邹继成

(中海石油(中国)有限公司 上海分公司平湖作业公司，上海 200335)

海洋石油固定式导管架平台的导管架和隔水套管水下部分分别和海底大陆架固定连接，水上部分隔水套管通过导管架的上部组块结构进行固定。由于隔水套管随内部流体温度变化会产生垂直方向位移，所以隔水套管和海洋平台导管架二者之间虽然相互固定，但运动位移不同步，导致二者间不能采用焊接固定，只能采用特殊的加固方式。

1 隔水套管现状

某平台所在海域水深EL(-)89 m，隔水套管加固位置依托导管架水平层进行加固，分别位于EL(-)83.5 m、EL(-)60.5 m、EL(-)37.5 m、EL(-)15.5 m、EL(+)4.5 m、EL(+)19.8 m、EL(+)24.2 m，共7个水平层。EL(-)表示海平面以下。

井槽位置分布示意图见图1。图1中A表示油井，B表示气井，S表示侧钻井，20″等括号内数字表示隔水套管工程直径，17#等括号外数字为井位号。目前隔水套管加固方法存在以下问题。

图1 井槽位置分布示意图

1)晃动问题。水上部分隔水套管晃动严重，且20口井普遍存在晃动现象，大风天顶部采油树位置尤为明显。晃动致使EL(+)4.5 m处固定弧形板变形、损坏，随着时间的推移，情况恶化。

2)腐蚀问题。EL(+)4.5 m加固位置普遍发生油漆脱落、腐蚀减薄的状况，其中A1、A2、A5井发生腐蚀穿孔。

3)抬升问题。A7、A5、A11等井隔水套管上下窜动及转动位移较大，A5井采油树出油管线倾斜，造成采油树出口管线EL(+)4.5 m垂直方向产生8 cm的倾斜。

4)旋转问题。A4、B2等工作甲板上部隔水套管和采油树连接处有错位。

2 隔水套管现状原因分析

1)带缆走道加固层位置低。该平台带缆走道设计高度为EL(+)7.0 m，由于导管架打桩安装时的原因，实际安装高度为EL(+)4.5 m。……