本發(fā)明涉及海洋油氣開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域的干式采油平臺，具體涉及一種應(yīng)用于超深水海域環(huán)境下干式采油平臺的生產(chǎn)立管系統(tǒng)及其安裝方法。

背景技術(shù)：

目前，適用于深海油氣開發(fā)的干式采油平臺有兩種：TLP平臺和Spar平臺。干式采油平臺的適配型生產(chǎn)立管系統(tǒng)為頂張緊式立管(Top Tensioned Riser，簡稱TTR)。現(xiàn)行TTR的結(jié)構(gòu)型式采用雙層套管式立管(外層保護(hù)管、內(nèi)層保護(hù)管及生產(chǎn)輸送管)或單層套管式立管(外層保護(hù)管及生產(chǎn)輸送管)。套管的主要作用是預(yù)防生產(chǎn)輸送管的泄露導(dǎo)致的海洋環(huán)境污染與壓力完整性的失衡。由于套管自重遠(yuǎn)大于生產(chǎn)輸送管，因此雙層套管式立管與單層套管式立管均需要巨大的頂張緊力進(jìn)行支撐。對于TLP平臺，TTR的頂張緊力由TLP平臺的主體浮力直接承擔(dān)，因此加大了TLP平臺的主體尺寸及自重，限制了TLP平臺在更深海域的發(fā)展應(yīng)用。對于Spar平臺，TTR的頂張緊力由頂部浮力罐承擔(dān)，因此加大了浮力罐的主體尺寸，進(jìn)一步地加大了Spar平臺的主體尺寸及自重。

為了降低TTR在超深海油氣開發(fā)應(yīng)用中的自重，文獻(xiàn)OTC15100(George Z.Gu,Rod Myers,Robert Sokoll,Joe Jin,Kevin Huang.Technical Feasibility of Tubing Risers.Offshore Technology Conference,Houston,2003.)首次提出了一種解決方案。在該方案中，TTR的結(jié)構(gòu)型式僅具有生產(chǎn)輸送管，而無外層保護(hù)管和內(nèi)層保護(hù)管；控制管纜平行或纏繞布置在生產(chǎn)輸送管外緣。然而，該技術(shù)方案具有以下技術(shù)局限性：

1、生產(chǎn)輸送立管受災(zāi)害性海洋環(huán)境要素(強(qiáng)風(fēng)、巨浪和海面強(qiáng)流)作用，生產(chǎn)輸送立管易發(fā)生干涉、波致疲勞損傷和VIV疲勞損傷等，進(jìn)而導(dǎo)致生產(chǎn)輸送立管發(fā)生破裂及原油泄漏；

2、外層保護(hù)管及內(nèi)層保護(hù)管的缺失導(dǎo)致生產(chǎn)輸送管的軸向剛度大大降低，為滿足相鄰生產(chǎn)輸送立管的干涉要求，需加大生產(chǎn)輸送立管的頂部設(shè)計間距，為此需增加干式采油平臺的甲板面積，加大干式采油平臺的主體尺寸；

3、缺少外層保護(hù)管及內(nèi)層保護(hù)管，熱膨脹導(dǎo)致生產(chǎn)輸送管伸長1.2m左右，為此需增加干式采油平臺的甲板高度，加大干式采油平臺的主體尺寸；

4、外層保護(hù)管及內(nèi)層保護(hù)管的缺失導(dǎo)致控制管纜無保護(hù)通道，控制管纜需平行或纏繞布置在生產(chǎn)輸送管的外緣，進(jìn)而導(dǎo)致生產(chǎn)輸送管橫截面的非對稱，從而引發(fā)復(fù)雜的馳振破壞問題。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

為了解決現(xiàn)行生產(chǎn)輸送立管技術(shù)在超深海油氣開發(fā)應(yīng)用中存在的上述問題，本發(fā)明要提供一種實現(xiàn)以下目的的水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)及其安裝方法：

1、防止生產(chǎn)輸送管破裂及原油泄漏；

2、防止生產(chǎn)輸送管發(fā)生馳振破壞；

3、減小干式采油平臺的主體尺寸。

為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明的技術(shù)方案如下：

一種水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)，包括生產(chǎn)立管組件、控制立管組件、組合浮筒和系泊裝置；

所述的生產(chǎn)立管組件包括柔性生產(chǎn)立管與剛性生產(chǎn)立管，所述的控制立管組件包括剛性保護(hù)管和柔性控制管纜，所述的組合浮筒包括外層浮筒和內(nèi)層浮筒；所述的內(nèi)層浮筒嵌套于外層浮筒內(nèi)；

所述的外層浮筒主體為環(huán)柱體結(jié)構(gòu)，外層浮筒外壁底部邊緣連接四個懸臂浮筒，四個懸臂浮筒沿周向均布，呈輻射狀，懸臂浮筒末端采用桁架結(jié)構(gòu)，桁架結(jié)構(gòu)的外端連接系泊纜繩，外層浮筒由四根系泊纜繩系泊在海床上；外層浮筒內(nèi)壁沿圓周均布四條豎直滑道，滑道貫穿整個外層浮筒內(nèi)壁；在相鄰兩豎直滑道之間的內(nèi)壁中央，離浮筒底端1/3柱高處設(shè)置限位體A；

所述的內(nèi)層浮筒主體為圓柱體結(jié)構(gòu)，內(nèi)層浮筒外壁沿圓周均布四個豎直凸出體，凸出體寬度B1小于滑道的寬度B，凸出體與內(nèi)層浮筒等高；所述的凸出體位于外層浮筒的滑道中；在相鄰兩凸出體之間的外壁中央，離浮筒底端1/2柱高處設(shè)置限位體B，限位體B與位于外層浮筒上的限位體A相配合，限制內(nèi)層浮筒與外層浮筒的相對豎直運動；

所述的剛性生產(chǎn)立管的頂端穿過內(nèi)層浮筒的立管通道，并與內(nèi)層浮筒頂部連接；所述的剛性生產(chǎn)立管的底端連接應(yīng)力接頭，應(yīng)力接頭的底端連接海底井口球形閥；所述的井口球形閥與海底井口頭連接，并集成控制模塊A；所述的井口球形閥在工作狀態(tài)下，與剛性生產(chǎn)立管聯(lián)通；在緊急情況下旋轉(zhuǎn)90度，關(guān)閉剛性生產(chǎn)立管與海底井口頭的連接通道；所述的柔性生產(chǎn)立管的底端與剛性生產(chǎn)立管頂端連接，所述的柔性生產(chǎn)立管的頂端與干式采油樹連接；所述的干式采油樹位于干式采油平臺的甲板上；

所述的剛性保護(hù)管的頂端穿過內(nèi)層浮筒的立管通道，并與內(nèi)層浮筒頂部連接；所述的柔性控制管纜由上段管纜和下段管纜組成，所述的剛性保護(hù)管為下段管纜提供安裝與保護(hù)通道；所述的剛性保護(hù)管頂端設(shè)置管纜接頭，上段管纜和下段管纜通過管纜接頭連接；所述的剛性保護(hù)管底端與應(yīng)力接頭連接，應(yīng)力接頭的底端與控制模塊B連接，控制模塊B的底端固定在剛性保護(hù)管基座上；所述的柔性控制管纜用于控制井下化學(xué)試劑注入，進(jìn)行井下壓力和溫度信息采集，控制井下安全閥的閉合以及控制井口球形閥的閉合；所述的柔性控制管纜的頂端與控制中心連接、其底端穿過剛性保護(hù)管與控制模塊B連接；所述的控制中心位于干式采油平臺的甲板上；

所述的外層浮筒與系泊裝置連接；

所述的控制模塊A與控制模塊B之間通過飛線連接，所述的飛線為信號線纜。

進(jìn)一步地，所述的控制立管組件一組對應(yīng)生產(chǎn)立管組件二至四組。

進(jìn)一步地，所述的組合浮筒浮筒浸沒于海面下30～200m深度處。

進(jìn)一步地，所述的凸出體正面設(shè)置有兩個滾筒裝置，分別位于凸出體正面長邊的兩個三等分高度處，所述的滾筒裝置由滾筒、轉(zhuǎn)軸和支座組成，轉(zhuǎn)軸軸線垂直于凸出體側(cè)面，支座長度與凸出體正面的寬度B1相等，滾筒通過轉(zhuǎn)軸安裝在支座上；滾筒與滑道底面滾動接觸。

進(jìn)一步地，所述的懸臂浮筒為矩形截面懸臂浮筒。

進(jìn)一步地，所述的滑道的橫截面為矩形截面；所述的凸出體的橫截面為矩形截面。

進(jìn)一步地，所述的限位體A為矩形體，共有4個，沿外層浮筒內(nèi)壁周向均布，并處在外層浮筒內(nèi)壁同一高度處；所述的限位體B為矩形體，共有4個，沿內(nèi)層浮筒外壁周向均布，并處在內(nèi)層浮筒外壁同一高度處；當(dāng)內(nèi)層浮筒和外層浮筒的中心等高時，限位體B與限位體A之間留有1至2米的間距。

一種水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)的安裝方法，包括以下步驟：

A、預(yù)備工作：

將外層浮筒吊裝置于半潛船主甲板上，再將內(nèi)層浮筒吊至外層浮筒正上方，調(diào)整內(nèi)層浮筒的位置和角度，直至內(nèi)層浮筒的四個凸出體分別對準(zhǔn)外層浮筒的四條滑道，將內(nèi)層浮筒下放至外層浮筒之中，構(gòu)成組合浮筒；

B、組合浮筒的就位與下沉：

B1、利用半潛船將組合浮筒拖曳至安裝地點，各工作船就位；在外層浮筒上連接常規(guī)安裝作業(yè)方法用的纜繩和錨鏈，半潛船加壓載水下沉并開離，組合浮筒浮在海面上；

B2、向內(nèi)層浮筒壓載艙內(nèi)注水，內(nèi)層浮筒在重力作用下緩慢下沉，直至內(nèi)層浮筒上的四個限位體B分別與外層浮筒上的四個限位體A相接觸；繼續(xù)向內(nèi)層浮筒壓載艙注水至設(shè)計量，該設(shè)計量的壓載水使得內(nèi)層浮筒完全沒入水中時其重力G₁仍大于浮力F₁，在此過程中外層浮筒在內(nèi)層浮筒的拖曳下隨內(nèi)層浮筒一起緩慢下沉至停止，組合浮筒浮在海面上；

B3、向外層浮筒壓載艙內(nèi)注水至設(shè)計量，該設(shè)計量的壓載水使得外層浮筒完全沒入水中時其浮力F₂大于其重力G₂，在此過程中外層浮筒在內(nèi)層浮筒的拖曳下隨內(nèi)層浮筒一起緩慢下沉直至外層浮筒完全沒入水中；

B4、當(dāng)組合浮筒完全沒入水中時，在豎直方向上的受力狀態(tài)為：外層浮筒的浮力F₂大于其重力G₂，內(nèi)層浮筒的重力G₁大于其浮力F₁，且內(nèi)層浮筒的凈浮力G₁-F₁大于外層浮筒的凈浮力F₂-G₂，即：(G₁-F₁)>(F₂-G₂)；在這種受力情況下，內(nèi)層浮筒能夠拖曳外層浮筒穩(wěn)定下沉，且在下沉過程中限位體B與限位體A緊密接觸，外層浮筒與內(nèi)層浮筒不會有相對運動；

C、組合浮筒的水下定位安裝

組合浮筒下沉至目標(biāo)深度后，外層浮筒的懸臂浮筒與相應(yīng)的系泊裝置連接，定位于海床；外層浮筒充入氮氣，外層浮筒上浮，張緊系泊纜繩；在此過程中，限位體A與限位體B相互作用，內(nèi)層浮筒在外層浮筒限位體A的作用下共同上?。?/p>

D、剛性生產(chǎn)立管與剛性保護(hù)管的水下安裝

D1、逐個安裝剛性生產(chǎn)立管：

D2、先將柔性控制管纜的下段管纜通過管纜接頭安裝在剛性保護(hù)管內(nèi)，再通過干式采油平臺吊裝剛性保護(hù)管，使剛性保護(hù)管的底端通過相應(yīng)內(nèi)層浮筒的立管通道和控制模塊B與剛性保護(hù)管基座連接、頂端與內(nèi)層浮筒的頂部連接；

D3、向內(nèi)層浮筒內(nèi)注入氮氣，使內(nèi)層浮筒沿滑道上浮，同時張緊剛性生產(chǎn)立管和剛性保護(hù)管，內(nèi)層浮筒浮至設(shè)計位置，即內(nèi)層浮筒與外層浮筒的中心等高，限位體B與限位體A之間留有1至2米的間距；

E、柔性生產(chǎn)立管與柔性控制管纜的水下安裝

E1、通過干式采油平臺吊裝柔性生產(chǎn)立管，使柔性生產(chǎn)立管底端與剛性生產(chǎn)立管頂端連接、柔性生產(chǎn)立管頂端與位于干式采油平臺甲板上的干式采油樹連接；

E2、通過干式采油平臺吊裝柔性控制管纜，使柔性控制管纜的上段管纜底端與剛性保護(hù)管頂端的管纜接頭連接、上段管纜頂端與位于干式采油平臺甲板的控制中心連接；

至此，一種水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)安裝完畢。

相對于現(xiàn)行生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)，本發(fā)明具有以下顯著的技術(shù)進(jìn)步性：

1、本發(fā)明的柔性控制管纜的下段管纜統(tǒng)一集成裝配于剛性保護(hù)管內(nèi)，避免了下段管纜在剛性生產(chǎn)立管外緣的布置，避免了剛性生產(chǎn)立管橫截面的非對稱，從而避免引發(fā)復(fù)雜的馳振破壞問題。

2、本發(fā)明的組合浮筒包括外層浮筒和內(nèi)層浮筒，生產(chǎn)輸送立管由內(nèi)層浮筒統(tǒng)一張緊，在外部環(huán)境載荷作用下，內(nèi)層浮筒發(fā)生橫向偏移，將導(dǎo)致生產(chǎn)輸送立管頂張緊力的二次分配(增加上游生產(chǎn)輸送立管的頂張緊力的同時減小下游生產(chǎn)輸送立管的頂張緊力)，利于減小生產(chǎn)輸送立管間發(fā)生干涉的可行性，因此，無需加大生產(chǎn)輸送管的頂部設(shè)計間距，從而可以減小干式采油平臺的甲板面積及主體尺寸；

3、本發(fā)明的組合浮筒包括外層浮筒和內(nèi)層浮筒，內(nèi)層浮筒可沿外層浮筒的滑道自由升降，滿足剛性生產(chǎn)立管的熱膨脹要求；無需增加干式采油平臺的甲板高度及主體尺寸。

4、本發(fā)明的組合浮筒包括外層浮筒和內(nèi)層浮筒，外層浮筒負(fù)責(zé)提供系泊纜繩張緊力，內(nèi)層浮筒負(fù)責(zé)提供生產(chǎn)輸送立管和控制立管的頂張緊力，二者解耦系泊裝置與生產(chǎn)輸送立管和控制立管的受力以及運動；因此，在外部環(huán)境載荷作用下，組合浮筒發(fā)生偏移，不會引起系泊纜繩和生產(chǎn)輸送立管頂張緊力的二次分配，生產(chǎn)輸送立管的頂張緊力易于滿足在位服役要求，提高生產(chǎn)輸送立管的在位性能要求。

5、本發(fā)明的組合浮筒通過調(diào)整內(nèi)層浮筒與外層浮筒的壓載狀況，以及限位體A與限位體B的相互作用，避免組合浮筒在安裝過程中發(fā)生碰撞，實現(xiàn)了整體式安裝，簡化了安裝工藝，降低了安裝成本，保障了安裝作業(yè)安全。

6、本發(fā)明中的外層浮筒具有四根懸臂浮筒，即可采用四根系泊纜繩系泊在海床上，當(dāng)其中任意一根纜繩發(fā)生斷裂失效時，剩下的三根纜繩仍能保持外層浮筒的穩(wěn)定性，從而進(jìn)一步地保證了油氣開發(fā)系統(tǒng)的安全性。

7、本發(fā)明的剛性生產(chǎn)立管位于海面下30～200m深度處，減小了海面災(zāi)害性海洋環(huán)境要素(強(qiáng)風(fēng)、巨浪和強(qiáng)流)作用，降低了關(guān)井頻率，因此單一的井口球形閥可以作為生產(chǎn)井控裝置，無需使用復(fù)雜且造價高昂的采油樹作為井控裝置，在緊急情況下旋轉(zhuǎn)90度即可關(guān)閉剛性生產(chǎn)立管的油氣輸送通道，操作簡單可行、造價低廉。

8、本發(fā)明采用單一的井口球形閥作為生產(chǎn)井控裝置，無需使用體積巨大的采油樹，井口球形閥可與剛性生產(chǎn)立管的安裝同時進(jìn)行，安裝簡易，縮短安裝周期，降低作業(yè)成本。

9、本發(fā)明的剛性生產(chǎn)立管位于海面下30～200m深度處，減小了海面災(zāi)害性海洋環(huán)境要素(強(qiáng)風(fēng)、巨浪和強(qiáng)流)作用，降低了相鄰剛性生產(chǎn)立管發(fā)生碰撞的概率，同時減小了波致疲勞損傷和VIV致疲勞損傷，從而降低了剛性生產(chǎn)立管發(fā)生破裂及原油泄漏概率。

附圖說明

本發(fā)明共有附圖9張，其中：

圖1是本發(fā)明的整體結(jié)構(gòu)示意圖(正視圖)。

圖2是本發(fā)明的生產(chǎn)輸送立管與控制立管的結(jié)構(gòu)示意圖(正視圖)。

圖3是外層浮筒的結(jié)構(gòu)示意圖。

圖4是外層浮筒的剖視圖。

圖5是內(nèi)層浮筒的結(jié)構(gòu)示意圖。

圖6是滾筒裝置的剖視圖。

圖7是組合浮筒的俯視圖。

圖8是組合浮筒的剖視圖。

圖9是內(nèi)層浮筒限位體B與外層浮筒限位體A相互作用示意圖。

圖中：1、外層浮筒，2、懸臂浮筒，3、滑道，4、限位體A，5、內(nèi)層浮筒，6、凸出體，7、限位體B，8、滾筒，9、轉(zhuǎn)軸，10、支座，11、立管通道，14、系泊裝置，15、組合浮筒，20、海面，21、海床，22、干式采油樹，23、控制中心，25、干式采油平臺，30、柔性控制管纜，31、柔性生產(chǎn)立管，40、剛性保護(hù)管，41、剛性生產(chǎn)立管，42、應(yīng)力接頭，43、海底井口頭，44、剛性保護(hù)管基座，45、井口球形閥，46、控制模塊A，47、控制模塊B，48、飛線。

具體實施方式

下面結(jié)合附圖對本發(fā)明進(jìn)行進(jìn)一步地描述。本發(fā)明圖示以具有四根生產(chǎn)輸送立管和1根控制立管為例進(jìn)行描述。

如圖1-9所示，一種水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)，包括生產(chǎn)立管組件、控制立管組件、組合浮筒15和系泊裝置14；

所述的生產(chǎn)立管組件包括柔性生產(chǎn)立管31與剛性生產(chǎn)立管41，所述的控制立管組件包括剛性保護(hù)管40和柔性控制管纜30，所述的組合浮筒15包括外層浮筒1和內(nèi)層浮筒5；所述的內(nèi)層浮筒5嵌套于外層浮筒1內(nèi)；

所述的外層浮筒1主體為環(huán)柱體結(jié)構(gòu)，外層浮筒1外壁底部邊緣連接四個懸臂浮筒2，四個懸臂浮筒2沿周向均布，呈輻射狀，懸臂浮筒2末端采用桁架結(jié)構(gòu)，桁架結(jié)構(gòu)的外端連接系泊纜繩，外層浮筒1由四根系泊纜繩系泊在海床21上；外層浮筒1內(nèi)壁沿圓周均布四條豎直滑道3，滑道3貫穿整個外層浮筒1內(nèi)壁；在相鄰兩豎直滑道3之間的內(nèi)壁中央，離浮筒底端1/3柱高處設(shè)置限位體A4；

所述的內(nèi)層浮筒5主體為圓柱體結(jié)構(gòu)，內(nèi)層浮筒5外壁沿圓周均布四個豎直凸出體6，凸出體6寬度B1小于滑道3的寬度B，凸出體6與內(nèi)層浮筒5等高；所述的凸出體6位于外層浮筒1的滑道3中；在相鄰兩凸出體6之間的外壁中央，離浮筒底端1/2柱高處設(shè)置限位體B7，限位體B7與位于外層浮筒1上的限位體A4相配合，限制內(nèi)層浮筒5與外層浮筒1的相對豎直運動；

所述的剛性生產(chǎn)立管41的頂端穿過內(nèi)層浮筒5的立管通道11，并與內(nèi)層浮筒5頂部連接；所述的剛性生產(chǎn)立管41的底端連接應(yīng)力接頭42，應(yīng)力接頭42的底端連接海底井口球形閥45；所述的井口球形閥45與海底井口頭43連接，并集成控制模塊A46；所述的井口球形閥45在工作狀態(tài)下，與剛性生產(chǎn)立管41聯(lián)通；在緊急情況下旋轉(zhuǎn)90度，關(guān)閉剛性生產(chǎn)立管41與海底井口頭43的連接通道；所述的柔性生產(chǎn)立管31的底端與剛性生產(chǎn)立管41頂端連接，所述的柔性生產(chǎn)立管31的頂端與干式采油樹22連接；所述的干式采油樹22位于干式采油平臺25的甲板上；

所述的剛性保護(hù)管40的頂端穿過內(nèi)層浮筒5的立管通道11，并與內(nèi)層浮筒5頂部連接；所述的柔性控制管纜30由上段管纜和下段管纜組成，所述的剛性保護(hù)管40為下段管纜提供安裝與保護(hù)通道；所述的剛性保護(hù)管40頂端設(shè)置管纜接頭，上段管纜和下段管纜通過管纜接頭連接；所述的剛性保護(hù)管40底端與應(yīng)力接頭42連接，應(yīng)力接頭42的底端與控制模塊B47連接，控制模塊B47的底端固定在剛性保護(hù)管基座44上；所述的柔性控制管纜30用于控制井下化學(xué)試劑注入，進(jìn)行井下壓力和溫度信息采集，控制井下安全閥的閉合以及控制井口球形閥45的閉合；所述的柔性控制管纜30的頂端與控制中心23連接、其底端穿過剛性保護(hù)管40與控制模塊B47連接；所述的控制中心23位于干式采油平臺25的甲板上；

所述的外層浮筒1與系泊裝置14連接；

所述的控制模塊A46與控制模塊B47之間通過飛線48連接，所述的飛線48為信號線纜。

進(jìn)一步地，所述的控制立管組件一組對應(yīng)生產(chǎn)立管組件二至四組。

進(jìn)一步地，所述的組合浮筒15浮筒浸沒于海面20下30～200m深度處。

進(jìn)一步地，所述的凸出體6正面設(shè)置有兩個滾筒裝置，分別位于凸出體6正面長邊的兩個三等分高度處，所述的滾筒裝置由滾筒8、轉(zhuǎn)軸9和支座10組成，轉(zhuǎn)軸9軸線垂直于凸出體6側(cè)面，支座10長度與凸出體6正面的寬度B1相等，滾筒8通過轉(zhuǎn)軸9安裝在支座10上；滾筒8與滑道3底面滾動接觸。

進(jìn)一步地，所述的懸臂浮筒2為矩形截面懸臂浮筒。

進(jìn)一步地，所述的滑道3的橫截面為矩形截面；所述的凸出體6的橫截面為矩形截面。

進(jìn)一步地，所述的限位體A4為矩形體，共有4個，沿外層浮筒1內(nèi)壁周向均布，并處在外層浮筒1內(nèi)壁同一高度處；所述的限位體B7為矩形體，共有4個，沿內(nèi)層浮筒5外壁周向均布，并處在內(nèi)層浮筒5外壁同一高度處；當(dāng)內(nèi)層浮筒5和外層浮筒1的中心等高時，限位體B7與限位體A4之間留有1至2米的間距。

一種水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)的安裝方法，包括以下步驟：

A、預(yù)備工作：

將外層浮筒1吊裝置于半潛船主甲板上，再將內(nèi)層浮筒5吊至外層浮筒1正上方，調(diào)整內(nèi)層浮筒5的位置和角度，直至內(nèi)層浮筒5的四個凸出體6分別對準(zhǔn)外層浮筒1的四條滑道3，將內(nèi)層浮筒5下放至外層浮筒1之中，構(gòu)成組合浮筒15；

B、組合浮筒15的就位與下沉：

B1、利用半潛船將組合浮筒15拖曳至安裝地點，各工作船就位；在外層浮筒1上連接常規(guī)安裝作業(yè)方法用的纜繩和錨鏈，半潛船加壓載水下沉并開離，組合浮筒15浮在海面20上；

B2、向內(nèi)層浮筒5壓載艙內(nèi)注水，內(nèi)層浮筒5在重力作用下緩慢下沉，直至內(nèi)層浮筒5上的四個限位體B7分別與外層浮筒1上的四個限位體A4相接觸；繼續(xù)向內(nèi)層浮筒5壓載艙注水至設(shè)計量，該設(shè)計量的壓載水使得內(nèi)層浮筒5完全沒入水中時其重力G₁仍大于浮力F₁，在此過程中外層浮筒1在內(nèi)層浮筒5的拖曳下隨內(nèi)層浮筒5一起緩慢下沉至停止，組合浮筒15浮在海面20上；

B3、向外層浮筒1壓載艙內(nèi)注水至設(shè)計量，該設(shè)計量的壓載水使得外層浮筒1完全沒入水中時其浮力F₂大于其重力G₂，在此過程中外層浮筒1在內(nèi)層浮筒5的拖曳下隨內(nèi)層浮筒5一起緩慢下沉直至外層浮筒1完全沒入水中；

B4、當(dāng)組合浮筒15完全沒入水中時，在豎直方向上的受力狀態(tài)為：外層浮筒1的浮力F₂大于其重力G₂，內(nèi)層浮筒5的重力G₁大于其浮力F₁，且內(nèi)層浮筒5的凈浮力G₁-F₁大于外層浮筒1的凈浮力F₂-G₂，即：G₁-F₁>F₂-G₂；在這種受力情況下，內(nèi)層浮筒5能夠拖曳外層浮筒1穩(wěn)定下沉，且在下沉過程中限位體B7與限位體A4緊密接觸，外層浮筒1與內(nèi)層浮筒5不會有相對運動；

C、組合浮筒15的水下定位安裝

組合浮筒15下沉至目標(biāo)深度后，外層浮筒1的懸臂浮筒2與相應(yīng)的系泊裝置14連接，定位于海床21；外層浮筒1充入氮氣，外層浮筒1上浮，張緊系泊纜繩；在此過程中，限位體A4與限位體B7相互作用，內(nèi)層浮筒5在外層浮筒1限位體A4的作用下共同上??；

D、剛性生產(chǎn)立管41與剛性保護(hù)管40的水下安裝

D1、逐個安裝剛性生產(chǎn)立管41：通過干式采油平臺25吊裝剛性生產(chǎn)立管41，使剛性生產(chǎn)立管41的底端通過相應(yīng)內(nèi)層浮筒5的立管通道11和井口球形閥45與海底井口頭43連接、剛性生產(chǎn)立管41頂端與內(nèi)層浮筒5的頂部連接；

D2、先將柔性控制管纜30的下段管纜通過管纜接頭安裝在剛性保護(hù)管40內(nèi)，再通過干式采油平臺25吊裝剛性保護(hù)管40，使剛性保護(hù)管40的底端通過相應(yīng)內(nèi)層浮筒5的立管通道11和控制模塊B47與剛性保護(hù)管基座44連接、頂端與內(nèi)層浮筒5的頂部連接；

D3、向內(nèi)層浮筒5內(nèi)注入氮氣，使內(nèi)層浮筒5沿滑道3上浮，同時張緊剛性生產(chǎn)立管41和剛性保護(hù)管40，內(nèi)層浮筒5浮至設(shè)計位置，即內(nèi)層浮筒5與外層浮筒1的中心等高，限位體B7與限位體A4之間留有1至2米的間距；

E、柔性生產(chǎn)立管31與柔性控制管纜30的水下安裝

E1、通過干式采油平臺25吊裝柔性生產(chǎn)立管31，使柔性生產(chǎn)立管31底端與剛性生產(chǎn)立管41頂端連接、柔性生產(chǎn)立管31頂端與位于干式采油平臺25甲板上的干式采油樹22連接；

E2、通過干式采油平臺25吊裝柔性控制管纜30，使柔性控制管纜30的上段管纜底端與剛性保護(hù)管40頂端的管纜接頭連接、上段管纜頂端與位于干式采油平臺25甲板的控制中心23連接；

至此，一種水下集成式生產(chǎn)輸送立管系統(tǒng)安裝完畢。

本發(fā)明維修時，干式采油樹22僅支持生產(chǎn)階段的井口作業(yè)，相應(yīng)的干式修井作業(yè)進(jìn)行時須將將柔性控制管纜30和柔性生產(chǎn)立管31回收，再換上剛性生產(chǎn)立管41，重新建立內(nèi)層浮筒5與干式采油平臺25的聯(lián)系通道。

本發(fā)明不局限于本實施例，任何在本發(fā)明披露的技術(shù)范圍內(nèi)的等同構(gòu)思或者改變，均列為本發(fā)明的保護(hù)范圍。