考虑内波流影响的南海八号钻井平台锚泊能力分析评估

南海八号钻井平台在我国南海某油田钻井作业时,遭遇了内波流的作用,对平台的锚泊系统和钻井作业产生了一定的影响。结合南海特有的内波流环境条件,分析评估了南海八号钻井平台的锚泊能力。首先对平台的锚泊系统配置、海洋环境进行了介绍,然后就平台原设计环境条件进行了锚泊能力评估,平台水动力计算依据三维势流理论,采用挪威船级社DNV的Hydro D和Deep C软件,对南海八号半潜式钻井平台进行了水动力分析,并建立了平台系统耦合运动空间离散有限元模型的动平衡方程。重点评估了内波流作用下平台的定位能力,分析了平台遭遇不同内波流流速下平台的偏移、锚缆张力、锚的水平载荷,提出了可供平台作业方参考的工程建议。     

深水测试管柱作业条件下平台偏移预警界限

针对深水测试作业过程中由于浮式平台偏移造成的管柱安全问题,建立深水测试管柱系统接触非线性有限元分析模型,采用磁性搜索算法研究深水作业平台的偏移预警界限,确定浮式平台的测试作业窗口和管柱脱离的安全作业边界,为深水作业平台的科学定位和撤离决策提供理论依据。研究表明:实例平台在表面海流流速低于0.8 m/s、平台偏移不超过19.4 m的条件下可以完成正常的深水测试作业;挠性接头转角和底部井口弯矩是平台偏移预警界限的主导限制因素;随着海流表面流速的增加,测试作业窗口向逆流方向偏移,当达到一定流速时作业窗口的左侧边界出现拐点,窗口迅速收缩;提高外管提升力有利于增大测试作业窗口,测试作业窗口随着井口倾斜角度的增大逐渐向井口倾斜方向平移,但大小和形状基本不变。     

深水钻井隔水管连接作业窗口分析

采用通用组合确定准则和非线性搜索方法研究深水钻井隔水管连接作业窗口,建立隔水管-井口-导管整体有限元分析模型,并以钻井平台偏移值、表面海流流速和伸缩节冲程组合参数形式确定隔水管连接作业窗口。研究表明,隔水管钻井窗口总体上呈倒锥形:表面海流流速较小时(小于1.0 m/s),钻井窗口主要受底部挠性接头转角的影响,顺流方向海流流速增加会增大底部挠性接头转角,减小允许的平台最大偏移值,逆流方向相反;当表面海流流速超过1.0 m/s时,钻井窗口主要受顶部挠性接头转角的影响,此时在逆流方向海流流速增加会显著增大顶部挠性接头转角,导致钻井窗口迅速缩小。隔水管连接非钻井和启动脱离程序窗口主要受导管最大等效应力限制,随海流流速增大向逆流方向偏移。另外,通过对隔水管连接作业窗口影响因素进行分析,可知适当提高顶张力和降低钻井液密度可有效扩展隔水管的钻井窗口。图7表3参13     

深水钻井动力定位平台应急解脱范围分析

深水钻井动力定位平台在推进器由于失电或自然环境恶劣且超过其能力的情况下,会失去对位置的控制而产生漂移,对正常钻井作业产生重大的影响。基于深水钻井平台隔水管系统挠性接头和伸缩节冲程、隔水管连接器解锁角度、平台应急解脱程序和作业经验,建立了深水钻井动力定位平台应急解脱允许漂移范围的系统计算流程,针对目标平台(1 500 m作业水深的DP3钻井平台)使用ABAQUS软件对LMRP及下BOP组进行建模,并进行了不同工况下的动态分析,结果表明:目标平台在过提711 kN情况下LMRP倾斜6°可完成解锁;在应急解脱前,可用的解脱时间随着蒲福氏等级的增大与水深的减小而降低,海流流速与蒲福等级对平台漂移产生的影响规律相似,海流流速对平台漂移产生的影响较小。     

冰载荷作用下半潜式平台动力定位能力分析

为分析半潜式平台在冰和风浪流共同作用下的动力定位能力,使用有限元软件LS-DYNA建立冰载荷数值模型,以半潜式平台为对象,得到不同迎冰角下的冰力时程曲线。基于自主开发的动力定位能力分析程序,将冰载荷纳入环境载荷进行计算并绘制平台在碎冰区的动力定位能力曲线。观察平台在工作海况下的作业窗口,发现碎冰场的冰载荷对平台的动力定位能力有较大影响,尤其当艏向在[30°,60°]时影响最明显。结合推进器失效工况对平台动力定位能力进行评估,提出平台遭遇碎冰场时的动力定位方案和对推进系统设计的建议。     

南海内波流对深水钻井的影响及对策

针对深水钻井过程中遭遇内波流后可能产生的平台位移、隔水管损毁等问题,分析了南中国海内波流的规律特征,并基于内波流对钻井平台、隔水管及水下井口安全造成的影响,通过多普勒声波测速仪及电导率温深仪,建立内波流早期预警系统,结合现场作业,制定了钻井平台应对内波流的技术方案,对南中国海内波流后续调查研究工作提出了建议。     

新型北极冰区半潜式钻井平台及其系泊定位能力分析

为降低北极海上油气勘探开发成本,迫切需要适合北极作业的海洋工程装备。针对这一问题提出一种可以用于北极海上钻井作业的新型半潜式钻井平台概念。该平台采用6立柱双浮筒形式,平台立柱上部设计为倾斜形式以降低作用在平台上的冰载荷。为保证破碎后的海冰不影响钻井作业,平台设计立管防护装置和锚链防冰装置。分别对平台设计条件、主尺度、系泊系统设计情况进行介绍,并采用商业分析软件对平台在夏季和有冰季节的系泊定位能力进行分析。分析结果表明：该半潜式钻井平台可在北极夏季开阔水域和冬季海面结冰情况下进行钻井作业;平台可在1.0 m厚的海冰作用下保持作业能力,在1.5 m厚的海冰作用下保持自存能力;平台系泊定位能力满足北极钻井作业的要求。     

深水钻井平台与分段组合锚泊系统耦合分析

由于水深的增加,在风浪流载荷作用下,采用分段组合锚泊系统定位,平台移动范围可能超过安全作业区域范围,极易导致钻井隔水管破坏,从而影响钻井平台正常作业。采用分段组合锚泊设计系统,考虑了钻井平台与锚泊的耦合作用,应用AQWA软件建立了981深水半潜式平台三维水动力模型。在此基础上,以南海风、浪、流载荷为背景,在不同锚泊系统顶部倾角情况下,分析锚泊线的张力和平台的偏移量。分析结果表明,在百年一遇的极端载荷下,半潜式钻井装置的锚泊线安全系数为1.73,大于API标准1.67且锚泊线张力值小于破断载荷,平台在水平面的最大偏移值超过了正常作业区域,但还在最大连接工况10%范围及最大自存工况范围内。在此锚泊系统的作用下,钻井装置在1 500 m水深时能在百年一遇的极端天气中生存,其锚泊系统的设计组合合理,满足锚泊线强度及平台定位安全的要求。     

套装式井架在TLP平台的动态适应性分析

TLP海洋钻井平台的升沉运动和摇摆运动会对井架产生动态载荷,影响井架的安全性能。为了保证钻井作业的安全,以流花油田为例,在作业工况(风速为36m/s)、2种风暴工况(风速分别是51.5m/s,55.4m/s)条件下,采用ANSYS软件分析了5 000m套装井架的强度和稳定性能。分析结果表明,当考虑TLP平台附加的动载荷时,按照AISC(335-89)规定的校核公式对井架各单元进行校核,强度和稳定性的综合校核值已接近校核系数的极限值,存在安全隐患。因此,对于TLP平台上的钻井套装井架,在结构件选型设计时必须对局部结构进行加强,并进行严格的安全评估。     

超深水半潜式钻井平台动力定位能力分析

对超深水半潜式钻井平台动力定位能力进行分析,引入粒子群优化算法进行推进器推力分配计算,编写动力定位分析程序。以超深水半潜式钻井平台为例,采用挪威-德国船级社ERN计算海况条件并进行动力定位能力分析。计算结果表明,该超深水半潜式钻井平台动力定位能力满足ERN(99,99,99,99)要求,由于推进器布置及系统分割合理,在各单一推进器失效或单组推进器失效情况下,平台的动力定位能力没有明显短板。     

内波参数对半潜式钻井平台漂移量的影响

基于KdV理论和莫里森方程,对内波作用力进行理论计算。获得平台在内波作用下的运动时程曲线,发现在内波作用下,平台产生沿内波入射方向的最大漂移量和反向漂移,并在内波过境后不断振荡最终回到平衡位置。针对内波上层流体厚度、最大流速、入射角度和水深等4个因素对平台漂移量的影响进行规律性研究,发现上层流体厚度与水深的变化对平台的漂移量影响不大,最大流速应作为首要监测因素,内波入射角可在最大流速确定的基础上适当调整监测范围。监测到强内波流后,应停止平台作业,断开作业管柱,适当放松迎流向锚链。     

考虑内孤立波的钻井船动力定位能力分析

采用自主编写的动力定位分析程序,以某钻井船为例,将内孤立波计入环境载荷进行动力定位能力计算并与传统动力定位能力结果对比,根据计算结果绘制动力定位能力曲线,获得钻井船的作业窗口,发现内孤立波对钻井船动力定位能力有着较大影响,尤其波向在30°,45°和135°,150°影响最为显著。结合推进器失效工况对钻井船动力定位能力进行评估,提出钻井船遭遇内孤立波时的海上操作建议。     

深水钻井隔水管时域非线性动态响应分析技术研究

通过深水钻井隔水管时域非线性动态性能的研究,建立了相应的深水钻井隔水管时域非线性动态响应分析模型;基于ABAQUS软件,考虑钻井平台有一定的平均偏移、钻井平台位于不同平均偏移位置且在一阶波浪力作用下随机振动以及长期慢漂运动时钻井平台位于不同平均偏移位置且在一阶和二阶波浪力作用下随机振动等3种主要边界条件,通过实际算例对深水钻井隔水管的随机振动特性进行了仿真分析与对比。研究结论可以为今后深水钻井隔水管的设计与使用提供参考。     

基于OrcaFlex水下采油树钢丝绳下放作业窗口研究

水下采油树的下放安装作业环境载荷非常复杂,下放作业窗口是我国南海水下采油树下放过程中亟待解决的关键问题.针对东方1-1气田73 m水下采油树钢丝缆绳下放安装方法,分析了水下采油树下放作业过程.利用OrcaFlex建立了工程船-钢丝缆绳-水下采油树系统的耦合模型,研究了不同浪高、流速、波浪方向角等关键因素对水下采油树安装...     

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小眼井钻井、大斜度井和水平井钻井数量越来越多。在这类井中如何有效地向钻头施加钻压就成为人们普遍关注的问题。在转盘钻井和井下动力钻具钻井中一般都是靠钻柱重量向钻头施加钻压的。然而，在大斜度井和水平井钻井中，这种传统的加压方法存在一些缺陷：①由于钻柱重力在井眼方向的分量小或近似为零，很难满足预先设计的钻压；②由于钻柱自重对井壁的正压力大，因此增大管柱摩阻和转盘功率损失。摩阻问题又是制约大斜度井和水平井发展的重要因素之一。为此，研制了一种新型的利用钻井液压力为动力的加压装置———水力加压器。它可以平稳地对钻头施加钻压，可以减少钻头的振动传向水力加压器以上钻柱，减少钻铤和钻杆的疲劳破坏，可提高钻柱和钻头的使用寿命，降低钻井成本。现场试验表明其可靠性、安全性高，不仅能有效地解决大斜度井、水平井中钻压不易施加的问题，而且能较好地改变钻具受力。     

不同环境方向组合对半潜式平台动力定位能力的影响

针对不同环境方向组合对半潜式平台动力定位能力影响开展研究。通过不同环境方向组合,计算指定海况条件下推进器利用率曲线,获取最大和最小推进器利用率。对比计算结果发现,风浪流同向作用时不是动力定位最恶劣工况,当风、流与波浪有一定夹角时所受的环境载荷更大,推进器利用率更高。在实际平台操作过程中当风浪流不同向时,尤其是环境条件恶劣时需要及时调整平台艏向,保证平台运行安全。     

水下应急封井装置深海测试稳定性分析

介绍了国产水下应急封井装置主要部件组成,分析了应用半潜式钻井平台进行水下应急封井装置部署影响因素。对水下应急封井装置在甲板组装的稳定性,使用采油树叉车运移的稳定性及钻杆下入过程进行了分析和作业窗口模拟。结果表明:该套水下应急封井装置可以通过A平台在深水环境下进行布放,在A平台甲板组装及使用A平台采油树叉车运移过程中不会发生倾覆; 在浪高不高于3 m,流速不高于0.58 m/s的海况下,使用钻杆下放水下应急封井装置具有最优作业窗口。分析结果对水下应急封井装置在井喷应急情况下进行现场应用具有重要意义。