中国海上固定平台模块钻机自动化技术现状及展望
时间：2023-06-01 11:15:31 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
郭 华 周 超 郑清华 张 甫
(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)
截至目前，中国海上油气田经过40年大规模开发，在浅海海域采用固定式导管架平台开发已成为一种成熟的油气田开发模式。钻机作为钻井作业的核心装备，为整个钻井作业提供动力和支撑[1]。海上钻井装置分为移动式钻井装置和固定式钻井装置。移动式钻井装置具有工作时效较高、可实现先期导管架钻井、油田可早投产收效快、与平台接口界面相对较少等特点，中国第一座自行设计建造的自升式钻井平台“渤海一号”于1973年建成并投入使用[2]。在移动式钻井装置发展历程中，经历了坐底式、自升式和半潜式等多种型式。由于起步早，自动化相关技术应用较完善，早期完美解决了中国海上油田开发丛式井的钻井作业需求[3]。
随着海上油田开发规模越来越大，部分油田单个平台布置的井数也越来越多，初期钻完井、后期修井和调整井作业对钻井装置的需求越来越迫切。目前，在初期开发井数较多的固定式导管架平台上，模块钻机扮演着初期钻井、后期修井和进行调整井作业的重要角色，在过去几年的海上开发井钻井作业中，模块钻机占据了将近一半的作业量。从1983年，中国首座模块钻机由依靠与国外公司合作，在埕北油田“A平台”开始服役至今，中国逐渐实现了设计、装备制造、集成配套等全产业链国产化，并取得了对外出口服务的骄人业绩[4-7]。
目前中国模块钻机配套仍旧以传统钻机配套为主(图1)，在二层台、钻台井口区、坡道区大量采用人工作业，自动化程度低，工人的劳动强度大、危险性较高。在海上作业安全与环境要求不断提高、人工成本逐年上升、工业控制与数字化技术飞速发展的今天，回顾模块钻机自动化技术发展历程，结合移动式钻机和模块钻机自动化技术实践经验，探索我国模块钻机自动化技术的发展趋势，对于提升中国海上钻井作业效率和安全性，推动油气田开发增储上产、提质增效及绿色发展具有重要指导意义。
图1 中国海油海上固定平台模块钻机
1.1 起步晚，发展快
早在1945年国外已开始用钢材建造固定式平台，其后模块化钻机得到工业应用。1973年，美国石油协会在发布了模块钻机标准API SPEC 2E 1st，后于1988年废止。中国在埕北油田引进模块钻机之后，1989年在南海东部首个合营油田惠州21-1引进现代海洋模块钻机。从1990年惠州21-1油田投产至1996年，南海东部一共引进了7座海洋模块钻机。
2003年中海石油研究中心开始筹备海洋模块钻机国产化研究课题，2005年中国海油完成了监理、建造、设计三级跳，其后模块钻机在国内迎来了大发展，2007—2009年，中国海油发布了11部模块钻机企业标准(表1)，2013年发布3部模块钻机国家标准GB/T 29549.1～3，2017年中国牵头起草的模块钻机国际标准ISO 18647发布实施。截至目前中国已成为全球模块钻机数量最多的国家之一，保有量约80座，且以每年2～3座的速度递增。
表1 中国海油企业标准：海上石油平台钻机(Q/HS 2037)
1.2 目标油田明确，可实现“量体裁衣”式设计
中国近海油气藏在勘探发现后，在300 m水深范围以内的油气田一般采用导管架平台布置丛式井集中开发，目的油气层、平台产量和井槽数量等需求较为清楚，钻完井作业对钻井装备的需求相对明确。模块钻机一般建成调试好后永久安置在生产平台上，负责后期修井和调整井作业。钻机各系统设备可充分考虑目标油田的具体需求，实现“量体裁衣”式设计，保证海上油气田高效开发。例如，针对渤海某油田开发井斜深较浅、水平位移井较大的特点，钻机提升系统在保持最大钩载不升级的情况下，针对性地提升顶驱、灰罐、钻井泵和钻井液池相关参数配置，保证钻井作业高效；
针对南海某油田生产平台在生产期间电站能力不足的问题，模块钻机设计了生产平台反供电回路，实现钻机与生产平台一体化供电。
1.3 初期建造成本高，后期作业时机灵活
模块钻机国产化后费用较进口已大幅降低，目前单座模块钻机设计、集成建造、海上调试总费用约2亿人民币，而移动式钻井装置初期建成后可多地重复使用，进而摊薄每次使用成本。但是，模块钻机在海上安装调试成功后，操作日费仅为移动式钻井平台的四分之一至五分之一，这为海上大型油气田开发提供了更多选择。
在海上油田投产后，模块钻机一直安装在生产平台上，可以随时为密集的丛式井提供修井和侧钻等作业服务，节约了移动式钻井装置的动员时间。从以往的使用经验来看，在水深小于120 m的浅水海域，当海上平台开发井数达到35口左右，模块钻机便成为油公司更为合适的选择；
在自升式钻井平台受限的120～300 m水深的海域，模块钻机优势更为突出。
海上模块钻机的基本设备组成相同，控制对象基本相同，自动控制技术具备较强的可借鉴性。2005年AKer为阿塞拜疆国际作业者公司交付的BP公司Central Azeri项目模块钻机具备远程控制功能，可实现在栈桥连接的临近平台控制模块钻机作业。该套钻机具备手动、导向和自动三种工作模式。在自动模式下，该钻机可实现一键式操作，钻台上除司钻外不需作业人员，所有设备由预先设定的程序按步骤执行，所有的互锁和防碰撞系统自动开启。该套钻机主要配置的自动化设备有气动指梁、二层台桥吊、鹰爪机、动力吊卡、低位导向臂、液压铁钻工、泥浆盒、液压动力卡瓦、动力鼠洞、堆场送管机和甲板折臂吊。甲板折臂吊可实现堆场190°范围内管材抓取并放置于送管机上，配置动力猫道将管子运送至钻台，再由低位导向臂和鹰爪机将管子由水平状态调整为竖直状态，在动力鼠洞中接好立根后放置于对应指梁位置。该套钻机还配置了区域智能管理系统，该系统在每一个设备周围预设了虚拟空间，每个虚拟空间可由最多5个矩形组成，每个动态变化的矩形将具体位置信息显示在同一个坐标系中。区域智能管理系统预先设置了每个设备之间的安全距离，通过可编程逻辑控制器(PLC)在相关设备碰撞发生前停止其运行。
过去的10年是自动化钻井技术发展最快的时期，国外公司陆续推出了一批具有较高自动化水平的新型钻机开展试验验证。斯伦贝谢推出了配置9套机械手和2套铁钻工的未来钻机；
West Group推出了应用7个机器人、32个轴实现管柱的高精度自动化处理的CMR钻机；
Drillmec推出了配备数据采集系统(DAS)和钻井监控系统(DMS)的全液压钻机。这些有益的工业尝试，为国内模块钻机自动化技术引进和再创新提供了良好的经验借鉴。
国外钻机在用的钻井集成控制系统主要有NOV的Cyberbase系统、Amphion 系统以及Aker MH的DrillView系统(图2)。Amphion和Cyberbase为自动化钻台流程和设备交互的控制系统，它将机器控制、钻机自动化、钻井数据、闭路电视和第三方信息整合成一个连贯的系统。DrillView使用WITS协议在DrillviewTM系统和各种第三方服务系统之间传输数据，确保设备安全、高效和可靠的工作。
图2 国外典型司钻座椅
在管具处理系统方面，部分国外固定式平台模块钻机自动化管具处理水平略高，在管具堆场配套折臂吊以及水平动力猫道，如West White Rose固定式平台配套Aker MH公司的折臂吊以及水平动力猫道从而完成管具在堆场与钻台之间的移运；
此外，海瑞克公司设计了一套适用于固定式平台的自动化钻井包TI-600，但该钻井包目前属于概念设计，未能得到实际应用，该钻井包提升系统采用液压起升形式，并配备了一整套自动化管具处理系统包括翻转式抓管机、液压排管架、门式抓管装置、液压吊卡、动力卡瓦、铁钻工等设备，该钻井系统采用预接好的双根进行作业(管具堆场排放的是预接好双根钻柱，而非常规单根)。
随着海上作业对时效的要求不断提高和作业水深的增加，辅助钻井作业时间在整个钻井作业时间中的占比也相应的增加，为了提高深水的钻井效率，通过优化和改善钻井工艺，提高辅助钻井操作和主钻井操作的并行性，渐渐形成了“双井架”(dual derrick)和“一个半井架”(offline or dual activity rig)两种基于钻井工艺流程的钻机型式。1999年，世界上第一艘安装了双井架钻机系统的Discoverer Enterprise号钻井船交付，该平台的成功建造是世界深水钻井装备发展的里程碑[8]。
目前双井架作业系统已经成为大型钻井船钻机的标配，双井架钻机通常采用平行型排管系统，平行型排管系统主要适用于需排放大量钻杆、钻铤、套管的平台，能与水平的钻杆操作系统完美地协调起来。可通过调节指梁的具体尺寸，来实现不同尺寸的钻柱排放。先进的钻井船大多数配置双井架系统，并配备自动化管具处理设备，如Drillmax、Drillmax ice、Discoverer clear leader等多座半潜式钻井平台。随着半潜式海洋钻机的发展，其自动化程度越来越高，抓管吊、动力猫道、HTV、排管机、动力指梁、铁钻工、动力卡瓦、动力吊卡、泥浆防喷盒、扶正机械手、隔水管吊机、隔水管立式猫道等自动化管具处理系统设备配置齐全[9]。
移动式深水钻机在钻井液自动混配方面发展比较完善，操作者指定钻井液处方和加入到泥浆的混合材料，在混合管线上的密度传感器显示钻井液密度。当达到目标密度时，加重材料的加入会停止。加入到钻井液中的处理剂的速度和容量可以通过控制加料器和液体添加泵撬来进行控制，每个容器内散料粉末或者液体容量和重量可以追踪显示，NOV、CAMERON、SWACO等公司产品均有成功应用案例。该技术的发展方向是基于泥浆混合系统的全自动实时监控系统，该系统将井下和井口等传感器和仪表采集的数据反馈给计算机处理器，处理器计算出需要加入钻井液中化学处理剂的容量和正确的添加速度，发送给钻井液自动混合系统。钻井液存储和泵送系统与钻井液混合系统、散料存储和输送系统共同协作实现钻井液状态的不断优化，确保井眼的维护优化和调整[10-11]。
近年来，海洋深水钻机也出现了多种自动化程度较高的新型钻机，如Aker MH的Ramrig液压缸提升系统系列深水钻机、NOV的超深水液压缸提升系统钻机、NOV的双绞车深水钻机、Huisman的多功能钻井塔式双绞车钻机等，在海洋深水环境中均具有较好的表现[12]。
3.1 操作与控制系统
中国海上固定平台模块钻机操作与控制系统集电气可编程逻辑控制器(PLC)、火气探测(F&G Monitor)、公共广播报警(PA/GA)、工业监视(CCTV)、程控电话(PABX)和局域网(LAN)功能为一体，性能稳定并率先实现国产化。模块钻机司钻房内钻井仪表、顶驱、泥浆泵、转盘、高压管汇等设备的操作分布在不同的操作台上。钻井仪表一般为单独的操作显示台，采用机械表的形式显示钩载、钻压、立管压力、大钳扭矩、泥浆泵泵冲等主要钻井参数，一般位于司钻椅的正前方。节流控制盘上显示有高压立管、节流压井管汇、液气分离器的压力及高压钻井泵的脉冲次数，节流压井管汇上的液控节流阀可在节流控制盘上进行控制操作。司钻房内设备控制由各设备厂家提供，在司钻房内组装，司钻房内布置较为繁杂，并且各设备之间往往相互独立，缺乏信号对接，设备之间缺乏互锁保护，钻机主要依靠司钻操作者经验进行安全控制。
宝鸡石油机械有限责任公司近年开展了管柱自动处理系统、井口自动化工具、远程电子司钻及其集成技术等研究工作，建设了基于VR技术的双司钻操作系统(图3)。目前，中海油模块钻机的操作与控制正在向一体化集成控制方向发展，在近年新建的部分钻机上，传统的钻井仪表已集成在了钻机操作与控制系统中。由于目前在建钻机中配套的自动化设备主要为二层台机械手和铁钻工，司钻房内布置了主司钻和副司钻两张操作椅(副司钻仅控制二层台机械手，铁钻工利用遥控盒根据现场实地情况进行控制)，仅有在建的渤中29-6油田WHPA模块钻机配置了冗余式主辅双司钻一体化操作与控制系统。
图3 宝鸡石油机械责任有限公司的双司钻操作系统
从2006年开始建造“海洋石油941”自升式钻井平台至今，中国主要海工制造企业完成了大量高端自升式钻井平台的设计建造工作，如大连船舶重工、烟台中集来福士海洋工程、中远海运重工、上海外高桥、招商局工业集团等，这些钻井平台上的钻机主要配套了美国NOV钻井包，部分钻机配置了Cameron、TSC等厂家的钻井包，司钻集成操控系统、管具处理自动化系统等已成为这些自升式钻井平台的标配[13]。中国移动式钻机在用的钻井集成控制系统几乎全部被NOV以及Aker MH的操作系统所垄断。目前国产钻机集成控制系统产品的技术水平与国外相比存在非常大的差距，已实现实际应用的集成操作系统主要集中在陆地钻机或者未配套自动化管具处理设备的自升式钻井平台，高端海洋钻机操作与控制系统产品的可靠性和稳定性还未得到充分证明和市场认可。近年来中国新建造的海洋深水钻机已基本全部实现了自动化设备配套，有些钻机还配套了双作业钻井系统，如“中集蓝鲸号”，以及大多数的超深水钻井船等。
总体来看，目前模块钻机的操作与控制系统以传统钻机为主，与陆地常规钻机相似，仍旧需要大量工人的协同作业，劳动强度大，在设备的自动化配套、操作系统的自动化作业流程、设备之间的安全互锁保护方面存在不足[14]。
3.2 管具处理自动化系统
管具处理自动化系统是一个综合性处理系统，主要完成钻杆、钻铤、套管、隔水管等管具的抓取、运移、组装、拆卸、放置等任务，保证管材钻具安全快速、稳定高效以及连贯流畅处理[15-17]。模块钻机在堆场、二层台区的管具处理与大部分传统陆地钻机相似，在钻台区配置有铁钻工、液压猫头、液气大钳、手动卡瓦、手动吊卡、气动绞车、常规鼠洞等设备，随着钻机自动化技术不断发展，模块钻机开始对人员操作强度大、危险性高的场合增配自动化的管具处理设备，当前逐渐实施配套的产品有动力卡瓦、液压吊卡、铁钻工、二层台机械手及动力指梁等，实现二层台和钻台区的少人化作业。如黄岩1-1气田“WHPA平台”模块钻机、锦州25-1油田“WHPA平台”模块钻机及恩平15-1油田“CEP平台”模块钻机等配套伸缩臂式铁钻工用于管具上卸扣操作；
锦州25-1油田“WHPA平台”模块钻机、恩平15-1油田“CEP平台”模块钻机等同时配套动力指梁、二层台机械手等设备，用于管具移运及排放。
自升式钻井平台的自动化管具处理系统因其具有较高的适应性、经济性和先进性，正在逐步取代传统的人工管具操作，浅水钻机配置该系统的比例越来越大，近年来我国新建的自升式钻井平台一般配备自动化管具处理系统，如“海洋石油941”“东方龙”“东方凤”等。但是，中海油部分在用自升式钻井平台仍未配备自动化管具处理系统，如“南海一号”“海洋石油935”“海洋石油921”等。中国的半潜式钻井平台单井架钻机一般不配备自动化管具处理设备(如“南海二号”“南海五号”等)，仅有少数平台(如“南海六号”)配套铁钻工、动力卡瓦及半自动排管机等设备，管具处理方案与移动式老旧浅水钻机和模块钻机类似。
总体来看，中国模块钻机配套的自动化管具处理设备比较少，仍普遍使用传统猫道及坡道、气动绞车吊运管具进行上下钻台操作。有的钻机仅配套了铁钻工，新设计或者建造的钻机也仅配置了铁钻工和二层台机械手，仅减少了部分人力，在操作时仍旧需要人工协助参与，其主要不足有以下几点：
1)仍旧是传统的坡道，管具上钻台需要人工全面参与，无法实现管具自动上钻台；
2)管具从猫道上钻台后，由顶驱吊卡吊起，但管具下端仍旧采用工人扶持的方式，没有配套自动化扶持缓冲设备；
3)配套了二层台机械手，避免了工人需要上二层台拉管具的操作，但是下部管具扶持摆放在钻台立根盒中仍旧需要工人去推扶操作，没有自动化扶持机械手设备；
4)钻台面自动化程序较低，缺少自动化的鼠洞及泥浆收集盒等设备；
5)由于钻机配套设备的自动化程度低，操作管具需耗费工人大量的体力，无法实现针对特定工作流程的一键式操作。
3.3 钻井液混配与处理系统
模块钻机钻井液混配与处理系统包括钻井液混合、配置和处理系统。钻井液混合系统一般配有混合漏斗、混合器、混合泵、剪切泵、搅拌器等，其设备的开启关闭控制、管路上阀门的开启关闭控制均需要人工手动操作。
钻井液散料输送系统包括散装罐、压缩空气系统、缓冲罐、测量与控制系统等。罐装散料存储在散料存储罐中，存储罐中的散料通过压缩空气吹送到缓冲罐内，再由缓冲罐添加到混合漏斗中，添加混合到泥浆罐中，实现钻井液的配置、加重等。散装存储罐的底脚带有称重装置，能够称量罐中储存的散装材料重量。存储罐顶部安装测深开关，称重传感器和测深开关分别把重量信息和物料深度系统传送到灰罐就地控制盘，同时在就地控制盘上设置有物料高报警。在模块钻机上配置的罐装散料输送系统上管路阀门均采用手动控制，需要人工开启和关闭，以实现散料输送。该系统虽然自动化程度不高，但通过灰罐和缓冲罐的就地控制盘可以实现罐体内散料重量和物料高度的实时监测。
模块钻机的固控系统一般由振动筛、除气器、除砂器、除泥器、离心机等设备组成，设备及管路上阀门的的开启和关闭均需人工手动操作。目前，中海油模块钻机固控系统设备生产厂家较多，中海油研究总院2019年研发成功的四位一体钻井液处理设备集振动筛、除气器、除砂器、除泥器功能于一体[18]，逐步开始海上应用，但其远程自动化控制功能尚处于研发阶段。
目前，在固控系统和钻井液混合方面，中国模块钻机未采用自动化控制和监测方式。散料输送系统、钻井液混合、固控系统都需要人员手动操作，需要操作人员具备钻井管汇和阀门布置知识基础，在钻井过程中依靠经验和个人判断来确保系统正确操作，钻井效率易受到操作人员数量和操作效率的影响，操作人员所处的HSE环境有进一步提升的需求，在钻井液密度自动检测、自动混合和自动传输方面没有成功应用案例。
3.4 原因分析
中国海上模块钻机属油公司资产，在平台上主要用于油田初期开发井作业和后期修井作业，相对移动式钻井平台钻井和修井作业频率较低，在模块钻机整个寿命周期中存在大量的闲置时间，而昂贵的自动化设备购置和后期维保成本对油公司来讲是一个重要的考虑因素，这在一定程度上限制了自动化技术在模块钻机上的工业应用。
相对国外来讲，过去的几十年中中国一线作业人员人力资源成本相对较低，同时大部分自动化设备的钻完井作业效率并不具备显著的提效效果，甚至有的自动化设备还需配置国外服务队伍，在响应时间上不能满足油公司快速恢复正常作业的具体需求。
模块钻机在相对熟悉的地层进行开发井作业，与所在的生产平台接口较多，钻机所消耗的柴油、压缩空气、水、电等均由生产平台提供。模块钻机置提升系统和循环系统等设备参数冗余度较小，占地面积相对移动式钻井平台较小，这也在一定程度上限制了自动化设备的应用。
4.1 拥抱高集成度司钻操作系统
随着铁钻工、动力二层台、动力卡瓦、缓冲机械手等自动化设备普及应用和智能区域管理系统不断发展应用，钻机司钻功能较传统钻机司钻大为增加，并可实时监测所有设备状态参数和钻井工艺参数，单司钻操作系统已不适应现代化钻机的安全高效作业需求，模块钻机配置高集成度的司钻操控系统必然成为未来发展趋势。以宝鸡石油机械有限责任公司2021年开发的二代自动化钻机为例，上钻杆、接单根、下钻等动作流程实现了一键式操作，中间无需增加人工干预。钻机配套集成控制系统和远程电子司钻智能控制平台，可实现管柱的自动化处理及钻机设备的整体监控自动化控制，大大提高钻机自动化水平和作业安全性[19]。
4.2 发展视觉识别与测量技术
视觉识别与测量技术[20]是指使用摄像头、检测计算机、软件实时计算检测目标钻井设备周围是否有干涉物并及时进行控制，进而保证钻台各项自动化系统平稳有序高效工作，为管具自动化处理设备提供更精确和高效的技术基础。该技术还可与井下测量技术相结合，形成随钻多参数测量及井场智能化装备、智能闭环自主控制技术与装备等[21]。目前NOV公司在排管机方面有商业化应用，国内北京JJC、四川宏华、宝石机械等在视觉识别方面做了相关的研究工作，该项技术依然应用前景广阔。
4.3 普及钻井液自动混配技术
自动混浆控制系统在钻井液自动混配技术在高端移动式钻井装置上应用较多，目前在线密度监测、配套PLC控制、高性能计算器等配套技术已比较成熟。江汉石油管理局第四机械厂和长江大学曾多次对钻井液快速自动混配系统进行工业化实践[22]。展望“十四五”及未来一段时期内，井下早期溢流检测和井下数据高速传输技术将有效解决中深层压力异常导致的泥浆窗口窄等问题[23]。由于海上模块钻机建造成本和占地面积受限等实际原因，钻井液自动混合与配置系统至今并未在模块钻机上应用。但是海上高昂的用工成本以及更为友好的钻井液操作环境需求都对模块钻机钻井液自动混配系统提出了新需求，闭环自动调节钻井液性能的混配系统必将成为下一步发展方向。
4.4 发展控压一体化钻机
控压钻井技术已经发展多年，近年在国内移动式钻井平台上得到一定程度的应用，并且取得了良好的应用效果，相关数据显示在南海某探井项目中提速20%。随着中国海油向中深层开发战略的不断推进，地层压力异常、钻井液窄窗口等问题愈发突出。模块钻机建造时将压力控制钻井装置配置在模块钻机内部，该装置的控制系统与钻机控制系统相融合，使常规模块钻机成为控压一体化钻机。这种控压一体化钻机可以满足上述中深层地层钻井提速需求，同时降低储层损害程度，提高钻井时效，降低海上钻完井作业成本。
4.5 建设设备在线监测系统
2012年宝鸡石油机械有限责任公司开始了钻机远程在线监测系统搭建工作，并在2019年尝试了基于云平台的钻机远程状态监测和诊断，为钻机的预知维修和按需维修提供数据支撑[24-25]。随着我国海上油气田的大规模开发，目前中海油模块钻机保有量已经达到80余座，这些模块钻机的维修和保养已成为一个重要问题。模块钻机在作业和维保期间通过与物联网技术结合可实现设备主要参数在线实时监测、故障远程诊断、剩余寿命预测、设备配件区域共享等功能，这为钻机标准化操作、降低事故发生概率、减少海上钻完井作业成本提供了有效技术手段。
调研分析了中国模块钻机自动化技术现状，重点对集成操作控制系统、管具自动化处理系统、钻井液混合配置和处理系统进行了分析研究，认为模块钻机操作对人工依赖性较强，自动化技术尚处于初级应用阶段。通过对海上移动式浅水钻机相比，指出了集成操作控制系统和管具自动化处理系统作为常规技术已得到大规模普及应用；
通过对海上移动式深水钻机相比，指出了模块钻机在双井架、自动排管、钻井液自动混配等技术方面差距明显。通过研究分析发现，我国模块钻机在双司钻集成操控系统、钻井液混配、智能井控、设备在线监测和视觉识别与测量等方面存在发展需求。随着数字化、智能化转型的不断发展，中国模块钻机自动化技术将加快更新换代步伐，满足日益发展的海洋石油工业需求。
