰀁󰀁󰀁ChoosingthemostAppropriateRigidCantenaryRiserDesignforVar-iousDeepwaterandHarshEnvironments.NigelAldertonandRickyThethi,1998.AdvancesinSteelCatenaryRiserDesign.2HOffshoreEngineeringLtd,1995.AlternativeConstructionforHighPressureHighTemperatureSteelCatenaryRisers.RickyThethiandDavidWalters2HOffshoreInc.中󰀁国󰀁海󰀁洋󰀁大󰀁学󰀁学󰀁报2006年

图5󰀁钢悬链线立管的基本形式Fig.5󰀁ConfigurationsofSCR2󰀁SCR的设计施工钢悬链线立管的设计主要包括:(1)确定尺寸;(2)静态设计;(3)动态设计;(4)涡激振动(VIV)分析;(5)疲劳分析;(6)柔性接点分析;(7)安装分析7个步骤。控制钢悬链线立管寿命的主要参数是顶部的疲劳寿命、极限强度和触地点疲劳寿命。SCR的顶部张力是最大的,除平衡悬垂段及介质重力外,为了改善立管的静态和动态行为,还需施加一定的预张力以调整悬链线形状和刚度。尽管TDP的张力最小,但引起TDP疲劳损伤的因素较多,浮体二阶慢漂运动和涡激振动都会导致TDP的疲劳损伤[11]。而顶部的疲劳损伤则主要是由一阶波浪荷载引起的[12]。因此,钢悬链线立管的设计包括极限应力状态设计和疲劳极限状态设计。设计规范仍参照现行的海底管线和立管设计规范󰀁󰀁󰀁APIRP2RD,API5C3,APIRP2A,APIRP-1111,ISO13628-7,DNV-OSF201,ASMEB31.4andB31.8和DNV-96等[6,13-14]。这些规范主要分为2类,极限状态法和工作应力法。目前已经开发出商业化的设计分析程序,包括综合的设计分析软件包󰀁󰀁󰀁ABAQUS,RIFLEX,DEEPLINES,FLEXCOM3D,FREECOM3D和ARIANE;专业的功能分析软件󰀁󰀁󰀁波致疲劳分析软件ORCAFLEX,涡激振动分析软件SHEAR7,VIVA,施工安装分析软件OFFPIPE等[15-18]。钢悬链线立管的施工安装技术也趋于成熟,主要包括卧式铺设(S-Lay)、立式铺设(J-Lay)和绞盘铺设(ReelLay),如图6~8所示。绞盘铺设方法的管线焊接是在陆地上完成的,由于管线缠绕在绞盘上而引起的残余变形,铺设时需增加矫直工艺。这些方法都已成功地完成了2000m以上水深的钢悬链线立管铺设。目前已经投入使用的钢悬链线立管有:墨西哥湾的张力腿平台Auger,Mars,Ram-Powell,Moses,Mor-peth和Allegheny;坎普斯湾的半潜式平台P-18和P-51;北海的重力式平台StatfjordC和挪威海的半潜式平台AsgardB。在西非和印度也有张力腿平台和半潜式平台应用钢悬链线立管。随着钢悬链线立管设计制造和施工安装技术的不断完善,钢悬链线立管在深水油气资源开发中将占据越来越重要的地位。

图6󰀁S-Lay示意图Fig.6󰀁S-Layshowing

图7󰀁J-Lay施工照片Fig.7󰀁PhotoofJ-Lay

图8󰀁ReelLay施工照片Fig.8󰀁PhotoofRee-lLay3󰀁SCR的关键技术国外在钢悬链线立管的设计理论、分析计算方法和施工安装技术等方法已经积累了十几年的研究成果和经验,研究工作主要集中在以下几个方面。3.1浮体运动的影响󰀁󰀁钢悬链线立管主要用于浮式结构与海底井口的连接,而浮式结构在风浪流的作用下,往往会产生较大的运动响应。这些响应主要包括一阶高频(波浪频率)响应和二阶低频(波浪的差频)响7775期黄维平,等:深水开发的新型立管系统󰀁󰀁󰀁钢悬链线立管(SCR)应,它们构成了浮体水平运动(Surge,Sway)的主要部分,以及升沉运动。浮体的一阶运动是关于平衡位置的振荡,其幅度小频率高,引起立管顶部低应力疲劳循环,构成立管顶部高周疲劳损伤的主体[12]。浮体的二阶慢漂(slowdrift)运动由2部分组成,一部分是风和流引起的大幅度的漂移,另一部分是波浪引起的小幅度振荡。前者引起触地点的改变,后者将引起触地点的高应力疲劳循环,尽管触地点的应力较小,但应力的累积也将造成低周疲劳损伤[19]。浮体的升沉运动也引起触地点的疲劳损伤。现有的浮式结构中,半潜式平台和浮式生产储运系统的一阶响应较大,单柱平台的一阶响应较小[13]。张力腿平台和单柱平台的升沉运动较小,而水平漂移量较大。在极端海况时,可达水深的6%~10%[10,20]。具有悬链线系泊系统的浮式结构,最大漂移量可达水深的20%~25%[21]。3.2与海底相互作用󰀁󰀁钢悬链线立管随浮体运动时,其流线段将与海底发生相互作用。它是影响触地点疲劳循环的最重要参数。在管线的反复作用下,海底将形成沟槽,沟槽的宽度一般为2~3倍的管径,沟槽深度一般为0.5~1倍的管径(见图9)[22]。海底沟槽的形成对钢悬链线立管的出平面运动有较大影响,当暴风和流迫使浮体发生大幅度漂移时,流线段的拔出和出平面运动将受到沟槽的阻力作用,引起立管局部应力增大,当悬链线处于绷紧状态、立管张力较大时,沟槽的影响尤为严重。

图9󰀁CARISMAJIP大比例模型试验结果Fig.9󰀁CARISMAJIPlargescalemodeltest在沟槽形成的过程中,管线的运动将受到土的阻力作用。阻力的大小取决于海底的刚度,而海底刚度对钢悬链线立管触地点的疲劳寿命有较大的影响。海底刚度越大,对触地点的疲劳损伤影响越严重。深水油气田大多具有软质粘土海底(例如墨西哥湾的海底泥线处强度为2.6kPa,随深度呈线性增长,增长幅度为1.5kPa/m),其压缩刚度小,当变形达到20%管径时,刚度完全丧失,呈理想塑性的性质[12]。不过软质粘土海底的吸力较大,吸力对疲劳损伤的影响虽小,但对极限应力的影响较大[23]。而且海底吸力是个最不确定的因素,它与管线拔出的速度、反复作用的次数以及海底重塑的时间有关[11]。图10是钢悬链线立管与海底相互作用模型联合工业计划(CatenaryRiser/SoilInteractionModelforGlobalRiserAnalysis,CARIS-MA)实验所得的海底吸力模型,可以看出,管线的拔出速度对吸力的影响非常明显。

图10󰀁CARISMAJIP的土吸力模型Fig.10󰀁CARISMAJIPModelofupliftresistance3.3疲劳损伤与寿命预测󰀁󰀁疲劳寿命是钢悬链线立管设计的控制参数,其影响因素之多,使得疲劳寿命预测问题成为钢悬链线立管设计的难点。已经研究认定的影响因素有:波浪力、流、浮体的一阶响应、二阶响应和升沉运动。这些影响因素引起钢悬链线立管不同位置的疲劳损伤,因此,钢悬链线立管的疲劳损伤分为两大类󰀁󰀁󰀁浪致振动疲劳和涡激振动疲劳。浪致振动主要造成立管顶部疲劳损伤,损伤的性质是低应力循环的高周疲劳损伤。其影响因素包括:一阶波浪力、浮体的一阶和二阶运动以及柔性接头的刚度等。图11和图12分别示出了浮体一阶和二阶运动引起的疲劳损伤,可以看出,二阶运动造成的顶部疲劳损伤远远大于一阶运动。通过减小柔性接头的刚度,可以降低顶部的疲劳损伤[1]。

图11󰀁浮体一阶运动引起的疲劳损伤Fig.11󰀁Fatiguedamagecausedbyfirstordermotionofvessel778中󰀁国󰀁海󰀁洋󰀁大󰀁学󰀁学󰀁报2006年