南海超深水井鉆井隔水管懸掛模式的環(huán)境適應(yīng)性分析*

盛磊祥 王榮耀 許亮斌 周建良 李迅科

(1. 中海油研究總院 北京 100028; 2. 長(zhǎng)沙礦山研究院有限責(zé)任公司 湖南長(zhǎng)沙 410012)

南海超深水井鉆井隔水管懸掛模式的環(huán)境適應(yīng)性分析*

盛磊祥1王榮耀2許亮斌1周建良1李迅科1

(1. 中海油研究總院 北京 100028; 2. 長(zhǎng)沙礦山研究院有限責(zé)任公司 湖南長(zhǎng)沙 410012)

每年7月至11月為南海海域臺(tái)風(fēng)高發(fā)期，頻繁的臺(tái)風(fēng)嚴(yán)重影響了深水鉆井作業(yè)效率和安全。對(duì)于超深水(水深大于1 500 m)鉆井，在臺(tái)風(fēng)到達(dá)井位之前完成井口處理和隔水管回收，時(shí)間是一個(gè)嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)，因此一旦遭遇臺(tái)風(fēng)，撤離鉆井平臺(tái)須考慮懸掛隔水管的備用方案。以南海某超深水井(水深2 460 m)為例，分析了鉆井隔水管硬懸掛和軟懸掛模式下影響隔水管安全的主要因素，探討了各個(gè)因素對(duì)波浪和海流的適應(yīng)能力與敏感性。研究結(jié)果表明，多數(shù)條件下軟懸掛隔水管模式對(duì)波浪和海流的適應(yīng)能力更強(qiáng)，硬懸掛模式下隔水管系統(tǒng)的安全性主要受限于應(yīng)力和撓性接頭轉(zhuǎn)角，軟懸掛模式下隔水管系統(tǒng)的安全性主要受限于撓性接頭轉(zhuǎn)角和伸縮節(jié)沖程。上述認(rèn)識(shí)可對(duì)深水鉆井隔水管系統(tǒng)安裝和應(yīng)急懸掛條件下的作業(yè)安全提供參考。

南海；超深水；隔水管；懸掛模式；臺(tái)風(fēng)；環(huán)境適應(yīng)性

我國(guó)南海是熱帶風(fēng)暴多發(fā)區(qū)域，每年7—11月為臺(tái)風(fēng)高發(fā)期，頻繁的臺(tái)風(fēng)嚴(yán)重影響深水鉆井作業(yè)效率和人員及設(shè)備安全。作為連接水下井口與鉆井平臺(tái)之間的關(guān)鍵設(shè)備，鉆井隔水管直接面對(duì)海洋波流環(huán)境條件和來(lái)自平臺(tái)運(yùn)動(dòng)的激勵(lì)載荷，在臺(tái)風(fēng)等惡劣的環(huán)境條件下很容易受到破壞，因此臺(tái)風(fēng)來(lái)臨前鉆井隔水管系統(tǒng)的處理方式是作業(yè)者和鉆井承包商共同關(guān)注的重點(diǎn)[1]。避臺(tái)撤離期間常規(guī)做法是回收全部隔水管單根后撤離平臺(tái)避臺(tái)，但隨著水深的增加，隔水管回收時(shí)間不斷增加，尤其是在超深水鉆井時(shí)極有可能出現(xiàn)臺(tái)風(fēng)到達(dá)井位時(shí)隔水管未完全收回，起出全部隔水管則需要耗費(fèi)較長(zhǎng)的作業(yè)時(shí)間。以南海某超深水井為例(水深2 460 m)，起出所有的隔水管大概需要5～6 d時(shí)間，而目前的天氣預(yù)報(bào)對(duì)臺(tái)風(fēng)軌跡的預(yù)測(cè)只能達(dá)到提前5 d左右，因此不管是從作業(yè)時(shí)效還是從安全角度考慮，懸掛隔水管避臺(tái)或者抗臺(tái)已成為超深水鉆井必須面對(duì)的挑戰(zhàn)。本文針對(duì)超深水無(wú)法保證隔水管全部回收的特殊工況，建立隔水管懸掛模式分析模型，重點(diǎn)討論不同隔水管懸掛模式對(duì)海洋環(huán)境(波浪和海流)的適應(yīng)能力，分析不同懸掛長(zhǎng)度條件下影響隔水管安全性能的因素，以期為深水鉆井平臺(tái)臺(tái)風(fēng)期作業(yè)隔水管系統(tǒng)的安全提供保障。

1 隔水管懸掛分析模型的建立

臺(tái)風(fēng)來(lái)臨時(shí)深水鉆井隔水管的快速處理對(duì)避臺(tái)撤離至關(guān)重要。為減少回收下放隔水管的作業(yè)時(shí)間和操作風(fēng)險(xiǎn)，將隔水管懸掛于鉆井平臺(tái)上是一種備用的方案。

隔水管在懸掛狀態(tài)下的動(dòng)力學(xué)方程為

(1)

式(1)中：z為隔水管軸向位移，m；x為水平方向位移，m；EI為單元的抗彎剛度，N·m2；Te為張力，N；m為隔水管單位長(zhǎng)度質(zhì)量，kg/m；f為單元上波浪和海流的聯(lián)合作用力，N。

波浪和海流對(duì)隔水管的聯(lián)合作用，可以通過(guò)修正的莫里森方程模擬，即

(2)

根據(jù)上部邊界條件的差異，隔水管懸掛模式分為2類[2-7]：硬懸掛和軟懸掛。硬懸掛是指隔水管與井口完成脫離后通過(guò)安裝工具坐于轉(zhuǎn)盤面上，與平臺(tái)剛性連接(圖1a)，隔水管上部通過(guò)隔水管懸掛裝置與鉆井船相連，鉆井船運(yùn)動(dòng)對(duì)隔水管的激勵(lì)由傳遞函數(shù)算子(RAO)來(lái)確定。軟懸掛是指隔水管通過(guò)張緊器處進(jìn)行懸掛，隔水管系統(tǒng)的重量由張緊系統(tǒng)承擔(dān)，伸縮節(jié)打開處于啟用狀態(tài)(圖1b)。

圖1 隔水管懸掛模式

以南海某超深水井(水深2 460 m)為例，根據(jù)隔水管懸掛限制準(zhǔn)則[8-11]進(jìn)行隔水管懸掛安全性能評(píng)價(jià)。該井位于南海東北部區(qū)塊，區(qū)域波流載荷重現(xiàn)期波流載荷及速度見表1、2，隔水管系統(tǒng)配置見表3。

表1 南海臺(tái)風(fēng)工況不同重現(xiàn)期下波流載荷

表2 南海臺(tái)風(fēng)工況海流不同重現(xiàn)期波流速度

表3 南海某超深水井鉆井隔水管系統(tǒng)配置

2 隔水管懸掛模式環(huán)境適應(yīng)性分析

2.1 硬懸掛模式

2.1.1 所有隔水管均不回收

懸掛所有隔水管單根時(shí)，計(jì)算得到的影響硬懸掛安全性能的主要限制因素見表4。由表4可以看出，當(dāng)海流較小(表面流速≤1.46 m/s)時(shí)，硬懸掛作業(yè)窗口的主要限制因素為隔水管的軸向動(dòng)態(tài)壓縮效應(yīng)，因?yàn)樵谳^大波高下平臺(tái)升沉幅度大，導(dǎo)致隔水管出現(xiàn)軸向壓縮(張力為負(fù))，同時(shí)由于隔水管出現(xiàn)軸向屈曲，等效應(yīng)力也超出了極限值；當(dāng)海流較大(表面流速>1.46 m/s)時(shí)，由海流引起的拖曳力導(dǎo)致隔水管上部彎曲應(yīng)力增加，由于極限波高較小，隔水管尚未出現(xiàn)軸向壓縮，等效應(yīng)力成為主要限制因素。

表4 懸掛全部隔水管單根硬懸掛的主要限制因素

注：“√”表示該項(xiàng)因素在許可范圍內(nèi)；“×”表示該項(xiàng)因素超過(guò)許可值。

2.1.2 回收一半隔水管(LMRP位于中間水深位置)

LMRP位于中間水深位置時(shí)，計(jì)算得到的影響硬懸掛安全性能的主要限制因素見表5。由表5可以看出，LMRP位于中間水深位置時(shí)，硬懸掛作業(yè)窗口的主要限制因素為隔水管的最大等效應(yīng)力，隔水管上部?jī)A角和軸向力均在許可范圍內(nèi)?；厥詹糠指羲軉胃?，隔水管串系統(tǒng)的整體懸掛質(zhì)量變小，隨平臺(tái)升沉運(yùn)動(dòng)的慣性力也變小，因而不容易出現(xiàn)軸向壓縮。因此，從防范隔水管軸向壓縮的方面考慮，回收隔水管單根有利于改善隔水管系統(tǒng)的整體性能。

表5 LMRP位于中間水深位置硬懸掛的主要限制因素

注：“√”表示該項(xiàng)因素在許可范圍內(nèi);“×”表示該項(xiàng)因素超過(guò)許可值。

2.1.3 回收大部分隔水管(LMRP位于水面附近)

解脫LMRP后回收一定數(shù)量的隔水管，當(dāng)LMRP位于水面附近(LMRP位于水面以下30 m左右)時(shí)，計(jì)算得到的隔水管硬懸掛的主要限制因素見表6。由表6可以看出，當(dāng)海流較小(表面流速≤1.83 m/s)時(shí)，硬懸掛的主要限制因素為隔水管最大等效應(yīng)力；當(dāng)海流較大(表面流速>1.83 m/s)時(shí)，硬懸掛的主要限制因素為隔水管上部?jī)A角，這是由于LMRP具有較大的曳力外徑，在表面流速較大時(shí)隔水管上部會(huì)出現(xiàn)較大的彎曲變形。

表6 LMRP接近水面時(shí)隔水管硬懸掛的主要限制因素

注：“√”表示該項(xiàng)因素在許可范圍內(nèi);“×”表示該項(xiàng)因素超過(guò)許可值。

通過(guò)對(duì)比表4～6不同懸掛長(zhǎng)度下的硬懸掛作業(yè)限制因素可以看出，回收隔水管單根可以減小隔水管軸向壓縮的風(fēng)險(xiǎn)，降低等效應(yīng)力水平，但是在LMRP接近水面時(shí)，海流影響加強(qiáng)，可能引起隔水管上部?jī)A角超出許可值，需要引起注意。

由表4～6可以得出隔水管硬懸掛模式安全作業(yè)窗口，如圖2所示。由圖2可以看出，回收隔水管單根可以增大硬懸掛隔水管對(duì)表面流速度(海流)的適應(yīng)能力，但是對(duì)于波浪的適應(yīng)能力改善并不明顯。

2.2 軟懸掛模式

2.2.1 所有隔水管均不回收

懸掛所有隔水管單根時(shí)，計(jì)算得到的影響軟懸掛安全性能的主要限制因素見表7。由表7可以看出，懸掛全部隔水管單根軟懸掛的主要限制因素為隔水管上部?jī)A角。

圖2 隔水管硬懸掛模式安全作業(yè)窗口

表7 懸掛全部隔水管單根軟懸掛的主要限制因素

注：“√”表示該項(xiàng)因素在許可范圍內(nèi);“×”表示該項(xiàng)因素超過(guò)許可值。

2.2.2 回收一半隔水管(LMRP位于中間水深位置)

解脫LMRP后回收一定數(shù)量的隔水管，當(dāng)LMRP位于中間水深位置時(shí)，計(jì)算得到的隔水管軟懸掛的主要限制因素見表8。由表8可以看出，當(dāng)海流較小(表面流速≤2.20 m/s)時(shí)，LMRP位于中間水深位置軟懸掛的主要限制因素為伸縮節(jié)行程；當(dāng)海流較大(表面流速>2.20 m/s)時(shí)，懸掛的主要限制因素變?yōu)楦羲苌喜績(jī)A角。

表8 LMRP位于中間水深位置軟懸掛的主要限制因素

注：“√”表示該項(xiàng)因素在許可范圍內(nèi);“×”表示該項(xiàng)因素超過(guò)許可值。

對(duì)比全部懸掛(表7)和懸掛一半隔水管單根(表8)時(shí)影響作業(yè)窗口的限制因素，可以看出回收一半隔水管單根后，軟懸掛作業(yè)窗口允許的波流條件反而變小，其原因是回收一半隔水管單根后隔水管系統(tǒng)重量減小，導(dǎo)致隔水管運(yùn)動(dòng)幅值增大，至超過(guò)伸縮節(jié)行程限制時(shí)許可的波浪載荷變小。

2.2.3 回收大部分隔水管(LMRP位于水面附近)

LMRP位于水面附近時(shí)，計(jì)算得到的隔水管軟懸掛的主要限制因素見表9。由表9可以看出，LMRP位于水面附近時(shí)，隔水管軟懸掛的主要限制因素為隔水管最大等效應(yīng)力。

表9 LMRP位于水面附近軟懸掛的主要限制因素

注：“√”表示該項(xiàng)因素在許可范圍內(nèi)；“×”表示該項(xiàng)因素超過(guò)許可值。

由表7～9可以得出隔水管軟懸掛模式安全作業(yè)窗口，如圖3所示。由圖3可以看出，軟懸掛模式下回收隔水管單根對(duì)改善隔水管懸掛性能的效果并不明顯，不同懸掛長(zhǎng)度時(shí)安全窗口范圍差別不明顯。

圖3 隔水管軟懸掛模式安全作業(yè)窗口

3 結(jié)論

1) 隔水管軟懸掛模式安全作業(yè)窗口整體上要優(yōu)于硬懸掛模式，即同樣懸掛長(zhǎng)度下，軟懸掛模式的安全性能比硬懸掛模式好，軟懸掛能夠適應(yīng)較為惡劣的波流環(huán)境條件。因此，在緊急情況下，如果需要懸掛隔水管，在時(shí)間允許的條件下優(yōu)選軟懸掛模式。

2) 隔水管硬懸掛模式下，由于平臺(tái)升沉運(yùn)動(dòng)直接傳遞到隔水管上，易造成隔水管的軸向動(dòng)態(tài)壓縮或等效應(yīng)力超過(guò)屈服極限值；當(dāng)隔水管回收至近海面時(shí)，海流影響加強(qiáng)，強(qiáng)表面流使隔水管發(fā)生大的傾斜，導(dǎo)致隔水管上部?jī)A角成為影響懸掛窗口的制約因素。因此，硬懸掛模式下需要加強(qiáng)對(duì)隔水管應(yīng)力和轉(zhuǎn)角的監(jiān)測(cè)，以確保安全。

3) 隔水管軟懸掛模式下，海流曳力造成的隔水管傾角是影響軟懸掛作業(yè)窗口的重要因素；當(dāng)隔水管回收到一定數(shù)量時(shí)，懸掛重量減少，軸向升沉運(yùn)動(dòng)加劇，平臺(tái)設(shè)備能力(伸縮節(jié)沖程)成為軟懸掛作業(yè)窗口的制約因素。因此，軟懸掛模式下需要加強(qiáng)轉(zhuǎn)角和伸縮節(jié)沖程監(jiān)測(cè)，以確保安全。

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(編輯：孫豐成)

Analysis of suitability of drilling riser hang-off modes in the typhoon condition of South China Sea

Sheng Leixiang1Wang Rongyao2Xu Liangbin1Zhou Jianliang1Li Xunke1

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China;2.ChangshaInstituteofMiningResearchCo.,Ltd.,Changsha,Hunan410012,China)

Typhoons, which are frequent from July to November every year in South China Sea, seriously threaten the efficiency and safety of deep water drilling operations. In deep water areas (deeper than 1 500 m), it is a big challenge to get the wellbore prepared and pull out all the riser joints before the arrival of a typhoon because of the limited T-time (typhoon preparation time), so the hang-off mode should be considered as a backup response plan. In this paper, an ultra-deep water well (about 2 460 m) was analyzed as an example. Based on deep water well drilling data, different hang-off modes, i.e., soft hang-off and hard hang-off, were analyzed, as well as suitability of different factors to metocean. According to the analysis, in most cases soft hang-off mode is safer than hard hang-off mode. Safety performance of hard hang-off riser is limited by the stress of riser and angle of up flex joint; in comparison, soft hang-off mode is limited by angle of up flex joint and stroke of telescope joint. The findings provide references for drilling riser installation and hang-off operation in emergency situations.

South China Sea; ultra-deep water; drilling riser; hang-off mode; typhoon; metocean suitability

*國(guó)家自然科學(xué)基金“海洋深水淺層鉆井關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)理論研究(編號(hào)：51434009)”、國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)“深水海底井口-隔水管-平臺(tái)動(dòng)力學(xué)耦合機(jī)理與安全控制(編號(hào)：2015CB251203)”、“十二五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“深水鉆完井工程技術(shù)(編號(hào)：2011ZX05026-01)”部分研究成果。

盛磊祥, 男，工程師，2008年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)，現(xiàn)主要從事海上油氣田完井設(shè)計(jì)、深水鉆完井技術(shù)的研究工作。地址: 北京市朝陽(yáng)區(qū)太陽(yáng)宮南街6號(hào)院(郵編：100028)。E-mail: shenglx@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)04-0114-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.018

TE921+.2

A

2015-03-26 改回日期：2015-09-02

盛磊祥,王榮耀,許亮斌，等.南海超深水井鉆井隔水管懸掛模式的環(huán)境適應(yīng)性分析[J].中國(guó)海上油氣，2016,28(4)：114-119.

Sheng Leixiang,Wang Rongyao,Xu Liangbin,et al.Analysis of suitability of drilling riser hang-off modes in the typhoon condition of South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):114-119.