有桿采油導管架平臺的安全性

劉金海,余焱群,王本升,王俊峰

(1.中國石油大學(華東) 機電工程學院,山東 青島 266580;2.中海油能源發展股份有限公司采油服務分公司,天津 300450)

0 引 言

世界海洋石油資源豐富，蘊藏量約1×1011t，其中探明儲量約3.8×1010t，當前石油產量的34%來自海洋，世界石油開采的重心將逐步從陸地石油開采轉向海洋石油開采[1]。渤海油田是我國最大的海上油田，已成為國家重要的能源基地[2]，其稠油儲量占已發現原油總儲量的85%左右[3]。大型油田(地質儲量大于1億t)以稠油為主。陸地稠油采用三抽人工舉升方式，注采一體，成本低、效率高。海上采油大多采用潛油電泵舉升，潛油電泵的結構性能特點限制了該工藝的有效選擇。為解決上述問題，開發平臺有桿采油關鍵設備(平臺抽油機、井口設備等)，逐步形成適用于海上平臺稠油開采的“蒸汽吞吐+三抽人工舉升”有桿采油技術[4]。渤海油田以導管架式固定平臺為主要的生產平臺，已建成的固定式生產平臺占全國同類平臺總數的90%以上，因此針對導管架式固定平臺實施有桿采油技術，對在役平臺在增加附加載荷下的安全性進行研究十分必要。

1 導管架平臺安全評價標準建立

結構的安全性與結構構件的狀態相對應，結構的安全性常采用結構的極限工作狀態進行描述。對于循環載荷作用下的結構狀態，基于疲勞損傷累積理論的剩余強度是最常見的構件安全性衡量指標之一。

1.1 導管架極限狀態評價標準

結構受外載荷作用產生變形，當外載荷增加到一定程度后，載荷不變而變形仍繼續增加，美國石油協會(API)規范定義該載荷為結構極限載荷。API RP 2A-LRFD標準規定，導管架平臺的儲備強度系數為1.8～2.4[5]。本研究定義極限狀態安全因數ns來表征導管架平臺的極限載荷狀態：

(1)

式中：σs為導管架主體材料的屈服強度，MPa；σZi為有桿采油系統加載后增加的應力，MPa；σ0i為有桿采油系統加載前的應力，MPa。

因此，按照標準要求，增加負載后，導管架的極限應力狀態應滿足：

(2)

式中：[σ]為導管架主體材料的許用應力，MPa，《海上固定平臺入級與建造規范》約定[σ]=0.6σs。

1.2 導管架累積損傷評價標準

對于黑色金屬，當試件經歷107次循環后，疲勞曲線就已接近水平，再增加循環次數也不會斷裂，因此經常將S-N曲線上107次循環位置處所對應的σ作為對稱循環的疲勞極限σ-1[6]。

在給定循環r下持久極限σr為

(3)

式中：σm為平均應力，MPa；σa為應力幅值；Kσ為有效應力集中系數；εσ為尺寸系數；β為表面質量系數；ψσ為材料對應力循環不對稱性的敏感系數。

定義構件疲勞損傷下的工作安全因數為nσ，可表示為

(4)

式中：σmax為結構件加載后的最大應力，MPa。

試驗表明臨界損傷值一般為 0.3～3.0，大量二級高低和二級程序載荷疲勞試驗下臨界損傷值的平均值為 0.7[7]?！逗Ｉ瞎潭ㄆ脚_入級與建造規范》規定，海上固定平臺的每個構件和結點的設計疲勞壽命至少應為結構使用壽命的2倍。

基于Miner理論，結合式(4)，得到：

(5)

令σmin=σ0i、σmax=σZi+σ0i，則在役平臺導管架安全的累積損傷評價標準為

(6)

2 有桿采油時導管架受力分析

一般定性地認為固定式導管架平臺結構構件中的導管腿和樁為1類構件，因此可把導管腿和樁的失效作為主要失效模式進行考慮。對于導管架式固定平臺，無論樁腿數量多少，平臺井口都集中分布在某區域內，因此有桿采油系統對平臺的作用力主要分布在包含該區域的4根主樁腿之上。

導管架的受力分析可簡化成4樁腿平臺結構進行。有桿采油下導管架平臺的主要作用力簡圖如圖1所示。

圖1 有桿采油下平臺主要受力

圖1中：FT為海洋平臺的自重，kN；FP為有桿采油系統的綜合載荷，kN；FW為海洋平臺承受的風載荷，kN；FH為海洋平臺承受的波浪流載荷，kN。6～8倍樁徑之下的樁腿作為固定端考慮[8]，平臺風載荷FW按照均布載荷作用于平臺的不同立面，平臺波浪流載荷FH按不同流向作用于樁腿。

2.1 海洋平臺受波浪流載荷分析

作用于任意高度z處，單位柱高上的水平波浪力為

(7)

整個樁腿對海底的總水平波浪力矩MH為

(8)

2.2 海洋平臺受風載荷分析

渤海海域的海浪主要由大風形成，涌浪和混合浪的比例較小，風浪占其中的71%，因此對渤海海域來說，風與浪之間存在著良好的對應關系[11]。波浪的大小取決于風速的大小[12]，一般按照《海上固定平臺入級與建造規范》規定風速標準值如下：平均海平面以上10 m處，重現期為50 a，時距小于1 min的平均風速。

作用在平臺上的風載荷FW為

FW=KKzP0A

(9)

式中：K為風載荷形狀系數，對平臺總投影面積取1.0；Kz為海上風壓高度變化系數，參見GB 50009—2012；P0為基本風壓，Pa；A為受壓面積，m2。

作用于平臺上的基本風壓為

(10)

式中：α為風壓系數，取0.613 N·s2/m4；Vt為時距為t分鐘的設計風速，m/s。

3 LD某導管架平臺評價實例

LD某導管架平臺的結構如圖2所示，平臺設計水深為22.3 m，4根導管架主樁樁徑為1 829 mm，平臺甲板組塊吊裝重量為2 700 t，導管架吊裝重量為1 000 t。

圖2 LD某導管架平臺結構

LD某導管架平臺有桿采油增加的附加載荷作用簡圖如圖3所示。

圖3 LD某平臺有桿采油受力簡圖

圖3中：E點為有桿采油系統等效集中力作用點，坐標為(x，y)，坐標原點選擇在A主支撐腿的上端面，作用力為Fe(kN)；A、B、C、D為導管架的4根主支撐腿，各主支撐腿上端面的作用反力分別為F1、F2、F3、F4(kN)；θi(i=1，2，3，4)為對應的主樁腿的傾斜角(°)；設平臺區域長度為lAB(m)、寬度為wAD(m)。

根據A、B、C、D各點的力和力矩的平衡有：

(11)

平臺在有桿采油系統作用下4根主樁腿的作用反力為

(12)

有桿采油增加的主樁腿應力為

(13)

式中：d為平臺主樁腿的內徑，mm；δZi為在役平臺主樁腿的壁厚，mm。

平臺的結構參數如下：長度lAB=20 m；寬度wAD=18 m；等效作用點E坐標為(5.5，5.1)；導管架主樁腿內徑d=1 749 mm；壁厚δZi=40 mm；cosθ1=cosθ2=0.995，cosθ3=cosθ4=0.990。

將有桿舉升的作用力加入平臺系統，得到各樁腿附加應力為

[σZ1σZ2σZ3σZ4]T=

(14)

考慮在役平臺在海洋環境下樁腿腐蝕減薄，強度下降，基于極限狀態評價標準和累積損傷評價標準，得到該導管架平臺允許有桿采油增加的附加載荷閾值如圖4所示。

圖4 目標平臺允許增加附加載荷

由圖4可知，按照累積損傷評價標準，LD某平臺的主樁腿在完好狀況下承受有桿舉升系統的附加載荷閾值小于按照極限工作狀態標準的閾值，但壁厚減薄所致的承受附加載荷閾值下降速度明顯低于后者。在評價在役導管架平臺樁腿承受有桿采油系統的附加載荷閾值時，應按照極限工作狀態標準的承載閾值和累積損傷標準的承載閾值中的小者選取。

LD某平臺在樁腿完好狀況下允許有桿采油系統增加的載荷為Fe≤3.446×103kN，該平臺導管架承受有桿采油系統的工作載荷閾值主要由A樁腿決定，設計有桿采油工藝總附加載荷為2.0×103kN，按照該平臺結構尺寸分配在A樁腿上的作用力為0.776×103kN，則先導目標平臺樁腿的安全因數為4.44，平臺各樁腿安全因數降幅不超過3%，說明有桿舉升工藝對目標平臺的整體強度影響不大。

4 結 論

將陸地有桿采油技術移植到海上油田，是海上稠油高效開采的有效途徑之一，平臺安全是該技術實施的前提。建立結構極限工作狀態與循環載荷作用下的累積損傷評價標準相結合的安全評價方法，該方法可作為導管架平臺增加附加載荷的安全評價準則。

選用五十年一遇的極值波浪流載荷及風載荷，基于安全評價標準，得到目標試驗平臺(LD某導管架平臺)在施加有桿采油載荷后安全因數降低不超過3%的結果，說明導管架平臺具有足夠強度實施有桿采油工藝。