深水钻井隔水管连接作业窗口分析

  摘要：采用通用组合确定准则和非线性搜索方法研究深水钻井隔水管连接作业窗口，建立隔水管-井口-导管整体有限元分析模型，并以钻井平台偏移值、表面海流流速和伸缩节冲程组合参数形式确定隔水管连接作业窗口。研究表明，隔水管钻井窗口总体上呈倒锥形：表面海流流速较小时（小于 1.0 m/s），钻井窗口主要受底部挠性接头转角的影响，顺流方向海流流速增加会增大底部挠性接头转角，减小允许的平台最大偏移值，逆流方向相反；当表面海流流速超过 1.0 m/s 时，钻井窗口主要受顶部挠性接头转角的影响，此时在逆流方向海流流速增加会显著增大顶部挠性接头转角，导致钻井窗口迅速缩小。隔水管连接非钻井和启动脱离程序窗口主要受导管最大等效应力限制，随海流流速增大向逆流方向偏移。另外，通过对隔水管连接作业窗口影响因素进行分析，可知适当提高顶张力和降低钻井液密度可有效扩展隔水管的钻井窗口。

 

  0 引言鉴于石油资源特别是陆上资源的日渐枯竭，具有高投入、高技术和高风险特点的深水油气勘探开发领域已成为全球热点领域。深水钻井隔水管是深海石油勘探开发的重要装备，是决定钻井成败的关键因素。

 

  随着中国石油开采向深海发展，南海复杂的海况条件将给钻井隔水管的作业管理带来严峻挑战。作业窗口能有效地确定隔水管正常钻井、连接非钻井和启动脱离程序的界限，为隔水管不同作业阶段的实时决策提供指导。分析不同模式下隔水管作业窗口是构建隔水管作业管理体系的基础，国外常规做法是采用钻井船偏移值与水深比值建立水圈形成作业包络线[5]，或利用隔水管最大等效应力和挠性接头转角划分作业界限，或将伸缩节冲程的极限长度作为隔水管作业窗口的制定依据，由此得到的隔水管连接作业窗口主要有钻井平106 石油勘探与开发·石油工程 Vol. 39 No.1台偏移形式、隔水管挠性接头转角形式和风浪流组合载荷形式等[6-7]。上述隔水管作业窗口确定准则及其表现形式都比较单一，由此确定的作业窗口具有很大的应用局限性。

 

  本文采用钻井平台偏移值、表面海流流速和伸缩节冲程的组合参数确定隔水管连接作业窗口，建立隔水管、井口和导管整体有限元分析模型，确定隔水管不同作业模式划分的极限准则，分析不同工况下隔水管的作业窗口，研究顶张力和钻井液密度对隔水管连接作业窗口的影响，提出改善作业窗口的措施。

 

  1 隔水管连接作业窗口分析模型图 1 为深水钻井隔水管系统连接作业示意图。由图可见，整个系统包括钻井平台、顶部挠性接头、伸缩节、隔水管、底部挠性接头、隔水管底部总成(LowerMarine Riser Package，简称 LMRP)、防喷器(BlowoutPreventor，简称 BOP)、井口以及导管等。

 

  基于隔水管与导管数学模型，建立隔水管-井口-导管整体有限元分析模型，模型的上部边界终止于顶部挠性接头与张紧器，下部边界终止于导管，导管下2012 年 2 月 鞠少栋 等：深水钻井隔水管连接作业窗口分析 107图 3 考虑大变形的导管弯矩分析示意图端采用固支约束。自伸缩节至导管的整个海洋钻井管柱系统采用管单元进行模拟；挠性接头采用铰单元进行模拟，铰单元截面属性为连接、可转动，顶部挠性接头的抗转刚度一般设为零，而底部挠性接头的抗转刚度随水深的增大而变大。张紧器的模拟通过在隔水管顶部施加垂直张力来实现[10]。

 

  2 隔水管连接作业窗口确定准则与流程隔水管连接状态下不同作业模式的限制因素主要包括顶部、底部挠性接头转角，隔水管和导管最大等效应力，伸缩节冲程长度等[11-12]，由此得到的隔水管连接作业窗口确定准则见表 1。

 

  表 1 不同作业模式下隔水管连接作业窗口确定准则作业模式顶部挠性接头最大转角/(°)底部挠性接头最大转角/(°)隔水管最大等效应力与屈服强度比值导管最大等效应力与屈服强度比值伸缩节冲程/m连接钻井模式 2 2 0.67 0.67 ≤19.8连接非钻井模式 9 9 0.67 0.80 ≤19.8启动脱离模式 9 9 0.67 1.00 ≤19.8为了快速得到各种作业模式下的临界钻井平台偏移值和海流流速值，笔者设计了作业窗口临界值搜索方法。该方法先按不同的作业极限准则划分工况，然后采用一维非线性搜索求出不同海流流速下的临界钻井平台偏移值，计算完一种工况后，进行极限准则和海流流速的更新，直至完成所有工况的分析。图 4 为连接工况下隔水管作业窗口确定流程示意图。

 

  上述深水钻井隔水管连接作业窗口确定方法与国外一般方法相比，在分析模型、确定准则、搜索方法以及作业窗口表现形式等方面均有明显不同（见表 2）。

 

  本文方法采用隔水管-井口-导管整体有限元模型，充分考虑了导管对隔水管响应的影响，更符合现场实际。

 

  本文方法提出了通用的组合确定准则并采用非线性搜索方法，相对于单一确定准则和线性搜索方法得到的窗口更可靠；窗口表现形式为多参数组合形式，比单一参数形式更直观。尽管国外方法已被海洋钻井实践证明行之有效，但对于中国南海海域恶劣的环境和多变的海况条件，采用本文方法获得的作业窗口更加精确，对于安全作业更有利，且通过自主研发获得了隔水管作业窗口分析核心技术，打破了国外在这一领域的技术垄断。

 

  图 4 隔水管连接作业窗口确定流程表 2 隔水管连接作业窗口分析方法对比分析方法 分析模型 确定准则 搜索方法 窗口表现形式国外方法 隔水管单一模型单一确定准则线性搜索 单一参数形式本文方法隔水管-井口-导管整体模型组合确定准则非线性搜索海流流速、平台偏移值与伸缩节冲程组合形式108 石油勘探与开发·石油工程 Vol. 39 No.13 隔水管连接作业窗口分析实例3.1 深水钻井隔水管系统配置以南海 3 048 m（10 000 ft）水深为例，钻井作业隔水管系统配置见表 3。伸缩节冲程 17.28 m；底部挠性接头抗转刚度为 92 kN·m/(°)；导管到固定端的长度设为导管外径的 4 倍；隔水管材料为 X80 钢，屈服强度 552 MPa；导管材料为 X56 钢，屈服强度386 MPa。

 

  表 3 隔水管系统配置隔水管部件名称 数量 外径/m 壁厚/mm 长度/m伸缩节外筒 1 0.609 6 25.400 22.86浮力单根 1 7 0.533 4 25.400 22.86浮力单根 2 26 0.533 4 23.813 22.86浮力单根 3 33 0.533 4 22.225 22.86浮力单根 4 34 0.533 4 22.225 22.86浮力单根 5 33 0.533 4 19.050 22.86LMRP 1 7.10BOP 1 8.00井口 1 0.80导管 1 0.914 4 50.800 3.70根据隔水管系统配置，参考 API RP 16Q-1993[13]

 

  的最小顶张力计算方法，算得最小顶张力为 9.32 MN，计算所用参数如下：隔水管湿重 1 678 993 kg，浮力块净浮力 1 381 493 kg，系统总湿重 297 500 kg，钻井液密度 1 680 kg/m3，最小滑环张力 7.17 MN，安全系数1.30。

 

  3.2 隔水管连接作业窗口确定根据表 3 给出的隔水管配置以及算得的顶张力结果（9.32 MN），建立隔水管有限元分析模型，计算不同海流流速下的隔水管极限偏移值，根据隔水管作业窗口限制准则确定作业窗口（见图 5）。图中，绿色区域内为可进行正常钻井范围；当钻井平台偏移值和表面海流流速达到连接非钻井模式报警线（进入黄色区域）时，需要停止钻井并进行解脱准备，此时隔水管处于连接非钻井模式；当钻井平台偏移值和表面海流流速达到启动解脱程序报警线（进入红色区域）时，需要启动解脱程序；红色区域之外为已完成解脱作业范围，隔水管处于悬挂模式。

 

  由图 5 可知，随着表面海流流速的增大，隔水管钻井窗口先向逆流方向偏移，当达到一定流速时窗口图 5 深水钻井隔水管连接作业窗口收缩，总体上呈倒锥形。表面海流流速较小时（小于1.0 m/s），钻井窗口主要受底部挠性接头转角的影响，在顺流方向海流会增大底部挠性接头转角，流速增大，允许的平台最大偏移值减小；而逆流方向刚好相反。

 

  当表面海流流速超过 1.0 m/s 时，钻井窗口主要受顶部挠性接头转角的影响，此时在逆流方向海流流速的增加会显著增大顶部挠性接头转角，导致钻井窗口迅速缩小。

 

  底部导管等效应力是连接非钻井模式和启动脱离模式的主要限制因素，随海流流速的增大，隔水管连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口向逆流方向偏移。

 

  4 隔水管连接作业窗口影响因素分析在依据隔水管连接作业窗口确定准则完成隔水管连接作业窗口设计后，实际钻井过程中，如果遭遇较恶劣的海况条件，平台偏移值很可能会增大，从而使钻井窗口变小，这时可以通过改变隔水管顶张力或钻井液密度的方法扩展安全钻井窗口，保证钻井继续进行。以下详细分析顶张力、钻井液密度对隔水管作业窗口的影响。

 

  4.1 顶张力对隔水管作业窗口的影响图 6 为 1.4 倍和 1.6 倍张力比（隔水管顶张力与隔水管系统总湿重的比值）条件下的隔水管作业窗口。

 

  由图可见，顶张力越大，隔水管钻井作业窗口越大，连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口越小。这是因为较大的顶张力可以提高隔水管抗弯刚度，减小挠性接头转角，从而增大钻井窗口的平台允许偏移值。同理，顶张力增大会使导管底部弯矩变大，导致相应的连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口变小。

 

  4.2 钻井液密度对隔水管作业窗口的影响图 7 为钻井液密度为 1 440 kg/m3（12 ppg）和2012 年 2 月 鞠少栋 等：深水钻井隔水管连接作业窗口分析 109图 6 顶张力对隔水管作业窗口的影响图 7 钻井液密度对隔水管作业窗口的影响1 800 kg/m3（15 ppg）时的隔水管作业窗口。由图可见，随着钻井液密度的增大，隔水管钻井窗口变小，连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口变大，即对于钻井窗口而言，钻井液密度越大，隔水管底部残余张力越小，隔水管抗弯刚度越小，引起隔水管转角增大，导致钻井窗口平台允许偏移值变小；而对于连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口而言，钻井液密度增大，隔水管有效张力减小，引起导管底部弯矩减小，导致连接非钻井作业窗口和启动脱离程序窗口变大。

 

  基于上述影响因素分析，认为现场作业时适当提高隔水管顶张力和降低钻井液密度，可有效扩展安全钻井窗口，保证钻井作业的顺利进行。

 

  5 结论本研究在充分考虑导管对隔水管影响的基础上，建立隔水管-井口-导管整体有限元模型，提出以通用组合确定准则和非线性搜索方法获得不同海流流速下的临界钻井平台偏移值，从而建立了多参数组合形式作业窗口，较之用国外方法获得的作业窗口更精确可靠，窗口表现形式更直观，更适用于中国南海海域恶劣的环境和多变的海况条件。

 

  深水钻井隔水管连接作业窗口分析表明，表面海流流速较小（小于 1.0 m/s）时，钻井窗口主要受底部挠性接头转角影响；当表面海流流速超过 1.0 m/s 时，钻井窗口主要受顶部挠性接头转角限制，随流速增大，钻井窗口迅速减小；随着表面海流流速的增大，隔水管钻井窗口总体上呈倒锥形。底部导管等效应力是隔水管连接非钻井模式和启动脱离模式的主要限制因素，随着海流流速的增大，相应的窗口向逆流方向偏移。

 

  较大的顶张力可以提高隔水管抗弯刚度，减小挠性接头转角，增大导管底部弯矩，从而使得隔水管钻井窗口变大、连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口变小；钻井液密度越大，隔水管底部残余张力越小，导致隔水管转角变大，钻井窗口变小；同时，钻井液密度增大使隔水管有效张力减小，引起导管底部弯矩变小，导致连接非钻井窗口和启动脱离程序窗口变大。110 石油勘探与开发·石油工程 Vol. 39 No.1符号注释：

 

  E——隔水管弹性模量，Pa；I——隔水管截面惯性矩，m4；z——沿隔水管轴向的垂直距离，m；y——隔水管水平位移，m；T——隔水管轴向力，N；W——单位长度隔水管重量，N/m；f——沿水平方向作用于单位长度隔水管上的波流联合作用力，N/m；Ttop——隔水管承受的顶张力，N；L——隔水管全长，m；H——隔水管作业水深，m；yoffset——隔水管顶部水平位移，m；uW——波浪引起的水质点速度，m/s；uC——海流引起的水质点速度，m/s；fD——波流产生的拖曳力（由水质点的水平速度引起），N/m；fI——波流产生的惯性力（由水质点的水平加速度引起），N/m；CD——拖曳力系数；ρ——海水密度，kg/m3；D——隔水管外径，m；CM——惯性力系数；aW——波浪引起的水质点加速度，m/s2；ymax——底部挠性接头处最大水平位移，m；Tb——底部挠性接头处沿隔水管轴向残余张力，N；Th——Tb的水平分量，N；Tv——Tb的垂直分量，N；M——导管任一部位的弯矩，MN·m；t——隔水管底部总成和防喷器组高度，m；h——井口出泥高度，m；d——海底泥线至导管固定端距离，m。