0 引言

水下采油树是海洋油气开发中不可或缺的设备，是整个水下生产系统的核心装置。油管悬挂器是水下采油树的关键部件之一，其主要功能是悬挂油管柱，密封油管柱与油层套管柱之间的环形空间，提供油流通道、修井通道、电缆通道、井下安全阀液压通道以及化学试剂注入通道等，实现水下采油树与井下生产管柱之间的连接^[1-3]。

由于油管悬挂器结构的复杂性和功能的重要性，需使用专门的下放工具(Tubing Hanger Running Tool, THRT)将其下放到采油树体内部，通过BOP跨接脐带缆提供液压，使用下入管柱通过隔水管/BOP通孔安装和回收油管悬挂器^[4]。

油管悬挂器的安装、维护及维修均需依靠ROV完成，工作难度大。若油管悬挂器或下放工具质量达不到相应要求，一旦出现问题则很有可能导致整个采油树瘫痪，从而影响海底采油。因此，对油管悬挂器及其下放工具进行性能鉴定试验能确保产品的性能和可靠性，对于降低潜在事故发生的可能性具有重要意义。

1 油管悬挂器及下放工具简介 1.1 油管悬挂器

水下油管悬挂器位于井口装置、油管四通或采油树本体内，主要包括锁紧装置、导向定位装置、密封结构及贯穿结构等部件。其主要形式有卧式采油树一般型式油管挂、卧式采油树延伸型式油管挂、同心型油管挂和多孔型油管挂。不同类型油管挂结构分别如图 1和图 2所示。

不同类型的油管挂在安装位置、贯穿设计、定位结构、下放工艺及流道结构方面都不同^[5]。实际应用中，应根据具体情况参照相关标准或规定设计和选择合适的油管挂。

1.2 下放工具

油管挂下放工具主要由主体、锁紧与解锁机构、定位机构和软着陆机构组成(见图 3)。其中，锁紧与解锁机构可实现与油管挂的锁紧和解锁动作；定位机构可使油管挂上的通道和对应接头准确对接；软着陆机构可防止油管挂在与树体连接时出现液压电接头碰撞损坏。

主体为整个工具提供生产测试通道，并为定位机构、旋转结构和密封装置提供载体，其端面如图 4所示。

图 4中，1、3、4为液压通道。通道1为油管挂与采油树树体锁紧提供液压推动力；通道3为下放机具和油管挂的解锁提供液压推动力；通道4为锁紧活塞的向下移动锁紧下放机具和油管挂提供液压推动力。2为井下安全阀(SCSSV)；5为生产测试通道；6为化学试剂注入通道。

2 性能鉴定试验 2.1 试验内容及过程

在设计鉴定试验具体流程时，主要参照GJB 899A—2009^[6]、API Spec 6A和API Spec 17D等标准。试验内容包括静水压循环、温度循环、载荷循环、使用寿命/耐久性等。将试验整体过程分为3个阶段：准备阶段、运行阶段及总结阶段。

2.1.1 准备阶段

对受试产品进行技术状态分析，编制试验大纲和试验程序等。包括明确试验目的、所引用的标准和文件、试验统计方案和主要试验设备、失效判据以及对受试产品进行故障模式和影响分析(FMEA)等。受试产品到达试验现场后，需进行进场检查。

2.1.2 运行阶段

按照试验程序及试验要求对受试产品进行性能试验，并连续记录试验结果。若试验过程中产品出现故障，则按照FRACAS^[7]的要求进行故障处理。试验结束后，做出接受或失效判决。

2.1.3 总结阶段

对试验中出现的故障处理情况进行分析，对试验结果进行评估，编写试验报告，必要时进行试验完成情况评审。

2.2 试验项目及流程 2.2.1 油管悬挂器

API Spec 17D规定的水下采油树和井口装置零部件性能鉴定试验最低次数如表 1所示。

表 1中NA表示不适用；PMR为产品制造商推荐的次数；a表示温度循环试验应符合ISO 10423要求；b表示压力循环试验前、后应进行低压密封性试验，试验压力为(2.0±0.2)MPa。

笔者研究的水下卧式采油树油管挂压力级别为69.0 MPa，可能产生的故障模式有变形、裂纹、卡死、断裂以及泄漏等。根据表 1中的规定，须进行静水压循环试验和载荷循环试验以验证其性能。

(1)静水压循环试验。API Spec 17D中规定不同额定工作压力的油管挂对应的静水压循环试验压力也不同，具体试验要求如表 2所示。

试验步骤为：①压力从0逐渐升高到接近预期工作压力的1/2；②以该油管挂最大额定工作压力的1/10或更少分挡进行增加，直到试验程序中要求的静水压试验压力，至少保压3 min；③泄压至0；④压力从0逐渐升高到最大额定工作压力；⑤泄压至0；⑥重复步骤④和⑤3次；⑦压力从0逐渐升高到最大额定工作压力，至少保压5 min；⑧泄压至0。

试验过程中，在规定的保压期间内如无可见泄漏，或者观测到的压力变化小于试验压力的5%或小于3.45 MPa(择其小者)，则认为通过验收。否则认为发生泄漏，判为失效。

(2)载荷循环试验。具体试验步骤为：①将油管挂安装到测试工具上；②施加最大额定载荷，至少保持5 min，观察油管挂有无损坏；③降至最小额定载荷，至少保持5 min，观察油管挂有无损坏；④重复步骤②和③3次。

若试验过程中及保持载荷期间油管挂均未出现损坏，则认为通过验收。否则，判为失效。

2.2.2 下放工具

下放工具的主要功能是下放、安装以及回收采油树各个部分，完成功能的可靠度是性能鉴定试验的重点验证指标。下放工具可能具有的主要故障模式有锁紧故障、解锁故障、密封故障及导向定位故障等。通过锁紧与解锁试验、密封试验以及压力循环试验来验证其性能。

(1)锁紧与解锁试验。试验步骤为：①通过THRT上液压通道1对锁紧活塞加压，油管挂下放机具锁紧机构上的推动环向下推移，直至定位销钉触及推动环的长形开口槽的顶部，下放机具停止推动，将悬挂器与采油树树体锁紧；②通过对液压通道4加压，锁紧套筒向下移动，推动锁紧卡爪向外扩张，锁紧卡爪锁紧油管挂顶部沟槽，同时推动C形卡环扩张，使C形卡环锁紧到油管挂的下部沟槽中，将下放机具与悬挂器锁紧；③通过对液压通道3加压，液压推动锁紧套筒向上运动，C形卡环和锁紧卡爪收缩，脱离油管挂的沟槽，使下放机具和悬挂器解锁。

若在规定的时间内未发生故障，则认为通过验收。否则，判为失效。

(2)密封试验。API Spec 6A中规定的密封试验压力为51.8 MPa。进行密封测试时，水下采油树树体下放工具要与采油树树体进行密封、采油树悬挂器需把油管挂下放到树体内、顶部阻塞器下放工具要连接采油树阻塞器。试验步骤为：①向受试工具加压至试验压力，保压3 min；②泄压至0；③再次加压，保压15 min；④泄压至0。

试验过程中，若在规定的保压期内无可见泄漏或者保压期间观测到的压力变化小于试验压力的5%或3.45 MPa(取较小者)，则认为通过验收。否则，判为失效。

(3)压力循环试验。API Spec 17D中规定下放工具应进行3次压力循环试验，试验压力为103.5 MPa(1.5倍额定工作压力)。试验步骤为：①压力从0逐渐升高到接近预期工作压力的1/2；②以该工具最大额定工作压力的1/10或更少分挡进行增加，直到试验程序中要求的压力为止，至少保压3 min；③泄压至0；④重复步骤①和②，第2次保压15 min；⑤泄压至0；⑥重复上述步骤3次。

试验过程中若出现明显泄漏、损坏，或者保压期间内压力测量装置上观测到的压力变化超出规定标准，则应判为失效。

3 结束语

介绍了油管悬挂器及下放工具性能鉴定试验的基本概念及目的，参考相关标准并结合所研究对象的特点，提出了一套卧式采油树油管挂及其下放工具性能鉴定试验方法。在试验参数符合API Spec 17D和API Spec 6A相关规定的基础上，引入了可靠性鉴定和验收试验(GJB 899A—2009)部分流程，增加了对受试物体的故障模式和影响分析以及故障的处理程序等，明确并规范了受试对象的试验项目、步骤和具体操作方法等。结合实际情况和相关标准规定，给出了不同试验对象及试验项目具体的接受或失效判据。

油管挂及其下放工具是确保水下生产系统正常运行的重要部件，通过研究它们的性能鉴定试验方法，对于保证水下采油树长时间安全、正常作业具有重要意义。