苏国锦，孔繁洁

（中海油田服务股份有限公司，河北廊坊 065201）

0 引言

在海洋油气开发中，海上钻井平台事关海洋油气与深海油气的开发与发展，与国家能源开发息息相关，是决定经济安全的重要因素。

自升式钻井平台由于其优良的经济性、成熟的技术和较强的作业能力，受到广泛的欢迎。自1954 年世界上第一座自升式钻井平台“德隆1 号”[1]服役至今，自升式钻井平台的设计已经过多次重大变革，技术逐渐趋于成熟。

截止到2020 年6 月，全球共有其中自升式平台525 艘，半潜式平台131 艘，钻井船127 艘，自升式平台占据钻井平台市场2/3 的份额，依旧保持海上移动钻井平台主力军的地位。

1 国际自升式钻井平现状

自升式钻井平台设计水深一般为10～150 m，属近海海域。目前，全球自升式钻井平台主要分布在北美、亚太、中东、非洲、欧洲、澳洲等海域。大部分自升式平台均由新加坡、美国、中国、韩国等地区船厂承制，而且基本上是在1980—1983 年以及2010 年至今两个期间完成的。

目前世界上主要的自升式钻井平台设计公司有Le－Tourneau、F&G、KeppelFELS、BMC 以及GustoMSC 等，每个公司已经形成多种型号的系列产品[2]。其中，美国的LeTourneau 公司是自升式钻井平台设计的先驱，该公司设计平台占全球现有自升式钻井平台的26.1%，新加坡Keppels 占16.4%，美国的F&G和荷兰的GustoMSC 分别占14.8%。

现在主流自升平台为三腿布局，采用桁架式桩腿，桩腿末端为平底或双椎体型桩靴，配有齿轮齿条式升降机构、锁紧机构、可外伸的悬臂梁以及船首绕桩式生活区，作业水深大于300 ft（91.44 m），其设计以GustoMSC、F&G 和LeTourneau 三家公司为主。F&G 公司在20 世纪80 年代初首次申请了齿条锁定系统（RackChock Fixation System）专利[2]，这使得自升式钻井平台抵抗恶劣海况的能力大幅提高，该公司设计的L-780型、Super M2 型、JU2000 系列平台等广泛应用于全球各大海域。GustoMSC 公司设计了CJ 系列自升式钻井平台，工作于超恶劣海况的海域，适用于挪威北海与加拿大东海岸，代表目前自升式平台最高水平的CJ70 系列平台已建造8 艘，均在欧洲北海作业。

随着技术的进步，新一代自升式钻井平台除了结构上的进一步优化外，智能化、多用途和高环保标准已成为新的方向发展。

2 主体结构

2.1 作业水深

作业水深是划分自升式钻井平台等级的关键指标之一。图1是目前全球在役自升式钻井平台作业水深分布（截至2019 年12月），可以看出主要船型集中在300～440 ft（91.44～121.92 m）。2000 年以后完成的船型设计，除专建专用外，都在300 ft 以上；而自2011 年以来，也很少有公司订购350 ft（106.68 m）以下的自升式钻井平台[3]。全球自升式平台作业水深分布如图1 所示，其中1 ft=0.304 8 m。

图1 全球自升式平台作业水深分布

要增加自升式钻井平台的作业水深，首先必须增加桩腿长度，同时为了保障桩腿及船体具有足够强度和稳性，桩腿截面积、腿间跨距和船体的主尺寸也会相应加大，导致轻船重量和总体造价的迅速增大。

目前自升式钻井平台最大作业水深为500 ft（152.40 m），代表船型为Gusto-MSC 公司设计的CJ70 型平台。该平台桩腿长204.3 m，专为北海恶劣海况设计（表1）。与其强大的作业能力相对应，一艘CJ70 的造价超过了5.5 亿美元，相当于一艘高端半潜式平台的造价，而一艘375 ft（114.30 m）自升式平的造价仅为1.5～2.0 亿美元。过高的价格限制了该型平台的发展，目前CJ70 仅8 艘在运营，且作业地点均在北海。

表1 CJ70 主要参数

如果要继续增加自升式钻井平台的作业水深，必须在桩腿材料和结构上进行重大突破，如内外双层弦杆、主弦杆非对称截面等特殊设计，同时还要兼顾经济因素。因此在短期时间内，350～450 ft（106.68～137.16 m）水深仍将是自升式钻井平台的主流。

2.2 桩靴

桩靴是自升式钻井平台的特使结构之一，承载了全部船体重量和载荷。随着作业水深和钻井能力的提高，船体重量不断增加，导致桩靴对地基的压强不断增加，进而造成插桩入泥过深、拔桩困难、桩腿可用长度减小等问题，因此，增大桩靴横截面积将是未来自升式平台发展的趋势。

大桩靴的优势包括：①有效降低桩靴入泥，一定程度上增大了桩腿可用长度；②承载了一部分船体和桩腿的接触弯矩，降低船体处的载荷。

大桩靴的挑战在于：①需要更大的围阱来收纳桩靴，导致船体刚度降低；②如果不对围阱进行加大，则会导致桩靴无法完全回收，增大漂浮吃水和拖航阻力。

目前，部分公司已经在旗下成熟船型基础上推出了大桩靴设计。如Keppel 的B Class Bigfoot 较原设计增加了31%，GustoMSC 的CJ46-X100-E 较原设计增加了83%，我国的HYSY944 更是将CJ50 的桩靴面积扩大到391 m2，达到了500 ft 平台的水平。

除了新造平台外，对现有平台进行大桩靴改造也是有效降低桩靴压强的方法之一。传统改造一般分为永久改造、临时改造和扩展（Add-on）改造[4]。近期，自升式风电安装平台上出现了可预制的新型“鞋套”式设计，新桩靴靠焊点与老桩靴连接，便于安装和拆卸，相信不久将会应用于自升式钻井平台（图2）。

图2 便于拆卸的“鞋套”式桩靴

除此之外，贯通式围阱也是一种新颖设计。该设计使操作人员可以通过升降装置和桩腿直接将桩靴提升到甲板面以上，以便在海上实施对桩靴的检查与维护，减少平台进坞和水下检验的次数。

2.3 抗冰结构

图3 传统围阱和贯通式围阱

抗冰能力是自升式钻井平台结构的一个短板，和导管架平台相比，其桩腿强度相对较低[5]，传统桩腿抗冰装置无法直接应用，在寒冷地区作业时受到冰载荷的威胁更大。目前通用的办法是选择合适的窗口期，必要时由破冰船在附近守护。但随着极地资源开发的兴起，更多自升式平台将进入冰区作业，迫切需要一种快捷安全的抗冰方式。目前，已有多家公司开始研制可沿着桁架桩腿上下移动的自升式平台抗冰装置，以期在现有结构基础之上提高平台的抗冰能力。

3 数字化

数字化是近年炙手可热的话题，也是油气行业降低成本、提高效益的利器之一。油气行业数字化需经历从低到高的阶段，分别是设备数字化阶段、网络化阶段、可视化阶段、自动化阶段和智能化阶段[6]。我国海洋石油行业尚处于设备数字化阶段，仅单一功能实现数字化，如随钻测井、桩腿测斜（Rack Phase Difference，RPD）[7]等技术。

钻井平台数字化是利用数字技术建立一套平台数据监控中心，实现数据的自动采集、传输与处理，能够全方位、立体化实时监控平台整体运行状况。主要包括3 个方面的内容，即状态监测、设备自动化和大数据分析。

3.1 状态监测

主要通过控制系统和传感器采集关键设备的状态数据，实现设备运维的可视化、前瞻化和标准化和。典型代表如GE 和Nobel、GE 和MAERSK 推 出 的 数 字 化 钻 井 平 台，NOV 的RIGSENTRY 水下BOP 监测系统以及MHWirth 的RiCon 隔水管监测系统等，均提供设备状态显示及故障在线诊断功能。

除设备状态监测外，自升式平台独有的数字化的技术将聚焦于桩腿结构的实时状态监测和损伤预警。DNVGL 的混合数字孪生技术（Hybrid Twin Technology）已在超大型集装箱船上进行了验证：该技术通过仅仅8 个应变测量点和全船结构响应的逆有限元化，倒推出整个船体结构的响应历史，并与实测记录进行对比，果吻合较好。该技术已经在某MOPU（Mobile Offshore Production Unit，移动生产平台）平台上进行了测试，有望通过少量传感器对平台桩腿结结构状态进行监测，预测疲劳寿命。

此外，国内正在开展自升式平台插桩过程监测系统的研制，该系统通过对插桩过程中桩土相互作用关键数据的测量，对地基穿刺进行提前预警，保障平台插桩作业安全。

3.2 设备自动化

利用机器人、无人机等手段，对危险区域和限制区域（如水下、井架、舱内等）进行检测或远程操作，以降低人工劳动强度、减少人为失误和控制风险。

挪威RDS 公司开发出了一套全自动钻井系统，包括铁钻工、电动吊卡、智能钻柱装卸设备、钻台机器人等，可以实现完全无人化钻台操作。而国民油井公司开发的NOVOS 平台，则是利用整合现有的NOV 钻井设备，通过导入钻井设计参数，实现自动化钻井，直到达到预定深度。除此之外，陆地自动钻机，如WeST 公司的智能自动钻机、Genesis 自动液压钻机等都有应用到海上平台的潜力。

3.3 大数据分析

大数据分析是通过云计算、人工智能等技术手段，对以往需要经验和人工判断的复杂问题进行分析，优化业务模式和流程，为决策者提供最佳解决方案，减少人工判断的偏差。大数据分析的基础是海量的数据库，因此必须有足够的数字化改造程度及时间积累。

目前挪威国油、Kongsberg 等公司已经建立了大数据分析雏形，主要用于数字化勘探、数字化建井、数字双胞胎平台、数字化就位分析等内容。

4 多功能化

钻井平台多功能化是指在以钻井为主要功能的同时，不改造或少量改造就可以兼顾一些其他作业，以便在钻井市场低迷的时候减少平台闲置率。钻井平台多功能化并不是简单的堆砌多种作业所需设备，必须考虑设备兼用性、折旧费、维保难度以及这些问题带来的经济效益折减。常见的做法是钻井为主兼顾采油，或采油为主兼顾修井。

目前国内外MOPU 平台的常规作业水深为30～40 m，而国内延长测试最大水深已达到90 m。该项目采用自升式钻井平台作为井口装置，产出介质直接通过海管进入中心平台处理流程，测试期1 年，期间经历了数次台风考验，未造成影响。测试前对自升式钻井平台进行了极少量的改造，以便项目完成后迅速恢复钻井能力。该项目的成功为多功能平台提供了良好的借鉴。

钻井设备所需甲板载荷较大，对甲板空间的要求不高；采油设备所需甲板空间较大，对甲板载荷的要求不高。如何统筹这些需求，设计出兼具钻井和采油功能的平台，将是未来的研究方向之一。

5 环保技术

传统油气勘探开发作业，往往会对生态环境产生负面影响。随着社会的发展，国家对海洋环境的保护越来越重视。如何处理好油气开发与环境安全之间的关系，已经成为越来越多石油公司的关注重点。为了满足国家或地区要求，新建自升式钻井平台安装更多配套的环保设备已成为趋势。

5.1 燃油排放

IMO（International Maritime Organization，国际海事组织）于2018 批准了MARPOL Annex VI 修正案，该规定要求2020 年起，全球范围内的船舶燃油含硫量从3.5%下降至0.5%，对氮氧化物的排放也提出了限制，另外ECA（Emission Control Area，排放控制区）区域将会有更严格的要求，届时起将禁止所有未安装脱硫设备的船舶携带高硫燃油。而我国也已规划了3 个新的排放控制区：珠江三角洲、长江三角洲和环渤海地区。这对于目前在役自升式钻井平台，无疑是一个挑战。

目前，SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）及双燃料发动机都是比较可行的解决方案[8]。预计今后发动机排烟脱硫装置、氮氧化物减排系统以及IMO Tier III 标准的发动机将成为自升式钻井平台动力配置的主流。

图4 全球ECA 区域

5.2 零排放技术

零排放的概念提出于20 世纪70 年代初，随后越来越多的海域开始要求钻井“零排放”。2017 年，我国提出生态保护红线区，并要求生态保护红线区的钻井作业必须实现污染物零排放。

自升式钻井平台的“零排放”包括黑水、灰水、钻台污水以及甲板雨水的回收和处理、生活污水处理、岩屑回收、钻井工艺优化、钻井液优化、固井工艺优化等[9]。零排放系统已成为新型自升式钻井平的标配，但相关钻井工艺流程还有不少改进空间。

5.3 其他环保技术

除国际通用要求外，一些区域还存在特殊要求。RMR（Riserless Mud Recovery，隔水管钻井液回收）技术是双梯度钻井的一种实现方法[10]，该技术可以在表层钻进时回收钻井液和岩屑，是北极圈等生态脆弱地区常用环保技术之一。

2017 年，IMO 的压载水公约正式生效，公约对船舶压载水跨区域排放和处理提出了高标准要求。虽然目前自升式钻井平台因舱室布置和作业的特殊性，不强制安装压载水处理系统，但仍存在舱底残留物污染压载水的可能。随着环保要求的提高，压载水处理系统将会在高端自升式平台上普及。

6 结论

自升式平台已经有60 多年的发展历史，但突出的经济性优势仍占据着海洋钻井平台的主导地位。2015 年以后，由于国际油价走低、海工产能过剩等因素导致国内大量自升式钻井平台闲置。但随着油价回升和我国三大油公司向海洋发展力度的加大，新的市场机遇已经临近。相信在不久的将来，功能强大、配置优良、高效环保的新一代自升式钻井平台能够在市场上占领一席之地。