结构完整性管理在海洋平台延期服役评估中的应用

2014-01-04张晓频李彦丽

船舶 2014年2期

张晓频穆顷王宁李彦丽

（中海油能源发展油田建设工程分公司天津300452）

1 结构完整性管理

在恶劣的海洋环境中，海洋平台工作会受到波浪抨击、冲刷、冰撞击、腐蚀等不利因素的影响。进入后期或超期服役阶段，结构强度衰减疲劳损伤加速，平台结构物事故风险增高［1］。为应对上述挑战，美国石油协会组织API联合各大石油公司及检验机构，颁布了API RP 2SIM海上固定设施结构完整性管理（Structural Integrity Management，以下简称SIM）。

SIM是一个确保海上设施从安装到退役的整个生命周期内的适用性的程序，这个程序为准确理解平台因设施降级、损坏、载荷变化、事故性超载、用途改变和海上设计实践的演变等影响提供了理性方法。SIM过程适用于固定式海上钢质平台的水上和水下结构。与新建平台设计规范API RP 2A不同，SIM关心的是在役平台结构的真实状态。

结构完整性管理（SIM）包括4个主要元素：数据、评价、策略和程序。它是一个连续的过程且是基于对下列事项的评价：结构的原始设计、结构在整个服役期间的检查结果、检查所发现的损坏情况、荷载和/或用途变化［2］。

1.1 数据

SIM本身是一个连续动态的管理系统，业主/作业者保留平台服役期间的详细数据记录是必要的，它分为特征数据和状况数据两部分。特征数据是结构在安装时的基准数据，包括平台的综合数据、设计数据、建造数据、安装数据等；状况数据是平台整个服役过程中特征数据可能出现的变化，如平台的改造、在役检查数据、损坏数据、加固/改造/修理数据等。

1.2 评价

评价贯穿于平台的整个服役周期，一般采用基于风险的策略，根据故障后果和故障发生可能性的乘积划分平台的风险类别。评估并非表示必须要进行结构分析，它可包括基于专家知识或作业经验的工程方法判断、简化分析，或参考研究数据、相似平台的详细分析等。

1.3 策略

策略包括制定检查计划和缓解选项。在平台的服役期内，策略应依据收到的文件和关于诸如检查数据、平台评估结果的相关SIM报告而定期更新。检查策略包括常规水上部分的检查、常规水下部分的检查和特殊检查。

1.4 程序

程序描述详细工作范围的执行步骤，以完成SIM策略中所列的各项任务。该程序包括以下一项或者多项检查：常规水上部分检查、基线检查、常规水下部分检查、特殊检查以及加固、修改或修复。

结构完整性管理基于风险原则来制定SIM策略，回答油田作业者最关心的问题：检验什么？怎么检验？什么时候检验最佳？风险是事件发生的可能性与其严重性的乘积。故障可能性低的平台可以采用较低频率和较低强度的检查，包括检查间隔时间和工作范围［3-4］。

2 延期服役平台结构评估实例

渤海海域某钻井生产平台（以下简称DP平台）为16腿16主桩钢质导管架平台，平台布置有东、西2个井口区，每个井口区包括16口井。整个平台包括导管架、导管架帽及上部组块三个部分。其中导管架三个水平层标高分别为EL.（-）15.45 m、EL.（-）4.35 m和EL.（+）4.65 m；导管架帽两层标高分别为EL.（+）13.0 m和EL.（+）18.1 m；上部组块包括上层、中层、下层和底层共4层甲板。平台到达其设计使用期后，对导管架进行延期服役结构评估。

图1 平台实景图

2.1 平台状态数据

平台状态数据包括：平台原始设计结构图纸和历次改造图纸；平台初始设计报告，特别是结构计算分析报告；制造和安装检验记录；平台检验、维修和保养记录；平台使用记录。这些数据应反映评估时期平台的实际状态。

2.2 平台检测

平台到达其设计服役期后对平台进行了结构检测，包括导管架水上水下外观检测、焊缝检测、结构腐蚀检测、阳极块测量、海生物测厚、海床调查等。

（1）水上结构外观：外观检测水上结构无变形，但存在局部腐蚀情况，涂层状态较差；靠船件有不同程度的旋转移位现象。

图2 水上外观检测

（2）水下结构外观：飞溅区结构有局部腐蚀，水下水平层结构未发现明显缺陷及异常。

（3）焊缝检测：对导管架水上主结构预选点进行磁粉及超声波检测，对水下主结构预选点进行无损检测，发现两处焊缝存在裂纹（发生在A1和A4主桩腿过渡段与导管架帽连接位置），其余焊缝均合格。

（4）结构腐蚀检测：导管架水下部分测厚报告显示，无杆件壁厚小于设计图纸所标厚度；水上导管架水平层杆件最大点腐蚀率10.9%；导管架帽主腿最大点腐蚀率11.6%；导管架帽斜撑最大点腐蚀率5%。

（5）阳极腐蚀：检测结果显示阳极消耗速率低于原设计寿命水平，电位测量值显示其在合理范围之内。

（6）海生物：水下导管架海生物覆盖率100%，最小覆盖厚度50 mm，最大厚度200 mm。

（7）基础冲刷：平台所在泥面处海床未发现明显凹凸不平现象，海床表面泥质为软质淤泥，约30 cm以下为硬质。

2.3 结构评估

在役平台结构评估有四种方法可以选择：

（1）简单型方法。如与相似平台进行对比实施评价，该方法耗时费力最少。

（2）设计水平法。它与新平台设计方法相似。

（3）极限强度法。使用非线性方法确定平台的基本运转情况。

（4）替代型方法。通过评价平台的历史表现或计算平台保留的显式概率来实现。

较之于极限强度法，设计水平法是相对简单、保险系数高且易于实施的评估方法。因此，初始评价通常先采用设计水平法。极限强度法由于减少了保险系数，如果平台不能通过设计水平法，则可能会通过极限强度法。DP平台结构评估采用了设计水平法与极限强度法结合的方式。

2.3.1 失效后果等级

通过考虑人命安全和失效后果来确定海洋平台等级，其中A-1为高风险级，A-2为中等风险级，A-3为低风险级，D/P平台评定为A-2中等风险级。

2.3.2 结构建模

图3 结构模型

表1 桩基承载力安全系数

采用SACS软件建立导管架和导管架帽的结构模型（红色部分为导管架帽），如图3所示。模型基于平台当前而非初始设计时的环境条件，如风、波浪、海流、冰等基础数据，同时基于检测数据考虑了受损、腐蚀、冲刷等影响结构评估的因素。

2.3.3 设计水平分析

对平台进行在位操作风暴、极端风暴、极端冰工况分析和疲劳分析。结果显示平台导管架杆件强度、管节点冲剪强度及桩基承载力安全系数均满足API RP 2A规范要求。其中导管架杆件最大应力比为0.93，管节点冲剪最大应力比为0.80。

2.3.4 极限强度分析

极限强度法通过非线性分析判断平台是否具有足够的强度和稳定性，承受破坏强度标准所规定的载荷水平而不至于崩塌，它允许局部性的过应力和损坏。极限强度的校核标准是储备强度比RSR（Reserve Strength Ratio），RSR不小于1.6时认为结构强度可满足继续服役要求。

渤海平台控制工况通常为极端冰工况或地震工况，为了找出平台最先发生破坏的杆件位置并为后期服役的检测重点做出指导，故选用渤海海域千年一遇的地震环境数据对平台进行倒塌分析。平台4个方向的结构储备强度比RSR见表2，地震条件下导管架结构强度满足最小RSR要求。

表2 储备强度比RSR

3 结构评估结论

3.1 检测评价和改进措施

根据平台检测数据，对结构损伤或不合格项进行成因分析，并提出改进措施。

3.2 评估结论

基于对平台结构形式、所处海域及检测数据的分析，该平台具有以下特点：

（2）原始设计较为保守，具备储备强度；

（3）平台的自振周期约为1 s，而所处渤海海域波浪主周期集中在3～5 s范围内，管节点发生疲劳退化的可能性较小；

（4）检测结果显示主要结构无明显损伤及变形。

根据平台最新的状态数据，对导管架结构分别进行了设计水平法和极限强度法校核［5］。设计水平法基于API RP 2A工作应力法，风、波浪、流和海冰等环境数据根据平台海域当前数据，以反映平台当前的受力状态。计算结果表明：正常操作工况和极端风暴/极端冰工况，导管架结构强度满足现行规范要求；极限强度法采用倒塌分析计算的平台地震条件下储备强度比，满足SIM最小储备强度比要求。

根据上述分析，认为在进行如下页表3所示改进后，平台导管架结构可以满足继续服役的适用性要求。延期服役阶段应根据《海上固定平台安全规则》和API RP 2A要求进行平台年度检验和定期检验，定期检验时间间隔不大于3年，继续服役的监测重点应包括：