復(fù)雜位移采油樹動態(tài)軟管回接技術(shù)研究及應(yīng)用

劉 平 王逢軍

1. 中海石油(中國)有限公司上海分公司, 上海 200335; 2. 海洋石油工程股份有限公司設(shè)計公司, 天津 300451

0 前言

東海某項目將自升式鉆井平臺改造為生產(chǎn)流程平臺進行延長測試和油氣回收[1]。與常規(guī)導(dǎo)管架平臺多口井捆綁式設(shè)計不同[2],鉆井平臺采油樹至海底100 m管線除立管張緊器以外無任何固定和支撐[3],由于海上風(fēng)、浪、流及立管內(nèi)外溫差的作用[4-5],采油樹與鉆井平臺出現(xiàn)大幅度且不規(guī)律復(fù)雜位移[6-7],常規(guī)硬管盤彎設(shè)計不能滿足大位移的采油樹與相對靜止的懸臂梁部分工藝管線連接要求[8],因此采用高壓動態(tài)軟管(以下簡稱軟管)連接形式進行配管回接生產(chǎn)流程。然而該項目無法獲得常規(guī)配管設(shè)計所需要的平臺組塊相對位移范圍和頻率等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)[9-10],只能先進行軟管路由設(shè)計,再通過“反校核”方式來進行應(yīng)力校核,彌補基礎(chǔ)數(shù)據(jù)不足。

1 軟管路由設(shè)計

10 000 psi(1 psi=6.895 kPa)油氣輸送軟管管壁厚5 cm,由10層金屬和塑膠構(gòu)成[11]。在路由布置時需要足夠大的曲率半徑且避免S型彎才能保證軟管整體工作性能,由于鉆井平臺井口區(qū)限制在13.5 m×5 m×4.5 m,要求兩端跨距不大于5.3 m,經(jīng)模擬計算軟管允許的最小曲率半徑為1.8 m。經(jīng)多方案研究,打破常規(guī)U或L型布管[12],將10 m軟管一端豎直向上,另一端45°斜向上布置[13],軟管路由設(shè)計見圖1。

圖1 軟管路由

2 應(yīng)力校核

由于采油樹位移參考范圍基礎(chǔ)數(shù)據(jù)不足,可采用“反校核”的方式來彌補,即綜合海上調(diào)研的實測數(shù)據(jù)，鉆完井專業(yè)提供的立管位移數(shù)據(jù)，作業(yè)區(qū)在該海域其他項目歷年監(jiān)測數(shù)據(jù)，立管實際工況等因素給予采油樹位移預(yù)估值,以立管為中心單向位移400 mm、升沉150 mm[14],用此數(shù)據(jù)作為Orcaflex 9.8 b建模分析的依據(jù)進行應(yīng)力校核。

2.1 應(yīng)力校核需要的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

2.1.1 軟管部分

1)軟管的設(shè)計參數(shù)見表1。

表1軟管的設(shè)計參數(shù)

結(jié)構(gòu)類型外徑/m內(nèi)徑/m凈重/(kg·m-1)儲存最小彎曲半徑/m靜態(tài)最小半徑/m軟管長度/m4″10 K Rilsan0.183 10.106 184.071.121.4010.25

2)為了評估軟管壽命周期內(nèi)不同的內(nèi)部條件,需要把溫度和相關(guān)的軟管剛度應(yīng)用到分析模型中,軟管剛度和介質(zhì)屬性見表2。

表2軟管剛度和介質(zhì)屬性

工況內(nèi)部溫度/℃外部溫度/℃線性彎曲剛度/(kN·m2)抗扭剛度/(kN·m2·rad-1)軸向剛度/kN流體密度/(kg·m-3)#A90331.5898.37 e 23.36 e 5978.77#B38-1.63.9078.37 e 23.36 e 5978.77

3)與軟管連接的接頭也需要被考慮到分析模型中,軟管接頭屬性見表3。

表3軟管接頭屬性

接頭形式法蘭形式最大外徑/m內(nèi)徑/m凈重/kg長度/m4″EF10 K4 1/16 API 6 BX 10 000 psi BX 1550.2950.101 6182.10.735

4)被用于靜態(tài)分析的終端連接點位置坐標見表4。

表4終端連接點位置坐標

定位采油樹端(A)坐標值固定端(B)坐標值x/my/mz/mAngle/(°)x/my/mz/mAngle/(°)設(shè)計值0.000.000.000.00.005.30.38845

5)采油樹位移預(yù)估值見表5。

表5采油樹位移預(yù)估值

位移采油樹端(A)近端/m遠端/m徑向/m上端/m下端/m東西上0.000.000.400.150.00北上0.400.000.000.150.00南上0.000.400.000.150.00

2.1.2 吊索支撐部分

為了減小軟管與硬管法蘭連接點位置的載荷,經(jīng)過計算在軟管上增加了斜向上的吊索支撐,見圖2。吊索屬性參數(shù)見表6。

表6吊索屬性參數(shù)

A-吊索長度/mB-吊索處至固定法蘭距離/m吊索剛度/kN吊索連接點x/my/mz/m1.81.71 0000.03.00.338

2.2 應(yīng)力計算分析

2.2.1 構(gòu)建模型

由于軟管與周圍其他物體沒有接觸,與其他物體接觸的耦合分析不必考慮,模型參考系見圖2。

圖2 模型參考系

2.2.2 軟件分析

用軟件Orcaflex 9.8 b進行3D建模,包括兩端和吊索,輸入2.1.1和2.1.2的數(shù)據(jù)條件和位移數(shù)據(jù)進行模擬[15],各工況分析模型見圖3～6。

2.3 分析結(jié)果

2.3.1 軟件動態(tài)工況應(yīng)力載荷分析

經(jīng)過模擬分析,得到所有位移工況下軟管和硬管連接法蘭之間的所有位置最大應(yīng)力和邊矩載荷,見表7～8。

2.3.2 動態(tài)工況管線柔性分析

所有情況下，軟管柔性獲得的最小彎曲半徑見表9。

由于柔性軟管的結(jié)構(gòu)布置緊密性[16],使得軟管北上段彎曲半徑小于靜態(tài)半徑的推薦值。經(jīng)過反復(fù)優(yōu)化,最終使得曲率半徑達到1.13倍的MBRStorage靜態(tài)推薦值。根據(jù)其他項目應(yīng)用經(jīng)驗,此情況下可以接受。

根據(jù)以上的建模分析結(jié)果可以看出，軟管路由設(shè)計可滿足水平單向位移400 mm,升沉200 mm的應(yīng)力要求。

圖3 初始設(shè)計位置模型

圖4 東西上位置模型

圖5 北上位置模型

圖6 南上位置模型

表7軟管與采油樹端法蘭連接處應(yīng)力和力矩

位移方向彎曲剛度工況采油樹端Fx/kNFy/kNFz/kNMx/(kN·m)My/(kN·m)Mz/(kN·m)南上北上東西上#A0.000.815.01-1.270.000.000.000.285.02-0.490.000.000.380.565.02-0.920.43-0.72南上北上東西上#B0.000.344.91-1.210.000.000.00-0.414.920.190.000.000.56-0.014.93-0.580.74-1.17

表8軟管與硬管端法蘭連接處應(yīng)力和力矩

位移方向彎曲剛度工況固定硬管Fx/kNFy/kNFz/kNMx/(kN·m)My/(kN·m)Mz/(kN·m)南上北上東西上#A0.002.464.542.370.000.000.001.964.131.870.000.000.332.294.352.16-0.65-0.72南上北上東西上#B0.003.374.294.200.000.000.002.303.713.120.000.000.522.984.013.74-1.26-1.17

表9軟管柔性部分彎曲半徑

位移方向彎曲剛度工況最小彎曲半徑/m南上北上東西上#A1.611.271.40南上北上東西上#B1.691.341.49

3 軟管固定方案優(yōu)化

根據(jù)第1節(jié)所述,軟管布置路由無法采用常規(guī)U型設(shè)計,而是一端豎直，另一端斜向上45°的方式,因此軟管兩端的受力不能按照常規(guī)經(jīng)驗處理,特別是斜向上45°端,需要進行單獨校核。

經(jīng)現(xiàn)場采集軟管位移幅度和頻率,結(jié)合模擬計算軟管接口載荷,并考慮1.5倍的動態(tài)放大因子,分析發(fā)現(xiàn)斜向上45°端軟管和硬管相連的節(jié)點存在疲勞風(fēng)險[17],在不加固的情況下不能滿足設(shè)計使用壽命要求。為解決此風(fēng)險,在軟、硬管連接處增設(shè)固定支撐支架[18],限制軟管、硬管節(jié)點處的位移,將采油樹位移帶來的形變限制在有足夠柔性的軟管段。

經(jīng)研究設(shè)計的軟管45°端固定形式見圖7,同時為有效固定該節(jié)點,對支架抱箍也進行了專門設(shè)計[19-20],見圖8。

按照設(shè)計圖紙制作固定支架,軟管最終安裝效果見圖9。

圖7 軟管45°端固定形式

a)剖面圖

b)俯視圖

注：A為軟管與硬管連接處法蘭外徑；B為軟管與硬管連接處直管段外徑；C為固定軟硬管連接法蘭用環(huán)板內(nèi)徑；D為固定軟硬管連接法蘭用環(huán)板外徑

圖8支架抱箍制作圖

圖9 軟管最終安裝效果

4 結(jié)論

1)通過自升式鉆井平臺井口區(qū)改造與常規(guī)導(dǎo)管架海洋油氣平臺設(shè)計基礎(chǔ)的對比研究,確認了復(fù)雜位移采油樹與生產(chǎn)流程的軟管回接方案。

2)軟管路由設(shè)計改常規(guī)U型布置為一端豎直向上,另一端斜向上45°的布置方式,規(guī)避了懸臂梁井口區(qū)對軟管布置空間的限制。

3)采用“反校核”方法,綜合多方面數(shù)據(jù),預(yù)估采油樹位移量,模擬計算確認了軟管新布置方案的可行性,彌補了采油樹位移基礎(chǔ)數(shù)據(jù)不足。

4)自升式鉆井平臺單管單井復(fù)雜位移采油樹軟管回接及固定形式在海洋工程領(lǐng)域的應(yīng)用尚屬首次,該方案克服了工況復(fù)雜、采油樹位移幅度大、不規(guī)律、固定難度大等問題,為類似移動鉆井設(shè)施生產(chǎn)功能轉(zhuǎn)換提供了借鑒。