浮式生產平臺上部組塊結構形式及設計特點研究

付殿福，賈 旭，文志飛，沈曉鵬

(1. 中海油研究總院，北京 100029；2. 海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

0 引 言

浮式生產平臺是深水油氣資源開發重要手段，國際上常見的浮式生產平臺主要包括半潛式生產平臺（SEMI）、張力腿平臺（TLP）、單柱式平臺（SPAR）等。上述3種類型的生產平臺在深水油氣田開發中的應用比例基本相當，且各有優缺點。

目前我國自行開發研制的海洋油氣開發裝備主要是導管架平臺與自升式平臺，這些平臺的工作區域主要集中在淺海和近海海域，水深基本都小于200 m[1]。1996年3月，我國第1座半潛式生產平臺“南海挑戰”號投產于南海流花11-1油田，它是由1艘1975年建造的半潛式鉆井平臺改裝而成，其作業水深為310 m[2]。張力腿平臺（TLP）、單柱式平臺（SPAR）目前在國內海域未有應用案例。

目前大多數針對深水結構物的研究多集中于船體結構、系泊系統及深水立管系統等方面，較少有涉及深水結構物上部組塊結構的研究文獻。本文重點研究討論了各種類型浮式生產平臺的上部組塊，對其受力特點、結構形式、結構設計中的一些關鍵點進行總結分析。

1 固定平臺與浮式平臺上部組塊受力特點

固定式平臺是近海油氣田開發重要平臺，以導管架平臺較為常見，其結構分為上部組塊、導管架和鋼樁3部分，整個平臺結構通過鋼樁固定于海底。導管架結構自身剛度較大，整個平臺所受波浪力主要由導管架承擔，并通過鋼樁最終傳遞到海底土壤中，如圖1所示。

以導管架平臺為代表的固定式平臺上部組塊受到的環境荷載包括風荷載、波浪荷載、流荷載以及地震荷載。但因其自身結構特點，絕大多數波浪荷載和流荷載均通過導管架結構和鋼樁傳遞到海底土壤中。以南海某8腿導管架鉆采平臺為例，其上部組塊所受波浪和流力合力大小約為6 000 t，但這部分力最終都表現為導管架平臺的基底剪力，幾乎對8根組塊腿不產生擠壓力或分離力。

浮式平臺是深水油氣田開發重要平臺，以半潛式生產平臺、張力腿平臺、單柱式平臺較為常見，其結構分為上部組塊、船體、系泊系統（或張力腿）和樁基礎4部分。其船體結構剛度與導管架平臺相比較弱；用于固定平臺的系泊系統（或張力腿）剛度則更弱，如圖2所示。

浮式平臺的上部組塊受到的環境荷載包括風荷載、波浪荷載。與固定式平臺不同的是，浮式平臺上部組塊受到的波浪荷載作用效果分為兩部分：1）由于浮式平臺多為四立柱的半潛式船體結構，且船體剛度較弱，不同相位的波浪作用于船體會產生較大的擠壓力、分離力及扭轉力；2）上部組塊隨著船體一起在波浪中運動產生的加速度荷載。以南海某張力腿平臺為例，其所上部組塊所受擠壓力（分離力）約為7 000 t。

2 浮式平臺上部組塊的結構形式

浮式生產平臺上部組塊的功能主要分為兩方面：1）提供空間，包括上部設備設施的安裝及操作空間、管線電纜的布置空間、安全及救逃生集合空間、日常辦公生活空間等；2）保證強度，包括上部設施的支撐強度、陸地建造強度、海上運輸及施工強度、在位狀態下的風浪流及地震等強度。

近年來，各類新建浮式生產平臺的上部組塊根據其結構形式主要可分為箱型組塊、桁架型組塊及混合型組塊3類，如圖3所示。

根據統計發現，在服役的浮式平臺中半潛式生產平臺上部組塊結構形式較為多樣，既有箱型又有桁架型和混合型；在服役的張力腿平臺幾乎全部采用桁架型組塊；單柱式平臺幾乎全部采用桁架型組塊。

其中桁架型組塊根據其受力特點可分為承載式、非承載式、Seastar式和平衡式4種形式。

相對于鉆井平臺來說，生產平臺要求的甲板空間和可變載荷有所差別，生產平臺因有大量的油氣處理設施，需要較多的開放式甲板空間便于設備通風，因此生產平臺采用桁架型組塊較多。

2.1 半潛式生產平臺

1975年，世界上第1座半潛式生產平臺Argyll FPF誕生，它由Transworld 58號半潛式鉆井平臺改造而成，作業于北海海域Argyll 油田。該平臺為一代半潛式鉆井平臺，上部組塊型式單層甲板無橫撐設計。

在服役的半潛式生產平臺中有9座采用箱型組塊，7座采用桁架型組塊，7座采用混合式組塊[3]。

箱型甲板的主要特點是：甲板由板格結構構成，相對封閉，上部甲板載荷可以通過板格構成的艙壁直接傳遞到立柱的艙壁上。其優點為：總體強度好；甲板與船體的連接簡單；可以為平臺提供大傾角穩性。缺點為：建造難度較大；用鋼量較大。

桁架式甲板主要由桁架結構構成開放空間，上部甲板載荷經由強梁傳遞到與立柱上。其優點為：甲板與船體相對獨立，可以分開建造，利于選擇建造資源甲板鋼結構重量小。缺點為：組塊與船體連接處受力集中，疲勞問題嚴重。

混合式甲板由板和桁架結構共同構成，一般四角為板殼結構，之間通過桁架結構連接，上部甲板載荷經由四角的板格結構傳遞到立柱的艙壁上[4]。優缺點介于箱型甲板和桁架型甲板之間。

2.2 張力腿平臺（TLP）

世界上第1座真正應用于實際生產的 TLP是Hutton平臺，它在 1984 年由 Conoco 公司安裝到了北海Hutton油田，就位水深 157 m[5]。其上部組塊采用了導管架平臺常用的桁架型結構。在其后陸續建造的Auger，Mars，Marlin，Malikai等TLP平臺上部組塊全部采用桁架型結構。

按主體類型的不同，張力腿平臺可以分為傳統式張力腿平臺（CTLP）、延伸式張力腿平臺（ETLP）、海星式張力腿平臺（Seastar TLP）和MOSES張力腿平臺（MOSES TLP）4類[6]。根據其不同的船體結構形式，其上部組塊結構受力形式也有較大差異，因此桁架型的TLP平臺上部組塊根據其受力形式又可分為承載式、非承載式、Seastar式。

1）承載式（Integrated topsides ）。上部組塊結構承受擠壓和拉伸荷載以及運動引起的加速度。承載式組塊自身剛度較強，在組塊下方的船體立柱之間不設置斜撐結構。如圖4所示，其代表平臺為Auger，Mars等TLP。

2）非承載式（Top hull frames）。在組塊與船體對接腿下方的4個立柱間設有較強的斜撐，因此上部組塊結構不承受擠壓和拉伸荷載，僅承受運動引起的加速度。雖然不承受擠壓和拉伸荷載，但由于4個立柱間距較大，非承載式組塊自身也有較高剛度要求。如圖5所示，其代表平臺為Auger，Mars等TLP。

3）SeaStar式。因其船體結構由單浮筒構成，組塊對接腿位于單浮筒上方，上組組塊隨船體整體運動，不承受擠壓力和分離力，僅承受加速度。但在連接處有較大的彎矩。如圖6所示，其代表平臺為Auger，Mars等 TLP。

2.3 單柱式平臺（Spar）

立柱式平臺（Spar）的主體由單個或多個豎直柱形浮體與下部桁架及壓載艙組成，支撐上部模塊[7]。1996 年Oryx 能源公司在墨西哥灣水深590 m 的Viosco knoll 826 區塊安裝了第1座Spar 油氣開發平臺Neptune，標志著第1代Classic Spar 平臺的誕生[8]。其上部組塊采用了導管架平臺常用的桁架型結構。

后續設計建造的Spar平臺的上部組塊結構形式較為統一，基本全部為桁架形式。Spar平臺上部組塊受力特點與功能需求與SEASTAR式TLP平臺類似，二者上部組塊結構形式基本一致。

3 結構設計關鍵點

浮式平臺上部組塊的結構形式多樣、受力復雜，其結構設計與常規固定平臺有所區別。總體來看，浮式平臺上組塊結構設計始終圍繞如何減重和改善疲勞性能2個重要方面開展。本文以桁架型承載式組塊為例總結其結構設計與常規固定平臺的不同點及關鍵點。

1）結構設計控制工況

以在位強度要求設計平臺，其他運輸安裝工況通過加臨時結構解決。

2）結構材料選擇

常規固定平臺的上部組塊結構材料選擇常常是強度和剛度控制，浮式平臺受強度和剛度控制外，疲勞更需控制。鋼材強度的提高并不能提高結構的抗疲勞性能。超高強鋼的選用應綜合權衡結構桿件的強度水平和疲勞壽命。特別是疲勞關鍵部位選用超高強鋼，由于許用應力的提高，結構應力水平高，反而縮短疲勞壽命。

3）空間構型

變截面梁較多以降低實際應力；所有節點都盡量采用圓弧過渡/坡過渡，改善力的傳遞路徑，避免結構突變，減小應力集中。

4）組塊與船體連接結構高度疲勞敏感性

承擔組塊與船體對接及在位狀態下的荷載，高度一般為1～3 m，由于組塊和船體的全部荷載均通過此對接結構傳遞，因此該結構的強度和疲勞性能要求非常高。個別實際項目中為達到強度和疲勞性能的雙重要求可能采用鑄造材料。

浮式生產平臺上部組塊結構設計分析方法與固定平臺基本一致，但由于其結構形式、受力特點、合攏方案等不同，導致各計算分析的要求與固定平臺有一定差異。因浮式平臺上部組塊一般不受地震影響，因此無需進行地震分析。需注意在位分析的船體剛度、各類施工臨時結構剛度的模擬。

4 結 語

隨著海洋石油不斷向深水挺進，各類浮式生產平臺的應用越來越廣泛。通過本文所敘述的浮式生產平臺上部組塊受力特點、結構形式、結構設計關鍵點可見，浮式平臺上部組塊在選型和設計中與常規固定平臺有較多不同。

結構選型是浮式平臺前期設計階段一項重要工作，開展結構選型時應綜合考慮船體的結構形式及其與組塊的連接方式、上部組塊重量、拖航穩性、安裝方式等方面。

開展浮式平臺上部組塊結構設計時，應注意其與常規固定式平臺上部組塊設計的區別：包括結構形式、材料、功能方面的區別；規范、設計工況、方法及側重點變化等方面的變化。在設計過程中應始終圍繞減重和改善結構疲勞性能2個重要方面開展。

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