Lateral bearing characteristics of subsea wellhead assembly in the hydrate trial production engineering

Conductor and suction anchor are the key equipment providing bearing capacity in the field of deep-water drilling or offshore engineering,which have the advantages of high operation efficiency and short construction period.In order to drill a horizontal well in the shallow hydrate reservoir in the deep water,the suction anchor wellhead assembly is employed to undertake the main vertical bearing capacity in the second round of hydrate trial production project,so as to reduce the conductor running depth and heighten the kick-off point position.However,the deformation law of the deep-water suction anchor wellhead assembly under the moving load of the riser is not clear,and it is necessary to understand the lateral bearing characteristics to guide the design of its structural scheme.Based on 3D solid finite element method,the solid finite element model of the suction anchor wellhead assembly is established.In the model,the seabed soil is divided into seven layers,the contact between the wellhead assembly and the soil is simulated,and the vertical load and bending moment are applied to the wellhead node to simulate the riser movement when working in the deep water.The lateral bearing stability of conventional wellhead assembly and suction anchor wellhead assembly under the influence of wellhead load is discussed.The analysis results show that the bending moment is the main factor affecting the lateral deformation of the wellhead string;the anti-bending performance from increasing the outer conductor diameter is better than that from increasing the conductor wall thickness;for the subsea wellhead,the suction anchor obviously improves the lateral bearing capacity and reduces the lateral deformation.The conduct of the suction anchor wellhead assembly still needs to be lowered to a certain depth that below the maximum disturbed depth to ensure the lateral bearing stability,Thus,a method for the minimum conductor running depth for the suction anchor wellhead assembly is developed.The field implementations show that compared with the first round of hydrate trial production project,the conductor running depth is increased by 9.42 m,and there is no risk of wellhead overturning during the trial production.The method for determining the minimum conductor running depth in this paper is feasible and will still play an important role in the subsequent hydrate exploration and development.

Uncertain Multidisciplinary Design Optimization on Next Generation Subsea Production System by Using Surrogate Model and Interval Method

The innovative Next Generation Subsea Production System(NextGen SPS)concept is a newly proposed petroleum development solution in ultra-deep water areas.The definition of NextGen SPS involves several disciplines,which makes the design process difficult.In this paper,the definition of NextGen SPS is modeled as an uncertain multidisciplinary design optimization(MDO)problem.The deterministic optimization model is formulated,and three concerning disciplines—cost calculation,hydrodynamic analysis and global performance analysis are presented.Surrogate model technique is applied in the latter two disciplines.Collaborative optimization(CO)architecture is utilized to organize the concerning disciplines.A deterministic CO framework with two disciplinelevel optimizations is proposed firstly.Then the uncertainties of design parameters and surrogate models are incorporated by using interval method,and uncertain CO frameworks with triple loop and double loop optimization structure are established respectively.The optimization results illustrate that,although the deterministic MDO result achieves higher reduction in objective function than the uncertain MDO result,the latter is more reliable than the former.

Technological progress and development directions of PetroChina overseas oil and gas field production

This study reviews the development history of PetroChina’s overseas oil and gas field development technologies, summarizes the characteristic technologies developed, and puts forward the development goals and technological development directions of overseas business to overcome the challenges met in overseas oil and gas production. In the course of PetroChina’s overseas oil and gas field production practice of more than 20 years, a series of characteristic technologies suitable for overseas oil and gas fields have been created by combining the domestic mature oil and gas field production technologies with the features of overseas oil and gas reservoirs, represented by the technology for high-speed development and stabilizing oil production and controlling water rise for overseas sandstone oilfields, high efficiency development technology for large carbonate oil and gas reservoirs and foamy oil depletion development technology in use of horizontal wells for extra-heavy oil reservoirs. Based on in-depth analysis of the challenges faced by overseas oil and gas development and technological requirements, combined with the development trends of oil and gas development technologies in China and abroad, overseas oil and gas development technologies in the future are put forward, including artificial intelligence reservoir prediction and 3 D geological modeling, secondary development and enhanced oil recovery(EOR) of overseas sandstone oilfields after high speed development, water and gas injection to improve oil recovery in overseas carbonate oil and gas reservoirs, economic and effective development of overseas unconventional oil and gas reservoirs, efficient development of marine deep-water oil and gas reservoirs. The following goals are expected to be achieved: keep the enhanced oil recovery(EOR) technology for high water-cut sandstone oilfield at international advanced level, and make the development technology for carbonate oil and gas reservoirs reach the international advanced level, and the development technologies for unconventional and marine deep-water oil and gas reservoirs catch up the level of international leading oil companies quickly.

基于插值修正ACER的脐带缆响应短期极值预测方法研究

针对脐带缆在随机载荷作用下其响应难以准确预测的问题,本文提出了一种基于插值技术与平均条件超越率(average conditional exceedance rate,ACER)的海洋脐带缆响应极值预测方法。构造随机波浪荷载作用下脐带缆结构响应的数值模型,获取脐带缆关键位置处的张力与曲率响应时程数据。分别求解张力和曲率时间序列对应的1~4阶ACER函数值,选取合适阶数的ACER函数,采用三次样条插值与B样条插值技术对平均条件超越点的尾部区域进行插值。对插值曲线外推,实现在不同超越概率下脐带缆的结构响应极值预测。本方法适用于非独立同分布下的海洋脐带缆张力与曲率响应数据的极值预测,并利用Gumbel极值分布模型进行对比,讨论并验证本文所提方法在海洋脐带缆响应极值预测中的适用性。

浅水受限区水下油气田开发方案

针对国内浅水油气资源开发环境影响及空间受限等问题,本文提出了国产浅水水下生产系统的总体设计方案。通过对浅水水下生产系统关键设备结构进行分析,提出了一种满足受限区海域开发要求的环境友好型设计思路。结果表明:通过系统和总体布置的设计,国产浅水水下生产系统与深水相比在单体重量、作业方式、维护检修方面更加经济。

基于DNV规范的玻璃纤维复合材料软管保护结构强度仿真研究

玻璃纤维复合材料因具有质轻高强、耐腐蚀的材料特点,在过去二十年里,被海外油田公司广泛应用于水下油气生产设施的防护,并取得成熟的工程应用。本文针对国产玻璃纤维复合材料软管保护罩,结合保护罩在水下的功能,应用有限元ANSYS软件建立国产玻璃纤维复合材料软管保护罩的三维模型,从沙坡堆积、渔网拖挂和落物冲击三方面分析保护罩的强度,并依据DNV规范进行安全评定。仿真分析与试验对比分析表明,该保护罩强度满足规范要求,与试验结论吻合,可为今后的国产玻璃纤维复合材料水下防护结构设计提供参考。

国产水下生产系统在渤海油田的首次应用

为了突破外国的技术限制,实现国产化水下油气生产技术的顺利实现,因此有必要开展对国产化水下油气生产技术的研究。文章概括了中国水下油气生产装置的研究开发历程,并阐述了全水式、电液复合式和全电式等水下生产系统的主要运行模式和特征,并归纳出各生产装置的主要优势与缺陷。以流花11-1油气田、流花16-2/20-2/21-2油田群、陵水17-2气田等为主要技术平台,进行了渤海首次国产水下油气生产系统的试验应用,基本概括了渤海首次的水下油气工程技术特征,并对通讯不稳定问题解决方案进行验证,最后并对其应用前景进行了展望。

多向荷载耦合作用下复合基础承载特性分析

针对水下石油生产系统复合基础在不同方向荷载耦合作用下的承载特性,分析复合加载模式下的破坏包络线。采用非线性有限元数值模拟方法,通过固定位移比法绘制竖向—倾覆、水平—扭转、竖向—水平—倾覆、竖向—水平—扭转荷载空间内的地基承载力破坏包络线,分析不同长径比和桩间距对不同方向荷载耦合作用下地基承载力包络线的影响,并分别将归一化处理后的竖向—倾覆、水平—扭转荷载包络线拟合为关于长径比和桩间距的包络线数学表达式。结果表明:随竖向荷载分量的增大,基础在二维荷载空间内包络线尺寸有所减小。结合实际工程应用,通过绘制地基承载力破坏包络线,对基础设计方案校核和评估,能很好指导工程实践与设计。

基于Pyrosim与Pathfinder的水下干式采油装置火灾烟气模拟与人员逃生研究

为研究水下干式采油装置发生火灾时烟气的蔓延过程与规律,为水下干式采油装置应急逃生提供数据和参考,运用Pyrosim软件对设计中的水下干式采油装置建立模型,对极端条件下舱内火灾烟气扩散和温度变化规律进行仿真分析,并利用人员疏散逃生模拟软件Pathfinder模拟舱内作业人员在火灾时的逃生过程。研究表明,气密门开启状态下,在t=15 s时,烟雾扩散至采油树房间外;t=8 s时,所有逃生人员可到达应急逃生舱,此时烟雾及烟气温度均在安全范围,表明该水下干式舱人员疏散逃生符合要求。通过对水下干式采油装置发生火灾时的烟气模拟与人员逃生研究,可以检验水下干式舱的设计是否满足人员逃生需要,对水下干式采油装置的设计与改进、保障维修作业人员生命安全具有重要意义。

水下油气田卫星井回接方案及关键影响因素研究

随着海洋油气资源的勘探开发以及水下生产系统开发技术日渐成熟,中国海洋石油集团有限公司正在推动新发现的油气资源及边际油气田的合理开发。开发方案技术可行、项目经济效益最优是判断项目能否实施的重要指标。对于新发现油气田的开发,采用卫星井回接方案通常能够有效节省开发成本。本文从系统性方案设计的角度,对水下卫星井回接的可能情景以及影响可行性的关键因素进行研究,并提出了相应解决方案和建议,以期为未来海上油气田回接方案设计提供借鉴和参考。

Stress Analysis of the Subsea Dynamic Riser BaseProcess Piping

Thesubsea 动态起床人底(SDRB ) 是为漂浮的生产站台绳索系统的设备的一重要的片。一结束被连接，带热扩大负担和其它结束的一条僵硬管道，带灵活起床人的动态负担僵硬管道被连接到一个灵活起床人，它的功能因此是在灵活起床人和在海床上修理灵活起床人的僵硬管道之间的一个转变连接。作为一个典型 subsea 产品，在另一方面，设计将为 subsea 产品满足标准的要求。由学习尖的干舷和 subsea 管道的压力 analysisphilosophy，为 SDRB 的尖压力分析的一个物理模型和过程被建立了。负担被考虑了的不利设计的条件，和从僵硬管道和动态负担灵活性的静态的负担的联合也被优化了。并且在为有检查规则的尖应力的 AMSE， DNV 和 API 标准之间的比较分析被做了。因为 SDRB 属于 subsea 管道终端产品， DNV 标准的使用尖应力被推荐检查它的进程。最后，这个过程 SDRB 的尖应力被计算了，并且结果证明夹克衫管子和 SDRB 的搬运人管子压力处理尖当 whole.The 舱壁不能被在详细分析使用 FEA 软件 ANSYS 的 AutoPIPE 软件精确地模仿，满足 DNV 标准，但是检查结果将仍然满足 DNV 标准的要求。

水下沉箱冲淤特性模型实验研究

水下沉箱是渤海通航区水下生产系统的重要防护装置,但海流冲刷作用可能导致沉箱暴露,使其面临被渔业活动、船舶抛锚等破坏的风险。为支撑渤海浅水水下生产系统水下沉箱方案设计,以某实际工程闭口型水下沉箱为例,通过物理模型实验,研究沉箱凸出高度、回填砂与原场砂等对沉箱冲淤特性的影响。实验中考虑海床面与沉箱顶面相对位置的不同,设置了凸出式、齐平式(沉箱顶面与海床表面齐平)与掩埋式3种水下沉箱模型实验,研究沉箱在不同掩埋情况下其周边海床土层的冲淤特性。结果表明,闭口型沉箱顶部高于海床面或与海床面齐平时,沉箱来流方向上游发生了局部冲刷,下游则出现了不同程度的淤积,且淤积高度随沉箱凸出高度增大而增大;对于掩埋式沉箱,回填沙在极限流速下会被完全冲走,但原场砂会重新回填、淤积并覆盖沉箱;但如果上游泥砂量供给不足,随着时间发展,沉箱周围的泥砂将被冲刷并导致沉箱暴露。综合模型实验结果,建议该工程使用齐平式或者掩埋式闭口沉箱形式。本研究为水下生产系统水下沉箱的设计提供了参考。

基于模糊故障树的水下生产系统可靠性分析

开展基于模糊故障树的水下生产系统可靠性分析。分析水下生产系统的工作原理和结构组成,自上而下建造故障树模型;采取上行法对系统进行定性分析确定最小割集;利用梯形模糊数对系统进行模糊定量分析,得出系统模糊失效概率和基本事件模糊重要度。通过分析结果可找出系统的薄弱环节,对其采取措施进行重点防御保护和定时监测维护,也可指导水下生产系统的优化改进。

基于多学科设计优化方法的新一代水下生产系统一体化设计

新一代水下生产系统是一种新型超深海石油开发装备,主要由人工海床、刚性立管、柔性跨接管和系泊缆组成。为进一步提高新一代水下生产系统的总体性能和设计效率,本文基于多学科设计优化方法开展新一代水下生产系统的一体化设计方法研究。通过结合多学科可行法和粒子群优化算法建立设计框架,在框架内定义水动力分析和整体性能分析两个子学科,并给出各子学科的分析方法。在此基础上,基于拉丁超立方抽样法和反向传播神经网络建立水动力分析和整体性能分析的代理模型。将代理模型与设计框架结合,对3000 m水深的新一代水下生产系统进行一体化设计。结果表明,新一代水下生产系统的总体性能和设计效率均有所提高。

水下悬浮管汇总体布局及设计方案

水下管汇作为一种典型的水下生产设备,在经济性和效率上具有一定的优势,因此被广泛应用于深水油气田开发中。传统的水下管汇在安装和回收方面存在着不足之处。优化传统水下管汇结构,增加浮筒结构,去除底座和吸力锚,提出一种能够悬浮在距离海床一定高度的内悬浮式管汇。设计2种总体布局方案,对比优选出整体布局形式,并在此基础上进行浮筒位置的比较与优化,得到了水下悬浮管汇位置优化总体方案。用Ocerflex对所选方案进行数值模拟,证明在输送不同密度油气以及浮筒破损1层的情况下,悬浮管汇仍然具有一定的稳定性。

水下生产控制紧急关断系统的可靠性分配方法

为进一步从水下生产控制紧急关断系统的整体到局部开展可靠性研究,提高系统及设备的可靠性,采用层次分析法对水下生产控制紧急关断系统开展可靠性分配研究,将给定的可靠性指标合理分配至水下紧急关断系统的各设备单元,通过实例验证了可靠性分配方法的有效性。为水下紧急关断系统可靠性设计提供合理化的指导,进而优化设计并提高产品选型质量。

深水采油树生产回路运维可用性分析

深水采油树生产回路作为水下油气开采的生产通道,将水下油井中的油气汇集到水下管线中,最后运送到海洋平台,其可用性会严重影响整套水下油气生产系统的工作效率,但目前很少有文献或报道对采油树生产回路的运维可靠性和可用性进行相关描述。针对深水采油树生产回路的运维可靠性评估问题,开展复杂环境下系统退化时变性的维修干预影响研究,提出基于随机Petri网的运维可靠性分析方法,解决深水采油树生产回路可靠性分析过程中多种失效模式同时发生的爆炸性问题;研究深水采油树生产回路的复杂失效模式,揭示不同故障对系统可靠性和可用性的影响规律;通过OREDA失效数据库验证所建立模型评估结果的准确性。结果表明:所提出的方法可以有效评估深水采油树生产系统运维可靠性和可用性,并验证当失效率为10^(-6)、10^(-5)和10^(-4)时,系统平均维修时间分别为1.84、7.57、131.07 h,满足OREDA失效率维修数据。

水下采油树生产通道流动安全分析与应用

目前对油气井生产期间水下采油树生产通道内温压场动态缺乏精细表征,对生产通道内部和节流阀后水合物的生成和防治,以及对生产通道的出砂冲蚀等研究均较少。为此,采用数值模拟方法建立水下采油树生产通道有限元模型,对油气井生产期间的温度场动态进行精细表征,对水合物生成风险进行预测,对生产通道进行冲蚀特性研究,并进行了现场应用验证。研究结果表明:为避免水下采油树生产通道生产期间节流阀后出现-40℃的低温,推荐节流阀下游预充填压力≥8 MPa;在节流阀上游2~3 h后、下游6~10 h后,温度可以升至水合物相平衡温度点以上,当产量较低时水合物抑制剂需持续注入12 h以上。研究结论可为水下采油树的正常运行和油气井的安全生产提供技术支持。

水下化学药剂注入计量阀技术现状

水下化学药剂注入计量阀(CIMV)是确保水下生产系统长期安全运行,实现化学药剂精确注入和流量计量功能的核心设备。本文首先总结了国内外相关标准对水下化学药剂注入计量阀的功能和技术要求;然后,分析了水下生产系统中化学药剂的注入工艺流程,阐述了CIMV在水下生产系统中的作用和安装位置;最后,从工作原理、供电通信、机械结构、水下安装等维度详细剖析了国际水下生产系统供货商的CIMV技术特点,为自主设计及国产化提供参考。

渤海浅水水下生产系统开发模式及国产化装备研制现状

中国渤海海域油气资源储量丰富,但部分处于受限区,传统导管架平台开发模式无法适用。基于此,创新性提出了采用浅水水下生产系统开发模式盘活受限区油气储量。针对渤海特殊环境条件,分析了浅水水下生产系统较深水的差异及技术难点;基于渤海军事受限区和通航受限区的环境特点,分别提出了“泥面以上水下生产系统+保护装置+警示浮标”及“泥面以下钢圆筒水下生产系统”两种浅水水下生产系统开发模式,详细阐述了其所涉及的紧凑型设计与集成、水下异地控制、水下冗余通信、水下全防护设计以及基于潜水员模式的水下安装等关键技术;总结了浅水水下生产系统关键装备国产化研制现状及其技术特征;从促进浅水水下生产系统发展的角度,对浅水水下生产系统总体布局及国产化装备研制提出了建议。