導管架平臺用鋼現狀及展望*

劉華祥 袁玉杰 曾靖波 陳再勝 鄧林青

（1.中海石油深海開發有限公司 廣東深圳 518054； 2.海洋石油工程股份有限公司 天津 300451）

海洋平臺在海上油氣開發中應用廣泛，大體可分為固定式、半固定式和活動式3種，其中，導管架平臺（又稱樁基式平臺）是目前最主要的固定式平臺，由導管架、鋼樁和上部組塊3部分構成。導管架平臺由鋼樁打入海底，可以有效地支撐導管架和上部組塊，因此整體穩定性好、剛度大、抗風暴能力強，在服役期間能經受風浪、海流、地震、海冰等外力作用。自1947年美國墨西哥灣安裝使用了世界上第1座鋼質導管架平臺以來，這種結構已經成為10～200 m中淺海海洋平臺的主要結構形式，并被廣泛用于海上油田開發、海上觀光以及海洋科學觀測等方面。

海洋工程用結構鋼根據其最小屈服強度來劃分鋼材等級，最小屈服強度320～400 MPa為高強度鋼，大于400 MPa屬于超高強度鋼。目前國內大部分導管架平臺用鋼是鋼材等級DH36＆EH36、最小屈服強度355 MPa的高強度鋼。隨著海洋石油開發的迅速發展，導管架平臺開始逐漸應用于200～350 m的較深水域。由于導管架貫穿整體水深范圍，為了保證平臺整體強度及其功能要求，導管架的結構桿件規格和質量將均隨水深的增加而急驟增加，不但使平臺的經濟性變差，同時也對浮吊和下水駁船的能力提出巨大挑戰［1-2］。如何選用適當屈服強度的超高強度鋼材，并控制導管架平臺的質量在施工資源能力范圍內，是200～350 m較深水導管架平臺結構設計時面臨的主要問題。

本文綜述了國內外導管架平臺用鋼要求、影響因素和超高強度鋼在導管架平臺的應用，同時介紹了不同國家、區域和公司的導管架平臺用鋼材料標準及其應用情況，最后對未來導管架平臺用鋼的應用前景和發展趨勢進行了展望。

1 導影響管因架素平臺用鋼要求和鋼材選擇

1.1 導管架平臺用鋼要求

導管架平臺結構的設計原則是安全、經濟、合理，方便制造、安裝、檢驗和維護。海洋平臺用鋼的使用環境苛刻：采用焊接方式連接，由于焊接工作量巨大，不可避免存在一些焊接缺陷或者非連續的問題；海洋平臺在經受風浪、海流等自然力作用的同時，水下結構長期受海水及海洋生物的侵蝕，容易產生腐蝕問題，嚴重的情況下甚至可能出現腐蝕開裂或穿透等意外載荷的破壞現象（圖1）；平臺服役期長，受力強度高，應力幅值變化大，在周期性海況的往復作用下，易發生疲勞裂紋。這些均對導管架平臺用鋼的性能提出了更高要求，除高強度、高韌性、易加工焊接等性能外，還需要較高的耐低溫、抗疲勞、抗層狀撕裂和耐腐蝕等性能。

圖1 導管架平臺海上損壞實例Fig.1 Examples of offshore jacket platform damage

1.2 導管架平臺用鋼選擇影響因素

導管架平臺通常單獨位于外海而與陸地距離較遠，上部操作空間有限，同時海上油氣開發危險系數高。當導管架平臺結構發生破壞后，會造成嚴重的經濟和環境損害，為了保障任意工況平臺結構的整體完整性，平臺用鋼選擇時需重點考慮如下影響因素。

1.2.1 施工環境

導管架平臺通常由一系列的空間桿件組成，導管架主腿和撐桿一般使用焊接鋼管，上部組塊則由焊接鋼管和型鋼組成空間框架。平臺的用鋼量與水深和上部組塊質量密切相關，用鋼量通常為幾千噸或幾萬噸。管材通常在車間完成卷制、焊接和接長，型鋼則根據梁高的不同采用成品型鋼或焊接H型鋼，構件制造完成后在室外場地進行組對焊接。施工環境對導管架平臺鋼材提出了較高的要求：

1）具備良好的可焊性，超高強度鋼通過調整鋼材成分和組織結構達到強度指標要求，但鋼材強度越高，其可焊性、焊縫抗裂性能越差，限制了超高強度鋼材的應用；

2）超高強度鋼材焊接前對預熱要求嚴格，但對于大型導管架而言，預熱工作量的增加會導致施工效率的降低；

3）超高強度鋼材母材本身也存在組織性能不穩定的現象，晶體組織的不均勻導致鋼材性能不均勻，尤其是厚板，為了保障其厚度方向的強度，采用水冷或其他冷卻方式時一旦產生淬硬組織，則將導致焊接性能變差。

1.2.2 動力性能

導管架平臺結構設計除需要滿足功能需求外，還需滿足平臺操作人員的舒適性要求（平臺振動和位移要求）。因此在結構物設計過程中，除需考慮強度要求外，還要滿足位移要求，即保證平臺的剛度。在通常情況下，導管架平臺上層甲板的水平變形需小于上層甲板至泥面垂直距離的1／200。

導管架平臺的自振特性主要由平臺質量和結構剛度決定，其自振周期為

式（1）中：Ts為平臺自振周期；M為平臺結構的質量矩陣，包括4部分，即結構自重、設備自重、管內介質質量和附加水質量，將這4部分的質量分配到相應的節點上，就構成了結構的質量矩陣；K為結構剛度矩陣，可采用標準有限元法將各桿件的單元剛度矩陣集中，即可得到結構的總剛度矩陣。

當導管架平臺用鋼由高強度鋼變為超高強度鋼時，可以減小型鋼和鋼管的尺寸，從而導致導管架平臺質量減輕、剛度降低。由式（1）可知平臺的自振周期將變大，并與波浪的譜峰周期更為接近，動力放大效應會更加明顯，從而導致平臺的變形增加，結構設計更加困難。導管架平臺的動力放大系數與周期的關系見式（2）和圖2。

式（2）中：DAF為動力放大系數；Tw為波浪周期，s；ξ為平臺阻尼系數，可取值3%。

圖2 導管架平臺動力響應與自振周期和波浪周期的關系Fig.2 Relationship between dynamic response with natural period and wave period of jacket plantform

導管架平臺固有周期Ts一般在5 s以內，通常小于波浪周期Tw，因此根據圖2，為了減小平臺的動力放大效應，導管架平臺結構設計應盡量使平臺自振周期遠離波浪周期，當二者之比控制在小于0.5的范圍內時，動力放大系數小于1.30，導管架結構設計相對經濟、安全。

1.2.3 疲勞性能

導管架由大量的管節點組成。管節點的穩定性對平臺安全至關重要，除了需要滿足強度要求外，還需滿足疲勞性能要求。根據API RP 2A-WSD《海上固定平臺規劃、設計和建造的推薦作法——工作應力設計法》規定，管節點的應力集中系數需按Efthymiou公式計算，對未采用焊接外形控制的管節點，其應力幅值-壽命曲線可選擇WJT曲線，該曲線適用于屈服強度500 MPa以下的鋼材。

采用超高強度鋼時，雖然其應力幅值和允許循環次數并沒有比高強度鋼顯著提高［3］，但鋼材強度的增加和桿件壁厚的減小，導致了平臺整體剛度變小、自振周期變大，因此與波浪散布數據概率分布最廣泛部分的波浪疊加更為明顯，疲勞損傷相對更大；而且隨著鋼材壁厚或者桿件尺寸規格的下降，桿件內部應力將進一步增加，應力幅值變大，允許的疲勞循環次數也會減少，導致疲勞性能變差。

2 導管架平臺用鋼材料標準

導管架平臺用鋼由于其特殊性，采用的鋼材標準有別于陸地通用的建筑物結構用鋼。目前，世界范圍內廣泛采用的鋼材標準是歐洲標準EN 10225和美國石油協會API相關標準。國內采用的是中國國家標準GB 712—2011《船舶及海洋工程用結構鋼》。除了上述標準外，一些石油公司對導管架平臺不同部位鋼材的使用提出了更具體、明確的規定，這里以道達爾公司為例進行介紹。

2.1 歐洲標準EN 10225

EN 10225《海上固定平臺用焊接結構鋼——交付技術條件》是歐洲現行的導管架平臺用鋼標準，主要應用于北海油田，現行版本于2019年頒布。該標準規定，導管架平臺鋼材沖擊性能的試驗溫度需要達到-40℃，以便適應氣溫較低的區域環境。EN 10225的鋼材等級參照EN 10025《熱軋非合金結構鋼——交付技術條件》中的熱軋結構鋼而制定，并在EN 10025的基礎上嚴格控制合金成分，提高了韌性要求。該標準涵蓋的鋼材強度等級、交貨狀態和厚度限制見表1［4］。

表1 歐洲標準EN 10225鋼材等級和相關信息Table 1 Steel grade and related information in European standard EN 10225

2.2 美國石油協會API相關標準

美國石油協會API結構用鋼的相關標準包括API SPEC 2H、API SPEC 2Y和API SPEC 2W，主要應用于墨西哥灣海域。①API SPEC 2H涵蓋屈服強度289、345 MPa 2個等級鋼材，分別標識為API 2H-42和API 2H-50，交貨狀態為正火，對于API 2H-50，當鋼材厚度大于63.5 mm時，可與業主商量以調質狀態交貨［5］；②API SPEC 2Y涵蓋屈服強度345、414 MPa 2個等級鋼材，分別標識為API 2Y-50和API 2Y-60，交貨狀態為調質［6］；③API SPEC 2W涵蓋屈服強度345、414、483和552 MPa 4個等級鋼材，分別標識為API 2W-50、API 2W-60、API 2W-70和API 2W-80，交貨狀態為熱機械軋制［7］。

2.3 中國國家標準GB 712

中國國家標準GB 712的最初版本只針對船體用結構鋼，名稱為《船體用結構鋼》，2011年修訂時參照中國船級社《材料與焊接規范》增加了海洋工程用結構鋼方面的內容，并將名稱修改為GB 712—2011《船舶及海洋工程用結構鋼》。該標準將鋼材按照強度級別分為一般強度、高強度和超高強度3類船舶及海洋工程用鋼（表2）［8］，在導管架平臺使用時要求以正火狀態交貨。

表2 中國國家標準GB 712鋼材分類及牌號Table 2 Classification and grade of steel in Chinese standard GB 712

2.4 道達爾公司導管架平臺用鋼要求

道達爾公司制定了詳細的導管架平臺結構設計和鋼材選擇標準。首先，按照導管架平臺結構桿件的重要性和使用部位，將鋼材分為特殊、一類和二類材料3類（表3）；然后，按照鋼材的最小屈服強度，再將鋼材分為低強度、中強度、高強度和超高強度鋼材4類。其中，超高強度鋼材的使用需要先征得業主同意；屈服強度460 MPa及以上級別的鋼材禁止用于貫入式鋼樁、貫入式隔水套管和導管架節點；結構構件二類材料禁止使用超高強度鋼材。道達爾公司導管架平臺鋼材產品用鋼等級要求見表4。

表3 道達爾公司導管架平臺結構物類型及其鋼材分類Table 3 Steel classification and grade of structural members of jacket platform of Total

表4 道達爾公司導管架平臺鋼材產品用鋼等級要求Table 4 Classification grade of steel products used for jacket platform of Total

3 導管架平臺用鋼實踐

3.1 超高強度鋼材的生產基本實現國產化

自2006年以來，國內大型鋼廠開始生產超高強度海洋工程結構用鋼材［9］，主要用于船、橋梁和風電設施結構。鋼材供貨狀態有調質和熱機械軋制2種，多出口歐洲，采用歐洲標準EN 10225，調質態交貨的最大厚度95 mm，熱機械軋制態交貨的最大厚度80 mm。

超高強度鋼在國內海洋平臺主要用于自升式鉆井平臺的齒條鋼，采用標準為ASTM A517，以調質狀態交貨。舞陽鋼鐵有限責任公司研制出了屈服強度大于690 MPa、厚度177.8 mm的A517Gr Q鋼板［10］。另外，南海陵水17-2氣田由于所在海域水深超過1 000 m，為了減輕平臺總體質量，同時滿足浮式平臺上部組塊立柱空間跨距大、對桿件剛度和強度要求高的特點，首次在新建半潛平臺的上部組塊中采用了國產超高強度鋼API 2Y-60。該鋼材最大板厚90 mm，由湖南華菱湘潭鋼鐵有限公司生產，使用規模達到4 500 t，是國內第一次在海洋平臺結構上大規模使用超高強度鋼材。

3.2 國內導管架平臺普遍采用高強度鋼

目前，我國導管架平臺的設計鋼材標準為GB 712—2011《船舶及海洋工程用結構鋼》，鋼材等級為DH36＆EH36、最小屈服強度355 MPa的高強度鋼，該級別鋼材在1998年已全部實現國產化。

荔灣3-1中心平臺（圖3）是目前亞洲第一大導管架平臺，采用高強度鋼DH36（Z35）進行設計和建造，并于2013年建成投產。平臺所在水深189 m，水下鋼樁135 m，總高度336 m。上部組塊質量3.2萬t，導管架安裝質量3.1萬t，鋼樁質量1.2萬t。最大管材直徑4.2 m，管材最大壁厚100 mm。

圖3 荔灣3-1中心平臺安裝現場Fig.3 Offshore installation worksite of LW 3-1 CEP platform

截至2020年，國內已建造完工和處于建造階段的導管架平臺結構設計沒有選用更高強度的鋼材。值得注意的是，目前處于基本設計階段的南海流花11-1油田深水導管架平臺（所在水深約330 m）將采用API 2Y-60級別的超高強度鋼材，質量約1萬t。

3.3 國強外度導鋼管架平臺通常采用高強度鋼和超高

國外導管架平臺用鋼通常以高強度鋼為主，受力大的主結構部分區域可能使用超高強度鋼。據國內專門從事海洋工程結構物建造的深圳赤灣勝寶旺工程有限公司統計，自2006年以來，該公司為國外業主共建造了5座使用了超高強度鋼導管架平臺，涉及的超高強度鋼材等級包括API 2W-60、EN 10225 S420和EN 10225 S460，交貨狀態包括調質和熱機械軋制2種，最大厚度100 mm，鋼材由德國和日本的大型鋼廠供貨。

歐洲導管架平臺用鋼通常選用歐洲標準EN 10225，在北海油田導管架平臺的設計時，由于海洋環境惡劣，導管架主結構受力較大，關鍵部位通常選用最小屈服強度在420～460 MPa級別的鋼材，疲勞敏感節點和吊點部位經常使用鑄造大型節點。

2015年在墨西哥灣海域完成安裝的COEALCANTH導管架平臺由美國Oil Field Development Engineering公司設計，該導管架平臺所在水深360 m，主結構大量使用了高強度鋼API 2W-50和API 2Y-50，對應的最小屈服強度均為345 MPa。為了控制導管架質量和改善結構性能，在應力較大的區域使用了超高強度鋼API 2W-60和API 2Y-60，對應的最小屈服強度均為414 MPa。

4 導管架平臺用鋼發展趨勢和應用前景

4.1 發展趨勢

由于導管架平臺所處環境惡劣，開發具有高強度、厚規格、良好的加工工藝適應性、較強的抗層狀撕裂性能、強抗腐蝕性能，以及抑制海生物附著的性能等的超高強度鋼材，是今后導管架平臺用鋼的發展趨勢［11］。

1）高強度。高強度一直是海洋工程用鋼發展的方向，通過提高鋼的強度，可減少海洋平臺的質量，減少焊接工作量，降低成本，加工過程中還應保證高強度鋼生產質量的連續性和穩定性。

2）厚規格。隨著導管架平臺應用于200～350 m的較深水海域，更大的環境力使其結構桿件壁厚也逐漸增大，因此，需要開發100 mm以上的特厚鋼板，并關注材料的低溫韌性和耐腐蝕開裂等性能。

3）良好的加工工藝適應性。導管架平臺的建造施工環境相對惡劣，因此研究與高強度鋼相匹配的焊材，開發更為經濟、簡單的焊接工藝，對超高強度鋼材在導管架平臺的應用極為重要。

4）較強的抗層狀撕裂性能。導管架平臺由眾多桿件和節點構成，節點的安全直接關系平臺安全，因此要求高強度鋼材具有較強的抗層狀撕裂性能。

5）高耐腐蝕性能。導管架平臺長期處于海水和干濕交替的復雜環境中，容易產生腐蝕問題。通過添加不同元素和組織，優化冶金、焊接等工藝，需要開發耐海水腐蝕用鋼材，以降低鋼材腐蝕開裂的可能性。

6）抑制海生物附著的性能。中國南海海域的水溫度和含氧量較高，大量繁殖的海洋生物附著在導管架上，不僅極大影響了平臺安全，且后期清理成本也很高昂。因此，需要開發具備抑制海生物附著性能的鋼材或相關涂層。

4.2 應用前景

隨著導管架平臺開發水深的逐步增加，波浪力產生的底部彎矩會變得更大，平臺所需桿件的直徑和壁厚必將進一步增加，導管架整體質量呈指數上升，對施工資源的考驗也將更加嚴峻。因此在導管架平臺上部組塊和導管架主結構設計過程中，迫切需要選用最小屈服強度更高的鋼材。

導管架主結構設計時，采用屈服強度420 MPa級別鋼材替換目前通用的屈服強度355 MPa的鋼材，有以下2方面的優勢：①屈服強度增加約18%，相應的平臺剛度減小約15%，自振周期增大8%，此時平臺動力響應增大有限，不會影響平臺的適用性和舒適性；②結構桿件規格降低，不僅保持了原有相對成熟的焊接技術，而且使焊接工作量大大減少。但如果采用更高強度的鋼材（最小屈服強度＞500 MPa），則會導致平臺動力響應顯著增大，疲勞設計的難度加大。因此在水深大于200 m導管架平臺的設計中，采用最小屈服強度420 MPa級別的鋼材，不但可以有效減少結構物質量，降低對駁船和浮吊的要求，而且不會顯著影響平臺性能，具有一定的經濟效益和應用價值。

5 結束語

伴隨著國家對能源戰略安全的重視，深水和較深水海洋石油開發是未來重點的發展方向。在350 m的水深范圍內，導管架平臺的開發模式仍將長期占據統治地位；在200～350 m水深時，為了控制導管架平臺質量在施工資源能力范圍之內，上部組塊和導管架主結構在設計過程中，采用最小屈服強度420 MPa的超高強度鋼材將變得更為普遍。

目前，我國在海洋平臺用超高強度鋼的研發和應用方面已取得了長足的進步，但與歐美等發達國家和地區相比，海洋平臺用超高強度鋼仍存在性能不夠穩定、強度和厚度不高、規格不全、標準不完善、焊接性能較差等方面的不足。因此，研發和完善更高強度、厚規格、可焊性好、強耐腐蝕性能的導管架平臺用超高強度鋼是我國今后的重點研究方向。