畅元江 张伟国 韩彬彬 陈 斌

（1．中国石油大学（华东）海洋油气装备与安全技术研究中心 山东青岛 266580； 2．中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东深圳 518067）

张力腿平台丛式立管安装作业窗口分析＊

畅元江1张伟国2韩彬彬1陈 斌2

（1．中国石油大学（华东）海洋油气装备与安全技术研究中心 山东青岛 266580； 2．中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东深圳 518067）

在对立管安装模型进行理论研究的基础上，考虑丛式立管之间的干涉作用，提出导向架－导向绳作用模拟方法，建立了TLP丛式立管－导向架－导向绳耦合分析模型，形成了一种以平台偏移值、表面海流流速组合参数形式确定TLP立管安装作业窗口的分析方法及流程，并以我国南海某深水油井为例开展了TLP立管安装作业窗口研究及参数敏感性分析，结果表明，TLP立管安装至海底井口但尚未对接成功工况下安装作业窗口最小，此时作业窗口在低流速区主要受立管回接连接器与竖直方向夹角限制，在高流速区主要受立管之间干涉的限制；随着波浪的增加，立管安装作业窗口逐渐变小；适当增加导向架数量并合理布置有助于增大TLP立管安装作业窗口；立管间距的减小会加剧丛式立管之间的干涉，从而使得TLP立管安装作业窗口变小。本文相关方法和研究成果可为TLP丛式立管安装作业提供理论依据。

张力腿平台；丛式立管；安装作业窗口；参数敏感性分析

张力腿平台（TLP）以优良的运动性能和较高的作业效率满足了降本增效的要求，在全球海域得到了较广的应用。TLP采用丛式井槽和丛式海底井口，可以满足钻井、完井、修井、生产等要求，适用于丛式井开发且维护方便。立管系统是连接TLP井槽和海底井口的工作通道，立管安装作为海上油气钻采的第一步，作业时立管下端自由度较大，立管整体水平方向位移较大，易与其他已有立管发生干涉碰撞，严重威胁到TLP立管安装作业的安全，因此有必要进行TLP立管安装作业安全性研究。

目前国内外在TLP立管干涉碰撞分析方面已有一定研究，Huse［1］考虑丛式立管之间的遮蔽效应，提出了计算下游立管海流拖曳力HUSE尾流模型；Koska等［2］从立管顶张力、涡激抑制装置等方面提出了一种最小化TLP丛式立管干涉的方法；Xing等［3］提出了基于小波尺度图动态响应分析量化和探测立管碰撞的方法；He等［4］提出了一种基于时域分析节点位置信息后处理的用于评估海洋立管之间碰撞概率的方法；阎岩［5］、石云［6］、何杨［7］等采用商业分析软件对深水立管的干涉问题进行了研究，并在此基础上开展了立管局部碰撞仿真分析。在立管作业分析方面，Mike等［8］提出一种特定海流下TLP立管安装作业平台极限位置的确定方法；鞠少栋、刘康、王宴滨 等［9－12］针对深水隔水管连接、悬挂、测试作业提出了不同模式下的作业窗口分析方法；康庄 等［13］使用专业软件ORCAFLEX对钢悬链立管J形铺设作业进行了安装作业窗口分析；Andrew Lennon［14］进行了带底端总成的海洋隔水管的下放与安装分析，但没有考虑立管之间的相互干涉。截至目前还没有发现针对TLP丛式立管安全作业窗口的文献报道。

本文针对我国南海东部某油田开发的迫切需要，开展了TLP丛式立管系统安装作业窗口的研究，在对分析模型进行理论研究的基础上，结合TLP平台立管系统作业工艺，考虑立管的强度和立管之间的干涉作用，提出了导向绳－导向架相互作用模拟方法，采用有限元分析软件建立了TLP丛式立管－导向架－导向绳耦合分析模型，确定了TLP立管安装作业限制准则，形成了TLP丛式立管系统安装作业窗口分析方法和流程，并以南海某油井为例开展了TLP立管安装作业窗口研究及参数敏感性分析。本文相关方法与研究成果可为我国南海TLP丛式立管安装作业提供理论依据。

1 TLP立管安装作业窗口分析模型

TLP丛式立管系统如图1所示，立管安装过程中一般采用导向绳和导向架来引导立管安装（图2）。导向绳一般采用钢丝绳，顶部与TLP相连接，下部与井口导向基盘相连接。导向架用来连接导向绳和立管，进而限制立管的水平位移，防止其与其他已有立管发生碰撞。立管－导向架－导向绳的耦合和丛式立管之间的干涉是TLP立管安装的主要特点。

图1 TLP丛式立管系统Fig．1 TLP risers system

图2 TLP立管安装示意图Fig．2 Installation diagram of TLP risers

TLP立管安装作业立管－导向架－导向绳系统受力模型如图3所示，立管顶部与平台直接相连并受平台振荡作用，底部通过导向架与导向绳相连接，整个立管系统在海洋自然环境、自身重力和导向架约束力等载荷的作用下发生横向变形，过大的变形会导致正在安装的钻井立管或者生产立管与其他已有生产立管发生碰撞。

图3 TLP立管安装作业立管－导向架－导向绳系统受力模型Fig．3 Stress model of TLP risers installation risers piperunguide line system

本文将导向绳简化为一根钢管（两者抗拉强度和抗弯刚度相同），顶部随平台一起运动，底部施加固定端约束。立管和导向绳都是承受波流联合作用的细长管柱，其理论分析模型相同。波流联合作用下管柱系统动态响应模型是位于竖直平面内的梁在水平载荷作用下变形的偏微分方程［15］，即

式（1）中：EI为管柱的抗弯刚度，N·m2；T 为轴向力，N；y为水平方向位移，m；z为竖直方向高度，m；F（z，t）为作用于管柱单位长度上的水平作用力，包括波流联合作用力、立管之间的相互作用力以及导向架与立管之间相互作用力，N；M 为管柱单位长度振动质量，包括管柱质量、管柱内包容物质量以及单位长度的附连水质量等，即

式（2）中：D 为管柱外径，m；Di为管柱内径，m；ρs为管柱材料密度，kg／m3；ρm为管柱内液体密度，kg／m3；ρw为海水密度，kg／m3；CM为附加质量系数，无量纲，取2．0。

沿着来流方向，2根立管分别处于上游和下游位置。上、下游立管之间要通过流场形成遮蔽效应，上游立管直接承受海流作用，计算水动力载荷时取无干扰海流速度，采用修正的Morision方程求解作用在立管上的水动力载荷，即

式（3）中：uw为波浪引起的水体流速，m／s；uc为海流引起的水体流速，m／s；aw为波浪引起的水体加速度，m／s2；CD为拖曳力系数，无量纲。

立管和导向绳结构之间通过导向架连接，导向架连接处的立管与导向绳水平位移相同，可表示为

式（4）中：yriser为立管水平方向位移，m；yrope为导向绳水平方向位移，m；z0为导向架位置，m。

对于下游立管而言，由于上游立管对海流的遮蔽作用，其尾流场会引起下游立管处平均拖曳力折减。根据DNV－RP－F203规范中的 HUSE半经验尾流分析模型［16］计算海流通过圆柱体后的尾流场，进而求得处于上游立管尾流场中的下游立管处的海流流速，可表示为

式（5）～（7）中：Vd为下游立管处折减海流流速，m／s；k2为经验系数，本文取k2＝0．1；x、y分别为下游立管相对于上游立管的位置坐标，m；V0为自由海流流速，m／s；k1为经验系数，本文取k1＝0．25；xs为下游立管和上游虚拟尾流源之间的距离，m。

采用有限单元法进行TLP立管安装作业窗口分析模型求解，基于丛式立管力学分析模型，在非线性有限元分析软件ABAQUS中建立TLP上游立管、下游立管、导向绳的有限元模型。其中，针对安装立管和导向绳之间的结构耦合问题，建模时将导向架等效为导向绳节点和立管节点之间的滑动耦合约束；针对丛式立管的流场干涉问题，建模时对立管系统沿水深方向分为若干段切片，计算尾流场下游立管处的海流流速，以模拟上游立管对下游立管的海流屏蔽效应，通过迭代分析可得到丛式立管系统在稳定状态，然后判断两立管是否发生干涉。

2 TLP立管安装作业窗口确定准则及分析流程

TLP立管安装作业主要受立管强度、变形和立管之间干涉的影响，综合考虑各限制因素后形成了TLP立管安装作业限制准则，见表1。其中，立管最大等效应力和悬挂点以下立管轴向力是为了确保立管安装作业过程中立管系统不产生破坏和轴向不发生动态压缩；回接连接器与竖直方向之间夹角是为了保证立管顺利回接到井口；立管之间干涉是丛式立管的典型特征，安装过程应避免立管之间发生碰撞［17］。

表1 TLP立管安装作业限制因素Table 1 TLP risers installation job limiting factors

为了快速得到TLP立管安装作业工况下的临界平台偏移值和表面海流流速值，提出了一种TLP立管安装作业窗口临界值搜索算法及分析流程，如图4所示。其中，循环一开展TLP立管动力学迭代分析，提取立管最大应力、悬挂点以下立管轴向力和回接连接器与竖直方向之间夹角信息，参照TLP立管安装作业限制准则，采用一维非线性搜索获取不同海流流速下的平台许用偏移临界值一，称为安全作业边界；循环二开展TLP丛式立管静力学迭代分析，参照立管之间无干涉准则，采用一维非线性搜索获取不同海流流速下的平台许用偏移临界值二，称为立管干涉边界。因此，安全作业边界和立管干涉边界的交集即为TLP立管安装作业窗口。

图4 TLP立管安装作业窗口分析流程Fig．4 Analysis procedure of TLP risers installation operational envelope

3 分析实例

以南海340 m水深的WL油井为目标井，该井采用TLP进行钻完井和生产作业，钻井立管和生产立管系统配置见表2。钻井立管外径为0．393 98 m，壁厚为0．020 6 m；生产立管外径为0．273 05 m，壁厚为0．010 106 m。水动力参数拖曳力系数在水深0～150 m时取1．2，水深150 m以下时取0．7；惯性力系数取2．0。

表2 南海340m水深WL井TLP钻井和生产立管系统配置Table 2 TLP drilling risers system and productin risers system confiquration of Well WL in depth 340min the South China Sea

TLP只有一套钻井立管，其余为生产立管。钻井立管安装时，下游立管为生产立管。立管初始间距4．5 m，假设导向架数量为1个，依据本文模型及流程计算的TLP钻井立管分别下放25%、50%、75%和100%（立管系统最末端的回接连接器与海底井口即将对接，整个立管系统处于最长自由端状态）等4种工况下安装作业窗口如图5所示，图中绿色区域内可安全进行钻井立管安装作业，红色区域内实施钻井立管安装作业有风险。由图5可以看出：立管下放25%工况下，立管安装作业窗口只受安全作业边界限制，这是由于此时下放立管长度较短，不易与下游生产立管发生干涉；立管下放50%、75%和100%工况下，立管安装作业窗口在低流速区受安全作业边界（回接连接器与竖直方向夹角）限制，在高流速区受立管干涉边界限制，这是因为随着下放立管长度增加，立管横向变形逐渐增大，易与下游生产立管发生干涉。对比可知，该井立管下放100%时TLP钻井立管作业窗口最小，实施立管安装作业最危险，因此下面仅针对立管下放100%工况分析导向架数量、导向绳数量、立管顶张力、波浪及立管间距等参数对TLP立管安装作业窗口的影响。

图5 南海340m水深WL井TLP钻井立管安装作业窗口Fig．5 TLP production risers installation operational envelope of Well WL in depth 340min the South China Sea

3．1 导向架和导向绳数量对TLP立管安装作业窗口的影响

不同导向架数量下WL井TLP钻井立管安装作业窗口如图6所示，可以看出，随着导向架数量的增加，允许TLP平台偏移量增加，TLP钻井立管安装作业窗口也逐渐增大，立管安全作业边界略有增大，而立管干涉作业边界明显增大。3个导向架时TLP钻井立管安装作业窗口只受立管安全作业边界限制，立管之间不会发生干涉。这是由于导向架数量的增加使得钻井立管更好地贴近导向绳，限制了钻井立管的水平位移，更不易与下游立管发生干涉。故适当增加导向架数量并合理排布有助于扩大TLP钻井立管安装作业窗口。

图6 南海340m水深WL井TLP钻井立管导向架数量对立管安装作业窗口的影响Fig．6 TLP drilling risers installation operational envelopes of different guide frame number of Well WL in depth 340m in the South China Sea

针对使用导向绳数量分别为2根、4根的工况计算得到的WL井TLP钻井立管安装作业窗口如图7所示，可以看出，导向绳数量对TLP钻井立管安装作业窗口影响微小，其影响主要体现在对低流速区立管自身受力边界和干涉边界的扰动。虽然导向绳数量对TLP立管安装作业窗口的影响较小，但是推荐采用4根导向绳，可以增加导向架的空间稳定性。

3．2 波浪对TLP立管安装作业窗口的影响

不同波浪下WL井TLP钻井立管安装作业窗口如图8所示，可以看出，随着波浪的增强，允许TLP平台偏移量减小，TLP钻井立管安装作业窗口也逐渐减小，其中立管安全作业边界和立管干涉边界均逐渐减小。这是由于波浪的增强使得环境更加恶劣，立管受力变形更大，故选择合适的环境有助于安全实施TLP立管安装作业。

图7 南海340m水深WL井TLP钻井立管导向绳数量对立管安装作业窗口的影响Fig．7 TLP drilling risers installation operational envelopes of different guide line number of Well WL in depth 340m

图8 南海340m水深WL井TLP钻井立管波浪对立管安装作业窗口的影响Fig．8 TLP drilling risers installation operational envelopes of different wave of Well WL in depth 340m in the South China Sea

3．3 立管间距对TLP立管安装作业窗口的影响

不同立管间距下WL井TLP钻井立管安装作业窗口如图9所示，可以看出，随着立管间距的减小，允许TLP平台偏移量减小，TLP钻井立管安装作业窗口也逐渐减小，主要受立管干涉边界限制。这是由于立管间距的减小导致立管之间许用横向变形空间减小，且加剧了上游立管对下游立管的屏蔽效应，故在TLP设计阶段应考虑作业海域海况进行井口及槽口间距设计。

图9 南海340m水深WL井TLP钻井立管间距对立管安装作业窗口的影响Fig．9 TLP drilling risers installation operational envelopes of different riser space of Well WL in depth 340min the South China Sea

3．4 立管顶张力对TLP立管安装作业窗口的影响

立管张力比（TTF）为张紧力与立管系统湿重的比例。下游生产立管张力比分别取1．8、2．3和2．8时计算得到的 WL井TLP钻井立管安装作业窗口如图10所示，可以看出，下游立管顶张力对TLP钻井立管安装作业窗口影响微小，主要体现在对立管干涉边界的影响，随着下游立管顶张力的增大，立管干涉边界逐渐缩小，导致TLP钻井立管安装作业窗口略有减小。这是由于下游立管顶张力的增大使得下游立管刚度增加，横向变形减小，上游钻井立管更易与之发生干涉。

图10 南海340m水深WL井TLP钻井立管下游立管张力对立管安装作业窗口的影响Fig．10 TLP drilling risers installation operational envelopes of different TTF of Well WL in depth 340min the South China Sea

4 结论

1）本文提出了导向架－导向绳作用模拟方法，建立了TLP立管安装作业立管动力学分析模型，确定了TLP立管安装作业限制准则，主要包括立管应力、轴向力、回接连接器转角和立管干涉，形成了一种以平台偏移值、表面海流流速组合参数形式确定TLP立管安装作业窗口的分析方法，可以有效开展TLP立管安装作业窗口分析。

2）以南海340 m水深WL油井为目标井，开展了TLP立管安装作业窗口研究及参数敏感性分析，结果表明：立管下放25%工况下，TLP立管安装作业窗口最大，主要受安全作业边界限制；立管下放50%、75%和100%工况下，立管安装作业窗口在低流速区受安全作业边界（回接连接器与竖直方向夹角）限制，在高流速区受立管干涉边界限制。导向架数量、波浪环境和立管间距对TLP立管安装作业影响显著，导向绳数量和下游立管顶张力对TLP立管安装作业影响较小，因此通过适当的增加导向架数量、增大立管间距以及选取温和的波浪环境条件进行立管安装作业，可以有效增大TLP立管安装作业窗口，提高TLP立管安装作业安全性能。

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Envelopes for the installation operations of TLP cluster risers

CHANG Yuanjiang1ZHANG Weiguo2HAN Binbin1CHEN Bin2
（1．Centre for Offshore Engineering and Safety Technology，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong266580，China；2．Shenzhen Branch of CNOOC Ltd．，Shenzhen，Guangdong518067，China）

Based on the theoretical research on TLP cluster riser installation processes and with the consideration of the interference between cluster risers，a simulation method for the guide line and guide frame was proposed．And a coupling analysis model of TLP cluster－risers－guide line－guide frame was developed．Analysis method and procedure for establishing the installation operation envelope were proposed，which was determined by the combination of such parameters as the drilling platform offset and the current speed．Taking a deepwater oil well in South China Sea as an example，a study on the installation operation envelope of TLP cluster risers and sensitivity analysis for the influencing factors were conducted．The results show that the operation envelope is narrowest when TLP risers touch the seabed but are not successfully connected．At this time point the envelope is mainly limited by the angle between the tie－back connector and the vertical in low current region，and by the riser interference in high current region．Waves have certain effect on TLP riser installation and stronger waves will lead to narrowing of the envelope．The number of guide frames has significant effect on TLP riser installation，so the envelope could be widened by increasing guide frames，which have also to be properly deployed．The operation envelope narrows with the decrease in the riser－spacing which can aggravate the interference between the risers．The research results and the relevant methods can provide practical basis for the installation operation of TLP cluster risers．

TLP；cluster risers；installation operation envelope；sensitivity analysis

TE52

A

畅元江，张伟国，韩彬彬，等．张力腿平台丛式立管安装作业窗口分析［J］．中国海上油气，2017，29（5）：126－133．

CHANG Yuanjiang，ZHANG Weiguo，HAN Binbin，et al．Envelopes for the installation operations of TLP cluster risers［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：126－133．

1673－1506（2017）05－0126－08

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．018

＊国家重点基础研究发展计划（973）课题“深水海底井口－隔水管－平台动力学耦合机理与安全控制（编号：2015CB251203）”、“十三五”国家科技重大专项“张力腿平台钻完井丛式立管系统设计与安全作业技术研究（编号：2016ZX05057－011）”、山东胜利石油装备产业技术研院山东省海洋石油装备重点实验室项目“深水混合生产立管（HR）设计制造关键技术研究（编号：KRKFJJ－01）”部分研究成果。

畅元江，男，博士，副教授，目前主要从事海洋钻井装备及其安全评价方面的研究工作。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学（华东）海洋油气装备与安全技术研究中心（邮编：266580）。E－mail：changyj＠upc．edu．cn。

2017－03－19 改回日期：2017－05－18

（编辑：叶秋敏）