深水水下防喷器控制系统蓄能器能力分析＊

盛磊祥许亮斌蒋世全刘正礼

(1.中海油研究总院; 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

深水水下防喷器控制系统蓄能器能力分析＊

盛磊祥1许亮斌1蒋世全1刘正礼2

(1.中海油研究总院; 2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

根据蓄能器系统的工作环境和工作状态,将水下防喷器控制系统蓄能器分为地面蓄能器、水下蓄能器和应急蓄能器等3类,分析了水深对不同蓄能器系统主要参数的影响。提高蓄能器的承压能力,可以减小控制系统的预压力,从而减少地面蓄能器的个数,节省平台空间。不同蓄能器系统主要技术参数随水深的变化趋势差异较大,在蓄能器系统控制能力设计与校核时须特别注意。

防喷器 蓄能器系统 控制能力 深水

防喷器是海上钻完井作业的关键装备[1],1)海洋钻井手册编审组.海洋钻井手册.1996.,其开关动作由控制系统实现,蓄能器和动力泵是控制系统的驱动动力源,也是控制系统的关键设备[2-3]。为了满足深水油气田开发的需要,越来越多的钻井服务商着手升级改造现有的钻井平台(船),蓄能器作为防喷器的开关动力源,升级过程中其控制能力的校核和设计的准确性至关重要。与浅水条件下的水下防喷器相比,深水防喷器的蓄能器系统更容易受到海水静压力、海底低温的影响。根据蓄能器系统的工作环境和工作状态,笔者将防喷器控制系统蓄能器分为地面蓄能器、水下蓄能器和应急蓄能器3类,并依据API16D规范[4]分析了水深对蓄能器系统主要技术参数的影响,研究结果对蓄能器系统控制能力的设计和校核具有参考意义。

1 蓄能器系统控制能力分析方法

蓄能器系统的主要技术参数包括预压力 p0、蓄能器个数和单个蓄能器有效流体体积,这些参数表征了蓄能器系统的控制能力。

1.1 预压力p0的计算方法

有效体积比反映的是蓄能器储备的流体体积与蓄能器容积之比,其大小主要取决于系统各工况条件下对蓄能器压力的要求,计算公式[4]为

式(1)、(2)中:V E2、V E3分别为蓄能器在控制状态和全部卸载状态时的有效体积比;F2、F3为蓄能器在控制状态、全部卸载状态时的安全系数;ρ0、ρ1、ρ2为蓄能器在预压状态、充压状态和控制状态时的气体密度。

参照API16D,当V E2=V E3时,对应预压力p0状态下的气体密度为

根据蓄能器系统的工作环境及工作状态,将防喷器控制系统蓄能器主要分为地面蓄能器、水下蓄能器和应急蓄能器3类。地面蓄能器和水下蓄能器也称主蓄能器,用于正常作业条件下(如试压、地漏试验等)防喷器系统的开关作业,其排液过程可视为气体等温膨胀过程;应急蓄能器用于海上紧急情况下的关井或剪切套管作业,并要求快速实现,因此应急蓄能器的排液过程应该视为气体绝热膨胀过程。

(1)地面蓄能器 p0的计算方法

根据API16D规范,当控制系统最大承压能力p1小于34.577MPa时,地面蓄能器气体状态的转换过程可视为理想气体等温变化过程,此时气体的压力和密度成正比,因此式(1)～(3)可以转化为与压力相关的计算式,若 F2和 F3按API16D推荐的安全系数取值,即 F2和 F3分别取1.0和1.5,则式(1)～(3)可变为式(4),由式(4)可求得预压力 p0。

根据API16D规范推荐,如果求得的p0小于对应水深的海水静压力,那么公式(4)中的 V E3= (p0/p3-p0/p1)/1.5,其中 p3为卸载压力,此时取为海水静压力,然后根据V E2=V E3求得 p0。如果最小操作压力 p2小于海水静压力,则 p2取为海水静压力。

当 p1>34.577MPa时,API16D推荐安全系数 F2和 F3分别取1.0和1.4,则式(3)变为式(5);该条件下气体状态与理想气体状态差别较大,可根据蓄能器工作时的环境温度和压力参数查NIST[5](美国国家标准技术研究所)标准数据表得到密度ρ1、ρ2,再由式(5)计算得到预压力状态下的气体密度,然后再查NIST表确定预压力 p0。

(2)水下蓄能器 p0计算方法

水下蓄能器的预压力计算与地面蓄能器类似,只是计算时需要考虑海水静压力的影响,即将所有关于压力的值都转化为绝对压力,其它参数的计算与地面蓄能器相同。

(3)应急蓄能器 p0计算方法

绝热过程气体状态方程[6]为

假设完成应急动作前后蓄能器内气体状态参数分别为 p1、p2和 T1、T2,则由式(6)可得

式(6)、(7)中:p、V、T分别表示气体压力、体积和温度;T1为海底泥线附近温度;T2为完成应急动作后气体温度;γ为氮气的定压热容与定体热容之比,氮气的定压热容 Cp取1.038、定体热容 CV取0.741,得到γ为1.4。p1和 p2为工况压力(考虑了静水压力 p),由绝热过程状态方程可计算得到绝热膨胀过程的温度 T2,然后查NIST表[6]分别确定气体在充压状态和控制状态下的密度ρ1和ρ2,并由式(3)计算预压力状态对应的气体密度ρ0(由于API16D推荐的安全系数 F2、F3均取为1.1,故此时ρ0在数值上等于ρ2),再查NIST表可得到预压力 p0。

1.2 蓄能器有效流体体积及个数计算方法

出于保守考虑,单个蓄能器有效流体体积可由式(8)计算

式(8)中:FV R表示单个蓄能器有效流体体积;BV表示单个蓄能器的容积。

蓄能器的个数可由式(9)求得

式(9)中:n为蓄能器的个数;V为控制机构所需的有效流量。

2 蓄能器系统控制能力分析

以某深水钻井船配备的防喷器组为控制对象进行蓄能器系统控制能力分析。节流压井、液压控制管汇最大承压力为68.948MPa,蓄能器承压力为20.684MPa,井控动力泵额定压力为20.684MPa;井口最大压力为 68.948MPa;防喷器关闭比为6.7;节流阀与压井阀的工作压力均为10.342MPa,其它参数见表1。

表1 防喷器系统基本参数

2.1 系统最大承压力 p1和最小操作压力p2的求取

系统最大承压力 p1应取节流压井和液压控制管汇最大承压力、蓄能器承压力、井控动力泵额定压力的最小值。根据本例已知条件,p1为 20.684 MPa。

系统最小操作压力 p2应取根据统计防喷器关闭比计算的控制井口的最小工作压力、分流器阀门工作压力及其它井控液压阀工作压力的最大值。

由井口最大压力为68.948MPa及防喷器关闭比为 6.7,可得到控制井口的最小工作压力为10.291MPa,而本例中节流阀和压井阀的操作压力均为10.342MPa,故最小操作压力 p2为 10.342 MPa。

2.2 蓄能器系统主要技术参数计算与分析

2.2.1 地面蓄能器系统

针对防喷器系统控制要求(表1),根据公式(4)、(5)、(8)、(9)计算出了系统承压能力范围不同水深所需地面蓄能器系统主要技术参数,并分析了这些参数与 p、p0、p2之间的关系(表2)。

表2 地面蓄能器系统主要技术参数计算结果及其与 p、p0、p2的关系(单个蓄能器容积302.833L)

由表2可以看出,随着水深的变化,地面蓄能器系统主要技术参数的变化可分为3个阶段:水深较小,p(海水静压力)p2时,蓄能器个数和预压力随着水深的增加而增加,特别是蓄能器个数在1 900m和2 000m大幅增加,而单个蓄能器有效流体体积随之减小。根据压力和水深的关系,得到此算例3个阶段的临界水深分别是828m和1 034m。

海上平台空间资源有限,必须保证空间的利用率。增加蓄能器的容积,仅仅可以减少蓄能器的数量,但是并不能改变系统总体积要求。提高蓄能器的承压能力可以降低预压力 p0,水深相同的条件下,预压力减小,可以减小蓄能器的数量。以2 000m水深为例,如果将压力 p1(通过提高蓄能器瓶和泵的承压能力实现)由20.684MPa提高至34.474 MPa,计算发现预压力 p0可由19.655MPa减小至16.517MPa,蓄能器个数可由232减少至22。这样就可以大大节省平台空间。

2.2.2 水下蓄能器系统

与地面蓄能器系统相比,水下蓄能器需要考虑海水的静压力。由前所论,当控制系统最大压力大于34.577MPa,即水深超过1 390m时,水下蓄能器系统主要技术参数根据公式(5)、(9)、(10)计算;当控制系统最大承压力小于34.577MPa,即水深不超过1 390m时,水下蓄能器参数根据公式(4)、(8)、(9)计算,计算结果见表3。由表3可以看出,随着水深的增加,水下蓄能器的预压力增加,单个蓄能器的有效流体体积减小,蓄能器个数增加。

表3 水下蓄能器系统主要技术参数计算结果(单个蓄能器容积151.416L)

对比表2、表3可以看出,水下蓄能器系统蓄能器个数对水深的敏感性远低于地面蓄能器系统。以水深由1 100m增至2 000m为例,地面蓄能器系统蓄能器个数由21个增加至232个,而水下蓄能器系统仅由10个增加至17个。因此,随着水深的增加,地面蓄能器系统对平台空间的需求更明显。

2.2.3 应急蓄能器系统

由公式(6)～(9),参照NIST气体状态参数表,应急蓄能器参数计算结果见表4。

由表4可以看出,随着水深的增加,蓄能器预压力增加,蓄能器的有效流体体积和个数呈不明显的递减或递增关系。

表4 应急蓄能器系统主要技术参数计算结果(单个蓄能器容积151.416L)

3 结论

根据蓄能器系统的工作环境和工作状态,可将水下防喷器控制系统蓄能器分为地面蓄能器、水下蓄能器和应急蓄能器3类,不同蓄能器系统主要技术参数随水深的变化趋势差异较大,在蓄能器系统控制能力设计与校核时须特别注意。

提高蓄能器的承压能力可以减小控制系统的预压力,从而减少系统地面蓄能器的个数,节省平台空间。

[1] 王存新,李嗣贵,王增国.深水钻井水下防喷器组配置选型研究[J].石油矿场机械,2009,38(2):72-75.

[2] 李博,张作龙.深水防喷器组控制系统的发展[J].流体传动与控制,2008(4):39-41.

[3] 全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会.SY/T5053.2-2001地面防喷器及控制装置控制装置[S].北京:石油工业出版社.

[4] API.Specification for control systems for drilling well control equipment and control systems for diverter equipment[S].API 16D,2004.

[5] http:webbook.nist.gov(美国国家标准技术研究院).

[6] 廉乐明.工程热力学[M].北京:中国建筑工业出版社,2007.

(编辑:孙丰成)

Abstract:According to the working environment and operating status,accumulators are classified in three categories:surface accumulator,subsea accumulator and emergency accumulator.This paper analyzes the influence of water depth on main parameters of the three kinds of accumulators respectively.It is concluded that,to a certain BOP,increasing the pressure rating of accumulator can decrease the pre-pressure of control system so that to reduce the number of surface accumulators and save platform space significantly.The parameters of different accumulators vary evidently with water depth,which must be noted during the design and evaluation of accumulator control capacity.

Key words:BOP;accumulator system;control capacity;deepwater

Capacity analysis on accumulator of deepw ater subsea BOP control system

Sheng Leixiang1Xu Liangbin1Jiang Shiquan1Liu Zhengli2
(1.CNOOC Research Institute,Beijing,100027;
2.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.Co.,Guangdong,518000)

2009-12-20 改回日期:2010-05-18

＊国家科技重大专项“深水油气田开发钻完井工程配套技术”(编号:2008ZX05026-01)部分研究成果。

盛磊祥,男,2008年毕业于中国石油大学(华东)机械设计及理论专业,获硕士学位,现主要从事深水钻完井方面的研究工作。地址:北京市东城区东直门外小街6号海油大厦(邮编:100027)。