涠洲WHPA导管架海上安装调平方法

魏佳广，严亚林，王 斌

海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

涠洲WHPA导管架海上安装调平方法

魏佳广，严亚林，王 斌

海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

导管架调平是导管架平台海上安装的重要施工工序，也是影响导管架安装质量的关键环节。伴随海洋油气开采技术的快速发展，导管架平台的结构形式呈现多样化创新设计，其海上安装的调平方法也不尽相同，因此研究能够安全、高效地进行导管架调平技术很有必要。介绍了两种常用的导管架调平方法，结合涠洲某油田WHPA导管架的海上安装方案并通过理论分析，提出了非常规裙桩导管架安装调平的方法。阐述了非常规裙桩导管架水平度的控制因素、调平的关键技术及主要施工程序。WHPA导管架海上调平的成功工程实践验证了该调平方案在此类导管架应用的可靠性，对后续类似导管架安装具有一定的指导意义。

导管架；调平；海上安装；裙桩

1概述

导管架平台是浅水、较深水海洋工程开采中应用最为广泛的平台形式，根据导管架承载形式分为裙桩式导管架和桩基式导管架（见图1）；根据导管腿数量分三腿、四腿、六腿、八腿等导管架平台[1]。

图1 导管架桩基型式

一般来说，由于受船舶资源、施工环境、油田开发成本、油田产量、油田水深等因素限制，较深水导管架通常设计成塔形桁架结构，体积、重量规模均较大，且导管架通常采用裙桩式桩基础。

对于导管架海上安装，其水平度的控制是整个安装过程中最关键最重要的环节，是检验导管架施工质量的一项重要指标，也是整个平台成功安装的前提。业主技术规格书和相关规范一般要求导管架的水平度为5‰，即导管架任意相邻两点的高差小于其距离的5‰，一般测量邻近的导管架腿的高差（包括对角线）[2]。

但由于受海床的平整度、泥面基础、导管架结构的重心偏移、舱室压载不均匀、钢桩插打作用力不均等多种因素的影响，导管架水平度控制可能超出5‰精度误差，因此进行导管架海上调平是导管架海上安装必不可少的关键步骤。作者参加了数个导管架的海上安装设计及施工，大部分均需调平，导管架调平是海上安装的难点，其顺利与否直接影响到下一步的关键作业，关系到整个工程的工期。本文主要针对涠洲某区块WHPA四腿水下裙桩式导管架海上调平方法进行探讨，分析导管架安装过程中水平度控制方法，并成功进行了工程应用。

2 导管架常见调平方法

导管架设计、建造型式不同，导管架水平度的调整方法也有所差异，一般来说，导管架调平方法有提拉调平吊点调平法、水下调平器法、水下塞楔块法、专用调平柱调平法、外挂导管架调平法等[3]，本文主要介绍最常用的两种导管架调平方法：提拉调平吊点调平法和调平器法。

2.1 提拉调平吊点调平法

提拉调平吊点调平法是指在导管架陆地建造期间设计调平吊点，并进行预安装，用于海上导管架上提调整水平度。导管架入水后，首先要进行导管架水平度测量，当导管架水平度在允许范围内时，可直接插桩打桩，最后进行导管架调平。当导管架入水就位后水平度超过允许误差不大时（小于1.5%），可以先插打较高处的钢桩；当导管架水平度超过允许误差较大时（大于1.5%），必须用起重船吊机上提导管架低端，在已插好的钢桩焊接临时筋板，固定住导管架，再去插打其余钢桩[4]；可重复多次进行，反复焊接筋板，直至导管架水平度达到规定要求。此方法常用于浅水桩基式导管架，如图2所示。

2.2 调平器法

图2 采用提拉调平吊点法调平渤海某导管架

调平器法适用于深水裙桩式导管架，深水导管架设计有常用桩径配套的裙桩套筒，如84 in、96 in规格钢桩（1in=25.4 mm），且在裙桩套筒设有卡桩器（pile gripper）、调平环系统，专门用于调平器调整导管架水平度。

调平器工作原理[5]是利用已经入泥固定的桩基和导管架裙桩套筒的相对运动，来提升导管架调整水平度。调平器一般由3部分液压系统组成：上部夹紧液压系统、下部外涨液压系统、中部拉伸液压系统，如图3所示。

图3 3 000 t调平器

调平器安装于导管架最低点裙桩套筒和主桩环形空间后，调平器液压系统开始工作。上部夹紧楔块利用液压缸作用夹紧钢桩；下部外涨楔块利用液压缸作用外涨至裙装套筒内侧，完成导管架与钢桩的固定连接；中部液压系统启动将调平器收缩，给导管架最低点一个垂直向上的载荷，达到导管架向上位移的目的。可重复多次操作直至导管架水平度满足要求以后，安装在导管架上的卡桩器液压系统启动并夹紧钢桩以固定导管架。这样可通过调平器与卡桩器的配合完成导管架的调平作业[6-8]。

随着油气开发市场的不景气，面临国际油价持续走低局势，导管架海上安装降本增效势在必行，因此导管架的设计型式越来越多样化。以涠洲某油田WHPA导管架为例，说明非常规裙桩式导管架（无调平环系统）的调平方法[9]。

3 涠洲某油田WHPA导管架调平

3.1 WHPA导管架安装

涠洲某油田区块WHPA导管架位于南海北部湾海域，油田区水深约40 m，导管架长、宽、高为26.74 m×24.37 m×43.7 m，四腿水下裙桩式导管架吊装质量1 800 t，包含4根长度均为82.45 m、直径2 134 mm、壁厚60 mm、设计入泥深度62 m的钢桩。导管架采用立式建造、拖拉装船、吊装入水的就位方式，WHPA导管架结构示意见图4。

图4 WHPA导管架结构示意

此WHPA导管架没有采用与以往深水导管架结构相同的设计型式，在其导管架裙桩套筒内部未设计卡桩器和调平环系统，也未设计专门的灌浆管道和pack（封隔器）系统[10]，导管架建造成本有所降低，但导管架的安装难度较常规导管架有所增加，并且3 000 t调平器无法调平该导管架。

WHPA导管架于2014年11月27日海上安装就位后测量水平度，导管架顶面最高点与最低点高差255 mm，且能肉眼观察出倾斜，导管架位置误差0.5 m，方向误差0.6°，见图5。

图5 导管架就位初始状态

3.2 导管架预调平

3.2.1 水文地质预调查[11-12]

为深入了解导管架安装区域的海底地形和地貌状况，保证导管架安装的初始座底水平度，在导管架安装前期进行了水文调查及平台周围2 km范围内的已有管道调查，主要包括从导管架井口几何中心向平台四周各外扩50 m，总计长100 m×宽100 m的正方形区域的水深地形、侧扫声纳及浅地层剖面测量的全部测线情况调查，进行作业区的数据采集，以提高施工风险可控性。

测设布线方法：在上述长100 m×宽100 m的区域内，使用多波束测深仪进行测量，绘制精确就位水深图，以2 m×2 m的网点间距布置水深测点。导管架桩腿处，总计5 m×5 m的区域内，以0.5 m ×0.5 m的网点间距布置水深点。侧扫声纳测量以间距20 m×20 m布设，每个导管架区域布设测线12条。浅地层剖面测量经过区域中心点位置的十字交叉剖面数据，每个导管架区域布设测线2条。

通过调查数据回放分析，区分海底表面的地貌类型、人工地貌体和其他障碍物，确定出它们的范围、大小、性质，解释海底地貌特征及形态[13]。分析该区域的地层赋存情况及可能存在的不良地质条件。海底表层地质情况如表1所示。

表1 海床表层地质参数

3.2.2 地貌预调查及地面探摸

导管架施工前2～3个月需对导管架就位区域进行地貌旁扫调查，通过调查结果可再次直观评估导管架就位区域地貌平整度（见图6），确定是直接进行导管架就位还是完成地貌平整处理后再进行导管架就位。

图6 导管架就位区域部分浅地层剖面

浮吊锚泊后，潜水员下水探摸地貌情况，调查范围一般涵盖导管架整个区域，确认海床是否有较大的落差、有无障碍物等，同时结合预调查结果，使用水下定位设备对超出落差要求的区域进行平整，给导管架初始座底时能够处于水平度状态创造必要条件。

3.2.3 导管架挂扣

在确定天气窗口适合导管架下水后，进行导管架的挂扣工作，挂扣之后，调整至导管架预起吊状态，检查各索具带力情况、钩头重心是否符合设计要求，检查索具及卡环是否与设计图纸一致，及时检查并调整索具及卡环放置情况，并目测索具卡环状态完好，以保证符合吊装要求。

3.2.4 选择下水时间

由于导管架结构防沉板较小，且导管架采用裙桩式桩基础，没有设计卡桩器系统，导管架调平难度较大，因此吊装入水最好选择平潮时，以减小浪、流等海况条件对导管架水平度的影响。

3.3 导管架调平程序

导管架调平作业是导管架安装的一个重点，也是难点。导管架海上调平前要制订详细可行的导管架调平程序，根据WHPA导管架就位初始水平度超出5‰情况（见图5（b））和导管架自身结构特点（水下裙桩、无卡桩器系统、无调平环系统），制订针对性调平程序如下[14]：

（1）在导管架未插钢桩情况下，导管架低点B1挂调平索具，缓慢加力提升导管架，肉眼直观跟踪观测导管架变化情况，随时跟踪浮吊吊机吨位变化情况，检查导管架吊耳、索具、卡环和吊机扒杆的强度，检验人员随时测量导管架水平度，定位人员随时监测导管架的运动情况（位置及方位角），提升一定吨位后稳定2 h，利用导管架自身重心偏移来调整导管架就位姿态和水平度，测量水平度。

（2）若步骤（1）中导管架水平度趋势变化不大，则进行4根钢桩的插桩工作，顺序为A2→B1→A1→B2，测量水平度，若水平度不符合要求，则继续提升导管架低点，重复步骤（1）。

（3）若导管架水平度维持由低至高的顺序B1→B2→A1→A2，使用主作业船舶拖缆绞车系B1腿顶部，拖缆逐渐带力将导管架B1腿缓慢提升，即拖缆向主船侧拉拽，实时监测导管架运动情况（方向及位置），至导管架达到水平度要求。

（4）放松拖缆，重新测量水平度。

（5）如水平度仍不满足要求，则重复步骤（3），继续使用主作业船拖缆拉拽至导管架水平度满足要求，放松索具，测水平度。

（6）根据测量结果由高端向低端顺序打桩。

3.4 导管架调平

导管架经历预调平后，若水平度仍不能满足业主技术规格书中的要求，要对导管架进行终调平。根据编制的导管架调平程序，经现场业主首席代表同意后，开始导管架调平工作，具体调平方法如下：

（1）导管架就位后，导管架低点B1挂调平索具，提升导管架B1腿（见图7），逐渐缓慢加力500、1 000、1 500、2 000、2 500、3 000、3 500、4 000、4 500、5 000、5 500 kN（吊点设计许用载荷8 000 kN），每加力500 kN后稳定半小时，定位人员随时监测导管架运动状态，并随时观察吊机吨位显示。

图7 导管架调平过程

（2）当导管架加力至3 000 kN时，导管架开始有微小起伏，定位罗经和GPS随时监测导管架状态，导管架位置误差由原来0.5 m变为0.2 m。

（3）当加力至5 500 kN时，稳定30 min，此时吊机载荷出现降低情况，降为5 000 kN，说明导管架已经提升，随即测量水平度。

（4）测量导管架水平度为B1（+120 mm）→B2（0 mm）→A1（+144 mm）→A2（+50 mm）。

（5）经测量水平度发现，原来高点已经变为低点，说明导管架已经提升30 cm，此时钩头缓慢卸载，直至为0，使导管架自由沉降稳定，由于导管架无法固定调平点，只能靠防沉板及地质情况调整水平度，测量最终水平度为B1（0 mm）→B2（+1 mm）→A1（+67 mm）→A2（+85 mm），符合规格书要求。

（6）继续4根裙桩插桩工作，完成后测量水平度变为B1（0 mm）→B2（+16 mm）→A1（+70 mm）→A2（+97 mm），符合规格书要求。

（7）继续4根裙桩打桩工作，打桩顺序为A2→A1→B2→B1，且每打一根裙桩后随即测量水平度，以调整相应的打桩顺序。4根裙桩打桩完成后测量水平度变为B1（0 mm）→B2（+14 mm）→A1（+66 mm）→A2（+104 mm），符合规格书要求，调平工作完成（见图8）。

图8 导管架调平过程的水平度测量

涠洲WHPA导管架经过上述一系列的调平步骤，其最终水平度满足规格书要求的5‰以内。

3.5 导管架调平风险

导管架未设计pack封隔器系统，在导管架提升调平后，其B1低点导管腿裙桩套筒有漏浆风险。因此针对可能漏浆情况，灌浆[15]作业前应对导管架裙桩套管和桩管之间的环形空间进行封堵，潜水员下水进行排沙袋封堵环形空间打底，水上吊机配合潜水员送沙袋，以免漏浆耽误工期。

4 结束语

导管架就位是导管架海上安装过程中最重要的环节，而导管架调平是导管架平台施工的一道重要工序，甚至是影响导管架施工的关键步骤。随着导管架的结构型式多样化创新发展，不同类型导管架的调平方案应根据具体的导管架结构形式、施工现场的情况、现有的装备资源及技术等条件有针对性地选择不同的工艺方法，制订切实可行的调平程序，降低调平作业带来的施工风险。

本文介绍了几种常用的导管架调平方法，探讨了特殊裙桩导管架的调平步骤，并以涠洲WHPA导管架项目为例进行了验证。但由于导管架的结构型式多样变化，有必要在以后的工作中，进一步论证该调平方法的可行性，通过与以往多个导管架的调平经验结合分析比对，进而得到较为合理可行的调平方法。

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中俄原油管道二线管道焊接突破500 km

截至1月18日，管道公司承建的中俄二线管道焊接已突破500 km。

中俄原油管道二线是深化中俄两国在能源领域合作的重大工程。管道全长941 km，计划2017年10月具备投产条件，2018年1月1日投入运营。中俄二线施工区域大部分分布在北纬52度以上的高寒地区，经过460 km永冻土区，240 km爆破段，还有近60 km的沼泽地带。极端寒冷的天气和复杂的地质条件，对工程进度和施工人员都是极大的挑战。

这项工程首次大批量使用我国自主研发的全自动焊接机，打破了国外的技术垄断，在极寒条件下一次焊接合格率达95%以上，作为国内迄今为止采用全自动焊比例最高的长输管道，其80%的主体焊接工程量使用全自动焊设备来完成。我国自主研制的高精密、数字化的cpp900全自动焊机首次在极寒地区大规模使用，推动了我国管道建设设备国产化进程。

中俄原油管道二线项目首次全面推行全自动超声波检测工艺，还应用了我国自主研发的机械化补口设备，并采用“大型施工设备远程监控管理系统”等一系列科技创新成果，大幅提升我国管道建设智能化水平。

（本刊摘录）

L eveling method research ofWZWHPAjacket installation

WEIJiaguang，YAN Yalin，WANG Bin

Offshore OilEngineering Co.，Ltd.，Tianjin 300452，China

Leveling is an important process of offshore jacket platform installation and a key factor affecting the installation quality.With the rapid development of offshore oil and gas engineering，the structure design of jacket becomes more and more varied，the leveling is not necessarily the same，so it is necessary to research safe and efficient jacket leveling technology.This article introduces two common leveling methods of jacket installation.Based on the WZ WHPA jacket installation scheme and theoretical analysis，the leveling method for unconventional jacket with skirt piles is illustrated with respect to levelness control factors，key leveling techniques and main steps for unconventional jacket with skirt piles.The successfulWZ WHPAjacket installation practice verifies the reliability of this leveling method.

jacket；leveling；offshore installation；skirt pile

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.01.005

魏佳广（1986-），男，甘肃白银人，工程师，2011年毕业于辽宁石油化工大学化工过程机械专业，硕士，现主要从事海洋石油平台等设施安装设计及相关技术研究工作。

2016-08-05；

2016-12-09

海洋石油工程股份有限公司工业化/产业化科技创新研发项目（E-0815P019）

Email：weijg@mail.cooec.com.cn