海上油气田完井手册 第三章 井口设备
第三章井口设备
本章根据海上油田的特点，介绍海底钻井底盘、海底井口回接和水下井口。海底完井的水下井口，为海上油气田开发中所特有，目前在南海东部某深水油田已应用，因此，本章以相当的篇幅予以系统的介绍，诸如水下总管汇、跨接管、悬挂式立管及悬挂系统、水下井口支持系统、水下控制设备、柔性立管及水下井口的安装等。
第一节海底钻井底盘
一、海底钻井底盘的概念
在确定海上油气田投入开发后，为了尽可能缩短油气田开发建设周期，在生产平台导管架平台上的生产及生活设施进行设计和建造的同时，先在井位上安装好海底钻井底盘，通过底盘上的井槽预钻部份或全部的开发井，完钻后临时弃井，撤离钻井船，待导管架和设备建造完成并经海上安装调试后，再从底盘上的海底井口回接各层套管到生产平台上。因此，海底钻井底盘的作用是导引钻井工具，承接并校准海底井口装置（有的还能够承接海底管汇装置），按底盘上设计的井槽数进行预钻开发井。
海底钻井底盘的结构及规格主要是根据油田设计需钻的开发井井数、作业区的水深和海况等因素来确定。底盘可分为定距式、整体式、组装式和悬挂式组合四种。
二、海底钻井底盘的结构、规格及特点
1．定距式底盘
定距式底盘是用于与平台回接完井中最简单的一种底盘，图3-1-1是一种四口井的定距式底盘。底盘构架用管材焊接而成，其主要构件有井口套、桩管套及相应附件。底盘上每口井的井槽顶部有一个漏斗结构，其中可座放一个可回收的导引构件，此种底盘安有两个导引桩管套。
定距式底盘通常用于井数不大于六口井的情况，一般应用在勘探钻井期。定距式底盘设计成可接收半径为1.83m（6ft）的标准导向绳钻井设备和BOP装置，不需要平台起重机，定距式底盘即可直接通过月池或敞开的蜘蛛梁。由于底盘上安装有万向井孔套，因此，如果海底斜率小于3度时，此种底盘元须找平。
定距式底盘也可用于具有泥线悬挂设备的自升式平台。
2．整体式底盘
整体式底盘的基本组件为：
1）底盘构架，由不同规格的管材焊接而成。
2）桩管找平孔套，桩管被导人内有卡瓦的孔套时则可使底盘找平。
3）井孔套，它能与762mm（30in，）的海底井口装置配套。
4）悬臂式桩管组件，用于导管架的定位和钻眼，并可导引桩管。
5）可替换的导向杆，安装于底盘上的导向杆插孔内。
一般海底钻井底盘都设计为若干平行井排，每一井排上布置若干个井孔，这些井孔均按一定的井距紧凑地布置在底盘构架中，井孔套与桩管套上端制造成喇叭口型，用以导引钻井工具。如果在海底有保留的井口，则该井孔套的下端制成喇叭口型，以便将海底钻井底盘套入原来保留在海底的井口并坐放到海底。图3-1-2即为具有四行井排、每排设计有六口井的整体式底盘。
整体式底盘上的井孔数取决于开发井井数，加上一些不可预见的井数（比如可能出现的开发补充井或钻井作业引起的措施井）。较常用的底盘井数有9、12、15、18、20、24等。
整体式底盘主要用于油藏特性和开发井网的井数已知情况下的作业，特别适合于钻井数较多的区域。
3．组装式底盘
组装式底盘是一种灵活性很大的底盘，这
种底盘系统分为初始基础构架和可联锁的悬
挂式多井组件两大部分。图3-1-3为二口井的
组装式底盘的侧视图和俯视图。
从图3-1-3中可以看出，这种类型的组装
式底盘的初始基础构架是一个单井式的构架，
在此构架上仅悬挂了一口附加井组件。还有一
种类型的初始基础构架是多井式的（目前为三
口井），这两种类型的初始基础构架都具有向
外悬挂的联接点，所联接的悬挂式多井组件都
设计好了附加井眼的标准井距。
组装式底盘既可用于勘探井又可用于开
发井。在钻井数未定时通常选用这种底盘。在
产油可能性较高的构造打探井时，可用组装式
底盘的初始基础构架代替永久导向基座。如探
井为干并，可回收基础构架；如是发现井，则
可由初始基础构架向外悬臂组装式油井组件，
进行追加钻井。而增设的悬挂式油井组件还可
再向外悬挂油井组件，最后形成一个以发现井
为中心的、含有若干开发井的组装式底盘系
统。图3-1-4是单井式构架五口井的组装式底
盘的俯视图。
组装式底盘无须找平，因为临时性导引基座的锥型坐放环及初始基础构架的万向基座都有助于找平。组装式底盘可以把悬臂式出油管线组件连接到初始基础构架以外，用水下采油树进行采油，以缩短油井投产时间。在应用组装式底盘系统钻完所要求的井数后，可以向外悬挂采油平台定位桩的组件，把采油平台准确地定位安装到底盘上，对海底井口进行回接。
4．悬挂式组合底盘
悬挂式组合底盘（Hanger Over Subsea Template，简称HOST）是九十年代中叶研制开发出来的新产品。96年初在挪威北海某油田使用了第一套三口井的HOST底盘系统。目前在南海某深水油田正在使用第二套五口井的HOＳT底盘系统，如图3-1-5所示。
悬挂式组合底盘具有如下特点：
（1）化整为零构思独特
针对常规整体底盘在制造、运输、安装和生产过程中所表现出来的弊端，HOST系统把整体式底盘分成中心模块和若干个井口导向模块（HOGS），导向模块的数量视油田规模而定，实现化整为零的构思。
（2）体积较小有利运输
由于HOST把底盘分成若干个小模块，并专门为常规的半潜式钻井平台5.5m×6.0m月池而设计的，可用船舶送到平台月池下方，再用钻机吊到月池上一起拖航到目的地再下放到并位，用于南海某油田的HOST系统中模块尺寸为4.5m×5.8m×2.0m。
（3）结构简单操作方便
中心模块固定后再分别把井口导向模块逐一组装到中心模块周围，根据作业程序再相继把钻井用的井口和完井用的采油树通过导向柱分别安装到导向模块上，所有安装作业都能用常规钻井平台来实施。
（4）节省钢材降低操作费
据有关资料报道，同等井数的HOST系统比常规整体式底盘节约钢材等硬件25％，节约安装操作费40％。
（5）设计灵活适应性广
HOST系统能满足不同规模油田、不同井口数量的需要，适应性广，尤其适应深水海域中小油田的开发。
三、海底
井口
海上预钻
开发井的海底
井口一般分为
两种，即浮式
平台海底井
口，称水下井
口（SUBSEA
WELLHEAD
SYSTEMS）和
自升式平台海
底井口，称泥
线悬挂器
（MUDLINE
CASING
SUSPENSION
SYSTEMS）。
海水较深
时，采用浮式
钻井船或半潜
式钻井平台钻
井，井口设备
（包括防喷
器）安装在海
底井口上，用
隔水导管将海
底井口连接到钻井平台上。在隔水导管未安装以前用永久导向基座的导引绳向井口导引井下工具。深水完井作业（即安装采油树）可在海底完成（一般为水下采油树），或者利用回接设备在生产平台上完成。
海水较浅时则采用自升式平台钻井，一般使用泥线悬挂器海底井口，用隔水导管从井口连到平台上，用平台井口和防喷器进行钻井。完井时将采油树安装在平台井口上。
1．浮式钻井系统海底井口
目前我国深水地区的浮式钻井系统采用标准的海底井口，通常包括762mm（30in）导管头、高压井口头临时导向基座、永久导向基座和井口防腐帽等。高压井口头包括各种套管悬挂器和密封组件［339.73mm（133/8in）、244.48mm（95/8in）、177.8mm（7in）］密封组件及防腐补心等配件。海底井口的结构见图3-1-6。
476.3mm（183/4in）高压井口头通径为476.3mm（183/4in），工作压力有标准的68.9MPa 和103.4MPa等。高压井口头坐入762mm（30in）导管头内，由锁紧块锁紧。各层套管挂悬挂器，其下端与相应的套管连接，上部内螺纹则连接下入工具，固水泥后用密封组件将套管环空封隔。钻井时高压井口头与海底防喷器下部的液压连接器相接。临时弃井时卸掉防喷
器，接上井口防腐帽，挤人防腐液保护好井口。
浮式平台预钻开发井时一般都使用可回
收的永久导向基座或一种特别的导向装置来
导引海底防喷器等设备。可回收永久导向基座
与762mm（30in）导管头连接后随762mm
（30in）导管一起下人井坐于海底钻井底盘的
井口套内。可回收永久导向基座的结构见图
3-1-7。可用ROV（Remote1y Operaied
Vehic1e，水下机械手）将其打开，回收后则
用于下一口井的钻井。
2．自升式平台海底井口
使用自升式钻井平台钻开发井时，为了悬
挂各层套管及回接生产管柱，在海底安装一套
泥线悬挂系统，并以此作为自升式平台的海底井口。各层套管的重量均悬挂于泥线悬挂系统上。泥线悬挂系统的下端与相应的套管相接，上部则有下入工具螺纹和回接工具螺纹，最高工作压力为103.4MPa，泥线悬挂系统的结构如图3-18所示。
第二节回接
一、回接的概念
回接作业是通过回接管柱将预钻的开发井的各层套管从海底底盘上的海底井口回接到导管架平台并安装好平台井口装置的过程。
导管架在建造与安装的过程中，都可能会出现公差和横向偏移；海底井口在安装时也会出现纵向倾斜。这些公差、偏移和倾斜都会导致隔水导管管柱和海底井口不对中，从而给回接作业带来相当的难度。
回接作业一般是回接508mm（20in）的隔水导管、339.73mm（133/8in）和244.4（95/8in）套管。自升式平台则常回接762mm（30in）管子作为隔水导管。回接顺序是套管从大尺寸到小尺寸，即先回接隔水导管，然后回接339.73mm（133/8in）套管，最后回接244.48mm（95/8in）套管。隔水导管能防止其余两层套管受海水腐蚀并抵抗海流和风浪的冲击而保护内层套管。因此，特别要对隔水导管的回接管柱进行受力分析和计算，以确保达到其使用寿命。而对339.73mm（133/8in）和244.48mm（95/8in）两层套管柱，回接后要分别进行试压以达到完井作业的要求。
二、浮式钻井系统的海底高压井口回挂工具
回接接头是回接管柱与海底井口的主要连接器。回接接头的主要功能是锁紧和密封。
1．508mm（20in）回接接头
508mm（20in）回接接头分为内锁式和外锁式两种，其结构分别见图3-2-1和图3-2-2。内锁式回接接头因其结构简单、价格便宜而广为应用，但在476.3mm（183/4in）海底井口装置的内壁顶部的回接螺纹损坏，或海底井口横向偏移，或纵向倾斜较大以致无法使用内锁回接接头来完成回接时，要选用外锁式回接接头。
508mm（20in）内锁式回接接头的上部与508mm（20in）隔水导管连接并带有导向喇叭口，内部有一个锁合套。回接接头坐于海底井口头上后，下入扭力工具旋转锁合套使之与井口头内部回接螺纹锁合。回接接头与海底井口头上部为胶圈密封，锁合套内部339.73mm （133/8in）锯齿型回接内螺纹。
508mm（20in）外锁式回接接头与内锁式接头不同之处是旋转锁合套下移，推动锁块进入井口头外部锁紧槽而锁紧。
2．339.73mm（133/8in）回接接头
这种接头只有内锁式一种，其结构见图3-2-3所示。回接套管的重量将锯齿形公螺纹压入508mm（20in）回接接头的锁合套内部锯齿形螺纹内实现锁紧，用“O”形密封圈密封在244.48mm（95/8in）的套管挂里。
3．244.48mm（95/8in）回接接头
这种接头也只有内锁式一种，其结构见图3-2-4所示。此接头与标准型回接套管悬挂器配套，接头内有一个下部为回接外螺纹的内锁合短节，下至244.48mm（95/8in）套管挂后，再下入扭力工具旋转锁合短节，与244.48mm（9５/8in）套管挂的回接螺纹啮合，依靠扭矩实现金属面密封。
三、海底井口的回接程序
以外锁式回接接头回接为例。
1．508mm（20in）外锁式隔水导管回接
（1）回接前的检查
l）彻底清洗每一个接头，检查螺纹状况，和所有“O”形圈。
2）检查508rnm（20in）RL-4S内螺纹连接器螺纹完好程度，“O”形圈安装正确。
3）所有螺纹、密封表面和“O”形圈下井前都要涂上黄油。
（2）回接接头功能检查
1）将扭矩工具接在一柱127mm（5in）反扣钻杆上，立在井架上待用。
2）接508mm（20in）回接接头，检查并记录回接接头上体到下体的位置，然后下入转盘坐上卡瓦。
in）内平内螺纹，反扣扣型］下入到回接接头3）提起扭矩工具［通常为114.3mm（4１/
２
的旋转位置，约反转12圈直到锁合套向下移动一定的行程，检查锁合套是否平稳移动，证实键块是否全部展开，再通过上体的孔眼用肉眼观察上体到下体的位置，大约移动152.4mm （6in）行程。
４）正转扭矩工具约１２圈
直到锁合套停止不动，然后反转
1／８圈使扭矩工具内螺母松
动，这将保证下入螺母不夹紧，
落实清楚是否每个键块压进接
收槽，以确保锁紧机构处在未锁
紧或下入的位置。
５）起出扭矩工具并立回井
架。
（3）回接程序
l）下入回收工具回收井口
防腐帽。
2）下入带有喷射接头和钢
丝刷的清洗工具，在ROV的帮
助下彻底清洗井口装置和回接
螺纹。
3）连接并下放5in反扣钻
杆柱及508mm（20in）回接管柱，
与联顶节之间采用快速插入接
头连接。按回接管柱设计要求安
装扶正器以对准导管架各层的
井槽位置。在回接管柱的每个连
接部位敷设特别的防水胶布。
4）在ROV的监视下下放回
接接头到海底井口装置上，检查
总的回接管柱累计高度是否正
确。
5）卸开转盘下面的ALT-2
连接器，卸下联顶节。
6）通过508mm（20in）隔
水管管柱下入508mm（20in）扭
矩工具，小心将扭矩工具坐放在
回接接头的锁合位置上。反转几
圈扭矩工具（约152.4mm行程）
使止动爪与井口装置的H-4截
面啮合，施加20337N·m的连接扭矩，确保锁紧。
7）用清水灌满508mm(20in)隔水导管，检查回接密封性，证实无漏失后起出扭矩工具。
8）预提134000N回接管柱重量的拉力，检查回接是否牢固。
9）预提后按设计要求切割508mm（20in）隔水导管，安装527mm（203/4in）平台井口套管头。
2．339.73mm（133/8in）套管回接
（1）作业前检查
1）彻底清洗每个回接工具，检查回接锯齿形细纹，检查O形圈等。
2）在联顶节上接339.73mm(133/8in)循环接头，并放在甲板上。
（2）回接程序
1）在339.73mm(133/8in)套管上接339.73mm(133/8in)回接工具，在回接管柱上接联顶节后，下入并坐放在508mm(20in)回接接头的锯齿形截面上方停下。记录总的回接管柱重量。下入管柱直到回接工具上的锯齿环抵在与508mm(20in)回接接头相匹配的截面，在转盘上标出回接管柱标记，放松全部管柱重量，让锯齿环啮合，全部啮合行距将是139.7mm(51/2in)。
2）预提445000N回接管柱重量的拉力，检查回接牢固性。
3）用清水灌满339.73mm（133/8in)和508mm（20in）套管环形空间，检查密封合格。
4）在联顶节的循环接头上连接试压管线，对339.73mm（133/8in）套管试压3.45～17.2MPa。
5）上提的预张拉力980.7kN，坐卡瓦，切割多余的339.73mm（133/8in）套管，安装527mm （203/4in）×346.1mm（135/8in）平台井口套管头。
3．244.48mm（95/8in）套管回接
（1）作业前检查
1）彻底清洗每个回接工具，保证锁合接头转动自由，回接螺纹没有损坏。
2）检查密封总成完好无损，安装正确。
3）将244.48mm（95/8in）循环接头接在联顶节上，并放在甲板上。
（2）功能检查
主要是应确保内锁紧螺母转动自由。
（3）回接程序
1）通过339.73mm（133/8in）套管下入244.48mm（95/8in）套管及回接工具。
2）将244.48mm（95/8in）套管回接管柱坐放在244.48mm（95/8in）套管挂上。
3）卸掉转盘下面的联顶节。
4）通过244.48mm（95/8in）回接管柱下5in钻杆及244.48mm（95/8in）扭矩工具，将扭矩工具坐放在锁合接头上。
5）正转扭矩工具5圈，直到锁紧扭矩达13558N·m。
6）用清水灌满244.48mm（95/8in）和339.73mm（133/8in）套管环形空间，检查密封合格。
7）起出钻杆和扭矩工具。
8）再接联顶节，预提543000N管柱重量的拉力。
9）对244.48mm（95/8in）套管试压6.9～24.1MPa。
10）上提回接管柱542.7kN的预张拉力，坐卡瓦，切割多余的244.48mm（95/8in）套管，安装346.1mm（135/8in）×279.4mm（11in）平台井口套管头。
四、海底高压井口回接作业的注意事项
1）充分做好回接前隔水导管回接管柱的受力分析和计算，其受力主要应考虑四部分：一是平台井口装置、508mm（20in）隔水导管、339.73mm（133/8in）和244.48mm（95/8in）套管的回接管柱重量和油管柱重量的重力作用；二是对339.73mm（133/8in）和244.48mm （95/8in）回接管柱施加预提拉力而产生作用在508mm（20in）隔水导管上的轴向压应力；三是受海况环境外力作用，包括极端的最大风、浪、流的作用；四是导管架建造公差对508mm （20in）隔水导管的受力影响。根据上述受力计算确定508mm（20in）隔水导管选用的钢级、壁厚和上下扶正器的尺寸。
2）准确计算导管架平台的生产甲板至海底高压井口头端面的距离。以便对508mm （20in）、339.73mm（133/8in）和244.48mm（95/8in）管柱进行编排，使各层套管接箍避开安装平台并口所要求的套管切割位置，依据导管架各层导引套的相对高度，确定508mm（20in）管柱扶正器的安装位置。
3）认真复查钻井底盘上各高压井口头的倾斜度以及其端面到高压井口头内的244.48mm （95/8in）套管密封总成端面间的距离，进一步确认回接工具设计方案的适用性，确定508mm （20in）回接工具的导引方式和导引套的需要量。
4）合理安排回接顺序，除考虑地质上投产顺序外，同时还应从工程施工的角度出发，分析已钻井身的质量，特别是各层套管的倾斜情况，先选一两口容易回接的井进行回接，摸索并熟悉回接工具和施工工艺后，再进行难度大的井回接。
5）一定要根据油田实际情况来选择回接工具，特别是对于隔水导管的回接，更要充分根据上述的受力分析与计算，全面衡量各种回接工具的优缺点及工艺的可靠性。
6）尽量减少导管架井孔与海底井口的垂直不对中误差，这要求导管架井口导向孔建造精确，导管架安装准确。表层导管的偏斜也将大大影响回接。经验表明，垂直倾斜超过1.75度和水平误差大于50.8mm（2in）时就会严重影响回接作业。
五、泥线悬挂系统的回接作业
泥线悬挂系统回接作业中的回接工具较简单。
1．回接作业前的准备工作
1）按照套管检查要求，对套管进行检查、清洗、通径、丈量和编号。
2）按说明书检查回接工具，测量内外径、长度，并画出草图；检查密封环；在回接工具与套管螺纹连接处对边四点搭焊。
3）按设计要求计算并排好回接套管柱。保证装井口切割套管的位置上下1m内，不能有套管接箍，管体要光滑无划痕。转盘上方预留的套管高度要合适。
4）配制足量的防腐液（浓度为1％的有机胺303海水防腐液）。
2．762mm（30in）隔水导管回接程序
1）在潜水员协助下回收762mm（30in）隔水导管井口防腐帽。
2）由潜水员检查海底762mm（30in）隔水导管井口，清除海生物，检查弹性锁环和密封环。
3）按设计下入762mm（30in）隔水导管回接管柱
①如果设计要求用回接接头，在安装回接接头前，应在回接接头内方扣和内滑套上涂抹黄油，并用扭矩工具试转动，确保滑套的灵活性（还应检查回接接头内密封环）。如果是用常规的762mm（30in）隔水导管接头，也应涂上黄油，并在释放螺丝孔上带上释放螺丝，但螺丝不能突出到螺丝孔的内表面。
②在回接接头或第一根导管接头上，用白色油漆涂上四个标记符号，以此表示平台的右舷、左舷、艄和艉，以利于回接时潜水员指挥回接和水下电视观察回接。
③回接隔水导管时，一定要证实弹性锁环到位才可打开吊卡，弹性锁环的开口应调到定位销位置；释放螺丝孔应涂满黄油。
④隔水导管下到井口上方1m处时停止下放。
4）潜水员检查762mm（30in）隔水导管柱的垂直度与海底井口的对中情况，如偏差小，则在原井甲板处用气动绞车调整管柱；如偏差大则移动井架，直到合格为止。如不是用回接接头还需检查762mm（30in）公母接头定位销的方向与弹性锁环的开口是否重合，如不符合要求要进行调整。
5）在潜水员引导下，慢慢下放管柱与海底井口回接。潜水员检查回接到位情况，或弹性锁环和定位销是否到位（导管接头），如己到位，而回接的又是套管接头时，要提一定的
拉力以试验回接可靠性。
6）当用回接接头时，下人扭矩工具，按说明连接回接接头，注意观察上扣的圈数及下移距离是否符合要求，并控制上扣扭矩，防止扭矩工具使下入管柱的接头倒扣。
7）当确认达到要求时，起出扭矩工具。
８）设计要求固走和切割隔水导管。
3.其它套管的回接
1）回收339.73mm（133/8in）井口防腐帽。
2）下入泥线悬挂器内螺纹清洗工具，清洗悬挂器内螺纹。
3）下入回接套管。
①提起接有回接工具的第一根套管，在回接工具螺纹上注上黄油。
②回接套管柱上的每个连接扣处，都应上扣到套管厂家推荐的扭矩值，在接头连接处对边四点搭焊，以便抵消回接作业中左右扭矩的假进扣，便于回接时的正确判断。
③在第一根套管的上接头处，安装好相应尺寸的套管扶正器。例如：回接508mm（20in）套管时，应安装508mm（20in）×762mm（30in）的腰鼓形套管扶正器。
④下入回接工具，距泥线悬挂器lm左右时停止下入。
4）连接管线，替入防腐液充填套管环空，卸掉管线。
5）回接。
①缓慢下入回接管柱，注意观察指重表的变化。
②当回接工具进入悬挂器内螺纹时，大约放44130N的悬重，并在套管和转盘上做好标记。
③反转套管使其上扣，同时加44130N的重量，记录转动的圈数。
④当扭矩达到悬挂器生产厂家推荐值或套管上扣扭矩平均值的60％时，查看旋转的圈数和旋入的长度是否符合厂家推荐值。
6）回接后应进行如下验证。
①预提一定拉力，确认回接牢固。
②组装试压管线，用海水灌满套管，对回接套管柱试压到设计要求的压力值，确认回接管柱密封合格。
六、自升式平台井口的安装
1）回接好762mm（30in）隔水导管后，按井口安装设计要求的尺寸切割762mm（30in）隔水导管；508mm（20in）套管回接后，按设计要求切割508mm（20in）套管，切割位置要依据508mm（20in）套管头的内台阶长度而定，要求508mm（20in）套管的顶部与508mm （20in）套管头内台阶之间要留5mm的间隙。
2）如安装的井口是在生产平台上，要注意套管头的安装方向，既要与油管四通方向一致，又要根据完井作业的要求选好与平台轴线的角度。
3）安装508mm（20in）套管头。508mm（20in）套管焊接时要预热到200℃，并在焊接过程中保持恒温。焊接前要用水平尺找平套管头。焊接后保持500℃的温度30分钟，以消除焊接应力，要使用直径5mm的T506焊条焊接。自然冷却后，用试压泵接在试压孔上，对508mm（20in）套管头与套管焊接处试压到套管抗内压强度的60％，稳压5分钟合格。
4）当339.73mm（133/8in）套管回接完后，上提回接工具以上70％～90％的套管重量，在508mm（20in）套管头内安装339.73mm（133/8in）套管卡瓦和密封总成，上紧密封总成后释放套管重量。
5）按“X”密封补心的高度切割339.73mm（133/8in）套管，切口打磨光滑。
6）安装339.73mm（133/8in）套管头（注意方向），对“X”密封补心挤人密封脂后，试压到339.73mm（133/8in）套管抗内压强度60％，或试压到设计要求的压力值，稳压5分钟
合格。
7）244.48mm（95/8in）套管回接完后，上提送入工具以上80％～90％的套管重量，坐放244.48mm（95/8in）套管卡瓦和密封总成在339.73mm（133/8in）套管头内，上紧密封总成后释放套管重量。
8）按“X”密封补心的高度切割244.48mm（95/8in）套管，切口打磨光滑。
9）安装279.4mm（L1in）的套管头（注意方向），对“X”密封补心挤人密封脂后，试压到244.48mm(95/8in）套管抗内压强度的60％，或试压到设计要求的压力值，稳压10分钟合格。
表3-2-1是我国海域常用的三家公司回接工具技术特点的对比。
表3-2-1三家公司回接工具技术特点
项目公司名称回接工具型号锁合转动圈数
（方向）
试验压力MPa扭矩
N·m
超提拉力
kN
F M C 508mm(20in)内锁式
339.73mm(133/8in)内锁式
244.48mm(95/8in)内锁式
5（右）
1（右）
1（右）
6.8
20.7
34.5
2712
2712
2712
89.04
178.09
178.09
维高格雷508mm(20in)内锁式
508mm(20in)内锁式
508mm(20in)螺母型内锁式
339.73mm(133/8in)重力座放式
244.48mm(95/8in)重力座放式
12（左）
6（左）
3.5（左）
管柱下移距离127～140mm
管柱下称距离177.8mm
灌水试压
灌水试压
灌水试压
17.2
24.1
20337
20337
20337
4067
13558
133.57
133.57
133.57
445.22
543.17
喀麦隆
508mm(20in)重力型内锁式
508mm(20in)旋转式内锁式
339.73mm(133/8in)重力座放式
244.48mm(95/8in)重力座放式
管柱向下移动48～60mm
4（左）
管柱下移101.6mm
管柱下移139.7mm
3.5
3.5
10.3
24.1
678
6779
5423
6779
89.04
89.04
44.52
44.52
第三节井口装置
井口装置是表层套管的最上端和油管头、变径接头之间连接的所有固定组件。它以套管
四通为主体，连接控制阀门和悬挂封隔机构等（悬挂套管和油管，隔离、控制各环形空间和连接并支撑采油树。）
一、井口装置的主要技术要求
1．井口装置的钢材特性
API井口装置的主体及其配件均由钢制成。其钢材特性应等于或大于表3-3-1中的规定。各设备应能够在规定的额定温度中使用。
表3-3-1口装置钢材特性
项目1类2类3类4类
最低抗张强度，psi（MPa）最低屈服强度，psi（Mpa）2in最小伸长，%
最小收缩面积，%
最高含碳量，%
最同含锰量，%
最高含硫量，%
最高含磷量，%70000（483）
36000（248）
22
30
③
③
③
③
90000（621）
60000（414）
18
35
③
③
③
③
100000（690）
75000（517）
17
35
③
③
③
③
70000（483）
45000（310）
19
32
0.35
0.90
0.05
0.05
①1、2、3和4类这些名称是API井口设备和阀门标准化委员会选定的命名方法，用以鉴别属于表列抗张强度范围的材料。
②用4类钢制成的法兰认为是易于焊接的。然而经验证明，在各种情况下最好适当预热，而且在40℉（4℃）以下的大气温度电焊时，必须预热。
③指在这一规范中没有列出1、2和3类材料的化学分析数据是有意的，以使制造厂商有充分的自由去研制适合这一重要服务领域所遇到的多种要求的钢材。
2．额定工作压力
最大额定工作压力是指设备运转时的最大操作压力。使用设备时，应避免设备承受的压
力高于额定工作压力。
3．材料
井口设备所采用的材料应符合表3-3-2的材料要求。
表3-3-2井口装置材料要求
材料级别材料最低要求
本体、盖和法兰压力控制件、阀杆和心轴式悬挂器
AA——一般工况BB——一般工况CC——一般工况DD——酸性工况* EE——酸性工况FF——酸性工况* HH——酸性工况*碳钢和低合金钢
碳钢和低合金钢
不锈钢
碳钢和低合金钢**
碳钢和低合金钢**
不锈钢**
抗腐蚀合金**
碳钢和低合金钢
不锈钢
不锈钢
碳钢和低合金钢**
不锈钢**
不锈钢**
抗腐蚀合金**
*应按照NACE HR一01一75标准确定
**应符合NACE HR一01一75标准
4．垂直通径
垂直通径是指能够通过工具或井下设备的最小垂直孔径。API要求井口主体垂直通径应比主体上的套管通径约大0.8mm（1／32in）。符合这个要求的井口主体称为全开孔径如图3-3-1。
主体最小垂直全开通径与下部所接套管的最大尺寸应符合表3-3-3的对应关系。
表3-3-3主体最小垂直全开通径和套管最大尺寸公称连接器
①主体下部套管井口主体最小垂直全开通径
③连接器公称尺寸
和通径③，in 额定工作压力psi 尺寸②，外径in 公称重量1b/ft 规定通径直径③in 71/1671/16991111135/8135/8135/8163/4163/4183/4201/4203/4201/4
20003000
5000
10000
15000
20000
2000
3000
5000
10000
15000
2000
3000
5000
10000
15000
2000
3000
10000
5000
2000
3000
5000
10000
5000
10000
2000
3000
500
1000077777785/885/885/885/885/8103/4103/4103/495/895/8133/8133/8113/4133/816161616185/8185/820202020172023293838243236404940.540.551.553.553.554.561.060.072.06584848487.587.594949494 6.4136.3316.2416.0595.7955.7957.9727.7967.7007.6007.3869.8949.8949.6947.3798.37912.45912.35910.61612.19115.06214.82214.82214.82217.56717.56718.93618.93618.93618.936 6.456.366.28.6.095.835.838.007.837.737.627.419.929.929.738.418.4112.5012.3910.6512.2215.0914.8614.8614.8617.5917.5918.9718.9718.9718.97
1井口主体上部连接；
②套管的最大尺寸和最小重量根据尺寸而定；
③通径按AP1Spec5A规定。
二、井口装置
图3-3-2为典型的井口装置，其主要由套管
头、油管头及其它配套部件构成。
1．套管头
套管头（图3-3-3）连接套管柱上端，由套
管悬挂器及其锥座组成，用于支承下一层较小的
套管柱并密封上下两层套管间的环形空间，
套管头悬挂器座的上端通常与一个上法兰连
接，下端与一个四通连接，而四通下部又焊接一个
下法兰，具有上下法兰和两个环空出口，从而构成
一个套管头短节。
海上油田的井一般有多层套管及环形空间，由此有多个套管头，最下部套管头安装在隔水导管顶端，其上法兰与中间套管头的下法兰相连接，其下端是螺纹或焊接滑套，中间套管头的上下法兰分别与上下套管头连接。最上部套管头的上下法兰分别与油管头的下法兰和下面一级套管的上法兰连接。图3-3-4为南海某油田采用的套管头。其中339.7mm（133/8in）套管头与508mrn（20in）套管头合成一个整体，称为带卡瓦和预备焊接套的启动头。
最下部套管头尺寸范围为179.4～539.8mm（71/16～211/4in），用来支承114.3～406．4mm（41/2～16in）的套管。中间套管头上下法兰尺寸范围179.4～539.8mm（71/16～211/4in），
用于支承114.3～339.7mm（41/2～133/8in）的套管。API套管头及油管头法兰尺寸及其所支承的套管尺寸的匹配见表3-3-4。
表
3-3-4AP1套管头和油管头法兰（表中单位均为in）
表层套管尺寸支撑套管尺寸API
下部
套管
头法
兰尺
寸
公称
尺寸
第一中间套管头法兰尺寸第二中间套管
头法兰尺寸②
油管头法兰尺寸
下上支承套管尺寸
下上支承
套管
尺寸
下上②
7 85/8 95/8 103/4 113/4 113/4 113/4 133/8 133/8 16 16 1641/2，5
41/2，5，51/2
41/2，5，51/2，65/8，7
51/2，65/8，7，75/8
51/2，65/8，7，75/8
75/8
85/8
85/8
95/8
85/8
95/8
103/4
71/16
9
11
11
135/8
135/8
135/8
135/8
135/8
163/4
163/4
163/4
71/16
9
11
11
135/8
135/8
135/8
135/8
135/8
163/4
163/4
163/4
－
－
－
－
－
135/8
135/8
135/8
135/8
163/4
163/4
163/4
－
－
－
－
－
11或9
11或9
11或9
11
11或9
11
135/8或11
－
－
－
－
－
41/2，5
41/2，5，51/2
41/2，5，51/2
51/2，65/8，7，
41/2，51/2
51/2，65/8，7
51/2，65/8，7，75/8
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
－
71/16
9
11
11
135/8
11或9
11或9
11或9
11
11或9
11
135/8或11
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
续表
表层套管尺寸支撑
套管
尺寸
API
下部
套管
头法
兰尺
寸
公称
尺寸
第一中间套管头法兰尺寸第二中间套管头法兰尺寸②油管头法兰尺寸
下上支承
套管
尺寸
下上支承套管尺寸下上②
16 16 16 20 20 20 20
103/4
133/8
133/8
133/8
133/8
16
16
163/4
163/4
163/4
211/4
211/4
211/4
211/4
163/4
163/4
163/4
211/4
211/4
211/4
211/4
163/4
163/4
163/4
211/4
211/4
211/4
211/4
135/8或11
135/8
135/8
135/8
135/8
163/4
213/4
75/8
85/8
95/8
85/8
95/8
103/4
133/4
135/8或11
135/8
135/8
135/8
135/8
163/4
213/4
11或9
11或9
11
11
11
11
135/8
41/2，5
41/2，51/2
41/2，51/2，7
41/2，51/2
41/2，51/2，7
51/2，7
85/8，95/8
11或9
11或9
11
11
11
11
133/4
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
71/16
11
①油管头上法兰尺寸用于单油管柱完井；
②第三中间套管头可用135/8in下法兰和11in上法兰支承85/8in套管中的51/2in套管，或者支承95/8in套管中的51/2in或7in
套管，油管头尺寸均用下法兰11in，上法兰1/16in。
2．套管悬挂器
套管悬挂器是坐在最下部套管头或中间套管头的锥座中，用于牢固地悬挂下一级较小的套管柱，并在所悬挂的套管和套管头锥座之是提供密封的一种装置。
套管悬挂器的尺寸是公称外径决定的，它应与套管头法兰的公称尺寸相匹配。表3-3-5为井口悬挂器最大外径与钻通设备相匹配的要求。
套管悬挂器应能随所悬挂的套管柱重量，才不致于产生缩颈变形而影响井下工具的通过。悬挂器所受到的载荷主要有锥形台肩作用的径向载荷、套管重量作用的拉伸载荷和井内压力载荷。
表3-3-5井口悬挂器最大外径
钻通设备的公称尺寸和最小能径，in 额定工作压力等
级，kpsi
悬挂器的最大外
径，in
钻通设备的公称尺
寸和最小能径，in
额定工作压力等
级，kpsi
悬挂器的最大外
径，in
71/16 71/16 9
9 11 11 135/82,3,5
10,15,20
2,3,5
10,15
2,3,5
10,15
2,3
7.010
7.010
8.933
8.933
10.918
10.918
13.523
135/8
163/4
163/4
183/4
211/4
203/4
211/4
5,10
2,3
5,10
5,10
2
3
5,10
13.523
16.625
16.625
18.625
21.125
20.625
21.125
3．油管头
油管头（图3-3-5）安装在最上部套管头的
上端，由油管悬挂器及其锥座组成，用于支承
油管柱，并密封油管与生产套管间的环形空间。
油管头悬挂器座的上端通常与一个上法兰
连接，下端与一个四通连接，而四通下部又焊
接一个下法兰，具有上下法兰和两个环空出口，
从而构成一个油管头短节。
有的油管头下部不是带法兰的，而是带螺
纹连接装置，直接连在生产套管的上端。上部
一般都是带法兰。而且，上法兰带有锁紧螺丝，
用于压紧油管悬挂器。海上油田所采用的油管
头多数为上下都带法兰的油管头（图3-3-6）。
斯伦贝谢旋转导向系统 Power-V 使用介绍
斯伦贝谢旋转导向系统Power-V 使用介绍 1 Power-V 简介和应用范围 Power-V是斯伦贝谢旋转导向系统PowerDrive家族中的一员。所谓旋转导向系统，是指让钻柱在旋转钻进过程中实现过去只有传统泥浆马达才能实现的准确增斜、稳斜、降斜或者纠方位功能，但相对于泥浆马达，PowerDrive有非常明显的优点。 旋转导向系统广泛用于使用泥浆马达进行滑动钻进时比较困难的深井、大斜度井、大位移井、水平井、分枝井(包括鱼刺井)，以及易发生粘卡的情况。 2 旋转导向系统PowerDrive的优点 ⑴反映和降低了所钻井段的真正狗腿度，使井眼更加平滑。用泥浆马达打30m井段，滑动钻进15m，转动钻进15m，井斜角增加4°，得到平均狗腿度4°/30m。实际上，转钻15m井斜角几乎没有变化，这15m的实际狗腿度是零；而4°的井斜角变化是由滑钻15m产生的，这15m的实际狗腿度是 8°/30m。而用Power-V在同一设置下打出的每米都是同样均匀和平滑的，减少了井眼轨迹的不均匀度，从而减少了在起下钻和钻进过程中钻具实际所受的拉力和扭矩，减少了以后下套管和起下完井管串的难度。 ⑵使用Power-V钻出的井径很规则。使用传统泥浆马达在滑动井段的井径扩大很多，而转动井段的井径基本不扩大。这种井径的忽大忽小是井下事故的隐患，也不利于固井时水泥量的计算。 ⑶由于Power-V钻具组合中的所有部分都在不停的旋转，大大降低了卡钻的机会。使用传统泥浆马达在滑动钻进时除钻头外，其它钻具始终贴在下井壁上，容易造成卡钻。 ⑷在钻进过程中，由于Power-V组合中的所有钻具都在旋转，这有利于岩屑的搬移，大大减少了形成岩屑床的机会，从而更好的清洁井眼。这对于大斜度井、大位移井、水平井意义很大。 ⑸由于Power-V钻具组合一直在旋转，特别有利于水平井、大斜度井和3000m以下深井中钻压的传递，可以使用更高的钻压和转盘转速，有利于提高机械钻速。使用泥浆马达在大井斜的长裸眼段滑动钻进时送钻特别困难，经常是上部的钻杆已经被压弯了，而钻压还没有传递到钻头上，还常常引发随钻震击器下击，损害钻头寿命。 3 Power-V 组成部分和工作原理简介 Power-V主要有两个组成部分，它们分别是上端的Control Unit
Petrochina Annual Meeting 8May 2012
斯伦贝谢金地伟业中石油服务汇报
柏险峰 斯伦贝谢金地伟业油田技术（ 斯伦贝谢金地伟业油田技术（山东） 山东）公司
汇报内 容
斯伦贝谢金地伟业公司简介 斯伦贝谢金地伟业运行能力介绍 斯伦贝谢金地伟业在中石油的服务表现
2
公司概况
成立于2000年，初期主要业务为研发制造及销售 井眼轨迹测量仪器 公司位于山东省黄河三角洲地区的东营市开发区 目前主要业务
定向井，水平井钻井工程服务 o 随钻测量，随钻测井服务 o 研制，生产及销售MWD/LWD及电子单多点仪器
o
为国内最大规模民营专业定向井、水平井钻井、随钻测量及随钻测井 服务公司 2009年和斯伦贝谢合作成立合资公司，引入更先进的斯伦贝谢仪器装备、 研发技术，管理经验，提升公司仪器品牌 结合斯伦贝谢技术装备领先优势，为国内油田客户提供本地化服务
3
合资后的持续改进
成立合资公司后，斯伦贝谢金地伟业保留了原公司的基础架构和运作 模式，注重本地人才的培养，对自产设备的更新改造。增强本地化服 务的基础 斯伦贝谢引入先进的仪器装备、研发制造技术，管理经验，提升公司 品牌
注入主要管理人员 o 注入管理及作业流程 o 注入设备
o o
建立合资公司与斯伦贝谢的紧密联系
组织结构图 2012.1.1
4
资质与荣誉
公司的技术开发能力自 2005年开始被东营市及 山东省认可为高新技术 企业 公司实行现代化、规范 化的管理，已于2001年 顺利通过了 ISO9001:2000质量管 理体系认证及健康，安 全与环境体系认证 公司多次荣获客户颁发 良好业绩与表现证明 逐渐纳入斯伦贝谢运作 体系
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井口装置
第三章井口装置 第一节概述 井口装置是油气井最上部控制和调节油气生产的主要设备，包括套管头、油管头和采油(气)树三大部分，是悬挂井下油管柱、套管柱，密封油套管和两层套管之间的环形空间以控制油气井生产，回注(注蒸汽、注气、注水、酸化、压裂、注化学剂等)和安全生产的关键设备。本章着重介绍采油树、阀门及辅助装置。 下图是井口装置结构： 井口装置的作用 1）连接井下的各层套管，密封各层套管环形空间，悬挂套管部分重量。 2）悬挂油管及下井工具，承挂井内的油管柱的重量，密封油套环形空间。 3）控制和调节油井生产。 4）保证各项井下作业施工，便于压井作业、起下作业等措施施工和进行测压、清蜡等油井正常生产管理。 5）录取油套压。 一、套管头 套管头是在整个井口装置的最下端，是连接套管和各种井油管头的一种部件，用以悬挂技术套管和生产套管并确保密封各层套管间的环形空间，为安装防喷器和油管头等上部井口装置提供过渡连接，并通过套管头本体上的两个侧口，可以进行补挤水泥和注平衡液等作业。 1、型号表示方法 套管头尺寸代号(包括连接套管和悬挂套管)是用套管外径的英寸值表示；本体间连接型式代号是用汉语拼音字母表示，F表示法兰连接，Q表示卡箍连接(图9-28)。 双级套管头表示方法见下图。 最大工作压力MPa 上部悬挂套管尺寸代号，in 中部悬挂套管尺寸代号，in 下部悬挂套管尺寸代号，in 连接套管尺寸代号，in 本体连接型式代号 套管头代号 三级套管头表示方法 2、结构型式分类 套管头由本体、套管悬挂器和密封组件组成。套管头按悬挂套管的层数分为单级套管头、双级套管头和三级套管头。按本体间的连接形式分为卡箍式和法兰式。按套管悬挂器的结构型式分为卡瓦式和螺纹式。技本体的组合型式分为： a单体式：一个本体内装一个套管悬挂器。 单级套管头示意图 1—油管头；2—套管头；3—套管悬挂器（卡瓦式）；4—悬挂套管；5—连接套管
海上钻井平台现代设备管理
海上钻井平台现代设备管理 摘要：设备管理是企事业管理的重要组成部分，石油钻井行业对此一直比较重视。本文概述了海洋施工条件下对钻井设备的要求和钻井设备的现状，并提出了海上平台管理设备的基本管理。 关键词：海上钻井平台；设备；管理 面对陆地石油日益枯竭的现状，海上石油勘探成为众多国家重点发展的对象。海上石油开发依靠钻井平台进行，钻井平台现代设备繁多，并且深处海洋当中，交通不便，对设备管理带来挑战。管理平台设备的过程中，需要保障设备完好能够正常运转，还需要不断引进先进设备，使钻井平台能够高效工作。伴随我国与国际社会的接轨，与国际上的合作不断增多，许多现有的管理模式已经远远不能适应现代化管理，继续进行改革，结合国外先进管理，进一步提升平台设备的管理水平。 一、海上特殊环境对钻井设备的要求 海洋石油的开采方式与内陆开采相差无几，唯一不同是内陆开采场地较为开阔，设备可以分散布置，而海上开采设备只能设置在平台之上，面积较小，与工作人员的生活场地交融在一起，十分拥挤，海上环境变幻无常，加大了工作难度。另外，海上钻井平台往往离陆地距离十分遥远，没有便利的交通，设备管理不便。所以，海上钻井平台设备需要满足额外的条件，才能正常工作。 1.安全性 海上施工点往往离内陆较远，而钻井平台受技术等多方面的因素无法面积扩大化，平台上的钻井设备过于拥挤，没有安全的距离，工作人员的工作生活空间受到限制，钻井平台长期遭受风浪侵蚀，若平台发生重大事故，很难及时援救容易造成巨大损害。所以，海上钻井设备各项指标务必达到安全标准，并且配备完善的智能化监控系统，以防止事故发生。 2.可靠性 海上钻井各项技术难度相当大，配备的钻井设备都是最先进的，价格昂贵，如果租用钻井平台，租金更是昂贵，一些自升式钻井平台的单日出租金大约在9万美元左右，半潜式钻井平台的单日出租金更是达到15万美元左右。从这些数据看出，海上钻井设备都极其昂贵，若设备容易出现问题，其修理费用也会造成经济的损失。所以，海上钻井设备质量需要达到最佳标准，能够长期安全使用。 3.设备能力配备 海上钻井点一般都会远离大陆，一旦钻井设备发生大的故障，相比于大陆，
LandingtheBigone-打捞的艺术-斯伦贝谢
Landing the Big one - 打捞的艺术
司钻通常将遗留在井下的工具及设备称为“落鱼” 。实际上，这 些物体被错误地遗失于地表以下几千英尺。 自油田开发早期， 从井筒 移除这些物体对司钻而言一直是一个极大的挑战。
Enos Johnson
美国新墨西哥州 Hobbs
Jimmy Land Mark Lee
在油田上，落鱼指留在井筒并且阻 碍后续作业的任何物体。这个定义广义 上涵盖了各种钻井、测井和生产设备， 包括钻头、钻柱、测井工具、手动工具 或可能会丢失、损坏、卡住或遗落于井 眼中的任何其他废弃物。当废弃物或硬 件阻塞了后续作业的通路，这些落物必 须首先通过称为打捞的作业从井眼中移 除。 打捞这个词起源于早期的绳式顿钻 钻井时代，这种方式通过连接着弹簧钻 杆上的缆绳上下反复升降一个比较重的 钻头去凿开岩石，以钻出新井筒。当缆 绳断裂时，司钻在弹簧钻杆上挂一段新 缆绳，下入一个临时准备的大钩，试图 从井底收回断裂的缆绳和钻头。从事地 下废弃物回收工艺的专家被称为落鱼打 捞者。多年来，他们的工作已经备受追 捧，并且打捞工艺已经填补了油井服务 业的空白。 所有设备都可能会故障、遇卡、待 在一口井生命周期内的任何时间都可能 需要打捞作业。钻井阶段，大多数打捞 工作是意想不到的，通常是由机械故障 或钻柱遇卡造成的。卡钻也可能在电缆 测井、试井作业期间发生。随后，在完 包括射孔枪遇卡、过早坐封封隔器或砾 石充填筛管失败。井投产后，在修井、
弃井过程中， 打捞作业可能被规划为 修井、 更换或回收井下设备及管柱整 个过程的有机组成。 在许多油田， 修 井过程需要清洗或收回常年产油而 砂塞的油管， 因此在作业一开始就需 要实施打捞工作。 弃井过程中， 作业 公司们封堵油井前， 往往试图打捞井 下管柱、 泵和完井设备。 甚至打捞设 备也可能遇卡， 那么就需要改进原打 捞策略。 似乎油田上没有哪项作业能 免除打捞的可能性。 从上世纪 90 年代中期以来的统 计结果表明， 打捞作业占全球钻井成 本的 25%[1]。如今，采用其他更具成 本效益的选择常可避免或规避打捞。 例如， 现代钻井技术如旋转导向， 通 过影响用于决定是否要打捞， 是否购 买称之为落鱼的被卡设备， 是否侧钻 或是否弃井（J&A）的经济性评价， 实现了打捞策略的转变。 每次打捞情形均是独一无二的： 连续油管或电缆， 且每次情况都面临 不同的环境和问题， 落鱼回收的解决 方案必须与之相匹配。 在这个范围宽 泛的话题中， 本文主要讨论在钻井过 程中采用的打捞技术； 对这些技术进 续油管、 电缆测井及修井应用。 本文 概述了可能导致设备落井的常见过
美国德克萨斯州休斯顿
Robert Robertson
挪威斯塔万格
《油田新新术》 （2012/2013 冬季刊） ：24 卷，第 4 期。 ?斯伦贝谢 2013 年版权所有。 在本文编写过程中得到以下人员的帮助，谨表谢 意：挪威斯塔万格的 Torodd Solheim 及美国休斯顿 的 Eric Wilshusen。 FPIT 为斯伦贝谢公司商标。
更换或需要从井筒回收。从钻井到弃井， 计划内或计划外、裸眼井或套管井、
井阶段，各种各样的问题可能阻碍作业， 行了各种改进， 以适用于套管井、 连
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油田新技术
海上风力发电机组基础设计
摘要 这篇文章介绍了海上风电场建设概况、海上风力发电机组的组成、海上风电机组基础的形式、海上风电机组基础的设计。 关键词电力系统；海上风电场；海上风电机组基础；设计
Abstract This article describes the overview of offshore wind farm construction, the composition ofthe offshore wind turbine, offshore wind turbines based on the form-based design ofoffshore wind turbines. Key Words electric power system;Offshore wind farm; Offshore wind turbine foundation; design
1前言 1.1全球海上风电场建设概况 截止到2012年2月7日，全球海上风电场累计装机容量达到238,000MW，比上年增加了21％。 1.2 中国 截至2010年底，中国的风电累计装机容量达到44.7GW，首次居世界首位，亚洲的另外一个发展中大国印度也首次跻身风电累计装机容量世界前五位。 1.3海上风力发电机组通常分为以下三个主要部分： （1）塔头（风轮与机舱） （2）塔架 （3）基础（水下结构与地基） ?与场址条件密切相关的特定设计；?约占整个工程成本的20%-30%； ?对整机安全至关重要。支撑结构
2 海上风电机组基础的形式 2.1海上风电机组基础的形式 目前经常被讨论的基础形式主要涵盖参考海洋平台的固定式基础，和处于概念阶段的漂浮式基础，具体包括： ?单桩基础； ?重力式基础； ?吸力式基础； ?多桩基础； ?漂浮式基础 2.1.1单桩基础：（如图1所示） 采用直径3～5m 的大直径钢管桩，在沉好桩后，桩顶固定好过渡段，将塔架安装其上。单桩基础一般安装至海床下10-20m，深度取决于海床基类型。此种方式受海底地质条件和水深约束较大，需要防止海流对海床的冲刷，不适合于25m 以上的海域。 2.1.2重力式基础：（如图2所示） 图1 单桩基础示意图
海上风力机安装技术
海上风力机安装技术 白勇1,2，王玮1，张金接3，莫为泽3 （1.哈尔滨工程大学深海工程研究中心，哈尔滨150001） (2.白勇海洋工程公司北京100027) （3.北京中水科水电科技开发有限公司，北京 100038） 摘要：由于海洋上广阔的风能资源的利用潜力以及目前可以利用的先进技术手段，相对于陆上风能资源，海上风能资源将为迅速发展的风电市场提供更大的发展空间。对于海上风力机组的设计到安装使用成为国内外关注的焦点。本文主要通过对国内外一些海上风电场的施工经验的研究，得出风力机基础形式的选择方案，并分别对海上风机的分体和整体安装进行阐述，最终得出对于安装少数风电机和大量风电机的安装建议，通过本文对风电机的安装技术的研究，为今后风电机的更广泛应用提供经验和技术支持。 关键词：风力机；基础形式；分体安装；整体安装 引言 世界能源市场结构近年来发生了很大变化，风能作为一种极具竞争力的可再生能源，经过几十年的研究与发展，已完成了由应用示范向实用化的转变，并得到厂规模化的应用[1]。在陆地风电场建设快速发展的同时，人们已经注意到陆地风能利用所受到的一些限制，如占地面积大、噪声污染等问题。由于海上丰富的风能资源和当今技术的可行性，海洋将成为一个迅速发展的风电市场[2]。在海上修建风电场,海洋水文、气候条件和海底地质条件都非常复杂,给风电机组地基基础设计和建造带来了困难。风机地基基础设计和建造,是海上风电场建设的难题之一,对其经济性和适用性将产生重要影响[3]。风力机无论在陆上还是在海上都需要在一定条件下进行设计[4]。 由于海洋环境的恶劣性，风机的吊装作为海上风电场建设的重要一环，必须加以特别重视。通过常用的几种风电机组基础形式的特点，选择合适的风机基础。研究了国内外一些海上风电场的施工经验，分别对海上风机的分体和整体安装进行研究。其中海上风机分体安装主要研究了英国Scroby Sands以及丹麦Nysted海上风电场安装经验，海上风机整体安装则研究了英国Beatrice风电场。 1．海上风力发电机的基础形式 海上风力发电机组的基础有单桩基础(Monopile)、三脚架基础(Tripod)、导管架式基础(Jacket)、重力基础(Gravity based)、负压桶基(Suction Bucket)和浮动平台结构(Floating type)等几种[5]，如下图所示。 图1 海上风机基础（a）重力基础（b）单桩基础（c）负压桶基（d）三脚架基础（e）三脚架负压桶基
压裂泵阀箱 制造标准
前言 压裂车用于石油油井的压裂,陶粒砂、压裂液等介质通过液力端产生高压使地层瞬 间开裂,同时介质渗入裂缝中使原油溢出，液力端总成是压裂车上一重要易损件是石油 油井维护和提高油产量的重要设备。 本标准结合了国外（斯伦贝谢，哈里伯顿公司的技术规范,具体阐述了液力端相关 的加工技术,有利于该类产品的技术指导。 一、压裂泵阀箱锻件： 1.（斯伦贝谢；N14，规范号506562000、N22，规范号507643000） 哈里伯顿：4330V改型，规范号D0030175-C版，包括锻造要求，化学性能，机械性能等 要求。 2. 4330V改型钢阀箱锻件热处理：70.94191-D版。 3. 关键部位湿磁粉探伤：70.94154-G版。 4. 标准部位湿磁粉探伤检验：70.94158-J版。 5. 阀箱预应力：278.87558-O版。 二、加工流程： 1.粗铣面—超声波探伤--粗加工—热处理—抛丸清理—渗透探伤---精加工--- 磁粉探伤---试压---内腔喷丸处理---外形抛丸---（内腔淡化处理）--磁粉探伤—三坐 标检测—装配—油漆—包装。 三、液力端阀箱规格型号： 1. TG06---300泵-3.75”。TI06---300-4”、3ZB70-295----300-4.5”TH06---300-5”。 2. HT400- 3.375”. HT400-4”，HT400- 4.5”. 3. TWS600S-2.5”，TWS600S-3”,TWS600S-3.5”,TWS600S-4”TWS600S- 4.5”. 4. QWS1000S-3”,QWS1000S-3.5”. 5. TWS SPM2000-4.5”,TWS SPM2000-5”,QWS SPM2000-4”,QWS SPM2000-4.5”， QWS SPM2000-5”. 6. GD2250SGWS-4.5”GD2250SGWS-5”GD2500SGWS-4”GD2500SGWS-4.5”GD300-4.5” 7.5ZB2500-4”,5ZB2500-4.5”,5ZB2800-3.75”,5ZB2800-4”,5ZB2800-4.5”,5ZB2800-5” 8. OPI1800-4”,OPI1800-4.5”,OPI1800-5”. 9. RR1500-4”,RR1500-3.75”. 10. JMAC2250-4.5”Y型，FMC2700-4” 四、动力端： 300泵， 600S, 5ZB2500， 5ZB2800， 五、井下工具，井口保护器。内喷丸设备等。
海上风机安装船介绍
海上风机安装船介绍 定义 在海上无论是风机还是基础的安装都需要有相应能力的运输工具将其运送到风电场址,并配备适合各种安装方法的起重设备和定位设备。 简介 海上风机安装船 在海上无论是风机还是基础的安装都需要有相应能力的运输工具将其运送到风电场址,并配备适合各种安装方法的起重设备和定位设备。 海上风机安装基本都是由自升式起重平台和浮式起重船两类船舶完成的，船舶可以具备自航能力也可以是非自航。单独或联合采用何种方式安装取决于水深、起重能力和船舶的可用性。其中联合安装比较典型的方式是由平甲板驳船装载风机部件或者单基桩拖到现场，再由自升式平台或起重船从平板驳船上吊起部件完成安装或打桩。早期的安装船都是借用或由其他海洋工程船舶改造的，但随着风机的大型化，小型船舶无法满足起重高度和起重能力的要求。近年来欧洲多家海洋工程公司相继建造和改造了多条专门用于海上风机安装的工程船舶。安装船舶的大型化也是一个趋势，专门的风车安装船一次最多可以装载10台风机。 分类 以下按照船型和适用的工作海域将海上风车安装船舶作分类比较。 起重船 起重船通常具备自航能力，船上配备起重机，可以运输和安装风车和基础。起重船除在过浅区域需考虑吃水外其余区域不受水深限制，且多为自航，在不同风机位置间的转移速度快，操纵性好，使用费率很低，船源充足，不存在船期安排问题。但起重船极其依赖天气和波浪条件，对控制工期非常不利，现已较少使用。但在深海(大于35m)条件下由于无法使用自升式平台/船舶进行安装，故仍须使用起重船。与近海小型起重船相比，双体船船型具有稳性好、运载量大、承受风浪能力强的优点，目前也开始应用在海上风机安装中。在荷兰EgmondaanZee风电场的建设中，主要由应用于海上桥梁架设的双体起重船Svanen完
海洋平台介绍
国际浮式生产储油卸油船（FPSO）发展态势: FPSO（Floating Production Storage and Offloading）浮式生产储油卸油船，它兼有生产、储油和卸油功能，油气生产装置系统复杂程度和价格远远高出同吨位油船，FPSO装置作为海洋油气开发系统的组成部分，一般与水下采油装置和穿梭油船组成一套完整的生产系统，是目前海洋工程船舶中的高技术产品。 韩国船企对FPSO建造具有较强规模效应。如现代重工专门建有FPSO海洋项目生产厂，已交付了6艘大型FPSO；三星重工手中持有5艘大型FPSO订单；大宇造船海洋工程公司则是全球造船企业中建造海上油气勘探船最多的企业，2005年承接海洋项目设备订单计划指标是17亿美元。据海事研究机构（DW）预计，未来5年内FPSO新增需求将会达到84座，投资额约为210亿美元。 FPSO主要技术结构表： FPSO主要技术结构 FPSO主要结构功能 系泊系统：主要将FPSO系泊于作业油田。FPSO在海域作业时系泊系统多采用一个或多个锚点、一 根或多根立管、一个浮式或固定式浮筒、一座转塔或骨架。FPSO系泊方式有永久系泊和 可解脱式系泊两种； 船体部分：既可以按特定要求新建，也可以用油轮或驳船改装； 生产设备：主要是采油和储油设备，以及油、气、水分离设备等； 卸载系统：包括卷缆绞车、软管卷车等，用于连接和固定穿梭油轮，并将FPSO储存的原油卸入穿梭 油轮。其作业原理是通过海底输油管线把从海底开采出的原油传输到FPSO的船上进行处 理，然后将处理后的原油储存在货油舱内，最后通过卸载系统输往穿梭油轮。 配套系统：在FPSO系统配置上，外输系统是其关键的配套系统。 FPSO主要优点随着海洋油气开发、生产向深海不断进入，FPSO与其它海洋钻井平台相比，优势明显，主要表现在以下四个方面： （1）生产系统投产快，投资低，若采用油船改装成FPSO，优势更为显著。而且目前很容易找到船龄不高，工况适宜的大型油船。 （2）甲板面积宽阔，承重能力与抗风浪环境能力强，便于生产设备布置；
新型海上风机整体式安装船舶方案设计
60卷增刊1 中国造船V ol.60 Special 1 2019年1月SHIPBUILDING OF CHINA Jan. 2019 文章编号：1000-4882（2019）S1-0398-05 新型海上风机整体式安装船舶方案设计 王辉1，李震2，宫学成1 (1.海洋石油工程股份有限公司，天津300451； 2. 哈尔滨工程大学，哈尔滨150001) 摘要 论文基于对现有国内外海上风机安装船舶的调研分析，提出了一种新型的海上风机整体式安装船舶方案。 介绍了该船的设计思路和具体构成方案以及对应的风机安装作业过程。并在此基础上，针对此方案进行了经 济性分析，为后期我国自主设计制造海上风机安装船舶提供了有益的参考。 关键词：海上风机，安装船舶，整体式安装 中图分类号：TE54 文献标识码：A 0 引言 现代世界范围内的能源紧张和环保意识的加强，促使人们越来越多地参与到新能源的开发利用中。风能具有可再生、蕴藏量丰富、清洁无污染等特点，在世界范围内得到了大规模的开发。海洋风力发电作为风电发展的一个重要方向，在节省陆地占用面积、有效利用海上风能资源方面有着独特的优势，目前已经在英国、丹麦、德国、比利时、美国等国家得到了极大的发展。 我国海上风能资源丰富，东部沿海水深2 m 到15 m 的海域面积辽阔，按照与陆上风能资源同样的方法估测，10 m 高度可利用的风能资源约是陆上的3倍，即超过7 亿kW，而且距离电力负荷中心很近。随着海上风电场技术的发展成熟，经济上可行，将来必然会成为重要的可持续能源。 海上风机从结构上包括基座（或称桩基，基础）、风机塔架、机舱（含叶轮）三个主要部件。海上安装作业方法通常是先通过运输船运输安装件到作业现场，然后通过起重船定位安装，同时通过生活供给船配合完成。为解决海上风力发电设备的安装困难，海洋风机安装船应运而生。从风机安装船的功能来看，可以将其大致化为三代。 1 海上风电整体式安装船方案 本文拟在对现有风电设备安装作业方式充分调研分析的基础上，设计出一种方便、快捷、效率高、低成本的安装作业“工具”。设计中侧重于整体安装方案。 风机安装船依据中国船级社和船检局颁布的《国内航行海船建造规范》、《船舶与海上设施法定检验规则》并参照《海上移动平台入级与建造规范》等有关规定设计。 安装船采用单体、单甲板、双层底、箱型船型设计。设计航区为近海航区，稳性满足9级风浪作用下不倾覆的要求，结构强度满足各种工况下结构不被破坏的要求。
海上风力发电机组基础设计
近海风力发电（作业） 摘要 这篇文章介绍了海上风电场建设概况、海上风力发电机组的组成、海上风电机组基础的形式、海上风电机组基础的设计。 关键词电力系统；海上风电场；海上风电机组基础；设计 1
Abstract This article describes the overview of offshore wind farm construction, the composition ofthe offshore wind turbine, offshore wind turbines based on the form-based design ofoffshore wind turbines. Key Words electric power system;Offshore wind farm; Offshore wind turbine foundation; design -2-
1前言 1.1全球海上风电场建设概况 截止到2012年2月7日，全球海上风电场累计装机容量达到238,000MW，比上年增加了21％。 1.2 中国 截至2010年底，中国的风电累计装机容量达到44.7GW，首次居世界首位，亚洲的另外一个发展中大国印度也首次跻身风电累计装机容量世界前五位。 1.3海上风力发电机组通常分为以下三个主要部分： （1）塔头（风轮与机舱） （2）塔架 （3）基础（水下结构与地基） 与场址条件密切相关的特定设计； 约占整个工程成本的20%-30%； 对整机安全至关重要。支撑结构 -3-
2 海上风电机组基础的形式 2.1海上风电机组基础的形式 目前经常被讨论的基础形式主要涵盖参考海洋平台的固定式基础，和处于概念阶段的漂浮式基础，具体包括： 单桩基础； 重力式基础； 吸力式基础； 多桩基础； 漂浮式基础 2.1.1单桩基础：（如图1所示） 采用直径3～5m 的大直径钢管桩，在沉好桩后，桩顶固定好过渡段，将塔架安装其上。单桩基础一般安装至海床下10-20m，深度取决于海床基类型。此种方式受海底地质条件和水深约束较大，需要防止海流对海床的冲刷，不适合于25m 以上的海域。 2.1.2重力式基础：（如图2所示） 图1 单桩基础示意图 -4-
一井双泵的安装程序设计
一井双泵的安装程序设计 装备电泵分公司
目录 第一张-------------------------------------------------------- 2简述 第二章-------------------------------------------------------- 2 1.Y型换向阀--------------------------------------------------------- 2 2.用Y型换向阀并联的双泵机组效果图----------------------------------- 3 3. 导流罩------------------------------------------------------------- 5第三章 1.机组数据------------------------------------------------------------------------------------------------- 5 2. 双电潜泵安装程序设计-------------------------------------------------------------------------------- 7 第四章 1.电缆下放程序设计-------------------------------------------------------------- 9 2.电缆的保护---------------------------------------------------------------------------------------------- 9 3.小扁电缆保护器--------------------------------------------------------- 10 4.电泵机组手铐----------------------------------------------------------------------------------------- 10 第五章作业中的关键点 1.封隔器的电缆连接------------------------------------------------------------------------------------- 11 2.安装电缆保护罩---------------------------------------------------------------------------------------- 12 3.油管挂处的电缆连接--------------------------------------------------------------------------------- 12 4.单井作业时间长、作业难度大---------------------------------------------------------------------- 12 小结---------------------------------------------------------- 13
井 口 装 置
井口装置 河南通正实业可为您提供陆地、海洋用石油勘探开发生产用井口装置及采树油。从设计、生产、制造、试验、质量控制完全符合行业规范最新版本的要求，产品的主要承压件君采用锻造或经特殊冶炼的低合金钢（不锈钢）铸件生产，承压能力强。本公司生产的井口装置最大工作压力为140Mpa，最大悬挂负荷500吨，可满足API材料级别AA、BB、CC、DD、EE、FF，温度级别L、P、S、T、U、V，产品规范级别PSL1-4；产品性能级别PR1-2，产品性能满足美国国家腐蚀工程协会NACE MR0175标准的防腐要求。 河南通正实业有多种结构形式可满足各种井身结构和套管程序需要的用于不同工况条件的井口装置，采油树和辅助工具供您选择，还可根据用户的不同要求进行设计制造。 序号名称数量材料备注 1 压力表 4 标准件 2 压力表截止阀 4 详见截止阀部分 3 管堵 1 30CrMo 4 套管头本体 1 30CrMo 详见井口装置部分 5 丝扣连接平板阀 1 详见闸阀部分 6 套管头四通 1 详见井口装置部分 7 法兰连接平板阀11 详见闸阀部分
套管头是连接套管和各种井口装置的一种部件。用以支持技术套管和油层套管的重力，密封各层管间的环形空间，为安装防喷器。油管头和采油树等上部井口装置提供过渡连接，并且通过套管头本体上的两个侧口，可以进行补挤水泥，监控井沉和注平衡液等作业。 我公司生产的套管头是标准型结构，在其壳体内配套安装我公司的套管悬挂器，并可根据套管程序和井口条件的变化选择不同尺寸规格的套管悬挂器。 套管头的任选项有： 套管头下部连接可以是API标准圆螺纹套管母扣连接或API标准偏梯形套管螺纹母扣连接，亦可以是插焊式套管连接，也可以是卡瓦式连接。 可以提供组焊式支承底盘。 侧出口有管线螺纹式和栽丝式两种。栽丝式侧口加工有R1(1/2)”换阀器的母螺纹。 产品零件明细表： 序号名称数量材料备注 1 顶丝1 2 34CrMo 2 顶丝压帽12 40Cr 3 填料垫片2 4 2Cr13 4 填料60 PTFE 5 卡瓦悬挂器总成 1 6 套管头本体 1 30CrMo 名称数量材料备注序号 1 卡瓦悬挂器总成 1
海上平台设备工作年度总结
锐意、进取、务实、创新，打造国际化装备队伍 --2013年*****平台设备工作年度总结 当波斯湾收起了最后一丝暑气时，2013年也即将落下帷幕。回首这一年的工作，我们既有挥汗如雨的艰辛，也有平安回家的喜悦。在这一年的工作中*****平台在钻井事业部的正确领导下，在伊朗钻井项目部和机关各科室的大力支持下，在全体员工的共同努力下使设备管理工作又迈向了一个新台阶，为平台100%日费收获率打下了坚实基础。现将本年度设备工作总结如下： 一、本年度主要设备管理工作； 1、*****平台出国作业以来，生产队伍中加入了许多外籍员工（比例约 占30%左右），这些外籍员工开始来时对现场工作不够熟悉，因此给平台设备的维护保养工作造成一定不利影响。为了消除这些不利因素，提高员工积极性，使以前“教我学”的工作思想，转变为“我要学”进一步提高到“我教你学”的工作思想，*****平台制订了“*****平台设备管理奖励制度”。 此制度规定每月度、季度、年度从作业队伍中评选出设备操作先进个人，颁发平台制定的“荣誉证书”，并载入“*****平台的荣誉史册”同时给与一定物质奖励。此制度自实施以来极大的调动了员工的主动性，提高了作业队伍的素质。首先平台设备管理人员对全体员工进行现场培训，然后由中国员工指导外籍员工。这样不仅增强了中方员工的责任心和主动性，也提高了外籍员工的操作保养水平，促进了中外员工的交融，使外籍工真正的融入我们的队伍，中外员工共同做好设备的维护保养工作。 2、*****平台以“基层单位装备管理检查表”为依据，不断的补充完善 设备管理资料。同时，平台还结合现场实际情况制定出相应设备管理制度来更好的管理现场设备。 （1）“关键设备应急方案” 针对日费制平台的性质，平台组织设备管理骨干汇总平台上“独一无二” 的，一旦发生故障就会使生产停止的设备。然后根据现场工作经验，积极讨论出每项设备可能发生的，影响到设备使用的故障。最后，*****平台骨干人员针对每项故障制定出相应的应急解决方案。具备此方案后，一旦关键设
海上风机安装船的发展
中国船检IN S I S URV Y 5 运营项目 在建项目项目数（个） 风机数（个） 装机功率（MW ） 项目数（个） 风机数（个） 装机功率（MW ） 英国82035986461 1564丹麦82154143 437 荷兰296228瑞 典 566134比利时16301 55 165 芬 兰 11030爱尔兰1725德 国 3 3 5世界海上风电项目的发展现状 近年来，随着环保问题的日益突出和能源供应的紧张，风能作为一种清洁的、可再生的新能源越来越受到重视，风力发电逐渐成为新能源技术中最具规模和最成熟的发电方式之一。而海上风机的运输和安装作为风电场建设的一个重要步骤，其各种装备的发展有望成为风能发电产业链上前景较为乐观的市场。 海上风机安装船的发展 中船集团七○八所 秦琦 现 场 海上风电场的发展现状 据了解，风力发电的优势是不需要燃料、不占用耕地、没有污染和运行成本低。随着陆地风电场的运营和海洋技术的发展，海上风力发电逐渐开始形成，发展形势急剧升温。选择在海上建造风电场不仅具有广阔的空间，而且风力和风能密度大，从未来发展趋势来看海上风电场将是一块巨大的“蛋糕”。 1991年，丹麦建成世界首个海上风力发电场，近年来，海上风力发电场在研究和实践中得以迅速发展。据欧洲风能协会统计，截至2008年底，世界海上风电总装机容量达到1471M W ，相比2000年增长了16倍，2000～2008年间年均增长率达到200%。 2000～2008年世界海上风电总装机容量统计 从海上风电项目在世界各地区/国家的分布来看，欧洲占据绝大部分的市场份额，其中英国、丹麦、荷兰和瑞典是目前世界上最主要的海上风电发展大国。 认证空间 ertif i cation Space C H A H P E 2010.7812 4 200 98
海上钻井平台各系统简介
钻井平台各系统简介 不知道从什么时候起，石油的价格节节攀升。能源越来越紧张的今天，很多国家把目光从陆地转向了海洋。自从世界上第一个海洋钻井平台制造出来以后，海洋工程有了长足的发展。在几十米甚至上3~4000米深的海底钻一口井并不是一件容易的事，因为在海上环境的复杂多变以及恶劣。经常要承受巨浪和暴风的袭击。而钻井又要保持一个相对稳定的作业环境。才能把一根根长长的钻杆钻进海底。 钻井平台从近海到深海，主要可以分为座底式，自升式，半潜式、钻井船等。 座底式是指，平台的结构直接座在海床上，几乎和陆上钻井没多大区别。所以它们的可钻探深度很有限。只能在几十米的水深的浅海区域作业。 自升式，又叫jack-up。顾名思义，这种平台可以象千斤顶一样可以升降它的高度。它典型的特征就式3-4条腿。高高的绗架结构。上面安装又齿条。平台本体安装有齿轮。它们一起啮合，传动。在到达钻井区域的时候，腿就慢慢的伸到海床上。平台就靠这几条腿站在海里了。因为考虑到拖航的稳性，腿不能太长。所以这种平台一般在120~150米水深的近海区作业。 半潜式，最新的已经到了第6代了。这种平台综合了钻井船和坐底式驳船的优点，是漂浮在海面上的。这样的话，它们就可以在更深的水域工作了；船体灌放水，可以调节吃水深度，保持船体稳定。塔的下部是相当容积的浮筒，上面是若干个中空的立柱，支撑着上部平台平台上面是全部的钻井装备和必要的生活设施。整个平台靠浮筒浮在水面。它们带有2~3级动态定位系统，海底声纳定位系统，卫星定位系统等来保证平台的相对稳定的坐标。它们有各种位移补偿装置来补偿海况带来的不稳定状况。 钻井船，钻井船是设有钻井设备，能在水面上钻井和移位的船，也属于移动式(船式)钻井装置。较早的钻井船是用驳船、矿砂船、油船、供应船等改装的，现在已有专为钻井设计的专用船。目前，已有半潜、坐底、自升、双体、多体等类型。钻井船在钻井装置中机动性最好，但钻井性能却比较差。钻井船与半潜式钻井平台一样，钻井时浮在水面。井架一般都设在船的中部，以减小船体摇荡对钻井工作的影响，且多数具有自航能力。钻井船在波浪中的垂荡要比半潜式平台大，有时要被迫停钻，。增加停工时间，所以更需采用垂荡补偿器来缓和垂荡运动。钻井船适于深水作业，但需要适当的动力定位设施。钻井船适用于波高小、风速低的海区。它可以在600m水深的海底上进行探查，掌握海底油、气层的位置、特性、规模、贮量，提供生产能力等
(完整版)海上风电场+风机基础介绍
海上风电场风机基础介绍技术服务中心业务筹备部
前言 近年来，国家对清洁能源特别是风电的发展在政策上给予了很大支持，使得中国风电得到蓬勃发展。风力发电作为新能源领域中技术最成熟、最具规模化开发条件和商业化发展前景的发电方式，获得了迅猛发展。随着风电机组从陆地延伸到海上，海上风电正成为新能源领域发展的重点。 本文结合国内外海上风电场具体的风机基础，对现有的海上机组的基础类型逐一介绍，目的是对海上风机基础形成一个初步的了解，为公司日后的海上服务业务做铺垫。 为人类奉献白云蓝天，给未来留下更多资源。 2
目录 1 风机基础类型--------------------------------------- 4 1.1 重力式基础----------------------------------------- 4 1. 2 单桩基础------------------------------------------- 6 1. 3 三脚架式基础--------------------------------------- 8 1. 4 导管架式基础-------------------------------------- 10 1. 5 多桩式基础---------------------------------------- 11 1.6 其他概念型基础------------------------------------ 12 2 海上风力发电机组基础维护 -------------------------- 14为人类奉献白云蓝天，给未来留下更多资源。 3
斯伦贝谢POWER-V
【机械仪表】 斯伦贝谢旋转导向系统 Power-V 简介 1 Power-V 简介和应用范围 Power-V是斯伦贝谢旋转导向系统PowerDrive家族中的一员。所谓旋转导向系统，是指让钻柱在旋转钻进过程中实现过去只有传统泥浆马达才能实现的准确增斜、稳斜、降斜或者纠方位功能，但相对于泥浆马达，PowerDrive有非常明显的优点。 旋转导向系统广泛用于使用泥浆马达进行滑动钻进时比较困难的深井、大斜度井、大位移井、水平井、分枝井(包括鱼刺井)，以及易发生粘卡的情况。 2 旋转导向系统PowerDrive的优点 ⑴反映和降低了所钻井段的真正狗腿度，使井眼更加平滑。用泥浆马达打30m井段，滑动钻进15m，转动钻进15m，井斜角增加4°，得到平均狗腿度4°/30m。实际上，转钻15m井斜角几乎没有变化，这15m的实际狗腿度是零；而4°的井斜角变化是由滑钻15m产生的，这15m的实际狗腿度是8°/30m。而用Power-V在同一设置下打出的每米都是同样均匀和平滑的，减少了井眼轨迹的不均匀度，从而减少了在起下钻和钻进过程中钻具实际所受的拉力和扭矩，减少了以后下套管和起下完井管串的难度。 ⑵使用Power-V钻出的井径很规则。使用传统泥浆马达在滑动井段的井径扩大很多，而转动井段的井径基本不扩大。这种井径的忽大忽小是井下事故的隐患，也不利于固井时水泥量的计算。 ⑶由于Power-V钻具组合中的所有部分都在不停的旋转，大大降低了卡钻的机会。使用传统泥浆马达在滑动钻进时除钻头外，其它钻具始终贴在下井壁上，容易造成卡钻。 ⑷在钻进过程中，由于Power-V组合中的所有钻具都在旋转，这有利于岩屑的搬移，大大减少了形成岩屑床的机会，从而更好的清洁井眼。这对于大斜度井、大位移井、水平井意义很大。 ⑸由于Power-V钻具组合一直在旋转，特别有利于水平井、大斜度井和3000m以下深井中钻压的传递，可以使用更高的钻压和转盘转速，有利于提高机械钻速。使用泥浆马达在大井斜的长裸眼段滑动钻进时送钻特别困难，经常是上部的钻杆已经被压弯了，而钻压还没有传递到钻头上，还常常引发随钻震击器下击，损害钻头寿命。 3 Power-V 组成部分和工作原理简介 Power-V主要有两个组成部分，它们分别是上端的Control Unit (电子控制部分，简称CU) 和下端的Bias Unit (机械部分，简称BU)。在两者中间还有一个辅助部分Extension Sub(加长短接，简称ES) 3.1 电子控制部分CU CU是Power-V的指挥中枢，它内部有泥浆驱动的发电机，还有陀螺、钻柱转速传感器、流量变化传感器、震动传感器、温度传感器以及电池控制的时钟等等。它可以独立于外面的钻铤而旋转或者静止不转。 工作原理：开泵后，发电机发电，陀螺测量到井底的井斜角和方位角(即高边)，然后按照地面工程师的要求把其内部的电子控制部分固定在某一个方位上(即高边工具面角)，从而实现无论钻柱如何旋转，CU内部的控制轴始终对准在需要的方位上，这个方位加上一个校对值后就是地面