Journal of Marine Sciences >

2024 , Vol. 42 >Issue 2: 113 - 124

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1001-909X.2024.02.011

Research progress on decommission schemes and technical methods for offshore jacket platforms

  • ZHANG Zongfeng 1 ,
  • CHEN Tongyan 2 ,
  • ZHOU Jiaxing 3, 4, 5 ,
  • ZHAO Xu 3, 4, 5 ,
  • TANG Chao 3, 4, 5 ,
  • NIE Yuanxun 3, 4, 5 ,
  • LIU Jinkun 2 ,
  • WU Bisheng 3, 4, 5, *
Expand
  • 1. Sinopec Shanghai Offshore Petroleum Company,Shanghai 200120, China
  • 2. Sinopec Petroleum Engineering Co.Ltd., Dongying 257026, China
  • 3. Department of Hydraulic Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084, China
  • 4. Key Laboratory of Hydrosphere Sciences of the Ministry of Water Resources, Tsinghua University, Beijing 100084, China
  • 5. State Key Laboratory of Hydroscience and Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084, China

Received date: 2023-05-08

  Revised date: 2024-03-04

  Online published: 2024-08-09

Fold

Abstract

Due to its advantages of strong adaptability and high safety,the jacket platform has been widely used in offshore oil and gas development. As more and more jacket platforms will reach or exceed the design life, the platform decommissioning has become one of the important problems in the field of offshore oil and gas development. This paper systematically introduces domestic and international regulations on jacket platform decommissioning, focuses on the decommissioning constraints, application fields, similarities and differences between different international conventions, and summarizes the key points of regulations and requirements on jacket platform decommissioning among China, the United Kingdom, Norway and the United States, and analyzes four typical decommissioning projects worldwide. In view of this, the different decommissioning schemes, and scope of application of jacket platform are summarized and analyzed, as well as the operational difficulties and implementation details of the three key process technologies of dismantling, cutting and transportation during decommissioning. The review can provide a theoretical basis for optimizing the decommissioning plan and key technical methods of the offshore jacket platforms, and has important engineering significance for marine environmental protection, navigation and fishery production.

Key words： offshore oil and gas extraction; decommissioning of jacket platforms; technical solutions

Cite this article

ZHANG Zongfeng , CHEN Tongyan , ZHOU Jiaxing , ZHAO Xu , TANG Chao , NIE Yuanxun , LIU Jinkun , WU Bisheng . Research progress on decommission schemes and technical methods for offshore jacket platforms[J]. Journal of Marine Sciences, 2024 , 42(2) : 113 -124 . DOI: 10.3969/j.issn.1001-909X.2024.02.011

0 引言

我国拥有广阔的海洋空间,海洋国土面积约为300×104 km2,大陆架范围约为130×104 km2,其中,渤海、南黄海、东海、南海珠江口、北部湾、台湾海峡等大型含油气盆地蕴涵着丰富的油气资源[1-2]。根据第三次石油资源评价,我国海洋石油资源量为246亿t,天然气资源量为15.79万亿m3,发展潜力巨大[3⇓-5]。
目前我国已经发现的海上油气田有50多个,桩基固定式平台300多座。导管架平台是油气田开发工程中一种关键的结构形式,主要由桩、导管架及上部设施构成,通过桩固定于海底,具有适应性强、安全可靠、结构简单、造价低等诸多优点。海洋油气设施通常的设计寿命在20 年左右,目前已有相当一部分设施已达到或即将达到其服役寿命,弃置工作已成为世界各国重点关注的问题之一[6]。2013—2040 年,我国拟拆除导管架平台约160 座,其中上部设施重量约40×104 t、导管架重量约26×104 t、废弃海底管线约3 300 km、弃井2 300 口,预计投入资金超过200 亿元[7]。
导管架平台结构庞大复杂,钢结构腐蚀老化严重,拆除需动用大型船舶机具,存在水下切割难度大、海上作业工序复杂与交叉作业多等难题。平台上的油气设备及管道密集,弃置过程中易引发安全事故。为保证弃置作业安全、费用经济,拆除前须进行全面检测,制订多个实施方案,涉及法律法规、安全环保、工程技术和经济投资等多个领域[8⇓-10]。
本文系统性论述了国际上关于导管架平台弃置规范、要求,对国内外四个典型海上导管架平台弃置案例进行梳理分析,研究了不同的弃置方案与关键工艺,指出了各方案与技术的相关要点与适用性,可为导管架平台弃置实施方案制订及海上操作提供科学指导。

1 导管架弃置规范、要求

1.1 国际公约关于弃置的规范和要求

1958年颁布的《联合国大陆架公约》规定,凡废弃或不再使用的海上设施必须全部拆除[11]。目前各缔约国已不再持此立场,并且我国不是该公约的缔约国。
1982年颁布的《联合国海洋法公约》要求,已放弃或不再使用的任何设施或结构,应予以撤除;尚未全部撤除的任何设施或结构应公布深度、位置和大小[12]。我国于1996年5月成为该公约缔约国。
《防止倾倒废物及其他物质污染海洋的公约》及其《1996年议定书》明确了海洋倾倒弃置管理要求,并要求弃置方根据废弃物对人体健康和海洋环境的潜在影响,出台环保评价指标体系[13]。如弃置前须对石油烃类、天然气及残留的化学品等污染物进行有效监测;若海面出现明显油污,须采用比较密集的监测或清油措施;对于留置设施,须对所在海域周边生态环境开展评估,评估内容包括:海上漂浮物、生态环境敏感区(如产卵场、育幼场和索饵场)、生物重要栖息地、鱼类迁徙路径和其他海洋功能区等。弃置过程中,须重点关注与生产密切相关的海上油气生产设施的拆除,关注油气管道设施及储池中的石油烃类物质、放射性和其他污染物的释放。
1989年国际海事组织制定的《撤除大陆架与专属经济区内沿海设施与结构的指南与标准》(以下简称IMO《指南和标准》)为弃置工程的“底线化”管理技术体系,其中关于海上设施及结构的弃置要求为[14] :各国在领海以内新修建海上设施和结构时,须保证设施和结构不再使用后可全部拆除。任何废弃或不再使用的设施和结构,若水深不足100 m或质量不足4 000 t,应全部撤除;若全部拆除的技术不可行、成本和风险过高,可不全部拆除;当设施或结构所处水深不小于55 m时,可部分拆除,但剩余部分应确保流动水体不受阻隔并满足通航安全。海上设施和结构拆除的环境影响评价和定期监测的内容包括:留置设施与主体结构材料的腐蚀速率及其可能对海洋环境造成的损害,留置设施与结构对海洋环境与生物资源的影响等。
《保护东北大西洋海洋环境公约》(OSPAR公约)[15-16]明确了海上倾倒和弃置的区域,规定弃置平台的上部设施必须拆除上岸,下部设施可根据质量、材料和所处水深选择处置方式,留置设施须遵守IMO 《指南和标准》的“水深不得少于55 m”的条款;出台了“海上设施废弃处置评估建议框架”,提出了弃置设施清洗过程的环保要点、弃置过程对海洋环境影响的评估内容、对珍稀物种和重要生物影响的具体要求以及减轻不利影响的环保措施等。

1.2 英国、挪威和美国的海上设施弃置规定

英国、挪威、美国等发达国家海上油气开发历史较久远,海上设施弃置的技术要求相对成熟。虽然各国技术框架有所不同,但基本集中在保障通航安全、防止对其他用海和海洋环境造成影响等方面。

1.2.1 英国

英国海洋设施弃置管理遵守IMO 《指南和标准》、英国《石油法》中有关海上设施和管道退役的行业指南以及《海底管道安全条例》的具体要求[17]。主要包括:1999年2月9日前布设的质量超过10 000 t的大型混凝土结构或导管架可原地弃置,其他海上设施必须拆除上岸[14];弃置设施的水下残留部分的最高点应距离海面至少55 m,以确保通航安全[18];评估后允许原地弃置的桩体,须削至海床以下一定深度并确保残留物处于覆盖状态,具体深度取决于海床地质和水动力条件[19];井口、管汇和阀门等必须拆除[14];弃置作业完成后,在以弃置设施为中心、半径为500 m内的范围内进行垃圾清理;未挖沟或填埋的小直径海底管道、垂向变动超过0.8 m、长度超过10 m的海底管道须全部拆除;原地弃置的海底管道必须清洁和填埋以保证无害且不影响通航安全,管顶距泥面不小于0.6 m[14]。环境影响评价对象包括:沉积物与水体质量、底栖生物、鱼类产卵/繁殖区、海鸟敏感性、海洋哺乳动物敏感性、受保护的生境和物种、受国际或国内立法保护的海域(如特别保护区、海洋保护区)、海洋资源集中开采区(渔业、矿产、能源、风力资源等)和其他海洋功能区(包括休闲娱乐、捕鱼、航运、近海可再生能源和综合开采等方面)。

1.2.2 挪威

挪威对于海上设施弃置的管理主要依据本国石油法、IMO《指南与标准》和OSPAR公约,并且规定1998年1月1日后,除非保证设施废弃后全部移除是可行的,否则不得在大陆架或专属经济区布设该设施或结构;海上平台弃置前须提交弃置计划书(方案)并获得许可。挪威气候与污染局为技术咨询部门,可提供污染控制相关的技术方案和意见[20]。

1.2.3 美国

美国的海上设施弃置由安全与环境执法局主管,受矿产管理局、国家海洋与大气管理局、渔业和野生动物管理局等多部门共同管理和监督。根据联邦、州和地方的三层管理体系,与弃置相关的法律法规包括《国家环境政策法》、《大陆架油气管理条例》、《石油污染法》和地方法规等[20-21]。其中规定,除特殊情形或要求外,海上油气设施弃置须拆除至泥面以下4.6 m;留置设施满足以下某一情形的可酌情调整拆除深度:稳定性与抗腐蚀性强、不妨碍其他海洋功能、水深大于800 m[17]。不影响渔业生产、通航和其他海上活动的海底管道,可原地弃置,但须涂刷管道外壁和清洗内部油污,对管道进行分段剪切、填充惰性物质和封堵,两端填埋于海床以下1 m或用混凝土防护垫覆盖,拆除所有管道阀门和其他配件;弃置作业前须分析、论证弃置对周围海洋生态系统的影响,列出应关注的潜在污染物清单。

1.3 中国海上设施弃置管理规定

目前我国涉及海上平台弃置的规范如表1所示,主要要求如下。
表1 海洋平台弃置规范

Tab.1 Code for the disposal of marine platform

种类 名称
法律 《中华人民共和国海洋环境保护法》
《中华人民共和国海上交通安全法》
《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》
行政法规 《海洋石油勘探开发环境保护管理条例》
《海洋倾废管理条例》
《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》
部门规章 《海洋石油平台弃置管理办法》
《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》
《海洋弃井作业规范》
《海上固定设施及海管海缆弃置发证检验指南》
《海上油气生产设施弃置环保技术要求(征求意见稿)》
1) 弃置应优先考虑改作他用,其次是原地弃置或异地弃置。
2) 妨碍海洋主体功能的废弃设施应全部拆除,不得翻倒处置;领海以内全部拆除的设施应切割至泥面以下4 m;领海以外的留置设施不得妨碍其他海洋功能;留置设施上方应至少有55 m无障碍水域,确保通航安全和其他海洋主体功能。
3) 因台风、海啸、地震等自然灾害造成设施结构损坏而拆除作业可能带来人身伤害时,可全部或部分原地弃置该设施,弃置前应尽可能关闭所有油舱(柜)阀门和通水(气)孔。
4) 固定式平台的上部设施应清洗干净后全部拆除,无害化处理或回收再利用;下部混凝土结构可不全部拆除,但储油结构应在弃置前进行清洗。
5) 对于领海以内的钢质固定式导管架、桩和隔水导管应切割至海底泥面以下4 m;领海以外质量小于4 000 t且水深小于100 m的平台,下部导管架应全部拆除,桩和隔水导管应切割至海底泥面以下4 m。若拆除技术不可行或存在较大安全隐患,须至少拆除至水深55 m以确保不妨碍海洋主体功能;领海以外质量大于4 000 t或水深超过100 m的平台,导管架可拆除至水深55 m处,但残留设施不得妨碍其他海洋主体功能。
6) 永久弃井的最末水泥塞长度不应小于50 m,水泥塞顶面应位于海底泥面以下4~30 m;领海以内的套管、桩和井口等装置应切割至海底泥面以下4 m,领海以外的残留设施不得妨碍其他海洋功能。
7) 浮式装置应与系泊系统脱离,拖运到指定地点。领海以内的系泊系统应拆除至海底泥面以下4 m;领海以外水深小于60 m的系泊系统(包括锚链、锚缆和锚基)应拆除至海床;领海以外水深大于60 m的系泊系统在确保稳定性的前提下可留置海底。
8) 领海以内的软管、海缆和脐带缆应拆除至海底泥面以下4 m;领海以外水深小于60 m的软管、海缆和脐带缆应拆除至海床;领海以外水深大于60 m的软管、海缆和脐带缆应尽可能拆除,若需留置,应在解脱后进行必要清洗,确保稳定性。
9) 领海以内的水下生产系统应拆除至海底泥面以下4 m;领海以外水深小于100 m的水下生产系统应拆除至海床;领海以外水深大于100 m的水下生产系统清洗后可留置海底,但应确保稳定性。
10) 在明确设施弃置海域环境保护规划、国土空间规划、近岸海域环境功能区划、海洋生态敏感区分布状况、环境现状基础上,重点开展弃置作业期和弃置后两个阶段的生态环境影响评估,并结合清洗、封堵、拆除和留置等环节中的污染物及其对海水、海洋沉积物、海洋生态的影响,编制生态环境影响评估报告。

2 导管架弃置方案

弃置方案分为弃置、不作处置与改作他用三种,弃置有整体弃置和部分弃置两类,不作处置有原地弃置、异地弃置两类,改作他用有原地再利用和异地再利用两类[22]。

2.1 弃置

整体弃置最符合环保要求并可最大程度保持海床原状。在浅海(水深小于55 m)的导管架弃置工程应优选该方案。废弃导管架完全拆除,运输至岸上处理,导管架切割面应位于泥面以下4 m。对处于深海(水深大于55 m),整体弃置的成本与拆除难度巨大且存在重大安全隐患的导管架,可采取部分弃置方案,即拆除部分导管架结构,将水深55 m以下的剩余结构滞留于海洋中,但应满足相关规范要求。

2.2 不作处置

经过必要清洗、标记和登记后,可将导管架置于原安装地不作处置,但须评估其对海洋环境和通航的影响。
异地弃置或叫深海弃置,是将待弃置设施运到深海进行进一步处理。该方案既经济又不污染环境,且技术难度不大,目前已被广泛采用。

2.3 改作他用

改作他用是在不影响海洋功能的前提下将设施或结构进行原地或异地再利用,该方案须经评估并向国家相关部门备案、审批[23]。原地再利用是将导管架原地倾覆,直接用于其他工程;异地再利用是将设施或结构运输至其他海域或运回岸上,改造成其他设施进行再利用[24⇓-26]:如鱼类和其他海洋生物的栖息地和养殖场所,潜水娱乐场所、豪华饭店及生活平台,风力、海浪发电设备,海洋/空中救援直升机平台, 航海/气象/海洋观测站。

3 弃置案例

3.1 英国北海Miller平台弃置项目

Miller平台安装于1991年,为八腿钢桩导管架综合平台,上部设施质量约28 762 t(不同模块的尺寸与质量如表2所示),下部导管架重约18 584 t。
表2 平台上部各模块尺寸与质量

Tab.2 Dimensions and weight of each module of upper platform

模块 主要功能 长×宽×高/m 质量/t
M1 生活楼 24×30×35 2 258
M2 发电机模块 45×24×18.5 3 949
M3 油处理单元 32×20×29.94 4 246
M4 气处理单元 32×20×29.59 4 088
M5 钻机模块 51×21.5×20.15 4 899
M6 井架底座 26×23×30 1 366
M6A 钻井架 20×20×46 212
M7 底甲板 71×30×11.5 6 674
M8 火炬臂 12×12×113 391
H0 直升机甲板 31×30×4 154
F2 排烟管 24×8.8×37 438
F3 测井撬 8.2×8.2×5.0 87
拟定弃置方案分别为完全拆除和部分拆除(导管架拆除至底座顶部,保留底座和钻井模板)。两种方案都需大量船只、设备和人员用于海上作业,在技术上具有挑战性。由于Miller导管架质量大,起重船无法安全地单次起重卸除导管架,因此需将导管架切割成200~300个部分,但水下部分的切割操作困难。
与部分拆除方案相比,完全拆除方案的能源消耗和大气污染物排放量增加了40%,工期增加了3~6个月,失败概率增加了130%,潜在生命损失风险增加了50%。由于该区域非重要渔场且部分拆除造成物理障碍的风险非常低,仅为7.5×10-8,可通过标记障碍物,降低航行风险。通过安全风险、环境影响、技术复杂性和成本等的综合评估,最终采用部分拆除方案:导管架拆至底座顶部,拆除物运输至岸上进行重复利用、回收或其他处置,底座和基盘留在原位[22]。图1为Miller平台导管架拆除与吊装的工程现场。
图1 Miller导管架平台的拆除与吊装[22]

Fig.1 Removal and lifting of Miller jacket platform[22]

3.2 马来西亚砂拉越州WHSF平台弃置项目

WHSF平台位于马来西亚砂拉越州海岸,水深为43.9 m。WHSF为四腿导管架平台(图2),四立桩式平台重375 t,导管架重650 t,由4根36″主桩和4根36″辅桩组成,井口布设为4个井槽[27]。
图2 WHSF导管架平台[28]

Fig.2 WHSF jacket platform[28]

弃置前进行水下检查和环境调查,包括:一般表观检查,磁粉探伤,超声波测厚,附件检查,桩腿检查,海底冲刷调查,水下构件检测和海底勘测以及包含海水水质、海底沉积物、浮游生物和微型底栖生物的海洋环境综合调查。
平台、管道和井的清洗采用循环泵送法,注入脱脂剂除油,收集各管道水样送到实验室进行分析。
导管架桩柱的拆除采用先排泥后金刚石绳锯切割的方式,现场施工情况如图3所示。导管架其他部分的拆除采用乙炔切割炬切割,清除塞土至海床以下1~3 m[29]。
图3 金刚石绳锯切割桩柱现场[28]

Fig.3 Diamond wire cutting site of pile column[28]

使用起重船将该弃置导管架吊装并运输至指定区域,下放成礁。两个月后弃置导管架的珊瑚礁化状况如图4所示。通过水下录像的方式调查珊瑚礁化对海洋生物群落、生物多样性和海洋环境的影响[28]。
图4 WHSF导管架平台的珊瑚礁化现状[28]

Fig.4 Coral reefing status of WHSF jacket platform[28]

3.3 渤海曹妃甸1-6油田SPM导管架拆除项目

曹妃甸1-6油田SPM导管架是我国首例废弃桩基式导管架(图5),位于渤海渔业区和航道区,水深15.8 m,距离塘沽约16海里。导管架重约300 t,由4根桩腿和3层水平层组成。钢桩外径为1.220 m,内径为1.144 m,贯入海底的深度为59 m,钢桩和桩腿间未灌浆。
图5 曹妃甸1-6油田SPM导管架[26]

Fig.5 Caofeidian 1-6 oilfield SPM jacket platform[26]

弃置流程依次为:井口弃置、导管架拆除准备、导管架钢桩内排泥及内切割、导管架海上吊装。
在井口弃置过程中,井筒的内切割深度位于泥面以下4 m,切割中施加45~65 t的预提力以保证结构稳定。完成两个井口弃置大约为20天。
导管架拆除准备工作包括:选用“海水+普通泡沫球+化学药剂”的方式清洗管道,使用有污水舱的清洗船舶,船舶一侧作为清管球发射端,另一侧作为清管球接收端;施工支持船在现场抛锚就位,清除导管架上影响施工的障碍物,在导管架钢桩端搭设脚手架;使用支持船浮吊将陆上预制的工作甲板吊装到上层水平层,并搭建临时工作平台。
导管架钢桩内排泥及内切割作业前首先确保海况适宜(连续72 h风速<13.8 m/s、浪高<2.3 m,流速<1 m/s),接着将钢桩内排泥混合舱及切割设备吊装到工作平台上进行作业。内排泥与内切割作业完成后,由潜水员乘坐潜水吊笼进入钢桩内部,检验钢桩切断情况,切割缝为闭合圆形。最后使用浮吊将设备吊回支持船,清除工作甲板上的障碍物。
在海上吊装过程中,驳船在导管架附近抛锚就位与挂扣,以50 t为一档,分档加载浮吊,重点关注导管架离底和临出水时的操作。起吊到合适高度时,通过绞缆使驳船和浮吊船接近,将导管架吊至驳船甲板上方,调整位置并摆放在驳船甲板的垫墩上[26]。

3.4 胜利埕岛油田固定平台拆除项目

胜利埕岛油田位于渤海南部的浅海水域,水深2~15 m,面积约1 710 km2,与桩西、埕东、五号桩油田相邻[30]。综合考虑了环境、技术、经济的可行性,施工作业的安全性和可靠性以及法律法规等因素后,采用泥面以上4 m构筑物全部弃置的方案。施工内容包括:上部设施拆除、导管架拆除、海底管缆弃置、井口弃置、独立桩拆除。
上部设施拆除采用浮吊吊装拆除,选择大吨位浮吊起重船舶施行。拆除前,全面评估平台结构的完整性,确定详细的施工顺序,加固吊耳,加强施工过程中的安全监管。
导管架桩腿切割采用内切割方式,桩内淤泥清理采用高压水冲泥+气举吸泥,清除到泥面以下4 m。
由于海底管缆存在很多交叉,拆除旧管缆可能影响其他管缆的正常运行,且一般油田海底管缆的埋深为泥面下1.5 m,不影响船舶通航和海洋环境,因此对海底管缆采用原地弃置方案。对原地弃置的海底管道进行清洁和填埋,挖沟填埋的最低深度为管顶距泥面0.6 m,以保证不影响通航安全。
弃置前油气井口已经永久性封闭,拆除中重点做好防火、防爆、防溢油等安全措施。施工前完成应急预案审批,现场备齐防爆检测工具。
胜利埕岛油田海上平台有很多单井桩、海底管线立管桩、栈桥支撑桩等独立桩,除制定主方案外还应制定多套备选方案以应对突发状况,如以桩内排泥+设备内切割(或人工切割)为主方案,以桩外排泥+绳锯切割(或人工切割)或泥面位置切断后打桩入泥面以下4 m等为备用方案。

4 海上导管架平台弃置关键技术

合理的技术方案可保证弃置工程的可操作性与有效性,降低弃置对环境的影响与操作风险,缩短整体弃置时间[31]。

4.1 拆除和切割

由于导管架平台的上部设施通常由不同模块按照一定顺序组装而成,因此拆除时可通过逆向安装将各模块逐一拆除,由于安装过程积累了大量工程经验,因此逆过程的反向安装法在技术上更为成熟[32]。
导管架通过桩基固定于海底,可采用切割的方式分离其拆除和保留部分。结构切割是拆除作业中的一项比较困难的工作。根据切割机作业位置的不同,可以分为内切割和外切割,且切割过程多为水下作业。水下切割时应综合考虑对象的材料特性和几何形状、切割设备、环境条件、技术可行性、经济性、环境影响及安全性等多个方面,对于桩基的切割应尽量按照对称顺序进行[33]。水下切割方法包括高压水研磨料切割、水下电氧切割、金刚石绳锯切割等[34⇓⇓-37]。不同切割方式的工艺特征、使用范围及不足之处如表3所示。
表3 不同水下切割方式及用途对比[34⇓⇓-37]

Tab.3 Comparison of different underwater cutting methods and applications[34⇓⇓-37]

切割方式 工艺特征 适用范围 不足之处
高压水研磨料
切割法		 在切割过程中,利用高压水加速磨料粒子冲击工件表面完成切割 在桩基内部或外部均可进行切割,水下作业深度可达到1 000 m
内切割:适用切割垂直杆件,切割时保证导管架桩腿或杆件内无障碍物
外切割:切割前需清理导轨上的海洋生物,保证导轨安装牢固		 不适用于切割腐蚀严重的结构,桩基切割位置不规则,内切割时桩基内部无法下放切割装置等
电氧切割法 在切割过程中,切割空心割条产生的电弧把工件熔化,并用空心割条中喷射出的氧气把熔化金属吹开形成割口 适用于对钢结构平台的外切割,乙炔切割适用于水深小于25 m的海域,氢气切割适用于水深大于25 m的海域 易受水流等环境因素影响,切割缝较宽大,切口粗糙,结构易受热变形,需进行二次加工,且设置辅助设施成本巨大,潜水员水下切割时人身安全易受威胁
金刚石绳锯
切割法		 将金刚石颗粒固定在钢丝绳上,通过夹具等装置将钢丝绳固定在桩腿处,由钢丝绳的高速运动实现多层钢管的切割,切口平整规则 适用于对导管架构件及混凝土构件的外切割 耗材价格高,重复利用率低,切割成本高。切割垂直杆件时,金刚石绳锯有夹锯风险
机械切割法
(旋转式内割刀
切割法)		 在切割过程中,将机械割刀顶端与钻杆相连,钻杆由动力装置驱动实现旋转内切割 适用于浅水、小直径桩基的钢结构平台内切割 当多层套管桩基无水泥填充时,由于内外套管中心线不重合,切割外层套管会使切割深度不均匀;
对于水泥填充的套管,刀片破损程度高,要求潜水员多次更换刀片,并重新定位原切割点,操作过程复杂、耗时
聚能爆破法 将炸药放置在由金属、高压电瓷等材料制成的切割器内,引爆炸药后形成金属射流完成切割 适用于对钢结构平台的外切割 环境影响较大,易破坏海底生态
热熔切割法 在桩基内部布置汽油切割炬进行旋转切割 适用于对钢结构平台的内切割 需提前清理管内杂质

4.2 吊装与运输

导管架拆除时可以将上部设施与下部导管架整体吊装至船舶进行运输,也可以将上部设施和导管架拆除、切割后分别吊装至运输船。常用方法包括浮吊法、背拉法、浮托法、浮筒法和托架法。

4.2.1 浮吊法

浮吊法是吊装结构物的基本方式,通过重型起重船或专用起重驳船将钢缆连接在结构吊点上,起吊至运输船[38]。若导管架中心位置偏移或不确定,可采用多钩配合平衡梁的吊装方式。小型导管架可采取整体吊装方式,大型平台可分块吊装。分块拆除时可能因结构强度不足发生崩解和坠落,产生一定的安全隐患。海上风速小于10 m/s、波高小于2 m,持续时间不小于72 h时,可以进行吊装作业。当海况无法满足上述条件时,应根据船舶操作规范和实际情况评估是否适合进行吊装作业[5]。
导管架安装完成后,为避免影响生产效率与安全,通常会对安装吊点进行切除[38],因此在导管架弃置时,需重新设置吊点。吊点位置通常在主导管架桩腿顶点、顶层斜撑端点、顶层角点、生活楼角点等位置[39]。内胀式吊装器是配合起重机吊装的辅助工具,通过驱动液压缸胀紧钢桩内壁,使摩擦增大[40]。
吊装框架可有效解决直接吊装时吊索高度和动力不足以及结构受力集中等问题。如图6所示,在渤海NP1-5平台组块拆除过程中,吊装框架可将浮吊吊装高度由66 m降低至35 m[41]。
图6 渤海NP1-5平台组块吊装框架[41]

Fig.6 Lifting frame of Bohai NP1-5 platform block[41]

4.2.2 背拉法

背拉法通过布置在驳船上的滑轮及缆索系统对导管架进行拖拉,适合拆除小型浅水导管架(图7),该方法无需大型起重设备和起重船[42-43]。
图7 背拉法施工示意图[44]

Fig.7 Schematic diagram of the back-pulling method[44]

4.2.3 浮托法

浮托法通过船舶将结构直接顶托并运输,该方法受约束少、费用低,但对作业环境的要求高,仅适用于上部设施的拆除,不适用于下部导管架的拆除[44-45]。图8为双船浮托法作业现场。
图8 双船浮托法施工现场[44]

Fig.8 Construction site of double-boat floating support method[44]

4.2.4 浮筒法

该方法分为刚性浮筒助浮法和柔性气囊助浮法,即将浮筒或气囊绑扎在导管架结构上以增大浮力使导管架漂浮(图9),可降低对大型提吊船舶的依赖,节约海上施工成本,漂浮过程中须保持导管架垂直[46]。
图9 浮筒法导管架拆除示意图[47]

Fig.9 Schematic diagram of jacket platform removal by float method[47]

4.2.5 托架法

该方法是两艘驳船用大型钢结构框架刚性连接后进行吊装和运输的方式。图10为墨西哥湾某平台的托架法拆除现场。该方法适用于吊装导管架或上部设施等大型结构物,可减少装船时间,缩减项目成本,但前期投入极大[47]。
图10 墨西哥湾某平台的托架法拆除现场[47]

Fig.10 Dismantling site of a platform in the gulf of Mexico by bracket method[47]

5 结论

该文梳理了导管架平台弃置相关的国际公约以及英国、挪威、美国和我国的规范和要求,分析了国内外四个典型案例,总结了海上导管架平台弃置的基本要求、弃置方案和关键技术方法。
1) 国际公约以及各国法律、法规中规定,海上设施弃置时应充分考虑对渔业资源、海洋生态环境等的影响,对尚未拆除部分的基本情况应予以公布。
2) 我国海洋导管架平台的弃置方案应优先考虑改作他用;领海以内妨碍海洋主体功能的设施原则上应全部拆除;领海以外水深>100 m的设施可部分拆除,但留置设施上方应至少有55 m无障碍水域,且不能影响其他海洋功能。当拆除存在安全隐患时,可不作处置,但须定期监测与维修,发现问题及时处置。
3) 导管架平台上部设施拆除通常采用反向安装法;桩基的水下切割应尽量对称进行,水下切割常用高压水研磨料切割法、水下电氧切割法、金刚石绳锯切割等方法;导管架平台拆除后,常采用浮吊法将导管架整体或分块吊装至运输船。

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