南海超深水井钻井隔水管悬挂模式的环境适应性分析*

盛磊祥 王荣耀 许亮斌 周建良 李迅科

(1. 中海油研究总院 北京 100028; 2. 长沙矿山研究院有限责任公司 湖南长沙 410012)

南海超深水井钻井隔水管悬挂模式的环境适应性分析*

盛磊祥1王荣耀2许亮斌1周建良1李迅科1

(1. 中海油研究总院 北京 100028; 2. 长沙矿山研究院有限责任公司 湖南长沙 410012)

每年7月至11月为南海海域台风高发期，频繁的台风严重影响了深水钻井作业效率和安全。对于超深水(水深大于1 500 m)钻井，在台风到达井位之前完成井口处理和隔水管回收，时间是一个严峻的挑战，因此一旦遭遇台风，撤离钻井平台须考虑悬挂隔水管的备用方案。以南海某超深水井(水深2 460 m)为例，分析了钻井隔水管硬悬挂和软悬挂模式下影响隔水管安全的主要因素，探讨了各个因素对波浪和海流的适应能力与敏感性。研究结果表明，多数条件下软悬挂隔水管模式对波浪和海流的适应能力更强，硬悬挂模式下隔水管系统的安全性主要受限于应力和挠性接头转角，软悬挂模式下隔水管系统的安全性主要受限于挠性接头转角和伸缩节冲程。上述认识可对深水钻井隔水管系统安装和应急悬挂条件下的作业安全提供参考。

南海；超深水；隔水管；悬挂模式；台风；环境适应性

我国南海是热带风暴多发区域，每年7—11月为台风高发期，频繁的台风严重影响深水钻井作业效率和人员及设备安全。作为连接水下井口与钻井平台之间的关键设备，钻井隔水管直接面对海洋波流环境条件和来自平台运动的激励载荷，在台风等恶劣的环境条件下很容易受到破坏，因此台风来临前钻井隔水管系统的处理方式是作业者和钻井承包商共同关注的重点[1]。避台撤离期间常规做法是回收全部隔水管单根后撤离平台避台，但随着水深的增加，隔水管回收时间不断增加，尤其是在超深水钻井时极有可能出现台风到达井位时隔水管未完全收回，起出全部隔水管则需要耗费较长的作业时间。以南海某超深水井为例(水深2 460 m)，起出所有的隔水管大概需要5～6 d时间，而目前的天气预报对台风轨迹的预测只能达到提前5 d左右，因此不管是从作业时效还是从安全角度考虑，悬挂隔水管避台或者抗台已成为超深水钻井必须面对的挑战。本文针对超深水无法保证隔水管全部回收的特殊工况，建立隔水管悬挂模式分析模型，重点讨论不同隔水管悬挂模式对海洋环境(波浪和海流)的适应能力，分析不同悬挂长度条件下影响隔水管安全性能的因素，以期为深水钻井平台台风期作业隔水管系统的安全提供保障。

1 隔水管悬挂分析模型的建立

台风来临时深水钻井隔水管的快速处理对避台撤离至关重要。为减少回收下放隔水管的作业时间和操作风险，将隔水管悬挂于钻井平台上是一种备用的方案。

隔水管在悬挂状态下的动力学方程为

(1)

式(1)中：z为隔水管轴向位移，m；x为水平方向位移，m；EI为单元的抗弯刚度，N·m2；Te为张力，N；m为隔水管单位长度质量，kg/m；f为单元上波浪和海流的联合作用力，N。

波浪和海流对隔水管的联合作用，可以通过修正的莫里森方程模拟，即

(2)

根据上部边界条件的差异，隔水管悬挂模式分为2类[2-7]：硬悬挂和软悬挂。硬悬挂是指隔水管与井口完成脱离后通过安装工具坐于转盘面上，与平台刚性连接(图1a)，隔水管上部通过隔水管悬挂装置与钻井船相连，钻井船运动对隔水管的激励由传递函数算子(RAO)来确定。软悬挂是指隔水管通过张紧器处进行悬挂，隔水管系统的重量由张紧系统承担，伸缩节打开处于启用状态(图1b)。

图1 隔水管悬挂模式

以南海某超深水井(水深2 460 m)为例，根据隔水管悬挂限制准则[8-11]进行隔水管悬挂安全性能评价。该井位于南海东北部区块，区域波流载荷重现期波流载荷及速度见表1、2，隔水管系统配置见表3。

表1 南海台风工况不同重现期下波流载荷

表2 南海台风工况海流不同重现期波流速度

表3 南海某超深水井钻井隔水管系统配置

2 隔水管悬挂模式环境适应性分析

2.1 硬悬挂模式

2.1.1 所有隔水管均不回收

悬挂所有隔水管单根时，计算得到的影响硬悬挂安全性能的主要限制因素见表4。由表4可以看出，当海流较小(表面流速≤1.46 m/s)时，硬悬挂作业窗口的主要限制因素为隔水管的轴向动态压缩效应，因为在较大波高下平台升沉幅度大，导致隔水管出现轴向压缩(张力为负)，同时由于隔水管出现轴向屈曲，等效应力也超出了极限值；当海流较大(表面流速>1.46 m/s)时，由海流引起的拖曳力导致隔水管上部弯曲应力增加，由于极限波高较小，隔水管尚未出现轴向压缩，等效应力成为主要限制因素。

表4 悬挂全部隔水管单根硬悬挂的主要限制因素

注：“√”表示该项因素在许可范围内；“×”表示该项因素超过许可值。

2.1.2 回收一半隔水管(LMRP位于中间水深位置)

LMRP位于中间水深位置时，计算得到的影响硬悬挂安全性能的主要限制因素见表5。由表5可以看出，LMRP位于中间水深位置时，硬悬挂作业窗口的主要限制因素为隔水管的最大等效应力，隔水管上部倾角和轴向力均在许可范围内。回收部分隔水管单根后，隔水管串系统的整体悬挂质量变小，随平台升沉运动的惯性力也变小，因而不容易出现轴向压缩。因此，从防范隔水管轴向压缩的方面考虑，回收隔水管单根有利于改善隔水管系统的整体性能。

表5 LMRP位于中间水深位置硬悬挂的主要限制因素

注：“√”表示该项因素在许可范围内;“×”表示该项因素超过许可值。

2.1.3 回收大部分隔水管(LMRP位于水面附近)

解脱LMRP后回收一定数量的隔水管，当LMRP位于水面附近(LMRP位于水面以下30 m左右)时，计算得到的隔水管硬悬挂的主要限制因素见表6。由表6可以看出，当海流较小(表面流速≤1.83 m/s)时，硬悬挂的主要限制因素为隔水管最大等效应力；当海流较大(表面流速>1.83 m/s)时，硬悬挂的主要限制因素为隔水管上部倾角，这是由于LMRP具有较大的曳力外径，在表面流速较大时隔水管上部会出现较大的弯曲变形。

表6 LMRP接近水面时隔水管硬悬挂的主要限制因素

注：“√”表示该项因素在许可范围内;“×”表示该项因素超过许可值。

通过对比表4～6不同悬挂长度下的硬悬挂作业限制因素可以看出，回收隔水管单根可以减小隔水管轴向压缩的风险，降低等效应力水平，但是在LMRP接近水面时，海流影响加强，可能引起隔水管上部倾角超出许可值，需要引起注意。

由表4～6可以得出隔水管硬悬挂模式安全作业窗口，如图2所示。由图2可以看出，回收隔水管单根可以增大硬悬挂隔水管对表面流速度(海流)的适应能力，但是对于波浪的适应能力改善并不明显。

2.2 软悬挂模式

2.2.1 所有隔水管均不回收

悬挂所有隔水管单根时，计算得到的影响软悬挂安全性能的主要限制因素见表7。由表7可以看出，悬挂全部隔水管单根软悬挂的主要限制因素为隔水管上部倾角。

图2 隔水管硬悬挂模式安全作业窗口

表7 悬挂全部隔水管单根软悬挂的主要限制因素

注：“√”表示该项因素在许可范围内;“×”表示该项因素超过许可值。

2.2.2 回收一半隔水管(LMRP位于中间水深位置)

解脱LMRP后回收一定数量的隔水管，当LMRP位于中间水深位置时，计算得到的隔水管软悬挂的主要限制因素见表8。由表8可以看出，当海流较小(表面流速≤2.20 m/s)时，LMRP位于中间水深位置软悬挂的主要限制因素为伸缩节行程；当海流较大(表面流速>2.20 m/s)时，悬挂的主要限制因素变为隔水管上部倾角。

表8 LMRP位于中间水深位置软悬挂的主要限制因素

注：“√”表示该项因素在许可范围内;“×”表示该项因素超过许可值。

对比全部悬挂(表7)和悬挂一半隔水管单根(表8)时影响作业窗口的限制因素，可以看出回收一半隔水管单根后，软悬挂作业窗口允许的波流条件反而变小，其原因是回收一半隔水管单根后隔水管系统重量减小，导致隔水管运动幅值增大，至超过伸缩节行程限制时许可的波浪载荷变小。

2.2.3 回收大部分隔水管(LMRP位于水面附近)

LMRP位于水面附近时，计算得到的隔水管软悬挂的主要限制因素见表9。由表9可以看出，LMRP位于水面附近时，隔水管软悬挂的主要限制因素为隔水管最大等效应力。

表9 LMRP位于水面附近软悬挂的主要限制因素

注：“√”表示该项因素在许可范围内；“×”表示该项因素超过许可值。

由表7～9可以得出隔水管软悬挂模式安全作业窗口，如图3所示。由图3可以看出，软悬挂模式下回收隔水管单根对改善隔水管悬挂性能的效果并不明显，不同悬挂长度时安全窗口范围差别不明显。

图3 隔水管软悬挂模式安全作业窗口

3 结论

1) 隔水管软悬挂模式安全作业窗口整体上要优于硬悬挂模式，即同样悬挂长度下，软悬挂模式的安全性能比硬悬挂模式好，软悬挂能够适应较为恶劣的波流环境条件。因此，在紧急情况下，如果需要悬挂隔水管，在时间允许的条件下优选软悬挂模式。

2) 隔水管硬悬挂模式下，由于平台升沉运动直接传递到隔水管上，易造成隔水管的轴向动态压缩或等效应力超过屈服极限值；当隔水管回收至近海面时，海流影响加强，强表面流使隔水管发生大的倾斜，导致隔水管上部倾角成为影响悬挂窗口的制约因素。因此，硬悬挂模式下需要加强对隔水管应力和转角的监测，以确保安全。

3) 隔水管软悬挂模式下，海流曳力造成的隔水管倾角是影响软悬挂作业窗口的重要因素；当隔水管回收到一定数量时，悬挂重量减少，轴向升沉运动加剧，平台设备能力(伸缩节冲程)成为软悬挂作业窗口的制约因素。因此，软悬挂模式下需要加强转角和伸缩节冲程监测，以确保安全。

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(编辑：孙丰成)

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

*国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究(编号：51434009)”、国家重点基础研究发展计划(973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)”、“十二五”国家科技重大专项“深水钻完井工程技术(编号：2011ZX05026-01)”部分研究成果。

盛磊祥, 男，工程师，2008年毕业于中国石油大学(华东)，现主要从事海上油气田完井设计、深水钻完井技术的研究工作。地址: 北京市朝阳区太阳宫南街6号院(邮编：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,王荣耀,许亮斌，等.南海超深水井钻井隔水管悬挂模式的环境适应性分析[J].中国海上油气，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.