0 引言
张力腿平台(Tension Leg Platform)通常被简称为TLP,由于其在深海作业中具有运动性能好、抗恶劣环境作用能力强及可移动等优点[1],在深水油气田开发中起到了重要作用。目前全球TLP已经超过20座,主要分布于墨西哥湾、北海、西非等海域[2]。开展TLP相关技术的研究及设计对促进我国深水油气田的开发具有重要意义。
TLP采用干式井口进行生产时,采油树位于平台采油树甲板之上,通过顶张紧式立管(Top Tensioned Riser,TTR)和油管与水下井口相连。立管顶部通过连接于TLP平台的张紧器来施加张力,立管底部通过柔性接头或应力接头与海底井口连接[3]。TLP平台作为浮式设施,其浮力=自重+立管顶部张力+张力腿预应力[4]。显然,立管张力越大,则平台需要承受的载荷越大,平台尺寸也就越大,准确计算并控制立管顶部张力的大小是TLP平台设计的关键,降低立管顶部张力有助于降低平台规模,减少造价。部分公司和学者对立管顶部张力的计算进行了研究和应用[5-6]。J.STUCKEY等[7]认为采用油管泥线悬挂器可将泥线以下生产管柱的重力悬挂在泥线处,有助于降低立管顶部张力,从而减小平台载荷。
笔者拟在此对生产管柱采用泥线悬挂器是否有利于减小立管顶部张力进行论述,并对何时需要油管泥线悬挂器及如何降低立管顶部张力进行了探讨,所得结论可为油管泥线悬挂器在张力腿平台的应用提供参考。
1 TTR系统受力分析 1.1 理论基础立管作为受拉梁,变形后与垂向所成夹角基本不会超过10°。在小角度情形下,可利用伯努利-欧拉梁基本方程进行立管的受力分析。1根受张力作用的梁的平衡微分方程为[8]:
(1) |
式中:EI为弯曲刚度,N·m2;ξ为横向弯曲位移,m;Ao和Ai为外部横截面积和内部横截面积,m2;pos和pis为外部压力和内部压力,Pa;Tw为波浪引起的动态张力增量,N;To为立管张力,N;fT为横向分布载荷,N。
张力梁自由体受力如图 1所示。
式(1)左侧后3项为有效张力Te,即有:
(2) |
式(1)说明,对于1根受张力作用的梁结构,其整体力学性能取决于有效张力Te。
1.2 系统整体张力分析TTR系统由多层管柱组成,为管中管结构。对于单层立管,TTR系统的组成为立管和生产油管;对于双层立管,TTR系统的组成为外层立管、内层立管和生产油管。假设各层管的运动特性保持一致,则可采用单层管的数学模型来模拟多层管的TTR[9],TTR系统的有效张力可等效为各层管柱张力之和。
为简化分析过程,笔者以单层立管为例进行说明。图 2a为TTR系统张力分析简图,向上的张力为张紧器张力的垂直分量T1,向下的张力为立管张力T2和油管张力W。以油管挂和吊环为界,将立管分为3个区域:区域①上部承受油管挂以上井口设备重力和油管向下张力W,下部承受张紧器张力T1,为立管受压区域;区域②上部承受张紧器张力T1,下部承受水下井口下拉力T2,为立管受拉区域;区域③为油管挂以上采油树等井口设备。区域②为TTR系统主体,对其单独做受力分析,将图 2a简化为图 2b,图中T为TTR系统顶部张力:
(3) |
式中:Ws为吊环以上设备重力,N,吊环以上设备包括采油树、油管挂、跨接管、采油树工作小平台、防喷器、钻井干式井口和张紧器活动部件等。
若生产管柱采用泥线悬挂器[7],不考虑泥线以下生产管柱的重力,则W=0,图 2b可以简化为图 2c。
对于图 2c,TTR系统有效张力Te为:
(4) |
式中:TeC为立管有效张力,N;TeS为油管有效张力,N。
对于图 2b,油管及立管的有效张力分别为:
(5) |
(6) |
合并以上2式,得到TTR系统有效张力为:
(7) |
对比式(4)和式(7)可以看出,在顶部张力T一定的情况下,无论是否考虑泥线以下生产管柱的重力W,整个TTR系统的有效张力保持不变,也就是说,生产管柱的重力不影响TTR系统的整体力学表现。虽然采用泥线悬挂器可有效减小泥线以上油管的张力TeS,但根据多层管有效张力计算方法[9],油管张力的减小会降低TTR系统的整体张力,若此时仅为了保证立管的张力TeC不变而降低张紧器张力,势必会降低TTR系统的整体张力Te。为了维持该整体张力不变,此时张紧器张力仍需保持原有水平而不能降低,平台载荷不变。
1.3 张紧器张力的计算TTR系统顶部张力的大小取决于立管尺寸、水深、环境载荷和立管间距等因素,综合进行涡激振动分析、疲劳分析、干涉分析及强度分析后确定顶部张紧系数,并考虑井口设备重力,进而计算得出张紧器张力[10]:
(8) |
式中:TTF为顶部张紧系数,定义为吊环处张力与吊环以下立管湿重的比值,取决于立管疲劳分析和干涉分析,与作业工况、外部环境和立管位置相关[10];Wr为吊环以下泥线以上TTR系统湿重,N,包括立管、油管和TTR系统内部流体;Ws为吊环以上设备重力,N。
1.4 立管局部受力分析单独对立管和油管进行分析。在顶部张紧器张力一定的情况下,随着生产管柱重力逐渐增大,将导致图 2a中区域①立管的轴向压力增大,区域②立管的轴向张力减小。为保证作业安全,立管应同时满足以下2个条件。
1.4.1 区域①立管不屈服,不失稳区域①立管所受轴向压力S为:
(9) |
式中:WH为区域③井口设备的重力,N;WT为油管挂处油管张力,N。
通过对区域①立管受压工况进行计算得到S的最大值Smax。在区域①立管尺寸、材质及长度一定的情况下,Smax为一定值,应控制S<Smax,以保证立管不发生屈服或失稳。若S≥Smax,可在生产管柱上增加泥线悬挂器,以降低WT。
1.4.2 区域②立管始终保持受拉状态[11]泥线处立管张力为整个TTR系统最小,此处立管所受张力为:
(10) |
式中:Wrw为立管湿重,N。
当WH+WT+Wrw>T1时,为保证T2>0,需要增大T1或减少WH+WT+Wrw。增大T1会增加平台载荷,WH和Wrw在地层及外界环境一定的条件下改变空间不大,因此降低WT是最有效手段。
综上,生产管柱是否需要采用泥线悬挂器取决于立管局部受力分析结果。
2 降低张紧器张力的措施根据式(8),降低TTF、Wr或Ws任一项均可降低张紧器张力,从而降低平台载荷。
在地层及外界环境一定的条件下,TTF及Wr优化空间有限。TTF取决于环境工况,且不能小于API规定的最低值[10]。Ws取决于井口设备的选型,在满足技术标准的前提下,可尽量选择轻型的采油树、防喷器和工作小平台等设备,有助于降低张紧器张力。
Wr为吊环以下泥线以上TTR系统的湿重,包括油管内流体、油管、立管及油管-立管环空内流体,如图 3所示。具体计算式为:
(11) |
式中:Wrf为井流物重力,N;Wrt为油管重力,N;Wrr为立管重力,N;Wrc为油管-立管环空内流体重力,N。
油管内井流物组分取决于产层,且在生产的不同阶段组分会有变化,计算湿重时应保守考虑,一般取地层水的密度计算,因此,Wrf难以调整。
油管尺寸及磅级取决于配产数据及油管受力分析结果,在产量及井眼轨迹等条件不变的情况下,Wrt难以调整。
立管尺寸及磅级需综合考虑可能通过的工具尺寸(包括套管、悬挂器、钻头、BHA以及其他井下工具等)、环境载荷及井槽间距等因素,与TTR系统的特性分析(强度分析、疲劳分析和干涉分析等)互为因果关系,Wrr调整难度大。
油管-立管环空内流体重力主要取决于其密度大小,且其在生产过程中与地层流体隔离,处于相对稳定状态,具备调整的可能。正常完井后,油管-立管环空内为隔离液,若将其替换为氮气,则可大幅降低重力。同时,氮气的传热系数低[12],具有隔热保温作用,有利于提升井口温度,保障生产系统的流动安全。若不考虑氮气重力,则注氮后吊环以下TTR系统湿重为:
(12) |
式中:ρ为完井液密度,g/cm3;Va为油管-立管环空体积,m3。
3 算例分析以我国南海某油田为例,基于其TLP平台方案展开分析。
3.1 基础数据生产井采用干式井口,生产立管参数见表 1。
3.2 顶部张力计算对照图 2,根据表 1数据可计算得出,吊环以上设备重力Ws=234 kN,吊环以下立管系统湿重Wr =491 kN,替氮后Wr′ =351 kN。参考API STD 2RD,考虑环境工况及安全系数,取TTF=2.0,根据式(8)则有:
生产立管参数 | 取值 |
立管总长度/m | 400 |
张力单根外径/m | 0.359 |
张力单根内径/m | 0.253 |
张力单根吊环以上长度/m | 7 |
张力单根总长度/m | 14.6 |
张力单根总重力/kN | 24 |
立管单根外径/m | 0.273 |
立管单根内径/m | 0.253 |
应力单根长度/m | 14.3 |
应力单根总重力/kN | 65 |
材料钢级 | L80 |
材料屈服强度/MPa | 552 |
材料比例极限/MPa | 500 |
材料弹性模量/GPa | 200 |
材料密度 /(g·cm-3) | 7.9 |
张紧器系统重力/kN | 56 |
井口设备及采油树重力/kN | 150 |
环空替氮前立管顶部张力T1= TTFWr + Ws=1 217 kN。
环空替氮后立管顶部张力T1′=TTFWr′+ Ws=937 kN。
替氮后,单根生产立管顶部张力可降低280 kN,降幅达23%,乘以总井数即为平台整体载荷降低值。
3.3 轴向受压立管局部受力分析[13]张力单根细长压杆临界柔度为:
(13) |
吊环以上张力单根柔度为:
(14) |
对照图 2,算例中区域①立管为细长杆结构,受压时的破坏形式为失稳。根据欧拉临界应力公式[13]计算其失稳临界压力:
(15) |
式中:I为立管横截面惯性矩,m4;i为惯性半径,m;μ为受压杆的长度系数,算例中取μ=1(一端固定,一端可移动但不能转动)。
也就是说,当张力单根受压区域的轴向压力达到24 710 kN时立管才发生失稳破坏,而实际条件下不可能出现这一状态,从此角度讲,生产管柱无需泥线悬挂器。
3.4 泥线处立管张力分析假设油管长度1 500 m,井下机采设备重力为10 kN,则生产管柱湿重WT=274 kN。
根据式(8),环空替氮前泥线处立管张力T2=T1-WH-WT-Wrw=288 kN。
环空替氮后泥线处立管张力T2′= T1′-WH-WT-Wrw=8 kN。
立管环空替氮后可有效降低顶部张力,但同时也降低了立管的张力,算例中泥线处立管张力仅为8 kN,基本处于临界受拉状态。若由于油管磅级或电泵下深增加导致生产管柱湿重增大,则需要考虑增大立管顶部张力或采用生产管柱泥线悬挂器的办法来保证吊环以下立管整体处于受拉状态。
4 结论从理论上对张力腿平台TTR系统进行了整体张力分析以及局部受力分析,并提供了算例。结论如下:
(1) 根据受力情况,可将立管分为受压区和受拉区,是否采用油管泥线悬挂器取决于立管局部受力分析结果。
(2) 当张紧器张力与生产管柱湿重、立管湿重及井口设备重力三者的差值为正时,采用油管泥线悬挂器无法降低张力腿平台载荷;差值为负时,为了保证立管处于受拉状态,需要考虑增大张紧器张力或采用油管泥线悬挂器。
(3) 立管-油管环空注氮可有效减小TTR系统湿重,降低对张紧器张力的需求,从而可减小张力腿平台载荷。
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