CN101544270A - 带水下储罐的浮式平台 - Google Patents

Abstract

一种带水下储罐的浮式全混凝土结构的钻井、修井、生产、公用和生活综合平台，具有12种不同的形式，均由储液系统、支腿、上部设施和系泊腿定位系统共四部分构成。本发明平台既具有SPAR平台深吃水、小水线面面积、浮心高于重心，以及平台固有周期大于百年一遇有效波高所对应的波浪周期等一系列的特点和优点，具有储液(油)功能，在储、卸油作业过程中平台的吃水深度不变。本发明平台与单点或多点系泊装置配套，可形成一个海上石油和天然气生产、钻井、修井、储存和外运完整的开发系统；既可用于海上大型、深水和长生产寿命的油气田的开发，又可用于小型、深水和短生产寿命的油气田，尤其是边际油气田的开发，一个油气田开发结束后，可以很方便地迁移、重复使用。

Description

带水下储罐的浮式平台

所属技术领域

本发明涉及海洋石油天然气开发所需的、具有钻井、采油生产和储油(液)综合功能的深水浮式平台。本发明是申请人即将申报的PCT申请“液体水下储运装置及以其为基础的海上平台”三个分案申请的第三个分案申请。

背景技术

当前世界上海上石油和天然气浮式生产平台最主要和最常用的有三种类型，即张力腿(TLP)平台、SPAR平台和半潜式平台，它们通常都不具有储油功能，并且都存在造价高、建造周期长和维护费用高等缺点。这三种平台的水线面面积都比较小，浮体的绝大部分都潜没在水下，因此水动力特性都相当好。三者分别采用不同的方法保证平台的稳性：TLP主要依靠定位系统——张力腿，SPAR主要依靠平台的重心低于浮心的“不倒翁”效应，半潜式则依靠水线面面积的惯性矩。TLP和SPAR由于垂荡运动很小，井口采油树安装在平台上，通过隔水套管与各油井连接，即采用干式井口；半潜式通常需要和水下井口(湿式井口)相配套，只有在环境条件非常好的极少数海域，半潜式才有可能采用干式井口。水下井口的技术已日趋成熟，但造价比较高。如果不考虑技术制约条件，干式井口和湿式井口的选择主要取决于建设投资和操作费，后者包括井口的维护修理费和修井费用。水下井口的修井需要移动式钻井船或卷管式修井船，作业费用很高；干式井口的修井则方便得多。因此，修井频度越高，越希望采用干式井口。根据统计资料，北海的油井大约每5年需修井一次，墨西哥湾的油井大约每年两次，中国海域的油井修井的频度则很高。无论是建设投资还是操作费，干式井口无疑均优于湿式井口。近年来深水平台的技术日趋成熟，平台的垂荡运动可以很小，干式井口因此已被广泛采用。除TLP和SPAR外，采用干式井口的浮式平台还有多种专利。例如一种水动力特性非常好的“TENDEN—BASED FLOATINGSTRUCTURE”浮式平台，也称之为FLOATING TOWER——浮塔式平台，它兼具SPAR和TLP某些特点：它同时采用垂悬线和柔性拉筋(SOFT TENDON，也可称之为柔性张力腿)系泊定位系统；它和SPAR一样，浮心高于重心；由于浮体伸出水面的为导管架形的钢结构，通透性好，它的水线面面积远小于SPAR，所需的垂荡刚度依靠柔性拉筋的预张力获得；和SPAR类似而不同于TLP，它的垂荡固有周期大于有效波高所对应的周期。当前世界上最主要和最常用的具有储油功能的浮式生产设施为船形浮式生产、储油和卸油装置(FLOATINGPRODUCTION STORAGE OFFLOADING UNIT——FPSO)。FPSO是储油轮和平台的上部设施结合的产物，它的稳性依靠大水线面面积的惯性矩。由于水线面面积很大，FPSO的水动力特性不如上述三种平台。受水动力特性的制约，在FPSO上增加钻井功能和安装干式井口、或实现天然气的液化及储存是十分困难的。只有在环境条件很好的海域才有可能实现带钻井的FPSO，即FPDSO；才有可能实现用FPSO液化天然气和储存，即FLNG。此外，FPSO存在系统接口多、设施相对复杂、建造周期偏长、造价偏高等缺点。FPSO从上世纪七十年代问世以来已得到广泛应用，已成为当今海上石油开发生产设施的主流形式之一。和船形FPSO类似，采用大水线面面积的浮体储油的其它浮式设施还有多种专利。上世纪80年代人们提出了圆锥形浮桶式平台的概念；此后又提出EXTENDED BASEFLOATER，亦称SINGLE COLUMN FLOATER，简称SCF的概念；此后出现了SEMO(SEMI-SUBMARSIBLE MONOHULL)的概念；它们都是圆(锥)柱形浮筒平台或多边柱形浮筒平台，均采用多条悬链线式锚泊腿系泊。它们和SPAR平台有三点最大的区别：一是筒体直径和水线面面积都比SPAR大得多，二是吃水比SPAR浅，浮桶底部大都设有增加阻尼和连体水质量的外突“裙边”，三是重心高于浮心，浮体的稳性所需的初稳性高GM完全依赖水线面面积的惯性矩。它们或采用油水同罐，油在水之上，油水进出直接置换，所谓“湿式法”储油，或采用与船形FPSO相同的干式法储油。还有一种采用“湿式法”水下储油的半潜式平台概念，称之为箱形SPAR平台——“BOX SPAR”，它包含一个用于储油的长方体形状的箱体，潜没于足够深度(如40米左右)的水下，二排、每排数根矩形截面筒状支腿从潜体向上升出水面，支腿上安装平台上部设施，支腿提供设施所需浮力的绝大部分，采用和半潜式平台相同的系泊形式。由于原油和海水存在重度差，湿式储油等容积置换必然造成系统重量变化，必须相应自动调节压载水、以保持油水置换过程中装置的总重量不变。湿式储油还有其它一些缺点。根据“箱形SPAR——BOX SPAR”计算分析和模型试验结果，它采用干式井口仍然比较困难。

以上所介绍的新型专利浮式平台方案或概念，除圆柱形浮筒平台(SSP——SEVAN STABILIZED PLATFORM)有几个已投入使用和正在实施的项目外，其它均尚未见到用于实际工程的报道。总之，水动力特性好、适用于深水、可采用干式井口的现有浮式平台，如TLP和SPAR难以储油；具有储油功能的FPSO又难以采用干式井口和带有钻井功能。因此，研发同时具有钻井、采油生产和储液等多种功能，可采用干式井口、方便修井作业的浮式平台，尤其是深水浮式多功能平台，是国际海洋石油工程界面临的重大挑战。

发明内容

本发明以申请人已申报的发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”的核心技术——“密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统”和“水下组合式储液罐”为基础，将其用途扩展，另加支腿从潜浮式水下组合式储液罐(以下简称组合罐)的罐顶部伸出水面，支腿顶部安装上部结构和钻(修)井、生产、公用及生活模块，本发明因此提供了一种全新的、带水下储罐的、浮式石油和天然气开采、生产、生活和钻井、修井综合平台。本发明浮式平台不仅可以储油，而且具有现有深水浮式平台，如SPAR平台、半潜式平台的优点；加上配套的穿梭油轮单点或多点系泊装置后，可形成一个包含海上石油和天然气钻井、生产、储存和外运完整的开发系统，优于并可取代现有的浮式生产、储卸装置(FPSO)。

附图说明

下面结合附图和应用实例对本发明作进一步的描述：

图1是带水下储罐的单支腿基座式浮式平台图，其中：图1-1是正面图，图1-2是图1-1A-A剖面的放大图。

图2是多层圆塔状多组储液单元组合罐图，其中：图2-1是正面半剖图，图2-2是图2-1A-A剖面图。

图3是立式长圆筒形多层储液单元组合罐图，其中：图3-1是正面半剖图，图3-2是图3-1A-A剖面图。

图4是外突裙边形下方固定压载舱图，其中：图4-1是正面半剖图，图4-2是图4-1A-A剖面图。

图5是带水下储罐的多支腿基座式浮式平台图。

图6是立式长圆筒形多层储液单元组合罐浮式平台(等径)图，其中：图6-1是正面图，图6-2是图6-1A-A剖面的放大图。

图7是立式长圆筒形多层储液单元组合罐浮式平台(异径)图。

图中：1.组合罐、2.传统泵组模块、3.提供电力和实施遥控操作的工作站、4.平台支腿、5.平台上部设施、6.系泊定位系统、7.月池、8.落物防护板、9.落物防护板支撑结构、10.套筒和锁紧装置、11.钢制伸缩滑移腿、18.海水压载舱、20.固定压载舱、20—1.内敛式底部固定压载舱、20—2.外突裙边形底部固定压载舱、20—3.外突裙边形下方固定压载舱、20—4.内敛式下方固定压载舱、21.储液舱、22.中拱封头、23.环状封头、24.平板封头。

本发明“带水下储罐的浮式平台”共四部分组成(参见图1和图5～7)：

第一部分，储液系统，包括发明专利“一种液体水下储存、装载和外卸装置”所涉及的下述部分：潜浮于水面以下适当深度的混凝土组合罐1，它兼作本平台水下结构的基础；传统泵组模块2，它安装在混凝土筒形支腿4内部的泵舱内；提供电力和实施遥控操作的工作站3，它安装在本平台上，和本平台的生产、公用设施形成一体。

第二部分，安装于潜浮式组合罐顶部的平台的支腿4，它如同混凝土重力平台那样，采用一条、三条或四条混凝土圆筒形或圆锥形筒状支腿。

第三部分，安装于支腿上的平台上部设施5，它采用如同半潜式平台那样具有水密舱壁结构的上部设施，或采用SPAR平台等相似的上部设施。

第四部分，将浮式平台系泊于海床上的定位系统6，本发明采用和SPAR平台或半潜式平台相同或相似系泊腿系统。

潜浮于水中的组合罐

组合罐的固定压载舱

固定压载舱位于组合罐的底部或下方，它的功能一是根据设计要求，平衡浮式平台多余的浮力，二是使平台的重心位于浮心之下。本发明平台采用的固定压载舱有4种形式：前两种为发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所涉及的压载舱：“内敛式底部固定压载舱”20—1和“外突裙边形底部固定压载舱”20—2。有关上述两种固定压载舱的结构形式，特点及使用条件，可参阅该发明专利的相关文字和附图。第3种如图4所示，为“外突裙边形下方固定压载舱”20—3，它的压载舱本体和外突裙边形底部固定压载舱20—2相同。压载舱本体上建有数根垂直向上的钢制支腿11，组合罐底层海水压载舱的外壁建有数量和支腿数量相同的套筒锁紧装置10，支腿11可在套筒10内上下滑移和锁紧固定。在建造、拖航和定位系泊系统安装完成之前，固定压载舱升高，其罐底略高于海水压载舱的罐底，伸缩滑移腿11临时固定在海水压载舱罐体上。定位系统安装完成后，固定压载舱向下垂直滑移至预定位置，再将伸缩滑移腿11锁紧在海水压载舱罐体上，最后加入固定压载物，如铁矿砂。第4种如图6所示，为“内敛式下方固定压载舱”20—4，它的压载舱本体和内敛式固定压载舱20—1相同，为了便于海上安装时加固定压载物，压载舱的顶部也可以是敝开的。压载舱本体上建有数根垂直向上的钢制支腿11，组合罐底层海水压载舱的内壁建有数量和支腿数量相同的套筒10，支腿11可在套筒10内上下滑移和锁紧固定。在建造、拖航和定位系泊系统安装完成之前，固定压载舱升高紧贴海水压载舱的罐底，伸缩滑移腿11临时固定在海水压载舱罐体底部。定位系统安装完成后，固定压载舱20—4向下垂直滑移至预定位置，再将伸缩滑移腿11锁紧在海水压载舱罐体上，最后加入固定压载物，如铁矿砂。本型固定压载舱适用于本发明立式圆筒形多层储液单元浮式平台。和底部固定压载舱相比，下方固定压载舱更有利于浮式平台的重心垂直下移，增加浮心和重心之间的距离。

本发明采用的组合罐的型式

发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”涉及了立式和卧式共7种不同形式的组合罐，其中仅4种立式“罐中罐”式储液单元组合罐可作为本发明所需的组合罐。它们是：

立式圆筒形单组储液单元组合罐；

立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐；

立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐；

立式(圆筒形或正六边柱形)蜂窝状多组储液单元组合罐，所谓的圆筒形或正六边柱形是指：竖向紧密排列的储液单元的水平投影被包围在在一个圆形或正六边形之内。

有关上述4种组合罐的结构形式，特点及使用条件，可参阅发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”的相关文字和附图。它们全部采用外突裙边形底部固定压载舱，或采用“外突裙边形下方固定压载舱”。目的是增加连体水附加质量、回转半径和阻尼及阻尼矩，改善平台的水动力特性。

除以上4种组合罐外，本发明浮式平台还有另外2种形式组合罐：

多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐(参见图2)

本发明组合罐的外形为2层或3层、呈底层直径大、上层直径小的圆塔状；大直径层采用立式蜂窝状多组储液单元，或采用立式花瓣圆筒形单组或多组储液单元，或采用立式圆筒形单组储液单元；小直径层采用立式圆筒形单组储液单元，或采用立式花瓣圆筒形单组储液单元，或采用立式长圆筒形多层储液单元；底部采用外突裙边形底部固定压载舱20—2，如图2所示；或采用外突裙边形下方固定压载舱20—3，如图1所示。本型组合罐的主要优点是储液单元多、储液量大，生产操作灵活，一个单元出现故障，如破舱，整个装置可以继续生产；连体水附加质量和阻尼及阻尼矩均比其它5种都大，有利于改善平台的水动力特性。

以上5种组合罐统称基座式组合罐。

立式长圆筒形多层储液单元组合罐(参见图3)

本型组合罐由若干个尺度相同的圆筒型罐中罐储液单元竖向首尾排列而成；储罐顶部、储液单元之间、储液单元和固定压载舱之间通常为中心拱形封头22和环状拱形封头23，也可采用平板封头；组合罐的外观为一直立的长圆筒，固定压载舱可以采用上述内敛式、外突裙边形底部或下方四种固定压载舱20—1～4中的任一种。本型组合罐适用于本发明储液SPAR浮式平台。

需要特别注意的是，上述组合罐中央与上方上部设施井口区相对应的部位设有上下贯通的洞口——月池7，以便隔水套管穿过并连接地下的油井。由于组合罐的设计应符合压力容器的设计原则，月池7首推圆筒形。月池内安装有阻尼框架，以克服二阶运动效应。以上图2、图3和图4所示组合罐显示了其部分内部结构，包含发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所述的海水压载舱18、固定压载舱20、储液舱21、中拱封头22、环状封头23、平板封头24，以及月池7。

传统泵组模块，储液系统的电力供应和遥控操作

根据申请人已申报的发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”，本发明传统泵组模块(CONVENTIONAL PUMPS MODULE)包含海水压载泵、海水卸载泵、储液装载泵、储液卸载(外输)泵各一台或二台(一用一备，)，相应的结构、管路、(自动控制)阀门、现场仪表、控制和执行元件，以及液压站组合而成。由于本发明推荐采用混凝土建造组合罐，“密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统”中各个储液单元内部的惰气压力相应低于该单元外部海水静水压力。为了使海水压载舱内部和其外部海水的压力差值最小，并确保内部惰气压力低于外部海水静水压力，流程中各储液单元内部惰性气体最高压力等于海水压载舱内顶部或其下方适当深度所处的外部海水静压力。本发明流程系统中海水卸载泵和储液卸载泵需要采用潜没泵，泵进口吸入头高度应大于舱外静水压力和舱内惰气压力之差。海水卸载泵、海水压载泵和储液卸载泵安装在平台支腿4内部，位于水面以下适当的深度；储液装载泵、液压站和模块等其它元器件可根据需要安装在支腿4内或平台模块5上。本发明平台的液体储存和外卸系统所需的电力供应统一纳入全平台的供配电系统；储卸作业的控制统一纳入全平台的生产操作控制系统，可通过就地控制盘实现现场控制，通过平台中央控制室的中控盘实现集中遥控。

平台支腿、上部设施(模块)和系泊定位系统(参见图1，5，6和7)

平台支腿和上部设施

本发明平台采用和混凝土重力平台相似的混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿4，首推单腿，必要时也可采用3腿或图5所示的4腿；但如果平台湿拖过程的稳性依靠支腿的水线面面积，则可能需要多腿。隔水套管、立管、海底电缆可穿过筒形支腿进入海底。筒形支腿内设若干水平分隔，形成设备舱和浮力舱(空舱)，水面线附近的浮力舱可采用双层舱壁。一些设备，如泵等，可安装在支腿的设备舱内。如果采用单腿，本发明平台上部设施(模块)5可采用和SPAR平台相同的上部设施形式。如果采用3腿或4腿，可采用和半潜式平台相似的上部设施形式。为了保证平台的破舱稳性，建立最后一道防线，本发明各型平台上部设施(模块)5也可全部采用水密舱壁结构。

平台的系泊定位系统

本发明平台采用和SPAR平台或半潜式平台相同或相似的垂悬线系泊腿系统，或张紧索(TAUT)系泊腿系统，或半张紧索(SEMI-TAUT)系泊腿系统。系泊腿的导缆孔位置将根据平台所受到的海流和风载荷的具体情况来确定，可以位于平台的浮心附近，也可以上移至海面附近。如果海流，例如墨西哥湾的LOOPCURRENT，是控制性的环境载荷，并且平台吃水深、组合罐的高度较高，如立式圆筒形多层储液单元浮式平台，导缆孔可位于浮体浮心附近。如果控制性的环境载荷是风而非海流，如台风，并且平台吃水相对较浅、组合罐的高度较矮，导缆孔可位于水面附近。对于某些环境条件特别恶劣的区域，如风浪流环境载荷都很大的区域，本发明的浮式平台也可以同时采用两套系泊定位系统，导缆孔位置分别位于不同的深度。

平台的浮体特性

本发明平台的主要特征是由组合罐的形式决定的，因此，本发明共有6种型式平台形式：

立式圆筒形单组储液单元组合罐浮式平台；

立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐浮式平台；

立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐浮式平台；

立式蜂窝状多组储液单元组合罐浮式平台；

多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐浮式平台；

立式长圆筒形多层储液单元组合罐浮式平台。

前5种平台的共同特点是：它们都是由一个大尺度的水下组合罐、1条或3～4条相对细长的支腿和其上的上部设施构成；水下组合罐相当于平台的“基座”，故称之为基座式浮式平台(参见图1和图5)。第6种的特点是：它是类似SPAR平台的长圆筒结构，支腿的外径等于或小于组合罐的外径，故称之为传统SPAR式储油平台(参见图6和图7)。

本发明浮式平台的支腿和上部设施所受到的环境载荷有可能大于水下组合罐所受到的环境载荷。这是因为波浪载荷按指数规律随水深而迅速衰减，组合罐虽然尺度很大，但位于水面以下较深的深度，所受到的波浪载荷很小；在水下海流不太大的海域，它所受到的海流载荷也不太大。受环境载荷小是本发明水下储罐的一大优点。但是，以组合罐为水下结构基础的浮式平台的情况则显然大不相同。伸出水面的支腿贯穿波浪影响最大的深度范围，将受到很大的波浪载荷；水面以上的结构，尤其是支腿顶部的上部设施，由于标高高，风速将相应加大，加之迎风面面积大，上部设施所受到的风载荷就很大。海流和风载荷将主要产生倾覆力矩和使浮体产生静态位移。波浪等环境载荷将使浮体产生6个自由度的运动。因此，必须根据浮式平台的特点，通盘研究下部的组合罐1、中部的支腿4、上部的模块设施5和系泊定位系统6的总体形式和结构。

浮体总体设计的目的是千方百计地降低浮体可能受到的环境载荷，减小浮体对环境载荷的运动响应，减小运动的线(角)加速度、线(角)速度和位移(转角)，综合平衡浮体的浮性及浮态、稳性、耐波性和定位性，确保浮式平台的总体性能。上述总体性能之间常常是彼此矛盾的，尤其是稳性和耐波性。

为了保证本发明各类浮式平台的浮性(排水量和可变载荷)和浮态(浮体重心和浮心的平面位置)，本发明采取了下述技术措施：

本发明各类浮式平台由操作重量所决定的浮力的绝大部分，由组合罐的排水量提供，仅小部分由平台支腿的水下部分的排水量提供。本发明浮式平台的排水量通常都很大，由于采用“密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统”，它的特点决定了作业过程中组合罐空舱容大，有效储液舱容小，空舱容使安装在水下的组合罐将产生很大的多余浮力。在通常的情况下，本发明浮式平台的组合罐的尺度都较大，其浮力往往大于平台自重(其中最主要的部分是混凝土结构的重量)和储液及压载海水的重量。为了实现浮式平台操作重量和浮力的平衡，本发明浮式平台通常需要配置固定压载。只有在很少的情况下，例如，储液量小、组合罐尺度很小的混凝土浮式平台，它的浮力有可能小于它的操作重量，因此需要另配浮力舱以实现平衡。等质量流率自动置换流程系统另一个特点是储液装卸作业过程中操作重量不变(即平台的吃水深度不变)，仅其它作业，如钻井等，将产生可变载荷。为此，本发明浮式平台需要确保一定的水线面面积和垂向刚度，以减小可变载荷引起的吃水深度的变化。

为了保证平台在静水中正常状态下和在一舱破舱状态下，始终处于正浮态而不侧倾，保证在正常操作状态下的吃水深度基本不变，本发明组合罐及安装在罐上的设施，即整个平台系统，必须满足：无论是在正常作业状态，还是在破舱状态，平台的重心只能沿浮心所在的、垂直的Z座标变化。为了符合以上要求，第一，必须保证平台水下结构的对称性，为此，本发明组合罐储液单元均采用“罐中罐”结构；组合罐无论何种设置形式，它的任一水平剖面所形成的图形的形心均位于设施浮心所在的、垂直的Z轴上。这条垂直的Z轴也是整个平台的中心轴线。组合罐以上的平台结构和设施，如支腿、上部模块的重心也必须位于中心轴线上。第二，必须保证海水和储液装载和卸载的对称性，对于立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐浮式平台，由于已将中心相对的两组海水压载舱密闭分隔和储液舱密闭分隔组成了一个储液单元，就必然可保证无论是在正常作业状态，还是在破舱状态，平台的重心始终位于中心轴线上。对于立式圆筒形蜂窝状多组储液单元组合罐浮式平台，可将组合罐最外层的储液单元中心相对的两组组成一个储液单元，以保证破舱状态下平台的重心始终位于中心轴线上。多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐浮式平台可根据具体情况，同时或分别采用以上两种方法。本发明其它3种平台组合罐的结构形式均可自动满足正浮态的要求。

为了保证和兼顾本发明各类浮式平台的稳性和耐波性，本发明采取了下述技术措施：

和SPAR平台一样，本发明依靠三种途径提高本发明各类浮式平台稳性所需的初稳性高GM。

第一，最主要的是本发明各类浮式平台的浮心均高于重心，具有“不倒翁”效应；GM值绝大部分来自浮心至重心的距离。本发明平台的水下组合罐无论处于什么装载状态，舱的顶部有气相空间，中下部为储液和压载海水，罐的浮心必然高于重心。但是，本发明浮式平台水面以上装有重达数千至一、二万吨、甚至更重的上部设施，它距浮心的距离较远，实现整个平台的浮心高于重心的困难因此加大。为此，本发明采用了发明专利“水下液体水下储存、装载和外卸装置”的固定压载舱方案——在组合罐的底部配置内敛式底部压载舱，或配置外突裙边形底部固定压载舱。如果上述办法仍达不到目的，还可如图1所示，采用“外突裙边形下方固定压载舱20—3”，或如图6所示，采用“内敛式下方固定压载舱20—4”，以加大固定压载至浮心的距离。本发明确保浮心高于重心的另一个方法是平台组合罐的下部采用高重度的混凝土材料，组合罐的上部和支腿采用低重度的混凝土材料，以降低混凝土结构的重心。

第二，月池内部保持立管张力的充气罐(AIR CAN)的作用：立管数量越多、总张力越大，气罐至平台底部距离越大，GM值就越大。

第三，浮式平台水线面面积的惯性矩的作用。本发明浮式平台水线面面积的惯性矩虽然不大，但仍有助于平台形成少量的恢复力矩。

由于本发明浮式平台的排水量很大，因而大大降低了以上第二、第三点对于GM的贡献。众所周知，浮式平台的恢复力矩和它的操作重量(亦即排水量)、GM和倾角的正弦成正比。本发明浮式平台的GM虽然比现行SPAR平台小，但操作重量却大得非常多，恢复力矩因此很大，稳性优于SPAR平台。本发明各类浮式平台的水下系泊腿所组成的定位系统也可以提供恢复力矩，可以减小海流和风载荷使平台产生的侧倾。

为了避免破舱造成稳性破坏，保证破舱稳性，本发明平台的相应措施是：

第一，防止破舱的发生，这是最最重要的。如对易遭落物砸坏部位(组合罐顶部)、易遭碰撞等部位(立柱位于水线面附近)的混凝土壁厚予以加厚和增强，或在上述部位设置双层舱壁。对于浮式平台的组合储罐，在顶部上方也可设置护板8(参见图1)，既可防止落物砸坏罐顶，又能增加系统的阻尼和连体水的附加质量。

第二，对于具有多组储液单元的浮式平台组合罐而言，由于“罐中罐”储液单元的海水压载舱从外部包围储液舱，假设一个压载舱破坏，自动开关阀将自动关闭，内外二舱被隔离，储液不会外泄，一般情况下浮力的减小将十分有限；只有当储液舱满舱、压载舱气体容积最大、且破损位于压载舱顶部这一极端状况时浮力的减小值最大，此时可自动启动海水卸载泵排出其它压载舱的海水以减轻平台总重。

第三，浮式平台的上部设施的下层采用水密舱甲板，这是最后一道“防线”。从前述的本发明组合罐和浮式平台的结构特点可知：当破舱造成浮力减小、平台下沉时，本发明的浮式装置均不会发生侧倾，这是本发明的一个优点。

上述三条措施既可保证破舱稳性，又可确保破舱时平台不侧倾。

本发明从三方面改进浮体耐波性能。一是努力减小作用于浮体的波浪载荷，二是设法调整浮体6个自由度的固有周期，改善运动响应，避免共振，三是增加系统阻尼及阻尼矩，这对于减小二阶运动的作用尤其有效。

如前所述，波浪的作用力按指数规律随水深增加而迅速衰减。本发明平台组合罐尺度虽然很大，但其顶部均位于波浪作用影响非常小的深度，从而大大减小波浪作用于罐体的力。这是本发明降低平台结构所受波浪力的第一个措施。在排水量相同、组合罐顶部水深相同的条件下，和本发明其它平台相比，多层圆塔阶梯状多组储液单元浮式平台组合罐所受到的波浪力最小。另一方面，浮式平台具有足够深度的吃水，就可以减小它的一阶垂荡被激振荡，使二阶差频激振成为总垂荡响应的重要组成部分。当然，组合罐深潜、平台重心所处的水深增加，重心至浮心的距离和GM值并不因此有明显的增加，但水面以上平台所受风载的合力至重心的矩却增加了，风生倾覆力矩加大了，对平台的稳性不利。在生存状态下，风对于浮式平台总的纵荡和纵摇响应是一个重要的生成源，对于南中国海和墨西哥湾这类台风和飓风频发海域尤其不可忽视。第二，合理地减小平台支腿水线面面积。海上结构的水线面面积大，则它所受到的由波浪引起的垂荡、纵摇和横摇的截荷就大。如前所述，本发明浮式平台连接上部设施和水下组合罐的筒状支腿可以采用如图1、图6和图7所示的单根，也可采用3根或图5所示的4根。就稳性而言，多根支腿优于单根；就耐波性而言，单根优于多根。由于本发明浮式平台的稳性并非主要依赖于水线面面积，从减小平台所受波浪力、提高耐波性的角度考虑，应尽可能减小水线面面积。但是，水线面面积过小，垂荡刚度很小，海上安装作业和生产作业过程中平台上部可变载荷较小的变化将引起平台吃水深度较大的变化，大大增加了作业的难度。第三，合理设计结构物水下立面的形式，减小立面外形尺度。在水下受波浪影响的深度范围之内，海上结构的垂直剖面面积大、外形尺度大，则波浪引起的纵荡和横荡的水平载荷就相对较大。本发明平台的支腿均为直径相对较小的细长圆锥体或圆柱体，构形简捷，目的也是为了降低作用于平台的的波浪载荷，同时方便建造。此外，研究结果表明，如果海上平台的支腿数量不同、但水线面面积总和及垂直剖面面积总和相同，立柱数量越多，所受到的波浪载荷就越大。为了减小所受到的波浪载荷，本发明浮式平台立柱数量首推单根；也可以采用3根或4根。

众所周知，浮体某个自由度的固有周期和它的质量和在该自由度方向的刚度有关：

$T=2\mathrm{\π}\sqrt{M/K}$

式中：M---浮体的质量，包括连体水附加质量

      K---刚度

      T---周期，秒

就系统的垂荡周期而言，本发明浮式平台和现行的半潜式平台、SPAR平台属同一类型：它们的垂荡固有周期均大于有效波高所对应的波浪周期(一般为12—16秒)。本发明浮式平台的垂荡固有周期和其它几个自由度的固有周期通常都大于20秒。换言之，本发明的浮式平台需要采取措施提高系统的固有周期。锚泊腿和张力腿等定位系统对于浮体系统的刚度有影响，定位系统可以通过改变浮体系统的固有周期而间接影响浮体的运动和动力响应特性。系泊定位系统不仅可以直接减小浮体的静态位移，对动力运动的位移的减少也有间接的作用。就浮体的垂荡刚度而言，水线面面积和定位系统作用于浮体的垂向力具有决定性的影响。本发明采用垂悬线系泊系统，它对垂荡刚度的影响远小于张力腿系泊系统。本发明各种浮式平台的支腿的水线面面积均不大，这一方面是为了减小作用于立柱的波浪载荷，另一方面也是为了控制系统的垂荡刚度，使之不能太大。但如前所述，垂荡刚度也不能太小，以避免平台吃水对可变载荷的变动过于敏感。增加连体水附加质量是改变系统固有周期的有效的方法。增加连体水附加质量的措施有时和增加阻尼的措施是一致的。在采取增加浮体的连体水附加质量的措施的同时，应尽可能考虑如何减小由此产生的额外的波浪载荷。本发明平台的各型组合罐均位于波浪载荷影响很小的深度，因增加连体水附加质量的措施而增加的波浪载荷因此将非常小。本发明浮式平台增加连体水附加质量和增加系统阻尼及阻尼矩的措施概括起来包括：1.如图5所示采用外突裙边形底部固定压载舱20—2或如图1和图6所示采用(伸缩滑移式)下方固定压载舱20—3和20—4。其中，外突裙边形固定压载舱比内敛式固定压载舱更有利于增加系统的回转半径，从而增加惯性矩。2.组合罐顶部直径远大于支腿直径，进一步采用上小下大、多层阶梯形组合罐取代直筒形组合罐。例如，多层圆塔阶梯状多组储液单元浮式平台(参见图1)。3.组合罐顶部和多层阶梯形组合罐每层顶部的上方加设阻尼板兼防落物护板8(参见图1的A—A剖面)，它同时具有保护组合罐顶部不因落物而损坏的作用。以上措施增加了系统的垂荡运动和纵摇、横摇运动的连体水附加质量和阻尼及阻尼矩，增加了系统的纵摇、横摇和首摇的惯性矩。需要注意的是防护板8的内圈除几个结构连接点与罐体外壁相连接外，其余部分均留有圆弧状空隙而不与罐壁相连(参见图1-2)，目的是使防护板8内侧上下水体连体，以降低波浪载荷。

总之，必须综合平衡浮体稳性和耐波性的矛盾。在浮体特性方面，本发明浮式平台既保留SPAR平台深吃水、小水线面面积、浮心高于重心，以及平台固有周期大于百年一遇有效波高所对应的波浪周期等一系列的特点和优点，又克服了它不能大容量储油的缺点。

浮式平台的建造和安装

本发明各种浮式平台的组合罐和支腿全部采用混凝土材料建造。当然，采用钢材建造也不是绝对不可以；只是和钢材相比，混凝土材料具有建造工艺简单、工期短、造价便宜、操作维护费用低，材料耐海水腐蚀性能和热绝缘性能好，结构物的寿命长等优点。本发明所指混凝土结构包括钢筋混凝土结构、预应力混凝土结构、钢管混凝土结构、钢骨混凝土结构、纤维混凝土结构、钢板混凝土结构之中的一种或数种，具体采用哪种，应根据工程的实际和技术、经济比较的结果确定。

本发明平台建造的关键是混凝土组合罐的建造，它决定了建造地点的选择。根据平台底部的组合罐结构形式的不同，本发明浮式平台采用传统深干塢建造组合罐下部，再拖至深水建造场完成漂浮建造，湿拖至油田现场，采用和半潜式平台或SPAR平台相似的方法进行海上安装。如果组合罐或其下部采用钢板混凝土结构，可在普通干船坞或码头场地完成钢板壳体的建造，再拖至深水建造场完成漂浮建造。

主要优点

本发明浮式平台保留和发挥了SPAR平台的长处，与现行SPAR平台和FPSO相比具有三大优点：

相对于现行SPAR等平台难以储液(油)的缺点，本发明解决了浮式平台水下储液的问题。

相对于现行FPSO难以实现钻井和采用干式井口的缺点，本发明平台的浮性、稳性和耐波性等浮体性能好，和SPAR平台一样可以钻井和采用干式井口。

和现行的FPSO、SPAR等平台相比，本发明平台具有系统和结构简单、建造工艺简单、建造工期短、投资和操作维护费用低、抗腐蚀性能好、结构物的寿命长等优点。

本发明平台加上配套的穿梭油轮单点或多点系泊装置后，可形成一个包含海上石油和天然气生产、钻井、修井、储存和外运完整的开发系统。它既可用于海上大型、深水和长生产寿命的油气田的开发，又可用于小型、深水和短生产寿命的油气田，尤其是边际油气田的开发。一个油气田开发结束后，本发明平台可以很方便地迁移至其它油气田重复使用。

应用实例1：带水下储罐的单支腿基座式浮式平台(参见图1)

(本实例和以下实例均只讨论与平台总体、结构、系泊和平台建造、安装有关的方面，至于和“密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统”有关的设计、设备安装和操作作业，以及组合罐的结构等方面，发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”已有说明，不再重复。)

如图1所示，本装置的组合罐1为多层圆塔状多组储液单元组合罐，也可分别采用上述其它4种不同的类型组合罐。为了确保平台的浮心高于重心，它们全部采外突裙边形底部固定压载舱20—2，或采用外突裙边形下方固定压载舱20—3。此外，组合罐的下部和上部及支腿可分别采用高、低两种不同重度的混凝土材料建造以降低重心。组合罐每层的顶部均可以加设落物防护板8，它同时可增加连体水附加质量和运动阻尼，防护板外径等于本层组合罐的外径，其内圈固定于上层组合罐或支腿的外壁，外圈通过支撑结构9固定于本层组合罐上。为了减小储液和压载海水的液位变化造成的舱壁内外压差，组合罐每层储液单元的高度要根据罐壁强度设计而有所限制，例如50米左右，具体数值由混凝土结构强度设计确定。组合罐顶应尽可能位于波浪载荷已大大衰减的水深。例如，在南中国海和墨西哥湾，这一深度大致为40米左右。支腿采用混凝土圆柱形或圆锥形筒体，从设计角度看圆锥形筒体较优，但建造难度增加。平台支腿位于平台的中心轴线，在满足可变载荷变动的前提下，支腿水线面面积应尽可能小，但也不宜太小。筒形支腿内有若干水平分隔，形成可安装设备的设备舱和浮力舱(空舱)，水面线附近的浮力舱可为双层舱壁。圆筒状月池7贯穿支腿和组合罐的中心轴线。上部设施5的形式和SPAR平台相同，也可以采用水密舱壁结构。井口区域位于平台的中心轴线。本实例平台采用和SPAR平台相同的垂悬线系泊腿系统，或张紧索(TAUT)系泊腿系统，或半张紧索(SEMI-TAUT)系泊腿系统6。系泊腿的导缆孔位置将根据平台所受到的海流和风载荷的具体情况来确定，可以位于平台的浮心附近，也可以上移至海面附近。对于某些环境条件特别恶劣的区域，如风浪流环境载荷都很大的区域，本发明的浮式平台可以同时采用两套系泊定位系统，导缆孔位置分别位于不同的深度。单从支腿、上部设施和系泊系统看，本类平台和SPAR平台似乎没有区别，但由于40～50米水深以下存在一个大尺度和大质量的组合罐，因此本类平台的水动力特性优于SPAR平台。

如前所述，由于水下组合罐1可选用5种不同的形式，本实例因此包括5种不同形式的单支腿浮式平台，各有不同的特点。

立式圆筒形单组储液单元组合罐单腿浮式平台，它的结构最简单，适用于组合罐直径相对较小、储液量小的平台。本型平台的缺点是，由于只有一组储液单元，当出现事故如破舱时，整个装置必须停产，应急措施十分有限；此外，在恶劣海况条件，如果平台产生很大的运动和侧倾，由于舱内海水和储液的液面面积过大可能造成液体晃荡，以及液面与罐体中心垂直线夹角过大的问题。为了避免出现破舱而采取了前述的相关措施，如罐顶部另加设防落物护板等等。

立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐单腿浮式平台，由于组合罐采用结构比圆筒形单组储液单元组合罐复杂的形式，因此组合罐直径可相对加大、平台的储液量相对较大。本型平台具有和立式圆筒形单组储液单元浮式平台同样的缺点。立式花瓣圆筒形多组储液单元单腿浮式平台，和立式花瓣圆筒形单组储液单元浮式平台相比，本型平台结构稍稍复杂，但克服了单一储液单元的缺点。由于本平台的组合罐已将中心相对的两组海水压载舱密闭分隔、两组储液舱密闭分隔组成一个储液单元，即可保证无论是在正常作业状态，还是在破舱状态，平台的重心始终位于中心轴线上。

立式蜂窝状多组储液单元组合罐单腿浮式平台，它的组合罐水平投影可以是圆形，也可以是正六边形。为了保证破舱状态下平台的重心始终位于中心轴线上，可将破舱风险最大的最外层的储液单元中心相对的两组组成一个储液单元。由于具有众多的储液单元，本型平台克服了单组储液单元的缺点，方便生产操作和应急处置，组合罐储液量相对较大，缺点是结构复杂。

图1所示的多层圆塔状多组储液单元组合罐单腿浮式平台，在5种平台中本型平台结构最复杂，和其它平台相比，水动力特性更好、储液量最大、更有利于生产操作和应急处置。

本实例平台的组合罐和支腿全部采用混凝土材料。根据混凝土结构的不同，可采用传统深干塢或普通干船坞或码头场地完成前期建造，再湿拖至深水建造场地完成整个平台的建造。海上安装方法和现行的、采用垂悬线锚腿、或SEMI-TAUT锚腿、或TAUT锚腿的浮式结构安装方法相同。

应用实例2：带水下储罐的多支腿基座式浮式平台(参见图5)

本实例同样包括5种不同形式的多支腿浮式平台，和上述5种单支腿基座类浮式平台大同小异，主要的区别在于支腿由一根变为四根或三根，系泊系统可采用和半潜式平台相似的形式。支腿由一根变多根的优点是平台的稳性和抗侧倾的性能有一定提高，上部设施的布置和结构设计比单支腿平台更易于优化；缺点是水动力特性不如单腿。本类平台的组合罐和支腿全部采用混凝土材料建造，建造、拖舱和海上安装方法与应用实例1相同。

应用实例3：立式长圆筒形多层储液单元组合罐浮式平台(参见图6和图7)

本实例实际上是一种带水下储液功能的混凝土SPAR平台。平台筒体分上下两部分：下部为立式长圆筒形多层储液单元组合罐1，为了减小压载海水和储液液位变化造成的舱壁内外压差，组合罐每层储液单元的高度要根据罐壁强度设计而有所限制，例如50米左右。上部为圆柱形支腿，位于平台的中心轴线，在满足可变活载荷变动的前提下，支腿水线面面积应尽可能小，但亦不宜太小；筒形支腿内有若干水平分隔，形成可安装设备的设备舱和浮力舱(空舱)，水面线附近的浮力舱可为双层舱壁；支腿的长度由平台的浮性和稳性计算确定。圆筒状月池贯穿支腿和组合罐的中心轴线。上部设施的形式和SPAR平台相同，也可以采用水密舱壁结构。井口区域位于平台的中心轴线。本实例平台采用和SPAR平台相同系泊定位系统。根据支腿外径是等于还是小于长圆筒形组合罐外径，本实例平台有两种形式，后者(参见图7)水动力特性略优于前者(参见图6)。本实例平台的组合罐和支腿全部采用混凝土材料建造，建造方法与应用实例1相同，拖航可采用垂直或水平湿拖，采用和SPAR平台相同的或相似的就位、扶正及安装方法。

Claims (11)

1.一种带水下储罐的浮式钻井、修井、生产、公用和生活综合平台，具有12种不同的形式，它们都以发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”的核心技术——“密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统”和“水下组合式储液罐”为基础，每种形式都由四大部分构成：

储液系统，包括发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所涉及的下述部分：潜浮于水下足够深度的混凝土组合式储液罐(组合罐)，它兼作本平台水下结构的基础；安装在本平台上的传统泵组模块和提供电力、实施遥控操作的工作站。

安装于上述组合罐上的支腿，它可以采用一条、三条或四条混凝土圆锥筒形或圆筒形支腿。

安装于上述支腿上的平台上部设施，它采用具有水密舱壁结构的上部设施，或采用SPAR平台等相似的上部设施。

系泊腿定位系统将浮式平台系泊于海床上。

其技术特征在于：平台的的吃水深、水线面面积小、浮心高于重心，平台的水下结构和海水、储液的装载、卸载均具有对称性，确保在静水中无论是正常状态下和还是在一舱破舱状态下，整个平台的重心始终位于平台的中心轴线上，即平台均处于正浮态，并且在储油和卸油的作业过程中平台的吃水深度均不变。

2.如权利要求1所述的带水下储罐的浮式钻井、修井、生产、公用和生活综合平台，其技术特征在于：平台组合式储液罐的各个储液单元内部的惰气压力低于该单元外部海水静水压力，且该惰性气体最高压力等于所在海水压载舱内顶部或其下方适当深度所处的外部海水的静压力，流程系统中海水卸载泵和储液卸载泵采用潜没泵，泵进口吸入头高度大于舱外静水压力和舱内惰气压力之差。

3.如权利要求1所述的浮式综合平台的组合罐，共6种形式，本发明不同浮式平台的主要特点是由这6种不同的组合罐的特点决定的。6种形式包括“立式长圆筒形多层储液单元组合罐”，“多层圆塔状多组储液单元组合罐”，及发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所涉及的4种立式“罐中罐”式储液单元的组合罐：立式圆筒形单组储液单元组合罐，立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐，立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐和立式蜂窝状多组储液单元组合罐，后5种为“基座式”组合罐，可形成“带水下储罐的单(多)支腿基座式浮式平台”各5种形式；前1种可形成(单)支腿外径小于或等于组合罐筒体外径、大同小异的“立式长圆筒形多层储液单元浮式平台”各2种形式。其技术特征在于：除上述引用的发明专利已描述的特征外，组合罐位于水下受波浪力影响较小的深度，每种组合罐中心轴线与其上方上部设施井口区相对应的部位设有上下贯通整个组合罐的圆筒形月池，以便隔水套管穿过并连接地下的油井。

4.如权利要求3所述的立式蜂窝状多组储液单元组合罐，为了保证在一舱破舱的状态下平台仍能够保持正浮态，其技术特征在于：对于组合罐破舱风险最大的最外层的储液单元，两组中心相对的单元被连通组成一个储液单元，以保证破舱状态下平台的重心始终位于中心轴线上。

5.如权利要求3所述的多层圆塔状多组储液单元组合罐，其技术特征在于：它呈底大上小的圆塔状，大直径层采用立式蜂窝状多组储液单元，或采用立式花瓣圆筒形单组或多组储液或单元，或采用立式圆筒形单组储液单元，小直径层采用立式圆筒形单组储液单元，或采用立式花瓣圆筒形单组储液单元、或采用立式长圆筒形多层储液单元。

6.如权利要求3所述的立式长圆筒形多层储液单元组合罐，其技术特征在于：它由若干个尺度相同的圆筒型罐中罐储液单元竖向首尾排列而成，储罐顶部、储液单元之间、储液单元和固定压载舱之间通常为中心拱形封头和环状拱形封头，也可采用平板封头；组合罐主体的外观为一直立的长圆筒，它的固定压载舱可以采用发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所述的内敛式底部压载舱和外突裙边形底部压载舱、也可以采用(伸缩滑移腿)内敛式下方固定压载舱和外突裙边形下方固定压载舱之中的任一种。

7.如权利要求6所述的内敛式下方固定压载舱，其技术特征在于：它的压载舱舱体和内敛式底部固定压载舱相同，压载舱的顶部也可以是敝开的；舱体上建有垂直向上的钢制支腿，其上方的海水压载舱上建有套筒和锁紧装置，根据需要，支腿可在套筒内上下滑移和锁紧固定，最后加入固定压载物。

8.如权利要求3所述的5种用于浮式平台的“基座类”组合罐，其技术特征在于：每种组合罐或者采用发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所述的外突裙边形底部固定压载舱，或者采用带有和权利要求7所述的伸缩滑移腿、锁紧固定机构的外突裙边形下方固定压载舱。

9.如权利要求1所述的系泊腿定位系统，其技术特征在于：它可以是垂悬线系泊腿系统，或张紧索(TAUT)系泊腿系统，或半张紧索(SEMI-TAUT)系泊腿系统，系泊腿的导缆孔位置将根据平台所受到的海流和风载荷的具体情况来确定，可以位于平台的浮心附近，也可以上移至海面附近；对于某些环境条件特别恶劣的区域，如风浪流环境载荷都很大的区域，本发明的浮式平台可以同时采用两套系泊定位系统，导缆孔位置分别位于不同的深度。

10.如权利要求1所述的带水下储罐的浮式平台，在组合罐每层的顶部上方一定的高度，可以加设防落物和增加连体水附加质量的挡板。其技术特征在于：防护板外圈和支撑结构相连结，防护板的内圈除几个结构连接点与罐体外壁相连接外，其余部分均留有圆弧状空隙而不与罐壁相连，使防护板内侧上下水体连通。

11.如权利要求1所述的带水下储罐的浮式平台，其技术特征在于：平台可采用重度不同的混凝土材料和不同的混凝土结构形式建造：平台组合罐的下部可采用钢板混凝土结构和高重度的材料建造，组合罐的上部和平台支腿可采用低重度的材料和任一种形式的混凝土结构建造。

Images