高温环境下防喷器的几个设计要点分析

苏尚文，孟庆荣，吴占伟，刘增凯，屈志明

（1.河北华北石油荣盛机械制造有限公司，河北任丘 062552；2.中国石油大学（华东），山东青岛 266580）①

高温环境下防喷器的几个设计要点分析

苏尚文1，孟庆荣1，吴占伟1，刘增凯2，屈志明1

（1.河北华北石油荣盛机械制造有限公司，河北任丘 062552；2.中国石油大学（华东），山东青岛 266580）①

提出了用于海洋油气勘探开发的高温高压防喷器设计中涉及的几个要点问题，即承压件的结构设计、温度场的模拟和橡胶件的改进等。针对这3类问题进行了详细的分析，依据ASME规范对研制的FZ48-105型闸板防喷器在高温条件下的疲劳寿命进行评估；对水下和陆地2种工况下防喷器的温度场进行了数值模拟，并阐述了目前橡胶件的改进方向。为高温高压防喷器密封件的设计提供指导。

防喷器；高温高压；承压件；疲劳寿命

随着海洋油气勘探开发的不断发展，对防喷器的温度等级提出了越来越高的要求。在海上油气田勘探开发中，成本远高于陆上［1］。我国南海地区、英国北海地区、墨西哥湾等深水油气富集区都属于典型的高压高温地区，地层温度最高达250℃，压力达105 MPa，井口流体温度有时超过120℃，其勘探开发成本更高。目前，国外已经研制成功了适用于高温环境下作业的防喷器和前密封，其中管子闸板前密封的最高温度达到260℃，变径闸板前密封的最高温度达到149℃。国内在此领域研究较少。针对上述地区的海洋勘探开发特殊环境，为保证钻井作业井控的安全性，保护海洋环境，要求使用的防喷器性能稳定可靠，且具有抗H2S应力腐蚀和氢脆导致开裂的能力［2］。高温高压防喷器的研制一直被国外知名石油装备公司所垄断，国内进口费用高、周期长。为加快我国深水油气资源的勘探开发步伐，提高我国海洋石油装备开发和设计水平，急需研制具有自主知识产权的高温高压防喷器组。

普遍认为在温度超过121℃、压力等于或超过70 MPa的防喷器即称为高温高压防喷器。作为压力容器，温度的升高给防喷器的可靠性带来了极大的挑战，其设计理念和设计准则与常温防喷器有一定的区别。除了由于温度升高使得金属承压件的各项性能指标和疲劳寿命降低外，高温密封件的研制也是设计的关键难点之一。另外，由于防喷器的密封件分布在不同的零部件之间，需要对防喷器的温度梯度进行模拟分析，进而为防喷器密封件温度等级的选择提供理论指导。

1 防喷器承压件的结构设计

在高温条件下，金属件的力学性能随着温度的升高而降低。一份权威的资料说明：在26～204℃，材料的屈服强度和温度为线性关系，在该温度范围内，强度降低率为0.040 6%／℃。另一方面，由于温度的升高，使得防喷器金属承压件产生热应力，增加了疲劳失效的可能性。在产品结构方面的影响主要是由于各零件热膨胀的不同，使得各零件之间配合公差偏离原始设计，造成干涉或间隙过大，影响防喷器的工作性能。

高温、高压和操作载荷联合起来极大地增加了压力设备的应力和应变。由于高温使材料性能降低，使得失效模式更加复杂，过应力、脆性断裂、蠕变等是一些关键失效模式［3］。虽然在高温高压容器设计中采用了高屈强比的材料，提高了材料的承载能力，但材料塑性储备及对应力集中的敏感性和耐疲劳抗力却有所降低；其次，由于高压容器壁较厚的特点，使得在制造过程中凹坑裂纹和其他缺陷的产生概率增加，从而增加了疲劳破坏的可能性。为提高防喷器的安全性，建议对防喷器承压件进行强度校核，并进行疲劳评定，确保防喷器具有足够的使用寿命。

由于温度的升高，防喷器的应力水平较常温条件下有一定的增加。本文采用有限元模拟技术，对FZ48-105型闸板防喷器壳体进行强度校核，工况为温度177℃、额定工作压力105 MPa。有限元模型采用壳体的1／4，材料定义为弹性，单元为耦合单元。在有限元分析中，首先进行温度场的模拟，然后将温度场模拟的结果导入应力场中进行强度校核。该壳体在温度载荷和机械载荷的共同作用下，其应力云图如图1所示，最大应力达到622.3 MPa。

图1 高温条件下壳体的应力云图

通常，对于防喷器承压件的设计和设计验证依据API 16A规范进行，即通常所说的ASME方法。此方法的依据为ASMEⅧ第2册，而该方法始于20 a前，在当时是最好的1种验证方法，而ASMEⅧ第3册对高压容器建造规则进行了相应的陈述［4］。本文根据模拟的结果，应用ASMEⅧ第3册中疲劳评定的规定对壳体进行寿命评估［5］。由计算结果得知最大的3个主应力值为σ1＝654.8 MPa，σ2＝154.5 MPa，σ3＝41.2 MPa。各应力差值为交变应力强度为

式中：Sijmax为应力差值的最大值；Sijmin为应力差值的最小值。

最大循环次数为

经计算，该壳体在额定工作压力和温度177℃下的循环寿命为1 082次，以每年200次压力循环计算，可连续使用5 a。

2 防喷器温度场的分析

水下防喷器由于海水温度较低，同时受到海水和波浪的作用，在防喷器的表面形成强对流状态，加速了温度的循环。陆地上的防喷器由于空气的温度较高，空气的对流强度较小，使得防喷器在井液温度相同条件下，温度场分布不同。通过对2种工况的温度场模拟分析，为防喷器密封件温度等级的选择提供理论依据。

通过三维建模软件Pro／E建立闸板防喷器的三维装配模型，之后通过转换文件格式后导入有限元软件。其材料参数如表1所示。单元类型采用热传导单元，应用稳态传热模式进行分析。在计算中，充分考虑热对流的影响，对于水下防喷器，接触海水的外界表面温度设为4℃；对于陆地防喷器，外表面主要与空气接触，空气温度设为25℃。

该模型假设井内流体的温度为177℃，水下和陆地2种工况下的不同点在于防喷器壳体外表面与介质之间的热对流系数不同，水下工况是地面工况的100倍。经过计算，2种工况下的温度云图如图2～3所示。其各密封部位的温度如表2所示。对于水下工况，侧门密封、闸板轴密封和活塞密封的温度均低于陆地工况；对于陆地工况，其密封部位的温度均高于120℃。热分析结果表明：地面防喷器所有密封件均需要高温密封件；水下防喷器由于周围海水的冷却作用，使得温度降低较快，仅接触井液的闸板前密封和顶密封需要更换高温密封件。

表1 材料参数

表2 温度分布℃

图2 陆地工况下防喷器的温度分布云图

图3 水下工况下防喷器的温度分布云图

3 密封件的改进

目前，高温高压密封件的制造是影响高温高压防喷器可靠性的关键障碍之一［6］。针对密封件温度等级，定义的通用验收标准为美国石油学会规范API 16A。但其规定的高温下承压密封试验时间仅为1 h，且没有安全系数的规定；针对密封件抗H2S的试验方法的陈述也没有涉及，由于H2S的特点，使得对整个橡胶件进行抗H2S的试验受到了限制。在现场使用中，用户需要更长的时间来实施井控操作及安全撤离等，对高温密封件的可靠性也提出了质疑。

除了上述标准的原因外，高温密封件的研究还面临着几个关键难点：

1） 密封件配方的研究。通常，常温环境下使用的密封件材料为丁腈橡胶（NBR），而由于NBR分子链中含有碳—碳双键，所以它的耐氧化、耐热、耐候、耐润滑油添加剂、耐劣质燃料油及耐硫化物等酸性介质的性能都较差［7］。根据多年来的试验结果，其最高温度可达121℃；在高温环境下，由于氢化丁腈橡胶中双键被氢化，成为了高度饱和的橡胶，具有优异的耐热、耐撕裂性能，而且还具有耐酸性气体腐蚀的特性，被认为是高温防喷器密封件最优的原材料之一。但由于在使用过程中，其密封压力较高，橡胶承受较大的应力应变，现场使用工况较为恶劣，需要橡胶具有较高的抗撕裂强度和延伸率。对影响橡胶性能的关键因素，例如丙烯腈含量和饱和度、各种添加剂以及成形工艺等进行重点研究，以确保密封件在高温条件下具有较高的可靠性和足够长的使用寿命。

2） 胶芯结构和橡胶与骨架之间粘接工艺的改进。深水防喷器的关键密封件是闸板胶芯，胶芯由橡胶和多块垫铁或骨架硫化组成。在高温环境下，橡胶的硬度降低，流动性增强，回弹能力差，极易从间隙流出，造成密封失效，对垫铁和骨架的强度也提出了新的要求。因此，需要对常温胶芯的结构进行改进，以合理控制或消除各零件间的间隙，提高垫铁和骨架的强度。根据功能不同，在闸板防喷器中安装有管子闸板和变径闸板。通常，管子闸板前密封的垫铁和变径闸板前密封的骨架不可能完全控制橡胶的流动，据统计，管子闸板的垫铁与钻杆之间的间隙为2 mm；而对于变径闸板，其间隙大而多，橡胶的受力情况较为恶劣，骨架与钻杆之间及各骨架之间的间隙可达到3～8 mm。同时，由于骨架实现密封过程中不断运动，骨架与橡胶之间的粘接强度也成为影响胶芯密封性的关键因素之一。

3） 试验方法的研究。高温的工况模拟需要专用的试验装置和加热介质来完成。对于试验有效性的确认还需更新的标准进行跟进，例如试验的时间、温度的波动、安全系数等。目前，API 16A的标准修订草稿对密封件的温度等级进行了修改，初步确定为低温、工作高温和极限高温3个温度范围，这样对防喷器的设计和安全使用提供了更加明确的指标，但极限温度的试验时间仍然是1 h。依据实际工况，对极限高温的试验时间应尽量延长，确保现场有足够的时间采取其他措施，国外比较先进的公司延长至8 h或更长。另外，针对胶芯的抗H2S性能只是停留在实验室内对橡胶试样的模拟，对胶芯是否可靠还没有权威的认可。

4 结论

1） 由于高温的影响，使得防喷器金属承压件的寿命降低。通过对研制的FZ48-105型防喷器的壳体在177℃额定工作压力下的强度分析，进行了疲劳寿命的评估，设计的壳体可承受循环载荷作用1 082次。

2） 随着温度的升高，原有的密封件温度等级无法满足使用要求，为确定各密封件的温度等级，对防喷器的温度场分布进行模拟。对比水下和陆地2种工况得出：在陆地上需要更换所有的密封件；而在水下只需更换闸板防喷器的前密封和顶密封。

3） 原有密封件的材料和结构已不适用于高温环境，需要对密封件，尤其是前密封，在结构、材料等多个方面进行改进设计，以满足高温作业条件的可靠性。

［1］ 曹川，冯宇，王金宏，等.海洋油气井水下井口回接装置［J］.石油矿场机械，2012，41（1）：88-90.

［2］ 张晓迎，易先中，邓金先.抗H2S腐蚀的HH-PSL 3GPR2级气密封闸阀研制［J］.石油矿场机械，2013：42（6）：35-39.

［3］ ShafiqKhandoker，Greg Landthrip，Philip Huff.Structural optimization of subsea pressure vessel equipment for hpht application with a design by analysis case study of typical bop［G］.OTC19544，2008.

［4］ Kenneth Young，Chris Alexander，Richard Biel.Updated Design Methods for HPHT Equipment［G］.SPE 97595，2005.

［5］ ASMEⅧ，压力容器建造规则［S］.

［6］ Koeck F，Macfarlane D，Skeels H B.Future Considerations for HP／HT Equipment and Systems［G］. Otc18076，2006.

［7］ 张汝义.恶劣井下环境的理想密封材料——氢化丁腈橡胶［J］.天津橡胶，1998（1）：2-3.

Analysis of Blowout Preventer Design in High Temperature

Several critical design problems about high temperature and high pressure BOP used in exploration and exploitation of offshore oil-gas are proposed in this paper，comprising of structural optimization，temperature simulation and rubber parts improvement etc.These problems are analyzed in detail.According to ASME specification，fatigue life is assessed for FZ48-105 ram BOPin HTHP environment.Temperature numerical simulation is done in two instances，under water and on surface，It provides directions for HTHP BOP sealing parts design.Improvement measure for rubber parts is summarized.

BOP；HTHP；pressure-containing part；fatigue life

TE931.1

A

10.3969／j.issn.1001-3842.2014.09.003

1001-3482（2014）09-0009-04

2014-02-16

国家高技术研究发展计划（863计划）“深水防喷器组及其控制系统工程化研制”（2013AA09 A220）；国家科技重大专项“深水半潜式钻井平台及配套技术”（2011ZX05027-001）

苏尚文（1968-），男，内蒙古固阳人，高级工程师，硕士，主要从事井控装备的研发工作，E-mail：tossw＠139.com。