超深水半潜式钻井平台双井口作业系统总体设计

田 雪，赵建亭，刘海霞

(中国船舶及海洋工程设计研究院，上海 200011)

0 引 言

目前，半潜式钻井平台已发展至第七代[1-2]，其主要技术指标如下：最大作业水深达3 660 m，最大钻井深度达15 250 m，最大可变载荷约10 000 t，高压管汇压力等级达137.9 MPa，配备具有DP 3等级的动力定位系统[3]。技术指标的提高对井口作业系统的配置提出了更高的要求，主要体现在：配置双联井架；大钩载荷需超过907 t；隔水管张紧能力需超过4 000 kip(1 kip=4.45 kN)；隔水管存储长度达3 660 m，重约6 000 t；立根盒存储能力达1 500 t；配置压力等级为20 000 psi(1 psi=6.895 kPa)的双重型防喷器组。

双井口作业系统是超深水半潜式钻井平台(简称“平台”)的核心系统，其主要载荷的确定和关键系统的配置选型对平台功能和技术指标的实现、主尺度规划、平台总体性能有着重要的影响。本文探讨适用于第七代半潜式钻井平台的井口作业系统配置方案，开展双井口作业系统总体设计，为该类型平台开发提供设计基础。

1 系统总体规划

平台双井口作业系统主要包括钻台模块、补偿系统、物料处理系统等若干子系统，如图1所示。系统总体设计需要考虑隔水管系统、井控系统、泥浆系统、辅助系统、司钻控制系统等其他作业系统与支持模块的匹配性，以保障超深水钻井作业的顺利实施[4]。

图1 双井口作业系统构成

超深水半潜式钻井平台配置双井口，双井口均配置起升系统和钻柱补偿装置，且双井口作业能力相同，可实现并行作业，隔水管张紧系统可实现双井口间的滑移，双井口可并行作业。井架内配置大容量的立根盒，围绕月池配置钻杆、套管和隔水管自动化处理系统，配置双防喷器组和多采油树处理系统。设备数量增加，管材、隔水管、防喷器组等可变载荷需求增加，井口间距增大，月池开口加大等都为井口作业系统的总体设计带来困难。

2 系统方案论证

大钩载荷、立根盒载荷等主要载荷和技术参数，井架及起升系统型式，隔水管存放方式，防喷器组存储方式及处理系统型式等对双井口作业系统的配置、月池开口、平台主尺度和船型影响较大[5-8]。

2.1 主要载荷和技术参数论证

大钩载荷是井架和钻台设计和双井口作业系统设备选型的关键参数，由起下钻杆、下套管、下放防喷器组等作业工况决定。

目标钻杆采用5-7/8英寸(1英寸=0.025 4 m)和6-5/8英寸2种规格，最大钻深为15 250 m，钻杆重约686 t，考虑动载系数1.2，起下钻杆的钩载需求约823 t。采用30英寸导管、20英寸表层套管、13-3/8英寸和9-5/8英寸技术套管、7英寸尾管组成的典型井筒模型，下套管载荷为下套管重量与钻杆重量之和，约755 t，考虑动载系数1.2，下套管的钩载需求约906 t。隔水管单根外径为62英寸(含浮力块)、长度为75英尺(1英尺=0.304 8 m)，3 660 m隔水管干重约5 850 t、湿重约390 t。压力等级为20 000 psi的7闸板防喷器组干重约562 t、湿重约471 t。下放防喷器载荷为水中隔水管柱重量与防喷器组重量之和，约861 t，考虑动载系数1.2，下放防喷器的钩载需求约1 034 t。由上述数据可知，目标平台大钩载荷由下放防喷器组工况决定，最大钩载需求为1 034 t，因此配置大钩载荷为1 134 t(1 250 英石(1英石=6.35 kg)系列)的钻机。

立根盒是井架内钻杆、钻铤和套管的排放区域，其容量须满足钻井深度的要求。钻杆采用满足美国石油协会(API)规范的Ⅱ类钻杆，单根长度为31英尺，采用4单根一立柱的存放方式，立柱高度为124英尺。考虑双井口并行作业的需求，设计目标平台立根盒可存储22 845 m钻杆、680 m钻铤及2 305 m套管，管子总重量为1 479 t。根据上述要求，立根盒载荷确定为1 500 t。数据估算如表1所示。

表1 立根盒载荷需求估算

2.2 井架及起升系统选型论证

井架及起升系统是整个钻台模块的核心，是决定钻井作业效率的关键系统之一。目前能够适用于钻井平台的钻机型式主要包括传统钻机、液压钻机、柱塔钻机和单层卷筒绞车钻机等。传统钻机采用桁架式井架、钻井绞车起升方式；液压钻机采用桁架式井架、液压缸起升方式；柱塔钻机采用封闭柱式钻塔、钻井绞车起升方式；单层卷筒绞车钻机采用桁架式井架、单层卷筒绞车起升方式。从作业效率、重量重心、整机功率、系统维护、工程造价、对井架和钻台设计影响等方面对上述4种型式的井架及起升系统进行论证，如表2所示。

表2 不同井架及起升系统对比分析

由表2可知：液压钻机和单层卷筒绞车钻机具有起升速度快、重心低等优点，但其功率消耗大，工程造价和维护成本较高；柱塔钻机具有重心低、维护方便等优点，但其整机重量大，对月池开口要求高，且无法实现泥浆重力返流，需额外配置泵送系统；传统钻机在整机功率、工程造价、操作维护等方面性能较优，综合考虑技术成熟性和作业可靠性，目标平台采用传统钻机更为稳妥，选用桁架式双联井架，配置2套大钩载荷为1 134 t的绞车起升系统，以实现双井口并行作业，2套系统互为备用，提高系统冗余性和钻井作业效率。

2.3 隔水管存放方式论证

隔水管本体外径为546 mm(21.5英寸)，增加浮力材料后外径为1 575 mm(62英寸)，单根长度为22.8 m(75英尺)，按最大作业水深为3 660.0 m计算，需配置160根。隔水管存储方式初步考虑采用立放形式，几种存储方案如图2所示。

由图2可知：方案A每排存放6根隔水管，所需空间为56.2 m×13.36 m，对平台横向尺度要求较大，且存储区域横向不对称；方案B每排存放7根隔水管，所需空间为48.6 m×15.2 m，存储区域不对称，不利于平台稳性和调载；方案C每排存放8根隔水管，所需空间为42.5 m×16.9 m，存储区域横向对称，可避免在隔水管移运过程中增加平台的横倾，便于压载调节，但对平台纵向尺度要求较大；方案D艏部设置隔水管立放区域，每排存放6根隔水管，所需空间为42.5 m×13.4 m，存储区域对称，主甲板右舷艉部区域设置隔水管平放区域，每层存放7根，排放6层，所需空间为13.8 m×25.6 m。综合对比方案A～方案D对平台主尺度和稳性的影响，考虑平台主尺度的限制，确定目标平台隔水管存储采用3 050.0 m(75%)立放+610.0 m(25%)平放的组合存储方式。

图2 隔水管存储方案示例

2.4 防喷器组存储方式及处理系统论证

防喷器组的存储和移运方式对月池开口尺寸、区域布置影响较大。目前，钻井平台上防喷器组处理系统主要有起重机吊运和托车移运两种型式。两种型式的对比如表3所示。

表3 不同型式防喷器组处理系统对比分析

从工程应用方面分析，目前大多数浮式钻井装置采用起重机吊运式防喷器组处理系统，技术发展成熟且系统配置简单，而托车移运式防喷器组处理系统工程应用较少；从作业方式方面分析，起重机吊运式防喷器组处理系统可满足BOP和LMRP在存储位置进行分体试压和组装后试压的需求，而托车移运式处理系统避免了重型吊运作业，作业安全性高，但组装后的防喷器组需要在月池区进行试压，影响月池区域布置；从对月池开口影响方面分析，两种方式对月池横向开口需求均较大，开口须满足台车将防喷器组从存储位置移运至井口的需求，而起重机吊运型式对月池主甲板纵向开口需求比托车移运型式小。综上所述，确定目标平台采用起重机吊运式防喷器组处理系统。

3 系统布置规划

在系统方案论证的基础上，合理规划钻台、月池和主甲板堆场等区域布置，形成目标平台双井口作业系统总体布置方案，如图3和图4所示。

图3 双井口作业系统总体布置方案侧视图

图4 双井口作业系统总体布置方案艉视图

钻台布置在平台中间位置，以降低平台运动对钻井作业的影响。钻台面上设置双联井架，配置2套大钩载荷相同的井口作业系统，双井口对称布置，井口间距足够大，避免井口钻井作业相互干涉。双联井架大门设置在艏艉方向：艏部设置隔水管立放堆场，通过立式隔水管处理系统实现隔水管移运；艉部设置钻杆、套管及隔水管平放堆场，通过管子折臂起重机和猫道机实现管子移运。左舷设置2套海底防喷器组存储区域和处理系统，右舷设置多套采油树存储区域和处理系统，海底防喷器与采油树左右两舷双侧下放，互不干扰。

4 系统配置方案

开发适用于3 660 m作业水深的半潜式钻井平台双井口作业系统配置方案，其主要技术参数如表4所示。

表4 目标平台双井口作业系统主要技术参数

5 结 论

从主要载荷确定、井架型式和起升系统的选型、隔水管存放方式、防喷器组存储方式和处理系统的选型等方面开展充分论证，形成双井口作业系统总体设计方案，主要特点如下：配置相同大钩载荷的双联井架作业系统，双井口对称布置，可并行作业，钻井作业效率高，同时2套系统互为备用，配置冗余性强；甲板堆场面积大，立根盒可容纳所有钻具，管柱自动化处理作业效率高；可存放2台海底防喷器组，井口间距大，可实现隔水管柱和BOP在双井口间的停车；双井口均设置泥浆返流系统，有效提高泥浆返流的冗余性。

超深水钻井平台作业水深、钻井深度、大钩载荷、可变载荷等能力的提升为钻井作业系统的配置和总体布置带来了困难。提出一种可行的钻井作业系统总体解决方案，为超深水半潜式钻井平台工程设计提供参考。