超深水钻井装置防喷器系统配置可靠性分析

超深水钻井装置防喷器系统配置可靠性分析

位于超级深水区的钻孔装置成本为几十年的，大部分工作场所离海岸很远。该操作的海拔高度非常复杂，因此很难紧急救援、逃跑和救援。钻井作业过程中,一旦发生井喷或在台风等紧急情况下临时撤离,水下防喷器系统若不能安全有效地控制住井口及井内流体,对海洋环境和油气及生态资源的不良影响将不可估量,因此确保水下防喷器系统的安全可靠非常重要。自2010年“深水地平线”钻井装置沉没造成海洋环境污染特大事故以来,超深水钻井作业的安全和环保问题非常受世人瞩目,防喷器系统的可靠性已成为首要控制指标。目前,美国政府针对深水防喷器系统的可靠性做出了严格的规定,涉及的主要内容有提交由独立第3方所做的防喷器系统配置与待钻井的适应性评估报告、剪切闸板防喷器的剪切能力评估报告、防喷器组备用控制系统的配置说明及其功能测试文件和防喷器组检修记录文件等,这对我国超深水钻井装置防喷器系统可靠性的分析研究有参考意义。本文采用多重冗余(即适当备份或重复)方法对目前中海油“海洋石油981”超深水钻井装置防喷器系统配置及功能和压力测试进行了可靠性分析,提出了进一步提高该防喷器系统可靠性的配置方案。1闸板防喷器配置方案超深水防喷器系统的配置应以安全、可靠为首选目标。除了满足常规的关井、井控及隔水管解脱工艺外,还应满足在关井过程中由于防喷器组及控制系统出现异常或钻井装置突发事件的紧急情况下能够安全有效地实施关井的特殊需求。通常超深水防喷器组的配置是在一个最基本的单环形与四闸板水下防喷器组合的基础上适当增加备用设备所构成。例如,增配套管剪切闸板防喷器以应对下套管作业期间的关井作业;选配变径闸板以满足井内复合尺寸钻杆时的关井需求;增配备用环形防喷器以应对一个环形防喷器失效时的关井作业。“海洋石油981”超深水钻井装置配置了ϕ476.250mm15000psi(1psi=6.895kPa)六闸板,以及水下防喷器组ϕ168.275、149.225和88.900mm等3种尺寸的钻杆(分别用于送入浅层大管径的套管柱、正常钻井、测试等作业)。六闸板水下防喷器组合中除了钻杆剪切密封闸板、套管剪切闸板防喷器外,其余4个闸板防喷器兼顾到上述3种尺寸钻杆的关井需求。ϕ149.225mm钻杆作业周期长、关井概率高,配置2个管子闸板(1个作为测试闸板),ϕ168.275mm和ϕ88.900mm钻杆配置变径闸板各1个。“海洋石油981”防喷器组配置示意图如图1所示。ϕ149.225mm钻杆正常作业期间,长期关井可首选ϕ149.225mm管子闸板。如果不能有效关井,则可关闭2个变径闸板中的任意一个;若还不能有效关井,也可关闭最下部的ϕ149.225mm测试闸板。在这种工况下,可关闭ϕ149.225mm钻杆的管子闸板已经达到了4个。由此可见,ϕ149.225mm钻杆作业中,除了正常关闭的1个闸板防喷器外,还有3个闸板防喷器可供备用,可靠性已经达到了三重冗余配置。但是,在全井段使用ϕ88.900mm钻杆进行下部井段的特殊作业期间,可长期关井的只有ϕ88.900~149.225mm变径闸板防喷器。同样,在使用ϕ168.275mm钻杆送入浅层大管径的套管柱的特殊作业期间,也只有1个ϕ127.000~177.800mm变径闸板可供使用。特殊情况下剪断井内钻杆并封闭空井时,也仍然只有钻杆剪切密封闸板防喷器可用。送入浅层大管径的套管柱特殊作业时大都没有打开储层,井涌的概率极低,没有备用配置还是可以接受的。全井段使用ϕ88.900mm钻杆作业和剪断井内钻杆密封空井的特殊情况通常都发生在打开储层后或遇有油气井涌的时刻,虽然这2种情况发生概率不高,但偶发一次,如果防喷器组不能有效关井,作业风险将不可控,后果及损失也不堪设想。“海洋石油981”平台所配置的防喷器控制系统包括1套多元复合主控制系统、声控系统、遥控潜水器操控系统以及应急液压备用控制系统。多元复合主控制系统是最基本的控制系统,也是正常作业期间使用频度最高的系统,主要由液压动力装置、控制液混配装置、蓄能器瓶组、中控台、司控盘、辅助遥控盘、控制盒、管缆及滚筒组成,其主要功能是在规定时间内能将混合液加压后泵送到水上、水下蓄能器瓶组内储存高压能量,并通过固定在隔水管外缘的主供液管线将高压控制液输送到水下控制盒处备用;一旦水上控制盘发出控制指令,能迅速有效地操控水下防喷器组。多元复合主控制系统具有2套功能完全相同的水下控制盒、控制管缆及滚筒,其中1套作为备用配置,以确保水上的控制指令和控制液能够传送到水下控制盒处。声控系统和遥控潜水器操控系统作为备用控制系统,是在主控制系统丢失高压控制液或先导控制信号条件下才使用。应急液压备用控制系统是专门针对动力定位钻井装置以及恶劣海况作业而配置的井口安全特殊控制系统,其启动条件为蓝、黄2个控制盒同时失去电缆控制信号和高压控制液,系统一旦启动就会执行一套全自动的关井和解脱隔水管操控程序。声控和遥控潜水器操控2个控制系统作为主控制系统的二重冗余配置设备,而应急液压备用控制系统作为主控制系统的三重冗余配置设备。2功能测试的测试方法防喷器系统配置从设备数量方面提升系统可靠性,而系统测试从设备发挥功效方面保障系统可靠性,二者相辅相成不可分割。相比之下,后者强调人为主观意识因素。“海洋石油981”平台水下防喷器系统的测试包括试压桩和水下井口头2处的测试,每处测试通常包括功能测试和压力测试。试压桩上的防喷器组功能测试要分别使用主控系统的蓝、黄2个水下控制盒及各个控制盘交替进行测试,并且还要对备用控制系统的控制盘进行功能测试;但应急液压备用控制系统的功能测试现阶段只能采用模拟事故信号的方式启动系统中的控制阀,以此证明其能够实现既定的功能。试压桩上的防喷器组压力测试数值可选取额定工作压力的80%~100%。水下井口头上的功能测试与试压桩上的基本相同。水下井口头上的压力测试有试压塞法和测试闸板法2种,配有测试闸板的组合可采用测试闸板法。水下井口头上的防喷器组的初次压力测试数值通常为额定工作压力的80%,以后每下完1层套管后的测试压力数值可根据待钻井段的预测最高地层压力数值确定,但要控制钻杆剪切密封闸板防喷器的测试压力不得高于套管抗内压强度的80%。除此之外,正常钻井作业期间还要定期(不超过14d)进行功能和压力测试,通过入水前试压桩处、入水后初次安装到水下井口头处以及正常钻井作业过程中的定期测试,可及时发现和处置相关问题,从而保障防喷器系统的可靠性。3高效系统配置方案通过以上分析和探讨,笔者认为“海洋石油981”平台所配置的防喷器控制系统和ϕ149.225mm钻杆正常作业时管子闸板属于一个三重冗余的配置,有足够的可靠性;目前防喷器系统的测试程序也能够从入水前、初次装在井口头、下套管后及正常作业期间几个关键环节保障系统的有效工作,可靠性也是有保障的;但在全井段使用ϕ88.900mm钻杆作业和剪切钻杆的工况下,闸板的配置尚处于一个无冗余配置状态,虽基本满足了现阶段南海超深水钻井常规作业的井控需求,但可靠性不足,如能再进一步优化闸板配置,使得ϕ88.900mm钻杆作业和剪切钻杆的工况下具有一重冗余配置闸板,系统可靠性将会进一步得到提升。基于目前的认识程度,“海洋石油981”平台现阶段更好的超深水防喷器系统可靠性配置方案应该是由一重冗余的剪切闸板配置、二重冗余的管子闸板配置(图2)及三重冗余的控制系统配置构成,这种配置的优点是所增加的超级剪切闸板是其余2个剪切闸板的一重冗余配置,这种剪切能力极强的剪切闸板能够剪断入井的钻杆接头、加重钻杆管体等管柱。当钻杆剪切