單筒四井井口采油樹結(jié)構(gòu)設(shè)計與有限元分析

陳 力,趙寶祥,劉賢玉,郭 浩,隋中斐,劉化國,于 亮,李紅生,李鶴群

(1.中海石油(中國)有限公司 湛江分公司,廣東 湛江 524000; 2.威飛海洋裝備制造有限公司,山東 東營 257029)

近年來,為滿足不斷增長的能源需要,許多國家都將油氣開發(fā)的重點投向海洋。據(jù)統(tǒng)計,全世界海洋石油蘊藏量約為1 000×108t,天然氣儲存量約為140×1012m3,深海區(qū)域還富含可燃冰資源。海洋石油天然氣勘探開發(fā)具有高風險的特點,開發(fā)費用高。為了降低成本,海上單筒多井鉆井技術(shù)得到了越來越多的應(yīng)用[1-4]。

井口采油樹是油氣開采過程中1個至關(guān)重要的單元裝置,其作用為懸掛各層級管柱,并給油氣輸送提供密封且可靠的通道。目前,國內(nèi)常規(guī)的海洋油氣井口裝置大都采用傳統(tǒng)的設(shè)計計算方法,采用單筒單井結(jié)構(gòu),使得所設(shè)計的井口裝置結(jié)構(gòu)復雜、體積大、成本高且開采效率低[5-6]。對于高端整體式井口裝置,特別是單筒多井的井口裝置,國外Cameron、FMC、Aker Solutions等公司的產(chǎn)品占據(jù)了大部分市場份額。單筒多井井口裝置的設(shè)計制造可以提高我國自主研發(fā)與創(chuàng)新能力,同時對海洋油氣的開發(fā)戰(zhàn)略具有重要意義。

本文對單筒四井井口采油樹三維建模,并進行結(jié)構(gòu)設(shè)計分析,同時對關(guān)鍵承壓、承載部件進行有限元分析,其結(jié)果可為后續(xù)的試驗研究與現(xiàn)場應(yīng)用提供理論依據(jù)。

1 單筒四井井口采油樹三維模型建立

本文結(jié)合現(xiàn)場使用條件、空間以及管柱等信息,按照API 6A 第21版與NACE 0175標準要求[7-8],對單筒四井井口采油樹進行了總體設(shè)計。圖1所示為單筒四井井口采油樹三維幾何模型,主要包括底座總成,下部井口總成,上部井口總成以及采油樹總成。

1-底座總成;2-下部井口總成;3-上部井口總成(X4);4-采油樹總成(X4)。圖1 單筒四井井口采油樹三維模型

單筒四井井口采油樹的API 6A主要參數(shù)如表1所示,相應(yīng)的管柱程序[9]為1 066.8 mm導管(42英寸),339.7 mm表層套管(13英寸,共4串),244.5 mm生產(chǎn)套管(9英寸,共4串),177.8 mm油層尾管(7英寸,共4串),88.9 mm油管(3英寸,共4串)。

本文設(shè)計的單筒四井井口采油樹是結(jié)合潿洲油田的現(xiàn)場情況,即,1 066.8 mm(42英寸)隔水管入泥80 m,后鉆914.4 mm(36英寸)井眼至350 m深,分別下入4串339.7 mm(13英寸)無接箍套管,完成套管下入后固井。此表層套管下入方式無需額外的占位工具,操作簡單、效率高。而后的二開、三開則按照預(yù)定的要求依次進行。

表1 單筒四井井口采油樹各部件API 6A參數(shù)[10]

1.1 單筒四井底座總成

單筒四井底座總成如圖2所示,主要由底座、芯軸式套管懸掛器339.7 mm(13英寸)、緊急卡瓦懸掛器339.7 mm(13英寸)、緊急密封裝置339.7 mm(13英寸)以及外部相配套的零件組成。主要零件的結(jié)構(gòu)如圖3所示。底座總成作為整個井口采油樹最底端的裝置,連接隔水管,并傳遞井口采油樹、管柱等重力給隔水管。

1-底座;2-芯軸式套管懸掛器(13英寸);3-緊急密封裝置(13英寸);4-緊急卡瓦懸掛器(13英寸)。

圖3 單筒四井底座總成的關(guān)鍵部件三維模型

1) 底座。尺寸為339.7 mm(13英寸)。底座包含4個通道,且可用于密封與承載芯軸式套管懸掛器和緊急卡瓦懸掛器。同時設(shè)計有4個側(cè)出口,用于環(huán)空壓力檢測,以及補注水泥等作業(yè)。

2) 芯軸式套管懸掛器。尺寸為339.7 mm(13英寸)。本體上帶有4道O型圈,用于密封表層套管與隔水管之間的壓力。上下部都帶有套管螺紋,用于懸掛套管和取送芯軸式套管懸掛器。在安裝的過程中,若出現(xiàn)下放套管卡住的情況,則需要切割套管后安裝緊急卡瓦懸掛器。此懸掛器通過卡瓦牙卡住套管,并將套管重力全部轉(zhuǎn)移到懸掛器上。由于緊急卡瓦懸掛器只有懸掛套管的作用,因此還需要安裝緊急密封裝置(尺寸為339.7 mm(13英寸)),用于套管環(huán)空的密封。緊急密封裝置外圓上帶有4道O型圈,內(nèi)孔帶有2道FS密封圈用于密封套管。

1.2 單筒四井下部井口總成

單筒四井下部井口總成如圖4所示,主要由下部井口、芯軸式套管懸掛器244.5 mm(9英寸)、常規(guī)式密封裝置244.5 mm(9英寸)、緊急卡瓦懸掛器244.5 mm(9英寸)、緊急密封裝置244.5 mm(9英寸)組成。下部井口總成與底座總成采用16個31.75 mm(1英寸)的螺栓連接,同時帶有2個定位銷來保證兩部分之間的連接方向。下部井口總成主要作用為懸掛以及密封244.5 mm(9英寸)套管,此部分鉆井還未到油層,但也有一定的壓力,因此該部件的密封裝置的鎖緊采用內(nèi)部鎖緊方式,摒棄了以前的頂絲結(jié)構(gòu),減少了外部泄漏點,增加井口總成的安全性。

下部井口總成設(shè)計4個通道,可用于密封與承載244.5 mm(9英寸)芯軸與緊急卡瓦懸掛器,密封裝置。且每個通道設(shè)計有2個50.8 mm(2英寸)LP螺紋側(cè)出口,用于環(huán)空壓力檢測、壓井以及補注水泥等作業(yè)。

1-下部井口;2-常規(guī)密封裝置(9英寸);3-芯軸式懸掛器(9英寸);4-緊急密封裝置(9英寸);5-緊急卡瓦懸掛器(9英寸)。圖4 下部井口總成三維模型

如圖5所示為下部井口總成主要部件結(jié)構(gòu)。正常安裝下放過程中,采用芯軸式懸掛器與常規(guī)密封裝置。芯軸式懸掛器244.5 mm(9英寸)底部帶有套管螺紋,用來連接懸掛套管。常規(guī)密封裝置244.5 mm(9英寸)設(shè)計有2道外S圈和2道內(nèi)S圈,用來密封套管環(huán)空,保證安全性。一旦在下放套管的過程中出現(xiàn)卡頓,則需要緊急切割套管,改換緊急卡瓦懸掛器244.5 mm(9英寸),利用自身的卡瓦牙來懸掛套管,并安裝緊急密封裝置244.5 mm(9英寸),外部帶有2道S圈,內(nèi)部帶有2道FS圈來保證整個井口的密封與安全性。同樣的,對于常規(guī)與緊急密封裝置亦采用內(nèi)部鎖緊式結(jié)構(gòu)。

圖5 下部井口總成關(guān)鍵部件三維模型

1.3 單筒四井上部井口總成

單筒四井井口采油樹上部井口部分如圖6所示,主要由上部井口總成、油管懸掛器以及側(cè)翼閥門等部件組成,上部井口部分由4個相同的部件組成,且與下部井口的4個通道采用螺紋鎖緊式依次連接。上部井口內(nèi)部設(shè)計有密封孔用于承載與密封油管懸掛器,同時包含2個側(cè)出口用于環(huán)空壓力檢測,注壓井液與補注水泥等作業(yè)[11-12]。

1-上部井口總成;2-油管懸掛器。圖6 上部井口總成三維模型

上部井口總成中油管懸掛器三維模型如圖7所示,此油管懸掛器同樣采用內(nèi)部鎖緊式結(jié)構(gòu),外部采用2道S圈,脖頸帶有2道S圈。下部帶有油管螺紋用于懸掛器油管,同時預(yù)留電纜穿越器通道。

圖7 上部部井口總成中油管懸掛器模型

1.4 單筒四井采油樹總成

單筒四井采油樹總成主要由采油樹與異徑接頭組成。采油樹為整體式閥體,單翼結(jié)構(gòu),帶有1個手動下部主閥,1個液動安全閥,1個手動清蠟閥。側(cè)翼帶有1個手動閘閥和1個手動節(jié)流閥,并配有液動安全閥。異徑接頭為偏心結(jié)構(gòu),下部與上部井口采用12齒螺栓連接,上部與采油樹總成連接,同時可密封油管懸掛器脖頸和預(yù)留電纜穿越器出口。圖8為采油樹總成三維模型。圖9為異徑接頭三維模型。

圖8 采油樹總成三維模型

圖9 異徑接頭三維模型

2 模型的有限元網(wǎng)格劃分

對單筒四井井口采油樹關(guān)鍵承壓、承載部件進行有限元模型的建立,采用有限元軟件的智能劃分法對各關(guān)鍵零部件進行網(wǎng)格劃分,選擇四面體網(wǎng)格,網(wǎng)格數(shù)如表2所示,有限元網(wǎng)格模型如圖 10所示。

圖10 關(guān)鍵部件有限元網(wǎng)格模型

表2 關(guān)鍵部件網(wǎng)格數(shù)與單元數(shù)

3 數(shù)值模擬結(jié)果與分析

利用ANSYS WORKBENCH軟件平臺,并采用Von-misses方法[13-14],分別對8個關(guān)鍵承壓與承載零部件進行應(yīng)力分析,得到應(yīng)力分布云圖[15],如圖11所示。

1) 底座本體。采用AISI 4340 130K材料,其屈服強度為896 MPa。額定工作壓力為13.79 MPa(2 000 psi)。按照API 6A 第21版要求,施加27.58 MPa(4 000 psi) 壓力(2倍的額定壓力),同時在承載臺階處施加5 540 kN力(339.7 mm 68# L80套管的80%管體屈服載荷)[16]。從圖 11a知,承載臺階處的應(yīng)力值最大,最大應(yīng)力值為254.5 MPa,但小于材料的90%屈服強度。因此,底座本體的設(shè)計強度滿足要求。

2) 下部井口本體。采用AISI 4130 75K材料,其屈服強度為517 MPa。整個底座所承受的額定壓力為34.47 MPa(5 000 psi),按照API 6A 第21版要求,施加51.71 MPa(7 500 psi)壓力(1.5倍的額定壓力),同時在承載臺階處施加3 870 kN力(244.5 mm 47# L80套管的80%管體屈服載荷)。從圖11b知,承載臺階處的應(yīng)力值最大,最大應(yīng)力值為360 MPa,小于材料的90%屈服強度。因此,下部井口本體的設(shè)計強度滿足要求。

3) 上部井口本體。采用AISI 4130 75K材料,其屈服強度為517 MPa。額定工作壓力為34.47 MPa(5 000 psi)。按照API 6A 第21版要求,施加51.71 MPa(7 500 psi)壓力(1.5倍的額定壓力),同時在承載臺階處施加738 kN力(88.9 mm 9.3# L80套管的80%管體屈服載荷)。從圖11c知,控制管線出口處的應(yīng)力值最大,為壁厚最薄弱處,最大應(yīng)力值為457 MPa,但小于材料的90%屈服強度。因此,上部井口本體的設(shè)計強度滿足要求。

4) 芯軸式套管懸掛器(13英寸)。采用AISI 4140 105K材料,其屈服強度為724 MPa。所承受內(nèi)部壓力為34.47 MPa(5 000 psi),同時在底端Tong neck處承受5 540 kN力(339.7 mm 68# L80套管的80%管體屈服載荷)。從圖11d知,Tong neck內(nèi)部連接處應(yīng)力值最大,但小于材料的90%屈服強度。因此,芯軸式套管懸掛器(13英寸)的設(shè)計強度滿足要求。

5) ST芯軸式套管懸掛器(9英寸)。采用AISI 4140 80K材料,其屈服強度為552 MPa。所承受內(nèi)部壓力為34.47 MPa(5 000 psi),同時在底端Tong neck處承受3 870 kN力(244.5 mm 47# L80套管的80%管體屈服載荷)。從圖11e知,Tong neck內(nèi)部連接處應(yīng)力值最大,但小于材料的90%屈服強度。因此,芯軸式套管懸掛器(9英寸)的設(shè)計強度滿足要求。

6) 油管懸掛器。采用AISI 410 80K材料,其屈服強度為552 MPa。所承受內(nèi)部壓力為34.47 MPa(5 000 psi),同時在底端Tong neck處承受728 kN力(88.9 mm 9.3# L80套管的80%管體屈服載荷)。從圖11f知,用于放置電纜穿越器通道出口處應(yīng)力值最大,此處為壁厚最薄弱處,但小于材料的90%屈服強度。因此,油管懸掛器的設(shè)計強度滿足要求。

7) 異徑接頭與組合閥本體。都采用AISI 410 75K材料,其屈服強度為517 MPa。額定工作壓力為34.47 MPa(5 000 psi)。按照API 6A 第21版要求,施加51.71 MPa(7 500 psi)靜水壓力(1.5倍的額定工作壓力)。從圖11g和圖11f知,最大應(yīng)力值均發(fā)生在最小壁厚處,最大應(yīng)力值分別為217 MPa和375 MPa,均小于材料的90%屈服強度。因此,異徑接頭與組合閥本體的設(shè)計強度滿足要求。

圖11 關(guān)鍵部件應(yīng)力分布云圖

4 結(jié)論

1) 單筒四井井口裝置采用內(nèi)部鎖緊式結(jié)構(gòu),減少泄露點,從而增加安全性。在上部井口與底部井口之間采用螺紋快速連接,減少了安裝時間。

2) 單筒四井井口采油樹裝置采用整體式閥體結(jié)構(gòu),減少了主閥之間的連接,安裝與維護方便,且不存在連接的泄露風險,安全性大幅提高。

3) 有限元分析結(jié)果表明,單筒四井井口采油樹中關(guān)鍵承壓與承載部件均能夠滿足設(shè)計要求。其中,本體臺階與懸掛器承受的載荷都是按照管柱所承受80%的管體屈服力來計算的,實際應(yīng)用過程中,其載荷是遠小于該力值。分析結(jié)果驗證了設(shè)計的正確性,可為現(xiàn)場應(yīng)用提供理論基礎(chǔ)。