陵水17-2氣田位于海南島三亞東南150km的陵水海域（水深1220～1560m），被鉆探證實是千億立方米優質高產大氣田，主要產品為天然氣和凝析油，擬采用水下生產系統回接深水浮式生產平臺對該氣田進行開發，是在中國海域 次采用典型深水開發模式進行開發的自營深水氣田。其中，適應南海油氣開發特點、帶凝析油儲存和外輸功能的深水半潛式生產儲油平臺——“深海一號”能源站是該氣田開發的關鍵設施。

相比國內已有建造經驗的半潛式鉆井平臺、半潛式生活平臺，“深海一號”能源站在總體性能、船體結構、系泊系統、立管等方面的作業要求要高得多，需要抵御連續服役期間所有可能的臺風侵襲，對設施和設備的可靠性要求很高，關鍵疲勞壽命要求是常規鉆井平臺指標的數倍。因此，掌握適合南海深水油氣藏開發特點的浮式生產平臺及其配套技術對中國深水油氣田開發具有重要的現實意義。

本文基于陵水17-2氣田開發需求，梳理了半潛式生產儲油平臺在設計、建造及服役過程中面臨的主要技術挑戰，對“深海一號”能源站基于南海深水環境和地質條件、國內場地資源開展的船型開發等總體設計技術進行了詳細論證，針對半潛式生產儲油平臺的系泊系統設計、深水鋼懸鏈立管布置與疲勞分析、運動響應預報、結構設計和防腐等關鍵技術內容進行了論述�！吧詈Ｒ惶枴蹦茉凑驹O計方案與關鍵技術的研究成果為陵水17-2氣田的順利開發提供了強有力的技術支持，同時也為類似深水浮式生產平臺的研發提供了參考。

   1 主要技術挑戰

1.1 惡劣的環境條件

中國南海與挪威北海、美國墨西哥灣是公認的三大海況惡劣海域，惡劣環境條件對深水工程設施可能會產生顯著破壞性影響。這幾大海域由于環境導致的海洋工程事故屢見不鮮，造成的損失通常以億美元計。南海夏季臺風和內波頻發，對設施的極限生存能力帶來了極大挑戰。相比其他兩大惡劣海域，南海的風速、流速更為惡劣（表1），為平臺系泊系統、立管系統的設計帶來了巨大挑戰。惡劣的風速和流速將顯著增加浮式系統的平均受力，與波浪共同作用后，將導致浮體長期在較大偏移上振蕩運動，顯著增加聚酯纜動態剛度及系泊載荷，對整個浮式設施的定位安全提出了更高要求。此外，南海冬季受東北季風持續作用，其所產生的長周期波高對平臺結構、立管的疲勞也將帶來顯著不利影響。相比已有大量浮式生產平臺的墨西哥灣中波浪疲勞數據集中在0.5～2.5m有義波高、4～8s周期不同，中國南海的波浪疲勞數據分布在0.5～8.0m有義波高、4～13s周期，其對結構物的疲勞挑戰顯著增加。此外，除了表層流速較高外，中層和底層流速相比其他海域也更為惡劣，增加了立管系統的干涉和強度破壞風險。

深水海域大尺度立管、系泊系統、船體對海洋動力環境參數的敏感性很高，工程設計要求的環境參數也更加精細。常規的單向保守思維可能導致災難性后果，極端工況時周期長1s，可能導致立管壽命大為降低；周期短1s，系泊載荷可能因此增大20%以上。因此，“深海一號”能源站在設計及服役階段均要重點考慮惡劣的環境條件對相關設施的影響。

1.2 復雜的海底地形

陵水海域地形陡峭，存在多種不良地質現象，如硬質海底、斷層、凹坑等，嚴重影響浮式平臺位置選擇、錨泊基礎形式、立管底部觸地點剛度和懸跨問題。目前中國針對淺水油氣田開發所建立的地質基礎數據及所掌握的相關技術無法滿足深水油氣田開發的精細化要求。深水區域海底路由和地質勘察耗資巨大，動輒上億元，設計基礎研究的技術方案制定難度高，須多個專業統籌考慮，與工程方案的匹配難度大。

1.3 氣藏分散且缺乏依托設施

陵水17-2氣田由多個氣藏構成，這些氣藏分布在海南島東南約150km的狹長地帶內，其東西跨距49.4km，南北跨度30.4km。該氣田中心距離200m水深的淺水海域直線距離約55km，高峰日產水量近700m3，水下長距離輸送流動安全保障困難。

中國南海深水區域油氣開發起步較晚，油氣管網遠不如墨西哥灣發達，且主要集中在南海東部。南海西部僅有崖城13-1氣田群可供依托，包括2條外輸管線：一條從崖城到香港的管線（778km），另一條從崖城到南山終端的天然氣和凝析油混輸管線。對于陵水17-2氣田，凝析油輸送較為常規的做法是通過135km管線輸至崖城13-1氣田，再輸送至南山終端，但輸送至崖城平臺的凝析油管線投資高達8億元人民幣。將凝析油儲存在半潛式生產平臺并通過動力定位油輪進行外輸的解決方案，是基于南海深水氣田開發現狀做出的合理方案（圖1），但需要解決凝析油儲存及外輸安全等難題。

1.4 受限的建造場地和合龍資源

半潛式生產平臺是三大典型深水浮式生產平臺之一，中國仍無相關的設計和建造經驗，但國內多個船廠具備半潛式鉆井平臺、半潛式生活平臺的設計和建造經驗。在這些經驗的基礎上適當突破和整合，在焊接質量穩定性、厚板的疲勞處理、高應力區的預制工藝、分段合龍精度控制上適當改進后，具備形成半潛式生產儲油平臺的建造能力，但仍面臨受限的建造場地和合龍資源帶來的技術挑戰。

相對具有天然優越港池條件的韓國船廠（其船塢、港池、航道通�？梢赃_到12m以上吃水條件），中國船廠的一個重要短板在于船塢、港池及出港航道的水深較為受限（表2），即使借助潮位，大多數船廠出港前允許的吃水不超過9m，這直接影響到合龍、出塢后的舾裝、傾斜試驗等作業，也成為控制半潛式生產儲油平臺建造出塢、調試期間的吃水限制參數。較低的空船吃水限制對平臺的主尺度及總體設計均有重要制約作用。

   2 總體設計技術

2.1 深水環境條件分析

通過10余年的水文氣象觀測，并在此基礎上開展高重現期設計參數與波浪方向性研究、大型作業氣候窗多維度優選研究，充分摸清了陵水區塊水動力方向性明顯的特點，對陵水海域的強浪向認識也發生了改變，強波浪方向由東南向調整到東向，為平臺方位、氣隙預報提供了充分的依據；結合觀測數據更新了對南海波陡特性的認識（圖2），新的認識客觀反應了波浪高度與譜峰周期的真實特性，百年一遇波浪譜峰周期相比以往水平（16.3s）降低了1.6s，對于平臺方位優化、系泊系統設計、立管疲勞計算起到了關鍵的指導作用。

2.2 基于國內場地資源的定制化設計

“深海一號”能源站上部組塊需要搭載200余套油氣處理設備，目前具備油氣處理設備集成和調試經驗的廠家并不在船廠。如選擇箱型板架式上部組塊結構，國內并不具備油氣生產平臺的箱型板架式上部組塊的布置經驗，且其建造和集成調試并不便利。因此，選擇與固定平臺類似的傳統桁架式上部組塊是符合國內建造經驗的佳選擇。

桁架式組塊與船體間如何總裝合龍，是 要解決的設計難題。對于大型半潛式生產平臺而言，采用組塊與船體整體合龍能顯著減少建造工期。整體合龍主要有浮托法、吊裝法、頂升法3種。這幾種方式的優選原則是：所在國家具備大噸位吊裝合龍條件時優先選擇吊裝法，如美國墨西哥灣的半潛式生產平臺和張力腿平臺基本都在Kiwiet場地采用1.1×104t碼頭吊完成；無法吊裝合龍時，考慮是否存在遮蔽海域及其水深條件，來研究浮托法的可能性，如巴西海域的浮式生產平臺合龍方式；前述2種方法均無條件實施時，采用頂升法，如馬來西亞殼牌公司的Malika TLP（張力腿平臺）的合龍方式�！吧詈Ｒ惶枴蹦茉凑具x擇國內資源——2萬噸級泰山吊進行吊裝合龍作業，雙吊梁的間距為42.5±7.0m（圖3），因此合龍時的吊裝跨距不得超過49.5m，這也成為平臺總體設計的大跨距。同時，由于其船塢吃水限制，不得不選擇坐底合龍的方式，在實際作業時須著重解決好坐底安全保障和對接主動控制２項關鍵技術難題。

目前國內大多數船廠的船塢和出港航道水深均不超過9m，這對于空船質量超過5×104t的“深海一號”能源站在建造完成后的順利出港帶來了巨大挑戰。通常半潛式生產平臺的浮箱寬度與高度的比值不超過2.00，過寬的浮箱會導致作業條件下波浪力增加；此外，立管疲勞較為敏感的作業周期（13s內）對應的垂蕩運動也將因此增加。為了滿足合龍完成后的出港要求，在9ｍ浮箱高度的限制下，不得不將浮箱寬度設計為21m，由此，浮箱寬高比達到了2.33，遠高于業界常規的2.00，這將導致浮箱在作業時受到較大的垂直波浪載荷，導致的垂蕩運動響應曲線如圖４所示，在小周期（15s左右）的垂蕩響應算子幅值達到0.4，這對于立管的疲勞設計挑戰極大。

2.3 多立柱浮體的凝析油U型隔離與安全儲存技術

與常規半潛式生產平臺不同的是，“深海一號”能源站須考慮凝析油儲存，根據氣田凝析油產量（約1250m3/d），考慮外輸作業較常規FPSO更為復雜，且統籌油輪噸位，確定凝析油艙容為2.0×104m3（初始投產時）和1.8×104m3（6年后壓力不夠時上增壓設施后）。凝析油作為危險介質，其儲存面臨破艙泄漏、儲存艙室壓力超標或艙頂落物導致結構破壞等問題，容易引起火災或爆炸。因此，凝析油儲存的安全性是新船型開發 要解決的技術問題。

應對凝析油艙泄漏的好辦法是在凝析油艙周邊設置隔離艙保護。若將凝析油設置在浮箱，較大的隔離艙空間不能壓載導致的壓載損失，將不可避免地需要在立柱中布置較多的壓載艙才能滿足在位吃水要求，但在立柱中布置大量壓載水將導致平臺更高的在位重心，導致更大的浮箱尺寸和跨距，造成平臺尺度上的惡性循環。此外，凝析油艙需要頻繁調整裝載量，從操作便利性而言，如將凝析油艙布置在浮箱中，管系通過立柱也將導致更大的危險區。因此，將凝析油艙布置在立柱并在油艙周圍設置隔離艙成為必然的解決方案。按照該方案，除了用于調節偏心的壓載艙，其他壓載艙均布置在環形浮箱內，更利于操作；凝析油艙的四周及底部均設置了1.8m的隔離空艙，便于檢修凝析油艙的水密性，隔離艙寬度比規范要求的1.5m更高，主要是為了改善人員進出便利性；凝析油進出通道及艙室的透氣均通過艙頂，以利于海上作業。

經綜合分析，“深海一號”能源站凝析油儲存艙布置如圖5所示，這種適用于多立柱浮體的凝析油Ｕ型隔離技術的儲油艙類似于保溫瓶內膽。該項技術由國內 次提出并在海洋石油工業界應用。

針對上部組塊中凝析油艙進艙管線中進氣的潛在可能性，通過設置甲板水封裝置來避免氣體進入，同時設置了呼吸閥來保證艙室內外的壓力平衡，避免潛在的壓力異常。對于潛在艙頂落物導致的著火風險，通過加強艙頂結構設計來確保落物不會導致艙頂結構破壞。

影響凝析油儲存安全的另一個潛在問題是平臺的運動性能，作業期間凝析油艙不停地與浮箱中的壓載艙進行裝載置換，艙室的位置差異導致平臺的整體重心總是處于變化中，其對平臺的橫搖周期將產生顯著影響。半潛式平臺的穩性高與重心高度直接相關，與常規半潛式生產平臺在位時重心高度變化幅度較小不同，“深海一號”能源站在位時的穩性高處于急劇變化中，其橫搖運動響應如圖6所示，橫搖周期為27～43s，較長的橫搖固有周期將直接導致平臺較顯著的低頻運動。此外，工業界的實踐表明，應盡量避免橫搖固有周期落在2倍升沉固有周期范圍內，否則會產生潛在的馬修不穩定性。這是陵水17-2半潛式生產儲油平臺在設計中面臨的不同于以往的一個重要挑戰，必須要通過低頻響應預報技術予以解決。

2.4 多立柱浮體的凝析油動力定位外輸技術

“深海一號”能源站為多點系泊平臺，與常規南海單點系泊的FPSO不同，其外輸面臨更大的挑戰。為解決無風向標效應導致的外輸風險，推薦采用動力定位（DP）外輸油輪對陵水17-2氣田凝析油進行外輸作業。

陵水海域位于南海西部，其西北方向為海南島，大部分風浪從東北和南向來。海流方向性較強，大部分去往西南偏西方向，北側至西南的西北扇區（135°范圍）內風、浪的概率分別為5.18%、2.30%。根據這一環境分布條件，半潛式平臺在主甲板西北側僅布置1個外輸點即可滿足凝析油的外輸需求，外輸點布置及外輸油輪的潛在布置位置如圖7所示。

動力定位作業能力分析及其限制作業條件計算是外輸方案的技術核心，基于勢流理論的時域運動方程可以模擬任意時間變化的外載荷作用的浮體運動特性。在求解時域方程時，需要實時對外力進行濾波和動力定位控制。計算出不同浪向對應的限制環境條件見表3。

根據海域的環境條件統計，采用動力定位穿梭油輪對陵水17-2氣田凝析油進行外輸時，該海域限制流速取為0.6m/s。對于1.5×104t的動力定位穿梭油輪，推薦的DP2推進系統配置方案可以為 尾均為2個全回轉推進器，或者 尾分別1個全回轉推進器及1個槽道推進器。船 和船尾每個推進器的推力需求為311KN，推力需求可以根據廠家推進器的控制能力進行優化。據此統計的全年外輸平均作業概率達到93％，其中8月受臺風影響，11、12月受季風影響，這3個月外輸作業概率相對較低，分別為88.9％、85.7％和84.5％。

2.5 新船型參數設計

“深海一號”能源站在船型開發中受到諸多制約，這些制約包括建造及合龍場地能力、合龍后的吃水要求、南海特殊環境條件下的凝析油裝卸載能力、對鋼懸鏈立管的運動適應性、上部模塊處理規模和以往建造經驗等。這些因素注定了我國南海氣田開發的半潛式生產平臺無法完全借鑒國外成熟船型，不得不量身定制適應我國特點的半潛式生產平臺船型。

“深海一號”能源站主尺度見表4，其船型如圖8所示。該平臺為世界 個帶萬噸級凝析油儲存和外輸功能的半潛式生產平臺。

將“深海一號”能源站與中國設計建造的“奮進號”半潛式鉆井平臺的關鍵技術指標和技術特點進行了對比（表5）�？梢钥闯�，在設計指標上“深海一號”能源站明顯較“奮進號”高。

   3 關鍵技術

3.1 深水系泊系統設計

當前對于千米水深以上的半潛式平臺、單柱式平臺及海上浮式生產儲卸油裝置（FPSO），多采用聚酯纖維纜技術，相比常規的鋼纜系泊（錨鏈-鋼纜-錨鏈）系統，其系泊剛度接近于線性，且在控制浮體偏移量方面具有較顯著的效果。由于其系泊特性的優勢，采用聚酯纜系泊技術可節省大量工程投資，如“深海一號”能源站采用聚酯纜系泊比采用常規鋼纜系泊可節省投資2億元人民幣。

“深海一號”能源站系泊系統采用變剛度法開展系泊系統設計和分析，其設計構型為：頂鏈為R4S等級Φ157mm的錨鏈（長115～130m），中間為Φ274mm的聚酯纜（長1949.5m，中間含15m長R4S等級的連接錨鏈），底鏈為R4S等級Φ157mm的錨鏈（長259.08m）。國內安裝資源Φ160mm的安裝上限能力能滿足相關系泊纜的安裝。

針對南海系泊纜回接時潛在臺風安全問題，開展了系泊回接分析，分析結果表明：回接4根系泊纜時，系泊系統可以抵抗1年一遇的環境條件，而無法抵抗10年一遇的環境條件；回接8根系泊纜，系泊系統可以抵抗10年一遇的環境條件，而無法抵抗50年一遇的環境條件�？紤]到臺風的運行特點和預報時長，在系泊纜回接時，建議在1周內完成8根系泊纜的回接，以盡可能降低回接時的風險。

3.2 深水鋼懸鏈立管布置及疲勞壽命分析

通過開展立管方案比選，選擇了鋼懸鏈線（SCR）作為回接和外輸管線的形式，與常規的動態軟管相比，鋼懸鏈立管可適應的尺寸更大，更有利于深水油氣田生產，但其強度和疲勞挑戰也更為嚴峻。鋼懸鏈立管對水深、浮體運動性能均有近乎苛刻的要求。

通過對半潛式平臺船體吃水、平臺水深、立管方位等進行優化，得到“深海一號”能源站立管布置如圖9所示，立管疲勞計算結果如表6所示�？梢钥闯�，立管疲勞壽命雖然滿足30年設計壽命要求，但其結果均較為臨界，其中平臺渦激誘導運動導致的疲勞起主要作用。此外，波致疲勞也是由平臺運動所導致，進一步說明了平臺運動性能與立管設計的定制關系。這是典型深水項目的特點，也驗證了深水工程設計須進行循環優化設計的特點。

3.3 低頻運動響應預報

半潛式生產平臺的儲油功能導致平臺在位性能的顯著變化，存在著潛在馬修不穩定性的隱患，需要準確而科學的低頻運動響應預報技術來量化技術風險�！吧詈Ｒ惶枴蹦茉凑靖∠湎啾纫酝�項目更寬，帶來了更大的垂向波浪力，但同時也增大了垂蕩、橫搖、縱搖運動的阻尼，抑制了馬修不穩定性的產生。此外，對于平臺在位時立管需求的運動性能以及潛在的平臺傾斜過大導致的上部模塊波浪抨擊問題，通過考慮足夠的在位吃水以及干舷予以解決。通過控制平臺主尺度來改善水動力性能，垂蕩固有周期為22.5s，大縱搖固有周期為42.4s（滿載），縱搖固有周期小于2倍垂蕩固有周期，有效避開了馬修不穩定區域。不同裝載對應的縱搖運動周期范圍為27.5～42.4s，超過了常規波浪覆蓋的能量，平臺呈現較為顯著的低頻運動特征�！吧詈Ｒ惶枴蹦茉凑酒脚_的低頻運動特性已通過模型試驗得到了驗證。

3.4 關鍵結構設計

平臺中超過5000m3容積的單個凝析油艙的結構設計是一大技術挑戰，在設計期間開展了凝析油艙壁結構方案比選。初選時，為方便洗艙并確保艙內系統簡單，凝析油艙中間艙壁采用支柱結構，但存在支柱根部應力集中的風險。在此基礎上，考慮將凝析油艙設計為連續艙壁，通過開孔來解決整個艙室的流通問題（圖10）。經過計算對比發現，儲油艙的極限強度應力水平由支柱艙壁結構的343MPa下降為連續艙壁結構的162MPa，疲勞壽命也由優化前的150年大幅度提高。顯而易見，結構優化帶來了更好的極限強度和疲勞壽命。

3.5 30年不進塢的防腐方案設計

“深海一號”能源站為中國 個30年不進塢的浮式生產儲油平臺，船體防腐設計原則與國外長期服役不進塢船體基本類似�；�于以往國內FPSO的操作經驗，“深海一號”能源站采取了一些結構腐蝕的特殊考慮，如：一部分需調載的壓載艙、凝析油艙底部水較多的2ｍ以下區域、存在卸貨等摩擦作用的立柱底部等均考慮2mm腐蝕裕量。

考慮到“深海一號”能源站是中國 個30年不進塢的船體，開展了船體外加電流保護方案（ICCP）作為備用方案。外加電流陰極保護系統的電源負極與船體鋼結構電連接，正極與復合電纜上的輔助陽極相連接。其設計方案為：海水中裸鋼保護面積為27420㎡，海水中涂敷鋼保護面積為5150㎡，設計安裝4套拉伸式外加電流陰極保護裝置。通過張拉4條集成了輔助陽極和參比電極的復合電纜，在船體外表面施加直流電，進而提供船體外加電流陰極保護。設計復合電纜張拉方案時，電纜底部與下浮體上表面預留吊耳固定，電纜頂部與底層甲板下表面連接固定，電纜整體張緊。采用垂直拉伸方式，4串復合電纜，每串復合電纜設置6個輔助陽極。船體整體外加電流備用防腐方案如圖11所示�？紤]船體水下結構犧牲陽極全部耗盡的情況，24個輔助陽極總電流輸出為231A。根據模擬結果，船體結構的保護電位的范圍在－0.85～－1.10V，符合船級社的陰極保護電位范圍。備用防腐方案在平臺先預留，在作業過程中對陽極進行監測并決定是否啟用備用方案。

30年不進塢的“深海一號”能源站與45年不進塢的Shell Olympus整體防腐方案對比見表7�？梢�，深水平臺長期服役、不回塢檢修是普遍作法，“深海一號”能源站沿用了國際上先進的設計理念，并在此基礎上借鑒國內FPSO和導管架延壽技術作業實踐，在部分區域考慮了額外的腐蝕余量，以及備用的外加電流防腐措施，多重技術保障以確保海上作業安全。

   4 思考及展望

陵水17-2氣田是中國采用典型深水開發模式進行開發的 個自營1500m深水氣田�！吧詈Ｒ惶枴蹦茉凑镜慕ǔ勺C明中國已掌握了深水油氣田自主船型開發技術。但在取得這些進步的同時，也應看到目前仍存在的不足，有助于進一步提高深水油氣田開發工程技術實力。后續在深水油氣田開發工程技術研究中還應重視以下幾個方面：

１）深水油氣田開發以方案研究和設計為核心，方案研究和設計階段涵蓋了從環境條件、工程地質勘察到設計、建造和安裝資源鎖定等過程，深水工程設計技術的掌握對深水油氣的成功開發起著決定性作用。

２）當前依托陵水17-2氣田開發完成了深水半潛式生產儲油平臺總體設計，但也看到國內的自主精細化設計能力還略顯不足，還需要進一步完善提高。

３）深水工程技術通常高于行業規范標準，有必要在總結陵水17-2氣田開發經驗的基礎上，盡早建立完整的深水油氣開發工程設計標準和深水工程技術體系，為深水開發工程建設提供依據和技術保障。

４）當前國內已具備深水工程的集成技術能力，但關鍵設備核心供應鏈仍高度依賴于歐美等發達國家，建議在關鍵設備及部件國產化方面加大力度，提高研發和測試能力，逐步提高國內海洋工程產業的核心技術能力。