水下采油樹海試技術方案

(中海油能源發展裝備技術有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067)

水下采油樹是水下生產系統的關鍵技術，目前我國已經生產出樣機，但未能投入使用，其中最主要的原因之一就是未能真正進行現場測試。因此，設計海試方案，驗證其性能。

1 海試方案概述

1.1 海試內容

水下采油樹海試主要包括以下內容：①海試前準備；②水下安裝；③水下密封測試；④水下功能測試；⑤水下回收。

1.2 安裝方式

水下采油樹主要有三種安裝方式：纜繩安裝、鉆桿安裝和導向繩安裝。

在對國際主流水下采油樹形勢以及目前國內水下采油樹[1]研究方向進行分析的基礎上，選擇水下臥式采油樹作為分析對象。其主要性能參數：①采油樹型式：臥式；②適用水深：3 000 m；③安裝方式：纜繩安裝/鉆桿無導向；④控制方式：復合電液控；⑤SCM安裝：可回收；⑥Choke安裝：可回收；⑦主體尺寸：5 m×5 m×4 m；⑧管道尺寸：5-1/8 in×2-1/16 in；⑨跨接管連接器：卡麥龍CVC；⑩井口連接器：18-3/4 in 10 000 psi H4連接器。

1.3 整體思路

海試整體思路見圖1。

首套海試樣品應在陸地(含模擬水池)完成質量檢測、性能鑒定試驗(從實驗室縮尺到全尺寸的測試)、工廠驗收試驗(FAT)和系統完整性試驗(SIT)[2-4]，取得API證書及第三方檢驗證書后，并經由產品設計制造方、海試操作方、第三方檢驗機構等多方組成海試項目組的聯合檢查，方可進行海試。產品的陸地測試應根據設計性能指標完成新產品的力學性能、載荷性能、密封性能、防腐性能、疲勞特性等性能指標的驗證，并通過功能模擬試驗。

海試的目的是通過實際的水下測試，驗證產品的綜合使用功能并考核水下工作的穩定性。國外新研制的水下產品海試經驗通常經歷長期的，從淺海到深海，嚴格的分步測試驗證流程。

2 海試內容

2.1 測試條件

1)水下采油樹以及組件已完成性能鑒定試驗、FAT和SIT等測試。

2)測試人員對測試對象和需要使用的設備比較熟悉。

3)完成危險與操作性研究(HAZOP)以及作業安全分析(JSA)。

4)船舶資源就位(詳細)。

5)天氣窗口(詳細)。

6)在海底安裝測試樁(詳細)。

7)淺海測試平臺配置設施(詳細)。

8)船舶及平臺定位(詳細)。

2.2 測試目的

1)核實采油樹能夠在井口頭上坐放、鎖緊和測試。

2)核實油管懸掛器及其安裝工具與采油樹之間的配合。

3)核實采油樹和油管懸掛器之間的密封性。

4)核實采油樹能夠按設計要求安裝和回收。

5)核實采油樹以及附件的安裝程序。

6)核實采油樹和油管懸掛器之間的操作和通信。

7)核實遙控作業機器人的可靠近性。

8)核實油管懸掛器與采油樹之間沒有物理干涉。

9)油管懸掛器與其安裝工具之間的鎖定/解鎖/測試。

10)油管懸掛器與井口頭之間的鎖定/解鎖/測試。

11)讓海上作業人員更好地了解采油樹、油管懸掛器[5]和相關工具。

2.3 測試場地

1)方案一：浙江舟山海試基地。

測試中心距離寧波港口6 km，距離上海港口90 km，所采購的實驗設備、器材容易進出海港，交通運輸方便。

測試中心有3個梯度的海床(水深12、45和100 m)，見圖2。

圖2 舟山海試基地基本情況

選擇100 m深的海床進行水下井口裝置的淺海試驗。在海試前對海試區域進行淺層地層和地表進行勘測，以提供全面的數據。

2)方案二：在南海指定區域。

海試目標海域為200 m水深以內區域，根據我國目前在役的半潛式鉆井平臺的情況，選用勘探三號，見圖3。

圖3 勘探三號

平臺工作排水量219 910 t，工作吃水20 m，除了包括鉆井、泥漿、固井、防噴系統在內的全套鉆探設備外，還配置了4組(8臺)150 t的電動錨機，5組660 kW的柴油發電機組。同時，船上還配有潛水鐘和甲板減壓艙組成的200 m飽和潛水系統，防火、防爆和可燃性氣體自動報警系統等現代化設備。其工作水深為35～200 m，最大鉆井深度6 000 m。

2.4 配套設備

1)水下機器人(ROV)。在水下井口裝置海試過程中，需要ROV執行以下作業：水下設備的定位與安裝、閥門和液壓功能的操作、水下觀察等，所以選擇作業型ROV(工作級ROV)。

2)支持船。海試過程中需要一艘支持船，以保障ROV作業和裝備物資，同時進行試驗過程的安全守護。

3)水下井口裝置和控制系統。水下采油樹需要進行井口連接測試和壓力測試，需要配置匹配的水下井口裝置和控制系統以完成相應測試[6]，所需主要物資見表1。

表1 主要物資表

4)其他鉆具和鉆井物資。

2.5 測試流程

主要測試流程見圖4。

圖4 測試流程

2.6 水下采油樹海試

2.6.1 采油樹安裝測試

1)水下采油樹、船舶、安裝工具、海洋測試平臺等均已到位。

2)核實水下控制模塊、生產節流閥以及出油管接頭壓力帽已經安裝在采油樹上。

3)檢查ROV，將裝載ROV作業工具的ROV下入測試海域。

4)利用ROV對測試樁井口頭內部進行沖刷，用刷子清理井口頭上的密封圈卡槽。

5)利用ROV測量井口頭的水平度，并記錄數據，回收ROV。

6)對采油樹的閥門進行配置(根據水下采油樹配套的安裝說明書對閥門進行配置)。

7)插入Hot Stab到采油樹ROV控制面版相應的接口上，測試采油樹連接器。

8)從ROV面板上移除Hot Stab。

9)移除采油樹上的所有防護帶和保護套，以及電液接口的塑料保護套。

10)核實采油樹出油接頭上的壓力帽無破損。

11)測試采油樹安裝工具。

12)將纜繩適配器連接至采油樹安裝工具上部接口。

13)吊起采油樹安裝工具，將其采油樹連接。

14)旋轉安裝工具直到安裝工具與采油樹鎖緊。

15)用測試平臺吊機將裝有安裝工具的采油樹吊起。

16)測試平臺吊起采油樹保持不動，移動船舶。

17)緩慢下放采油樹入水。

18)將測試平臺吊裝纜繩與船舶絞車纜繩連接。

19)繼續下放采油樹直到將載荷完全轉移到船舶絞車上。

20)斷開測試平臺吊繩與采油樹的連接。

21)移動船舶的位置，直到采油樹位于水下井口上方。

22)下放ROV，使用ROV觀察采油樹的下放過程。

23)當采油樹距離測試基座一定位置(例如15 m)時，停止下放，利用ROV確認采油樹的方位，以及確認基座狀況。

24)利用船舶調節采油樹的位置，使其位于測試樁上方。

25)利用ROV核實采油樹連接器位于解鎖位置，且采油樹閥門處于關閉位置。

26)慢速繼續下放采油樹。

27)當采油樹距離井口一定距離(例如1.5 m)，利用ROV轉動采油樹直到采油樹的朝向符合要求。

28)核實無誤后，緩慢下放采油樹，最大速度不超過0.1 m/s。緩慢坐放采油樹，必要時采用ROV對坐放過程進行輔助。

29)利用ROV觀察采油樹的坐放過程，當所有的重量都傳遞到井口頭之后，利用ROV安裝Hot Stab到采油樹ROV控制面板上對應的端口。

30)對端口供應流體，使用ROV觀察核實連接器移動到鎖緊位置。

31)對連接器的鎖緊功能進行排空，利用絞車對采油樹施加一定的力向上提升，該力平衡采油樹及其安裝工具的重量后另外施加一定向上的拉力(例如250 kN)，使用ROV核實提升過程。

32)逐漸放松纜繩，最后維持纜繩上施加一定的拉力(例如25～50 kN)。

驗收標準：①ROV對鎖緊指示器進行拍照確認；②ROV對采油樹上的水平儀(bulleye)進行拍照(如果有)；③在輕微提升采油樹時，采油樹與連接器之間的連接不會斷開。

2.6.2 采油樹連接密封測試

1)利用ROV核實采油樹上所有閥門的配置(依據采油樹安裝手冊進行操作)。

2)利用ROV在采油樹上對應的接口插入Hot Stab。

3)對Hot Stab進行供應高壓液體，對采油樹密封進行測試，保壓15 min，記錄測試壓力。

4)測試完成時對高壓液體進行排空。

5)關閉采油樹上相應的閥門，回收安裝工具及其鎖具。

6)移除Hot Stab，重新將假Hot Stab安裝在采油樹ROV控制面板上。

驗收標準：①沒有可見泄漏；②每小時的壓力衰減不會超過測試壓力的5%。

2.6.3 采油樹功能測試

1)使用ROV將安裝修井控制系統的液壓飛頭連接到采油樹上的多路快速接頭上。

2)使用ROV將電飛頭連接至采油樹上相應的電接口。

3)對采油樹上所有液壓驅動的閥門進行功能測試，核實所有的閥門和控制系統都能正常的執行其功能，且SCM可以正常執行其功能。

驗收標準：①電測試單元顯示閥門可以正常的開閉；②SCM上的壓力變換器顯示供應的壓力開始起作用；③使用ROV觀察閥門的轉動。

2.6.4 采油樹閥門密封測試

1)利用ROV核實閥門的配置。

2)通過油管懸掛器隔離管線供壓(THI)。一旦測試壓力到達之后，保壓5 min，并記錄數據，通過壓力傳感器來記錄壓力的增長過程。測試完成之后泄壓。

3)記錄測試數據。

2.6.5 采油樹安裝工具回收測試

1)確認核實所有的采油樹閥門已經關閉，松開纜繩的拉力。

2)利用ROV推動鎖緊插銷來對采油樹安裝工具進行解鎖，對鎖緊插銷進行回收。

3)輕輕吊起安裝工具，核實安裝工具和采油樹脫離。

4)將安裝工具回收至水面，對安裝工具進行檢查。

2.6.6 油管懸掛器安裝測試

1)將油管懸掛器吊到海試平臺上。

2)將油管懸掛器與油管連接。

3)將油管懸掛器座放在測試基座上，并去除油管懸掛器吊裝和運輸附件。

4)將油管懸掛器測試工具與油管懸掛器連接。

5)將測試工具上的管線與油管懸掛器上部通道接口相連接。

6)測試鎖緊環的鎖緊和解鎖功能。

7)連接井下的液壓管線和電纜(包括油管內部和外部線纜)。

8)將外部液壓測試管路與油管懸掛器側壁上的電液接頭相連接。

9)依據廠家設備說明書和安裝說明書進行電液測試。

10)測試完成后移走電液測試工具。

11)然后手動向下推動卡圈激活環來將油管懸掛器卡圈撐開。

12)利用測試樹吊起油管懸掛器安裝工具，并將其吊到油管懸掛器上方。

13)將液壓管線加壓來測試安裝工具的鎖緊和解鎖功能(具體管道的施壓順序和壓力大小參照設備說明書和安裝說明書)。

14)觀察安裝工具上的部件執行情況，最后將安裝工具設置為未鎖緊的狀態。

15)將安裝工具對準油管懸掛器，并緩慢旋轉下放(對準油管懸掛器頂部的電液插口)。

16)安裝工具“軟著陸”之后，通入液壓將其與油管懸掛器鎖緊，將安裝工具泄壓。

17)通過觀察安裝工具上的鎖緊指示器來核實是否鎖緊。

18)施壓測試排泄回收管線。

19)在卡圈激活環上安裝剪切銷釘，此時油管懸掛器處于未鎖緊狀態。

20)連接測試地面控制井下安全閥管線，測試井下電纜。

21)油管懸掛器測試完成后，將油管懸掛器提升，拆除測試基座，將油管懸掛器下放。

22)在油管懸掛器將要著陸時，將安裝工具內部的“軟著陸活塞”通入高壓液體。

23)繼續下放油管懸掛器到水下采油樹樹體中。

24)繼續下放，油管懸掛器將會與樹體中的導向設施接觸，并發生旋轉。

25)一旦“軟著陸”后，將安裝工具的高壓液體釋放，完成油管懸掛器的著陸，同時將會激活油管懸掛器與樹體之間的密封。

26)接下來，根據安裝說明書步驟，關閉水下防噴器。

27)在防噴器下部區域通入高壓液體測試油管懸掛器是否完全著陸，并且測試油管懸掛器與樹體之間的金屬密封。

28)測試完成后，泄壓并打開防噴器【HOLD】。

29)對安裝工具通入高壓液體，推動安裝工具上的推力環向下運動。

30)推力環與油管懸掛器的卡圈激活環接觸，推著其向下運動，擠出卡圈。實現油管懸掛器與樹體之間的鎖緊。

31)安裝工具上的鎖緊監測管線將會反饋鎖緊機構的狀態信息。

32)使用ROV連接采油樹ROV控制面板上的控制監測接口，并通入高壓液體。

33)測試樹體與油管懸掛器的電纜通信。

34)測試油管懸掛器外部的密封完整性。

35)接下來，打開ROV控制面板上的地面控制安全閥(SCSSV)接口。

36)通入高壓液體，測試樹體上的SCSSV通道與油管懸掛器上的SCSSV是否密封對接。

37)接下來，通過ROV連接采油樹ROV控制面板上的環空監測Hot Stab。

38)通入高壓液體，測試油管懸掛器側面生產通道與采油樹的生產通道是否密封對接。

39)使用ROV推動樹體側面插銷來實現采油樹體于油管懸掛器的電插頭連接。

40)使用工具將測井隔離套回收到地面。

41)使用安裝工具將上部的頂部堵塞器送入油管懸掛器中。

42)一旦完成后，通入高壓液體測試頂部阻塞器是否在油管懸掛器中密封安裝。

43)接著使用安裝工具將頂部阻塞器卡圈激活并鎖緊。

44)一旦頂部阻塞器安裝完成，對油管懸掛器安裝工具進行解鎖。

45)將安裝工具向上頂升，實現安裝工具與油管懸掛器完全脫離。

46)測試下部頂部阻塞器與油管懸掛器的密封，回收頂部阻塞器安裝工具。

47)將上部的頂部阻塞器送入油管懸掛器中。

48)測試上部頂部阻塞器與下部阻塞器之間的密封。

49)回收頂部阻塞器安裝工具。

2.7 總體海試驗收標準

1)水下采油樹以及部件的操作流程得到驗證。

2)ROV的可接近性得到驗證。

3)在安裝過程采油樹以及安裝工具之間沒有任何設備損壞。

3 結論

依據該海試方案對國內國產化水下采油樹進行應用前的海上測試，可解決國內水下采油樹因沒有實際海試而不敢使用的問題。通過對水下采油樹海試方法的研究，對于國內水下生產系統及相關水下生產設備的發展具有推動作用。