肖華民

導管架套水下井口基盤安裝技術應用

肖華民

（中石化海洋石油工程有限公司鉆井分公司，上海 201206）

東海某區(qū)塊油氣田開發(fā)方案里，安裝導管架需要對接水下井口基盤，增加了安裝導管架的難度。導管架與水下井口基盤在設計、安裝等方面符合規(guī)范的前提下，結合現(xiàn)場氣候，流速等情況，實施導管架套水下井口基盤作業(yè)，降低安裝風險，保證安裝成功。論文介紹了導管架套水下井口基盤安裝技術在東海某區(qū)塊的成功應用實例，分析和總結了其成功經驗，為今后類似的項目提供借鑒。

導管架；水下井口基盤；對接環(huán)； 碰撞；工作界面

為了縮短海上平臺建設周期，節(jié)約工程及鉆井成本，在海上油氣田開發(fā)過程中考慮保留有開采價值的勘探井，可以縮短開發(fā)工期，減少整體開發(fā)工程費用，增快投資的回報期[1]。東海某區(qū)塊油氣田開發(fā)方案要求對P11井（探井保留井口）進行回接，然后完井生產。對氣井回接難度大、風險高，因此必須對基盤與平臺回接進行認真研究。對接技術的發(fā)展主要緣于上世紀90年代北海油田的實踐經驗[2]。針對本項目的具體情況，提出了一種利于井口保護、便于導管架安裝的新型井口回接結構，詳細說明了導向結構的各組成部分及整個安裝過程的關鍵步驟[3]。為保證回接的成功，必須對該平臺導管架進行精確定位安裝，這就要求導管架下水之前，在原來的P11井井口利用鉆井船提前安裝一個水下基盤，并打入三個定位樁，供導管架安裝時精確定位，之后，海上利用浮吊船吊裝導管架下水，保證定位樁插入導管架的對接環(huán)（簡稱DOCKING），滿足規(guī)格書要求。由于鉆井作業(yè)和平臺設施的工程設計與建造同時進行，此方案大大縮短了投產前的開發(fā)周期， 在某些情況下， 還降低了整體開發(fā)工程成本。

1 總體方案設計

由于導管架在水中與基盤定位樁的對接過程是個動態(tài)運動過程，導管架上的對接環(huán)與基盤定位樁發(fā)生碰撞，通過模擬這一運動[4]確定對接碰撞力并得出海上適合安裝的海況，再根據(jù)計算的對接碰撞力，校核導管架強度和基盤強度，需要在導管架泥面以上位置設置對接DOCKING，以保證導管架和基盤精準就位。根據(jù)基盤尺寸和高低樁參數(shù)確定DOCKING的參數(shù)，并進行強度校核。水下DOCKING和水下井口基盤的總體布置位置如圖1。

圖1 DOCKING和水下井口基盤的總體布置圖

導管架設計水深79.6m，工作點標高（+）8.5m，工作點尺寸16m×12m，4腿8樁，腿雙斜1∶7.071，設置9個井槽，設計年限20年，吊裝重量2949t。

根據(jù)導管架在水中與基盤定位樁的對接過程的模擬運動分析和計算，得出對接碰撞環(huán)境施工數(shù)據(jù)如下： 波周期為8s，有效波高為2m，風速為10m/s，表層流為0.7m/s，中層為0.5m/s，底層為0.4m/s，提供給基盤設計方的對接碰撞力（高、低樁）：橫向水平力1600kN，垂向力800kN；對接環(huán)設計考慮環(huán)境因素，導管架整體計算考慮結構自重和對接碰撞力：橫向水平力3000kN，垂向力1500kN 。

2 下水下井口基盤

水下井口基盤采用3樁形式，高樁、低樁和輔樁（圖2），高樁、低樁和輔樁分別高于泥面9m、7m和5m，基盤距離泥面3.208m；高樁42"×1.5"，低樁36"×1.5"。

圖2 水下基盤和高低樁圖

高樁、低樁和輔樁具體設計參數(shù)如下：

高樁：42"樁管一根（壁厚 1.5"、φ52mm，長13m），泥面以下采用30"樁管二根（壁厚 1"、φ52mm、長11.6m）和帶鞋樁管一根（壁厚 1"、φ52mm、長11m）；42"樁管出露泥面9m，泥面以下樁管長38.2m。

低樁：36"樁管一根（壁厚1.5"、φ52mm、長12.84m）， 泥面以下采用 30"樁管一根（壁厚1"、φ52mm、長11.6m）和帶鞋樁管一根（壁厚1"、φ52mm、長11m）； 36"樁管出露泥面7m，泥面以下樁管長28.44m。

輔樁：30"樁管一根（壁厚 1"、φ52、長12.7m），泥面以下采用30" 樁管二根（壁厚 1"、φ52、長11.6m）和帶鞋樁管一根（壁厚 1"、φ52、長11m）；樁管出露泥面4m，泥面以下樁管長42.9m。這樣導管架下水后先套一高樁，然后根據(jù)海況和流向調整，再套低樁，以保證就位精度。

水下井口基盤在導管架安裝前已經在海上安裝完成，基盤的艏向（誤差小于±2.5度）和水平度（水平度在0.5%的誤差內）都滿足設計要求。

3 海上安裝

3.1 精度要求

導管架方位誤差小于±2.5度；導管架中心點位置與設計位置誤差不超過3m；導管架水平度在0.5%的誤差內；導管架標高與設計標高誤差不超過0.3m。

3.2 安裝資源

導管架對接水下井口基盤對海況要求格外嚴格，因此對主作業(yè)船的選擇尤其重要，經過綜合分析，采用4000t浮吊華天龍進行導管架下水套井口作業(yè)，船上配合兩套水下機器人（ROV），浮吊能力核實見表1。

表1 華天龍吊裝能力核實

3.3 安裝過程

安裝導管架之前，華天龍作為主作業(yè)船舶按設計拋錨就位，注意拋錨就位的方向是沿海流的流向布置，船盡可能的順流或逆流方向。按照常規(guī)導管架安裝流程，進行導管架下水、調向、注水和扶正。扶正后，導管架垂直向上提升10m，調整主作業(yè)船位，將導管架調整至水下井口基盤正上方，ROV下水，準備輔助導管架坐底就位。（備注：提升過程最大吊繩力283.5t，最大鉤頭力426.63t）

根據(jù)GPS定位系統(tǒng)，將導管架移動到水下井口基盤正上方，進行套井口作業(yè)，見圖3。

圖3 套井口作業(yè)

華天龍進行導管架吊裝下水作業(yè)，導管架扶正后，將導管架移到基盤上方。ROV置于導管架對接環(huán)處。導管架通過注水壓載，使導管架慢慢下降，直到導管架對接環(huán)慢慢靠近水下井口基盤高樁，指揮人員根據(jù)ROV的視頻圖像，指揮注水壓載人員和主作業(yè)船相關人員，使導管架對接環(huán)順利進入水下井口基盤的高樁。

導管架進行套高樁作業(yè)后，隨后將輔樁、低樁都套上，打開導管架全部注水閥和放空閥，100%注水，導管架坐底就位，導管架與基盤導向口間距只有700mm，進行水平度測量。

通過充分的前期研究，現(xiàn)場施工準備，導管架套井口基盤一次就位成功，各項指標滿足設計要求。

4 技術難度及措施

4.1 確定導向樁泥面以上高度

導向樁泥面以上高度很難確定，若高度太高，對接碰撞力在導向樁產生的彎矩太大，導向樁會破壞；若高度不夠，導向樁插入導管架導向結構后不能露出來，在水下ROV無法觀測。經過反復多輪計算和技術評審，確定高樁高于泥面9m，低樁7m，并適當減小導管架導向結構的高度。

4.2 工作界面復雜

鉆完井負責水下井口基盤設計，建造和安裝；工程項目組負責導管架上導向裝置設計、建造和安裝；兩邊基本同步進行設計和建造，項目組多次舉行多方技術交流會，進行技術澄清，做到數(shù)據(jù)準確無誤；在正式導管架套水下井口基盤之前，將導管架安裝各施工方存在的各種界面向各施工方做詳細的技術交底，在施工中，要求各施工方統(tǒng)一聽從現(xiàn)場總指揮，確?，F(xiàn)場施工安全順利。

4.3 海底流大渾濁，ROV監(jiān)控難度大

施工過程中需增加對現(xiàn)場風、浪、流的測量，導管架套水下井口基盤過程中增加對導管架垂直度的監(jiān)控，選擇裝備能力較強的ROV施工，選用相關經驗豐富的ROV操作者[5]。導管架對接時，在水下ROV需要進入到導管架里面觀測，ROV與結構發(fā)生碰撞或臍帶纜纏繞的風險比較大。提前在導管架導向喇叭口和底部基盤上涂上白漆，導向樁上增加刻度標識；施工前做好JSA風險分析和技術交底；ROV操作手提前熟悉觀察路徑。

4.4 根據(jù)現(xiàn)場海況，選擇合適的作業(yè)窗口

導管架套水下井口基盤對現(xiàn)場海況要求很高，暗涌對船舶影響大，且不易觀察，把握時間窗口難度大。收集作業(yè)區(qū)域的潮汐表，確認現(xiàn)場的高潮、平潮和低潮時間段；收集現(xiàn)場海域的天氣預報，掌握現(xiàn)場海域的風速及風向；在現(xiàn)場安裝測量海流流速裝置，根據(jù)現(xiàn)場海域水深情況，按照表層、中層和底層三段進行流速測量，每2小時進行測量并統(tǒng)計，并多次進行流向的測量，根據(jù)測量的數(shù)據(jù)進行數(shù)據(jù)對比，來判斷套基盤作業(yè)時段的海水流速流向；通過上述工作的結論，給現(xiàn)場指揮操作決策層選擇作業(yè)窗口提供依據(jù)。

5 結論

導管架套水下井口基盤作業(yè)安全風險大，前期各方應該做好充分技術準備和技術交底，加強對海況的信息收集、研究和分析，選擇最佳作業(yè)窗口。同時選擇經驗豐富的海上施工船隊，也是保證項目成功的根本保證。為了項目的安全實施，每一個施工過程都必須進行監(jiān)控，導管架套水下井口基盤作業(yè)時應進行全程監(jiān)控。本文施工技術可供其它項目借鑒。

[1]侯金林. 平湖油氣田鉆井基盤和井口回接輔助裝置[J]. 中國海上油氣（工程）， 2000， 12（2）： 15-17， 21.

[2]楊曉剛， 趙鳴鳴. WZ12-1導管架設計中新技術新方法的應用[J]. 中國海洋平臺， 2000， 15（6）： 21-26.

[3]郭洪升. 導管架平臺井口回接結構新技術研究[J]. 石油礦場機械， 2012， 41（8）： 20-25.

[4]楊曉剛. 導管架與基盤導向樁的對接數(shù)值模擬分析技術[J]. 中國海上油氣（工程）， 2001， 13（2）： 17-22， 5.

[5]韓士強， 魏佳廣， 劉吉林， 等. 文昌19-1N油田導管架安裝技術 [J]. 海洋工程， 2014， 32（5）： 85-92.

Application of Jacket-installing Technology on the Undersea Wellhead Template

XIAO Huamin
（Drilling Division of SINOPEC Offshore Oil fi eld Engineering Company, Shanghai 201206, China）

The jacket is required to dock to the subsea wellhead template in the development program of an oil-gas fi eld in the X block of East China Sea, which increases the diff i culty of jacket installing. On the premise of that the design and installation of jacket and subsea wellhead template conform to the relevant specif i cation, together with the consideration of the climate and the fl ow velocity of seawater in site, the operation was performed, thus it reduced the risk of installation and ensured the success of installation.This paper introduces a successful example of the operation in X block of East China Sea, analyzes and summarizes the experience,and provides a reference to the similar program in the future.

Jacket; subsea wellhead template; docking ring; crash; working interface

TE54

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.03.071

1008-2336（2017）03-0071-04

2017-03-06；改回日期：2017-04-01

肖華民，男，1969年生，工程師，主要從事海洋石油機械和海洋工程技術工作。E-mail：xiaohm.shhy@sinopec.com。