SY／T 7391-2017 石油天然气钻采设备水下应急封井装置
- 文档部分内容预览：
SY/T73912017
图1第1类水下封井装置（封盖型式）
图2第2类水下封井装置（封盖与分流型式）
便于监测关键井简参数（即压力和温度）： 为所有进口、出口及吊装工具连接点配备标准接口。 水下封井装置上的机械连接接口通常为多功能型pvc标准，要求能够连接至各种钻井平台、船舶的下人工 具以及控流系统的连接系统。关键要在需要使用水下封井装置的事故发生前对这些接口做好了解、记 录和计划。
4.3.2.1与事故并的连接
水下封并装置有多个系统和 接口部位，以便最大限度减少事故夫
SY/T 73912017
事故并的首选连接点通常是用户定义的业界公认的符合APISpec6A的法兰连接和符合 APIRP17G的其他连接型式。这种连接有代表性的是在水下封井装置底部使用液压驱动的井口连 接器实现连接。这些主要的连接点可能位于防喷器组、水下井口或水下采油树的顶部。防喷器组和 LMRP之间的连接界面可能与水下井口和水下采油树的剖面不匹配。 水下封井装置常用的事故井的连接接口有： a）防喷器的顶部芯轴。 b）水下井口芯轴。 c）水下采油树的再人芯轴。 d）隔水管下部总成（LMRP）与隔水管的挠性接头。 水下封井装置应避免使用非标准的连接器和连接芯轴，因为在事故井中可能很难实现设备的连接。 如果水下封井装置连接至柔性接头上方，可降低装置的载荷能力和压力等级。如果选择柔性接头 上方作为连接点，则在设计中宜包含是否需要附加结构支撑的分析。
4.3.2.2外部流道的连接
水下封井装置可连接跨接管、管汇、立管等外部流动设备，泵送压井液或将流体从事故并引至控 流系统。 就像事故井的垂直接口一样，这种连接宜采用远程连接技术并可基于出油管线连接或（大孔径） 热插（hotstab）技术。在这两种情况下连接油井时，水下封井装置设计应采用工业标准的连接件和 连接器，在出现事故封井时有最大限度的灵活性。 水下设备供应商提供出油管线的连接点和高流速热插可能不容易转换为通用的连接类型，水下封 井装置的业主宜采购所需的连接设备如鹅颈管、刚性跨接管、压力帽、热插和送人工具，将水下封井 装置回接至预定的控流系统
4.3.2.3与水下封井装置顶部的连接
水下封井装置顶部的接口可连接至安装吊装工具及索具、另一个水下封并装置或一个控流系统。因此， 水下封井装置的顶部芯轴接口应具有水下封井装置一样的额定工作压力，并允许连接一个液压连接器。 水下封井装置顶部的连接接口应是用户定义的业界公认的符合APISpec6A的法兰连接和符合 APIRP17G的其他连接。这个连接接口的功能可包括接受另一个水下封井装置、提升安装工具或连 接泵设备。连接至水下封井装置的任何设备应进行分析和建模，以确定对水下封井装置以及现有事故 井设备的载荷、疲劳和导致的应力（包括但不限于事故井的井口、事故井的防喷器组、事故井的水下 封井装置等），确定完整性、操作极限和整个系统的疲劳寿命。
.2.4外部的控制和监测
水下封并装置的控制宜主要使用ROV进行干预。数据监测同样宜使用ROV进行读取。外部控 制可连接更复杂的部件如水下控制模块和蓄能器组实现控制及数据监测。这些复杂部件宜单独放置并 用飞线连接，以减小水下封井装置的尺寸、重量和复杂程度。至少应采用ROV可读式的仪表对水下 封井装置进行数据监测，以便及时、持续反馈传感器和仪表数据。
4.4系统设计和功能要求
水下封井装置设计影响因素包括工作环境、存储环境、运输要求、组件设计及安装后的功能需 求。水下封井装置设计时宜对这些因素进行检查分析，从而优化设计要求。
水下封并装置应适用于要应用的并工况，并通过数值模拟、流动分析、事故井承受封井装置载荷 的结构能力、承受关井压力或流动压力的能力分析进行验证。
工作条件是指设备设计时采用的压力、温度、材料等级、井筒流体组分及其他操作条 合本文所述API的规定。
4.4.2.2额定压力
所有水下封并装置的额定工作压力应符合APIRP17G的规定
4.4.2.3额定温度
4.4.2.4流通能力
4.4.2.4.1概速
水下封井装置设计的最大流量应由下述二者中的较小者决定：水下封井装置内部的容许冲蚀极 限，或水下封井装置各组件的容许压降。 宜对水下封井装置进行计算流体动力学（CFD）分析，确定预计的气流和油流速度，包含一系列 气油比（GOR）组合的流速，使用以下的配置： 一主垂直孔打开，所有分流出口打开； 一主垂直孔打开，所有分流出口关闭； 一主垂直孔关闭，所有分流出口打开； 一主垂直孔关闭，连续关闭分流出口至仅剩一个出口打开；和 一主垂直孔关闭，连续关闭分流出口至所要求数量的流动出口打开。 设计者应记录水下封井装置的内部流道尺寸，以供事故井作业者在计划和评估使用水下封井装置 时参考。
4.4.2.4.2固相含量
由于事故井流出的流体含有高浓度固相，宜通过CFD分析确定水下封井装置的高冲蚀部位。水 下封井装置设计应采用可用的技术降低CFD分析所确定的冲蚀影响。宜对水下封井装置的关键部位 进行设计和测试，使其符合APISpec6AV1中II级规定的含砂工作条件要求
4.4.2.5工作水深
水下封井装置的设计基础文件宜包含
SY/T 73912017
的水下封井装置，其工作水深最少宜为3048m（10000ft）
4.4.2.6模块化设计
用、维修、运输、钻井平台或船舶安装限制条件。模块化设计可要求大量的额外时间来重新组装和码 头／甲板测试。制订各种运输方式的计划，确定在设计时的尺寸和重量限制条件。 水下封井装置的重量和尺寸对其可操作性、运输性、吊装和下放至关重要。用卡车、飞机和船舶 运输较小较轻的模块载荷效率更高。 水下封井装置的总体尺寸能限制运输和安装方案的选择。运输因素包括公路运输桥梁限高、起重 机吊臂可及范围/提升力、A型架间隙及可及范围、海上固定、空运重量和尺寸限制、钻井平台和船 舶安装时的月池空间
4.4.2.7使用寿命
水下封井装置的设计水下使用寿命宜长达两年，包括6个月的连续流动使用时间，以及最少20 年的陆上存放维保年限。制造商应证明设计和所选材料与设备的预计使用寿命相符并形成文件。 水下封井装置总成内部各种组件和材料的寿命估算和老化预算应按照APISpec17D中附录J的 要求完成。如有条件，制造商可根据已知的组件失效数据及老化数据（失效寿命与保存期的平均时 间）估算寿命。制造商应规定其他适用的设计、开发复检方案、保存期更换计划表，并按照买方要求 证明这些计划表与预计使用寿命和/或工作条件相关。 寿命估算时应考虑适当的存储和保养方法并定期完成设计开发复检和测试更换程序。选择弹性和 热塑性材料时应考虑表面紫外线和干枯条件的潜在恶化作用。 制造商应提供关于“存储环境要求，定期设计复检、满足就绪状态的功能测试与压力测试，部署 和水下使用所需的准备工作”的相应文件。
4.4.2.8阴极保护与涂层
设计时应规定适用的材料选择、涂层系统和阴极保护措施，从而对设备进行外部腐蚀控制。 应通过电连续性测试证明阴极保护系统的有效性。如果不能进行电连续性测试，则必须在电阻值 大于0.10Q的无效部位接入接地电缆或其他合适方法。 选择双头螺柱、螺母、螺栓的材料和涂层/镀层时应考虑海水引起的氯化物应力腐蚀开裂和腐 浊疲劳。海水环境用高强度螺栓材料应符合APISpec17D，NACESPO176和DNVRPB401的 要求。 水下封井装置设计时应考虑阴极保护系统引起的氢脆现象。 涂层系统的选择应考虑是否需要长期存储以及表面紫外线对水下涂层系统的潜在恶化影响。 制造商应对指定的涂料系统和程序文件进行保存并供查阅。该文件应说明涂层系统的具体存储要求。 为确保水下能见度，颜色选择应符合APIRP17A和APIRP17H的要求。
4.4.2.9存储设讯
考虑到水下封井装置需要长期存放、暴露于环境以及反复的功能与压力测试，设备的设计材料宜 考虑修理、重修表面、重做涂层和重新认证。 水下封井装置的设计应尽量减少暴露的密封件和密封面。宜对所有裸露的密封件／密封面和螺纹 采取保护措施，使其免受损坏。水下封井装置及其组件或模块的设计应确保设备在运输或存储过程中 不会压迫任何密封件或密封面。
水下封并装置应采用优质、可靠、经现场验证能够耐受长期海上存放和频繁海上测试以及在水下 含砂流体环境中连续运行6个月（仅第2类水下封井装置）的组件。这些组件宜提供可追溯的制造工 艺文件和经过合格鉴定能够在事故井条件下实现预期功能的文件。以下章节就水下封井装置的主要组 件的上述方面进行了详细阐述。
水下封井装置所需的孔径宜主要取决于在最大流动条件下的事故井内流体中安装封井装置的能力。 事故井对封井装置的作用力取决于流速、水深、气油比和流动路径的几何结构，包括出口尺寸和在安装 过程中下入封井装置时出口是打开还是关闭状态。孔径应符合APISpec6A与APISpec16A的要求。 应通过流体动力学分析确定并验证水下封井装置的主孔垂直出口的设计孔径以及各分流出口的数 量和尺寸。封井装置的孔设计同样受分流出口关闭顺序的影响。应进行彻底的流体分析确定这些参数 的影响。
4.4.3.3对冲蚀与杂质的耐受能力
4.4.3.3.1概述
发生井喷时，喷出的混合物中可能含水合物、加重剂、地层砂、钻屑、压裂支撑剂等固相，导致 冲蚀水下封井装置内的关键组件。 封井装置的设计应能缓解冲蚀作用，并按照APISpec6AV1中II级含砂工况的要求进行设计和 测试。减少冲蚀作用的措施包括： 一多条流道； 在高冲蚀部位置入硬化材料； 全通径、直通式组件设计； 可更换的磨损件设计。
4.3.3.2组件的耐冲蚀
部件的原产商和封井装置的设计方及制造商应确定含砂流体通过水下封井装置组件（关闭装置、 网门、节流装置、管道弯头等）时的最大可接受流速。通过这些信息确定组件的耐冲蚀性和性能能 力，并影响水下封井装置的整体设计限制条件。可通过降低出油管线、阀门、出口、节流装置等位置 的流速减轻冲蚀。在阀门完全关闭之前可能观察到流速急增，不考虑这种短时期的例外情况。 组件设计应包括流体流动分析，从而确定容易受到高冲蚀作用的部位，系统设计应减小这些部位 的冲蚀作用。
4.4.3.3.3对节流装置的冲蚀作用
水下节流装置宜设计成耐用，能够承受有限的含有杂质的流体，并符合APISpec6AV1中的I 级含砂工况的设计和测试要求。
4.4.4组件的维修、更换及维护
设计水下封井装置时宜提供单个组件的可获得性，从而简化现场维修、工厂维修和维保。
SY/T 73912017
能，设计宜考虑识别出需要频繁维修和更换的单个组件的获得性，以便于服务工程师能容易完成现场 维修，加快维修和更换过程。 易受频繁磨损和冲蚀的关键组件（如节流装置、节流阀或连接器密封钢圈）宜能在水下完成更 换，并能够在更换后验证连接完整性
4.4.5流动隔离屏障
可通过使用能够在特定流动条件下实现隔离的工程组件隔离特定流道。这一点可通过多种关闭装 置实现。
4.4.5.1.1闸板作为关闭装置
作为垂直孔关闭装置的闸板宜验证能在水下封并装置设计基础文件中规定的最大流量条件下实现 关闭。如果没有符合要求的闸板，则应包含二次垂直孔关闭装置。水下封井装置设计包括的闸板装置 应符合APISpec16A和APIStd53的要求。闸板设计及验证宜适用于含有固体的流体，考虑冲蚀 作用以及固体在腔体内的积聚影响。 水下封井装置应含有制造商推荐的、最适合在水下气井或油井流动条件下进行封井的高温闸板体 和闸板胶芯。 为了防止气体从闸板胶芯泄漏或渗透，宜使用一道阀门作为垂直孔的二次关闭装置，该阀门应位 于闸板上方。另一种方法是当设计的两道闸板关闭装置不符合要求时，能在水下封井装置顶部安装二 饮密封盖（见后文讨论）。 闸板设计宜包含位置指示器和闸板锁紧机构。
4.4.5.1.2阀门作为关闭装置
用作垂直孔关闭装置的阀门宜验证能在水下封井装置设计基础文件中规定的最大流量条件下实 现关闭。如果没有符合要求的阀门，则宜使用二次阀。阀门宜为闸阀或球阀，按照APISpec6A APISpec17D和APIRP17G的要求进行设计。 带阀门的水下封井装置宜具备符合APIRP17H要求的ROV的超控功能（override），并带有 个可视的位置指示器。 阀门宜验证适用于含固体流体，设计和测试符合APISpec6AV1中等级I的含砂工况。 对于有侧出口阀门的水下封井装置，侧出口阀门宜设计成“失效保持原有状态”或“失效开启”
4.4.5.1.3关闭装置合格鉴定
水下封井装置采用的关闭装置宜经过检验能成功关闭喷气和喷油的事故并。 关闭装置宜进行设计和开发验证满足或超过事故井的预测工况条件。这些测试宜采用满足测试要求 的测试设备对某一组件或整个装置进行测试。分析和/或缩尺寸的鉴定测试可代替全尺寸的流动测试。 关闭装置宜符合产品规格等级PSL3G的要求，并能在3.05m/s（10ft/s），6.10m/s（20ft/s）， 9.15m/s（30ft/s）气流条件下实现关井和密封，如APISpec14A中B.3所述。 关闭装置合格鉴定包括设计、开发验证和组件设计的CFD分析，从而确定在预期操作条件下的 可靠性。设计和开发验证宜包含以下并行参数： 一压力； 一温度； 流体速度（见APISpec6AV1）：
水下封井装置采用的关闭装置宜经过检验能成功关闭喷气和喷油的事故并。 关闭装置宜进行设计和开发验证满足或超过事故井的预测工况条件。这些测试宜采用满足测试要求 的测试设备对某一组件或整个装置进行测试。分析和/或缩尺寸的鉴定测试可代替全尺寸的流动测试。 关闭装置宜符合产品规格等级PSL3G的要求，并能在3.05m/s（10ft/s），6.10m/s（20ft/s）， 9.15m/s（30ft/s）气流条件下实现关井和密封，如APISpec14A中B.3所述。 关闭装置合格鉴定包括设计、开发验证和组件设计的CFD分析，从而确定在预期操作条件下的 可靠性。设计和开发验证宜包含以下并行参数： 一压力； 一温度； 流体速度（见APISpec6AV1）；
磨料含量（见APISpec6AV1）。
磨料含量（见APISpec6AVI)。
4.4.5.1.4关闭装置的贝余设计
如果鉴定试验证明某一组件在喷气/喷油的事故井具有关井的可靠性和适宜性，可使用单一关闭 装置。如果水下封井装置包含经检验合格的单一关闭装置，应通过风险评估文件证明该单一关闭装置 对每个配置的流道都适用。
4.4.5.2二次密封盖
成功完成水下事故井的封井操作后，宜锁紧水下封并装置顶部的二次密封盖（例如盲液压连接 器、盲法兰等）。二次密封盖有三大主要作用： 为水下封井装置提供一个额外的密封机构； 保护水下封井装置的主垂直再入芯轴； 一在救援井钻井过程中提供长期保护和密封。 由于这些原因，宜在水下封井装置的顶部芯轴处锁紧一个二次密封盖，作为水下封井装置系统的 一个组成部分。如含有二次密封盖，该二次密封盖应提供方式检查封井装置主垂直孔的密封单元与二 次密封盖之间的压力。可能还需具备向二次密封盖下方泵入化学剂的功能，防止产生水合物和释放圈 闭压力。
4.4.5.3.1概述
水下封并装置连接器的材质及测试应符合APISpec6A与APISpec17D相关章节的要求
4.4.5.3.2并口连接器
水下封并装置设计应包含一个能够连接事故并的液压驱动的井口连接器。封井装置的设计宜能够 在海面对底部连接的连接器进行更换，从而满足各种配件要求和要连接的面（如芯轴和毂）要求。 所有井口连接器按照尺寸（使用美国单位制）、额定压力、连接的井口或其他顶部连接的面类 型进行设计。连接器应符合APIRP17G的最高标准压力等级的要求。水下封井装置制造商至少应对 以下连接器载荷参数/条件进行分析和存档记录： 内部和外部压力； 一基于最恶劣的密封条件（假设泄漏达到最大允余密封直径）计算的压力分离载荷； 机械预加载荷； 环境载荷； 疲劳； 振动； 机械安装（冲击）载荷； 热膨胀（圈闭流体、异种金属）； 水下封井装置载荷； 出油管载荷； 过提拉力； 弯曲载荷； 与垂直线的偏角； 腐蚀。
能够接 每面对底部连接的连接器进行更换，从而 所有井口连接器按照尺寸（使用美国单 进行设计。连接器应符合APIRP17G的 下连接器载荷参数/条件进行分析和存档 内部和外部压力； 基于最恶劣的密封条件（假设泄漏 机械预加载荷； 环境载荷； 疲劳； 振动； 机械安装（冲击）载荷； 热膨胀（圈闭流体、异种金属）； 水下封井装置载荷； 出油管载荷； 过提拉力； 弯曲载荷； 与垂直线的偏角； 腐蚀。
水下封井装置的业主应规定井口连接器的载荷/工作条件，井口连接器原产商或封井装置制造商 应通过分析确保连接器适用于封井装置设计基础文件中规定的工作条件。 液压驱动的连接器应能在额定工作压力（RWP）不足的情况下承受1.25倍RWP以上的解锁压 力。制造商应在文档中标明正常和最大的操作压力。连接器设计的解锁力应大于锁紧力。 液压驱动的连接器应设有二次解锁装置，可为液压式或机械式。液压打开和关闭的控制管线应提 供泄压的方式，从而实现连接器的二次解锁功能。 所有连接器应配备一个适合于用ROV观察的外部位置指示器。 液压连接器的设计应能防止因液压锁紧压力丢失而解锁。这一点可通过连接器自锁机构（例如面 对面的锁紧单元设计）实现或用机械锁紧装置或其他经验证的方式作为备用手段。机械锁紧装置设计 应考虑故障情况下的解锁需求。连接器和机械锁紧装置的设计应确保在锁紧装置最坏尺寸公差条件下 能够有效锁紧。 与金属密封配合的连接器的密封面应堆焊与井流、海水等兼容的耐腐蚀材料。如果金属基材（如 耐蚀合金材料）与井流、海水等兼容，则无需使用堆焊层。连接器的设计应符合APISpec6A对法 兰连接的要求以及APIRP17G对其他连接的要求。推荐作法是按照APISpec17D的要求，使用带 有备用密封剖面的金属对金属的密封钢圈。 水下封井装置应提供能够对连接器腔室内所有主要密封件进行压力测试的方式，测试压力达到水 下封井装置的额定工作压力。这些测试能在组装后发运前和下人前的任何时间点进行。 井口连接器的设计宜考虑通过ROV对主要密封件进行简单、安全和远程更换。保持方式可为机 械式或液压式，但宜保证密封件不会意外脱落。连接器设计应提供通过连接器注人或循环水合物抑制 剂或执水的方式，防正在安装水 接器的锁紧机构内部形成水合物
4.4.5.3.3本体、法兰及其他连接器
所有本体、法兰连接端部及出口连接件及其他连接器均应符合APISpec6A，APISpec16A， APISpec17D，APIRP17G和APISpec20E相应规范的要求。 端部及出口连接件用螺栓和螺母应符合APISpec17D的要求。法兰及密封钢圈应符合 API Spec17D的要求。
4.4.5.3.4出油管连接器的标准化
第之尖水下封开装直任仕 1标准法兰接口，这提供了连接 液压驱动的出油管线连接系统的接口，液压驱动的出油管线连接系统由相关控流系统提供。 水下封井装置的用户宜确保可以获得所有合适的连接器、跨接管、鹅颈管、软管、热插工具和送 人工具，将水下封井装置回接至用户计划的控流系统。
4.4.5.3.5分流出口连接件
分流出口连接件宜采用符合APIRP17G要求的工业标准尺寸和额定工作压力。分流出 分布，减少不对称的推力。
4.4.5.3.6流体注入口（压井管线）连接件
流体注人口连接件的设计应与分流出口采用相同规格 从而使用该出口作为几余功能。 4.5.3.7分散剂化学剂和水合物抑制剂的注入
所有水下封井装置的设计内容应包括化学剂的注入口。水下封井装置制造商应通过模拟注人口的 12
数量和位置确定封井装置的化学剂、分散剂和水合物抑制剂注入量，以及验证入口数量和直径并确定 能够实现化学剂高效混合的最佳注人口位置。
水下封并装置控制系统应按照APISpec16D和APIRP17G的规定，包括行业最佳方法、通用 接口、快速关闭型隔离装置和第2类水下封井装置的控制功能。 水下封井装置的控制系统应在应用水深条件下能够提供主孔与分流出口的最快关闭时间。用于浅 水井的水下封井装置可采用直接液压驱动的水上控制系统。液压流量、脐带管大小及吊装，以及总体 液压响应（或滞后）时间可能随水深增大而影响性能。 设计水下封井装置的控制系统时考虑因素包括但不限于如下内容： 拟作业的水深； 足够的容量以重复组件的功能； 一关闭装置的运行速度； ROV的可及性与可见性； 不同操作工况下的灵活性（比如事故井关井，以及能够连续6个月控制一口井以进行分流至 控流系统）； 是否靠近井筒的流道出口（控制系统容易遭受杂质、振动、高流速等的影响，可导致控制系 统损坏或无法运行）。
4.4.6.2控制系统的能力
水下封并装置的控制方法应确保井口连接器能够完成两次完全锁紧至解锁而不需要补偿能量。封 井装置与事故井连接后，液压控制系统可以重新补充能量。 控制系统应具备在剩余至少50%能力的情况下一次性关闭所有主孔与分流出口的关闭装置的能 力，而不需要补充能量。随后，一个液压控制系统应具备补充能量的功能，或在水下补充该液压控制 系统的能量。 可设计替代来源或类型的液压流体蓄能方法以减小封井装置的尺寸、重量和支撑。也可从水下封 井装置将控制系统移开至不容易损坏的位置。
4.4.6.3关闭时间
4.4.6.4ROV的可及性
所有水下封井装置的液压功能应配备APIRP17H标准的ROV的热插接口。功能必须满足 APIStd53的时间要求，比如作为主孔关闭装置的闸板应装有APIRP17HC类（高流速）热插 接口，并有外部锁紧装置，并应在封井装置及其图纸和文档上面进行清晰标识和贴标签，应按照 APIRP17A和APIRP17H的要求对插口类型及功能进行明确标识，便于水下识别。 水下封井装置的接口部件和仪表必须位于ROV摄像头的正常视野范围内
SY/T 73912017
根据APIRP17H的要求，宜提供充足的“把手”，使ROV即使在逆流条件下亦能保持固定开 与接口配合。对于需要ROV进行机械操作的功能，所需的工作扭矩宜符合APIRP17H的要求。
4.4.7.2节流装置材料
节流装置组件应符合APISpec16C的要求。
件应符合APISpec16C
4.4.7.3非金属材料、涂层和油脂
非金属材料（包括弹性体材料和热塑性材料）、涂层和油脂应与化学环境、温度和压力相适应。 参考APISpec17D接触流体相容性鉴定测试。 非金属密封材料，包括弹性体材料和热塑性材料，应与水下操作的化学环境、温度、压力和指定 的存储工况相适应。 非金属材料、涂层和油脂应具备下述特性： 弹性体抵抗4.14MPa（600psi）以上的爆炸性减压； 与甲醇（浓度达90%）和低剂量水合物抑制剂相容； 一与分散剂相容； 与非连续接触甲苯和二甲苯兼容； 与胺基的缓蚀剂兼容； 与防垢剂兼容； 抗H,S。
4.4.7.4酸性环境
如果水下封井装置并非设计用于已知参数的某一特定并，建议采用酸性环境用材来 科利道区 球性封井装置。非酸性环境用水下封井装置必须标有“Notforsourservice（不得用于酸性 。用于全球的水下封井装置，与井液接触的所有材料宜符合NACEMR0175关于酸性环境的 要求。
4.4.7.5选择材料时的耐极寒性能考虑
所有结构和机械组件的设 度茶件。直任低于或等于最收 品度条件下根据APISpec6A对维 行夏比冲击试验。
4.4.7.6选择材料时的耐高温性能考虑
水下封井装置的所有金属与非金属组件宜采用APISpec17D和APIRP7G指定用于高温 科制成。
4.4.8可运输性与安装设讯
SY/T73912017
封井装置和相关设备应配有栓系点，从而满足采购方业主指定公路、航空和海上运输时的栓系 需求。所有栓系点应进行1.5倍安全工作载荷（SWL）测试，经过认证并带有SWL标识。应特别注 意空运时航空公司会有专门的栓系要求，比如，一些重型飞机要求设备栓系满足最大2.5g的加速度 要求，也可能要求使用专用的运输架和运输框，从而满足航空公司的栓系要求。水下封井装置业主应 负责理解有关栓系的地面和空运规章制度并按照要求制订计划。 根据APISpec17D的要求，主要载荷路径上的所有结构焊缝在经过载荷测试验证之后至少宜进 行磁粉MPE或渗透LP探伤检测。应在设备通过载荷测试并完成磁粉MPE/渗透LP检测之后，焊缝 区域再喷涂涂层。
4.4.8.2提升装备
4.4.8.3甲板载重和运输桩
4.4.8.4大倾角安装（>2°）
应进行机械应力分析，确保封井装置下方的所有组件能够承受偏离垂直面安装水下封井装置 的弯矩及所有其他载荷。
4.4.8.5通过钻井平台和船舶进行安装和回收
4.4.8.5.1概述
水下封并装置的安装方法宜在设计时加以考虑并基 及功能。需要解决的问题包括： 船舶调度（码头/海上）； 所需测试及准备工作； 封井装置的海上转移（如适用）； 船上动载荷/航外动载荷； 浪溅区载荷； 船上的移位设备（推车、滑轨等）（如适用）； 吊机能力与性能； 高度限制：
SY/T 73912017
进入月池的空间尺寸（如适用）； 初始下人所需的ROV的支持； 检查和验证ROV的工具接口； 宜对关键接口进行标记，便于ROV识别组件和阀门的位置； 设备装船固定/封井装置的提升、卸载和复原时的载荷控制； 着陆速度（补偿效果）
市政工程施工组织设计4.4.8.5.2下入工具接口
水下封开装置的下入系统直有一个可以片 用钻井平台钻杆或船舶钢丝绳进行下入的工具或索具。如 果下入系统并非采用对钻杆和钢丝绳均适用的通用设计，则宜开发两个下入系统以保证下入灵活性。 下入系统宜设计成允许井筒流体通过，以便于辅助封井装置的着陆和锁紧。下入系统的下入工具应具 备ROV激发的连接/解脱的功能，便于在必要情况下回收和重装。 水下封井装置的下人工具不得限制事故井的垂直流道的流动。下人工具的设计宜将冲击流的影响 最小化。
4.4.8.5.3安装辅助
水下封井装置着陆至水下自喷井与水下采油树着陆至水下并口有 些相似之处，宜包含软看陆的 预防措施以防设备损坏。然而，可采取其他软着陆措施解决封盖事故井时的作用力和运动问题。为了 控制这些附加的作用力和运动，可能需要使用纵向和横向导向系统。封井装置着陆至非垂直井或垂直 进人通道有障碍时，这一附加控制措施尤为重要。设计封井装置的软着陆系统必须考虑事故井的射流 载荷。如需采用附加的横向运动控制，一些控制选项包括： 在导向桩（某些水下井系统上有）上连接两条或多条导向绳，并穿过水下封井装置的导向绳 筒，拉紧导向绳使水下封井装置居中； 下拉穿过滑轮附着在水下封井装置上且回接至服务船的主动升沉补偿绞车的钢丝绳，可提供 有效的垂直下拉力，关闭水下封井装置连接器与事故井芯轴之间的最终间隙。
4.4.8.6环境与天气条件设计
设计水下封井装置时宜考虑和评估海上作业的天 和作业 窗口最大化。 设计宜缓解以下影响： 浪：波高、波长、频率、方向、周期； 一天气：温度、风速、风向、周期； 一水：深度、能见度、温度； 一流：速度、剖面、方向； 海床：土壤强度、深度面、承载能力、地形、危险因素、密度、海洋生物。
4.4.8.7垂直干预
设计基础宜包含水下封井装置安装后进人封井装置顶部的垂直接口。设计考虑内容至少应包括接 口组件的强度、水下封井装置的强度、水下封井装置下方受损设备的强度、井口强度以及水下封井装 置的垂直孔内径。作业者宜分析事故井的载荷工况并进行机械分析和疲劳分析，从而确定任何垂直干 预方案是否恰当。此外航空标准，还宜通过风险评估文件评价任何垂直干预方案的适用性、可行性及额外风险。 封井装置安装后的垂直预活动可包括安装一个额外的水下封井装置或临时立管。对于更多的钢
....- 石油标准 天然气标准
- 相关专题： 石油天然气