渤海地区平台结构设计环境条件选取分析

于春洁，王丽勤，吴 非，沈晓鹏

（中海油研究总院，北京 100027）

渤海地区平台结构设计环境条件选取分析

于春洁，王丽勤，吴 非，沈晓鹏

（中海油研究总院，北京 100027）

随着平台的使用年限增长，环境条件随着海洋环境的变化而变得日益恶劣，对于渤海地区，提出了是否采用100年一遇环境条件替换50年一遇环境条件进行结构设计。经过对渤海地区的部分中心平台和井口平台50年/100年环境条件对比分析，提出了对于渤海地区海上平台结构采用100年一遇环境条件替换50年一遇环境条件。

渤海；平台结构；设计环境条件；50年一遇；100年一遇

1966年12月，我国设计制造了用于渤海海域的混凝土桩基钢架固定式1号钻井平台，标志着中国海洋石油工程建设的起步。经过几十年的努力，中海油采取请进来、走出去的方式，引进国际标准和规范，经历探索、起步、对外合作、自主创新等几个阶段，在渤海海域开发了近50个油气田，设计建造安装了100多座平台。

平台结构设计也经过了对外合作与自主设计的过程。在结构设计中采用的规范主要是API规范《海上固定平台规划、设计和建造的推荐做法—工作应力设计法》[1]，API规范主要是基于美国的海域的相关条件，并给出了美国海域相关设计参数的参考。规范中建议美国海域设计环境条件采用100年一遇。在国内根据不同的海域采用不同的标准，渤海属于内海，设计环境条件[2]采用50年一遇，在中国其他海域采用100年一遇。经过40多年的检验，海上结构物设计安全可靠。

近年来，随着平台的使用年限增长，中心平台的设计寿命达到25年～30年，很多中心平台、井口平台也在延寿使用，渤海区域50年一遇的环境条件对平台的设计已不合适[3]。同时渤海区域的环境条件随着海洋环境的变化而变得日益恶劣，特别是海上飓风来临频繁，API规范于2007年发布了增补3，考虑了飓风过后的海上结构物损坏。国内也采用了API的最新标准。基于以上考虑，对于渤海地区，提出了是否采用100年一遇环境条件替换50年一遇环境条件进行结构设计。

基于以上考虑，选取了渤海地区的部分中心平台和井口平台，包括渤中34-1 CEPA平台、垦利油田群的渤中35-2 CEPA平台、渤中35-2 WHPA平台、锦州25-1S CEP平台、绥中36-1 CEPO平台、锦州9-3E WHPA平台以及秦皇岛32-6 II调整的CEPI平台和WHPH平台进行了50年/100年对比分析研究，利用SCAS对现有模型进行计算，不改变原模型文件，将环境条件由50年一遇替换为100年一遇，对环境条件、桩、杆件UC、节点UC进行比较，根据计算结果估算对结构的影响。根据对比分析，渤海海域50年一遇环境条件和100年一遇环境条件对于渤海海域不同的井口平台和中心平台影响趋势是一致的，这里选取渤中34-1 CEPA平台、垦利油田群的渤中35-2 CEPA平台和渤中35-2 WHPB平台进行具体介绍。

1 渤中34-1 CEPA采用50年/100年一遇环境条件对比分析

渤中34-1油田所在海域位于渤海湾南部海域，南紧邻渤中34-2/4油田约3 km，西北距渤中25-1油田35 km，东北距渤中28-1油气田22 km，属于渤中34油田群，水深约为20 m。

1.1 环境条件

50年一遇和100年一遇环境条件的平台设计水位见表1，风、波浪、流见表2，冰设计参数见表3。

1.2 渤中34-1 CEPA中心平台结构

渤中34-1 CEPA是一座中心平台，设计水深为19.7 m。平台顶层甲板设有100人生活楼、HXJ180钻修井机、电站、原油处理设施等。该平台上设有两个井口区，每区20口井槽，隔水导管直径508 mm，隔水导管入土深度37 m。

表1 渤中34-1 CEPA平台设计水位

表2 渤中34-1 CEPA平台风、波浪、流设计参数

表3 渤中34-1 CEPA平台冰设计参数

甲板组块海上安装采用浮拖法，施工船舶使用“海洋石油221”，导管架和甲板组块按照该施工方案进行结构设计。中心平台CEPA为12腿12主桩导管架结构，腿柱垂直；其中8根桩直径1 829 mm，桩入土深度78 m，桩顶标高为EL.(+)7.0 m，上接LMU(桩腿对接装置)；LMU顶标高EL.(+)10.35 m，上接甲板组块腿柱，承受甲板组块荷载；另4根桩直径1 219 mm，仅与导管架连接以支撑隔水套管（不与甲板组块连接），桩顶标高EL.(+)7.0 m，桩入土深度43 m。按照浮拖法施工方案的要求，导管架“A”和“B”轴间距设计为40 m。导管架顶标高为EL.(+)6.0 m，平面几何尺寸为（14 m＋14 m＋12 m）× 40 m。导管架槽口宽度40 m, 浮拖驳船可以通过。导管架共有三个水平层，各水平层的标高分别为：EL.(+)5.0 m、EL.(-)8.0 m、EL.(-)19.7 m。

甲板结构采用由梁柱板和斜撑构成的空间刚架。分为三层，标高分别为EL.(+)28.0 m、EL.(+)22.0 m、EL.(+)14.0 m。上部操作重13 000 t左右。

1.3 采用50年一遇和100年一遇环境条件对比分析

对渤中34-1CEPA中心平台结构分别进行了50年一遇环境条件和100年一遇环境条件静力计算，并对计算结果进行了比较[1,4]。计算结果显示，50年一遇甲板上浪为9.45 m，100年一遇为9.84 m，比50年一遇浪高0.39 m。50年一遇风、波浪、流最大力为18 733 kN，冰力为21 730 kN；100年一遇风、波浪、流最大力为21 824 kN，冰力为24 033 kN，比50年一遇分别大16.5%、大10.6%。由此引起的桩头力分别为28 319 kN（50年一遇）和28 808 kN（100年一遇），100年一遇桩头力增加1.73%，桩UC值由0.581增大到0.616，增加了0.035。桩在极端风暴工况下的50年安全系数为1.97，100年安全系数为1.94。

对渤中34-1 CEPA不同环境条件的杆件UC值进行了比较，EL.(+)5 000 mm水平层杆件最大增加0.09，平均增加0.028。EL.(-)8 000 mm水平层杆件最大增加0.05，平均增加0.027。EL.(-) 19 700 mm水平层杆件最大增加0.05，平均增加0.03。主腿杆件最大增加0.02，平均增加0.007。斜撑杆件最大增加0.07，平均增加0.039。甲板组块杆件UC没有变化。对平台节点UC值进行了比较，最大增加0.099，平均增加0.07。

1.4 结 论

对渤中34-1 CEPA平台采用50年一遇和100年一遇环境条件对比的分析，得到以下结论：

（1）上部组块：对上部组块杆件无影响，甲板上浪增大0.39 m。

（2）环境条件： 波流力增大16.5%，冰力增大10.6%。

（3）桩 ：桩头力增大1.73%，桩UC增大0.035。

（4）导管架：水平层杆件UC最大增大0.09，平均增大0.03；主腿UC最大增大0.02，平均增大0.007；X撑UC最大增大0.07，平均增大0.039。

（5）节点：主腿UC基本不变，其它节点平均增大0.07 。

（6）渤中34-1 CEPA平台采用50年一遇环境条件导管架质量约1 700 t，桩质量约2 200 t。采用100年一遇环境条件对于结构杆件和节点有影响，但是影响较小，不改变原导管架设计。对于桩，由于是操作条件控制，极端条件的改变对桩的安全系数影响不大，对于桩的UC有较小影响。因此，采用100年一遇环境条件导管架质量、桩质量不变。计算的甲板上浪高出0.39 m。

2 垦利油田群渤中35-2 CEPA、WHPB采用50/100年一遇环境条件对比分析

垦利3-2油田位于渤海海域南部，北距渤中34-1油田17 km，西北距天津市塘沽190 km。以垦利3-2油田为中心，渤中34-6/7油田、渤中29-4油田南区和渤中35-2油田分别距离垦利3-2油田约8 km、31 km和30 km。这些油田所在海域的平均水深为20 m左右。

2.1 环境条件

渤中35-2的50年一遇和100年一遇环境条件的平台设计水位见表4，风、波浪、流见表5，冰设计参数见表6。

表4 渤中35-2平台设计水位

表5 渤中35-2平台风、波浪、流设计参数

表6 渤中35-2平台冰设计参数

2.2 平台结构

2.2.1 渤中35-2 CEPA中心平台结构

渤中35-2 CEPA是一座中心平台，平台设计水深为19.4 m。平台顶层甲板设有90人生活楼、电站、原油处理设施等。

甲板组块海上安装采用浮托法，施工船舶使用“海洋石油221”，导管架和甲板组块按照该施工方案进行结构设计。BZ35-2 CEPA为8腿8主桩导管架结构，腿柱垂直； 8根桩直径为2 438 mm，桩入土深度为107 m，桩顶标高为EL.(+)6.5 m，上接LMU(桩腿对接装置)；LMU顶标高EL.(+)10.5 m，上接甲板组块腿柱。根据浮托法施工方案的要求，导管架“A”和“B”轴间距设计为40 m。导管架工作点平面尺寸为（14 m＋14 m＋14 m）× 40 m。导管架槽口宽度40 m, 浮托驳船可以通过。导管架共有三个水平层，各水平层的标高分别为：EL.(+)4.5 m、EL.(-)10.5 m、EL.(-)19.4 m。

甲板结构采用由梁柱板和斜撑构成的空间刚架。分为四层，标高分别为EL.(+)32.0 m、EL.(+)23.5 m、EL.(+)15.5 m、EL.(+)11.5 m。上部操作重（海洋平台上部组块在操作工况下的质量）17 500 t左右。

2.2.2 渤中35-2井口平台结构

渤中35-2 WHPB为井口平台，甲板设有生产管汇、HXJ135修井机、电气房间和开闭排等设施，还设有30人生活楼。平台设计水深为19.5 m。

该平台上设有20个井槽，隔水导管直径为610 mm，入泥深度为50 m左右。

采用四腿四主桩导管架结构形式，4根主桩，桩直径为1 829 mm，入泥深度为85 m。在“B”轴，两腿分别以10∶1沿“X”轴单斜，在“A”轴，两腿分别以10 ∶1沿“X”轴和“Y”轴双斜。导管架顶标高为EL.(+)8.5 m，工作点标高为EL.(+)9.5 m，导管架工作点平面尺寸为18 m × 20 m。共有三个水平层，各水平层的标高分别为：EL.(+)6.0 m、EL.(-)3.0 m、EL.(-)19.5 m。

甲板结构采用由梁柱板和斜撑构成的空间刚架。分为四层，标高分别为：EL.(+)29.5 m、EL.(+)21.0 m、EL.(+)16.5 m、EL.(+)11.5 m。上部操作重5 300 t左右。

2.3 采用50年一遇和100年一遇环境条件对比分析

2.3.1 渤中35-2 CEPA

对渤中35-2 CEPA中心平台结构进行了50年一遇环境条件和100年一遇环境条件静力计算，并对计算结果进行了比较[1,4]。计算结果显示，50年一遇甲板上浪为10.89 m，100年一遇为11.30 m，比50年一遇甲板上浪高0.41 m。50年一遇风、波浪、流最大力为14 317 kN，冰力为12 781 kN；100年一遇风、波浪、流最大力为15 349 kN，冰力为14 209 kN，比50年一遇分别大7.2%、11.17%。由此引起的桩头力分别为34 068 kN（50年一遇）和34 726 kN（100年一遇），100年一遇桩头力增加1.93%，桩UC值由0.397增大到0.419，增加了0.022。桩在极端风暴工况下的50年安全系数为1.85，100年安全系数为1.81。

对渤中35-2 CEPA不同环境条件的杆件UC值进行了比较，EL.(+)4 500 mm水平层杆件最大增加0.02，平均增加0.02。EL.(-)10 500 mm水平层杆件最大增加0.04，平均增加0.023。EL.(-) 19 400 mm水平层杆件最大增加0.03，平均增加0.016。主腿杆件最大增加0.02，平均增加0.012。斜撑杆件最大增加0.03，平均增加0.018。甲板组块杆件UC最大增加0.02，平均增加0.004。对平台节点UC值进行了比较，最大增加0.04，平均增加0.013。

2.3.2 渤中35-2 WHPB

对渤中35-2 WHPB井口平台进行了50年一遇环境条件和100年一遇环境条件静力计算，并对计算结果进行了比较[1,4]。计算结果显示，50年一遇甲板上浪为10.89 m，100年一遇为11.30 m，比50年一遇环境条件甲板上浪高0.41 m。50年一遇风、波浪、流最大力为11 396 kN，冰力为5 316 kN；100年一遇风、波浪、流最大力为12 348 kN，冰力为5 897 kN，比50年一遇分别大8.7%、10.9%。由此引起的桩头力分别为24 120 kN（50年一遇）和24 640 kN（100年一遇），100年一遇桩头力增加2.16%，桩UC值由0.538增大到0.568，增加了0.03。桩在极端风暴工况下的50年安全系数为2.32，100年安全系数为2.28。

对渤中35-2 WHPB不同环境条件的对杆件UC值进行了比较，EL.(+)6 000 mm水平层杆件最大增加0.04，平均增加约0.02。EL.(-)3 000 mm水平层杆件最大增加0.07，平均增加0.028。EL.(-)19 500 mm水平层杆件最大增加0.04，平均增加0.017。主腿杆件最大增加0.02，平均增加0.007。斜撑杆件最大增加0.07，平均增加0.035。甲板组块杆件UC最大增加0.02，平均增加0.003。对平台节点UC值进行了比较，最大增大0.05，平均增加0.019。

2.4 结 论

对垦利油田群渤中35-2 CEPA中心平台采用50年一遇和100年一遇环境条件对比的分析：

（1）上部组块：对上部组块杆件受力基本无影响，计算的甲板上浪高出0.41 m。

（2）环境荷载：风波流力增大7.2%，冰力增大11.17%。

（3）桩 ：桩头力增大1.93%，桩UC增大0.022。极端工况安全系数由1.85变化到1.81。

（4）导管架杆件：水平层杆件UC最大增大0.04，平均增大0.02，主腿UC最大0.02,平均增大0.013，斜撑UC最大增大0.03,平均增大0.02。

（5）导管架节点：主腿UC变化不明显，其它节点UC最大增大0.04，平均增大0.012。

（6）渤中35-2 CEPA中心平台采用50年一遇环境条件导管架质量约1 800 t，桩质量约3 410 t。采用100年一遇环境条件对于结构杆件和节点有影响，但是影响较小，不改变原导管架设计。对于桩，由于是操作条件控制，极端条件的改变对桩的安全系数影响不大，对于桩的UC有较小影响。因此，采用100年一遇环境条件导管架质量、桩质量不变。计算的甲板上浪高出0.41 m。

对垦利地区井口平台采用50年一遇和100年一遇环境条件对比的分析：

（1）上部组块：对上部组块杆件受力基本无影响，计算的甲板上浪高出0.41 m。

（2）环境荷载：风波流力增大8.7%，冰力增大10.9%。

（3）桩 ：桩头力增大2.16%，桩UC增大0.03。极端工况安全系数由2.32变化到2.28。

（4）导管架杆件：水平层杆件UC最大增大0.07,平均增大0.02，主腿UC最大增大0.02,平均增大0.007，斜撑UC最大增大0.07,平均增大0.035。

（5）导管架节点：主腿UC变化不明显，其它节点UC最大增大0.05。

（6）渤中35-2WHPB井口平台采用50年一遇环境条件导管架质量约880 t，桩质量约1 078 t。采用100年一遇环境条件对于结构杆件和节点有影响，但是影响较小，不改变原导管架设计。对于桩，由于是操作条件控制，极端条件的改变对桩的安全系数影响不大，对于桩的UC有较小影响。因此，采用100年一遇环境条件导管架的质量、桩的质量不变。计算的甲板上浪高出0.41 m。

3 结论及建议

对于渤海地区平台结构采用100年一遇环境条件替换50年一遇环境条件，对上部组块杆件影响很小，对于甲板底标高有影响，最小影响0.26 m，最大影响0.55 m。同时需要考虑对钻井船钻井气隙升高的影响。

对于导管架杆件UC值平台杆件最大变化0.14，18个杆件变化在0.06以上，其它均在0.05以下；导管架节点UC只有渤中34-1导管架变化比较大，最大增加0.099，其它平台变化在0.04以下；CEP平台桩的安全系数由操作工况控制，UC值变化0.03左右。采用100年一遇环境条件不影响原导管架设计，导管架的质量、桩的质量不变。

同时，对于中心平台的设计寿命达到25～30年，很多中心平台、井口平台也在延寿使用，渤海区域采用100年一遇的环境条件对平台的设计更合适。如果平台设计采用100年一遇环境条件，与海管设计采用的环境条件一致。

建议渤海地区平台结构采用100年一遇环境条件进行设计。

建议对Q/HS 3003—2002《渤海海域钢质固定平台结构设计规定》进行修订。

[1] API RP 2A-WSD. Recommended Practice for Planning，Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress Design[M]. Chicago America, 2007.

[2] 董胜，樊敦秋，郝小丽.海洋平台设计中的风浪参数选取标准[J].中国造船，2005，46（1）：8-13.

[3] 朱金龙.海洋环境条件对石油开发的影响[J].中国海洋平台，1997，12（1）：35-40+5.

[4] AISC. Specification for Structural Steel Buildings—Allowable Stress Design[M]. Washington D.C. America, 2010.

Environmental Condition Selection for Offshore Platform Structure Design in Bohai Sea

YU Chunjie, WANG Liqin, WU Fei, SHEN Xiaopeng
（CNOOC Research Institute,Beijing100027,China）

With the increasing in life of platform service, the environmental conditions for platform service become disadvantage due to the change in sea conditions in Bohai Sea. It is proposed that in Bohai Sea, the environmental condition for offshore platform structure design should be 100 year return period rather than 50 year return period. Through comparison analysis on the 50 year/100 year return period environmental condition for structure design of partial center platform and wellhead platform in the Bohai Sea, it is proposed that 100 year return period should be used to replace 50 year return period in the offshore platform structure design in Bohai Sea.

Bohai Sea; platform structure; design environmental condition; 50 year return period; 100 year return period

TE54

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.02.106

1008-2336（2014）02-0106-05

2013-09-27；改回日期：2013-11-28

于春洁，女，1973年生，高级工程师，硕士，海洋工程专业，主要从事海洋平台结构设计及海上油气田设计项目管理工作。E-mail：yuchj@cnooc.com.cn。