Полупогружные плавучие буровые установки реферат. Реферат_ППБУ. Полупогружные плавучие буровые установки (ппбу)

• Название: Полупогружные плавучие буровые установки (ппбу)
• Анкор: Полупогружные плавучие буровые установки реферат
• Дата: 13.03.2022
• Размер: 49.98 Kb.
• Имя файла: Реферат_ППБУ.docx
• Тип: Реферат; #394278

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
филиал федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьский

Кафедра НПМО


РЕФЕРАТ

на тему: «Полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ)»

по дисциплине: «Монтаж, эксплуатация и ремонт бурового и

нефтепромыслового оборудования»



С.Ю. Ярошенко

Л.М. Зарипова
Выполнил: ст. гр. БМП 18-11

Проверил: преподаватель

Оценка защиты

г. Октябрьский

2022

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1. Типы морских буровых установок 5

2. Полупогружные плавучие буровые установки 9

2.1 Конструктивные формы 9

2.2 Конструктивные элементы 14

2.3 Система позиционирования 17

2.4 Режим работы 20

3. Полупогружные плавучие буровые установки с гибкими предварительно напряженными связям 21

3.1 Конструктивные формы 22

3.2 Основными требованиями при разработке конструкции ППБУ являются: 25

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 26

Список использованных источников 27

ВВЕДЕНИЕ

В наше время, когда нефтегазовые ресурсы месторождений на суше уже значительно исчерпаны, освоение месторождений на континентальном шельфе способно обеспечить развитие мировой экономики углеводородами на долгие годы. Именно с этим в последние годы связан повышенный спрос на оборудование для морской добычи.

Постепенно увеличивающееся истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более и более широкого освоения нефтегазовых ресурсов морского дна. В настоящее время на шельфе эксплуатируется достаточно большое количество буровых установок различного типа. Ежегодно бурится около 1000 поисково-разведочных и примерно 2000 эксплуатационных скважин. Всего же в мире пробурено более 100 000 скважин.

Добыча нефти в море составляет сейчас около трети от мировой. Уже в настоящее время такие страны, как Норвегия, Великобритания, Нидерланды, полностью удовлетворяют свои потребности в нефти за счет морских промыслов, а Великобритания также и в газе. Объясняется это тем, что потенциальные ресурсы нефти и газа в акваториях Мирового океана превосходят их запасы на суше почти в три раза.

Россия в настоящее время находится на пороге промышленного освоения запасов нефти и газа на континентальном шельфе, Она располагает 22 % площади шельфа Мирового океана, 80% из которых считаются перспективными для добычи углеводородов. Около 85 % запасов топливно-энергетических ресурсов приходится на шельф арктических морей, 12 % приходится на шельф дальневосточных морей, а остальное на шельфы Каспийского, Черного, Азовского и Балтийского морей.

Буровые платформы, эксплуатирующиеся в море обычно называют оффшорными конструкциями (от английского offshore - на расстоянии от берега).

Структура морской буровой установки, кроме оборудования бурения скважин, добычи природного газа или нефти из подводных скважин, также может включать жилые помещения, рассчитанные более чем на сотню человек, оборудование для хранения добытых ресурсов и сложную систему самообеспечения.
Морские буровые установки представляют собой сложные инженерные сооружения различного архитектурно-конструктивного типа. Условия их эксплуатации предъявляют к ним специфические требования, удовлетворение которых внесло ряд принципиальных изменений всложившуюся традиционную практику проектирования и строительства судов. В последние годы в отечественном судостроении накоплен определенный опыт создания морских буровых установок. В то же время освоение новых нефтегазовых месторождений, научно-технический прогресс в области разведки и добычи нефти и газа, все возрастающие требования различных классификационных обществ к проектированию, строительству и эксплуатации буровых установок выдвигают новые, часто весьма сложные задачи.

Конструкции платформ могут значительно различаться в зависимости от глубины, на которой находится цель бурения, а также от характеристик месторождения. Все морские буровые установки обладают определенной автономностью, которая обеспечивается генераторами энергии и опреснителями воды, установленными на ней.

Вместе с тем для пополнения запасов установки используются обслуживающие суда поддержки, выполняющие функцию снабжения. Также возможны вспомогательные функции - буксировка платформы к точке бурения, резервное место для спасения людей, противопожарные меры. При всем этом используются чрезвычайные суда поддержки, которые привлекаются при аварийных ситуациях, а также в случае вынужденных спасательных операций.

Морские буровые установки оснащаются необходимым оборудованием для транспортировки добытых ресурсов на берег либо с помощью трубопровода, либо плавающего нефтехранилища или грузового танкера. Необходимые для обеспечения процесса нефтегазовой добычи технологические элементы, включают в себя: сепараторы (распределители), производственные коллекторы, гликолевые дегидраторы для осушения природного газа, насосы предназначенные для нагнетания воды в пласт, газовые компрессоры, измерители экспорта нефти/газа и мощные насосы основной линии добычи.

1. Типы морских буровых установок

­Буровая баржа (Drill barge)
Буровая баржа - вид морской буровой установки 1и с пользуемой на первом этапе разработки месторождения, для бурения скважин в основном на мелководных и защищенных участках.

Область применения - внутриконтинентальные месторождения устья рек, озера, болота, каналы и на небольшой глубине (как правило от 2 до 5 метров).

Буровые баржи, обычно – несамоходные, и поэтому не в состоянии проводить работы в ситуации открытого моря.
* Самоподъемная плавучая буровая установка (Jack-up drilling rig)
Этот тип морских буровых установок по способу перемещения, видам работ, форме корпуса и структуре производственной платформы напоминает буровую баржу, и иногда является модернизированной буровой баржей.

В конструкцию включены три, четыре или пять опор с башмаками, опускаемых и задавливаемых в дно на время осуществления буровых работ.

При этом также может производится заякоривание буровой установки, но стояние на опорах является более безопасным режимом эксплуатации, так как в этом случае корпус не касается поверхности воды.

Глубина воды на которой может работать самоподъемная буровая платформа ограничена, как правило длиной опор и не превышает 150 метров.
Буровое судно (Drillship)
Буровые суда – самоходные и поэтому не требуют буксировки на место проведения работ. Они проектируются специально для осуществления бурения скважин на большой глубине, хоть и обладают не такой устойчивостью как полупогружные морские буровые установки.

Состав оборудования включает в себя полный набор, необходимый для крупного океанского судна. С помощью GPS устройств реализуется активное управление буровым судном. Это позволяет проводить буровые операции непосредственно с корабля, но только в тех пределах, где его перемещения не мешают процессу бурения. На нижнем корпусе судна располагаются электрические двигатели, которые обеспечивают движение корабля в любом направлении.

Благодаря якорной системе, судно, оборудованное производственной, отгрузочной и хранилищной площадками, может вращаться вокруг вертикальной оси, в результате при воздействии ветра, его влиянию будет подвержена минимальная площадь. Буровая шахта (англ. moonpool) проходит через весь корпус судна, расширяясь к низу; буровые линии уходят от нее в глубину. На палубе располагается силовые установки и техническое оборудование. Нефть, добытая, а затем очищенная, хранится в резервуарах корпуса, впоследствии же ее загружают в челночные грузовые танкеры.
Погружная буровая установка (Submersible rig)
Не очень распространенный тип буровых установок, особенность конструкции заключается в способности погружаться в воду, может использоваться на небольших глубинах.

Погружная установка представляет из себя платформу с двумя, помещенными друг на друга, корпусами.

В верхнем корпусе располагаются жилые помещения для экипажа, как и на обычной буровой платформе. Нижняя часть – заполняется воздухом (чем обеспечивает плавучесть) при перемещении, а после прихода на место назначения, воздух выпускается из нижнего корпуса, и буровая платформа погружается на дно.

Преимуществом погружных установок является высокая мобильность, однако при этом глубина выполнения буровых работ – невелика и не превышает 25 метров. На сегодняшний день эксплуатируются 6 установок этого типа.
Полупогружная буровая установка (Semisubmersible rig)
Наиболее распространенный тип морских буровых установок, сочетает в себе преимущества погружных конструкций и способность проводить буровые работы на глубине более 1500 метров.

Конструкция полупогружной установки включает опоры, которые обеспечивают плавучесть платформы и обеспечивают большой вес для сохранения вертикального положения. В процессе передвижения полупогружная морская буровая установка происходит закачивание и выкачивание воздуха из нижнего корпуса (когда выпускается воздух полупогружная установка притапливается лишь частично, не достигая при этом морского дна и остается на плаву).

В процессе буровых работ осуществляется заполнение нижнего корпуса водой, в результате чего достигается необходимая устойчивость. Укрепление тяжелыми 10-тонными якорями, дает гарантии безопасности при эксплуатации платформы в бурных морских водах. При необходимости удерживать установку на одном месте также применяется активное рулевое управление.
Стационарная буровая установка (fixed rig)
Стационарные морские буровые платформы используют для бурения и эксплуатации куста скважин на нефть и газ при глубине моря до 320 м. С одной платформы бурят до 60 наклонно-направленных скважин. Стационарные буровые платформы представляют собой конструкцию в виде призмы или четырёхгранной пирамиды, возвышающейся над уровнем моря (на 16-25 м) и опирающейся на дно с помощью забитых в дно свай (каркасные буровые платформы) или фундаментных башмаков (гравитационное буровые платформы). Надводная часть состоит из площадки, на которой размещено энергетическое, буровое и технологическое оборудование, жилой блок с вертолётной площадкой и другое оборудование общей массой до 15 тысяч т. Опорный блок каркасных буровых платформ выполняют в виде трубчатой металлической решётки, состоящей из 4-12 колонн диаметром 1-2,4 м. Закрепляют блок посредством забивных или бурозаливных свай. Гравитационные платформы изготавливаются целиком из железобетона либо комбинированными (опоры из металла, башмаки из железобетона) и удерживаются за счёт массы сооружения. Основания гравитационной буровой платформы состоят из 1-4 колонн диаметром 5-10 м.

Стационарные буровые платформы предназначены для длительной (не менее 25 лет) работы в открытом море, и к ним предъявляются высокие требования по обеспечению пребываний обслуживающего персонала, повышенной пожаробезопасности и взрывобезопасности, защите от коррозии, мероприятиям по охране окружающей среды и др. Отличительная особенность стационарных буровых платформ — постоянная динамичность, т.е. для каждого месторождения разрабатывается свой проект комплектации платформ энергетическим, буровым и эксплуатационным оборудованием, при этом конструкцию платформы определяют условия в районе бурения, глубина бурения, дебит и число скважин, количество станков для бурения.

2. Полупогружные плавучие буровые установки

Полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ) предназначены в основном для разведочного бурения на шельфе с глубинами 180-200 м и более при любых грунтовых условиях. Находясь на плаву при транспортировке и эксплуатации, ППБУ обладает необходимыми мореходными качествами, соответствующими экстремальным штормовым воздействиям.

Общее число ППБУ, эксплуатируемых в разных районах Мирового океана, составляет около 200 единиц, и большая их часть используется на глубинах до 200 м. Отдельные установки применяются на глубинах порядка 500, 1000 и даже 1800 м, т. е, на глубоководных участках шельфа и за его пределами. В СССР первая ППБУ серии „Шельф", предназначенная для работы на глубинах до 200 м, построена в 1980 г. ППБУ используются не только для ведения буровых работ, но и как плавучие заводы, краново-монтажные суда, трубоукладчики, плавучие гостиницы и т. д.

2.1 Конструктивные формы

Основные элементы ППБУ - водоизмещающий объем, состоящий из понтонов различной конфигурации, которые находятся ниже поверхности воды, и надводное верхнее строение (с производственными, жилыми помещениями, технологическим оборудованием и необходимыми запасами), стабилизирующие колонны.

Наибольшее распространение получили ППБУ с тремя, пятью, шестью или восемью стабилизирующими колоннами обычно цилиндрической формы. При четном числе колонн ППБУ имеют два и в отдельных случаях четыре параллельных водоизмещающих понтона, при нечетном под каждой колонной размешается один понтон. Система горизонтальных, наклонных и вертикальных трубчатых связей жестко соединяет верхнее строение, понтоны и стабилизирующие колонны, обеспечивая общую прочность ППБУ. Главные размеренна ППБУ (длина, ширина, осадка и высота борта) определяются необходимостью размещения помещений, бурового и энергетического оборудования, запасов, судовых - систем и устройств, а также соблюдения ряда мореходных качеств (плавучести, остойчивости, непотопляемости, ходкости, плавности качки, управляемости и пр.).

В транспортном положении осадка ППБУ минимальна, при этом палуба понтонов несколько возвышается над поверхностью моря, что создает условия для наименьшего сопротивления воды движению. При эксплуатации конструкция подводной части корпуса ППБУ должна обеспечивать минимальные нагрузки от волнения и течения, а надводной части - минимальные ветровые нагрузки. Для этого ППБУ притапливают, принимая воду в балластные отсеки, размещенные в стабилизирующих колоннах и понтонах. Понтоны погружаются до установленной рабочей осадки, и интенсивность волновых воздействий на них снижается примерно вдвое.

Положение верхнего строения, т. е. высоту борта, выбирают из условия обеспечения необходимого клиренса, исключающего удары волн в днище, назначая высоту стабилизирующих колонн. Положение стабилизирующих колонн и их конструкция должны обеспечивать остойчивость и прочность ППБУ в режимах эксплуатации и транспортировки.

Буровую вышку обычно располагают в центре ППБУ, но известны установки со смещенной вышкой. Для ведения буровых работ в условиях волнения качка установки должна быть минимальной.

Установка удерживается над точкой бурения системой позиционирования. Допускаются отклонения от оси скважины в период выполнения буровых работ при воздействии ветра, волнения и течения.

Конструкции ППБУ более разнообразны чем СПБУ (рис.3.11). Практика строительства и эксплуатации ППБУ выявила оптимальный тип установок по условиям технологичности, материалоемкости, транспортабельности, обтекаемости корпуса и надежностью установка катамаранного типа (рис. 3.12, а) с двумя параллельными водоизмещающими понтонами и шестью-восемью стабилизирующими колоннами. К катамаранному типу относятся около 70% всех ППБУ, изготовленных до 1980 г., и все строящиеся в последние годы.

Большая часть ППБУ катамаранного типа имеет длину 90-100, ширину 60-70м. В рабочем (полупогруженном) состоянии их клиренс составляет 12-15 м, водоизмещение - 15-25 тыс. т (максимум до „42 тыс. т). Высота установки (от днища понтона до палубы) 33-45 м. Существуют установки с 4 и даже 12 колоннами. Многие из построенных ранее и все строящиеся в последнее время установки самоходные (они развивают скорость до 6-8 уз.). Установки рассчитаны для работы в суровых условиях: при высоте волн до 35 м, скоростях ветра до 55 м/с и течения до 3 м/с. Финские и канадские установки предназначены также и для работы в арктических районах шельфа в легких ледовых условиях.

Много общего с ППБУ катамаранного типа имеют установки с четырьмя параллельными понтонами (рис. 3.12, б). Они близки по габаритам и другим характеристикам. Однако большое число стабилизирующих колонн (12-18) снижает «волнопрозрачность» конструкции, а четыре понтона создают большее сопротивление при транспортировке, чем у установок катамаранного типа. До 1975 г. было построено 9 установок такого типа (в Японии и Австралии). У одних более длинными были средние понтоны (как на рисунке), у других - крайние. Самая крупная ППБУ этого типа- «Акваполис» - была рассчитана на волну высотой 15 м.

Установки с тремя понтонами, размещенными под каждой стабилизирующей колонной (рис. 3.12, в), строили в течение 15 лет в Японии, США, Канаде, ФРГ, Нидерландах, Франции и Финляндии. По плановым размерам они близки к установкам катамаранного типа, но по материалоемкости значительно превосходят их (масса корпуса порожнем у катамаранов 5 тыс. т, у ППБУ с тремя понтонами 9 тыс. т).

ППБУ, показанная на рис. 3.12, е, близка по конструкции к погружной установке и стационарной платформе «Текномаре». Это проявляется и в том, что ППБУ рассматриваемого типа иногда используются в качестве погружных на мелководных участках шельфа.
К установкам всех типов предъявляется требование об ограничении угла крена при потере герметичности одной из плавучестей. В установках с тремя понтонами выполнить это требование технически очень сложно. Поэтому в США, Франции и Финляндии были разработаны и построены ППБУ с пятью понтонами под каждой стабилизирующей колонной (рис. 3.12, г). Выход из строя одного из пяти понтонов не столь опасен, как в установке с тремя понтонами, но другой серьезный недостаток конструкции сохранился: это сложная система горизонтальных и наклонных связей и недостаточно надежные соединения колонн с верхним строением и стабилизирующими колоннами.

Надежное, жесткое и не требующее дополнительных связей соединение верхнего строения с колоннами обеспечивается в конструкции ППБУ с кольцевым понтоном (рис. 3.12, д). Недостатками установки этого типа являются неустойчивость на курсе и большое сопротивление при буксировке.

От всех предыдущих типов ППБУ значительно отличается простой внешней формы установка, показанная на рис.3.12, е. Сравнительно не большая по размерам (60х70) палуба верхнего строения поддерживается одной стабилизирующей колонной диаметром 32м, переходящей в цилиндрический нижний корпус нефтехранилище диаметром 56м. Высота установки (от днища до палубы) более 73м. В нижней части корпуса уложен твердый балласт –бетон. В рабочем состоянии осадка установки 54 м, водоизмещение 98 тыс. т. Имеется нефтехранилище, рассчитанное на 45 тыс. т, поэтому установку в отличии от других типов ППБУ можно использовать не только для разведочного, но и для добычного бурения. Цилиндрическая форма корпуса и значительная осадка затрудняют буксировку – в этом недостаток установки.

Высокими мореходными качествами обладает ППБУ с верхним корпусом судового типа и аутригерами (рис. 3.13). Все четыре стабилизирующие колонны вместе с ромбовидными понтонами могут перемешаться в подъемных шахтах подобно опорным колоннам СПБУ. Это позволяет использовать водоизмещение верхнего корпуса при буксировке: корпус опускается на воду, колонны с понтонами поднимаются до предела вверх и в результате установка получает сравнительно небольшую осадку при движении. Над местом бурения колонны с понтонами балластируются водой, опускаются вниз до предела, затем фиксируются и дебалластируются так, что верхний корпус всплывает и выходит из воды, создавая клиренс до 10 м. Подобная установка под названием „Трансоушен-3” была построена в 1973 г. в ФРГ. В рабочем положении она имеет осадку 18,3 м и водоизмещение 11,6 тыс.т; габаритные размеры: длина 128,5, ширина 101,0, высота борта 52,0м. Установка может быть использована и на малых глубинах как погружная.
Все описанные выше ППБУ выполнены из металла. Однако в последние годы проектировщики проявляют интерес к железобетону. Этому способствует успешный опыт строительства и эксплуатации стационарных платформ «Кондип» и др.

Одно из проектных решений железобетонной ППБУ под названием «Кондрилл» показано на рис.3.14. Водоизмещающий объем этой установки включает шесть стабилизирующих колонн, состоящих из двух цилиндров каждая (нижний диаметр 15, верхний-8 м) с конической вставкой, шесть цилиндрических резервуаров диаметром 15 м с купольными перекрытиями и две цилиндрические колонны диаметром 8,25 м. Все цилиндры и объединяющий их понизу понтон размерами 82х40х6м предполагается изготовить из железобетона, а верхнее строение - из металла. Установка позволяет вести эксплуатационное бурение на участке шельфа глубиной до 300 м, хранить до 45 тас.т нефти и рассчитана на волну высотой 30м. В рабочем положении она имеет осадку 50м и водоизмещение 86 тыс. т. При буксировке осадка равна 30 м. Значительный объем железобетона (20 тыс.м3) обусловливает тесное расположение цилиндров и их большие диаметры, в результате чего сооружение сильно подвержено воздействию волнения.

2.2 Конструктивные элементы

Верхнее строение (верхний корпус) ППБУ выполняется из металла. В установках ранней постройки верхнее строение было аналогичным верхнему строению стационарных платформ, т. е. настил и палубное строение опирались на водоизмещающие колонны и узлы, образованные раскосами. Технологические и жилые блоки размещались в палубных надстройках, и в целом конструкция имела значительную парусность. В установках поздней постройки верхнее строение по своей структуре ближе к судовому корпусу, и в его отсеках располагается часть производственных и бытовых служб. В результате верхнее строение стало более жестким, его парусность уменьшилась. Имеются установки, в которых палубное строение оформлено в виде коробчатых балок, внутри которых размещены производственные и бытовые службы. После ряда аварий с ППБУ появилось требование герметизации верхнего строения и повышения тем самым плавучести сооружения при затоплении понтонов или стабилизирующих колонн. В плане верхнее строение получает различную форму в зависимости от расположения колонн – прямоугольную (чаще всего), треугольную, пятиугольную и даже круглую (см. рис. 3.12-3.14).

Буровая вышка высотой 45-50 м размещается над центром тяжести установки. Это упрощает дифферентовку установки и одновременно уменьшает амплитуду вертикальных перемещений стола бурового станка (она становится независимой от крена и дифферента установки) при качке на волнах. Обычно вышка фиксируется на палубе, и переход к соседней скважине в кусте осуществляется за счет перемещения установки в целом. В некоторых установках предусмотрена возможность укладки вышки на палубу для снижения парусности при перегоне. Кроме вышки на палубе размешаются краны, лебедки, вертолетная площадка 25 х 25 м, запасы труб, спасательные средства и т. п.
Стабилизирующие колонны выполняют обычно в форме круговых цилиндров диаметром 6-12 м из обшивки и судового набора. Такая форма достаточно технологична и хорошо обтекаема. Внутренний объем колонны разбивают на водонепроницаемые отсеки горизонтальными переборками и вертикальными диафрагмами. Оптимальным считается шесть колонн; если их меньше, повышается опасность потери остойчивости установки при выходе из строя хотя бы одной колонны, если больше, увеличивается сопротивление волновым воздействием. Отсеки колонн используются как цепные ящики, цистерны с пресной водой, складские помещения. В некоторых установках колонны имеют обтекатели у сопряжения с понтоном (см. рис. 3.12, а).

Понтоны образуют основной водоизмещающий объем установки, когда она находится в транспортном состоянии и имеет минимальную осадку. От формы и взаимного положения понтонов во многом зависит ходкость установки. Понтонам ППБУ катамаранного типа придают цилиндрическую, сигарообразную, судовую или прямоугольную форму. Носовую оконечность выполняют судовой, сферической, клиновидной или санообразной формы. Кормовая оконечность у несамоходных установок симметрична носовой, а у самоходных получает коническую форму, удобную для размещения гребного винта с насадкой. Установки поздней постройки имеют обычно прямоугольные понтоны с клиновидными носовыми и кормовыми оконечностями (см. рис. 3.12, а). Такие понтоны предпочтительны с технологической точки зрения, хотя и не обладают лучшими гидродинамическими характеристиками. Поперечное сечение понтона также может быть различной формы - от круглой до прямоугольной (см. рис. 3.12). У ППБУ катамаранного типа понтоны имеют длину до 110, ширину 10-11 и высоту б,5-8м. В установках, подобных изображенным на рис. 3.12, в, г, размеры понтонов в плане иные: длина до 30, ширина до 18 м.

Для обеспечения непотопляемости установки понтоны разбиты на отсеки водонепроницаемыми переборками. Размеры отсеков выбирают так, чтобы затопление любого из них не приводило к потере остойчивости установки в целом. Корпус понтона и его переборки имеют продольную систему набора. Отсеки понтона используются как балластные, т.е. над точкой бурения в них принимается забортная вода в количестве, отвечающем расчетной осадке установки в режиме бурения.

Элементы решетки – горизонтальные, вертикальные и наклонные связи, придающие жесткость "и прочность пространственной системе из колонн, понтонов и верхнего строения — выполняют из труб различного диаметра. В установках катамаранного типа применяются трубы диаметром от 1,0 до 5,5 м, в установках с тремя или пятью понтонами – 1,8-2,7м. На практике опробованы различные схемы построения решетки. Например, в установках катамаранного типа встречаются разные схемы поперечных решеток (рис. 3.15). Каждая из этих схем имеет свои достоинства и недостатки. Так, схемы I и II позволяют образовать под верхним строением дополнительные опорные узлы, т. е. разбить пролет на три, а не на две части, как в других схемах. Однако при этом получаются довольно сложные узловые соединения (надо иметь в виду и связи, простирающиеся вдоль понтонов). Схема IV хороша тем, что решетка почти не препятствует передвижению установки и наиболее „прозрачна" для волн. Однако в этом случае общая жесткость конструкции создается лишь жесткостью верхнего строения. Низкое расположение горизонтальной связи в схеме II благоприятно для распределения усилий в конструкции, но увеличивает сопротивление воды движению установки. По числу и сложности узлов, характеру распределения усилий и сопротивлению движению установки оптимальной признана схема III, хотя и она не лишена недостатка – из-за большой длины горизонтального стержня приходится увеличивать его диаметр, что диктуется условиями устойчивости при продольном изгибе.

2.3 Система позиционирования

Эта система предназначена для удержания установки над точкой бурения в пределах допустимых отклонений от оси скважины. Она состоит из средств удержания и средств контроля положения установки. Средства удержания выбирают с учетом диапазона глубин, на которых должна работать установка: при глубинах до 200 м применяют пассивные средства - якорную систему удержания на свободно провисающих связях, при глубинах от 600 до 1000 м и более - активные средства - автоматически управляемые движители, гребные винты и подруливающие устройства; в диапазоне 200-600 м - комбинацию пассивных и активных средств.

Якорная система удержания (рис. 3.16) включает корабельные якоря, якорные связи со средствами контроля натяжения и якорные механизмы. Применяют якоря массой по 10-20т, кроме них при необходимости к якорным связям могут прикрепляться грузы массой по 15-20 т. В качестве якорных связей используют якорные цепи, канаты и их сочетание. Калибр (минимальный диаметр сечения звена) и длина якорной цепи определяются нагрузками от ветра, течения и волнения и глубиной моря на месте работы установки. На глубинах 200-300 м обычно применяют высокопрочные сварные цепи непрерывной длины III категории, согласно ГОСТ 228-79, имеющие калибр 76-90 мм, спробными и разрывными усилиями, находящимися соответственно в пределах 3,1-4,09 и 4,3-5,84 МН. Длина вытравленной цепи обычно в 4-6 раз превышает глубину в месте установки, т. е. достигает 1600 м, причем общее число связей в зависимости от типа установки равно 6-12.
Вместо якорных цепей или в комбинации с ними могут использоваться свободно провисающие канаты стальные диаметром 63--75 мм с разрывным усилием 1-ЗМН или нейлоновые диаметром 100-180мм с разрывным усилием до 7 МН. На глубинах 300-450 м применяют якорные связи, состоящие из двух равнопрочных провисающих участков: верхнего - из каната и нижнего - из цепи. Значительная масса якорной цепи осложняет маневрирование цепями при больших глубинах в сложных штормовых условиях. Горизонтальный участок цепи перед якорем обеспечивает необходимую держащую силу якоря. Канаты легче цепей, но менее долговечны, что было выявлено на практике в суровых условиях Северного моря.

Общая масса якорной системы удержания составляет 800-1200 т, г. е. до 10% водоизмещения ППБУ. Цепные ящики размещают обычно Л в стабилизирующих колоннах установки, а якорные лебедки - на палубе верхнего строения. Тяговое усилие лебедки ограничивается обычно значением 0,3-0,5 пробного усилия якорной цепи или 0,65 разрывного усилия с целью обеспечения необходимой прочности при динамике и при выборе цепей. Якорные связи располагают относительно корпуса установки в зависимости от господствующего направления ветра, течений и волн. Большей частью якорные связи рассредоточивают таким образом, чтобы держащая сила системы была одинакова по всем возможным направлениям (см. рис. 3.16). В развертывании якорной системы участвуют не менее двух буксирных и двух крановых судов. Они удерживают ППБУ на точке бурения, заводят якоря, раскладывают и обтягивают цепи.

Средства контроля положения буровой установки, показывающие ее отклонение от оси скважины (обычно в % глубины), состоят, как правило, из гидроакустических устройств. Установка удерживается в заданных пределах посредством изменения длины цепей и их натяжения. Данные о натяжении связей, получаемые с помощью специальных датчиков, и об отклонении установки от оси скважины поступают на пост управления якорными механизмами.

Система динамического позиционирования применяется наряду с якорной системой удержания или без нее на установках, предназначенных для эксплуатации на больших глубинах. Система включает движительные комплексы, подруливающие устройства, автоматическую систему управления. Надежность работы системы достигается дублированием всех основных элементов информационного комплекса, управляющих вычислительных подсистем и пультов управления, перекрестным резервированием элементов системы, автоматическим замещением отказавших устройств и линий связи, перестройкой алгоритмов управления при отказе подруливающих устройств.

Стоимость динамической системы позиционирования достаточно высока- до 30% стоимости ППБУ в целом, т.е. в 2-3 раза больше стоимости якорной системы. Кроме того, при оснащении установки динамической системой увеличиваются на 30% мощность двигателей и на 200% расход топлива. Поэтому применение такой системы экономически оправдано, если ППБУ работает на больших глубинах (более 300 м). Важно, что стоимость динамической системы позиционирования не увеличивается с возрастанием расчетной глубины, тогда как стоимость и трудности использования якорной системы повышаются значительно. На глубинах до 200 м якорная система оказывается более эффективной. Так, в Северном море с установок с якорными системами можно было вести бурение при скорости ветра до 50 м/с, а с динамическими системами - до 30 м/с.

На установках с комбинированной системой позиционирования динамическая система включается только при сильном волнении, а в остальной период установка удерживается только якорной системой.

2.4 Режим работы

ППБУ может работать в четырех режимах: перегона, бурения, штормового отстоя и специфического для ППБУ режима выживания.

Период перегоном установки весь балласт из ее понтонов удаляют и осадка становится минимальной. Например, у ППБУ катамаранного типа она составляет 6-7 м.

В режиме бурения установка, напротив, принимает максимальное количество балласта и погружается в воду настолько, что обеспечивался минимальный клиренс. Осадка установки катамаранного типа при бурении достигает 18-25 м. Это необходимо для уменьшения качки установки. Периоды собственных колебаний ППБУ с якорной системой удержания находятся в диапазоне 20-35 с, т. е. существенно отличаются от периода расчетного волнения (8-14 с). Благодаря этому динамичность установки оказывается относительно низкой и, в частности, ее вертикальные перемещения составляют менее 0,2 перемещений частиц воды при волнении. Эти перемещения компенсируются с помощью телескопического компенсатора в комплексе подводно-устьевого оборудования. Горизонтальные перемещения установки в режиме бурения ограничиваются в пределах 5-6% глубины акватории и компенсируются за счет гибкости морского стояка и шаровых соединений в комплексе подводно-устьевого оборудования.

В режиме штормового отстоя бурение прекращается и допускаются отклонения установки от оси скважины на 8-10% глубины.

В режиме выживания установка отсоединяется от морского стояка и несколько всплывает за счет сброса части балласта. В этом режиме отклонения установки определяются лишь характеристиками средств удержания.

Граница между режимами бурения и штормового отстоя назначается на основании технико-экономических расчетов. Пусть, например, система позиционирования позволяет вести бурение при волнении до 5 баллов включительно, а в течении года, по статистическим данным, число дней с волнением свыше 5 баллов равно 65 (в том числе 15 дней с волнением свыше 6 баллов). При арендной плате порядка 60 тыс. дол. /сут потери от простоев во время шторма составят 3,9 млн. дол. /год. Оснащение установки более сложной-системой позиционирования, позволяющей вести бурение при волнении 6 баллов, обходится на 4 млн. дол. больше. Это явно выгодно, поскольку установка эксплуатируется не менее 10 лет. Но оборудование ППБУ еще более сложной системой позиционирования, допускающей ведение буровых работ при волнении в 7 баллов, не окупит потери от простоев (по 0,9 млн. дол. /год), т.е. экономически не выгодно.

3. Полупогружные плавучие буровые установки с гибкими предварительно напряженными связям

Область применения ППБУ с гибкими предварительно напряженными связями несколько иная по сравнению с установками, оснащенными якорной или динамической системами удержания, и со стационарными платформами. Во-первых, они предназначены в основном для бурения эксплуатационных скважин и добычи нефти и по этому признаку ближе к стационарным платформам. Во-вторых, их применяют для разработки небольших месторождений, где использование стационарных платформ нерентабельно, т. е. они могут быть передислоцированы на другое место. Установки можно эффективно эксплуатировать и на крупных месторождениях там, где использование стационарных платформ технически затруднено (из-за больших глубин или неблагоприятных грунтовых условий) или невыгодно (при высоком залегании продуктивных пластов, когда с одной точки кустом скважин невозможно охватить большую площадь).

Важным обстоятельством является то, что с увеличением глубины моря стоимость установки возрастает линейно (только за счет удлинения связей), тогда как зависимость стоимости стационарной платформы от глубины является квадратичной или даже кубической. При глубине 150-200 м стоимость обоих видов сооружений примерно одинакова, при больших глубинах установки с натянутыми связями оказываются существенно дешевле стационарных платформ. Установки считаются перспективными для применения на глубинах 250-600м, т.е. на глубоководных частях континентального шельфа и за его пределами.

Пока рассматриваемые установки находятся в стадии проектно-" конструкторских проработок и экспериментов на моделях в лабораторных и натурных условиях. Опытная установка, аналогичная изображенной на рис. 3-17, в, эксплуатируется у побережья Калифорнии на глубине 61 м, где обслуживает одну нефтяную скважину.

3.1 Конструктивные формы

В установках рассматриваемого типа система удержания состоит из большого числа вертикальных или наклонных гибких связей, закрепленных у морского дна и натянутых за счет избыточной плавучести корпуса установки. В качестве гибких связей могут быть использованы канаты (стальные или синтетические), цепи, трубы. Крепление представляет собой либо один крупногабаритный донный бетонный массив или металлический понтон, балластируемый водой, либо группу массивов, каждый из которых удерживает по нескольку связей, либо гирлянду из донных массивов, удерживающих связь. В транспортном положении массивы подтянуты к корпусу установки, а над точкой бурения опущены на дно. Перед натяжением связей корпус установки притапливают, принимая забортную воду, слабину связей выбирают и фиксируют положение точки крепления связи на корпусе. После сброса балласта корпус установки приобретает избыточную плавучесть и натягивает одновременно все связи. Для равномерности распределения общего усилия предварительного натяжения гибких связей желательна циклическая симметрия водоизмещающей части установки - стабилизирующих колонн и соединяющих их понизу цилиндрических поясов - относительно вертикальной оси, проходящей через центр тяжести установки. Общее число стабилизирующих колонн может быть равно трем и более. Разработаны проекты установок с восемью колоннами, образующими обычно в плане правильный многоугольник. Архитектурно-конструктивные формы установок с предварительно напряженными связями оказываются более простыми по сравнению с ППБУ, имеющими якорную или динамическую системы позиционирования. Это объясняется тем, что стабилизирующие колонны работают в основном на продольные (вертикальные) усилия - от предварительного натяжения присоединенных к ним связей, сил поддержания и веса палубы с оборудованием. Роль дополнительной решетки (горизонтальных и наклонных связей) снижается, и некоторые элементы решетки могут вообще отсутствовать. Так, в конструкции, близкой к ППБУ с якорной системой удержания (рис. 3.17,а) нет связей между параллельными понтонами; в конструкции, показанной на рис. 3.17,б, нет наклонных связей и вместо понтонов понизу колонны устроены пояса сравнительно небольшого поперечного сечения. Вариант установки с тремя колоннами (рис. 3.17, в) проще по сравнению с ППБУ (см. рис. 3.12,б). Предложены конструкции, в которых водоизмещающий объем создается в основном замкнутым понтоном, а вместо стабилизирующих колонн применены стойки небольшого диаметра (рис. 3.17, г-е). Во всех случаях конструкция получается „прозрачной" для волн. Установки с тремя или четырьмя стабилизирующими колоннами (см. рис. 3.17, б, е), образующими в плане равносторонний треугольник или квадрат, считаются предпочтительными с точки зрения поведения на волне любого направления,

предварительное натяжение связей создает благоприятные условия для удержания установки над точкой бурения. Так, согласно расчетам конструкции, предназначенной для эксплуатации в Северном море, отклонение установки от оси скважины при волне высотой 30 м не превышает 1 % глубины моря. Малыми оказываются и амплитудные значения вертикальных перемещений, а также бортовой (килевой) качки - последняя не превышает 10. Еще лучшие результаты были получены при расчетах отклонений натягиваемых связей от вертикали; в этом случае они удерживаются на дне гирляндами массивов и канатами, аналогичными вантам подводной мачты. Следует, однако, учитывать, что при вертикальном положении связей массивы устанавливают на дно с помощью лебедок и других механизмов, укрепленных на палубе установки. Для расстановки же гирлянд из донных массивов необходимо участие вспомогательных судов.

Испытания различных видов связей показали, что только стальные канаты и стальные трубы удовлетворяют предъявляемым требованиям в отношении долговечности, коррозионной стойкости, жесткости и простоты операций. Рассмотрены конструкции с гибкими связями, составленными из нескольких тросов диаметром порядка 50 мм или толстостенных труб диаметром 127 мм. В одной из конструкций, разработанной в США, гибкие трубчатые связи выполняют одновременно функции водоотделяющих колонн. Это 24 трубы диаметром 475 мм (по шесть на каждую стабилизирующую колонну), сочленяемые с помощью муфт из звеньев длиной по 10-12 м. Установку предполагается использовать в широком диапазоне глубин моря: от 250 до 900 м.

Хорошие условия для ведения буровых работ обеспечивает (по результатам модельных испытаний) система гибких связей для установки «Кэйсаб», предложенная английской фирмой (рис. 3.18). Эта установка рассчитана на эксплуатацию в Северном море на глубине до 300 м. Рассмотрено несколько вариантов установки, отличающихся по числу связей и форме водоизмещающей части установки. Число связей меняли от 24 до 72, корпусу придавали цилиндрическую форму с одной центральной колонной, поддерживающей верхнее строение, или кольцевую из восьми стабилизирующих колонн (как на рисунке), объединенных распределительным поясом снизу и палубным строением сверху. Главное отличие установки от существующих - кольцевой массив и конусообразная система, перекрестных канатов. Предполагается выполнить кольцевой массив из железобетона и разместить на нем цилиндрические емкости для нефти общим объемом до 240 тыс. м3. В процессе посадки на дно и при всплытии кольца эти емкости используются как балластные цистерны. Водоизмещение установки около 150 тыс. т. При воздействии волн высотой 16 м горизонтальные отклонения установки от оси скважины не превышают по расчетам 0,6 м (т.е. 0,2% глубины моря), а амплитуда вертикальных перемещений не более 0,9 м.

3.2 Основными требованиями при разработке конструкции ППБУ являются:

- обеспечение наибольшей безопасности и устойчивости ППБУ;

- минимальное перемещение ППБУ при бурении;

- обеспечение мобильности и маневренности при передвижении;

- быстрая установка на точку бурения;

- достаточное количество технологических и других запасов;

- удобное расположение оборудования, наличие достаточного количества помещений для хранения указанных запасов и механизация погрузочно-разгрузочных работ;

- простота и технологичность при строительстве, и удобство при эксплуатации;

- минимальный расход материалов и снижение трудоемкости;

- учет конкретных районов применения ППБУ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Естественно, в перечисленных требованиях есть противоречивость, и осуществить их в одной конструкции невозможно. Поэтому при проектировании учитывают конкретные условия предполагаемого района применения ППБУ (глубина бурения, глубина воды, волнение, ветер, ледовой покров и т.п.).

Список использованных источников

1. 
   Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе: Учеб. / О.В. Симаков, К.Н. Шхинек, В.А. Смелов и др. – Л.: Судостроение, 1989
   
2. 
   Белонин М.Д., Дмитриевский А.Н. Перспективы освоения нефтегазовых ресурсов российского шельфа // Природа. 2004. №9. С. 3-10.
   
3. 
   Богоявленский В.И. Достижения и проблемы геологоразведки и ТЭК России // Бурение и нефть. 2013. №3. С. 3-7.
   
4. 
   Богоявленский В.И. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородов в Циркумарктическом регионе // Арктика: экология и экономика. 2013. №2 (10). С. 62-71.
   
5. 
   Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Поиск, разведка и освоение месторождений нефти и газа на шельфе Арктики // Бурение и нефть. 2011. №7-8. C. 24-28.