左亞東 李福建

（中國船舶及海洋工程設(shè)計研究院 上海200011）

引 言

隨著近岸淺水水域油氣產(chǎn)量的降低，眾多石油公司已將注意力轉(zhuǎn)移到遠(yuǎn)離海岸的深水區(qū)域。國際能源機(jī)構(gòu)統(tǒng)計數(shù)字表明，海洋油氣總儲量的約44%蘊藏在大于2000 m的深水區(qū)［1］。傳統(tǒng)的固定式平臺已經(jīng)不能適應(yīng)這種深海海洋工程的需求，取而代之的是浮式結(jié)構(gòu)物，包括以油輪為基礎(chǔ)的FPSO、半潛式平臺、張力腿平臺和 SPAR 平臺等。

深水立管是連接海底油氣田和海上浮體之間的關(guān)鍵結(jié)構(gòu)，是深水油氣田開發(fā)最為關(guān)鍵的技術(shù)之一，也是深水油氣開發(fā)的重要基礎(chǔ)設(shè)施之一。

立管是一套具有許多附加部件的復(fù)雜管系。立管表面一般裝有保溫層、浮力塊、減振裝置、傳感器等附屬物。對于浮式深海平臺系統(tǒng)，一方面立管的長度很長，可以從幾百米到幾千米；另一方面，除海底井口和平臺底部外，立管的其他地方?jīng)]有固定支撐。因此對立管的強(qiáng)度和疲勞要求很高。

立管按具體結(jié)構(gòu)形式可以分為以下5種：

（1）頂部張緊式立管（Top Tension Riser）;

（2）鋼懸鏈立管 （Steel Catenary Riser）;

（3）柔性立管 （Flexible Riser）;

（4）塔式混合立管 （Hybrid Tower Riser）。

本文研究半潛式生產(chǎn)平臺開發(fā)工程模式、立管系統(tǒng)選型研究、立管系統(tǒng)的基本配置，掌握半潛式生產(chǎn)平臺立管系統(tǒng)配置的關(guān)鍵技術(shù)，為后續(xù)立管系統(tǒng)對平臺水動力性能的影響、立管系統(tǒng)強(qiáng)度及疲勞分析等研究打下基礎(chǔ)。

1 半潛式生產(chǎn)平臺開發(fā)工程模式

由于深水油氣田工程開發(fā)模式的多樣性，平臺的立管系統(tǒng)配置方案有多種選擇，確定一種適合半潛式生產(chǎn)平臺的典型工程開發(fā)模式是立管系統(tǒng)配置研究的基礎(chǔ)。

1.1 半潛式生產(chǎn)平臺特點

半潛式生產(chǎn)平臺（SIMI-FPS）由上部組塊、浮體、系泊系統(tǒng)、立管和樁基礎(chǔ)組成。浮體的作用是保持足夠的浮力以支撐上部組塊、系泊系統(tǒng)和立管的質(zhì)量。系泊系統(tǒng)是把浮式平臺錨泊在海底的樁基礎(chǔ)或錨上，使平臺在環(huán)境力作用下的運動處于允許的范圍內(nèi)。半潛式平臺長期以來被用在鉆井和采油作業(yè)中，是一種比較成熟的裝備。半潛平臺上部甲板提供鉆修井、生產(chǎn)和生活等多種功能，平臺工作時為半潛狀態(tài)；浮體沉沒于水面以下部分，提供主要浮力，而且受波浪的擾動力較小。由于它具有較小的水線面面積，整個平臺在波浪中的運動響應(yīng)較小，因而具有較好的運動性能。

半潛式平臺具有以下優(yōu)點：

（1）輻射狀系泊，不需要特殊轉(zhuǎn)塔系泊系統(tǒng)；

（2）相對FPSO而言，運動較小、比較穩(wěn)定；

（3）初始投資?。?/p>

（4）易于連接鋼質(zhì)懸鏈?zhǔn)搅⒐芎腿嵝粤⒐?。半潛式生產(chǎn)平臺的主要缺點在于：

（1）需采用水下濕式井口（Subsea Trees），不易于井口操作和維修；

（2）當(dāng)需要對油井直接操作時，費用高；

（3）大部分沒有儲油能力，需用管線外輸；

（4） 垂蕩運動性能較TLP和Spar平臺的差。

1.2 典型工程開發(fā)模式

1.2.1 SEMI-FPS+水下井口+FSO聯(lián)合開發(fā)或外輸管線至岸上

如圖1所示，該模式具有以下特點：

（1）采用濕式采油樹；

（2）采用柔性立管，也可采用SCR；

（3）可支持較多的水下井口回接，立管數(shù)多，要求平臺的可變載荷足夠大；

（4）鉆/修井需通過鉆井船來完成；

（5）原油通過管線外輸；原油可直接外輸至岸上處理終端，若平臺離岸較遠(yuǎn)，則原油先外輸至FSO中轉(zhuǎn)；

（6）建設(shè)周期居中。

圖1 S E M I-F P S+水下井口開發(fā)工程模式

該模式下，每口水下井口不經(jīng)水下管匯匯集，通過數(shù)根立管直接回接至平臺上。在井口布置方面，對井口位置要求不嚴(yán)格，新投產(chǎn)井口回接靈活性好。在設(shè)備方面，僅需要水下井口，不需要配置成本高昂且安裝復(fù)雜的水下管匯。在可靠性方面，各井口是完全相互獨立的，因此井口之間不會相互影響。在擴(kuò)展性方面，每投產(chǎn)一口井，都需要將立管回接安裝至平臺上，可擴(kuò)展的井口數(shù)量受平臺可變載荷和平臺上立管接口布置空間等因素制約。

由于該模式下，回接至平臺的立管數(shù)量較多，一般適用于可變載荷較大的大型半潛式生產(chǎn)平臺。

1.2.2 S E MI-F P S+水下管匯+水下井口+F S O聯(lián)合開發(fā)或外輸管線至岸上

如圖2所示，該模式具有以下特點：

（1）采用濕式采油樹；

（2）采用柔性立管，也可采用SCR；

（3）水下匯集程度高，回接至平臺的立管數(shù)少，適用于可變載荷偏小的中小型平臺；

（4）鉆/修井需通過鉆井船來完成；水下井口和管匯相對集中，維修較為方便；

（5）原油通過管線外輸；原油可直接外輸至岸上處理終端，若平臺離岸較遠(yuǎn)，則原油先外輸至FSO中轉(zhuǎn)；

（6）可擴(kuò)展性好，增加新井靈活且方便；

（7）建設(shè)周期居中，水下設(shè)施安裝較復(fù)雜；

（8）計量、清管、初級油水分離、過濾和增壓等工作可從平臺移至水下管匯上進(jìn)行，從而減少平臺負(fù)載，但同時也對維護(hù)帶來不便；

（9）該模式下，水下設(shè)施較多，設(shè)備成本高昂，且后期安裝和維護(hù)成本也較高。

圖2 S E M I-F P S+水下管匯+水下井口開發(fā)模式

水下管匯是一種大型的、由管道和閥門組成的水下集輸、分配系統(tǒng)，它用來將不同井口產(chǎn)出的油氣匯集，經(jīng)一根或多根管線分配到生產(chǎn)平臺上并對不同井口進(jìn)行注水、注氣、注入化學(xué)藥劑分配。水下管匯的主要形式有叢式管匯（Cluster Manifold）和基盤式（Template Manifold）管匯兩種。本文的半潛式生產(chǎn)平臺只考慮選用叢式管匯。

叢式井口布置方式指依托中心管匯，連接所有井口，再通過海底管道回接至依托平臺的開發(fā)方式， 井口與中心管匯一般以跨接管連接，參見圖3。

圖3 叢式管匯

因為中心管匯的存在，叢式井口布置一般要求井位布置在一起，以便于回接，但是對井距的要求并不嚴(yán)格，通常要求在跨接管的回接范圍內(nèi)（10～30m），但也有個別回接到幾公里以外的。該布置方式對井口投產(chǎn)的順序也沒有限制，在中心管匯和海底管道完成后，可以依次將各井口回接到中心管匯，回接一口、投產(chǎn)一口，在所有的井口布置中靈活性僅次于衛(wèi)星井。若在中心管匯設(shè)計時預(yù)留幾個回接端口，就可以根據(jù)已投產(chǎn)井口的生產(chǎn)情況和所獲收益靈活掌握是否需要新增井口以及增加數(shù)量，從而以較低的代價實現(xiàn)快速投產(chǎn)，滾動開發(fā)的目標(biāo)。

在設(shè)備方面，叢式布置增加了中心管匯，可以將計量、清管等工作集中在中心管匯上進(jìn)行，在個別項目中甚至增加了分離，過濾和增壓等工藝處理設(shè)施，增強(qiáng)了水下處理的能力，而且水下設(shè)施的集中也為維護(hù)和檢修提供方便。但是，數(shù)目眾多的跨接管則為系統(tǒng)安裝帶來不少麻煩。

在可靠性方面，由于各井口相互獨立，因此井口之間不會相互影響，而中心管匯是系統(tǒng)最大的弱點。實際上，水下管匯的故障率遠(yuǎn)低于水下井口，若采用雙海管保證管道系統(tǒng)的可靠性，則叢式井口布置的可靠性也很高。

在可擴(kuò)展性方面，叢式布置是所有系統(tǒng)中可擴(kuò)展性最好的，新建井口只要用跨接管回接到中心管匯就可以投產(chǎn)，擴(kuò)展所需的時間和費用都很低。該擴(kuò)展的先決條件是中心管匯預(yù)留回接端口，海底管道和控制系統(tǒng)有冗余的能力。

該模式下，回接至平臺的立管數(shù)量較少，一般適用于可變載荷偏小的中小型半潛式生產(chǎn)平臺。

2 半潛式生產(chǎn)平臺立管系統(tǒng)選型

深水立管是連接海底油氣田和海上生產(chǎn)設(shè)施之間的關(guān)鍵結(jié)構(gòu)。目前在世界各地的深水油氣開發(fā)中，已經(jīng)廣泛采用并經(jīng)過油田現(xiàn)場驗證的深水立管主要包括鋼懸鏈立管、頂部張緊式立管、柔性立管及自由站立式立管。

為合理選型，本文首先對頂部張緊式立管、鋼懸鏈立管、自由站立式立管和柔性立管進(jìn)行研究（包括立管適用平臺與環(huán)境、布局形式、主要結(jié)構(gòu)和優(yōu)缺點），然后針對目標(biāo)平臺與海域確定使用何種形式的立管。

2.1 T T R頂部張緊式立管

頂部張緊立管：通過頂部施加張力，保持各部分豎直和張緊的立管形式。由于其幾何特點能夠避免屈曲；避免大的彎曲應(yīng)力；還可以降低鉆井、完井成本；適合復(fù)雜完井要求的工作。

TTR立管常用于SPAR和TLP平臺，SPAR和TLP常使用干式采油樹。頂部張緊立管可用于鉆井、完井、修井及生產(chǎn)。

圖4所示是典型的TLP平臺TTR立管結(jié)構(gòu)，其結(jié)構(gòu)主要取決于自身的功能［3］。一般TTR結(jié)構(gòu)包括以下部分：

（1）主體部分由剛性圓管接合而成，一般選取鋼、鈦、鋁或者復(fù)合材料，其中鋼材是大多數(shù)立管的首選材料；

（2）接頭部分由連接器連接，例如螺紋機(jī)械連接、法蘭連接、焊接；

（3）立管張力系統(tǒng)有傳統(tǒng)的液壓系統(tǒng)、氣罐、RAM張力器、張力甲板等。

圖4 T L P 頂張緊式立管結(jié)構(gòu)

TTR作為深海油氣田開發(fā)的立管類型之一，其主要優(yōu)點是：

（1）可以使用水上采油樹與BOP系統(tǒng)；

（2）疲勞性能好；

（3）頂部張緊式立管可以實現(xiàn)生產(chǎn)、鉆井一體化；

（4）檢修方便。水上采油樹對于鉆井、完井、修井等過程更具靈活性。

TTR主要缺點是：

（1）對平臺運動要求較高；

（2）造價比較昂貴；

（3）需要很多配套的連接裝置；

（4）需要很多監(jiān)測系統(tǒng)；

（5）在超深水的應(yīng)用中存在諸多技術(shù)挑戰(zhàn)。

2.2 S C R鋼懸鏈線立管

鋼懸鏈線立管（SCR）這一概念始于20世紀(jì)90年代，經(jīng)過十幾年的發(fā)展，現(xiàn)已被成功應(yīng)用于張力腿、SPAR、半潛、浮式生產(chǎn)系統(tǒng)和浮式生產(chǎn)儲運系統(tǒng)，水深已超過3000 m［2］，成為深水開發(fā)的首選立管形式。鋼懸鏈線立管由很多段標(biāo)準(zhǔn)長度的鋼管焊接形成，它集海底管線與立管于一身。上端通過柔性接頭自由懸掛在外側(cè)，立管在重力作用下自由垂放在海底呈懸鏈線狀，下端與海底生產(chǎn)系統(tǒng)相連，無需海底應(yīng)力接頭或柔性接頭的連接，大大降低了水下施工難度和施工量。與柔性立管、頂部張力立管相比，鋼懸鏈線立管的優(yōu)點是結(jié)構(gòu)形式簡單、成本低，無需頂張力補償，對浮體的漂移運動和升沉運動的適應(yīng)能力強(qiáng)，適用于高溫高壓的介質(zhì)環(huán)境。其主要缺點是觸地點易疲勞破壞，需要采用水下濕式采油樹，安裝和維護(hù)較干樹復(fù)雜。

SCR（見下頁圖5）是深水濕采油生產(chǎn)系統(tǒng)首選的立管形式，分為注水/氣管和出油/氣管。SCR立管具有升降運動自我補償功能。例如在不同的舉力下，可以通過升起或是觸到海底來控制升沉方向的運動。SCR設(shè)計的難點是觸地點處的疲勞壽命［4］。SCR立管的懸鏈線線形由自身的重力和分離角來決定。

圖5 鋼懸鏈線立管結(jié)構(gòu)

2.3 F S H R自由站立式立管

自由站立式立管（FSHR）是一種以鋼性立管作為主體部分，通過頂部浮力筒的張力作用，垂直站立在海底，以跨接軟管作為外輸裝置與海上浮體相連接的立管結(jié)構(gòu)形式，這一形式能夠大大減弱惡劣的海面條件對立管系統(tǒng)的影響。由于具有良好的運動性能，自由站立式立管可應(yīng)用于FPSO等運動較為劇烈的平臺。圖6給出了一個自由站立式立管的典型結(jié)構(gòu)圖，主要由立管主體、柔性跨接軟管、頂部浮力筒、海底樁基和連接系統(tǒng)組成。

圖6 自由站立式立管結(jié)構(gòu)示意圖

FSHR作為深海油氣田開發(fā)的立管類型之一，主要具有以下幾個優(yōu)點：

（1）在海上浮體沒有到達(dá)目標(biāo)油田之前，可以預(yù)先對自由站立式立管進(jìn)行安裝；

（2）立管頂部浮力筒位于海平面以下，因此FSHR系統(tǒng)受海上風(fēng)浪的影響較?。?/p>

（3）通過跨接軟管與海上浮體相連，所以浮體運動對立管主體的影響較小；

（4）立管的自重全由頂部浮力筒提供的張力來承擔(dān)，減小了對生產(chǎn)平臺的浮力要求；

（5）在風(fēng)浪條件下，可以實現(xiàn)快速解脫；

（6）自由站立式立管的疲勞壽命較高；

（7）對于油氣田的外擴(kuò)適應(yīng)能力較高。

當(dāng)然，F(xiàn)SHR同樣具有以下幾個缺點：

（1）設(shè)計經(jīng)驗缺乏；

（2）造價比較昂貴；

（3）需要很多配套的連接裝置；

（4）需要很多監(jiān)測系統(tǒng)。

2.4 F R柔性立管

根據(jù)制作工藝，柔性立管可分為粘合（Bonded）型柔性管和非粘合（Unbounded）型柔性管。粘合型管道常用于長度較短的工程應(yīng)用，例如漂浮管、跨接管等。非粘合型柔性立管由幾個獨立的層組成，層與層間相互分離，允許層間相對滑動，可以更好適應(yīng)深海的復(fù)雜環(huán)境條件。

非粘合柔性立管是應(yīng)用針對性很強(qiáng)的管道，即在不同作業(yè)環(huán)境下立管的截面組成形式不同。非粘合柔性立管是復(fù)雜的多層組合結(jié)構(gòu)（圖7），層間相互分離，各層具有不同的功能作用。

圖7 典型的非粘合柔性立管

其主要由數(shù)層鋼制鎧裝層和數(shù)層起耐磨、水密作用的聚合物層組成。其中，鋼制鎧裝層可分為三類：

（1）內(nèi)部骨架層：將一條具S型剖面的鋼帶以接近90°互鎖纏繞而成，主要抵抗外壓，防止管道結(jié)構(gòu)發(fā)生壓潰屈曲而失效。

（2）抗壓鎧裝層：將1條Z型剖面或2條T型剖面（見圖5）的鋼帶以接近90°互鎖纏繞而成，該層可抵抗管道內(nèi)壓和外壓。

（3）抗拉鎧裝層：將幾十條矩形剖面的鋼帶以30°至55°之間的某個角度纏繞而成。主要是抵抗拉伸和扭轉(zhuǎn)載荷的作用。

非粘合柔性立管相對傳統(tǒng)鋼制立管的主要優(yōu)勢［5］在于：復(fù)雜的內(nèi)部結(jié)構(gòu)使其具有更小的抗彎剛度，即在相同的容許彎曲載荷作用下曲率半徑更小，因此能更好適應(yīng)海流、渦激振動、頂部浮體運動以及安裝過程引起的大位移運動。其主要缺點在于：設(shè)計復(fù)雜、造價極高，目前只有Technip、Wellstream和NKT Flexible這三家公司能夠制造。

2.5 立管選型

TTR立管對平臺的垂向升沉運動要求非常高，一般使用在TLP平臺和SPAR平臺。FSHR立管是垂直段鋼質(zhì)立管和跨接軟管兩部分組成，由于南海內(nèi)波流的影響，浮筒處在水下300 m左右，內(nèi)波對其強(qiáng)度和振動不利，再加上其安裝復(fù)雜、成本高，因此不推薦此種立管類型。柔性立管目前由于加工工藝復(fù)雜，受其水深和管徑的制約，再加上其經(jīng)濟(jì)成本高，也不推薦。鋼懸鏈線立管目前是深水開發(fā)的主流立管，由于其適應(yīng)性強(qiáng)，適合各類深水平臺，且經(jīng)濟(jì)性好等特點。與柔性立管和頂張力立管相比，鋼懸鏈線立管的成本低，無需頂張力補償，對浮體漂移和升沉運動的溶度大。這些特點使鋼懸鏈線立管取代了柔性立管和頂張力立管而成為深水油氣資源開發(fā)的首選立管系統(tǒng)。

本文的目標(biāo)平臺是半潛式浮式平臺，考慮到半潛式平臺的垂蕩運動性能較TLP和SPAR平臺差，和項目的可實施性和經(jīng)濟(jì)性，F(xiàn)SHR立管和柔性立管沒有優(yōu)勢，因此本文目標(biāo)平臺選用鋼懸鏈線立管。

3 半潛式生產(chǎn)平臺立管系統(tǒng)配置

本文以工信部課題（高技術(shù)船舶科研項目——深海半潛式生產(chǎn)平臺總體設(shè)計關(guān)鍵技術(shù)研究）為例，來說明半潛式生平平臺的立管系統(tǒng)配置過程。

目標(biāo)平臺開發(fā)瞄準(zhǔn)我國南海深水油氣資源開發(fā)裝備需求，適用于我國南海及世界其他中等海況深水海域作業(yè)。目標(biāo)平臺主要技術(shù)指標(biāo)為：最大工作水深約2300 m，排水量80000～90000 t，有效載荷約25000 t，生產(chǎn)處理能力（原油：150～200 Mbopd；氣 ：100～150 MMscfd）。

依據(jù)目標(biāo)平臺擬定產(chǎn)量的計算分析，擬定了目標(biāo)油田井口數(shù)為：22口（其中生產(chǎn)井16口，注水井6口）。根據(jù)目標(biāo)平臺的排水量，擬定目標(biāo)平臺開發(fā)模式為：半潛式生產(chǎn)平臺+水下井口+FSO+穿梭油輪，不設(shè)水下管匯，所有井口采用濕式采油樹的形式。

平臺立管系統(tǒng)由不同功能的立管以及端部連接設(shè)備組成，主要包括生產(chǎn)立管、注水立管、環(huán)空立管（或氣舉立管）、外輸立管、控制臍帶纜、連接接頭等。立管底端與水下生產(chǎn)系統(tǒng)連接，頂端通過連接接頭與平臺下浮體連接。目標(biāo)平臺的生產(chǎn)立管、注水立管、氣舉立管、外輸立管均采用SCR鋼懸鏈線式立管。

目標(biāo)平臺沒有配置水下生產(chǎn)管匯，所有生產(chǎn)井和注水井直接回接至平臺。典型的水下采油樹結(jié)構(gòu)形式如下頁圖8所示。對于每一口生產(chǎn)井，有1根氣舉立管與圖8中環(huán)空出口連接，有1根生產(chǎn)立管與產(chǎn)出液出口連接，并配置1根控制臍帶纜。對于每一口注水井，有1根注水立管與產(chǎn)出液出口連接，并配置1根控制臍帶纜。

目標(biāo)平臺不設(shè)水下管匯，每口生產(chǎn)井和注水井獨立與平臺連接，按照獨立井口設(shè)置立管數(shù)。目標(biāo)平臺共配置63根立管，含生產(chǎn)立管、注水立管、氣舉立管、外輸油氣立管和控制臍帶纜。詳細(xì)的立管配置及尺寸參數(shù)見下頁表1和表2。

圖8 典型水下采油樹剖面圖

表1 目標(biāo)平臺立管配置情況

表2 目標(biāo)平臺立管尺寸參數(shù)

生產(chǎn)立管是連接生產(chǎn)平臺與水下井口的油氣生產(chǎn)通道，目標(biāo)油田共16口生產(chǎn)井，共配置16根生產(chǎn)立管。作為連接目標(biāo)生產(chǎn)平臺注水系統(tǒng)和水下注水井之間的注入通道，共有6口注水井，共配置6根注水立管。海洋石油開采中采用的人工舉升方式主要有氣舉和電潛泵，無論采用哪種方式，每口生產(chǎn)井都需要1根管道連接至水下井口的油套環(huán)形空間。采用氣舉采油時，需要通過氣舉管線向油套環(huán)空中注入氣體，目標(biāo)平臺采用的是氣舉采油方式，16口生產(chǎn)井共配置16根氣舉立管。另外，目標(biāo)平臺共配置2根外輸油管（1備1用）和1根外輸氣管。

控制臍帶纜是將水面電力、液壓液和信號等傳輸給水下生產(chǎn)系統(tǒng)（如水下井口、采油樹、管匯）以及各種維修、監(jiān)測、數(shù)據(jù)采集等的載體，是上部設(shè)施遙控水下生產(chǎn)系統(tǒng)的必要通道。目標(biāo)油田共有16口生產(chǎn)井和6口注水井，每口井都需要配置1根電液控制臍帶纜，共配置22根，臍帶纜采用柔性立管。

4 結(jié) 論

本文針對半潛式生產(chǎn)平臺立管系統(tǒng)配置作了以下幾點研究工作：

（1）研究適用于半潛式生產(chǎn)平臺的工程開發(fā)模式并作對比適用性分析。

（2）對目前生產(chǎn)平臺常用的不同立管系統(tǒng)形式進(jìn)行對比研究。分析不同立管系統(tǒng)的適用性及優(yōu)缺點，選擇適合深水區(qū)作業(yè)半潛式生產(chǎn)平臺的最佳立管系統(tǒng)形式。

（3）對半潛式生產(chǎn)平臺的油氣生產(chǎn)處理系統(tǒng)進(jìn)行研究，包括水下設(shè)備、清管系統(tǒng)、水上生產(chǎn)設(shè)施和油氣外輸?shù)扔吞镩_發(fā)的主要系統(tǒng)及設(shè)備，在此基礎(chǔ)上結(jié)合目標(biāo)平臺的主要技術(shù)指標(biāo)來配置平臺的立管系統(tǒng)，并確定立管的詳細(xì)尺寸參數(shù)。

以上所有研究工作均為后續(xù)分析平臺立管載荷、立管系統(tǒng)與平臺水動力耦合分析、立管系統(tǒng)強(qiáng)度及疲勞分析等工作打下基礎(chǔ)。

在研究過程中得到以下幾個重要結(jié)論：

（1）對于8萬噸級這類的大型半潛式生產(chǎn)平臺，有效載荷足夠大，采用SEMI-FPS+水下井口開發(fā)模式，所有井口立管直接回接至平臺，不設(shè)水下管匯，項目整體成本較為經(jīng)濟(jì)。

（2）對于4～5萬噸級這類的中小型半潛式生產(chǎn)平臺，有效載荷較小，回接的立管數(shù)目有限，采用SEMI-FPS+水下井口+水下管匯開發(fā)模式，雖然水下設(shè)備成本稍高，但大幅減少了立管載荷。

（3）對比各類立管形式，鋼懸鏈線立管（SCR）由于其經(jīng)濟(jì)性和適應(yīng)性是半潛式生產(chǎn)平臺的首選立管形式。