泰国某海洋平台弃置方案

中泰交通建设合资有限公司

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长江航道局泰国办事处

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泰国某海油平台弃置方案

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二零二零年八月

泰国某海油平台弃罡方案

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泰国某海油平台弃罡方案

目录

第1章项目概述.........................................................4

1.2油气田概述...........................................................4

1.2工程设施............................................................4

1.3环境条件............................................................5

1.4工作内容............................................................6

第2章标准规范及参考文件...............................................8

2.1主要标准及规范......................................................8

2.2规范标准等要求.....................................................9

第3章平台前期检测内容及结果..........................................10

3.1上部组块检测.......................................................10

3.2导管架检测.........................................................10

第4章清洗方案........................................................16

4.1平台设施清洗.......................................................16

4.2海底管道置换和清洗.................................................16

第5章油气井永久封存方案..............................................18

第6章平台拆除方案....................................................19

6.1陆地准备............................................................19

6.2海上施工条件及船舶条件.............................................19

6.3船舶及人员动员.....................................................20

6.4施工船舶抛锚就位...................................................20

6.5上部组块拆除........................................................21

6.6导管架拆除..........................................................29

6.7海底管线原地封存...................................................33

6.8海底电缆原地封存...................................................34

6.9某地点平台端管缆拆除...............................................34

6.10场地清理..........................................................34

6.11返航运输..........................................................35

6.12卸船..............................................................35

第7章环境保护及风险分析..............................................36

7.1环境保护............................................................36

7.2风险分析及控制措施................................................38

笫8章施工船舶及工期..................................................43

8.1施工船舶...........................................................43

8.2工期计划...........................................................43

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泰国某海油平台弃罡方案

第1章项目概述

1.2油气田概述

泰国某海油平台于1999年投产，设计寿命为10年，现已超设计年限5年，

属老龄平台，鉴于平台已停产，计划对该平台进行废弃处置，故委托我方编写泰

国某海油平台弃置拆除方案。

1.2工程设施

泰国某海油平台主要设施有一座井口平台，1条2.8km从泰国某海油平台至

某地点的6〃/10〃输油管线，•条2.8km从某地点至泰国某海油的海底电缆。

图1.2T泰国某海油平台开发设施示意图

泰国某海油平台是一座无人驻守井口平台，结构形式为2腿3桩，导管架工

作点平面尺寸为16m,工作点标高腿1为EL.(+)9.21b腿2为EL.(+)8.5m,导管

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泰国某海油平台弃罡方案

架共有四个水平层,各水平层的标高分别为EL.(+)6m、EL.(-)4m、EL.(-)22.0m、

EL.(-)41.2mo桩直径为1219nlm,隔水套管直径508加。

甲板设置了一层甲板，甲板面积为30.96mxi6.96m,甲板标高为：

EL.(+)17.5mo

图1.2-2泰国某海油平台照片图1.2-3泰国某海油立面图

表1.2-1海洲11-4C井口平台基础数据

名称重量导管架腿钢桩

约500T(包01360*3201220*26

括导管架自01372*3801220*32

导管架及钢重、钢桩、01348*2601220*38

桩灌浆)01334*1901220*50

组块重量240T

吊桥约1.4T

海管长度2.8km6〃/10"输油管线

海底电缆长度2.8km

1.3环境条件

泰国某海油平台水深约41.2m。

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表1.3T泰国某海油平台重现期极值

重现期100年一遇

最高水位（m）3.02

最低水位（m）-2.00

风暴潮水位（m）1.08

最大天文潮5）1.94

最大波高（m）15.5

1/3波高(m)8.5

1/3波高周期（s）13.1

海水表层最高温度（℃）31.35

海水表层平均温度（℃）24.81

海水表层最低温度（℃）15.91

海水底层最高温度（C）30.10

海水底层平均温度（℃）23.07

海水底层最低温度（C）15.60

海水表层流速（m/s）1.83

海水中层流速（m/s）1.37

海水底层流速（m/s）1.07

3秒最大风速（m/s）68

1分钟平均风速（m/s）59

10分钟平均风速（m/s）51

主导风向NNE和ESE东南东

最高气温（℃）35.4

平均气温（℃）22.9

最低气温（℃）2.9

1.4工作内容

＞本项目的主要工作为弃置拆除泰国某海油平台，主要工作内容包括:

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>前期检测：在编制方案之前，需要对现场结构进行一次详细的检测，以便为

方案编制提供详细的现场基础数据；

>根据最新检测数据结果，进行相关计算分析，包括吊装分析、装船固定分析、

稳性分析、运输分析、滚装卸船分析；

>根据计算结果，编写平台拆除施工方案；

>锁定相关资源，包括船舶资源、索具、拆除物陆地放置场地、垫墩抬梁等

>根据计算结果，进行组块垫墩、导管架垫墩、工作甲板、切割支架、吊点等

结构的详细设计、加工设计以及陆地预制工作；

>海上施工，包括：组块工艺管线与设备清洗、海管清洗、弃井、组块拆除、

导管架拆除；

>膨胀弯拆除、海管原地封存以及电缆原地封存等：

>陆地拆解：包括组块拆解、导管架拆解等。

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第2章标准规范及参考文件

2.1主要标准及规范

>本方案的编制，主要参考标准、规范包括但不限于：

>《中华人民共和国海洋环境保护法》（全国人大常委会1999年12月25日

公布）；

>《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）；

>《海上油气生产设施废弃处理管理暂行规定》（发改能源[2010]1305号）；

>《海上油气生产设施废弃处置管理办法（试行版）》中国海洋石油总公司文

件[2009]9号;

>《海洋石油平台弃置管理暂行办法》（国家海洋局2002年6月24日公布）；

>《中华人民共和国渔业法》（全国人大常委会2004年8月28口公布）；

>

>《联合国海洋法公约》（TheUnitedNationsConventionontheLawofthe

Sea）（1994年生效）；

>《大陆架和专署经济区海上设施和构造物的拆除准则和标准》国际海洋组织

（IM0）（1989年实施生效）（IMOGUIDELINESANDSTANDARDS1989）；

>《1972伦敦倾废公约》（LONDONDUMPINGCONVENTION1972）；

>《海洋自然保护区管理办法》；

>《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》；

>《海洋石油平台弃置评价程序》；

>《中国海上船舶溢油应急计划》；

>《沿海海域船舶排污设备铅封管理规定》；

>《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》；

>《中华人民共和国水上水下施工作业通航安全管理规定》；

>《中华人民共和国环境影响评价法》；

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>《中华人民共和国海洋倾废管理条例》；

>《海洋平台或其他人工构造物评价特别指南一伦敦公约附录》；

>《海洋石油安全管理细则（安监总局25号令）》；

>《海洋弃井作业规范》等；

以匕相关标准及规范应遵循最新的版本。

2.2规范标准等要求

《海上油气生产设施弃置处置管理办法》（中国海洋石油总公司2009年4

月7日公布）对弃置的规定如下：

附件2：弃置处置推荐性准测

2.1钢质固定式平台弃置准则

（1）领海内海域：拆除至泥面4米以下；

（2）专属经济区和大陆架，水深不大于100米且甲板和上部设施除外在空

气中重量不大于4000吨：拆除至泥面；

（3）专属经济区和大陆架，水深不大于100米且甲板和上部设施除外在空

气中重量大于4000吨：应按照国家主管部分的审批选择全部原地弃置或部分弃

置.，部分弃置时应保证留置物上方55米无障碍水体；

（4）专属经济区和大陆架，水深大于100米：应按照国家主管部分的审批

选择全部原地弃置或部分弃置，部分弃置时应保证留置物上方55米无障碍水体;

2.2海底管道（包括软管）弃置准则

在不影响海上航行、渔业捕捞等其他海洋活动的情况下，清洗合格、注满海

水、端口封堵后原地弃置。

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第3章平台前期检测内容及结果

编制详细拆除弃置方案前，需要对导管架结构进行调研及必要的检测，然后

根据检测结果对平台进行建模分析，选择合理的拆除回收方案。应由专业工程师

及潜水员对平台水上、水下情况进行详细检测，获得平台现状第一手资料。主要

的检测内容包括结构外观检测、壁厚检测、机械损伤检测、损伤部位无损检测、

海生物测量、腐蚀测量等检测工作，同时还需要对导管架海底冲刷进行调查。

3.1上部组块检测

3.1.1上部组块检测内容

＞对水上结构进行外观检测，检查杆件的完好程度，对有损伤的杆件记录；

＞根据完工图纸以及现场实际情况对原吊点位置、主结构杆件、主受力杆件以

及其焊缝进行测厚检测，其中上层甲板原吊点位置为重点检测位置，对于其

它主受力杆件及次要杆件等进行外观及测厚检测；

＞对水面以上部分立管、电缆护管及其连接结构检测，同时对隔水套管连接位

置进行外观检测；

＞导管架与组块相连接的切割位置外观检查，根据实际情况确定是否需要搭设

脚手架；

＞检查平台服役期间新增结构及设备包括规格、尺寸、重量等以便重新确定平

台重量及重心位置，并根据新的重量及重心位置确定新吊点的布置；

＞组块上大型设备现场测量统计并与完工图进行核对，根据业主要求确定哪些

是需要预先拆除回收的，同时确定其他设备的补强加固；

＞组块上各种管线调查，确定需要进行清洗管线类型、规格及数量。

3.2导管架检测

3.2.1检测内容

＞导管架飞溅区结构外观检杳;

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>潜水员检查范围为海平面至泥面，包括各腿、斜支撑、其它所有杆件、油气

井套管、各种泵套管及周围杆件等进行整体外观检查；

>对立管及膨胀弯进行外观检查并录像（50米范围内）；

>对导管架桩腿冲刷情况进行检查并录像；

>导管架海平面至泥面范围内，主腿及斜撑、水平横撑部位进行超声波测厚，

测量过程全程录像；

>对导管里重要节点进行水下ACFM检验；

>对ROMA、ROW-B.ROW-C进行海生物厚度测量并对各腿海生物取样称重。

3.2.2检测结果

检测结果摘自2015年泰国某海油平台五年特检（水下部分）完工报告。在

进行平台拆除施工前，平台检测需重新进行，以便为施工方案编制提供最新的现

场基础数据。

（3）导管架飞溅区结构外观检查

>潮差带各结构均有海生物附着，海生物主要以硬质的藤葫类为主，平均厚度

7-8cm；

>潮差带立管的立管卡子螺栓紧固，螺栓未见缺损现象；

>隔水套管整齐未见有变形和机械损伤现象；

>潮差带海水提升泵管与杆件之间连接牢固；

>潮差带立管与杆件之间连接牢固；

>潮差带ROW-A海水提升泵管外部有损伤。

（4）导管架水下部分整体外观检验

>潜水员对海平面至泥面范围内所有桩腿、斜支撑、水平结构层、油气井套管、

立管、电缆护管、海水泵管进行整体外观检查和录象，检查范围内未发现结

构的明显机械损伤和变形；

>井口区油气井套管喇叭口内扶正块绝大部分脱落；

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>导管架水下结构均被硬质藤葫类海生物附着，海生物最大厚度达到20cm,平

均厚度约10cm左右；

>立管、电缆护管与导管架主结构连接牢固，立管卡子螺栓紧固，螺栓未见丢

失现象；

>海水提升泵管水下部分与导管架结构牢固；

>所有牺牲阳极连接牢固，未见丢失现象：

>导管架桩腿基础冲刷情况不明显，导管架桩腿附近的泥面和脱落海生物略高

于桩腿外测，桩腿和群桩10米半径范围内未见明显冲刷泥坑现象。

（5）导管架水下结构超声波测厚

导管架结构杆件腐蚀厚度在0.In/0.9mm。详见《2015年泰国某海油平台五

年特检（水下部分）完工报告》导管架水下结构超声波测厚。

（6）导管架水下节点ACFM检验

对导管水下节点共11条焊缝（201-101杆件由于被掩埋无法检测）进行水下

ACFM检验，进行水下ACFM检验之前对检验节点焊缝进行清理，达到检验要求，

水下ACFM检验前对ACFM仪器进行校验，确保水下ACFM检验的准确性，水下ACFM

检验过程录相，不同检验部位均用标识牌标示清楚，在此次ACFM检测的过程当

中没有发现可记录性缺陷。

（7）立管及膨胀弯水下检查

>立管水面至-42米弯头外表覆盖海生物，主要以硬质藤葫类为主，覆盖率约

为80轨立管外观检查未见明显变形和机械损伤；

>立管卡子螺栓紧固，未见丢失现象，立管卡子与杆件焊接牢固，除-3米处管

卡有变形外其它未见明显变形和机械损伤情况；

>立管保护层-2米至-5.6米处有破损，其它未发现严重破损和脱落现象。

>由于立管从弯头处已经入泥，所以无法对弯头与膨胀弯连接法兰及膨胀弯进

行检查。

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(8)海生物调查

对两条主桩腿的-5m、T5m、-25m处进行海生物取样，取样点大小为边长30cm

的正方型，取样点海生物用小铲刀从桩腿上铲下装入袋中，拿到水面淅干海水后

称重。主要是硬质海生物，如海蛎子等。详见下表：

表3.27海生物厚度检测表

硬质海生物

水深测量部位最大厚度平均厚度

覆盖率(给

(mm)(mm)

-5米R0W-A1106085

-10米R0W-A1507090

-15米R0W-A1005090

-20米R0W-A1106095

-25米R0W-A1106095

-30米R0W-A15012090

-35米R0W-A15010090

-40米R0W-A20012090

-5米R0W-B604085

-10米R0W-B1207095

-15米R0W-B1006075

-20米R0W-B1206085

-25米R0W-B30020095

-30米R0W-B25010090

-35米R0W-B30012080

-40米R0W-B25016080

-5米R0W-C904080

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-10米ROW-C603065

-15米ROW-C905080

-20米ROW-C1408090

-25米ROW-C23012095

-30米ROW-C1509080

-35米ROW-C1507085

-40米ROW-C20012085

表3.2-2海生物单位重量枪测表

海生物重量(Kg)

测量部位水深称重工具

干重湿重

-5米2.5电子称

1号桩腿T5米3.6电子称

-25米4.2电子称

-5米2.55电子称

2号桩腿-15米3.7电子称

-25米4.15电子称

(9)基础冲刷

>海底泥沙质较软，平台附近海底较多贝壳、架管和渔网等杂物；

>以导管架底层水平杆件为参考，对ROW—A的基础冲刷情况进行了测量，底层

水平杆件已全部掩埋，测量结果见下列草图。

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图3.2-1平台ROW-A基础冲刷检测示意图

图3.2-2平台ROW-B基础冲刷检测示意图

图3.2-3平台ROW-C基础冲刷检测示意图

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第4章清洗方案

4.1平台设施清洗

平台工艺设施内可能残留的积液随上部组块运回陆地后进行处理。

4.2海底管道置换和清洗

海管规格：泰国某海油平台至某地点，2.8km,5〃钢管，油气水混输管道。

具体参数如下：

海管外径（mm）168.3

海管壁厚（mm）11

海管长度（m）2800

由于泰国某海油平台至某地点混输管道中含有天然气、凝析油等不允许排放

的物质，为了保证海底管道原地封存过程的安全，并避免对环境造成污染，在原

地封存之前均需对管道进行清洗，将海底管道小残存的原油、天然气清除干净，

以满足海管原地封存的要求。清洗验收标准须满足GB4914-2008《海洋石油勘探

开发污染物排放浓度限值》的要求：连续三次（每半小时监测一次）检测消洗废

液中含油值小于20ppmo

海底管道清洗的常规做法是采用通球消洗的方法。首先将海底管道中的天然

气泄放（进入冷放空系统），然后在管道中放入清管球使用管道清洗剂推动清管

球，并结合专业的施工机具完成整个海底管道的清洗工作。具体操作流程为：

（1）使用清洗剂作为置换介质驱动清管球，在置换操作的同时对管道进行

清洗作业。通过支持船的清洗剂增压泵，将清洗剂从泰国某海油平台一端输入海

底管道中，向某地点方向进行清洗，清洗完成后清洗液进入到某地点平台生产流

程。

（2）海管封存

海管注入清洗剂结束后，使用封存流体将管内清洗废液置换出管线，封存流

体推荐使用水或惰性气体，且要在清洗液和封存流体之间加入清管球隔离。

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海管清洗废液到达果地点后，清洗液将直接进入到下游生产流程，同时检测

海管流体中的燃含量，若清洗结束后清洗废液中燃含量低于该海域的排放标准，

则完成整个海底管道的清洗流程，取出第二个清管球后，将管线封存；若清洗结

束后清洗废液中燃含量不满足该油田所在海域的排放标准，则需要重复管道清洗

操作，再一次使用清洗剂进行清洗。

清洗液推荐采用清洗剂稀释后的水基环保型清洗液，按照清洗剂与清洗液比

例1：20（体积比）配制，清洗液用量推荐为海底管道容积的50%左右。根据目

前的情况，其海底管线原地封存过程中，本项目中清洗剂用量及清洗废液量估算

如下：

表4.2T清洗剂的用量及清洗废液量估算

清洗污油置换淡水

管线名称

剂量水量量

泰国某海油平台至某地点油水

1.3m326of52m3

混输管道

在将来泰国某海油平台至某地点海管实际原地封存工程中，其海底管道清洗

的具体操作流程和清洗剂类型、用量应根据届时的实际情况确定。

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第5章油气井永久封存方案

油气井永久封存根据钻完井部的相关方案进行，导管架隔水套管弃置在油气

井弃置时进行实施。

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第6章平台拆除方案

6.1陆地准备

>根据最新检测数据结果，对上部组块及导管架进行吊装分析、装船固定分析、

稳性分析、运输分析等相关计算：

>根据“算报告，编制施工方案；

>锁定船舶等相关资源，准备好在施工中所需的工机具；

>大型索具等相关材料的采办；

>设计并预制组块吊点、设计并预制垫墩等装船固定机构，所有的预制件必需

按照批准的检验程序进行检测；

>清理结构物陆地存放场地，场地找平、自行板主及分载梁就位等准备工作；

>对施工人员进行安全教育，并对施工人员进行技术交底，明确施工任务、技

术难点、施工风险及预防措施等。

6.2海上施工条件及船舶条件

为确保施工安全，开展海上施工作业的船舶条件如下：

>风速小于等于6级，可正常工作，阵风6级左右，根据具体天气情况，可以现

场待机，7级风以上需要到锚地避风。

海上施工作业潜水限制条件如下：

>风速小于等于10m/S；

>涌浪高度小于等于1.2m；

>水流流速小于0.8节。

施工采用主要船舶见下表：

表6.2-1船舶资源表

序号设备名称数量单位

11000吨浮吊1艘

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2拖轮(6000HP)1艘

3自航驳1艘

4交通船1艘

5抛锚艇1艘

6拖轮(6000HP)1艘

6.3船舶及人员动员

>施工船舶、设备及人员动员;

>设备、施工材料装船固定；

>施工船舶航行至施工现场；

6.4施工船舶抛锚就位

>在船长的指挥下将施工船停靠在导管架旁边；

>根据平台位置及平台周围管线路由，施工船抛锚就位，抛锚应避开海底管线

及电缆；抛锚示意图如下。

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泰国某海油平台弃罡方案

图6.4T施工船靠平台示意图

图6.4-2抛锚就位示意

6.5上部组块拆除

上部组块拆除的主要工作包括：陆地准备、上部组块无损检测、上部组块各

层甲板设备的临时固定补强加固、吊桥拆除、切割上部组块与导管架过渡连接、

上部组块索具挂扣连接、上部组块起吊、装船固定、运输至码头、卸船、陆地拆

解开运输至指定目的地等。

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6.5.1拆除前的准备工作

>对上部组块结构进行无损检测（上部组块已经检测）；

>清理上部组块各甲板杂物；

>预制、焊接吊桥吊点，上部组块吊点；

图6.5-1上部组块吊耳布置图

>清理影响整体作业的部分附件（包括整体拆除吊桥1座，在+11.5米处切割泵

护管1根、电缆护管1根、立管1根，切除井口区与隔水套管直接相连杆件等）；

>对吊装过程中，口J能发生变形、位移、损坏以及需要保护的设备、仪器等进

行临时固定、补强力调；

>上部组块为两腿结构，鉴于吊装过程中可能产生晃动，影响吊装上船及吊装

过程会产生安全隐患，建议采用吊装框架进行对上部组块进行拆除吊装作

业。

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6.5.2上部组块拆除

>在上部组块与导管架过渡段切割位置搭设脚手型，由于导管架采用内切割作

业，上部组块内播尖影响内部清泥及切割作业，从而建议上部组块切割位置

位于组块插尖的底部1米处；

>根据吊装计算报告，确定吊点位置及钢丝绳型号尺寸，钢丝绳挂扣时，检行

组块吊机是否影响挂扣，如果影响吊装作业，需要提前拆除，再进行钢丝绳

挂扣作业；

>施工人员检存上部组块吊点，并挂扣浮吊钢丝绳；

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泰国某海油平台弃罡方案

图6.5-3上部组块索具示意图

>采用火焰切割法切割上部组块和导管架之间的连接，切割位置见下图，同时

切割上部组块与导管架之间的两处连接，切割时保证割缝平齐;

T

图6.5-4上部组块切割位置示意图

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泰国某海油平台弃罡方案

>浮吊稍微带力后进行上部组块切割作业，采用火焰切割法在上图位置处进行

切割作业。切割作业前将立管、泵护管、电缆护管及隔水套管等与上部组块

的连接拆除；

>在切缝处焊接3个固定支撑进行临时固定，固定支撑沿桩腿割缝相隔120

度分布，以保证上部组块不发生位移错位；

>当切割完成3/4后浮吊吊机缓慢加力至组块重量的60%；

>切割完成后，浮吊吊机缓慢起吊，检查切割效果，通过目测或钢锯条等检查

确保完全割透，吊起后浮吊向船首方向绞船，浮吊船至于船舶最初就位位置;

>切割完成后，施工人员撤离平台，浮吊船起吊将组块吊离导管架，吊起过程

中施工人员时刻关注切割点是否完全切开，应急切割人员携带切割工具待

命；

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泰国某海油平台弃罡方案

图6.5-5浮吊船起吊上部组块立面图

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泰国某海油平台弃罡方案

图6.5-6浮吊船起吊上部组块平面图

>上部组块吊起完毕后，旋转吊臂，旋转至运输船上固定支座上方，吊机下放,

将上部组块吊放至运输船上固定支座内，作业人员进行上部组块的装船固定

焊接作业。

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泰国某海油平台弃罡方案

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图6.5-7组块吊至驳船立面图

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图6.5-8组块吊至驳船平面图

6.6导管架拆除

6.6.1导管架拆除

导管架拆除的主要工作内容包括：陆地准备、吊耳焊接、索具拴挂、钢桩切

害导管架起吊、装船固定、运输至码头、卸船、陪地拆解并运输至指定的目的

地等。

导管架整体拆除前，需要一系列前期准备工作，以保证整体拆除方案的安全

可行。

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立管、电缆与海床部分分离：电缆护管随导管架整体拆除，立管在与膨胀弯

连处法兰处切断，立管随导管架整体拆除。

6.6.2钢桩切割作业及吊装装船

由于本次平台拆除至泥面以下4米，需在导管柒位置吹泥至泥面以下至少5

米，因此推荐采用操作较为简单的金刚石绳锯进行外部切割作业。

根据导管架、桩腿内部钢桩及水泥等，重新计算导管架重量及导管架整体重

心。下部结构重里约为500T（包含导管架、制桩、导管架内水泥浆、立管及电缆

护管），重心如下图所示。

图6.6T导管架重心图

在导管架上部搭设脚手架，并在桩腿上焊接吊耳，用于导管架吊装作业。由

于水下焊接在强度上很难满足要求，因此要利用原吊耳，由新吊耳和原吊耳共同

进行吊装。

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采用1000吨浮吊对导管架进行挂扣后，米用金刚石绳锯切割桩腿，切割位

置为泥面以卜4米；导管架三根桩腿切割完成后，导管架由浮吊整体吊装至运输

驳船。

图6.6-3导管架起吊立面图

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图6.6-4导管架起吊平面图

导管架吊出水面后，采用牵拉钢缆牵拉导管架腿，将导管架方向调整为装船

固定设计的方向。

图6.6-5导管架吊至驳船平面图

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装船完毕后进行装船固定，并对小合格位置进行加固，装船固定见下图。

图6.6-6装船示意图

6.7海底管线原地封存

海底管线包括长度2.8km从泰国某海油平台至某地点的6"/10〃输油管线。

在海底管线原地封存之前，海管清洗必须合格。海底管线原地封存主要步骤有：

（1）潜水员水下调查膨胀弯的路由上有无杂物及水泥压载块，若有这些障

碍物，则潜水员要通知船上施工人员协助将障碍物移开。

（2）潜水员水下检查膨胀弯位置的挖沟情况，确认整个膨胀弯已经全部暴

露在海床上。

（3）潜水员拆开立管与膨胀弯连接处法兰（导管架拆除阶段完成，立管随

导管架整体拆除）。

（4）在平台上引注浆软管到达海管两端处，采用速凝混凝土将海管端口封

堵，海底管线原地封存。

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图6.7T海管水下断开位置示意图

6.8海底电缆原地封存

将海底电缆与C平台的所有连接全部拆除，潜水员水下将电缆与电缆护管底

部连接拆除（底部连接如果存在）。导管架起吊后电缆依靠自重沿电缆护管内部

滑落入水，整条海底电缆原地封存于海底。

6.9某地点平台端管缆拆除

考虑到节约施工费川，建议A平台端管缆不做处理，只断开其与C平台的控

制逻辑，待A平台拆除时一并拆除。

6.10场地清理

导管架拆除后，需要对平台周围100m范围内进行地貌扫测，如发现有其他

结构物，需将其打捞至船上。

>潜水员下水，在平台为中心100m范围内检查；

>发现钢管等水下丢弃结构物时，潜水员将吊带等系到结构物上，然后用起重

船将结构吊出水面。场地清理完后，使用探测仪对导管架周围位置进行一次

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全方位扫测，若海底尚有残留结构物，即可进行打捞，直至扫侧结果显示没

有残留物为止。

6.11返航运输

＞现场将平台切割装船完成后，进行海上运输作业。

＞起始地：

＞目的地：

＞起始地坐标：

＞目的地坐标：

＞运输距离：

图6.11-1运输路线示意图

6.12卸船

驳船将组块、导管架运输到业主指定的码头。采用滚装上岸方法卸船，组块

及导管架拆解成独立的管材，以便回收利用。

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第7章环境保护及风险分析

7.1环境保护

7.1.1环境保护政策

>遵守海洋防污公约和法规；

>有效地使用能源，施工作业符合国家、行业和地方环境保护法律法规和相关

方的要求；

>加强船舶管理，防止溢油污染海水；

>时设备维护和操作进行管理，避免漏油污染海水；

>加强废物管理，降低废物污染；

>加强施工人员管理，防止生活垃圾入海，造成海洋污染；

7.1.2环境保护目标

>不发生重大环境污染责任事故；

>不发生溢油污染事故；

>全员严格遵守劳动防护用品和清洁生产规定；

7.1.3海管切割防污染控制措施

为避免海管切割含油污水入海，污染海洋环境。海管切割作业必须在海管清

洗完毕后，海管内海水含油量达标后方可进行。

7.1.4船舶作业，防止油物污染海洋控制措施

>出海前，仔细检查船舶及船舶设备状况和证书，对可能产生污染的部位进行

重点检查；

>检查落实海上船舶溢油事故发生所需材料正确、充足；

>事故发生时，及时启动船舶溢油应急计划。

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7.1.5废弃物及生活垃圾入海污染海洋环境控制措施

严格执行国家相关法律法规和公司管理规定，严禁将焊条头等工业废弃物倾

倒入海，严格按规定进行回收。

加强教育，严格执行垃圾分类回收。

7.1.6溢油应急程序

＞现场作业的各船舶发生溢油时，按照本船《船上油污应急计划》进行报告和

组织溢油清理，并及时向油田总监和应急值班室报告。

＞当发现有油溢漏入海，船长应立即采取制止措施，防止事态扩大，并迅速组

织人力物力对溢漏进行调查、处理。

＞若船舶因碰撞、触礁、火灾爆炸等事件引起油品大量入海造成大面积污染，

现场船长或区域项目组现场负责人，应立即向油田总监和应急办公室报告，

并协调现场其它船舶参加清理。

＞各船和设施应按溢油应急部署采取截、堵等措施，尽可能切断溢油来源，控

制事态，防止污染继续蔓延扩大，并应请求其他船舶协助。

＞在溢油清理期间，船长或项目组现场负责人应立即下令断绝一切火源。

＞事故发生后，船长或项目组现场负责人应及时向当地海事局和应急办公室报

告。

＞应急办公室获悉事故报告后，立即按照公司规定逐级上报。

＞各应急组织接溢油应急报告后，应按公司应急管理预案相关规定采取行动。

＞船长或项目组现场负责人向公司应急办公室汇报后，根据公司应急办公室提

出的补救措施，组织现场实施清理。

＞当确定使用消油剂时，船长或项目组现场负责人应向公司应急办公室报告。

公司应急办公室应向施工所在海域的泰国海洋石油有限公司应急办公室报

告，由其报请当地海事局和国家环保局的支持。

＞事故处理后船长或项目组现场负责人应以书面形式写山事故发生、污染处理

报告，报送公司应急办公室。公司应急办公室应及时向应急指挥中心和施工

所在海域的泰国海洋石油有限公司应急办公室传送。由施工所在海域的泰国

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海洋石油有限公司地区分公司健康安全环保管理部门向国家海洋局各分局

环保部门报告。

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