結構完整性管理在海洋平臺延期服役評估中的應用

張曉頻 穆 頃 王 寧 李彥麗

（中海油能源發展油田建設工程分公司 天津300452）

1 結構完整性管理

在惡劣的海洋環境中，海洋平臺工作會受到波浪抨擊、沖刷、冰撞擊、腐蝕等不利因素的影響。進入后期或超期服役階段，結構強度衰減疲勞損傷加速，平臺結構物事故風險增高［1］。為應對上述挑戰，美國石油協會組織API聯合各大石油公司及檢驗機構，頒布了API RP 2SIM海上固定設施結構完整性管理（Structural Integrity Management，以下簡稱SIM）。

SIM是一個確保海上設施從安裝到退役的整個生命周期內的適用性的程序，這個程序為準確理解平臺因設施降級、損壞、載荷變化、事故性超載、用途改變和海上設計實踐的演變等影響提供了理性方法。SIM過程適用于固定式海上鋼質平臺的水上和水下結構。與新建平臺設計規范API RP 2A不同，SIM關心的是在役平臺結構的真實狀態。

結構完整性管理（SIM）包括4個主要元素：數據、評價、策略和程序。它是一個連續的過程且是基于對下列事項的評價：結構的原始設計、結構在整個服役期間的檢查結果、檢查所發現的損壞情況、荷載和/或用途變化［2］。

1.1 數 據

SIM本身是一個連續動態的管理系統，業主/作業者保留平臺服役期間的詳細數據記錄是必要的，它分為特征數據和狀況數據兩部分。特征數據是結構在安裝時的基準數據，包括平臺的綜合數據、設計數據、建造數據、安裝數據等；狀況數據是平臺整個服役過程中特征數據可能出現的變化，如平臺的改造、在役檢查數據、損壞數據、加固/改造/修理數據等。

1.2 評 價

評價貫穿于平臺的整個服役周期，一般采用基于風險的策略，根據故障后果和故障發生可能性的乘積劃分平臺的風險類別。評估并非表示必須要進行結構分析，它可包括基于專家知識或作業經驗的工程方法判斷、簡化分析，或參考研究數據、相似平臺的詳細分析等。

1.3 策 略

策略包括制定檢查計劃和緩解選項。在平臺的服役期內，策略應依據收到的文件和關于諸如檢查數據、平臺評估結果的相關SIM報告而定期更新。檢查策略包括常規水上部分的檢查、常規水下部分的檢查和特殊檢查。

1.4 程 序

程序描述詳細工作范圍的執行步驟，以完成SIM策略中所列的各項任務。該程序包括以下一項或者多項檢查：常規水上部分檢查、基線檢查、常規水下部分檢查、特殊檢查以及加固、修改或修復。

結構完整性管理基于風險原則來制定SIM策略，回答油田作業者最關心的問題：檢驗什么？怎么檢驗？什么時候檢驗最佳？風險是事件發生的可能性與其嚴重性的乘積。故障可能性低的平臺可以采用較低頻率和較低強度的檢查，包括檢查間隔時間和工作范圍［3-4］。

2 延期服役平臺結構評估實例

渤海海域某鉆井生產平臺（以下簡稱DP平臺）為16腿16主樁鋼質導管架平臺，平臺布置有東、西2個井口區，每個井口區包括16口井。整個平臺包括導管架、導管架帽及上部組塊三個部分。其中導管架三個水平層標高分別為EL.（-）15.45 m、EL.（-）4.35 m和EL.（+）4.65 m；導管架帽兩層標高分別為EL.（+）13.0 m和EL.（+）18.1 m；上部組塊包括上層、中層、下層和底層共4層甲板。平臺到達其設計使用期后，對導管架進行延期服役結構評估。

圖1 平臺實景圖

2.1 平臺狀態數據

平臺狀態數據包括：平臺原始設計結構圖紙和歷次改造圖紙；平臺初始設計報告，特別是結構計算分析報告；制造和安裝檢驗記錄；平臺檢驗、維修和保養記錄；平臺使用記錄。這些數據應反映評估時期平臺的實際狀態。

2.2 平臺檢測

平臺到達其設計服役期后對平臺進行了結構檢測，包括導管架水上水下外觀檢測、焊縫檢測、結構腐蝕檢測、陽極塊測量、海生物測厚、海床調查等。

（1）水上結構外觀：外觀檢測水上結構無變形，但存在局部腐蝕情況，涂層狀態較差；靠船件有不同程度的旋轉移位現象。

圖2 水上外觀檢測

（2）水下結構外觀：飛濺區結構有局部腐蝕，水下水平層結構未發現明顯缺陷及異常。

（3）焊縫檢測：對導管架水上主結構預選點進行磁粉及超聲波檢測，對水下主結構預選點進行無損檢測，發現兩處焊縫存在裂紋（發生在A1和A4主樁腿過渡段與導管架帽連接位置），其余焊縫均合格。

（4）結構腐蝕檢測：導管架水下部分測厚報告顯示，無桿件壁厚小于設計圖紙所標厚度；水上導管架水平層桿件最大點腐蝕率10.9%；導管架帽主腿最大點腐蝕率11.6%；導管架帽斜撐最大點腐蝕率5%。

（5）陽極腐蝕：檢測結果顯示陽極消耗速率低于原設計壽命水平，電位測量值顯示其在合理范圍之內。

（6）海生物：水下導管架海生物覆蓋率100%，最小覆蓋厚度50 mm，最大厚度200 mm。

（7）基礎沖刷：平臺所在泥面處海床未發現明顯凹凸不平現象，海床表面泥質為軟質淤泥，約30 cm以下為硬質。

2.3 結構評估

在役平臺結構評估有四種方法可以選擇：

（1）簡單型方法。如與相似平臺進行對比實施評價，該方法耗時費力最少。

（2）設計水平法。它與新平臺設計方法相似。

（3）極限強度法。使用非線性方法確定平臺的基本運轉情況。

（4）替代型方法。通過評價平臺的歷史表現或計算平臺保留的顯式概率來實現。

較之于極限強度法，設計水平法是相對簡單、保險系數高且易于實施的評估方法。因此，初始評價通常先采用設計水平法。極限強度法由于減少了保險系數，如果平臺不能通過設計水平法，則可能會通過極限強度法。DP平臺結構評估采用了設計水平法與極限強度法結合的方式。

2.3.1 失效后果等級

通過考慮人命安全和失效后果來確定海洋平臺等級，其中A-1為高風險級，A-2為中等風險級，A-3為低風險級，D/P平臺評定為A-2中等風險級。

2.3.2 結構建模

圖3 結構模型

表1 樁基承載力安全系數

采用SACS軟件建立導管架和導管架帽的結構模型（紅色部分為導管架帽），如圖3所示。模型基于平臺當前而非初始設計時的環境條件，如風、波浪、海流、冰等基礎數據，同時基于檢測數據考慮了受損、腐蝕、沖刷等影響結構評估的因素。

2.3.3 設計水平分析

對平臺進行在位操作風暴、極端風暴、極端冰工況分析和疲勞分析。結果顯示平臺導管架桿件強度、管節點沖剪強度及樁基承載力安全系數均滿足API RP 2A規范要求。其中導管架桿件最大應力比為0.93，管節點沖剪最大應力比為0.80。

2.3.4 極限強度分析

極限強度法通過非線性分析判斷平臺是否具有足夠的強度和穩定性，承受破壞強度標準所規定的載荷水平而不至于崩塌，它允許局部性的過應力和損壞。極限強度的校核標準是儲備強度比RSR（Reserve Strength Ratio），RSR不小于1.6時認為結構強度可滿足繼續服役要求。

渤海平臺控制工況通常為極端冰工況或地震工況，為了找出平臺最先發生破壞的桿件位置并為后期服役的檢測重點做出指導，故選用渤海海域千年一遇的地震環境數據對平臺進行倒塌分析。平臺4個方向的結構儲備強度比RSR見表2，地震條件下導管架結構強度滿足最小RSR要求。

表2 儲備強度比RSR

3 結構評估結論

3.1 檢測評價和改進措施

根據平臺檢測數據，對結構損傷或不合格項進行成因分析，并提出改進措施。

3.2 評估結論

基于對平臺結構形式、所處海域及檢測數據的分析，該平臺具有以下特點：

（2）原始設計較為保守，具備儲備強度；

（3）平臺的自振周期約為1 s，而所處渤海海域波浪主周期集中在3～5 s范圍內，管節點發生疲勞退化的可能性較小；

（4）檢測結果顯示主要結構無明顯損傷及變形。

根據平臺最新的狀態數據，對導管架結構分別進行了設計水平法和極限強度法校核［5］。設計水平法基于API RP 2A工作應力法，風、波浪、流和海冰等環境數據根據平臺海域當前數據，以反映平臺當前的受力狀態。計算結果表明：正常操作工況和極端風暴/極端冰工況，導管架結構強度滿足現行規范要求；極限強度法采用倒塌分析計算的平臺地震條件下儲備強度比，滿足SIM最小儲備強度比要求。

根據上述分析，認為在進行如下頁表3所示改進后，平臺導管架結構可以滿足繼續服役的適用性要求。延期服役階段應根據《海上固定平臺安全規則》和API RP 2A要求進行平臺年度檢驗和定期檢驗，定期檢驗時間間隔不大于3年，繼續服役的監測重點應包括：

表3 結構損傷成因和改進措施

（1）導管架水面以上水平層桿件的腐蝕；

（2）導管架帽主腿和斜撐的腐蝕；

(3) 第三層時間服務：CATS A和CATS B作為NTP服務的服務器端來提供時間服務，所有工作站、LATS和連接信號子網的兩個網關(即網關A和網關B)作為NTP服務的客戶端來同步兩臺CATS服務器的時間。

（3）導管架斜撐的腐蝕；

（4）導管架過渡段與導管架帽主腿連接處的焊縫；

（5）導管架斜撐相交處的管節點焊縫；

（6）導管架帽斜撐與主腿連接處的管節點焊縫。

結構的延期服役評估，是平臺延期服役評估的重要組成部分。建議對平臺進行設備設施檢測評估和管線檢測評估，以確保平臺延期服役的適用性。

4 結 論

結構完整性管理是貫穿平臺整個生命周期的適用性程序。數據是SIM的基礎，包括設計資料、建造施工數據、改造/維修記錄、檢測記錄等。當發生以下情況時需要對平臺進行結構評估以評價其適用性：

（1）人員增加，導致生命安全級別需要提高；

（2）設施增加，如管線、井口等增加，導致故障后果等級提高；

（3）荷載增加，平臺總荷載的累積變化超過10%；

（4）檢測中發現主要結構部件明顯損傷；

（5）重大損壞，累積損傷造成平臺的承載能力下降超過10%。

完整詳盡的數據是評估結果真實可靠的重要保障，因此，盡快建立平臺數字化信息數據庫以反映平臺的真實狀態十分必要。隨著中海油數字化油田工程信息平臺的逐步建立，結構完整性管理在我國海洋平臺評估中的應用將更為深入。

［1］ 童波，金強.基于南海環境條件的豐潛式鉆井平臺設計環境參數分析［J］.船舶，2012（2）：8-14.

［2］ API RP 2SIM，Structural Integrity Management of Fixed Offshore Structures［S］.American Petroleum Institute，2011.

［3］ 李紅濤.老齡海上移動平臺結構安全管理初探［J］.海洋工程 .2012，30（2）：123-128.

［4］ 李紅濤.海上固定油氣開采設施結構完整性管理分析［J］.海洋工程 .2013，31（1）：90-94.

［5］ 聶炳林.埕島油田導管架平臺結構的安全評估［J］.石油工程建設 .2005，31（5）：46-48.