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MPD井筒密封监测和控制提供深水维护解决方案

2022-04-28 来源:湖南农业机械网

MPD井筒密封监测和控制提供深水维护解决方案

对井筒密封技术的基本重新思考正在使深水管理压力钻井(MPD)系统发生阶段性变化。该进步引入了主动密封状态监测和控制能力,同时消除了高维护成分。反过来,这可以获得基于状态的维护(CBM)的独特磨损数据,并延长密封元件的使用寿命,这两者都是提高MPD系统可用性和降低深水作业维护和运营成本的关键中国机械网okmao.com。

主动状态监测与控制

AFGlobal的主动控制装置(ACD)是业内首个有源,非旋转MPD井筒密封技术。ACD使用外部控制的密封元件,解决了使用适用于陆地应用深水的被动旋转控制装置(RCD)技术所带来的操作和维护挑战。ACD密封元件不是被动的,内部通电的密封元件,而是通过液压控制来主动补偿变化的条件。该功能确保在高表面井筒压力事件(例如连接)期间的井眼密封完整性,同时在较低密集的井眼压力下延长使用寿命,例如在向前钻井时。

对于昂贵的深水作业而言,ACD密封状态监测具有重要意义,可实施主动的MPD维护策略。如果没有密封条件的指示,钻机可能会更频繁地更换它,导致成本过高和钻机时间浪费。主动监测和控制提供机器和工艺参数,以现场检测和识别密封元件状态,消除密封元件条件的不确定性。密封状态监控可实现更复杂的维护策略,例如基于状态的维护(CBM),允许钻机仅在必要时更改元件,从而提高钻机效率并降低意外故障的风险。

RCD DEEPWATER挑战

传统的RCD技术改编自土地应用,以操作不确定性,钻机时间和维护成本的形式为深水钻井平台带来了额外的挑战。克服这些固有的挑战需要对MPD井眼密封系统采用根本不同的方法。

RCD使用附接到轴承组件的成形密封元件。密封效果取决于元件的形状和材料特性。当钻杆穿过元件时,密封件内径上的材料被磨损。工具接头的通过使元件伸展并加速磨损率。管道上的锋利边缘也会切割密封元件并导致其分裂和失效。逐渐地,泄漏路径发展,导致密封失效。

RCD密封元件连接到轴承组件,轴承组件随管道旋转以减少钻杆运动的影响。轴承组件必须具有低的断开扭矩和摩擦系数,以使元件与管道一起旋转。为此,执行常规轴承服务。检查和维修轴承组件需要专业的技术维护专业知识,从而增加RCD的运营成本。

在深水作业中,较大直径的管道需要较大直径的轴承组件。较大的轴承具有较大的寄生扭矩和较大的旋转密封半径的下游效应。较高的断开扭矩增加了元件不能随管道旋转的可能性,导致过早失效。旋转密封半径越大,表面速度越大,磨损率越高。旋转密封失效可能导致故障风险增加。

由于密封元件的简单性质,无法监控其状况,也无法调整参数以提高密封质量。结合起来,剩余密封件寿命的不确定性成为问题。密封元件故障可能会在没有警告的情 无法干预,钻机必须停止钻孔操作以更换密封元件组件。

作为防止意外故障的预防措施,通过在任何方便的时刻更换密封组件对RCD进行预防性维护。这种方法可以防止一些(但不是全部)意外密封失效。

另外,在非MPD操作期间,许多RCD需要运行保护性磨损套管以防止损坏RCD壳体的内部密封面。这种做法消耗额外的钻机时间并减少了立管的可用内径。

深水密封解决方案

ACD解决了被动深水RCD的固有缺陷。它使用双重非旋转API 16RCD密封套筒元件,每个元件由API 16A环形封隔器组件外部供电。该设备无需使用轴承组件,大大降低了运行成本,如图1所示。

在操作中,通过调节环形封隔器关闭压力来控制ACD密封套筒元件。控制变量,例如封隔器关闭压力和润滑压力,可以精确控制。主动控制系统允许基于钻孔参数施加最佳闭合力。当密封材料磨损时,主动控制系统保持规定的闭合力,以确保整个密封件寿命期间的井眼密封。

控制变量之间的变化指示何时应该替换元素。控制系统将数据馈送到状态监测系统。在井筒压力损失之前,当更换密封套管组件时,状态监测系统会警告机组人员。

通过警告机组人员进行维护,仅在必要时,基于状态的维护减少了不必要的干预,增加了底部钻井时间。严格的全面试验表明,ACD密封元件比传统RCD中使用的元件长了近40%。

系统设计与应用

ACD作为MPD特殊接头的一部分集成到钻井隔水管中。在非MPD部分期间,锁定爪缩回以允许全孔立管进入。在非MPD部分,ACD不需要防护套。

在MPD部分期间,密封套筒元件连接到密封套筒组件中。运行工具在元件处于松弛状态(钻杆工具接头直径漂移通过元件)的情况下起作用。延伸的下锁定爪为组件提供着陆肩。一旦着陆,延伸的上锁定爪将密封套管组件锁定就位。

主动直接液压闭环控制系统为ACD供电和监控。主动控制系统独立地调节每个密封元件,允许关闭力被优化。闭环架构可降低动力液污染风险,并可选择最佳动力液类型。直接液压设计将所有控制阀置于表面,并配备仪表以监控控制参数。

主动控制系统初始化井眼密封。注入环形封隔器封闭室的液压动力流体封闭密封套管上的封隔器。封隔器向内推动密封元件以接触钻柱,形成井眼密封,如图2所示。

润滑系统将来自有效凹坑的钻井泥浆注入形成在密封套筒元件之间的润滑室中。注入泥浆润滑并冷却元件的密封面。润滑压力保持在操作期间的井筒压力之上,该条件称为正差压室压力。压力确保穿过下部密封件的任何泄漏进入井中,而不是朝向钻井平台。无源RCD系统不提供此功能。

密封套筒元件由聚合物基蜂窝密封插件组成,与聚氨酯缓冲材料共同模制。密封插入件在钻柱旋转期间提供耐磨性,而缓冲材料支撑密封插入件并且在密封插入件磨损之后用作辅助密封材料。

状态监测

主动控制系统的使用独特地使密封状态监测能够指示密封状态,而组件在海底是活动的。控制ACD的外部供应的公用设施提供数据源以量化密封件磨损状态。

密封套筒元件插入件和缓冲材料各自具有独特的材料特性和特性。这两种材料合在一起,需要一个闭合压力来形成密封。当刀片磨损时,其对闭合压力的贡献减小,导致不同的闭合压力。由此产生的压力变化表明磨损状态,并提醒工作人员不久将需要更换元件。可以安排维护以优化钻机操作。

全面测试

在第一次海上使用之前,已经专门建造了一个全面的测试设施,以使ACD受到现场条件的影响。在现场条件下进行测试可降低新技术的采用风险,并缩短调试期间的钻机时间。AFGlobal试验台允许同时钻柱旋转高达310 rpm,钻柱往复运动高达2英尺/秒,井筒压力高达2,000 psi。试验台使用生产钻杆工具接头并支持水,油和合成钻井泥浆。这些测试装备的功能远远超出了API规范16RCD中规定的测试要求。

在2018年期间,ACD进行了优化测试和API 16RCD会标鉴定测试。优化测试包括各种测试,反映深水钻井平台的钻井活动。

进行钻孔模式测试以确定在160rpm钻杆旋转下以250psi的表面压力钻孔时的密封寿命。测试运行了118个旋转小时,包括通过系统旋转的236个工具接头,相当于10,620英尺的Range III钻杆。

在测试期间包含井筒压力,证明ACD满足密封井的主要目的。

测试最后18小时的测试数据显示在图3中。 对于前116小时,维持井筒压力和润滑压力所需的关闭压力变化很小。

旋转116小时后,观察密封套筒磨损指示器。此时,润滑压力降低,而上封隔器和下封隔器的关闭压力保持恒定。润滑压力的这种突然变化表明密封套筒插入件磨损并且只有缓冲材料在起作用。

响应于磨损指示器,在接下来的2小时旋转期间施加显着的上封隔器关闭压力增加(~20%),并允许重新建立润滑压力。这证明了ACD独特的密封能力,即使在元件磨损时也是如此。

在测试之后检查密封套管组件。正如预期的那样,检查显示上部密封插件磨损,而下部插件保持完整。较低的密封套管测量值表明约有50%的密封插件壁厚保留。在下密封套管聚合物插件完好无损的情况下,系统保持井筒压力,而不会改变关闭压力,如图4所示。

该发现的实际益处在于,钻机可以通过降低的润滑压力或增加的闭合压力来检测上密封套筒聚合物插入件。在检测到磨损的上部密封套筒元件插入件时,在下部密封元件需要更换之前,钻机能够在保持压力一段额外时间的同时继续操作。

改善深水肥料

ACD的新方法使主动密封状态监测和控制能够补偿密封件磨损。该功能为深水钻井平台提供了更加精密和有效的维护方法。广泛的全面测试和API会标认证表明,ACD为延长密封寿命提供了重大进步,使CBM能够提高MPD系统的可用性并降低深水作业的维护和运营成本。在这些具有挑战性的钻井环境中,主动式MPD井眼密封监测和控制技术为改善钻井经济性,操作和安全性提供了独特的机会。

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