【中国海油十四五专刊】付殿福：中国导管架平台发展历程、技术经济适用边界及发展建议

导管架平台凭借结构体系成熟、干式井口作业条件良好、工艺适应性强以及全寿命周期经济性较优等特点，已成为海上油气资源开发的重要装备^［1］。随着海上油气勘探开发由近岸浅水逐步向中深水海域延伸，中国导管架技术经历了从无到有、从引进消化吸收到自主创新的发展过程，逐步构筑起中国海洋石油工业的重要装备基础^［2］。南海陆坡区300米级“海基”系列平台的建成投产，标志着中国固定式平台能力边界实现了阶段性跃升^［3］。

但当前中国导管架技术发展仍存在一定短板：一是基础研究对工程应用支撑不足，深水台风-内波流耦合荷载、超长桩循环承载、超固结土弱化等基础科学问题研究不足；二是产业配套能力有待提升，120 mm级以上超高强厚板研发、自主设计软件、大型下水与吊装装备仍存在明显短板；三是行业缺乏对深水导管架技术与经济适用边界的系统量化分析，难以科学指导不同水深、不同规模油气田的开发模式快速优选。为解决上述问题，为中国深水油气高效开发提供技术支撑与参考，本文重点梳理了中国导管架平台的发展脉络与自主化进程，研究了300米级深水导管架的技术与经济适用边界，并进一步分析其与国际成熟海域在工程特征上的差异，提出了下一阶段技术发展的思考及建议。

1　中国导管架平台技术发展历程

从1964年中国启动海洋油气勘探开发，到1985年首座现代化钢制导管架平台建成，再到此后应用水深大体上每20年实现一个台阶式跨越，中国导管架平台技术经历了由10米级浅水起步、经100～200米级中水深技术积累、最终实现300米级深水突破的发展历程^［4］。这一进程并非沿水深方向的简单放大和拉长，而是立足中国海域特征、开发需求与产业基础，走出的一条阶梯式递进、持续演进的自主创新道路。这一历程也充分表明，重大工程技术自主化是一个循序积累、螺旋上升、逐步接近质变的过程。具体而言，中国在标准规范、设计方法、设计软件、材料体系、施工装备和工程组织方式等方面，均经历了系统性改进与持续提升^［5-9］。图1展示了中国导管架平台各项技术指标的升级历程。

图 1 中国导管架平台技术发展历程

1.1　从工程引进到自主攻关：工程技术能力螺旋式跃迁

中国导管架平台起步于渤海近海^［1］。1966年投产的一号钻井平台是中国历史上第一座海洋平台，井位位于歧口凹陷的歧口17-2构造断裂带上，水深6.5 m，隔水导管直径529 mm，入泥深度22.88 m^［10］，采用国内陆上或港口标准和国产钢材，主要承担海上钻井和早期试采功能；20世纪80年代的埕北油田平台是中国第一座现代化钢制导管架平台，工程建设主要参照日本标准、美国API规范，依靠进口钢材以及有限的小型浮吊资源完成，实现了从无到有的历史性跨越^［11］。

20世纪90年代进入中水深技术积累期。以文昌13-1/13-2油田2个井口平台为代表，平台所在水深超过100 m，其中文昌13-1平台设8口井槽、文昌13-2平台设11口井槽，工程首次依托自有施工装备实现百米级导管架吊装安装，并首次自主完成百米级水下垂直裙桩设计与施工组织^［11］，中国导管架平台技术能力得到显著提升。彼时正值墨西哥湾与北海近海油气开发蓬勃发展阶段，API标准持续快速迭代，中国据此开展平台设计；在计算方法与设计工具方面引进SACS/MOSES软件，开始采用现代化设计手段与疲劳设计理念，在材料方面首次实现国产DH36和EH36材料的自主替代，海上施工资源能力也由900 t提升至3 800 t级^［12-13］。

21世纪初，中国导管架平台首次接近200 m水深。随着油气资源勘探开发阵线持续向深水推进，中国成功建成番禺30-1 DPP（Drilling Production Platform，钻采平台）、荔湾3-1 CEP（Central Platform，中心平台）和番禺34-1 DPP等3座200 m级导管架平台^［14］。其中，荔湾3-1中心平台作为南海首个深水气田开发核心设施之一，采用约3.2万吨级深水导管架和约3.2万吨级组块，依托“海洋石油229”升级改造，实现3万吨级导管架滑移下水和大型组块浮托安装^［15-16］，填补了中国深水大型导管架建造、装船、运输、浮托安装及海上调试组织方面多项空白，标志着中国已基本具备200米级固定式平台的设计、建造与安装能力。

2024年中国导管架平台应用水深取得300米级突破。2012年中国在水深284 m的珠江口盆地陆丰凹陷钻探LF15-1-2井，评价获得商业发现^［3］。经过持续论证，2018年最终确定采用导管架平台开发方案，即“海基一号”。该方案获得技术认可后，又迅速推广至流花11-1油田“海基二号”及陆丰12-3油田开发方案中，形成了较快的技术复制与推广^［14］。

“海基二号”服役于珠江口盆地流花11-1/4-1油田二次开发项目，作业海域平均水深约324 m，导管架总高338.5 m、安装质量约3.7万吨，建成后与上部组块共同形成总高度约428 m、总质量超过5万吨的深水固定式生产平台^［4］；其主要承担原油开采、预处理、公用及生活支持等功能，井槽数按多井集中开发需求配置，应用水深为亚洲第一、全球第七。该工程面临强台风、内波流、长周期固定结构动力响应、超高强钢焊接和深水高精度精确就位等多重挑战。项目通过偏置中心桁架四腿导管架构型、420 MPa级高强钢关键部位应用、时域非线性动力分析、分区疲劳设计、深水滑移下水与精确就位控制、数字化监测与健康管理等措施，形成了300米级深水导管架成套技术创新体系。

在200米级水深技术积累的基础上，中国海油用6年时间实施了3座“海基”系列深水导管架平台（图2）^［4］。此阶段，欧美近海资源开发受限，API规范迭代趋缓，而“海基”系列导管架在南海的应用已接近各项规范、材料与施工资源的边界。在研发设计过程中，项目采用了“国际标准+自主理论修正”的设计准则与材料指标原则，应用全新的时域动力分析技术和分区疲劳设计技术，首次采用国产420 MPa级超高强钢^［17-18］，并基于中国海上作业资源能力开展建造安装方案设计。“十四五”期间，中国已形成以珠海深水装备制造基地、大型滑道^［19］、“海洋石油229”下水驳船、“蓝鲸7500”起重船^［20］、SPMT（Self-Propelled Modular Transporter）模块运输装备^［21-22］、精确定位与海上监测系统为代表的深水导管架重大施工装备体系，初步实现从大型建造、滚装/滑移装船、下水扶正到精确就位的自主配套能力，标志着中国固定式平台的设计、建造与安装能力已提升至300米级。

图 2 “海基”系列深水导管架平台实景图

1.2　从项目实施到体系建设：深水导管架工程能力的组织化完善

中国导管架的发展历程表明，中国深水导管架技术的发展主要源于油田开发需求，长期依托油田开发工程设计与建设项目推进，并较大程度依赖国外标准、国外软件和国外技术体系^［2］。虽然在重大工程实践方面取得了一定成就，但受项目设计、建设周期较短等因素影响，中国在基础研究、自主标准和自主软件等方面仍存在较大短板。期间，国内高校和研究机构虽围绕若干局部科学问题开展了研究，但过去近20年总体上仍缺乏面向深水导管架的有组织科研攻关与体系化建设。

2019年“海基一号”基本设计方案完成后，中国海油启动了面向深水导管架领域的科研攻关布局，系统梳理该领域面临的科学问题与工程难题，部署了一批面向300米级应用、储备400米级能力的研究课题，涵盖海洋环境、海洋岩土、结构材料、结构设计分析技术、建造安装技术和数字孪生等方向。2024年底，新型油气勘探开发国家科技重大专项“深水油气干式生产处理平台关键技术与装备”获批，其中设置了“桩基式深水干式油气生产处理平台工程关键技术研究”课题，重点针对导管架平台随水深300 m增至400 m而导致的整体重量与受力成倍增大、疲劳损伤指数级增长等问题，开展相关基础理论、关键材料、关键技术和关键装备难题攻关，预期可形成400米级深水桩基平台总体设计方案。

2024年“海基二号”投产后，中国海油启动了“海基”系列深水导管架工程技术体系建设工作，该体系由3项关键技术和38项专题技术构成（图3），以“突出价值贡献、强化自主可控”为核心原则，全面覆盖深水导管架设计、建造、安装和运维全生命周期的各技术环节^［23］。依托该体系，围绕环境载荷识别、总体构型、时域动力分析、分区疲劳、高强厚板、关键节点与超长桩基础、建造装船、滑移下水与精确就位、数字孪生健康管理、全寿命运维等方向，凝练“十大自有核心技术”，为深水导管架技术从理论研究、工程应用到装备配套的全链条独立自主奠定了坚实的体系规划基础。通过“海基一号”“海基二号”等重大工程的验证，该体系系统规划了核心材料、关键设备、设计软件和标准规范的国产化替代与自主升级路径。整套体系以打造“安全、经济、低碳、智能”的“海基”系列导管架为导向，着力拓展固定式平台应用边界，强化低成本和高国产化率的核心价值贡献，提升全生命周期设计、建造、安装与运维的智能化水平，并逐步建立自主标准体系与自主设计软件，推动其向智能化设计和高级孪生体方向迭代演进^［24］。

图 3 中国海油ET02工程技术体系

2　中国深水导管架平台技术及经济适用边界

导管架平台是一类通过桩基础与海床相连的固定式海洋工程结构，具有整体刚度大、在位位移小、上部荷载承载能力强等特点。其主体通常由上部组块、导管架、桩基础和井口隔水套管系统构成，既承担钻井、生产和生活支持等开发生产功能，也承担抵抗风、浪、流、自重及施工安装等荷载共同作用下的结构承载任务。与浮式生产设施相比，其最显著的特点在于能够支持干式井口作业，同时需要完成从陆地建造姿态向海上在位姿态的转换。但导管架随水深增加，面临结构、材料、疲劳、基础及安装资源等多重约束下的技术边界问题。而导管架开发模式的适用性主要受水深、开发井数、油藏集中程度及长期运维成本等因素共同影响^［28］，其经济优势并非绝对，而是与井数规模和目标油藏集中度高度相关。因此，有必要从技术与经济两个维度，深度探索中国深水导管架平台的适用边界问题。

2.1　技术边界

全球超过200 m水深的导管架平台共28座，最大应用水深为墨西哥湾Bullwinkle平台，水深412 m；中国目前最大应用水深实例为2024年投用的“海基二号”，水深324 m^［4］。针对中国海上油气开发对高集成度预处理平台的需求，以24井槽的“海基二号”平台为基准，对不同水深导管架方案在南海海域的适应边界进行了敏感性分析。结果表明，随着水深增加，导管架底盘尺寸、主水平层数、中心桁架宽度、桩腿直径、板厚及桩径均需同步放大（表1），进而引出结构、材料、疲劳、基础及安装资源等多重约束下的技术边界问题。

表 1 不同水深导管架方案适应边界

在材料方面，“海基一号”采用DH36正火板，“海基二号”采用420 MPa调质板^［17-18］。目前中国已基本形成100 mm壁厚、420 MPa级国产高强钢在材料设计、制造、焊接与质量控制方面的工程能力^［6］；365米级方案虽可通过110 mm级厚板、局部加强和疲劳细节优化进入工程推进阶段，但对厚板性能稳定性、焊接热输入控制和断裂韧性评价提出更高要求。若继续向390～420 m级推进，120 mm级及以上超高强厚板的研发、工程验证和批量供货能力将成为首要瓶颈。

导管架在位性能分析表明，当水深由345 m增至420 m时，导管架安装质量由约4.1万吨增至约5.5万吨，最大桩头力增加约25%，极端基底剪力增加约20%，极端倾覆力矩增加约41%，一阶自振周期由6.24 s增至7.14 s（图4），主结构钢量由3.39万吨增至4.61万吨，呈现出“荷载增大—构件加粗—重量放大”的耦合增长特征。

图 4 导管架相关技术参数随水深变化曲线

疲劳性能分析表明，随着水深增加，结构自振周期逐步逼近波浪能量集中区，关键节点损伤显著上升^［25-26］。对于工作水深超过400 m的方案，常规焊接节点已难以满足疲劳要求，需借助150 mm级铸造节点改善疲劳性能，而这一厚度已接近现阶段制造极限，材料性能有待验证。

安装分析表明，“海洋石油229”经进一步改造后，极限下水能力可接近4.5万吨，仅可支撑约365米级方案^{［15-16，27］}；对于超过365 m的方案，则需依赖6万吨级新建下水驳船及场地滑道改造^{［21，27］}。

综合分析认为，当前国内工业体系能够较快支撑345米级导管架工程实施；365米级已在结构规划、在位性能、建造安装等方面具备工程推进条件，在结构材料方面需解决110 mm厚420 MPa高强钢研发与质量稳定性、可焊性评价；而365 m以上方案仍需同步突破120 mm级高强钢、关键铸造节点、复杂动力、疲劳分析和大型下水装备等瓶颈。因此，南海深水导管架工程化应用边界经攻关可提升至365 m水深导管架工程，未来可探索攻关365 m以上水深导管架。

需要说明的是，若暂不考虑现阶段国内材料、装备和施工资源约束，导管架平台并不存在由水深单独决定的理论绝对边界。其内在技术边界主要受结构固有周期与波浪能量谱耦合、疲劳累积、桩土循环弱化、整体稳定、建造安装可实施性及全寿命可检修性控制。在常规刚性桩基导管架体系下，全球已建最深工程应用导管架水深约412 m；超过400 m后，结构重量、节点疲劳、桩基尺度和施工风险呈非线性上升，常规桩基导管架与顺应塔、TLP（张力腿平台）、Spar（单立柱平台）、半潜式生产平台或“水下生产系统+FPSO（浮式生产储卸油装置）”等浮式/顺应式方案的技术交界通常出现在400 m上下。若油藏集中、井数多且需要干式井口，导管架或顺应式固定平台仍具竞争力；若油藏分散、井数少或水深继续增大，浮式平台与水下生产系统更具适用性^［28］。

2.2　经济边界

从经济边界看，深水导管架开发模式的适用性主要受水深、开发井数、油藏集中程度及长期运维成本等因素共同影响^［28］。其经济优势并非绝对，而是与井数规模和目标油藏集中度高度相关。

深水油气多采用“FPSO+水下井口”和“FPSO+深水导管架”这两种开发模式，以流花11-1/4-1油田二次开发项目为例，与水下井口模式相比，导管架平台支持的干式井口模式可节省约10亿元规模的开发投资^［14］；在200～320 m水深范围内，导管架平台本体投资通常为（17～25）亿元，具有较明显的初始投资优势^［28］。以365 m水深开发投资对比为例，当开发井数少于12口时，水下模式总投资低于导管架模式；但当井数增至18口和24口时，导管架模式的投资优势开始显现（图5），说明其在相对集中油藏开发中具有显著的规模经济特征。若进一步考虑导管架模式在修井组织和井口维护方面的优势，其适用井口数量还可进一步下探。据此，其经济边界可概括为：10口井时，导管架模式主要在250 m以浅占优；12口井时，可延伸至324 m；18口井时，可延伸至365 m；24口井时，可延伸至400 m。与此同时，导管架平台在钻井中心8 km覆盖范围内实施大位移调整井的投资也低于水下卫星井方案，体现出较强的中后期调整与提产能力。

图 5 不同井数条件下“导管架+FPSO”与“水下+FPSO”开发模式支出对比

因此，对于水深200～400 m、油藏相对集中、可由单一钻井中心覆盖且开发井数较多的常规中深水油气田，采用“深水导管架+FPSO”或30 km以内导管架回接模式，通常仍是兼顾技术可达性与开发经济性的优选方案。其中，前者更适用于高峰年产百万立方米、累产1 000万立方米以上的油田，后者则更适用于高峰年产百万立方米、累产600万立方米以上且具依托条件的油田。

3　中国导管架平台与北海导管架平台对比

“海基”系列的连续实施表明，中国导管架平台技术已经具备面向中国海域条件开展水深300米级平台设计、建造、安装与运维的系统能力。但300米级突破并不意味着技术演进已经完成。面向更大水深、更高集成度和更高结构效率的发展目标，仍有必要将中国导管架平台与国际成熟海域——北海的导管架平台进行对比分析，进一步理清中国在平台功能组织、环境荷载认知、材料体系、设计方法和安装资源等方面的差异及提升方向。

3.1　开发组织与平台功能配置差异

北海依托成熟的平台群和海底管网，采用功能分散化开发模式，将钻井、处理、生活和立管等功能分设于多座通过栈桥连接的平台（图6），并于水下回接协同运行，从而降低单体平台复杂度、提升扩建灵活性。

图 6 北海导管架平台开发组织模式

中国则受油气田分布、海上基础设施条件、自升式钻井船能力及滚动开发需求等因素约束，仅在国外公司担任作业者阶段的个别项目中采用过井口、处理和生活平台分设的组织方式。近年来，自主开发油气田多采用功能高度集成模式，由中心平台（CEP）或钻采平台（DPP）统筹钻井、生产、动力和生活等功能（图7），卫星平台负责井口采集与回接，以追求区域开发效率最大化。这使得中国同等水深平台需承受更高的上部荷载与更强的系统耦合约束，结构设计必须同时兼顾多功能集成、后期回接与长期运维依托。

图 7 中国导管架平台开发组织模式

3.2　环境荷载、结构材料与设计规范差异

不同海域，环境差异显著（图8）。北海以恶劣波浪为核心控制条件，通常采用“百年一遇风+百年一遇浪+十年一遇流”组合；南海则受台风、强流和内波共同影响，采用“百年一遇风+百年一遇浪+百年一遇流”的条件极值组合，主控因素与统计方法均存在明显差异。对比可见，北海海上施工窗口和常年作业海况更恶劣，但南海在强台风和内波流耦合作用下极端流速显著偏大，因此中国固定式平台设计不能简单套用北海经验，而应建立面向南海台风-内波流耦合的区域化环境荷载体系。

图 8 北海和中国南海不同平台环境条件对比

在材料体系方面，北海已形成较为完整的高强钢配套技术体系，并较早在导管架平台中大规模采用欧标超高强钢。中国平台长期以355 MPa级材料为主，直到“海基二号”才在关键受力部位首次使用420 MPa级高强钢。总体来看，厚板配套、焊接评定和断裂控制等技术链条仍有待进一步完善。

在设计规范方面，中国导管架结构设计主要采用工作应力法（WSD），而北海导管架设计则采用荷载抗力系数法（LRFD）。前者基于确定性设计，以“实际应力不超过容许应力”为核心；后者基于概率理论与可靠度设计，通过荷载分项系数和抗力分项系数反映结构受力与承载能力的随机性。就工程适用性而言，LRFD方法高度依赖区域统计资料、参数校准水平及既有工程经验。已有研究表明，对于环境等不确定荷载作用占比较高、动力响应显著的深水导管架，LRFD方法因分项系数取值较大，计算结果偏保守。

3.3　安装资源约束下的结构效率差异

北海长期拥有Sleipnir、Thialf、Pioneering Spirit等世界顶级大型浮吊资源（图9a、b），可实现万吨级导管架整体吊装、双钩扶正以及万吨级大型组块整体吊装。此类安装方式能够减少为下水、浮态控制和局部支撑服务而设置的附加结构用钢，同时减小平台工作点尺寸，优化结构构型。相比之下，中国目前仍主要依托“蓝疆号”“蓝鲸7500”“海洋石油201”“华天龙”“振华30”等现有浮吊资源开展“量体裁衣”式设计，以滑移下水和注水扶正为主，部分工况还需增设浮筒与支撑（图9c、d），从而反向约束结构设计^［22-23］。根据现有工程评估，将滑移下水方案改为整体吊装后，导管架主结构用钢量节省幅度随平台类型、水深、下水姿态和临时构件配置不同而变化，通常可按约6%～16%考虑；钢桩重量差异受桩径、入泥深度和桩土参数控制更强，宜结合具体工程单独计算，已评估案例一般表现为5%～10%的优化节省。若万吨级组块由浮托或分块吊装改为整体吊装，还可进一步减小导管架槽口尺寸、提高整体刚度并降低结构用钢。由此可见，中国大型安装装备能力不足，已直接影响结构效率与施工经济性。

图 9 不同导管架安装方式与作业资源

中国与北海导管架平台的差异，是开发模式、海域环境、材料装备、标准规范和安装资源等5类因素共同作用的结果，均体现了各自对海域特点与工程条件的适应性选择。未来，中国应立足南海环境与开发特点，补齐材料与装备短板^［26］，推动深水导管架技术向更高效、更经济、更自主的方向发展。

4　中国导管架平台发展建议

4.1　优化大型化、集成化的深水导管架设计

中国海上油气开发正呈现由功能分设向功能集成加速演进的趋势，尤其是在超百米水深区域，采用中心平台和钻采平台模式，仍是当前一段时期内降低资源开发投资、提升回接能力的优选路径。以最新研究设计的超200 m水深宝岛21-1中心平台为例，其上部组块安装质量达3.23万吨、操作质量已达4.69万吨。下一步应推动平台上部设施集约优化、处理工艺高效紧凑以及结构与功能性材料轻量化，并在超大型深水导管架结构利用率提升、浮托槽口过渡优化、新型材料应用和动力疲劳分析精细化等方面进行突破。

4.2　加强海洋固定平台相关领域基础研究

随着中国导管架平台向更大型、更深水方向发展，方案设计与工程实施难度已接近传统规范与理论认识的边界。环境耦合作用、沙波运移、超长桩承载、超固结土循环弱化、大壁厚超高强度海洋工程钢性能、超长跨距空间桁架结构承载、精准时域非线性动力分析以及超长超重型导管架施工等一系列基础问题亟待攻关。下一步应补齐“环境—岩土—材料—结构—施工”全流程基础研究短板，并将相关研究结论前置到方案选择与设计阶段，更好地服务工程设计^{［26，29-31］}。

4.3　建设自主设计方法与标准规范体系

40多年来，中国已积累了较为丰富的导管架平台工程实践经验。尤其是近20年来，随着墨西哥湾与北海近岸资源开发活跃度下降，其设计方法与标准规范的迭代明显放缓。面向未来，中国在设计方法上不能再仅依赖项目类比和经验外推，在标准规范上也不能继续简单照搬国外体系。下一步应系统推进海洋环境、工程勘察、岩土解释、结构设计、材料、焊接、海上安装和质量控制等领域的自主设计方法与标准规范建设，可采取“渤海浅水区域全面示范、南海深水区域个别试点”的方式逐步推进。

4.4　推动超大型海上作业装备升级换代

从用途上看，海洋工程装备可分为海上生产装备与海上作业装备。就全球发展规律而言，重大海上生产装备由资源开发需求驱动，同时又受重大作业装备能力制约；生产装备需求的增长也会反向促进作业装备升级，二者相互制约、相互促进。目前，中国海上油气生产装备建设取得了一定成绩，但相应的重大作业装备能力仍明显落后于欧美。基于前文分析，打造一批作业能力强、功能灵活且智能化水平高的新型海上作业装备已十分迫切。未来若建成双1万吨级大型浮吊和6万吨级超大型下水驳船，一方面可进一步拓展深水导管架应用边界，另一方面也可显著简化深水导管架和大型组块的施工工况，减少下水桁架、浮筒及局部支撑等附加结构，为中国海洋工程新一轮迭代升级提供坚实装备支撑^［32-34］。

5　结束语

中国导管架平台技术历经数十年发展，走出了一条立足国情、阶梯式递进、持续演进的自主创新道路，实现了从浅水追赶到300米级深水关键突破的跨越。“海基”系列工程进一步构建起自主可控的技术体系与装备谱系，支撑了中国海洋石油工业固定式平台能力的跃升。与国际先进水平相比，中国在功能集成效率和工程实践适应性方面形成了自身特色，但在基础研究、高强厚板配套和大型吊装装备等方面仍有提升空间。面向更深水、更高效、更自主的发展目标，中国无需照搬国外模式，而应立足南海复杂环境与开发特点，持续夯实基础研究、完善自主标准、升级核心装备、深化功能集成，推动365～400米级技术储备与工程转化，实现固定式平台全链条自主化。未来，导管架平台仍将作为深水油气开发的重要主力装备，为保障国家能源安全和建设海洋强国提供持续有力的技术支撑。（本文发表于《中国海上油气》2026年第38卷第4期，编辑：吕欢欢，海洋油气网公众号授权发布）