邓玉明

(中海油能源发展股份有限公司，广东 深圳 518000)

随着深海油气开发规模的扩大及深海油气资源开发战略地位的逐步提升，深海油气开发所涉及的钻完井作业量、基础设施结构的桩基安装，例如深水开发平台TLP[1]、SPAR[2]等平台的基桩安装、海底设施支撑基桩安装等与日俱增。深海开发规模的扩大，也使井的批量作业数量呈上升趋势。由于深海油气钻探项目成本高昂，为了节约成本，业内有项目采用打桩的方法批量安装深水钻井导管，即利用深水打桩锤将表层导管锤入至设计深度，完成导管的批量安装作业，达到降低作业费用的目的，且保障了导管安装精度。深水钻井导管水下打桩安装技术[3]不仅在特定的背景下能有效降低作业成本，且能有效降低深水表层导管安装的风险[4-5]。

深水钻井导管在水下打桩过程中，导管首先完成初步入泥。在放置桩锤后，导管在打桩锤的重力载荷作用下会继续下沉，直至无法继续克服下沉土阻力为止。此时，处于泥线以上的导管自由段与打桩锤完全无任何约束，并站立于海底。深水水下打桩导管海底站立稳定性指的就是站立于海底的导管能否在水流与置锤前后锤重载荷的共同作用下保持稳定的问题，它是导管能否进一步施工的关键。

此外，由于深水钻完井对导管的倾斜要求非常严格，不同的公司及项目，其要求也不同。以中国海洋石油有限公司为例，其常规深水探井作业要求钻井导管的安装倾斜角不能大于1.5°[6]。采用多井槽井眼群开发的油田，例如TLP开发模式，导管的安装精度要求更高，例如巴西深水油田BC-10 Parque das Conchas和TLP平台P-16油田，要求导管倾斜角度小于1.0°。因此，导管在满足屈曲稳定性的基础上，还要能满足深水开发导管安装倾斜度要求。

综上，导管的站立稳定性分析对深水钻井导管打桩意义重大，是钻井导管水下打桩设计的关键内容，其对导管站立稳定性的要求主要在2个方面：①深水环境中，导管在自重力作用下入泥后，其本体强度能满足置锤载荷要求，不发生屈曲破坏；②导管在放置桩锤前后的倾斜度或挠度能否满足安装要求。因此，需要对导管的自由站立稳定性进行分析。

1 导管站立载荷分析

深水钻井导管在水下打桩整个作业过程中，导管与打桩锤均完全在海底环境中，要对导管在海底的站立稳定性进行分析，首先就要充分了解导管在海底站立工况下所承受的载荷，再根据导管的综合载荷，分析导管产生的弯矩、应力及倾斜或者挠度是否满足导管屈曲强度及安装精度要求。因此，导管载荷分析是其站立稳定性分析的关键第1步。钻井导管在海底的站立如图1所示。

1.1 水流载荷

钻井导管在海底自沉并置锤后，导管与桩锤均完全在海底环境中。因此，导管与桩锤不受风与浪的环境载荷作用，只受到海底水流横向载荷作用。计算水流载荷时，水流方向夹角至少考虑0、90、180°工况[7]，再计算作用在导管上的水流力[8]。

图1 深水钻井导管水下打桩海底站立示意

1.2 自重载荷

导管被送入至海底后，导管在自重力作用下入泥，直至导管自重力无法克服土阻力，无法继续入泥为止。由于工程上导管入泥后难以达到完全垂直，一般都会有一定的初始倾斜度。此时，导管除了承受水流载荷外，还承受其自重载荷，要求导管在这2个载荷的综合作用下能保持站立稳定性。

1.3 置锤载荷

导管在自重力作用下入泥后，要将打桩锤放置在导管顶部，即低压井口头顶部。打桩锤在海水中的浮重将由导管承担，处于泥线以上的导管段在锤重与水流载荷的相互作用下能否保持稳定，决定了能否进行下一步打桩作业。这要求导管体强度能承受锤重载荷，不发生屈曲破坏。同时，导管的倾斜度或挠度要能满足作业要求。此时，导管要在水流、自重力及锤重力3个载荷联合作用下保持站立稳定性。锤重力对深水打桩作业的影响非常关键，分析打桩锤对导管站立稳定性影响具有重要意义[9]。

1.4 附加载荷

在轴向上，导管顶部低压井口头在置锤后，轴向上承受锤重载荷。根据A PI RP 2A-LRFD[10]规范的工况推荐，在导管站立稳定性分析时，要考虑导管倾斜与重心偏心问题。在计算弯矩时要将其视为至少有2%以上倾斜度的悬臂梁来计算，同时要考虑导管倾斜对导管顶部水平位移的P-Δ效应及其产生的弯矩。导管因P-Δ效应产生的内力和变形可采用m法[11]或“P-Y”曲线法[12]计算。

1.5 涡激振动载荷

对于圆柱体海洋工程结构，其水下构件在波流作用下会发生振动，如果这种振动处于定长状态而连续发生，将导致结构因疲劳寿命缩短而破坏[13]。钻井导管在海底站立期间，承受水流作用，应考虑涡激振动影响。涡激振动分析的典型工具有麻省理工大学的SHEAR7软件[14]，在工程领域中广泛应用。

2 导管站立稳定性分析方法与影响因素

根据目前海洋桩基工程经验及已实施深水钻井导管批量打桩施工案例，导管的站立稳定性分析可依照相关标准规范进行，其分析方法主要有能量法[15]、铁木辛柯法[16-18]和API规范法[19]及有限元数值模拟方法[20]。

要对导管站立稳定性进行分析，并进行优化设计，就要掌握稳定性影响因素与影响规律。通过对导管站立稳定性关键影响因素及其影响表现进行分析，掌握各因素对导管站立稳定性的影响规律，为导管站立稳定性的优化设计提供更有效、经济的技术参考。

根据导管站立工况载荷分析，导管稳定性的主要影响因素有土质参数、导管规格、导管站立高度、导管倾斜度及导管倾斜角与水流引起的水平向载荷。通常情况下，在进行导管海底站立稳定性分析时，海底土质参数与环境参数已定，因此，不考虑土质因素，可将导管站立海底视为底部固定约束、顶部自由的压杆来进行分析。

根据南海典型的导管数据(如表1)与已实践案例中典型深水打桩锤数据(如表2)，基于铁木辛柯法与API规范法，进行初步计算，再分析不同因素对导管稳定性的影响规律。导管稳定性初步计算结果如表3所示。由表3可知，组合应力极限系数小于1，说明导管在锤重与水流力载荷下，不会发生屈曲破坏。

表1 导管规格与力学参数

表2 桩锤参数与水流参数

表3 导管站立稳定性初步计算结果

2.1 导管倾斜度

根据中海油深水钻井作业规程与指南，导管喷射前要控制倾斜度不小于2°。基于南海深水作业实践，通常导管喷射前的倾斜度在0.5～1.5°。假定导管初始入泥16 m，站立高度为54 m。分别计算导管倾斜度在0.5～1.5°时的侧向弯矩的等效轴向载荷Ple。由图2可以看出，随着导管倾斜度增加，达到相同侧向弯矩时的等效轴向载荷Ple下降约66%，说明在导管初步入泥阶段，倾斜度对导管轴向载荷有着显著影响，要严格控制导管初始入泥的倾斜度。

图2 导管倾角与导管侧向载荷弯矩的等效轴向载荷变化曲线

2.2 导管水平载荷

深水钻井导管水下打桩中，导管的水平载荷主要来自桩锤与水流。API规范中推荐2%的桩锤重力为附加水平载荷。当水流参数不变，导管倾斜1°时，分析不同比例锤重的附加水平载荷下总的侧向载荷的等效轴向载荷Ple。由图3可以看出，锤重比例由2%增加至6%，等效轴向载荷Ple等比例增加约2.3倍，说明导管置锤下沉后，锤重比例的附加水平载荷越大，导管等效轴向载荷越大，对导管屈曲稳定性有着显著影响，要严格控制锤重及锤重比例。

图3 锤重附加水平载荷比例与等效轴向载荷变化曲线

2.3 导管站立高度

导管的初始入泥深度可通过外力措施来改变。算例中设定不同导管初始入泥或站立高度，分析其它导管的临界屈曲载荷影响。由图4可以看出，当导管站立高度下降，导管的临界屈曲载荷增加。每下降1 m，临界屈曲载荷增加4%。站立高度的下降，有利于导管在海底的站立稳定性。

图4 导管站立高度与临界屈曲载荷变化曲线

3 导管稳定性分析方法应用建议

在进行导管站立稳定性分析时，由于采用不同的分析方法，其结果的侧重点及指向性不同。充分掌握相关方法的适用性，对导管稳定性分析与设计有重要的指导意义。同时，载荷余量设定也非常关键，载荷余量设定过小可能导致施工安全隐患，过大则可能导致技术实现难度提高且成本提高。此外，对于稳定性不满足要求的情况，结合稳定性关键影响因素，建立合理的设计优化思路与方法，对工程设计与施工可靠性与合理性有关键影响。因此，笔者结合已有案例实践分析，提出了导管站立稳定性分析与优化的几点建议，为分析与优化提供指导。

3.1 分析方法的适用性

1)铁木辛柯法及API规范法。由于导管的稳定性对站立长度与自重比较敏感，铁木辛柯法及API规范法在经典欧拉公式的基础上考虑了沿长度分布的重力因素，该方法更符合实际工程工况，能广泛适用于海洋工程中的压杆稳定性分析，但二者在深水钻井导管工程中应用有一定的局限性。二者只考虑了底部固定、顶部自由的工况，而导管在自沉后，其稳定性还与土壤相互作用力有关。这两种方法把导管与土体的作用当成刚性连接的底部固定杆，计算结果无法反应导管在海底土壤的真实受力情况，其分析结果不安全，更适合做理想静力稳定性分析。此外，API规范法只是定性地求解构件在组合载荷下的稳定性结果，未深入考虑土体的影响作用及导管在不同屈曲模态及其应力分布。

2)三维非线性有限元方法。采用三维非线性有限元方法对导管进行站立稳定性分析，通过P-Y曲线来描述钻井导管与土壤的相互力学作用特性，有效地考虑了导管与土壤变形的非线性问题，同时考虑结构的几何非线性和环境与桩锤重力综合载荷的作用，得到导管开始变得不稳定时的临界荷载，同时能够得到导管屈曲模态和应力分布，其分析结果更能反应真实情况，更加安全，能更好地为稳定性设计与优化提供依据。有限元的三维数值模拟分析方法在已实施案例中被使用，是分析的首选方法。

3.2 载荷余量设定

1)导管的倾斜角设定。由于钻井导管水下打桩施工与传统的钻孔及喷射施工完全不同，后者在施工过程中对导管的实时倾斜角仍有调整的手段，而水下打桩施工过程中无法对导管进行控制。因此，在稳定性分析中，结合导管的最终安装倾斜角要求，重点关注导管顶部在综合载荷作用下泥线处的水平位移及管土分离情况，不能超过安装倾斜角要求对应的水平位移。

2)水流力计算。在计算总弯矩时可考虑水流力的方向与倾斜方向一致，加大了导管应力，使计算结果更加保守。

3)导管横向附加载荷设定。根据API规范，在导管的横向载荷上附加一定比例的锤载荷，以使计算结果更加保守。在已实施工程中，例如，巴西深水开发钻井导管批量水下打桩项目，其在分析中附加了5%锤重载荷作为导管的横向附加载荷，增加了导管弯矩及内应力。导管在受力状态下，强度校核安全系数不能小于1.6。因此，附加载荷比例可以考虑由API规范推荐的2%增加至5%，提高施工安全余量的同时又不额外增加技术实现难度。

4)导管涡激振动载荷设定。要结合环境与施工周期因素考虑。以南海深水环境为例，在水深大于500 m海底，1 a重现期内海底水流速度通常小于0.5 m/s。根据国外已实施案例，导管水下打桩施工周期通常较短，导管在海底承受水流作用时间一般为1～3 d。因此，在导管站立稳定性分析中可针对具体作业特点与环境，严格参照相关规范，评估水流涡激振动影响，分析水流产生影响的临界流速[21]，为工程设计进行指导，确保施工安全。

3.3 稳定性优化思路与方法

在进行打桩初步设计过程中，对于导管站立稳定性不满足要求的情况，需要进行设计优化。当没有优化空间时，可制定措施来提高导管站立稳定性。

根据稳定性关键影响因素分析结果，可从以下几个方面考虑：

1)减小外部载荷。可以减小的主要外部载荷为由桩锤重力引起的轴向载荷与横向分载荷，减小打桩锤重力即可减小外部载荷。因此，在满足施工要求的前提下，合理的打桩锤优化选型，有利于缓解桩锤引起的导管站立稳定性挑战。

2)由于导管的初始倾角对稳定性影响显著，加上深水开发钻井导管安装倾角要求苛刻，可研制导管初始倾斜角的控制装备，制定措施，使导管在置锤前尽量趋于垂直。

3)导管的站立稳定性与导管材料力学性能相关，尤其是当导管外径一定时，其自身强度决定了导管站立时的抗屈曲破坏能力，而其自身强度与其外径、规格、钢级等相关，因此，导管站立稳定性的分析也是对水下打桩导管初步设计结果的校核，为导管优化设计提供技术依据。

4)对于一定的地质条件与导管规格及锤型，导管站立高度越小对导管站立稳定性越有利。因此，可考虑采取措施以增加钻井导管的初始入泥深度，减小导管站立高度，以提高导管站立稳定性。

4 结语

深水钻井导管水下打桩技术是继传统钻孔技术与喷射技术之后的一种新型导管安装技术。经实践验证，该技术有效可行，具有独特的优势，对深水表层导管安装技术的发展具有积极意义。其中，导管站立稳定性是该技术的关键内容之一，它涉及导管、桩锤及土壤3要素，是一项系统性的分析工作。其分析结果影响着施工技术难度与经济性。因此，合理、有效的分析十分关键。

目前，我国南海深水油气开发的导管安装主要依靠钻孔与喷射技术，尚无水下打桩技术应用案例。文章基于现有行业研究成果与已有案例实践，分析了导管站立稳定性分析的关键内容、方法特点、关键载荷及影响因素与规律，提出了导管站立稳定性分析与优化建议，为导管站立稳定性分析与优化设计提供参考。