CN101545254A

CN101545254A - 带海床储罐的坐底固定式平台

Info

Publication number: CN101545254A
Application number: CN200810024563A
Authority: CN
Inventors: 吴植融
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2008-03-26
Filing date: 2008-03-26
Publication date: 2009-09-30

Abstract

一种带海底储罐的坐底固定式平台，以“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“水下组合式储罐”为基础，具有29种不同的形式，均由储液系统、支腿和平台上部设施三部分构成。和混凝土重力平台不同，本发明各种形式平台主要依靠水下桩将平台固定在海床上，必要时辅以斜拉的张紧索固定系统。本发明平台兼具导管架平台和混凝土重力平台的优点，优于并可取代现有的混凝土重力平台；加上配套的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。它的适应性强适用范围广，可用于浅水、深水、小型、大型和边际油气田，可方便地迁移至其它油气田重复使用。

Description

带海床储罐的坐底固定式平台

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)综合功能的海上固定式平台。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”三个分案申请的第二个分案申请。

背景技术

当前世界上固定式海上平台最主要和最常用的有两种类型，即桩基钢制导管架平台和混凝土重力平台。前者通常都不具有储油功能，其中包括已实际用于530米水深的顺应式导管架平台；后者靠重力直接坐落在海床上，其最常见的形式是平台底部由数个用于储油的直立混凝土圆筒形储罐组合成的蜂窝状基座，一根、二根或三根混凝土立柱从基座向上伸出水面，立柱顶部支撑平台的上部设施。和上述形式混凝土平台相类似的、靠重力坐于海床的其它型式水下储油平台，如各种带储油沉垫的固定平台或自升式平台；沉垫可用混凝土或钢材建造，它的储油量通常较混凝土重力平台小，工程应用实例的数量也比混凝土重力平台少。此外，和自升式钻井平台的形式和结构相同的自升式钻井、生产综合平台，作为特种固定式平台已实际应用于150米的海域。

绝大多数重力式平台采用油水直接置换的办法储油：由于原油重度小于水、且不溶于水，海水和原油同在一个罐内，油在水之上；储罐进油时油从上部把下部的水压出，外输油时则正相反，水从下部把上部的油挤出，实现原油和海水等容积置换。这种油水直接置换的储油方法被称之为湿式储油(WET STORAGE)或水枕式储油(WATER PILLOW STORAGE)。

重力式平台的湿式法储油和重力平台均存在各自的缺点和限制。

湿式法储油存在四个缺点和限制：

第一，由于原油和海水直接接触，存在累积的“轻微”污染。

第二，湿式法储油采用原油和海水的等容积流率置换。由于原油和海水的重度差，造成整个系统的重量在置换过程中是变化的。重力式平台必须通过加大固定压载，以确保在任何条件下罐体均能稳定地坐落在海床上。

第三，湿式法仅可用于不溶于水的液体产品如原油的储存，无法用于水溶性液体产品如甲醇的储存。

第四，采用湿式法储油，原油在海水之上，油层的底部油水界面是变动的；如果罐内原油在储存过程中需要加热则难以实现。

靠重力坐于海床的重力式平台存在二个缺点和限制。

第一，设计必须考虑罐体作用于海床的垂向载荷(如重力和波浪诱导垂向力等)和风浪流引起的水平滑移力和倾覆力矩。这些载荷是交变的，其中重力载荷非常大。因此，重力式平台对地基的承载条件的要求十分严格，海床基础处理工程难度大，费用昂贵，尤其是深水。

第二，重力平台需要另加大量固定压载，如铁矿砂等，以达到生存状态所要求的、通常达数十万吨的操作重量。由于巨大的重力和海床土壤对平台的吸附力，油田开发生产结束后，不清除固定压载而仅靠浮力平台难以浮起，很难重复用于其它油田。

发明内容

1 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，将上述专利加以扩展，另加支腿从海床固定式水下组合式储液罐的罐顶部伸出水面。在支腿顶部安装上部结构和设施，包括油气生产设施、钻井设施、公用设施和生活设施等。本发明因此提供了一种全新的、带水下储罐的固定式石油和天然气开采、生产和钻井、修井综合平台。这种可储液的固定平台兼具导管架平台和混凝土重力平台的优点，优于并可取代现有的混凝土重力平台；这种平台加上配套的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。

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是带海底储罐的混凝土圆锥筒形支腿坐底固定式平台图。

图2是带海底储罐的传统导管架坐底固定式平台图。

图3是带海底储罐的深水顺应式钢制导管架坐底固定式平台图。

图4是带海底储罐的自升式坐底平台(整体拖航和海上安装方案)图。

图5是带海底储罐的自升式坐底平台(组合罐预先安装方案)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.平台上部设施：5.平台支腿；5—1.混凝土圆锥筒形支腿；5—2.传统钢制导管架支腿；5—3.深水顺应式钢制导管架支腿；5—4.自升式平台形钢制支腿；6.水下桩；7.调平基板；8.导管架底座；9.顺应式钢制导管架中段；10.顺应式钢制导管架上段；11.斜拉张紧索固定系统；12.上部模块水密舱；13.自升式支腿接头。

本发明由三部分组成(参见图1～5)：

第一部分，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：靠水下裙桩6固定于海床上的组合式储液罐1(以下简称组合罐)，它兼作本平台海底结构的基础；传统泵组模块2，它安装在本平台上；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，安装于固定式组合罐上的平台的支腿5，它可以如同混凝土重力平台那样，采用一条至四条、乃至多条混凝土圆锥筒形或圆柱筒形支腿5—1；也可以采用钢制固定平台导管架(含深水顺应式导管架)支腿5—2(5—3)；还可采用自升式平台形钢制支腿5—4。

第三部分，安装于支腿5上的平台上部设施4，它可以采用如同普通固定平台那样的上部设施，也可如同自升式平台那样，采用水密舱壁和可升降式的上部模块。

固定于海床上的组合罐

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，采用“罐中罐”式储液单元的组合罐共6种，采用储液单元内部海水压载罐和储液罐分开设置的组合罐1种，除卧式圆筒形单组储液单元组合罐外，其余6种均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；

立式蜂窝状多组储液单元组合罐；

立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐；

卧式连排圆筒形多组储液单元组合罐(“竹排”式组合罐)；

储液单元内海水压载罐和储液罐分开设置的组合罐(“竹排”式组合罐)。

有关上述6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。

发明专利“带水下储罐的浮式平台”所涉及“立式长圆筒形多层储液单元组合罐”和“多层圆塔状多组储液单元组合罐”，也可作为本发明所需的组合罐。有关这2种组合罐的结构形式，特点及使用条件，可参阅发明专利“带水下储罐的浮式平台”的相关文字和附图。

需要特别注意的是，上述组合罐用于本发明固定平台时应注意以下几点：

1.组合罐全部采用底部固定压载舱，与其上方的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月池，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，立式组合罐月池首推圆筒形，“竹排”式组合罐月池可采用矩形。

2.本发明固定式平台的支腿和上部设施所受到的风浪流等环境载荷可能远大于海底组合罐所受到的环境载荷。这是因为组合罐将只承受海底附近的波浪和海流载荷；它的尺度虽然很大，但固定于受波浪作用影响很小的海床上，波浪载荷按指数规律随水深而迅速衰减，罐体受到的波浪载荷较小；如果所处海域的水下海流不太大，它所受到的海流载荷通常也不太大。受环境载荷小是水下储罐的一大优点。但是，以组合罐为水下结构基础的固定平台的情况显然大不相同。伸出水面的支腿虽然尺度相对较小，但却贯穿波浪影响最大的深度范围，因此将受到较大的波浪载荷；水面以上的结构，尤其是支腿顶部的上部设施，由于标高很高，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，平台将受到很大的水平力、垂直力和倾覆力矩。裙桩的设计必须考虑如何对抗在外部环境载荷作用下，平台可能出现的沉降、滑移和倾覆。总之，必须根据固定式平台的特点，通盘研究下部的组合罐、中部的支腿和上部的平台设施的总体形式和结构。由于组合罐和支腿的连接部位将产生很大的内力，包括水平力、垂向力和弯矩，尤其是弯矩，组合罐的结构形式和强度设计必须有利于上述内力向水下桩的传递。对于采用钢制导管架为支腿的平台，导管架或导管架底座8也可配置水下桩，穿过组合罐打入海床；自升式支腿必要时同样也可加设水下裙桩。

3.和现行的依靠巨大重力坐落和固定在海床上的混凝土重力平台不同，本发明平台主要依靠水下裙桩6固定，平台总的设计操作重量(湿重)不需要很大，不需要为了平台的固定而专门另外增加固定压载配重。为了避免平台可能因浮力大于操作重量造成桩的上拔力，本发明各种形式平台的操作总重量应等于或大于平台水下部分总浮力，二者的差值大小可根据海床的垂向承载力进行调整。如果设施的操作重量比浮力小，则需另加必要的固定压载。如果设施的操作重量比浮力大很多，超过了海床地基承载力，则需设法降低组合罐的结构自重，如采用低重度混凝土，或在保证强度的前提下降低组合罐的壁厚，或设法另加浮舱，增加浮力；但如果海床地基承载力容许，其操作重量的上限可不做严格限制。总之，本发明平台组合罐底部的固定压载舱和空舱容应根据项目设计的实际情况，决定是否设置和如何设置。

本发明组合罐推荐采用混凝土材料建造。当然，采用钢材建造也是可以的；但是，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、纤维增强混凝土结构、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。

传统泵组模块及电力供应和遥控操作站

如发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所述，本发明传统泵组模块(CONVENTIONAL PUMPS MODULE)由海水压载泵、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均低于该单元外部海水静水压力。为了使各储液单元的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静水压力，流程中各储液单元内部惰性气体最高压力设定为：该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。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5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5内或平台上部模块4上。本发明固定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，通过中央控制室的中控盘实现集中遥控。

平台支腿、上部设施及平台的建造和安装

如前所述，本发明选用的发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所涉及的上述6种组合罐和发明专利“带水下储罐的浮式平台”所涉及的多层圆塔状多组储液单元组合罐，它们均可配备下述4种不同型式的支腿：

和现行混凝土重力平台相同的混凝土圆(锥)筒形支腿5—1(参见图1)

传统钢制导管架支腿5—2(参见图2)

深水顺应式钢制导管架支腿5—3(参见图3)

自升式钢制支腿5—4(参见图4和图5)

据此，形成7×4＝28种不同形式带海底储罐的坐底式平台。

本发明选用的发明专利“带水下储罐的浮式平台”所涉及的立式长圆筒形多层储液单元组合罐仅可配备深水顺应式钢制导管架支腿。因此，本发明共包含28+1＝29种不同形式的平台。

上述8种组合罐中，多储液单元的罐构造复杂，但生产操作灵活、应急处置方便。罐体高度决定平台适用深水、也影响平台所受到的波浪载荷的大小。两种卧式组合罐高度最小，特别适用于浅水区域；在水深等条件相同的前提下，所受到的波浪载荷最小。两种多层储液单元的组合罐的高度最高，适用于水深较深的海域，宜于和导管架型支腿相配套。

上述4种支腿中后3种为钢结构支腿，由此形成钢结构和混凝土结构组合平台。和现行的单纯混凝土结构的重力平台相比，这种组合平台建造和安装更灵活，可用于更深的水域。和混凝土支腿相比，钢结构支腿具有水线面面积小、通透性好，所受到的波浪载荷小的优点，但抗腐蚀、抗冰和抗碰撞性能则不如混凝土支腿。为了简化混凝土支腿建造工艺，也可采用圆柱筒体取代圆锥筒体。

如前所述，和现行的混凝土重力平台靠巨大的重力固定在海床上不同，为了对抗风、浪、流作用于本发明平台的水平载荷和倾覆力矩，即，抗滑移和抗倾覆，本发明上述各种形式平台主要依靠水下桩6将平台固定在海床上，必要时也可辅以斜拉的张紧索固定系统11(参见图3)。如前所述，对于采用钢制导管架支腿5-2和5-3的平台，导管架或导管架底座40也可配置自身的水下桩，穿过组合罐打入海床；自升式支腿同样也可配置水下桩。

本发明自升式平台的上部设施采用水密舱壁结构，其它形式的平台采用和传统的混凝土重力平台或导管架平台相同的上部设施结构。

本发明坐底式平台可采用多种方法建造和安装，概括起来包括：罐、支腿和上部模块分别建造、拖航并在海上先后安装，如导管架支腿坐底平台；罐、支腿和上部模块在陆上干坞内或近岸水域完成建造、整体拖航和海上安装，如混凝土支腿坐底平台和自升式坐底平台；罐、支腿和上部模块分别建造、罐先行安装在海上，支腿和上部在陆上安装后一体拖航、在海上完成与罐的连接安装，如自升式坐底平台。详细描述参见应用实例1～4。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，可相应采用传统深干塢建造、普通干船坞建造和码头场地建造。例如，带“竹排”式组合罐的平台，其四周周边底部加设了水密裙板，可以利用普通干船坞来建造。平台立式组合罐的罐体如果全部或下部采用钢板混凝土结构，可用普通干船坞或码头场地建造钢板壳体，在塢内漂浮然后拖航至深水水域、或从码头滑移至下水驳拖航至深水水域，在深水水域漂浮状态下向壳体中间浇筑混凝土，并完成全部设施结构的建造。传统深干塢则适用于本发明各种平台的前期建造。有关描述参见发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”说明书关于组合罐建造的相关内容。

主要优点

本发明坐底固定式平台保留和发挥了导管架平台、自升式平台和混凝土重力平台的长处，克服了它们的缺点。

本发明解决了固定平台水下储液、保温和加热的问题，油品储卸过程不会造成油气的浪费(排放)、没有任何污染；和穿梭油轮单点或多点系泊装置配套后，可以实现海上石油、天然气开发生产所需要的钻井、生产、储存和外输的全套功能。

建造和安装灵活，一个油气田开发结束后，平台可以迁移至其它油气田重复使用。

本发明平台适用范围广：既可用于浅水，也可用于深水；既可用于海上大型、长生产寿命的油气田的开发，又可用于小型、短生产寿命的油气田，尤其是边际油气田的开发。

应用实例1：带海底储罐的混凝土圆(锥)筒形支腿坐底式平台(参见图1)

本平台采用混凝土圆(锥)筒体支腿5—1，图示为单腿、也可以是二至四腿，隔水套管、立管和海底电缆均穿过支腿。在浅水区域平台如果采用“竹排”式组合罐，上部设施采用和船形FPS0相同的模块形式，支腿可采用多腿。为了减小波浪载荷，在保证结构强度的前提下，应尽量减小支腿的水平截面面积和水下立面的尺度，带立式组合罐的平台尽可能采用单腿；但支腿的水平截面面积和数量的确定还必须考虑拖航过程中的稳性。上部设施采用和普通重力式平台相同的形式。根据平台底部的组合罐结构形式的不同，本实例坐底平台可相应采用不同方法建造。例如，带“竹排”式组合罐的平台，其四周周边底部加设了水密裙板，可以利用普通干船坞来建造。平台立式组合罐的罐体如果全部或下部采用钢板混凝土结构，可用普通干船坞或码头场地建造钢板壳体，在塢内漂浮然后拖航至深水水域、或从码头滑移至下水驳拖航至深水水域，在深水水域漂浮状态下向壳体中间浇筑混凝土，并完成全部设施结构的建造。传统深干塢则适用于本发明各种平台的前期建造。拖航和安装就位的方法与混凝土重力平台相同或相似，但下部罐体在海床上固定的方法和重力平台不同，如前所述，本发明固定平台靠打入海床的水下裙桩6固定。本平台适用的环境条件和水深和现行的混凝土重力平台相同，但克服了现行重力平台湿式储油和靠重力固定的缺点。图1所示平台采用立式圆筒形单组储液单元组合罐，也可采用前述除立式长圆筒形多层储液单元组合罐以外的其它6种组合罐的任一种。本平台适用水深350米以内的海域。

应用实例2：带海底储罐的传统导管架坐底式平台(参见图2)

本平台实质上就是把传统钢制导管架平台安装在固定于海床上的组合罐上，它因此具有导管架平台的全部优点，解决了导管架平台难以储油的难题。平台导管架腿5—2和组合罐1的连接部位的设计必须考虑支腿和罐壁的强度，必须有利于载荷向水下桩6的传递。本平台除依靠水下桩6固定外，还可以辅以斜拉张紧索11固定(参见图3)，特别是对于组合罐的高度很高的平台。本平台的下部混凝土组合罐1、中部钢制导管架5—2和上部平台模块4分别建造和拖航。组合罐根据结构形式的不同，可相应采用普通干船坞、码头场地和传统深干塢等不同场地和方法建造。海上安装的顺序是先把组合罐1漂浮拖航至现场并安装、调平和固定在海床上，拖航和安装过程中应该确保组合罐在水中的浮心高于重心；然后将其后运来的导管架5—2安装并连接到组合罐1上，最后安装上部模块4。为了保证导管架安装的垂直度，既可参照深水顺应式导管架的安装方法并加以简化，在组合罐顶部安装调平基板7(LEVELING TEMPLETE)和底座8(BASETEMPLETE)，导管架5—2再安装在底座8之上，导管架底座8还可配置自身的水下桩，穿过组合罐打入海床；也可采用常规的带水下裙桩导管架，导管架水下桩穿过组合罐打入海床。

在水深很浅的区域，平台如果采用“竹排”式组合罐，上部设施采用和船形FPSO相同的模块形式，导管架可演变为多条钢支腿。

传统钢制导管架理论上的经济适用水深可达300米，考虑到组合罐的高度50～100米，本平台适用水深400米以内的海域。图2所示平台采用立式圆筒形单组储液单元组合罐，也可采用前述除立式长圆筒形多层储液单元组合罐以外的其它6种组合罐的任一种。

应用实例3：带海底储罐的深水顺应式钢制导管架坐底式平台(参见图3)

本平台实质上就是把深水顺应式钢制导管架平台安装在固定于海床上的组合罐上，它具有顺应式导管架平台的全部优点，解决了顺应式导管架平台难以储油的难题。平台导管架腿5—3和组合罐1的连接部位的设计必须考虑支腿和罐壁的强度和疲劳，尤其是疲劳，必须有利于载荷向水下桩的传递。本平台的建造、运输和海上安装的顺序和上述以传统钢制导管架为支腿的平台相同，其中顺应式导管架垂直度要求小于0.1°，可先在组合罐(已预先安装在海床上)的顶部安装并调平调平基板7(LEVELING TEMPLETE)，再先后安装底座8(TOWER BASETEMPLETE)、中段9(TOWER BASE SECTION)和上段10(TOWER TOP SECTION)。深水顺应式钢制导管架理论上的经济适用水深可达800米，实际工程应用已达530米，考虑到组合罐的高度50～200米，本平台适用水深可达1000米。图3所示平台采用立式长圆筒形多层储液单元组合罐，也可采用前述的其它7种组合罐的任一种。本平台除依靠水下桩6固定外，还可以辅以如图3所示的斜拉张紧索固定系统11紧固组合罐1，而不能紧固顺应式导管架，顺应式导管架底座8还可配置水下桩，穿过组合罐打入海床。

应用实例4：带海底储罐的自升式坐底平台(参见图4和图5)

本平台实质上就是把去掉沉垫或桩脚的自升式平台安装在固定于海床上的组合罐1上，它可以是三腿或四腿，含水密舱壁结构12的上部模块4可通过升降机构在支腿5—4上升降，并在需要的标高位置固定。本型固定式平台的下部组合罐1在干坞内建造、中部钢制支腿5—4和上部平台模块4均在陆上建造。本型固定式平台有两种不同的安装方法，设计建造也因此略有不同。

第1种，整个平台在干坞内完成安装，上部模块4降至支腿5—4的下部后整体拖航至油田现场。本平台和带沉垫的自升升钻井平台相似。根据拖航分析和设计，拖航过程中平台所需的浮力和浮态控制既可：1.单独依靠组合罐1的吃水所形成的排水来实现，平台拖航稳性依靠组合罐水线面面积的惯性矩提供，也可：2.同时依靠组合罐1和上部模块水密舱12的吃水所形成的排水来实现，平台拖航稳性依靠上部模块水密舱水线面面积的惯性矩提供。需要注意的是，前一方案在到达海上安装现场后应逐步增加平台的吃水深度，使上部模块水密舱12形成所需的吃水，因为两种方案在海上安装过程中的稳性均需依靠上部模块水密舱水线面面积的惯性矩。最后，逐步下沉组合罐1，使之坐落于海床，调平后再打入水下裙桩6，提升上部模块4，最终完成平台的安装。

第2种，组合罐1先行安装在海床上，平台上部模块4和支腿5—4在坞内完成安装，以上部模块水密舱12为浮体，拖航至海上安装现场，下放支腿5—4，使其和组合罐的支腿接头13相连接并固定，最后提升上部模块4，完成平台的安装。本平台和带桩脚的自升升钻井平台相似，支腿端部和组合罐的支腿接头13需要专门设计。

现行的自升式平台实际应用水深已达150米，考虑到组合罐的高度50～100米左右，本平台适用水深可达250米以内的海域。图4所示平台采用立式圆筒形单组储液单元组合罐，图5所示平台采用“竹排”式组合罐，即卧式连排圆筒形多组储液单元组合罐或储液单元内海水压载罐和储液罐分开设置的组合罐，也可采用前述除立式长圆筒形多层储液单元组合罐以外的其它4种组合罐的任一种。本平台除依靠水下桩6固定外，还可以为支腿配置水下桩，穿过组合罐打入海床。

Claims

1.一种带海底储罐的坐底固定式平台，它以发明专利“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，具有29种不同的形式，每种形式都由三大部分构成：

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：固定于海床上的混凝土组合式储液罐(以下简称组合罐)，它兼作本平台海底结构的基础；传统泵组模块和提供电力和实施遥控操作的工作站，均安装在本平台上。

安装于上述固定式组合罐上的平台的支腿，它可以采用一条或多条混凝土圆(锥)筒形支腿；也可以采用传统钢制固定平台导管架为支腿，或采用深水顺应式钢制导管架为支腿；还可采用自升式平台形钢制支腿。

安装于上述支腿上的平台上部设施，它可以采用如同普通固定平台那样的上部设施，也可如同自升式平台那样，采用水密舱壁和可升降式的上部模块。

其技术特征在于：它不依靠巨大重力，而主要是依靠水下裙桩坐落和固定在海床上，平台的操作总重量等于或大于平台水下部分总浮力，为了抗滑移和抗倾覆，必要时也同时可辅以斜拉的张紧索固定系统。

2.如权利要求1所述的采用“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”的坐底固定式平台，其技术特征在于：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所述的混凝土组合式储罐，共8种形式，包括发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”所涉及的5种采用“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，立式蜂窝状多组储液单元组合罐和卧式连排圆筒形多组储液单元组合罐(“竹排”式组合罐)，以及储液单元内部海水压载舱和储液舱分开设置的组合罐(“竹排”式组合罐)；它还包括发明专利“带水下储罐的浮式平台”所涉及“立式长圆筒形多层储液单元组合罐”和“多层圆塔状多组储液单元组合罐”。其技术特征在于：除上述两个发明专利所述的特征外，组合罐全部采用底部压载舱，其与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或矩形月池，以便隔水套管穿过并连接地下的油井。

4.如权利要求1所述的混凝土圆柱(锥)筒形支腿，它和权利要求3所述的除立式长圆筒形多层储液单元组合罐以外的其它7种组合罐的任一种配套，可形成7种全混凝土结构、带海底储罐的坐底式固定平台，其技术特征在于：在保证支腿结构强度和拖航稳性的前提下，支腿上下端的直径应尽可能小，平台的建造、拖航和海上安装的方法和现行的混凝土重力平台的方法相同或相似。

5.如权利要求1所述的传统钢制固定平台导管架支腿，它和权利要求3所述的除立式长圆筒形多层储液单元组合罐以外的其它7种组合罐的任一种配套，可形成7种钢结构和混凝土结构组合的、带海底储罐的传统导管架坐底固定式平台，其技术特征在于：平台的下部混凝土组合罐、中部钢制导管架和上部平台模块分别建造和拖航，海上安装的顺序是先把组合罐拖航至现场并安装、调平和固定于海床上，然后将其后运来的导管架安装并连接到组合罐上，最后安装上部模块；为了保证导管架安装的垂直度，既可参照深水顺应式导管架的方法，在组合罐顶部安装调平基板(LEVELING TEMPLETE)和底座(BASE TEMPLETE)，导管架再安装在底座上，导管架底座还可配置水下桩，穿过组合罐打入海床；也可采用常规的带水下裙桩导管架的安装方法，导管架的水下桩穿过组合罐打入海床。

6.如权利要求5所述7种平台之中的一种——带“竹排”式组合储罐的平台，当其用于水深很浅的水域，其技术特征在于：上部设施采用和船形FPSO相同的模块形式，支腿相应由导管架演变为多排多根钢管。

7.如权利要求1所述的深水顺应式钢制导管架支腿，它和权利要求4所述的8种组合罐的任一种配套，可形成8种钢结构和混凝土结构组合的带海底储罐的深水顺应式导管架坐底固定式平台，其技术特征在于：平台的建造、运输和海上安装的顺序和上述以传统钢制导管架为支腿的平台相同，组合罐预先安装在海床上，再安装导管架，即参照深水顺应式钢制导管架的安装办法，先在组合罐顶部安装并调平调平基板，再先后安装底座(TOWER BASE TEMPLETE)、中段(TOWER BASESECTION)和上段(TOWER TOP SECTION)，最后安装上部模块；导管架底座还可配置水下桩，穿过组合罐打入海床。

8.如权利要求1所述的自升式平台形钢制支腿，它和权利要求4所述的除立式长圆筒形多层储液单元组合罐以外的其它7种组合罐的任一种配套，形成7种钢结构和混凝土结构组合的带海底储罐的自升式坐底固定式平台，其技术特征在于：平台的建造、运输和海上安装的顺序可以是，组合罐和上部设施连同可升降的支腿分别在干塢建造，组合罐先行拖航至油田现场安装在海床上，上部设施和支腿湿拖至现场后，再完成支腿和组合罐的连接，最后提升上部设施并完成整个平台的海上安装；也可以整个平台在干坞内完成安装，整体拖航至油田现场，依靠上部设施吃水产生的浮力，下放组合罐，完成组合罐在海床上的安装，最后提升上部设施并完成整个平台的海上安装。