[科普中国]-导管架平台

历史和发展进程

世界上第 一座固定式海洋平台建于1887年，它安装在美国加利弗尼亚的油田上，实际上是一座木结构的栈桥。 二战后，用于战争中的许多先进科学技术成果被应用到海洋开发中。1947年在美国墨西哥湾水深6米处成功地安装了世界上第一座设备齐全的钢质导管架平台。 开创了海洋开发的新时期。 此后，海洋平台得到了迅速的发展。上世纪七十年代末，钢制导管架平台已经安装于 300多米的海域，而到了1990年具有486米高的巨型导管架平台也已工作与墨西哥湾 400多米的水深中。这种导管架式平台在随后的多年中逐渐地扩展到更深的水域和更恶劣的海洋环境中。这些平台以勘探、开发海洋资源为主，其中尤以开发、储藏石油和天然气的平台占多数。

自上世纪四十年代美国安装使用了世界上第一座钢质导管架式平台 (SteelJacket Offshore Platform) 以来，这种结构已经成为中浅海海洋平台的主要结构型式。随着海洋石油开发的迅速发展， 导管架式海洋平台被广泛用于海上油田开发、海上观光以及海洋科学观测等方面。迄今为止，世界上建成的大、中型导管架式海洋平台约有2000余座。工作水深已达到四、五百米。

分类群桩式平台先在海上打好群桩，然后在桩上拼装平台甲板与设备。由于此式平台，在海上的工作量大，施工期长，因受海上环境的限制，已很少采用。

桩基式平台桩基式平台用钢桩固定于海底。钢桩穿过导管打入海底，并由若干根导管组合成导管架。导管架先在陆地预制好后，拖运到海上安放就位，然后顺着导管打桩，桩是打一节接一节的，最后在桩与导管之问的环形空隙里灌入水泥浆，使桩与导管连成一体固定于海底。这种施工方式，使海上工作量减少。平台即设于导管架的顶部，高于作业的波高，具体高度须视当地的海况而定，一般大约高出4～5米，这样可避免波浪的冲击。桩基式的整体结构刚性大，能适用于各种土质，是目前最主要的固定式平台。但其尺度、重量随水深增加而急骤增加，所以在深水中的经济性较差。

腿柱式平台桩基式平台由于杆件多，间距小，如在冰区作业，不利于流水的移动，且承受冰挤压的面积较大，导致整个平台的受力状态恶化。乃改用腿柱式，其特点为弦杆的数量少。例如采用四腿柱式的，其撑材数量大为减少，甚至在潮差带这一区域常不设撑材，使承受冰挤压的面积大为减少，冰对腿柱的作用力也减小，平台的受力状态大为改善。所谓弦杆即腿柱，一般直径为5～6米，每根腿柱内要打若干根桩，以加强腿柱，立管也设在腿柱内，受到较好的保护。腿柱式的整体造构刚性不及桩基式，仅适用于冰区。

导管架式平台的结构形式导管架式平台，主要由四大部分组成：导管架、桩、导管架帽和甲板。在一般情况下，甲板由模块组成。 模块，也称组块，由各种组块组成平台甲板。平台可以是一个多层甲板组成的结构， 也可以是单层甲板组成的结构， 视平台规模大小而定。 如钻井区域的模块可称为钻井模块；机械动力区可称为动力模块；生活区称为生活模块等。 在许多情况下，导管架帽和甲板模块合二为一，所以这时导管架式平台仅分为导管架、桩和甲板模块三部分。如图 1 所示。

导管架导管架是钢质桁架结构，由大直径、厚壁的低合金钢管焊接而成。钢桁架的主柱（也称大腿或腿柱）作为打桩时的导向管，故称导管架。其主管可以是三根的塔式导管架，也有四柱式、六柱式、八柱式等，视平台上部模块尺寸大小和水深而定。导管架的腿柱之间由水平横撑与斜撑、 立向斜撑作为拉筋， 以起传递负荷及加强导管架强度的作用。

桩导管架依靠桩固定于海底，桩结构有主桩式，即所有的桩均由主腿内打入；也有裙桩式，即在导管架底部四周布置桩，裙桩一般是水下桩。

桩结构设计内容包括：根据平台总体规划设计所选定的尺度，分析在最不利荷载组合作用下桩结构的构件出现的内力；根据桩所承受的最大轴向力和弯矩，校核桩身强度； 由桩所承受的最大轴向力和横向力， 确定桩的入土深度； 根据导管架在施工和使用阶段各构件出现的内力（轴力、弯矩和剪力），该校各构件的强度、刚度和稳定性。

海上导管架平台的承载能力主要取决于打入海床的钢管桩基础。 打入海床的钢管桩穿过软弱的压缩性土层， 把来自海洋环境引起的荷载及上部设施和设备荷载传递到更硬或更密实的、 且压缩性较小的土层中。 对于受压桩， 其承载能力主要来自桩身表面所发挥出来的摩擦阻力和桩端阻力。 大多数情况下， 桩承载能力主要是由桩身摩擦阻力提供， 其承载能力随着桩身表面的增加而增大， 因此海上导管架平台通常用深（桩）基础。桩的尺寸主要取决于桩的数量、上部设施与设备荷载、海底土质性状及沉桩方法。

导管架平台桩基础，各单桩之间的间距一般都比较大，通常是桩径的 5倍至10倍，往往可忽略桩端（尖）压力的某些作用重叠的影响，桩基的承载能力可简单地采用各单桩承载能力之和表示。 由于桩打的比较深， 作用于桩上的荷载主要是通过桩身侧摩擦阻力传递到桩周土壤中， 且在整个使用寿命期， 作用于桩基础的荷载小于极限荷载，故一般情况下桩基的沉降可忽略不计。

在导管架平台中，桩基础按其施工方法可分为三类：①打入桩基础；②钻孔灌注桩基础；③钟型桩基础。上述三种桩基础型式， 打入桩施工最简单， 费用最便宜， 是海洋工程中首先选用的一种桩基础型式；钻孔灌注桩和钟型桩，一般是在不得已的情况下采用。在实际工程中到底采用何种桩基主要考虑土质条件、桩的用途、桩的承载能力、地基类型及施工条件等因素。 对上述诸因素的考虑主要取决于设计者的经验及对工程全貌的认识。

导管架帽导管架帽是指导管架以上， 模块以下带有甲板的这部分结构。 它是导管架与模块之间的过渡结构。

甲板和甲板模块为方便计，将甲板和甲板模块（包括导管架帽等）统称为上部结构。 进行上部结构设计时，首先要确定上部结构的主要轮廓尺度。平台上部结构轮廓尺度主要指甲板面积和甲板高程。甲板面积和甲板高程是平台总体规划中的两个重要尺度， 它对决定支承结构轮廓尺度有重要影响。

优缺点优点是：

（1）技术成熟、 可靠；

（2）在浅海和中深海区使用较为经济；

（3）海上作业平稳和安全；

（4）具有适应性强、安全可靠、结构简单、造价低。

缺点是：

（1）随着水深的增加费用显著增加；

（2）海上安装工作量大；

（3）制造和安装周期长；

（4）当油田预测产量发生变化时，对油田开发方案进行调整的适应性受到限制。

在役导管架平台评估目的、原因和步骤目的对现役海洋平台进行评估的目的是确保平台具有可接受的安全性。

原因引起海洋平台发生破坏的主要因素按照风险类型大体可以分为三类：

（1）波浪、流和海冰等日常荷载作用引起的海洋平台累积损伤(即疲劳极限状态)、海洋环境腐蚀、海生物附着、海床变化(淘刷、滑移、沉降等)、结构老化等因素导致的渐进型破坏；

（2）由于极端波浪、风、海流、极端海冰和地震等特殊荷载造成的瞬态型破坏(即强度极限状态)；

（3）由于井喷、爆炸、火灾、落物、冰山和船舶撞击等原因造成的突发型破坏(即事故极限状

态)。

这三类因素使海洋平台破坏具有很强的随机性和偶然性。对于个人安全来说，主要的危险和风险来自于平台上部的各种作业，如钻井和吊车运行等。世界范围的统计数据显示，虽然结构失效只占海洋平台整个历史事故的不到10% ，但是此统计数据是基于非常少的平台经历了设计波浪和海流荷载的情况，因此，结构失效的历史资料部分低估了外部环境荷载的作用。

步骤一般在役海洋平台安全评价按照次序包括如下步骤：确定是否需要进行重评估；现场检测；设计、制造、安装、运行等阶段的信息回顾；包括重大损坏、重大改变、与设计的偏差等内容的结构状态初评；采用设计方法、极限强度方法或概率方法的结构分析；平台继续运行、维修加固或废弃的决策。

当海洋平台遇到下列情况之一时就需要对其进行安全重评估:因海床沉降等原因造成甲板出水高度不足(小于等于1.5 m)；结构存在重大损坏；场地环境变化导致结构受到的环境荷载与初始设计相比显著增加；平台运行方式的变化造成定员和运行荷载增加；设施(管道、立管、套管等)增加导致荷载显著增加；超过设计寿命。

设计标准通常并不适用于在役结构的重评估。一方面，设计标准要考虑到某类结构的材料质量、建造能力、外部荷载等各种影响因素的不确定性，是对荷载和抗力参数的先验性预测，通常是保守的；而重评估可以通过监测、检测和试验等对实际结构的各种参数进行量测，消除不确定性。另一方面，保守的设计不会导致建造成本的显著增加，而保守的评估将导致不必要的昂贵的维修。目前，在役平台评估主要依据美国的API RP-2AWSD[2]和国际标准化组织的ISO 19900、ISO 19902和ISO 13822等标准1。