水下防喷器控制系统故障分析及其处理——以萨哈林某井为例

吴永良

（中国石化集团上海海洋石油局海洋石油工程技术研究院，上海 200120）

水下防喷器控制系统故障分析及其处理
——以萨哈林某井为例

吴永良

（中国石化集团上海海洋石油局海洋石油工程技术研究院，上海 200120）

阐述了半潜式钻井平台水下防喷器控制系统的工作原理，以“勘探X号”半潜式钻井平台在俄罗斯萨哈林海域作业时防喷器控制系统出现的故障为例，分析其故障原因，介绍处理方法和应对措施；给半潜式钻井平台水下防喷器控制系统故障分析和处理提供借鉴和指导作用，特别是半潜式钻井平台在寒冷海域和深水区域作业时。

半潜式钻井平台；水下防喷器；防喷器控制系统；故障分析；处理

水下防喷器是半潜式钻井平台保证钻井作业安全最关键的设备之一，其作用是在发生溢流、井涌、井喷时控制井口压力，在遇台风等紧急情况下钻井装置撤离时关闭井口，保证人员、设备安全，避免海洋环境污染和油气资源遭受破坏[1-3]。因此，水下防喷器是保证半潜式钻井平台钻井作业顺利进行和人身安全的关键环节之一，水下防喷器及防喷器控制系统一但出现故障，必须立即进行有效地处理。萨哈林（库页）岛位于太平洋西北部，东面是鄂霍次克海，南面隔宗谷海峡是日本北海道岛，西面隔鞑靼海峡与西伯利亚相连，东北是勘察加半岛和白令海峡。萨哈林海域存在这样一个奇特的现象：萨哈林海域底部区域海水温度相对来说，冬季高，夏季低。原因是冬季海水结冰，阻止了北冰洋的寒流流到萨哈林海域，而在夏季，海水所结的冰融化，北冰洋寒流能直达萨哈林海域，所以水温更低，水深20 m以下的海水温度一般都低于零度。

1 防喷器及其控制系统组成及工作原理

1.1 防喷器及其控制系统组成

“勘探X号”半潜式钻井平台防喷器及其控制系统如图1所示，由美国NOV(SHAFFER)公司生产，它由两组防喷器组成，分别为下隔水管组防喷器和防喷器组防喷器。下隔水管组防喷器由隔水管连接头、挠性接头、环形防喷器、下隔水管组连接器和分别涂有蓝、黄色的两套水下控制盒组成；防喷器组防喷器由MANDREL连接头、剪切闸板、上闸板、中（可变）闸板、下闸板防喷器、防喷器组连接器和上内、上外、下内、下外4个水下压井阀、内、外2个水下节流阀以及水下储能瓶组组成。水下防喷器控制系统是一套对水下防喷器组和一些地面设备进行准确、迅速操作和控制的装置。它能在几十秒内把水下防喷器打开和关闭，在紧急情况下能将下隔水管组与防喷器组及时脱开和回接，能有效控制水下井口连接器、压井节流阀等。该系统主要由应急电源（蓄电池组直流电源）、储能器泵组、控制柜、软管绞车、水下控制盒（POD）、水下储能瓶组和梭子阀等组成，储能器泵组包括动力机组、储能瓶组、控制液箱、自动补液装置等，是控制系统的心脏。控制柜有三个：主控柜（水下工程师控制）、司控柜（司钻控制）、微控柜（平台经理控制）。控制系统有两套，涂成蓝、黄两色，以示区别，在水下防喷器处由梭子阀隔开；一套工作时，另一套备用[4，5]。

1.2 防喷器控制系统工作原理

在对防喷器控制系统进行故障分析前，应先了解防喷器控制系统工作原理。图2为防喷器控制系统工作原理示意图，它的工作原理是：在控制柜上调节先导压力调节阀（AKR阀），使先导压力至某一压力值，此先导压力通过HKR阀调节主动液压力；液压泵站把配制好的控制液打入储能瓶组，当需要开（或关）某个执行机构（环形防喷器、闸板防喷器、连接器、水下压井节流阀等）时，只要在司控柜或微控柜上操作相应的按钮，电流打开液压泵站上防爆盒中相应的低压空气电磁阀，低压空气进入主控柜上液压四通阀（有二位和三位两种）气缸，液压信号就通过对应的先导管迅速传递到水下控制盒（POD）中，打开对应的SPM阀，地面和水下的储能瓶组便将高压控制液导入到对应的执行机构液缸，使对应的执行机构完成相应的开（或关）动作；当液压信号向水下传递的同时，防爆盒中的压力开关也接到此信号，压力开关接通控制柜指示灯电源，指示灯通电显示操作完成[4]。执行机构背腔的液体则通过另一路打开的SPM阀排向大海。蓝、黄两套控制系统通过控制柜上蓝、黄选择阀选定，在水下防喷器处由各个功能的梭子阀隔开[5]。

图1 “勘探X号”平台防喷器及其控制系统示意图

2 水下防喷器控制系统故障分析

在水下防喷器执行机构（闸板防喷器、环形防喷器、连接器、水下压井节流阀等）本身正常的情况下，防喷器控制系统的故障一般有以下三种：

（1）各种控制阀（AKR阀、SPM阀、HKR阀、蓝黄选择阀、梭子阀等）损坏或失效。

（2）先导控制管（包括接头）破损、泄漏或堵塞。（3）主液管（包括接头）破损、泄漏。

下面以“勘探X号”半潜式钻井平台2006年夏季在俄罗斯萨哈林海域所钻的某井水下防喷器控制系统出现的故障为例，分析阐述其故障原因并处理方法。

2.1 奇异的故障现象

2006年8月24日01：30，平台按钻井作业程序对13-3/8″套管试压。在司钻控制柜上关闭上闸板（防喷器控制系统在用蓝控制系统）时出现异常：先导阀到位后，主动液无流量显示，用固井泵打压无法建立压力。随即改为关下闸板，流量显示下闸板关闭正常，并按要求试压至3 700 psi，憋压完好。当日上午，针对上述异常情况分别通过蓝、黄两套控制系统对多个闸板和水下节流压井阀进行开关动作，未发现异常。当日17：00根据钻井要求做地漏试验，特意关上闸板试压，憋压至1 040 psi，未出现异常现象。试压毕，在打开上闸板时，发现动作迟缓，流量显示不正确，立即对该控制系统进行检测，发现MR（管汇调压）失效，迅速将控制系统改为黄系统，调节MR由0到1 500 psi时主动液严重泄漏，MRB（管汇调压回读压力）无反应，MR和AR（环形调压）全部调节到0，严重泄漏仍然不止；再迅速将控制系统改为蓝控制系统，调节MR由0到1 500 psi时主动液仍然严重泄漏，MRB回读无反应，MR和AR全部调节到0，泄漏仍然不止；至此，蓝、黄两套控制系统全部失效。

2.2 故障原因分析和判断

根据以上反映出的现象和防喷器控制系统工作原理分析，蓝、黄两套控制系统同时损坏失效，且各阀件同时损坏失效的可能性不大（几乎为零）；同时，平台从俄方环保人员处获得此井位不同深度海水温度测量数据如表1。

判断认为故障原因应该是水下防喷器处海水异常低温（低于零度），且控制系统控制液未加足够防冻液（乙二醇）导致水下防喷器处控制管线及阀件内的控制液局部结冰、冷冻堵塞、阀件卡死，致使蓝、黄两套控制系统同时失效。

3 故障处理

分析判断出以上故障原因后，决定停止钻井作业，尽快回收防喷器，将防喷器控制软管束内的控制液替换成含高乙二醇浓度的控制液；因控制系统瘫痪，防喷器组连接器不能打开。平台向甲方建议：

加大泥浆循环排量，用较高温度的泥浆为水下防喷器系统传热加温；

不断倒换蓝、黄两套控制系统，力求尽快恢复一套控制系统。

在不断倒换蓝、黄两套控制系统操作过程中，蓝控制系统压力终于建立起来。平台立即将防喷器组连结器打开，起出防喷器。

表1 萨哈林某井位某月海水温度测量统计

防喷器起至船井区后做了如下工作：

（1）根据水下防喷器控制系统操作手册中的低温环境作业控制液配制表[6]（表2）和萨哈林某井位海水温度测量统计表（表1），将控制液箱中的控制液配制到含防冻液（乙二醇）较高浓度。为保险起见，配制比例选定为：1∶32∶68（856液∶乙二醇∶淡水）。

表2 低温环境作业控制液配制

（2）将每根先导控制管中的控制液替换成含高乙二醇浓度的控制液。

（3）在试压桩上分别对蓝、黄两套控制系统的HKR阀进行调试，未发现异常现象；检查、保养部分SPM阀和梭子阀，分别对蓝、黄两套控制系统做功能试验。

（4）在试压桩上，关上剪切闸板、内节流阀和上内、下内压井阀，试压至7 000 psi，憋压状况良好。

（5）在活动门上分别对蓝、黄两套控制系统做功能试验，动作正常。

防喷器下放到井口与井口头连接后，又分别对蓝、黄两套控制系统调试，做功能试验，均正常。然后分别对上、中、下闸板防喷器和水下节流压井阀试压至7 000 psi，环形防喷器试压至3 500 psi，憋压良好。

至此，平台防喷器及其蓝、黄两套控制系统恢复正常。

4 后续故障情况

4.1 后续故障现象

平台水下设备功能恢复正常后，于9月10日，控制系统再次出现了异常情况：9月10日21：00，按作业程序对防喷器和井口试压。先用蓝控制系统关上闸板防喷器，打开上部水下压井阀，对井口试压良好；后关中闸板防喷器，打开水下节流阀、关闭下部水下压井阀，试压良好；至22：00，在关环形防喷器准备试压时，发现环形防喷器关不上，试了好几次，无果；切换到黄控制系统时，发现控制液往储液箱严重回漏，压力无法建立，MRB（管汇调压回读压力）和ARB（环形调节回读压力）全无。

4.2 后续故障原因分析

产生这种现象原因可能有以下几种：

（1）蓝、黄选择阀可能损坏，导致黄控制系统压力无法建立。

（2）与环形防喷器有关的梭子阀或SPM阀结冰遇卡。

（3）环形防喷器驱动液缸内活塞结冰卡死。

4.3 后续故障处理

拆检蓝黄选择阀，发现阀板和阀座密封尚可，为了保险起见，更换阀板和阀座密封之后装复，情况照旧（蓝控制系统正常，黄控制系统压力无法建立，管汇和环形调节回读压力均无）；在黄控制系统时，将储能器隔离阀关闭后归中位，将蓝41号先导管堵上，打开储能器隔离阀，发现控制液往储能液箱中漏的不多，压力建立了起来，管汇和环形回读压力恢复正常。重新接上蓝41号先导管，黄控制系统正常。再将蓝29号、35号先导管堵上，关、开环形防喷器，未果；分别调节环形关闭压力至1 500、2 000、2 500 psi，关、开环形防喷器多次，终于将环形防喷器关上；在黄控制系统时，接回蓝29号、35号先导管，操作环形防喷器二次，正常；切换到蓝控制系统，操作环形防喷器二次也正常。

4.4 解决办法与预防措施

（1）按低温环境作业控制液配制表（表2）配制好含高乙二醇浓度的控制液，操作防喷器各个功能，将各个功能内含低乙二醇浓度的主动控制液替换成含高乙二醇浓度的控制液。并计算出“勘探X号”平台防喷器每天所需的乙二醇量，以保障供应。

（2）隔几天切换蓝、黄系统。

（3）有机会就测试一下水下防喷器组各个功能。

至此以后，在该井作业过程中，防喷器及其控制系统再没有异常情况发生。

5 结论

（1）通过起下防喷器，并进行了一系列的检查、调试，确认此次防喷器控制系统失效原因，不是防喷器及其控制系统本身密封存在问题所致，而是由于海水温度异常低温（低于零度），控制系统控制液未加足够防冻液（乙二醇）所造成的。

（2）后续故障发生原因是防喷器功能恢复后，乙二醇未能及时送上平台，没有及时操作万能防喷器，没有将其内含乙二醇浓度低的主动控制液替换成含乙二醇浓度高的控制液。由于长期用蓝控制系统工作，个别功能主动液管内控制液含乙二醇浓度低，导致个别梭子阀在蓝控制系统阀座上结冰，用黄控制系统时，梭子阀不能将蓝控制系统通道关闭，主动液从蓝控制系统主动液管窜回储能液箱和海里。

（3）此前，业主没有提供平台所处井位海水温度异常低温（低于零度）的情况资料或相关的提示，现实情况超出预料，平台缺乏如此低温海水的作业经验。由此，给我们启示：平台进入一个陌生的海域作业，前期的海况调查是何等的重要。

[1] 李博，张作龙．深水防喷器组控制系统的发展[J]．流体传动与控制，2008（4）：39-41．

[2] 荆波．海洋石油勘探开发安全概论[M]．北京：石油工业出版社，2006．

[3] 苏山林．防喷器控制系统发展趋势的探讨[J]．胜利油田职工大学学报，2005，19（3）：45-46．

[4] 李博．深水海底防喷器组液压控制系统设计研究[D]．山东东营：中国石油大学，2009．

[5] 亢俊星．海底防喷器控制系统[J]．中国海洋平台，1992，7（4）： 179-181．

[6] NL Rig Equipment Hydraulic Subsea BOP Control Systems．

The BOP Control System Failure Analysis and Handling——an Example of One Well of Sakhalin

WU Yongliang
(Engineering Institute of SINOPEC Shanghai Offshore Petroleum Bureau, Shanghai 200120, China)

The principle of BOP control system in semi-submersible drilling platform has been explained in this paper. The reasons are analyzed for the troubles on the BOP control system of KANTAN 3 semi-submersible drilling platform occurred during operations in Sakhalin sea, Russia. In addition, the related handling and solving measures are introduced. It might be helpful for the BOP control system of semi-submersible drilling platform in trouble-shooting and processing, especially in hard cold sea environment.

semi-submersible drilling platform; BOP; BOP control system; failure analysis; handling

TE931

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2012.04.083

1008-2336（2012）04-0083-05

2011-10-13；改回日期：2012-08-23

吴永良，男，1963年生，高级工程师，主要从事海洋石油工程技术研究工作。E-mail：wuyl.shhy@sinopec.com。