王維旭 韓忍之 胡 楠 王安義 張 鵬

（1.寶雞石油機械有限責任公司 寶雞 721002；2.國家油氣鉆井裝備工程技術研究中心 寶雞 721002；3.中國石油天然氣集團公司 北京 100007）

引 言

海洋蘊藏著豐富的油氣資源，隨著近淺?？砷_采油氣資源總量不斷減少，海洋油氣資源的勘探開發(fā)必將走向深海。近期雖受全球經(jīng)濟發(fā)展放緩、油價持續(xù)低迷的沖擊，深水、超深水油氣資源勘探開發(fā)活動有所放緩，但是在今后相當長一段時期內(nèi)，石油、天然氣依然是重要的能源之一，而半潛式鉆井平臺是深水、超深水油氣資源開發(fā)的主要裝備之一，［1-5］目前已經(jīng)發(fā)展至第七代，其典型特征是最大作業(yè)水深達3 660 m、最大鉆深15 250 m、雙主井口、20 000 psi SSBOP［6-7］。

由中集來福士負責建造的超深水半潛式鉆井平臺，鉆井系統(tǒng)由NOV公司提供。國內(nèi)石油裝備制造企業(yè)在該領域技術相對薄弱，2016年，工信部旨在加強海工高端裝備的國產(chǎn)化，實施了第七代超深水鉆井平臺（船）自主創(chuàng)新工程。鉆井系統(tǒng)及關鍵裝備的國產(chǎn)化研究是重點之一，鉆井系統(tǒng)是半潛式鉆井平臺的核心。在超深水半潛式鉆井平臺中，只有在掌握了鉆井系統(tǒng)自主設計、制造的核心技術，形成自主知識產(chǎn)權，才能使超深水半潛式鉆井平臺國產(chǎn)化邁上更高臺階。

1 超深水半潛式鉆井平臺鉆井系統(tǒng)技術分析

1.1 技術要求

超深水半潛式鉆井平臺鉆井系統(tǒng)的選型配置必須基于典型特征及核心技術參數(shù)，充分考慮海洋深水鉆井工藝與井身結構的特殊要求，全面分析雙井口作業(yè)系統(tǒng)對鉆井系統(tǒng)選型配置的影響。

1.2 總體方案

鉆井系統(tǒng)為雙主井口，整體采用雙聯(lián)塔形井架結構，兩井口作業(yè)能力相同且可并行作業(yè)，各井口分別配提升及旋轉系統(tǒng)、天車補償裝置、排管裝置、管柱輸送裝置，立根井架內(nèi)部布置，隔水管立式排放，配套獨立的BOP &采油樹處理系統(tǒng)。鉆井系統(tǒng)三維布局圖如圖1所示。

圖1 鉆井系統(tǒng)三維布局圖

1.3 主要技術參數(shù)

鉆井系統(tǒng)主要技術參數(shù)包括：

最大作業(yè)水深：3 660 m

最大鉆深（按6 5/8″鉆桿）：15 250 m

最大鉤載：11 500 kN

提升系統(tǒng)繩系：8×9

轉盤開口通徑：75.5 in（1.905 m）

井架型式：雙聯(lián)塔形井架

井口間距：18 m

鉆柱升沉補償系統(tǒng)：補償位移±3.81 m

高壓泥漿管匯：7 500 psi

固井管匯：20 000 psi

節(jié)流壓井管匯：20 000 psi

2 物料處理系統(tǒng)選型配置研究

鉆井系統(tǒng)的物料處理系統(tǒng)主要包括BOP處理系統(tǒng)、采油樹處理系統(tǒng)、隔水管處理系統(tǒng)、管柱處理系統(tǒng)等。

2.1 BOP處理系統(tǒng)

BOP處理系統(tǒng)包括門型吊機、運輸滑車、導向系統(tǒng)等。鉆井系統(tǒng)需要配套8閘板、20 000 psi壓力級別的防噴器，其質量超過560 t；考慮各類輔助管線及工具，總質量超過600 t。按照BOP系統(tǒng)處理工藝需求，整套BOP處理系統(tǒng)需要實現(xiàn)的功能及主要設備包括：

（1）BOP封固

實現(xiàn)BOP直立狀態(tài)下的有效固定，確保在平臺拖航、自航、自存等工況下BOP組可靠的存儲，需要的設備包括BOP底部支座、機械手。

（2）BOP吊運

完成BOP的起吊，并運送至月池上方，關鍵設備為BOP吊機。

（3）BOP測試

對連接完成后的BOP進行下水前的測試。

（4）BOP運輸

將吊運至月池上方的BOP通過布置在月池內(nèi)的滑車運輸至鉆臺面的井口正下方，關鍵設備是布置在月池內(nèi)的滑車。

（5）BOP導向

BOP和隔水管完成連接后，在下放過程中出于安全性的考慮必須對BOP實施導向操作，確保BOP順利通過月池。

鉆井系統(tǒng)BOP處理系統(tǒng)設備清單及參數(shù)見表1。

表1 BOP處理系統(tǒng)配置清單及參數(shù)

2.2 采油樹處理系統(tǒng)

采油樹處理系統(tǒng)包括采油樹起重機、采油樹運輸滑車、X-Y雙向滑移裝置等，采油樹處理系統(tǒng)按照150 t載荷能力進行設計。系統(tǒng)主要功能包括：

（1）采油樹存儲

將準備下放到海底的采油樹安全可靠地堆放于主甲板，通常情況下需要滿足至少存放4組單體采油樹的能力，采油樹存儲托座設計為可滑移結構。

（2）采油樹測試

完成對采油樹下放前的測試工作。

（3）采油樹吊運

將采油樹吊運至月池上方，所需的設備為門式吊機（方案A）或行車式（方案B）。

（4）采油樹移運

將處于月池外側的采油樹推送到月池內(nèi)井口中心位置，以便完成鉆具與采油樹的連接。

鉆井系統(tǒng)中采油樹處理系統(tǒng)設備清單及參數(shù)如表2所示。

表2 采油樹處理系統(tǒng)配置清單及參數(shù)

2.3 管子處理系統(tǒng)

管子處理系統(tǒng)分為鉆桿處理系統(tǒng)和隔水管處理系統(tǒng)。

鉆井系統(tǒng)鉆井深度15 250 m，立根臺的容量需滿足鉆井深度的要求，鉆桿采用符合API規(guī)范的Ⅲ類鉆桿，單根鉆桿長度45 ft（13.7 m），三單根一立柱，立柱高度135 ft（41 m）；通常情況下，需要對直徑小于14 in（0.36 m）大于7 in（0.18 m）套管進行建立根作業(yè)。單根套管長度30 ft（9.15 m），四單根一立柱，單根套管高度120 ft（27.5 m）。立根組合方案見表3。

表3 立根組合方案

管子處理系統(tǒng)主要設備清單及參數(shù)如表 4所示。

鉆井系統(tǒng)最大作業(yè)水深3 660 m，提出兩隔水管單根接一柱立根的布置方案，單根隔水管長度65 ft，隔水管立柱高度130 ft，由于作業(yè)水深的增加，隔水管浮筒的外徑也隨之增加，在3 660 m水深條件下隔水管浮筒外將超過60 in。

隔水管處理系統(tǒng)主要包括隔水管起重機、隔水管傾斜臂、隔水管指梁、多功能機械臂等，推薦配置見表5。

3 游吊系統(tǒng)

游吊系統(tǒng)主要包括絞車、天車、游車、鋼絲繩等，需要根據(jù)實際鉆井工況對游吊系統(tǒng)各設備的主要參數(shù)進行匹配計算。

表4 管子處理系統(tǒng)關鍵設備及參數(shù) 個

表5 隔水管處理系統(tǒng)關鍵設備及參數(shù) 個

3.1 絞車主要技術參數(shù)

絞車功率為：

式中：V1為大鉤最低起鉆速度，V1=0.2 m/s；η傳動為絞車輸入軸至滾筒軸的效率，取值0.932；η滾筒為滾筒纏繩及滾筒軸效率，取值0.97；η游動為游動系統(tǒng)效率，此處游動系統(tǒng)效率按照API規(guī)定取值0.673；Q柱為最大鉆柱質量，Q柱=q·Lmax；q為鉆柱每米長度的質量（按6 5/8″，IEU，S級），q=47.48 kg/m；Lmax為鉆井深度，取15 250 m；Q柱=724 t。

所以，絞車功率N=5 830 kW。

3.2 鋼絲繩主要技術參數(shù)

鉆井鋼絲繩的選擇需要考慮最大鉆柱質量及最大鉤載兩種工況。

最大鉆柱質量下的快繩拉力為：

式中：Q游為游吊系統(tǒng)載荷，Q游=Q頂驅+Q游車+Q柱=70 t+724 t=794 t；z為有效繩數(shù)，其值為16；η游動為游動系統(tǒng)效率，根據(jù)API 9B推薦值為0.673。

所以最大鉆柱質量下最大快繩拉力為：

按照最大鉆柱質量選定鋼絲繩直徑d繩，API RP 9B 規(guī)定鉆井鋼絲繩的最小設計系數(shù)（即最小安全系數(shù)）Smin1=3。

所需鋼絲繩破斷載荷為：P快max≥Smin1×P快繩=3×73.737×9.81=2170 kN

最大鉤載的快繩拉力為：

按照最大鉤載選定鋼絲繩直徑d繩，API RP 9B規(guī)定最小設計系數(shù)Smin2=2。

鋼絲繩必須具有的破斷載荷為：

P鉤max≥Smin2×P快繩=2×1 068=2 136 kN

鋼絲繩破斷載荷為：

P斷=Max（P快max，P鉤max）≥ 2 170 kN

參照API Spec 9A鋼絲繩規(guī)范，選用6×36 WSIWRC-2160，56 mm鋼絲繩，公稱破斷拉力為2 410 kN，大于鋼絲繩所需的破斷載荷。

4 旋轉系統(tǒng)

鉆機的旋轉系統(tǒng)關鍵部件包括頂驅、轉盤。

4.1 頂驅主要技術參數(shù)

海上鉆井日費用較高，為提高鉆井效率，用頂驅代替水龍頭和轉盤，頂驅的主參數(shù)包括連續(xù)工作扭矩和最大鉤載。

頂驅的連續(xù)工作扭矩［8］：

式中：Lmax為名義井深上限，為15 250 m。

所以，頂驅連續(xù)工作扭矩Mmax≥15 250×10-2-5=147.5 （kN·m）

頂驅的最大靜載荷是頂驅能承受的最大起重能力，頂驅的最大靜載荷與大鉤載荷一致，為11 500 kN。

為進一步提升鉆機游吊系統(tǒng)工作效率，借助管柱自動化處理系統(tǒng)，實現(xiàn)游吊系統(tǒng)的連續(xù)運動作業(yè)，頂驅需要配套可伸縮的導軌架，在頂驅從鉆臺面向上移動的過程中有效避開井口。

4.2 轉盤主要技術參數(shù)

轉盤是海洋鉆機設備中主要的承載和旋轉部件。起下鉆柱或管柱時，承受全部鉆柱或管柱的質量；下放水下BOP及水下器具時，承受水下BOP及水下器具的質量；緊急狀況下處理井下事故時可用于鉆具的旋轉。轉盤選型時主要考慮轉盤開口直徑、最大靜載荷等。

轉盤開口直徑必須保證能順利下放隔水管。目前深水鉆井平臺配置的轉盤通徑都在60.5 in（1 536.7 mm）以上，并且隨著作業(yè)水深的增加，轉盤開口直徑還會繼續(xù)增加。超深水半潛式鉆井平臺鉆井系統(tǒng)配套的隔水管漂浮材料外徑超過60 in（1 524 mm），隔水管下放作業(yè)時安全的的操作間隙通常為5″（127 mm），因此轉盤開口直徑取為75.5 in（1 727.2 mm）。

轉盤最大靜載荷是轉盤能夠承受的最大軸向載荷，其取值不應小于最大鉤載11 500 kN。

5 鉆柱升沉補償裝置

常見的鉆柱升沉補償裝置包括天車補償裝置、游車補償裝置、絞車補償裝置、死繩端補償裝置及伸縮鉆桿補償裝置。天車補償裝置在深水、超深水鉆井系統(tǒng)中應用最為廣泛；在深水、超深水鉆機系統(tǒng)中游車補償裝置基本很少應用；絞車補償裝置可顯著減輕井架質量但增加補償功能后絞車功率比普通絞車功率增加30%～50%；死繩端補償裝置的典型代表是豪氏威馬公司推出的鉆井系統(tǒng)，但目前應用很少；伸縮鉆桿補償裝置屬于較早期產(chǎn)品，現(xiàn)已基本淘汰。

鉆柱升沉補償按動力供給方式的補償型式，可以分為被動式、主動式和半主動式。被動式補償能耗小，但是補償性能不穩(wěn)定，滯后較明顯，早期使用較多；主動補償抗干擾能力強、補償精度高、性能穩(wěn)定，但是結構復雜、造價高、能耗高；半主動式補償是介于被動和主動之間的復合系統(tǒng)，與主動式相比可減少所需的動力，補償精度介于主動與被動之間，因而應用較廣泛。

鉆井系統(tǒng)配套半主動式天車升沉補償裝置，其主要技術參數(shù)包括最大靜載荷、最大補償載荷，天車補償裝置的最大靜載荷不應小于鉆井系統(tǒng)最大鉤載。

在鉆井過程時，天車補償裝置的最大補償載荷Qmax=Q柱+Q游動-F浮。其中：

F浮=ρgV排=1 500×9.8×70.24≈1 030 kN。

因此，Qmax=725+70-103=692 t，天車補償裝置的最大靜載荷為1 150 t，最大補償載荷為692 t。

6 隔水管張緊系統(tǒng)

隔水管張緊裝置分為鋼絲繩式和液壓缸式。鋼絲繩式張緊器普遍用于第四代及第五代半潛平臺上，主要優(yōu)勢是造價低，缺點是張緊力有限、鋼絲繩、滑輪等易磨損，安裝重心偏高，同時不適用于雙井口作業(yè)系統(tǒng)。液缸式張緊器普遍用于第五代、第六代半潛平臺上，主要優(yōu)勢是張緊力大、結構簡單、質量輕、重心低，但是造價偏高，另外液缸式張緊器配合滑移裝置可方便實現(xiàn)雙井口之間的滑移。

針對超深水半潛式鉆井平臺鉆井系統(tǒng)，選用液壓缸式隔水管張緊器，其主要技術參數(shù)包括張緊行程、最大張緊載荷、工作壓力等。

采用基于下放鉤載的隔水管頂部張力確定方法，按照上限80%大鉤載荷進行設計［9］，張緊器張力T=80%×1 150=920 t。

設置6個液壓缸承載張緊力，考慮到張緊器失效或維修的情況下，4個液壓缸工作情況下張力器尚能為隔水管提供所需要的最小張力，液壓缸傾斜角度不大于3°，單缸最小張緊力因此隔水管張緊裝置最大張緊力為F張緊器總=F單缸×6=1 380 t。

通常情況下，超深水鉆井系統(tǒng)隔水管張緊裝置行程為15.24 m（50 ft），液壓系統(tǒng)工作壓力21 MPa，空氣系統(tǒng)壓力21 MPa。

7 井架及鉆臺

7.1 井架主參數(shù)

在確定鉆井系統(tǒng)井架井口間距18 m的基礎上，還需進一步分析論證包括井架有效高度、V大門高度、井架底部尺寸等關鍵參數(shù)。

7.1.1 井架有效高度H井架

井架有效高度H井架主要取決于鉆機起下鉆作業(yè)中，游車上行到最高位置時，仍能保證有足夠的安全高度，與立柱高度、游車長度、頂驅長度、補償位移、防碰距離密切相關。式中：h立根為立根的有效高度，取41.15 m（135 ft）；l游吊為游車+頂驅實際高度，取13 m；h天車防碰距離為頂部安全防碰空間，取4.5 m（包括3.81 m補償行程）；h鉆臺防碰高度為底部安全防碰空間，取4.5 m（包括3.81 m補償行程）。

因此，H井架=41.15+13+4.5+4.5=63.15 m，確定井架有效高度64 m。

7.1.2 井架底部開襠

井架底部開襠的確定需要綜合考慮船體結構、鉆臺布置等因素。

按照船體月池開口跨距9 m的參數(shù)考慮，在保證井架內(nèi)部充分操作空間的基礎上，確保主載荷垂向施加，盡量減少對船體月池兩側結構產(chǎn)生的影響。同時，較小的井架底部開襠對船首側布置的隔水管立根影響也較小，因此建議井架的底部寬度為11 m。

月池的長度按照42～44 m，在此基礎上需要滿足采油樹下放、BOP下放、鉆井絞車布置、同時滿足各種設備周邊足夠有效的操作維護空間，井架的底部開襠長度方向為19.5 m。

因此，井架底部開襠確定為19.5 m×11 m。

7.1.3 V大門有效高度

井架的V大門包括隔水管側V大門及鉆桿側V大門。

按照操作工藝要求，單根隔水管立根長度為130 ft，是通過可以傾斜的隔水管滑槽運送到鉆臺面，因此井架隔水管側V大門有效高度必須要滿足隔水管在滑槽內(nèi)傾斜過程中順利通過井架，不能干涉。隔水管立根穿艙布置在雙層底甲板上，底部距離上甲板7 m，鉆臺面距離上甲板9 m，因此隔水管立根超出鉆臺面的距離為：39.63-9-7=23.6 m。安裝漂浮材料的隔水管單根外徑可達到62 in（1.575 m），在考慮到足夠安全空間的基礎上，隔水管側V大門在24 m處凈空間不小于1.6 m，以確保隔水管可以順利通過V大門。

按照1.2節(jié)總體布置方案及管柱處理系統(tǒng)流程，在井口完成離線建立根的作業(yè)，依靠柱式排管機提升裝置完成單根鉆柱的HTV（horizon to vertical）動作并送至動力鼠洞，因此鉆桿側V大門的有效高度須滿足35 ft單根鉆柱在傾斜45°狀態(tài)下進出井架，所以鉆桿側V大門的有效高度為：

35 ft×sin45°×0.3 048 m/ft=7.6 m。

7.1.4 井架頂部開襠

井架的頂部主要是滿足安裝天車補償裝置而設計，推薦井架的頂部開襠為6.7 m×6.7 m。

7.2 底座主要參數(shù)

鉆臺高度是底座最為重要的設計參數(shù)之一，需要考慮的因素包括：泥漿回流管角度、隔水管張緊器擺動角度、BOP&采油樹處理凈空間等因素，同時鉆臺高度又對鉆井系統(tǒng)的重心位置影響較大。

鉆臺高度：

式中：h1為泥漿分配器進口高度，鉆井系統(tǒng)布局中h1=3 m；h2為泥漿排出口和泥漿分配器進口之間的垂直落差；h3為泥漿排出口距鉆臺面高差。

從泥漿排出口至泥漿分配器進口之間回流管的長度為L，傾斜角度一般不小于5°，h2=L×sin，因此h2=2.62 m。

綜合考慮轉盤、轉盤梁、分流器的實際尺寸，分流器上泥漿排出口距鉆臺面高差h3不小于3 m。

所以，鉆臺高度H=3+3+2.62=8.62 m，因此確定9 m高的鉆臺面高度較為合理。

此外，還需進一步核實隔水管張緊器在完全伸出、擺動角度3°時，張緊器和月池側壁之間保證足夠的安全空間。

8 結 論

針對超深水半潛式鉆井平臺雙井口作業(yè)系統(tǒng)總體布置方案，結合鉆井工藝特點，進行多個關鍵系統(tǒng)的選型配置研究，為鉆井系統(tǒng)關鍵設備選型提供依據(jù)，并對超深水半潛式鉆井平臺的月池尺寸、總體性能和布置方案的確定具有重要意義。

文中所采用的關鍵設備選型配置的方法可為其他海洋鉆機的設計選型提供參考。

［參考文獻］

［1］ 蔣世全，李峰飛，劉怡君，等.從淺海走向深海的挑戰(zhàn)與鉆井設計技術對策［J］.洋工程裝備與技術，2015（6）：361-372.

［2］ 王懿，段夢蘭，焦曉楠.深水油氣開發(fā)裝備發(fā)展現(xiàn)狀及展望［J］.石油機械，2013（10）：51-55.

［3］ 謝彬，李陽，張威，等.超深水半潛式鉆井平臺設計技術創(chuàng)新與應用［J］.海洋工程裝備與技術，2015（6）：353-360.

［4］ 王定亞，朱安達.海洋石油裝備現(xiàn)狀分析與國產(chǎn)化發(fā)展方向［J］.石油機械，2014（3）：33-37.

［5］ 肖文生，吳磊，田雪，等.深水半潛式鉆井平臺上甲板鉆井設備布局研究［J］.石油機械，2014（5）：44-48.

［6］ 中國工業(yè)報. 步入全球高端制造中集來福士開建世界最大鉆井平臺［N］ . 2014.3.

［7］ 劉建，謝彬，盛磊祥，等.深水半潛式鉆井平臺鉆井能力及應用效果分析［J］.海洋工程裝備與技術，2015（6）：390-395.

［8］ 劉健，浮式鉆井平臺主要鉆井設備選型分析［J］ .石油礦場機械，2011（6）：01-04.

［9］ 鞠少棟，暢元江，陳國明，等. 超深水鉆井作業(yè)隔水管頂張力確定方法［J］ .海洋工程，2011（1）：100-104.