张力腿平台丛式立管钻完井作业窗口分析方法*

刘红兵 韩彬彬 刘秀全 畅元江 刘 康 宋 强 张伟国

(1. 中国石油大学(华东)海洋油气装备与安全技术研究中心 山东青岛 266580; 2. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518067)

张力腿平台丛式立管钻完井作业窗口分析方法*

刘红兵1韩彬彬1刘秀全1畅元江1刘 康1宋 强1张伟国2

(1. 中国石油大学(华东)海洋油气装备与安全技术研究中心 山东青岛 266580; 2. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518067)

刘红兵,韩彬彬,刘秀全，等.张力腿平台丛式立管钻完井作业窗口分析方法[J].中国海上油气，2016,28(6)：115-120.

Liu Hongbing,Han Binbin,Liu Xiuquan,et al.Analysis method for drilling and completion windows of TLP cluster-risers[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):115-120.

针对张力腿平台(TLP)钻完井过程中丛式立管的作业安全问题，基于HUSE尾流模型和切片分析理论，考虑丛式立管之间的干涉作用，建立了TLP丛式立管系统力学分析模型，确定了TLP丛式立管钻完井作业准则，并提出了TLP丛式立管钻完井作业窗口分析方法及流程。以我国南海某深水油井为例，开展了TLP丛式立管钻完井作业窗口及其影响因素分析，结果表明：TLP丛式立管钻完井作业窗口总体上呈倒锥形，在低流速区域受立管最大弯曲角度限制，在高流速区域受立管最大等效应力限制；钻井液密度对立管钻完井作业窗口的影响较小，顶张力和立管间距对TLP丛式立管系统的钻完井作业窗口具有显著影响，顶张力不足会导致TLP丛式立管在高流速区域无法作业，立管间距设计较小会引起立管碰撞进而导致TLP钻完井作业失败。本文研究成果可为我国南海TLP丛式立管钻完井作业安全管理提供参考。

张力腿平台；丛式立管；干涉；钻完井；作业窗口；分析方法；影响因素

张力腿平台(TLP)的运动性能较好，整体结构较为平稳，适用于丛式井的油气开发作业，可有效提高作业效率，尤其在后期修井和调整井作业时能够大大降低项目投资，因此，我国拟采用TLP进行南海某深水区块的油气开发。丛式立管系统是连接TLP和海底井口的重要装备，在平台槽口和海底槽口之间呈一定形式的排列组合，钻完井作业过程中易发生丛式立管干涉、碰撞等事故，给TLP钻完井作业带来安全隐患问题。

目前国内外在TLP丛式立管干涉分析与设计方面已开展了一些研究工作，并取得了相应成果。Huse 等[1-2]考虑丛式立管之间的遮蔽效应，提出了下游立管海流拖曳力和升力的HUSE尾流模型；Koska 等[3]从立管顶张力、涡激抑制装置等方面提出了一种最小化TLP丛式立管干涉的方法[3]；Xing 等[4]提出了基于小波尺度图动态响应分析量化和探测立管碰撞的方法；He 等[5]提出了一种基于时域分析节点位置信息后处理的用于评估海洋立管之间碰撞概率的方法；何杨 等[6]根据DNV-RP-F203规范给出了深水立管干涉分析的设计流程,并对立管干涉的可接受标准进行了探讨；阎岩 等[7]采用商业分析软件对深水立管的干涉问题进行了研究，并在此基础上开展了立管局部碰撞仿真分析；石云 等[8]对TLP丛式立管进行了干涉分析和参数敏感性研究；Campbell 等[9]提出了一种海平面内TLP丛式立管安装作业窗口的确定方法。但是，上述研究成果尚未涉及TLP丛式立管系统钻完井作业窗口方面的研究工作。本文在已有研究成果的基础上，基于HUSE尾流模型和切片分析理论，建立了TLP丛式立管系统干涉分析模型，确定了TLP丛式立管钻完井作业准则，提出了一种TLP丛式立管钻完井作业窗口分析方法，并以我国南海某深水油井为例开展了TLP丛式立管钻完井作业窗口影响因素分析，识别出了各关键参数对TLP丛式立管钻完井作业的影响规律，从而为我国南海TLP丛式立管钻完井作业安全管理提供了参考依据。

1 TLP丛式立管钻完井作业窗口分析模型

图1 TLP丛式立管系统受力示意图

TLP丛式立管系统力学模型如图1所示。立管系统顶部受到平台偏移及顶张力的影响，立管系统底部在泥线附近与井口和导管系统连接，整个立管系统在海洋自然环境、自身重力等载荷的作用下发生横向变形，且变形过大时立管系统之间可能发生干涉。假设立管串行排列且与来流方向一致，则波流联合作用下TLP丛式立管系统横向变形方程为[10]

(1)

式(1)中：W为单位长度立管的重力，N；EI为立管的抗弯刚度，N·m2；P为轴向力，N；y为水平方向位移，m；z为竖直方向高度，m；f为作用于立管单位长度上的水平作用力，N。

由图1可知，泥线下导管受到土壤抗力载荷，泥线上TLP上游立管系统直接受到波流联合作用。作用于单位长度上游立管上的波流联合作用力为

f(z)=fD+fI=

(2)

式(2)中：fD为拖曳力，N；fI为惯性力，N；CD为拖曳力系数，无量纲；CM为惯性力系数，无量纲；D为立管水动力外径，m；uW为波浪引起的水体流速，m/s；uC为海流引起的水体流速，m/s；ρW为海水密度，kg/m3；aW为波浪引起的水体加速度，m/s2。

海流流经上游立管系统后会产生尾流场，进一步影响下游立管上的水动力载荷，主要包括由屏蔽效应引起的平均拖曳力折减和尾流场速度梯度引起的升力，可采用HUSE半经验尾流分析模型计算海流通过圆柱体后的尾流场[11]，进而确定下游立管处的海流流速，即

(3)

(4)

(5)

式(3)～(5)中：Vd为下游立管处损失海流流速，m/s；x、y分别为下游立管相对于上游立管的位置坐标，m；V0为自由海流流速，m/s；k1、k2为经验系数，本文取k1=0.25、k2=0.1;b为半尾流宽度，m；xs为上游立管道虚拟源的距离，m。

上下游立管之间的海流遮蔽效应沿立管系统长度方向不断变化，可将立管系统沿水深方向分为若干段切片，每段切片等效为间距相等的上下游立管(图2)。基于HUSE半经验尾流分析模型和切片分析理论进行迭代分析，可得到丛式立管系统在特定环境下的稳定状态，并判断上下游立管之间是否发生干涉，其具体流程为：首先设定立管初始间距为2根立管不受任何载荷时的间距，考虑上游立管尾流效应进行静态分析；然后依据分析结果更新立管间距，并进行迭代分析，直至相邻2次分析立管最小间距之差小于0.01 m时(立管系统达到稳定状态)求解完成。

图2 TLP丛式立管干涉分析切片示意图

2 TLP丛式立管钻完井作业窗口分析方法

TLP丛式立管钻完井作业限制因素主要包括立管强度、变形以及立管之间的干涉等，综合考虑各限制因素建立了TLP丛式立管钻完井作业窗口限制准则(表1)。其中，立管最大等效应力、导管最大等效应力以及井口最大弯矩准则主要是为了确保TLP钻完井作业过程中立管系统的结构完整性；立管最大弯曲角度(立管与竖直方向之间的夹角)准则是为了减小钻井作业过程中钻杆对立管系统的偏磨以及完井过程中完井管串顺利通过立管；立管之间干涉准则是为了防止立管之间发生碰撞。

表1 TLP丛式立管钻完井作业窗口限制准则

为了快速得到TLP丛式立管钻完井作业工况下的临界平台偏移和表面海流流速，本文提出了一种TLP丛式立管钻完井作业窗口临界值搜索算法，通过2层循环迭代(即表面海流流速为外循环，平台偏移为内循环)，开展TLP丛式立管系统力学迭代分析，提取立管系统位移、应力、变形等信息，以TLP丛式立管钻完井作业窗口限制准则为临界边界，采用一维非线性搜索获取不同海流流速下的平台许用偏移临界值，进而确定TLP丛式立管钻完井作业窗口。图3为TLP丛式立管钻完井作业窗口分析流程图。

3 实例分析

3.1 基础数据

以南海水深为340 m的某油井为目标井，钻井立管和生产立管系统配置见表2。该井钻井立管系统顶张力为1.8倍管柱湿重；生产立管顶张力为2.3倍管柱湿重;钻井立管外径为0.393 98 m，壁厚为0.020 60 m;生产立管外径为0.273 05 m，壁厚为0.010 106 m;水动力参数拖曳力系数在水深0～150 m取1.2，150 m水深以下取0.7;惯性力系数取2.0。

3.2 作业窗口分析

钻井工况下,上游为钻井立管，下游为生产立管(D2P)，或者上游为生产立管，下游为钻井立管(P2D);完井工况下,上下游均为生产立管;立管初始间距均为4.5m。分别开展TLP丛式立管钻井作业窗口和完井作业窗口分析，结果如图4所示(图中蓝色区域可安全进行钻完井作业，红色区域内实施钻完井作业有风险)。

由图4可知，该井TLP丛式立管钻完井作业窗口总体上呈倒锥形，在顺流方向(正平台偏移方向)，随着海流流速的增大，平台许用偏移逐渐减小，限制因素主要为立管最大弯曲角度。在逆流方向(负平台偏移方向)，低流速区域平台许用偏移随着海流流速增大而逐渐增大，限制因素主要为立管最大弯曲角度；高流速区域平台许用偏移随着海流流速增大而逐渐减小，限制因素主要为立管最大等效应力。P2D作业模式下，上游生产立管产生的尾流效应使得下游钻井立管处的海流流速变小；D2P作业模式下，上游钻井立管直接受到海洋自然环境载荷作用，钻井立管的结构变形较大，相应的钻井作业窗口较小。分析认为，该钻完井作业窗口的主要区别在于逆流方向钻完井作业平台许用偏移转折点海流流速不同，钻井作业转折点海流流速为1.0 m/s，完井作业转折点海流流速为1.4m/s。此外，由于钻井立管外径较大，承受的海流作用力更大，而且钻井立管的张力比较小，使得钻井立管的刚度相对较小，即TLP丛式立管钻井作业窗口比完井作业窗口小，其作业风险更高。因此，下面重点开展TLP丛式立管钻井作业窗口影响因素分析。

图4 南海某深水油井TLP丛式立管钻完井作业窗口分析结果

3.3 影响因素分析

1) 顶张力。不同顶张力下该井TLP丛式立管钻井作业窗口如图5所示，可以看出：当海流流速小于1.0 m/s时，平台许用偏移受顶张力变化影响较小，顶张力的增大会使平台向顺流方向轻微偏移；当海流流速大于1.0 m/s时，平台许用偏移受顶张力影响较大。这是因为顶张力的减小会使得立管的刚度减小，在海流作用下横向位移量变大，使得立管之间更容易发生干涉，而且当顶张力过小时，由于立管之间的干涉，在高流速区域无法实施钻井作业，因此，适当提高顶张力有助于增大TLP丛式立管钻井作业窗口。

图5 不同顶张力下南海某深水油井TLP丛式立管钻井作业窗口

2) 立管间距。不同立管间距下该井TLP丛式立管钻井作业窗口如图6所示，可以看出，随着立管间距的减小，在高流速区立管之间的干涉愈发严重，允许TLP丛式立管钻井作业的最大海流表面流速由大于1.6 m/s逐渐减小至1.0 m/s，TLP丛式立管钻井作业窗口逐渐变小。这是因为立管间距的减小会使上下游立管间的许用变形空间减小，也会使上游立管对下游立管的屏蔽作用更强，从而减小了下游立管横向位移，因此，适当增大立管间距可增大TLP丛式立管钻井作业窗口。

3) 钻井液密度。不同钻井液密度下该井TLP丛式立管钻井作业窗口如图7所示，可以看出，钻井液密度对TLP丛式立管钻井作业窗口影响较小；随着钻井液密度的增大，顺流向和逆流向低流速区平台许用偏移略微减小，逆流向高流速区平台许用偏移略微增大。这是因为前者限制因素是立管最大弯曲角度，后者限制因素是立管最大许用应力，而且钻井液密度的增大会使得钻井立管刚度略微增大，导致立管与井口交界处转角变大。

图6 不同立管间距下南海某深水油井TLP丛式立管钻井作业窗口

图7 不同钻井液密度下南海某深水油井TLP丛式立管钻井作业窗口

4 结论

1) 基于HUSE半经验尾流模型和切片分析理论，建立了TLP丛式立管力学分析模型及迭代分析方法，确定了TLP丛式立管钻完井作业限制准则，并提出了一种TLP丛式立管钻完井作业窗口分析方法及流程，从而为我国南海TLP丛式立管钻完井作业安全管理提供了参考依据。

2) 实例分析表明，TLP丛式立管钻完井作业窗口总体上呈倒锥形，主要受立管最大弯曲角度和立管最大等效应力限制。在顺流方向，随着海流流速的增大，平台许用偏移逐渐减小，限制因素主要为立管最大弯曲角度。在逆流方向，低流速区域平台许用偏移随着海流流速增大而逐渐增大，限制因素主要为立管最大弯曲角度；高流速区域平台许用偏移随着海流流速增大而逐渐减小，限制因素主要为立管许用应力。

3) TLP丛式立管钻井作业窗口要比完井作业窗口小，因此TLP丛式立管钻井作业风险更高。分析表明，钻井立管顶张力对TLP丛式立管钻井作业窗口具有明显的影响，主要影响高流速区的平台许用偏移，而且当钻井立管顶张力过小时，立管之间的干涉将会导致TLP丛式立管在高流速区无法实施钻井作业；立管间距对TLP钻井作业窗口具有显著的影响，减小立管间距将加剧立管之间的干涉，特别在高流速区，随着立管间距的减小，TLP丛式立管钻井作业许用最大海流流速逐渐减小；钻井液密度对TLP丛式立管钻井作业窗口影响较小。

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[11] DET NORSKE VERITAS.DNV RP F203 riser interference[S].DET NORSKE VERITAS,2009.

(编辑：叶秋敏)

Analysis method for drilling and completion windows of TLP cluster-risers

Liu Hongbing1Han Binbin1Liu Xiuquan1Chang Yuangjiang1Liu Kang1Song Qiang1Zhang Weiguo2

(1.CentreforOffshoreEngineeringandSafetyTechnology,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266580,China; 2.ShenzhenBranchofCNOOCLtd.,Shenzhen,Guangzhou518067,China)

Aiming at the operational safety problem of TLP cluster-risers during drilling and completion, the mechanical analysis model of TLP cluster-risers was established considering the interference between cluster-risers based on the HUSE empirical wake model and microtome section theory. The drilling and completion criteria with TLP cluster-risers were determined, and analysis method and procedure for drilling and completion windows with TLP cluster-risers were proposed. Taking a deep water oil well in the South China Sea as an example, the windows for drilling and completion with TLP cluster-risers and the relevant influencing factors were analyzed. The results show that the window has an inverted cone shape, and is limited by the maximum angle of the riser when the current speed is low, and limited by the maximum equivalent stress in the riser when the current speed is high. The mud density has minor influence on the operation window, while the top tension and the riser spacing have significant influence. Insufficient top tension will result in the TLP cluster-risers incapable to work when the current speed is high; the risers would collide each other if there is narrow spacing between risers, which may lead to the failure of drilling and completion. This paper can provide a reference for the safety management of drilling and completion with TLP cluster-risers in the South China Sea.

TLP; cluster-risers; interference; drilling and completion; operation window; analysis method; influencing factors

1673-1506(2016)06-0115-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.019

*国家重点基础研究发展计划“深水海底井口-隔水管-平台动力学耦合机理与安全控制 (编号：2015CB251203)”、山东省自然科学基金联合专项“深水钻井隔水管-张紧器耦合动力学及安全控制研究(编号：ZR2014EL018)”、中国博士后科学基金“深水修井隔水管系统耦合动力学及应用研究(编号：2015M570621)”部分研究成果。

刘红兵，男，中国石油大学(华东)机电工程学院博士研究生，主要从事海洋钻井技术和石油装备强度与可靠性等方面研究。地址：山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号研三楼(邮编：266580)。E-mail：hb_liu1988@163.com。

畅元江,男,副教授,硕士生导师,研究方向为海洋油气工程及装备。地址:山东省青岛市黄岛区长江西路66号中国石油大学(华东)机电学院(邮编：266580)。E-mail:changyj1557@126.com。

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2016-04-16 改回日期：2016-05-16