深水SCM液壓系統設計與仿真分析及樣機測試*

鐘朝廷 王賀猛 張 磊 劉華建 陳 斌

劉立新1 劉海軍2 譚 瑞2 吳進濤2

(1.海洋石油工程股份有限公司 天津 300451； 2.重慶前衛海洋石油工程設備有限責任公司 重慶 401121)

近年來，全球海上油氣開發項目中水深超過500 m的深水項目占48%，水深超過1 500 m的超深水項目占22%，深海油氣已成為未來油氣資源爭奪的主戰場[1-3]。液壓技術在國外已經廣泛應用于海洋石油的開采和傳輸[4-6]，但在國內深海的鉆探、開采和集輸是一個較新的領域，許多關鍵技術還掌握在國外少數幾家大公司的手中。水下控制模塊(Subsea Control Module，SCM)是水下控制系統的核心，可用于在水上和水下設備之間接收和傳送數據，工程師通過對溫度、壓力等數據檢測可以了解水下生產系統的運行情況[7]。目前國內深水油田使用的SCM均從國外進口，價格昂貴且有技術壁壘，因此SCM的國產化研究具有十分重要的意義[8]。

目前市場上水下控制系統以電液控制系統為主，而所有電液控制系統中以復合電液控制系統的應用最為廣泛[9-10]，因此SCM的國產化研究應以復合電液控制系統為主要方向。復合電液控制系統主要由HPU(液壓動力單元)、SDU(水下液壓分配單元)、臍帶纜和SCM組成。在SCM中，液壓系統是“肢體”，電氣系統是“大腦及神經”，二者均是不可或缺的部分。本文以SCM液壓系統作為研究對象，利用Simulation X軟件按照設計出的原理圖建立了水下生產控制系統仿真模型并進行了仿真分析，研究了閥門操作時間及單個閥門開啟對其余閥門狀態的影響；制造了SCM工程樣機，開展了工程樣機的功能測試及高壓艙測試，為將來整個SCM的研究及工程應用積累了寶貴的經驗。

1 SCM液壓系統設計

SCM所服役的目標油田位于南海西部，水深500 m，控制平臺與水下采油樹之間的臍帶纜長度約為24 km，管線內徑12.7 mm；SCM工作環境溫度范圍0～40 ℃，目標油田采油樹要求配套的SCM液壓系統至少具備1路69 MPa液壓輸入、4路69 MPa液壓輸出、1路34.5 MPa液壓輸入和11路34.5 MPa液壓輸出。結合SCM液壓系統的主要功能要求，將內部液壓系統分為數據采集、供油回路、蓄能器回路、壓力輸出回路、回油回路、壓力平衡裝置等部分(圖1)。

1.1 數據采集

水下環境中需要通過SCM實現對采油樹的實時監測，因此在設計SCM時需要加入相應的電子、液壓元器件，如壓力傳感器、溫度傳感器的信號采集裝置及流量計等。本研究中在供油回路、蓄能器回路、壓力輸出回路等回路中均設計有壓力傳感器，對平臺中控系統SCM及采油樹上各閥門控制回路壓力進行實時監測；在輸出回路和回油回路上設計了流量計，通過對流量計和壓力傳感器的數據進行分析可以得出相應閥門的實時狀態數據。

圖1 SCM液壓系統功能組成Fig.1 Functional component of SCM hydraulic system

1.2 供油回路

受限于特殊的工作環境，SCM的維修難度大、成本高，故本研究中高壓供油和低壓供油回路采用“一用一備”原則，從而提高系統操作穩定性，減少SCM的維修次數，節約運營成本。

本研究每一供油回路包括3條支路，如圖2所示，支路1設置過濾器和單向閥，支路2和支路3設置單向閥。正常情況下，液壓油從支路1通過。在過濾器堵塞且兩端積累一定壓差的情況下，液壓油經支路2輸入到系統，維持采油樹的正常生產狀態，防止意外關井發生。在采油樹液壓飛線(HFL)斷開的情況，液壓油經支路3排到海水，使得水下油氣生產安全停產，因此支路3可稱為安全支路。

圖2 SCM供油回路示意圖Fig.2 Diagram of SCM oil supply circuit

1.3 蓄能器回路

蓄能器主要為水下采油樹閥門操作提供連續動力，在系統中具有泄漏補償、吸收操作過程中油液對閥門的沖擊及使用過程中管路壓力波動的作用，對其進行冗余配置可以提高閥門開啟過程的穩定性和系統可靠性。本研究結合SCM內部結構設計及某品牌蓄能器選型資料確定了2組選型配置方案，如表1所示。后續通過仿真分析將對蓄能器的配置進行校驗，以確定蓄能器的最終配置方案。

表1 SCM蓄能器配置方案Table 1 Configuration of SCM accumulator

1.4 壓力輸出回路

按照系統最低要求，設計4路高壓輸出和11路低壓輸出,每路輸出回路上設計安裝1個某知名品牌電磁閥，平臺中控系統可以控制此電磁閥實現對應水下閥門的開啟和關閉，提高油田的智能化水平。該電磁閥為板式安裝、雙線圈驅動，自帶液壓自鎖功能，一定程度上解決了SCM內部安裝空間有限及安裝維護不便的問題，并大大提高了系統穩定性。

1.5 回油回路

回油回路設計時需要注意以下問題：①回油管可能存在瞬間高壓，須考慮SCM內部液壓元器件的保護；②油田遇到緊急情況時通常需要在較短時間內關閉采油樹閥門，須考慮關閥過程中液壓油的泄放速度問題；③臍帶纜的建造成本會隨著內部管線數量的增加而大幅上升，因此應盡量減少臍帶纜中回油管線的數量。

考慮上述問題，將回油回路分為低壓回油和高壓回油，二者之間利用單向閥隔離，在滿足回油速度的同時也解決了回油瞬間對SCM內部液壓元器件的保護問題，如圖3所示。曾有人提出采用開式循環的液壓系統，水基液壓油最終通過執行元件直接排海，以此來減少SCM內部液壓控制管線和臍帶纜內管線的數量[11]，但是此舉會造成水基液壓油的巨大浪費。本研究中高壓回油采用開式循環，低壓回油采用閉式循環，對液壓油進行循環利用，減少了液壓油的浪費，也從一定程度上降低了臍帶纜的成本。

圖3 SCM部分回油回路原理圖Fig.3 Schematic diagram of part of SCM oil return circuit

1.6 壓力平衡裝置

為保證SCM內部元器件在水下環境中的正常工作，SCM液壓系統需要壓力平衡裝置和回油補償裝置[12]。本研究中SCM內部充滿絕緣油，隨著SCM的下放，外部海水壓力逐漸增大，絕緣油在受壓的情況下體積會縮小，此時壓力平衡裝置在海水壓力作用下排出其內絕緣油，從而實現SCM內外壓力平衡。回油補償器的工作原理亦是如此，考慮到平衡裝置需要直接接觸海水，本次研究中采用囊式平衡裝置，相對活塞式平衡裝置具有更好的補償效果和較長的使用壽命。

壓力平衡裝置容積與SCM內絕緣油容積和絕緣油壓縮率有關。結合SCM內部結構設計，計算出絕緣油正常容積為730 L。絕緣油在15 MPa壓力范圍內最大壓縮率為6‰，則絕緣油在壓力作用下的變形量為4.38 L(即730 L×6‰)。按照設計標準，SCM工作環境溫度變化范圍為0～40 ℃，即最大溫度變化不超過40 ℃，而本項目所選擇的絕緣油平均熱膨脹率為0.000 76/℃[13],因此由熱膨脹引起的絕緣油總容積變化為22.2 L(即730 L×0.000 76/℃×40 ℃)。所以，絕緣油因壓力及溫度變化導致的體積變化所需的最大總平衡容積為26.58 L(即4.38 L+22.2 L)。由于回油補償裝置有效液體容積等于回油管線內部容積，結合SCM結構設計可以得出其回油管線總長約為8 m，管線內徑5 mm，則管線總容積為0.2 L。

結合某品牌壓力平衡裝置選型資料，本研究最終選擇2個容積為16 L的壓力平衡裝置和1個容積為0.63 L的回油補償裝置。

1.7 安全裝置

SCM工作過程中不可避免地會出現液壓油泄露，從而引起SCM內部超壓，須考慮如何快速泄放SCM內部壓力。本研究在SCM封裝殼體上設置1個單向閥，單向閥開啟壓力為0.07 MPa(略高于自然油壓)。當SCM內部壓力達到0.07 MPa時，單向閥開啟，泄放多余的液壓油，從而實現對SCM的安全防護。SCM內部設置有壓力傳感器實時監測SCM內部壓力，當由于安全溢流裝置和壓力平衡裝置堵塞造成內外壓力失衡(壓差0.2 MPa)時，則向平臺中控系統提供報警。

2 SCM液壓控制仿真分析

考慮到整個水下生產控制系統的復雜性和對響應時間的要求，利用Simulation X軟件對SCM液壓系統進行仿真分析，結合實際設備參數模擬蓄能器和電磁閥的工作過程，分析閥門操作時間及單個閥門開啟對其余閥門狀態的影響，確保蓄能器、電磁閥的選型滿足SCM的控制需求。水下生產控制系統要求水下閥門操作執行時間小于180 s，對井下安全閥(Surface Controlled Subsurface Safety Valve，SCSSV)操作時間沒有具體要求[14-15]，故本文暫不考慮高壓蓄能器的執行時間計算。

2.1 仿真模型建立

根據水下生產控制系統原理，在Simulation X軟件中建立仿真模型[16-17]，如圖4所示。其中，水下閥門1對應于采油樹上小尺寸閥門，水下閥門2對應于大尺寸閥門，水下閥門的活塞形狀均為圓形，且其初始狀態均為關閉狀態。仿真過程中電磁閥1的開啟時刻為20 000 s，關閉時刻為25 000 s；電磁閥2的開啟時刻為20 120 s，關閉時刻為25 500 s(即先開啟水下閥門1，再開啟水下閥門2)。液壓動力單元輸出壓力為27.9 MPa，輸出流速為10 L/min；SCM內部管線內徑為5 mm，長度為8 m；臍帶纜長度為24 km，管線內徑12.7 mm；水下閥門參數詳見表2。

圖4 水下生產控制系統仿真模型Fig.4 Simulation model of subsea production control system

表2 水下閥門主要參數Table 2 Main parameters of subsea valve

2.2 仿真結果分析

按照表1所示蓄能器配置方案1進行仿真分析，水下閥門1、水下閥門2開啟仿真結果如圖5所示。從圖5a可以看出，在20 000 s時刻電磁閥1開啟，水下閥門1執行器行程達到0.025 mm后立刻降為0，表明水下閥門1開啟失敗。從圖5b可以看出，在20 120 s時刻電磁閥2開啟，水下閥門2執行器行程始終未增加，表明水下閥門2也開啟失敗。這說明當前按照表1所示方案1配置蓄能器的有效容積太小，無法滿足正常開啟水下閥門的需要。

按照表1所示蓄能器配置方案2進行第2次仿真分析，水下閥門1、水下閥門2開啟仿真結果如圖6所示。從圖6a可知，在20 000 s時刻電磁閥1開啟，在20 003 s時刻水下閥門1執行器行程達到88 mm，即水下閥門1開啟成功，用時3 s；電磁閥1在25 000 s時刻關閉，在25 003 s時刻水下閥門1執行器行程降為0，即水下閥門1關閉成功，用時3 s。從圖6b可知，在20 120 s時刻電磁閥2開啟，在20 204 s時刻水下閥門2執行器行程達到167.2 mm，即水下閥門2開啟成功，用時84s；電磁閥2在25500s時刻關閉，在25512s時刻水下閥門1執行器行程降為0，即水下閥門2關閉成功，用時12 s。因此，閥門開啟時間滿足水下閥門操作執行時間需小于180 s的要求，同時水下閥門2的開啟過程對水下閥門1的狀態(開啟)無影響，這說明當前按照表1所示方案2配置蓄能器的有效容積能滿足正常開閥要求，最終選定蓄能器配置方案為表1中的方案2。

圖5 水下閥門1、2操作過程仿真結果(SCM蓄能器按方案1配置)Fig.5 Simulation results of operation process of subsea valves 1 & 2 (SCM accumulators are configured based on plan 1)

圖6 水下閥門1、2操作過程仿真結果(SCM蓄能器按方案2配置)Fig.6 Simulation results of operation process of subsea valves 1 & 2 (SCM accumulators are configured based on plan 2)

3 SCM樣機測試

按照上述SCM液壓系統方案，按照1∶1的尺寸比裝配了SCM工程樣機(以下簡稱樣機)，如圖7所示。裝配完成后，對樣機進行了功能測試，包括閥門功能測試、變送器測試、流量計測試等，進一步驗證SCM液壓系統設計的可行性，測試過程中所用閥門與仿真分析中水下閥門1模型參數相同，臍帶纜利用模擬裝置代替。功能測試結果表明，各路輸出回路中電磁閥均能正常開啟和關閉，壓力、溫度、流量等參數顯示正確，水下閥門1開關閥門時間均約為4 s，樣機測試開關閥時間與仿真結果基本一致，比仿真時間略延緩的主要原因在于臍帶纜模擬裝置充壓和泄壓速度比實際臍帶纜慢。

圖7 SCM工程樣機功能測試Fig.7 Functional test of SCM engineering prototype

功能測試合格后，對樣機進行了壓力為5.5 MPa的高壓艙測試，如圖8所示，驗證樣機在水下耐壓環境下的各項工作指標。高壓艙測試結果表明，系統回油補償及容積補償功能正常，樣機各項工作指標正常，其選用的元件均可在500 m海洋環境下使用，系統綜合性能滿足目標油田使用要求，SCM液壓系統設計合理。

圖8 SCM樣機高壓艙測試Fig.8 Hyperbaric tank test of SCM prototype

4 結束語

SCM液壓系統仿真分析及SCM樣機功能測試、高壓艙測試結果均表明，所設計的SCM液壓系統綜合性能滿足目標油田的使用要求。樣機測試的順利完成，標志著成功實現了SCM液壓系統設計、制造及測試的國產化突破，為將來整體SCM的研究及工程應用積累了寶貴的經驗,也將促進國內相關行業在深水海洋工程領域的配套研究，為打破國外技術壟斷、助力我國深水油氣田的獨立自主開發和國家能源產業的發展做出了一定的貢獻，具有深遠的意義。

[1] 李清平．我國海洋深水油氣開發面臨的挑戰[J]．中國海上油氣，2006,18(2)：130-133．

LI Qingping.The situation and challenges for deepwater oil and gas exploration and exploitation in China[J].China Offshore Oil and Gas,2006,18(2):130-133.

[2] 劉杰鳴，王世圣，馮瑋，等．深水油氣開發工程模式及其在我國南海的適應性探討[J]．中國海上油氣，2006,18(6)：413-418．

LIU Jieming,WANG Shisheng,FENG Wei,et al.The discusses of deepwater oilfield development engineering options and its adaptability in the South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2006,18(6):413-418.

[3] 原慶東，馮麗梅，冒家友，等．流花4-1油田海纜鋪設安裝關鍵技術研究及應用[J]．中國海上油氣，2014,26(2)：88-90,99．

YUAN Qingdong,FENG Limei,MAO Jiayou,et al.The study and application of the key techniques for cable laying in LH 4-1 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(2):88-90,99.

[4] CURTISS J P,HILTPOLD J S,ROGAN P D M,et al.Deepwater hydraulic control system:US,20100084588[P].2010-01-08.

[5] CHAPPAL P.Principles of hydraulic system design[M].London:Coxnoor Publishing Company,2003.

[6] 姜宇飛，趙宏林，李博，等．深水水平連接器的液壓系統設計[J]．液壓與氣動，2013(9)：92-95．

JIANG Yufei,ZHAO Honglin,LI Bo,et al.Design of hydraulic system for deepwater horizontal connector[J].Chinese Hydraulics & Pneumatics,2013(9):92-95.

[7] 任必為，趙宏林，洪毅．基于AMESim的深水連接器驅動環液壓缸同步仿真[J]．石油機械，2012,40(10)：49-53．

REN Biwei,ZHAO Honglin,HONG Yi.AMESim-based synchronous simulation of the drive-ring hydraulic cylinder on deepwater connector[J].China Petroleum Machinery,2012,40(10):49-53.

[8] 白勇，等．水下生產系統手冊[M]．哈爾濱：哈爾濱工程大學出版社，2012：117．

[9] 范亞民．水下生產控制系統的發展[J]．石油機械，2012,40(7)：45-49．

FAN Yamin.Development of underwater production control system[J].China Petroleum Machinery,2012,40(7):45-49.

[10] 張豐功，王定亞，李磊，等．水下控制模塊的技術分析與發展建議[J]．石油機械，2013,41(6)：59-62．

ZHANG Fenggong,WANG Dingya,LI Lei,et al.Technological analysis of underwater SCM and development suggestions[J].China Petroleum Machinery,2013,41(6):59-62.

[11] 鄭利軍，董旭，張光明，等．深水管匯SCM試驗機的設計研究[J]．中國海洋平臺，2015,30(2)：15-20,25．

ZHENG Lijun,DONG Xu,ZHANG Guangming,et al.Research of the design of a deepwater manifold SCM testing machine[J].China Offshore Platform,2015,30(2):15-20,25.

[12] 邱中梁，湯國偉．7000米深海液壓系統設計研究[J]．液壓與氣動，2006(8)：6-8．

QIU Zhongliang,SHANG Guowei.Design and research of 7000 m deep-sea hydraulic system[J].Chinese Hydraulics & Pneumatics,2006(8):6-8.

[13] 張綺，王會娟，郭春梅，等．電氣絕緣油熱膨脹系數的研究[J]．石油煉制與化工，2012,43(10)：55-59．

ZHANG Qi,WANG Huijuan,GUO Chunmei,et al.Research on the thermal expansion coefficient of electrical insulating oil[J].Petroleum Processing and Petrochemicals,2012,43(10):55-59.

[14] 何彥海．基于SimulationX的液壓挖掘機仿真研究[J]．機械工程與自動化，2010(6)：159-160．

HE Yanhai.Simulation analysis of hydraulic excavator with SimulationX[J].Mechanical Engineering & Automation,2010(6):159-160.

[15] 劉艷芳．SimulationX精解與實例[M]．北京：機械工業出版社，2010．

[16] American Petroleum Institute.API 17F Standard for subsea production control system[S].2014.

[17] 全國石油天然氣標準化技術委員會.GB/T 21412.6—2009石油天然氣工業水下生產系統的設計與操作 第6部分：水下生產控制系統[S].北京：中國標準出版社，2006.