(中海油能源發(fā)展裝備技術(shù)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067)

水下采油樹是水下生產(chǎn)系統(tǒng)的關(guān)鍵技術(shù)，目前我國已經(jīng)生產(chǎn)出樣機(jī)，但未能投入使用，其中最主要的原因之一就是未能真正進(jìn)行現(xiàn)場測(cè)試。因此，設(shè)計(jì)海試方案，驗(yàn)證其性能。

1 海試方案概述

1.1 海試內(nèi)容

水下采油樹海試主要包括以下內(nèi)容：①海試前準(zhǔn)備；②水下安裝；③水下密封測(cè)試；④水下功能測(cè)試；⑤水下回收。

1.2 安裝方式

水下采油樹主要有三種安裝方式：纜繩安裝、鉆桿安裝和導(dǎo)向繩安裝。

在對(duì)國際主流水下采油樹形勢(shì)以及目前國內(nèi)水下采油樹[1]研究方向進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，選擇水下臥式采油樹作為分析對(duì)象。其主要性能參數(shù)：①采油樹型式：臥式；②適用水深：3 000 m；③安裝方式：纜繩安裝/鉆桿無導(dǎo)向；④控制方式：復(fù)合電液控；⑤SCM安裝：可回收；⑥Choke安裝：可回收；⑦主體尺寸：5 m×5 m×4 m；⑧管道尺寸：5-1/8 in×2-1/16 in；⑨跨接管連接器：卡麥龍CVC；⑩井口連接器：18-3/4 in 10 000 psi H4連接器。

1.3 整體思路

海試整體思路見圖1。

首套海試樣品應(yīng)在陸地(含模擬水池)完成質(zhì)量檢測(cè)、性能鑒定試驗(yàn)(從實(shí)驗(yàn)室縮尺到全尺寸的測(cè)試)、工廠驗(yàn)收試驗(yàn)(FAT)和系統(tǒng)完整性試驗(yàn)(SIT)[2-4]，取得API證書及第三方檢驗(yàn)證書后，并經(jīng)由產(chǎn)品設(shè)計(jì)制造方、海試操作方、第三方檢驗(yàn)機(jī)構(gòu)等多方組成海試項(xiàng)目組的聯(lián)合檢查，方可進(jìn)行海試。產(chǎn)品的陸地測(cè)試應(yīng)根據(jù)設(shè)計(jì)性能指標(biāo)完成新產(chǎn)品的力學(xué)性能、載荷性能、密封性能、防腐性能、疲勞特性等性能指標(biāo)的驗(yàn)證，并通過功能模擬試驗(yàn)。

海試的目的是通過實(shí)際的水下測(cè)試，驗(yàn)證產(chǎn)品的綜合使用功能并考核水下工作的穩(wěn)定性。國外新研制的水下產(chǎn)品海試經(jīng)驗(yàn)通常經(jīng)歷長期的，從淺海到深海，嚴(yán)格的分步測(cè)試驗(yàn)證流程。

2 海試內(nèi)容

2.1 測(cè)試條件

1)水下采油樹以及組件已完成性能鑒定試驗(yàn)、FAT和SIT等測(cè)試。

2)測(cè)試人員對(duì)測(cè)試對(duì)象和需要使用的設(shè)備比較熟悉。

3)完成危險(xiǎn)與操作性研究(HAZOP)以及作業(yè)安全分析(JSA)。

4)船舶資源就位(詳細(xì))。

5)天氣窗口(詳細(xì))。

6)在海底安裝測(cè)試樁(詳細(xì))。

7)淺海測(cè)試平臺(tái)配置設(shè)施(詳細(xì))。

8)船舶及平臺(tái)定位(詳細(xì))。

2.2 測(cè)試目的

1)核實(shí)采油樹能夠在井口頭上坐放、鎖緊和測(cè)試。

2)核實(shí)油管懸掛器及其安裝工具與采油樹之間的配合。

3)核實(shí)采油樹和油管懸掛器之間的密封性。

4)核實(shí)采油樹能夠按設(shè)計(jì)要求安裝和回收。

5)核實(shí)采油樹以及附件的安裝程序。

6)核實(shí)采油樹和油管懸掛器之間的操作和通信。

7)核實(shí)遙控作業(yè)機(jī)器人的可靠近性。

8)核實(shí)油管懸掛器與采油樹之間沒有物理干涉。

9)油管懸掛器與其安裝工具之間的鎖定/解鎖/測(cè)試。

10)油管懸掛器與井口頭之間的鎖定/解鎖/測(cè)試。

11)讓海上作業(yè)人員更好地了解采油樹、油管懸掛器[5]和相關(guān)工具。

2.3 測(cè)試場地

1)方案一：浙江舟山海試基地。

測(cè)試中心距離寧波港口6 km，距離上海港口90 km，所采購的實(shí)驗(yàn)設(shè)備、器材容易進(jìn)出海港，交通運(yùn)輸方便。

測(cè)試中心有3個(gè)梯度的海床(水深12、45和100 m)，見圖2。

圖2 舟山海試基地基本情況

選擇100 m深的海床進(jìn)行水下井口裝置的淺海試驗(yàn)。在海試前對(duì)海試區(qū)域進(jìn)行淺層地層和地表進(jìn)行勘測(cè)，以提供全面的數(shù)據(jù)。

2)方案二：在南海指定區(qū)域。

海試目標(biāo)海域?yàn)?00 m水深以內(nèi)區(qū)域，根據(jù)我國目前在役的半潛式鉆井平臺(tái)的情況，選用勘探三號(hào)，見圖3。

圖3 勘探三號(hào)

平臺(tái)工作排水量219 910 t，工作吃水20 m，除了包括鉆井、泥漿、固井、防噴系統(tǒng)在內(nèi)的全套鉆探設(shè)備外，還配置了4組(8臺(tái))150 t的電動(dòng)錨機(jī)，5組660 kW的柴油發(fā)電機(jī)組。同時(shí)，船上還配有潛水鐘和甲板減壓艙組成的200 m飽和潛水系統(tǒng)，防火、防爆和可燃性氣體自動(dòng)報(bào)警系統(tǒng)等現(xiàn)代化設(shè)備。其工作水深為35～200 m，最大鉆井深度6 000 m。

2.4 配套設(shè)備

1)水下機(jī)器人(ROV)。在水下井口裝置海試過程中，需要ROV執(zhí)行以下作業(yè)：水下設(shè)備的定位與安裝、閥門和液壓功能的操作、水下觀察等，所以選擇作業(yè)型ROV(工作級(jí)ROV)。

2)支持船。海試過程中需要一艘支持船，以保障ROV作業(yè)和裝備物資，同時(shí)進(jìn)行試驗(yàn)過程的安全守護(hù)。

3)水下井口裝置和控制系統(tǒng)。水下采油樹需要進(jìn)行井口連接測(cè)試和壓力測(cè)試，需要配置匹配的水下井口裝置和控制系統(tǒng)以完成相應(yīng)測(cè)試[6]，所需主要物資見表1。

表1 主要物資表

4)其他鉆具和鉆井物資。

2.5 測(cè)試流程

主要測(cè)試流程見圖4。

圖4 測(cè)試流程

2.6 水下采油樹海試

2.6.1 采油樹安裝測(cè)試

1)水下采油樹、船舶、安裝工具、海洋測(cè)試平臺(tái)等均已到位。

2)核實(shí)水下控制模塊、生產(chǎn)節(jié)流閥以及出油管接頭壓力帽已經(jīng)安裝在采油樹上。

3)檢查ROV，將裝載ROV作業(yè)工具的ROV下入測(cè)試海域。

4)利用ROV對(duì)測(cè)試樁井口頭內(nèi)部進(jìn)行沖刷，用刷子清理井口頭上的密封圈卡槽。

5)利用ROV測(cè)量井口頭的水平度，并記錄數(shù)據(jù)，回收ROV。

6)對(duì)采油樹的閥門進(jìn)行配置(根據(jù)水下采油樹配套的安裝說明書對(duì)閥門進(jìn)行配置)。

7)插入Hot Stab到采油樹ROV控制面版相應(yīng)的接口上，測(cè)試采油樹連接器。

8)從ROV面板上移除Hot Stab。

9)移除采油樹上的所有防護(hù)帶和保護(hù)套，以及電液接口的塑料保護(hù)套。

10)核實(shí)采油樹出油接頭上的壓力帽無破損。

11)測(cè)試采油樹安裝工具。

12)將纜繩適配器連接至采油樹安裝工具上部接口。

13)吊起采油樹安裝工具，將其采油樹連接。

14)旋轉(zhuǎn)安裝工具直到安裝工具與采油樹鎖緊。

15)用測(cè)試平臺(tái)吊機(jī)將裝有安裝工具的采油樹吊起。

16)測(cè)試平臺(tái)吊起采油樹保持不動(dòng)，移動(dòng)船舶。

17)緩慢下放采油樹入水。

18)將測(cè)試平臺(tái)吊裝纜繩與船舶絞車?yán)|繩連接。

19)繼續(xù)下放采油樹直到將載荷完全轉(zhuǎn)移到船舶絞車上。

20)斷開測(cè)試平臺(tái)吊繩與采油樹的連接。

21)移動(dòng)船舶的位置，直到采油樹位于水下井口上方。

22)下放ROV，使用ROV觀察采油樹的下放過程。

23)當(dāng)采油樹距離測(cè)試基座一定位置(例如15 m)時(shí)，停止下放，利用ROV確認(rèn)采油樹的方位，以及確認(rèn)基座狀況。

24)利用船舶調(diào)節(jié)采油樹的位置，使其位于測(cè)試樁上方。

25)利用ROV核實(shí)采油樹連接器位于解鎖位置，且采油樹閥門處于關(guān)閉位置。

26)慢速繼續(xù)下放采油樹。

27)當(dāng)采油樹距離井口一定距離(例如1.5 m)，利用ROV轉(zhuǎn)動(dòng)采油樹直到采油樹的朝向符合要求。

28)核實(shí)無誤后，緩慢下放采油樹，最大速度不超過0.1 m/s。緩慢坐放采油樹，必要時(shí)采用ROV對(duì)坐放過程進(jìn)行輔助。

29)利用ROV觀察采油樹的坐放過程，當(dāng)所有的重量都傳遞到井口頭之后，利用ROV安裝Hot Stab到采油樹ROV控制面板上對(duì)應(yīng)的端口。

30)對(duì)端口供應(yīng)流體，使用ROV觀察核實(shí)連接器移動(dòng)到鎖緊位置。

31)對(duì)連接器的鎖緊功能進(jìn)行排空，利用絞車對(duì)采油樹施加一定的力向上提升，該力平衡采油樹及其安裝工具的重量后另外施加一定向上的拉力(例如250 kN)，使用ROV核實(shí)提升過程。

32)逐漸放松纜繩，最后維持纜繩上施加一定的拉力(例如25～50 kN)。

驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)：①ROV對(duì)鎖緊指示器進(jìn)行拍照確認(rèn)；②ROV對(duì)采油樹上的水平儀(bulleye)進(jìn)行拍照(如果有)；③在輕微提升采油樹時(shí)，采油樹與連接器之間的連接不會(huì)斷開。

2.6.2 采油樹連接密封測(cè)試

1)利用ROV核實(shí)采油樹上所有閥門的配置(依據(jù)采油樹安裝手冊(cè)進(jìn)行操作)。

2)利用ROV在采油樹上對(duì)應(yīng)的接口插入Hot Stab。

3)對(duì)Hot Stab進(jìn)行供應(yīng)高壓液體，對(duì)采油樹密封進(jìn)行測(cè)試，保壓15 min，記錄測(cè)試壓力。

4)測(cè)試完成時(shí)對(duì)高壓液體進(jìn)行排空。

5)關(guān)閉采油樹上相應(yīng)的閥門，回收安裝工具及其鎖具。

6)移除Hot Stab，重新將假Hot Stab安裝在采油樹ROV控制面板上。

驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)：①?zèng)]有可見泄漏；②每小時(shí)的壓力衰減不會(huì)超過測(cè)試壓力的5%。

2.6.3 采油樹功能測(cè)試

1)使用ROV將安裝修井控制系統(tǒng)的液壓飛頭連接到采油樹上的多路快速接頭上。

2)使用ROV將電飛頭連接至采油樹上相應(yīng)的電接口。

3)對(duì)采油樹上所有液壓驅(qū)動(dòng)的閥門進(jìn)行功能測(cè)試，核實(shí)所有的閥門和控制系統(tǒng)都能正常的執(zhí)行其功能，且SCM可以正常執(zhí)行其功能。

驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)：①電測(cè)試單元顯示閥門可以正常的開閉；②SCM上的壓力變換器顯示供應(yīng)的壓力開始起作用；③使用ROV觀察閥門的轉(zhuǎn)動(dòng)。

2.6.4 采油樹閥門密封測(cè)試

1)利用ROV核實(shí)閥門的配置。

2)通過油管懸掛器隔離管線供壓(THI)。一旦測(cè)試壓力到達(dá)之后，保壓5 min，并記錄數(shù)據(jù)，通過壓力傳感器來記錄壓力的增長過程。測(cè)試完成之后泄壓。

3)記錄測(cè)試數(shù)據(jù)。

2.6.5 采油樹安裝工具回收測(cè)試

1)確認(rèn)核實(shí)所有的采油樹閥門已經(jīng)關(guān)閉，松開纜繩的拉力。

2)利用ROV推動(dòng)鎖緊插銷來對(duì)采油樹安裝工具進(jìn)行解鎖，對(duì)鎖緊插銷進(jìn)行回收。

3)輕輕吊起安裝工具，核實(shí)安裝工具和采油樹脫離。

4)將安裝工具回收至水面，對(duì)安裝工具進(jìn)行檢查。

2.6.6 油管懸掛器安裝測(cè)試

1)將油管懸掛器吊到海試平臺(tái)上。

2)將油管懸掛器與油管連接。

3)將油管懸掛器座放在測(cè)試基座上，并去除油管懸掛器吊裝和運(yùn)輸附件。

4)將油管懸掛器測(cè)試工具與油管懸掛器連接。

5)將測(cè)試工具上的管線與油管懸掛器上部通道接口相連接。

6)測(cè)試鎖緊環(huán)的鎖緊和解鎖功能。

7)連接井下的液壓管線和電纜(包括油管內(nèi)部和外部線纜)。

8)將外部液壓測(cè)試管路與油管懸掛器側(cè)壁上的電液接頭相連接。

9)依據(jù)廠家設(shè)備說明書和安裝說明書進(jìn)行電液測(cè)試。

10)測(cè)試完成后移走電液測(cè)試工具。

11)然后手動(dòng)向下推動(dòng)卡圈激活環(huán)來將油管懸掛器卡圈撐開。

12)利用測(cè)試樹吊起油管懸掛器安裝工具，并將其吊到油管懸掛器上方。

13)將液壓管線加壓來測(cè)試安裝工具的鎖緊和解鎖功能(具體管道的施壓順序和壓力大小參照設(shè)備說明書和安裝說明書)。

14)觀察安裝工具上的部件執(zhí)行情況，最后將安裝工具設(shè)置為未鎖緊的狀態(tài)。

15)將安裝工具對(duì)準(zhǔn)油管懸掛器，并緩慢旋轉(zhuǎn)下放(對(duì)準(zhǔn)油管懸掛器頂部的電液插口)。

16)安裝工具“軟著陸”之后，通入液壓將其與油管懸掛器鎖緊，將安裝工具泄壓。

17)通過觀察安裝工具上的鎖緊指示器來核實(shí)是否鎖緊。

18)施壓測(cè)試排泄回收管線。

19)在卡圈激活環(huán)上安裝剪切銷釘，此時(shí)油管懸掛器處于未鎖緊狀態(tài)。

20)連接測(cè)試地面控制井下安全閥管線，測(cè)試井下電纜。

21)油管懸掛器測(cè)試完成后，將油管懸掛器提升，拆除測(cè)試基座，將油管懸掛器下放。

22)在油管懸掛器將要著陸時(shí)，將安裝工具內(nèi)部的“軟著陸活塞”通入高壓液體。

23)繼續(xù)下放油管懸掛器到水下采油樹樹體中。

24)繼續(xù)下放，油管懸掛器將會(huì)與樹體中的導(dǎo)向設(shè)施接觸，并發(fā)生旋轉(zhuǎn)。

25)一旦“軟著陸”后，將安裝工具的高壓液體釋放，完成油管懸掛器的著陸，同時(shí)將會(huì)激活油管懸掛器與樹體之間的密封。

26)接下來，根據(jù)安裝說明書步驟，關(guān)閉水下防噴器。

27)在防噴器下部區(qū)域通入高壓液體測(cè)試油管懸掛器是否完全著陸，并且測(cè)試油管懸掛器與樹體之間的金屬密封。

28)測(cè)試完成后，泄壓并打開防噴器【HOLD】。

29)對(duì)安裝工具通入高壓液體，推動(dòng)安裝工具上的推力環(huán)向下運(yùn)動(dòng)。

30)推力環(huán)與油管懸掛器的卡圈激活環(huán)接觸，推著其向下運(yùn)動(dòng)，擠出卡圈。實(shí)現(xiàn)油管懸掛器與樹體之間的鎖緊。

31)安裝工具上的鎖緊監(jiān)測(cè)管線將會(huì)反饋鎖緊機(jī)構(gòu)的狀態(tài)信息。

32)使用ROV連接采油樹ROV控制面板上的控制監(jiān)測(cè)接口，并通入高壓液體。

33)測(cè)試樹體與油管懸掛器的電纜通信。

34)測(cè)試油管懸掛器外部的密封完整性。

35)接下來，打開ROV控制面板上的地面控制安全閥(SCSSV)接口。

36)通入高壓液體，測(cè)試樹體上的SCSSV通道與油管懸掛器上的SCSSV是否密封對(duì)接。

37)接下來，通過ROV連接采油樹ROV控制面板上的環(huán)空監(jiān)測(cè)Hot Stab。

38)通入高壓液體，測(cè)試油管懸掛器側(cè)面生產(chǎn)通道與采油樹的生產(chǎn)通道是否密封對(duì)接。

39)使用ROV推動(dòng)樹體側(cè)面插銷來實(shí)現(xiàn)采油樹體于油管懸掛器的電插頭連接。

40)使用工具將測(cè)井隔離套回收到地面。

41)使用安裝工具將上部的頂部堵塞器送入油管懸掛器中。

42)一旦完成后，通入高壓液體測(cè)試頂部阻塞器是否在油管懸掛器中密封安裝。

43)接著使用安裝工具將頂部阻塞器卡圈激活并鎖緊。

44)一旦頂部阻塞器安裝完成，對(duì)油管懸掛器安裝工具進(jìn)行解鎖。

45)將安裝工具向上頂升，實(shí)現(xiàn)安裝工具與油管懸掛器完全脫離。

46)測(cè)試下部頂部阻塞器與油管懸掛器的密封，回收頂部阻塞器安裝工具。

47)將上部的頂部阻塞器送入油管懸掛器中。

48)測(cè)試上部頂部阻塞器與下部阻塞器之間的密封。

49)回收頂部阻塞器安裝工具。

2.7 總體海試驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)

1)水下采油樹以及部件的操作流程得到驗(yàn)證。

2)ROV的可接近性得到驗(yàn)證。

3)在安裝過程采油樹以及安裝工具之間沒有任何設(shè)備損壞。

3 結(jié)論

依據(jù)該海試方案對(duì)國內(nèi)國產(chǎn)化水下采油樹進(jìn)行應(yīng)用前的海上測(cè)試，可解決國內(nèi)水下采油樹因沒有實(shí)際海試而不敢使用的問題。通過對(duì)水下采油樹海試方法的研究，對(duì)于國內(nèi)水下生產(chǎn)系統(tǒng)及相關(guān)水下生產(chǎn)設(shè)備的發(fā)展具有推動(dòng)作用。