В «ВипГазон»! Озеленение участков, парков, спортплощадок vipgazon.ru

Аналитика



2 5    техника для бурения нефтяных глава и газовых скважин на море

2 5    ТЕХНИКА ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ

глава И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА МОРЕ

Морское бурение ведется почти в 70 странах и охватывает шельфы всех континентов. К 2000 г. открыто более 3000 морских нефтяных и газовых месторождений. В разработке находилось почти 2000 месторождений. Наиболее интенсивно развивалось бурения в Северном море. Ускоренными темпами развивается техника и технология глубоководного бурения и добычи нефти и газа. Имеются суда, с которых можно бурить скважины в водах глубиной до 2500 м.

Почти все морские месторождения, эксплуатируемые в настоящее время, разрабатываются со стационарных платформ. Рекордная глубина установки платформ - более 300 м. Известны проекты платформ на глубины более 500 м.

В 1970-1980 годах в Северном море установлены железобетонные платформы, удерживаемые на дне моря огромной собственной массой. Перспективными являются проекты и конструкции стационарных платформ упругого типа, платформ, закрепляемых оттяжками, и платформ с натяжными опорами.

Другая решаемая в настоящее время проблема - размещение устьевого оборудования непосредственно на дне моря. За последние 20 лет этот метод расположения оборудования устья скважин зарекомендовал себя положительн о.

В последнее время возрос интерес к разработке месторождений в северных и арктических условиях шельфовых зон, которые слабо изучены, и требуются точные данные об окружающей среде. Самые большие проблемы в морских акваториях Северного Ледовитого океана связаны с ледовыми условиями и глубинами вод. Эти районы характеризуются многообразием условий работы, ледовой обстановкой, глубиной морских течений, рельефов местности и др. В будущем каждый район следует рассматривать отдельно, необходимо детально изучать условия месторождений в конкретном районе, для которого будут разрабатывать соответствующую технику и технологию их освоения.

25.1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ

МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ247

Освоение морских нефтяных и газовых месторождений коренным образом отличается от разведки и разработки их на суше. Большая сложность и специфические особенности проведения этих работ в море обусловливаются окружающей средой, инженерно-геологическими изысканиями, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, медико-биологическими проблемами, вызванными необходимостью производства работ под водой, технологией и организацией строительства и эксплуатации объектов в море, обслуживанием работ и т.п.

Особенностью континентального шельфа нашей страны является то, что 75 % акваторий расположено в северных и арктических районах, которые продолжительное время покрыты льдами, а это создает дополнительные трудности для промышленного освоения. Окружающая среда характеризуется гидрометеорологическими факторами, определяющими условия проведения работ в море, возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов и технических средств. Основные из этих факторов: температурные условия, ветер, волнения, течения, уровень воды, ледовый покров морей, химический состав воды и др. Учет этих факторов дает возможность оценить их влияние на экономические показатели поисковоразведочных работ и морской добычи нефти и газа. Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерногеологических изысканий морского дна. При проектировании фундаментов нефтепромысловых сооружений особое внимание уделяют полноте и качеству инженерно-геологических изысканий грунтов на месте и в лабораториях. Достоверность и полнота данных в значительной мере определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

Самые большие проблемы в морских акваториях Арктики связаны со льдами и глубинами моря. В зависимости от направления и силы ветра, глубины моря и морских течений, рельефа местности и свойств льда ледовая обстановка непрерывно изменяется и ее трудно прогнозировать.

С увеличением глубин моря резко возрастает стоимость разработки месторождений. На глубине 30 м стоимость разработки в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м - в 6 раз и на глубине 300 м - в 12 раз.

Проблемой пока являются прокладка и особенно обследование и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. Эксплуатация морских технических средств и в основном техники для подводных методов разработки требует обеспечения безопасного ведения подводно-технических работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих средств и гидротехнических сооружений. Необходимо также решать задачи по медико-биологическому обеспечению жизнедеятельности человека, в том числе в экстремальных условиях.

Разведка и разработка морских нефтяных и газовых месторождений — сложные в техническом отношении операции, весьма дорогостоящие и связанные со значительным риском. Основные проблемы при освоении этих месторождений - проблемы техники и технологии производства этих работ.

25.2. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Комплекс технических средств для освоения нефтяных и газовых месторождений состоит из большого числа типов и видов уникальных и дорогостоящих гидротехнических сооружений геологоразведочного, бурового и нефтепромыслового оборудования, систем связи, навигации, охраны окружающей среды и другой техники. Этот комплекс включает:

технику, предназначенную для изучения условий окружающей среды в районе производства работ. Для этих целей существует ряд научно-исследовательских служб, центров, организаций, занимающихся комплексным изучением окружающей среды, разработкой программ и методик и оснащенных техническими средствами, включающими научно-исследовательские гидрометеорологические станции, автоматические станции на свайных сооружениях, технику по изучению батиметрических условий, химического состава воды, волнения, течений и др.;

технические средства связи и навигации, состоящие из комплекса аппаратуры, позволяющей использовать через геостационарные спутники связи большое количество телефонных и телеграфных каналов связи с большой степенью надежности (99,9 %), широко применять спутниковые навигационные системы, работающие в автоматическом режиме и т.п.;

технические средства для производства геофизических работ, состоящие из геофизических судов, аппаратуры и оборудования для автоматической обработки информации, многоканальных цифровых сейсмических станций, обеспечивающих обработку данных на борту судна и подготовку материала для ввода данных в ЭВМ. Координаты производства работ определяют через спутники связи;

технические средства для глубокого разведочного бурения нефтяных и газовых скважин (СПБУ, ППБУ, БС), подводный устьевой комплекс;

технические средства для геолого-инженерных изысканий, включающие средства колонкового бурения, специальные суда детальных исследований с обработкой данных на ЭВМ;

технику эксплуатационного бурения и добычи нефти и газа, состоящую из морских стационарных платформ различных типов и конструкций, оборудования для добычи нефти и газа, технических средств для подводной добычи нефти и газа, системы управления и контроля, технических средств для освоения и добычи нефти и газа в северных и арктических акваториях;

технические средства для подготовки и транспортирование нефти и газа, включающие морские гидротехнические сооружения, береговые базы хранения нефти и газа, нефтегазопроводы, системы управления и контроля за транспортированием нефти и газа и пр.;

технические средства для строительных и монтажных работ на гидротехнических сооружениях, МСП различных типов и других строительных объектов, средства строительства трубопроводов (подводных и наземных), краново-монтажные суда, спускные и транспортные баржи, подъемномонтажные средства береговых баз, сваебойное оборудование, трубоукладочные баржи и др.;

подводную и водолазную технику, состоящую из обитаемых (нормобарических и гипербарических) и необитаемых аппаратов (плавучих и донных] судов-носителей, систем жизнеобеспечения, снаряжения водолазов и акванавтов и т.п.

технические средства для обслуживания работ в море, состоящие из многоцелевых судов, буксиров, буксиров-раскладчиков, якорей, пожарных судов, оборудования береговых баз обслуживания, специальных судов, судов по ликвидации открытых фонтанов, пассажирских судов; вертолетов и другой техники;

технические средства по предотвращению загрязнения окружающей среды, в частности судов - сборщиков разлитой нефти, боновых заграждений химических реагентов по нейтрализации загрязняющих и токсичных продуктов и пр.

Бурение нефтяных и газовых скважин в условиях моря и континентального шельфа осуществляют при различных глубинах моря, состоянии грунта, волнении моря, ледовой обстановке и других факторах с буровых судов, барж, плавучих установок самоподъемного, полупогружно-го и погружного типов. Один из основных факторов выбора типа ПБС -глубина моря на месте бурения. Плавучие установки полупогружного типа применяют для геологоразведочных работ при глубинах моря до 300 м с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины и более 300 м с динамической системой стабилизации.

Буровые суда (БС) используют в основном для бурения поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах моря до 1500 м и более. Высокая скорость передвижения (до 25 км/ч) обеспечивает быстрое перебазирование с законченной скважины на новую точку, однако они ограничены в работе в случае волнения моря. Бурение скважин с плавучих установок полупогружного типа (ППБУ) осуществляют при значительно большем волнении моря, однако ППБУ имеют малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку.

Плавучие буровые средства классифицируют прежде всего по способу их установки над скважиной в процессе бурения, разделяя на два основных класса: опирающиеся при бурении на морское дно и находящееся при бурении в плавучем состоянии. К I классу относят плавучие БУ самоподъемного (СПБУ) и погружного (ПУ) типов, ко II классу - полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).

СПБУ имеют большие корпуса, значительный запас плавучести (экипированы всем оборудованием, инструментом, материалами). При буксировке опоры подняты, а на точке бурения опоры опускаются на дно и за-давливаются в грунт; корпус поднимается по этим опорам на расчетную высоту над уровнем моря.

ПУ применяют на мелководье. При заполнении водой нижних корпусов либо стабилизирующих колонн они устанавливаются на морское дно.

ППБУ и БС в рабочем состоянии находятся на плаву и удерживаются якорными системами или системами динамической стабилизации.

25.4. САМОПОДЪЕМНЫЕ ПЛАВУЧИЕ БУРОВЫЕ

УСТАНОВКИ (СПБУ)

НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ СПБУ

Такие установки применяют главным образом в разведочном бурении в акваториях при глубинах моря 30-120 м. СПБУ состоят из плавучего понтона (это корпус установки) и трех и более выдвижных опорных колонн, размещающихся в углах корпуса при числе колонн 3-5 и длинных сторонах корпуса при шести и более опорах.

На корпусе СПБУ размещают технологическое, энергетическое и вспомогательное оборудование, технологические материалы, топливо, питьевую и техническую воду, инструмент, трубы, жилые и служебные помещения, склады, вертолетную площадку и т.д. При транспортировании

СПБУ перемещается с поднятыми и закрепленными опорами. На точке бурения колонны с помощью подъемных устройств опускают, и корпус с установленным оборудованием, материалами, инструментом поднимается по опорным колоннам на высоту, исключающую удар волны о днище корпуса. Возвышение днища над уровнем спокойной воды регламентируется Правилами Регистра РФ. Его определяют с учетом астрономических и штормовых приливов не менее чем на клиренс (в м):

Н = 0,6*50 + 1,5,

где h50 - экстремальная высота волны 50-летнего шторма для данного района моря, м.

СПБУ различают в зависимости от конструктивных особенностей: по конструкции опорных колонн и подъемных устройств. На выбор числа опорных колонн влияют: глубина моря, гидрометеорологические условия, способ задавливания опорных колонн в грунт и их извлечения из грунта, характер морского дна, общая масса поднимаемого корпуса, технологичность и трудоемкость изготовления и др.

На больших глубинах возрастают волновые нагрузки на колонны.

С целью обеспечить прочность на изгиб большой длины колонн требуется увеличение ее поперечного сечения, поэтому на глубинах более 60 м в установках применяют не более четырех опор со значительным преобладанием установок с тремя опорами; начиная с глубины 90 м используют установки только с тремя опорами.

На глубинах до 45 м применяют установки с цилиндрическими опорами (примерно 65-70 %) и в диапазоне глубин от 45 до 75 м - установки с цилиндрическими и ферменными опорами; на глубинах свыше 75 м используют установки только с ферменными опорами. Конструкции форменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и треугольной формы. Наиболее удачная конструкция - опора треугольного сечения, она вписывается в треугольную форму корпуса и имеет относительно меньшее число элементов, подверженных воздействию волн. Нижние концы опор заканчиваются башмаками или общей опорной плитой, связывающей опорные колонны между собой.

Имеются подъемные устройства, состоящие из пары ведущих колес, находящихся в зацеплении с двойной зубчатой рейкой. Число пар ведущих колес может быть от двух до шести и более в зависимости от грузоподъемности подъемной системы СПБУ. Отличительная особенность этих устройств — непрерывный подъем корпуса, при этом исключаются паузы в процессе подъема платформы СПБУ. Подъем и спуск опор могут осуществляться одновременно и раздельно. Привод зубчатой шестерни имеет надежный дисковый тормоз со встроенным редуктором и поворотным механизмом, обеспечивающим подъем и спуск платформы со скоростью 0,4

0,9 л м/мин. Имеются спускоподъемные устройства, позволяющие осуществлять спуск и подъем опор со скоростью 0,46-1,37 м/мин (СПБУ «Летур-но»).

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СПБУ

Опыт производства буровых работ в морских акваториях определил требования, предъявляемые к плавучим буровым установкам:

высокая производительность при строительстве скважины;

быстрое перемещение с оконченной бурением скважины на новую точку;

обеспечение ее мореходности при переходе на различные расстояния; обеспечение безопасности производства работ;

автономность, т.е. обеспечение достаточными запасами материалов для нормального бурения, а также продуктами, нормальными жилищными условиями обслуживающего персонала и др.

комплекс технологического оборудования включает: буровое оборудование для бурения скважины;

оборудование по приготовлению, подаче, утяжелению регенерации и хранению бурового раствора, очистке раствора от выбуренной породы;

оборудование для приема и хранения порошкообразных материалов для приготовления бурового и цементного растворов;

оборудование для приготовления цементного раствора и нагнетания его в скважину при креплении скважины;

оборудование для производства электрометрических и каротажных работ в скважине;

подводное устьевое (противовыбросовое) оборудование; оборудование для освоения скважины;

вспомогательное оборудование (грузоподъемные краны, тельферы, оборудование малой механизации и др.);

оборудование по предотвращению загрязнения моря; системы управления и контроля технологического процесса строительства скважины.

В соответствии со степенью ответственности и опасности участки производства буровых работ классифицируют по зонам, составляющим в целом район буровой скважины: устье скважины, резервуары с буровым раствором, циркуляционная система буровых растворов, включая буровые насосы, вибросита, песко- и ило отделители, дегазаторы и другие механизмы.

В зависимости от класса и зоны предъявляют требования к размещению и исполнению того или иного механизма или типа оборудования. Ниже в качестве примера приведено описание размещения технологического оборудования на СПБУ «Бакы».

На подвышечном портале (рис. 25.1, а) установлены: буровая вышка (рис. 25.1, б) механизм крепления неподвижного конца талевого каната 1 вспомогательная лебедка 2, стойка для крепления машинных ключей 3, кассеты для установки УБТ 4, подсвечник 5 для ручной расстановки свечей бурильной колонны, ограничитель подъема талевого блока 6, ротор 7, главный пульт бурильщика 8, электропривод буровой лебедки 9, воздухосборник 10, регулятор подачи долота 11, буровая лебедка ЛБУ-1700 12, ключ АКБ-3М2 13, пневмораскрепитель 14, кабина с КИП 15, магазин автоматической расстановки свечей 16, пульт управления СПО 17 и пульт управления вспомогательной лебедкой 18.

На буровой вышке (см. рис. 25.1, б) установлены: кронблок 1, балкон механизма переноса свечей 3, механик захвата и механизм подъема свечей, талевый блок, подвешенный на талевом канате 4, автоматический элеватор и вертлюг 5. При ручной расстановке свечей взамен талевого блока и автоматического элеватора применяют крюкоблок. Креме этого, на вышке расположены монтажный блок, подвижный центратор 2, нижний блок, укрытие, подвески машинных ключей и др.

На главной палубе (рис. 25.2) размещена циркуляционная система, включающая блок рабочих емкостей 1 общей вместимостью 120 м3. На блоках смонтированы: сдвоенное вибросито 6 для очистки бурового раствора производительностью 50-60 л/с, вакуумный дегазатор 7 для дегазации бурового раствора, пескоотделитель 2, шламовые насосы 3 для подачи воды или раствора в гидросмесители, механические 8 и гидравлические 4 перемешиватели. В зоне обслуживания крана, около вибросит, установлены специальные контейнеры для сброса шлама 5 выбуренной породы и отправки его на берег.

Под порталом на площадке установлены: противовыбросовое оборудование, включающее два плашечных превентора, универсальный превентор, гидроуправление превенторами и задвижками, манифольд; аварийный (ручной) привод закрытия и открытия плашек превенторов; трубопроводы гидравлического управления. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется дистанционно с двух пультов: основного, размещенного вне буровой площадки, и вспомогательного, установленного у поста бурильщика. В трюмах размещены: в отсеке запасных емкостей запасные емкости бурового раствора, в насосном отделении - три буровых насоса У87-М2 с электроприводами, два шламовых насоса и насос 9МГР.

В помещении для хранения порошкообразных материалов установлено

Рис. 25.2. Оборудование для приготовления и циркуляции бурового раствора

оборудование для хранения и транспортирования бентонита, барита и цемента (рис. 25.3), состоящее из бункеров для хранения 7, бункеров-весов 6, гидросмесителей 5, разгрузочного бункера 4, циклонов 3, трубопроводов сжатого воздуха 8 и трубопроводов вентиляции 2. Весь комплекс этого оборудования обвязан трубопроводами 1 с запорной арматурой в единую технологическую схему, обеспечивающую транспортирование сыпучих материалов для приготовления буровых и цементных растворов.

Порошкообразные материалы подают в бункеры с помощью сжатого воздуха. Бункеры снабжены резиновыми грибками для аэрации порошка, который поступает по трубопроводу в разгрузочный бункер, где воздух отделяется от порошка. Наиболее легкие частицы порошка вместе с воздухом поступают в циклоны, где воздух очищается от пыли и выпускается в атмо-

Рис. 25.3. Система приема, хранения и транспортирования порошкообразных материалов

сферу, а порошок, накопившийся в циклонах, периодически выгружается в мешок и подается на склад сыпучих материалов. Поступление и расход порошка контролируются с помощью бункеров-весов. Трубопроводная система пневмотранспорта выполнена так, что обеспечивает подачу сыпучих материалов из любого бункера к оборудованию по приготовлению буровых растворов, а также перемещение их между бункерами. Ниже дана краткая техническая характеристика этой системы:

Максимальная производительность системы, т/мин, при транспортировании:

При приготовлении бурового раствора бентонит или барит подают из разгрузочного бункера в гидросмесители, и приготовленный в гидросмесителях раствор поступает в запасные или рабочие емкости.

В помещении установлено цементировочное оборудование, состоящее из насосных агрегатов, установки для приготовления раствора, манифольда пульта управления процессом цементирования скважины.

Цементировочное оборудование (рис. 25.4) размещено в трюме среднего понтона и состоит из: цементировочного агрегата 5 с насосом 11-Т, продавочного насоса 4, водоподающего блока 3, бункера хранения цемента

1, бункера разгрузки 15, шиберной заслонки 14, распределителя цемента 13, цементно-смесительной воронки 12, приемной емкости цементного растворе 11, мерной емкости для продавочного раствора 9, устройства устья

6    5    4

Рис. 25.4. Цементировочное оборудование СПБУ «Бакы»

скважины 8, воздухопровода 2, цементопровода 7, всасывающего 10 и нагнетательного 6 трубопровода.

Цементный раствор приготовляют на специальной установке, состоящей из двух цементомешалок, приемного бака, водоподающего блока и разгрузочного бункера.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СПБУ

Специфика производства буровых работ в морских акваториях обусловила применение автономных энергетических установок, состоящих из дизель-генераторов, объединенных в единую энергетическую систему и устанавливаемых обычно в трюме, в машинном помещении с возможно большим удалением от устья скважины.

Непосредственно около исполнительных агрегатов и механизмов, размещаемых на открытых площадках и в помещениях, устанавливают индивидуальные электроприводы. Питание энергией этих приводов осуществляется с помощью электромашинной передачи, которая в условиях морского бурение приобретает решающее значение.

В последние годы преимущественное распространение получила система электропривода переменно-постоянного тока на базе силовых тиристорных преобразователей по схеме синхронный генератор - тиристорный преобразователь - электродвигатель постоянного тока.

Главный пост управления (ГПУ) СПБУ располагается вне машинных помещений на максимально возможном удалении от взрывоопасных пространств. Его оборудуют:

органами управления главных механизмов и механизмами подъема и спуска корпуса СПБУ;

приборами для контроля работы подъемных устройств; сигнализацией о готовности к работе подъемных устройств и системы дистанционного управления;

Рис. 25.5. Упрощенная схема электроснабжения СПБУ «Бакы»:

Г — основные генераторы переменного тока (1250 кВ-А, 400 В); БЛ — буровая лебедка: БН — буровой насос; Г1 — вспомогательные генераторы переменного тока (200 кВ-А, 400 В); М — электродвигатель постоянного тока; М1 — электродвигатель переменного тока; НП — насос системы гидроподъема; Р — ротор; С — конденсаторная батарея; Тр — понижающий трансформатор 400/230 В; ЦН — цементировочный насос

приборами для контроля положения корпуса СПБУ; устройствами для отключения любого из подъемных механизмов в случае его неисправности;

устройствами для включения аварийных стопорных устройств, разгружающих гидравлическую систему;

средствами связи и сигнализацией о неисправности в устройствах подъема и спуска корпуса СПБУ.

На рис. 25.5 приведена упрощенная схема электроснабжения на СПБУ «Бакы».

Приводная мощность буровых лебедок в зависимости от класса буровой установки колеблется в пределах 735-2200 кВт. Имеются случаи применения буровых лебедок приводной мощностью 3876 кВт (СПБУ «Дикси-лен-3-70») и насосной группы - 4853 кВт (СПБУ «Пенрод 61»).

Ниже в качестве примера приведены основное и вспомогательное оборудование энергетической установки СПБУ «Бакы» и их техническая характеристика:

Оборудование......................................................................................................................Основное    Вспомогательное

Дизель-генератор

Тип..............................................................................................................................................................ДГР 1000/750    ДГР 150/750

Системы:

судового отопления............................................................................................Паровая (в служебных помещениях)

общесудовой вентиляции........................................................................Искусственная и естественная (в быто

вых помещениях)

кондиционирования воздуха............................................................Круглогодичная, центральная, двухка

нальная с непосредственным испарением фреона (в жилых и служебных помещениях)

борьбы с пожаром................................................................................................Противопожарная защита по Правилам

Регистра РФ; противопожарные средства

ПЕРЕГОН И УСТАНОВКА СПБУ НА НОВУЮ ТОЧКУ

Перегон СПБУ на новую точку бурения - ответственная операция. Большинство СПБУ являются несамоходными, и для их буксировки применяют специальные буксирные суда. Различают два вида буксировки СПБУ: короткий перегон (переход) - буксировка с точки на точку в пределах разведываемой структуры и длительной перегон - буксировка СПБУ на дальние расстояния из одного разведочного района в другой, намечаемый к разведке, или на базу профилактического ремонта и осмотра. Коротким обычно считают такой переход, для которого требуется время не более времени гарантированного прогноза погоды (продолжительность примерно до 12 ч). Перегон СПБУ более 12 ч осуществляют при благоприятном прогнозе погодных условий (ветер, волнение и пр.). Допустимые величины ветра и волнения определяются проектом СПБУ.

На СПБУ при движении действуют следующие внешние силы (сопротивления): буксировочное сопротивление, т.е. сопротивление находящейся в покое жидкости; сопротивление встречного ветра; сопротивление, вызванное взаимодействием волн с СПБУ. Буксировочное сопротивление составляет 80 % общего сопротивления воды, 20 % приходится на волновое сопротивление. Незначительную величину составляет сопротивление трения. Буксировочное сопротивление также зависит от скорости буксировки. Воздействие на конструкцию буксировочного и волнового сопротивления исследуют на моделях в специальных бассейнах, а сопротивление ветра -обдувкой моделей в аэродинамической трубе. Буксировочное сопротивление СПБУ вследствие малой обтекаемости ее корпуса и большой парусности велико. Опасны случаи, когда СПБУ идет против ветра, поэтому для буксировки применяют мощные буксирные суда.

Перед буксировкой подвижный портал и все грузы закрепляют; все палубные отверстия и отверстия, ведущие в подпалубные помещения, должны быть задраены. На СПБУ оставляют минимальный состав команды, который выполняет работы по буксировке и установке на точку СПБУ.

До начала буксировки разрабатывают проект перегона, в котором в зависимости от расстояния, района плавания, достоверности и долгосрочное™ метеопрогноза указывают скорость буксировки, число и мощность буксиров, схему их расположения и мероприятия по осуществлению безопасного перехода. Проводят расчеты на прочность и остойчивость установки в целях определения надежности буксировки. Особое внимание обращают на длину опорных ног. При необходимости, для снижения парусности, верхние секции ног снимают.

В соответствии с Правилами Регистра РФ разрывное усилие буксирного троса (в кН) определяют по формуле

Рраз = 0,716SV ^

где 5п - площадь лобового сопротивления погруженной части СПБУ, м2; v6 -скорость буксировки, указанная в свидетельстве, узлы.

Длина буксирного троса для несамоходной СПБУ

l = 350 + 0,045Nc,

где Nc — характеристика для выбора якорного снабжения:

Nc = КХК2 Д2/3 + K3 A.

Здесь Д2/3 - объемное водоизмещение, принятое при осадке до центра знака грузовой марки, м3; А - суммарная площадь проекции конструкций, возвышающихся над ватерлинией, которая проходит через центр знака грузовой марки, на плоскость, нормальную к горизонтальной проекции якорной линии, м2; К1 - коэффициент, учитывающий форму корпуса К1 =1,5 для ПБУ с понтоном прямоугольной формы, К1 =1,75 для ПБУ с понтоном катамаранного типа и других подобных типов); К2 - коэффициент, учитывающий волновое воздействие; К3 - коэффициент, учитывающий ветровые условия якорной стоянки, принимают в соответствии с Правилами Регистра РФ. Значение К2 и К3 приведены ниже:

В мировой практике для транспортирования СПБУ применяют специальные транспортные суда. Например, СПБУ «Горилла 11» массой 18 тыс. т и с высотой опорных колонн 154 м транспортировали от Сингапура до Роттердама на судне «Майнти сервант 3» грузоподъемностью 25 тыс. т с размером палубы 180x140 м.

До установки СПБУ на точке бурения проводят инженерные изыскания грунта морского дна. Порядок и объем инженерных изысканий определяют в соответствии с программами изыскательских организаций, они регламентируются действующими инструкциями, методиками и другой нормативно-технической документацией проектных организаций и органов надзора. Устанавливают глубины воды, течения, лунные и штормовые приливы, величины 10-50- и 100-летних штормовых волн в данном месте установки. Одновременно определяют глубины воды с помощью батиметрической съемки мелкой координатной сетки на площади 1 км2 с центром в точке установки СПБУ. Промерные линии располагают на расстоянии не более 100 м друг от друга.

Керн отбирают на глубинах, превышающих глубину предполагаемого проникновения опор в грунт, а мелководную сейсмическую съемку проводят на 50 % глубже предполагаемого заглубления опор.

До подхода СПБУ к точке установки подготавливают якоря, якорные цепи и рейдовые бочки. Крановое судно с подготовленными комплектами подходит к месту, обозначенному буями, после чего якоря устанавливают так, чтобы СПБУ расположилась в определенном направлении по отношению к преобладающему в данном районе направлению ветра. Во избежание сноса вертолета на препятствия (при вертолетном обслуживании) диаметральную плоскость СПБУ устанавливают под углом 45° к преобладающему направлению ветра.

После установки рейдовых бочек СПБУ подводят на возможно близкое к ним расстояние и удерживают двумя буксирами. Затем разматывают с лебедок СПБУ с помощью вспомогательного судна швартовые тросы и закрепляют их на рейдовых бочках. После этого буксирным судном, соединенным с носовой частью СПБУ, дают натяжение тросам и наматывают на лебедки СПБУ швартовые тросы, фиксируя СПБУ в заданном месте. Затем приступают к спуску опорных колонн. Чтобы сократить время при подходе СПБУ к месту установки, опорные колонны предварительно опускают на глубину, исключающую касание колонн о морское дно при волнении. Во время спуска опорных колонн при достижении морского дна и вдавливании их в грунт осадка СПБУ начинает уменьшаться в результате действия веса СПБУ на опорные колонны. При этом крен платформы, возникающий вследствие неровностей и прочности грунта морского дна, допускается не более 1-1,5°. При заглублении опорных колонн в грунт и нахождении СПБУ в воде на колонны передается горизонтальная нагрузка от волн, действующих на корпус.

Корпус установки поднимают одновременно всеми подъемниками, устраняя при этом возникающие крен или дифферент. При подъеме корпуса задавливание колонн в грунт ведут в несколько этапов. Первый этап начинается, когда давление в цилиндрах достигнет 25 % давления, соответствующего номинальной нагрузке на колонну двн. Затем два диагонально расположенных подъемника колонн останавливают, а двумя подъемниками корпуса поднимают корпус до тех пор, пока давление в остановленных подъемниках не упадет до нуля, а в работающих поднимется до 45 % от двн. После этого аналогично задавливают вторую пару опор. Давление в опорных колоннах выравнивают, и подъем корпуса продолжают до тех пор, пока давление в рабочих полостях гидроцилиндров не достигнет 40 % от двн. После этого проводят повторное задавливание колонн, пока в гидроцилиндрах задавливаемых колонн давление не достигнет 75 % от двн. Затем давление опять выравнивают, и подъем корпуса продолжают. Следующее задавливание осуществляют при достижении давления 70 % от двн и т.д.

Подъем проводят до тех пор, пока корпус не выйдет из воды и не прекратятся удары волн о днище корпуса. После достижения максимального давления в цилиндрах подъемники останавливают и выдерживают 2030 мин. Если же при этом давление в подъемниках не изменится, то задавливание опор считают законченным. Затем выравнивают давление в цилиндрах подъемников, поднимают корпус на заданную высоту над уровнем моря, окончательно выравнивают его и закрепляют стопорящими устройствами, разгружая этим гидросистему подъема. Подъем закончен, и СПБУ установлена в рабочее положение.

Перед снятием СПБУ со скважины ее готовят к перегону на новую точку бурения. Снимают лишние грузы, а оставшиеся закрепляют, передвигают портал и закрепляют. Затем с помощью гидроподъемников приподнимают корпус и снимают механические стопоры колонн, после чего начинают спускать корпус. При спуске следят за керном и дифферентом корпуса и при их наличии проводят выравнивание, а также следят за распределением нагрузки от корпуса между колоннами.

Увеличение давления в нижней, неработающей, полости свидетельствует о снижении нагрузки на колонну.

После опускании и вхождения корпуса в воду приступают к выдергиванию опор из грунта. При выдергивании опоры могут легко выходить из грунта или вследствие присоса прочно держаться в грунте, корпус СПБУ в этом случае «затягивается» в воду. При этом может быть большой крен (или дифферент). В этом случае колонны выдергиваются попарно по диагонали корпуса, сначала по одной, потом по другой. После выдергивания колонн СПБУ поднимают в транспортное положение и закрепляют механическими стопорами.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СПБУ

В течение всего срока эксплуатации СПБУ должна обеспечивать безопасность производства работ при строительстве нефтяных и газовых скважин, что определяется живучестью установки, т.е. ее способностью противостоять аварийным повреждениям, возникновению и распространению пожаров, взрывов, сохраняя при этом в достаточной мере мореходные качества установки на плаву и ее эксплуатационные качества в рабочем положении при строительстве скважин. Живучесть СПБУ в положении на плаву обеспечивается выполнением «Наставления по борьбе за живучесть судов морского флота РФ», а в рабочем положении - по судовой части - выполнением Правил Регистра РФ, соответствующих инструкций и нормативно-технических документов.

При бурении могут быть опасны образования грифона вблизи работы СПБУ, нефтегазопроявления из бурящейся скважины, просадка опорных колонн в грунт, ледоход.

При появлении грифона за ним организуют круглосуточное наблюдение. В случае его продвижения к опорным колоннам работу на СПБУ прекращают, вызывают спасательные суда и подготавливают установку к снятию с точки бурения. Корпус приспускают и оставляют над водой на высоте 0,5-2 м (в зависимости от погодных условий). При необходимости корпус переводят в положение «на плаву». Колонны поднимают, и установка дрейфует до подхода судов. Решение о снятии СПБУ принимает начальник установки. При угрожающем положении начальник принимает решение о срочной эвакуации людей с установки спасательными судами или вертолетами. При неуправляемом нефтегазоводопроявлении, если все принятые меры не дали положительных результатов, начальник принимает решение об эвакуации людей с СПБУ.

При появлении крена или дифферента СПБУ бурение прекращают и подъемниками проводят выравнивание корпуса с последующим задавлива-нием колонн в грунт. Весьма опасен момент, когда при просадке одной из опорных колонн СПБУ продолжает стоять на трех колоннах. В этом случае при шторме вся нагрузка воспринимается тремя колоннами, что может привести к аварии, поэтому надо систематически контролировать положение СПБУ (не реже одного раза в неделю), а после шторма - несущую способность грунта под колоннами. Для этого корпус СПБУ приподнимают на 10-20 мм так, чтобы нагрузка передавалась на цилиндры гидроподъемника, а не через разгрузочные стопорные винты. При равномерной нагрузке давление во всех четырех рабочих полостях цилиндров одинаковое. Если это условие не соблюдается, то колонны задавливают повторно.

При наличии льда нагрузки на СПБУ от его воздействия устраняют систематическим обкалыванием льда ледоколами вокруг СПБУ. Опасно также обледенение опорных колонн вследствие резкого возрастания на них волновых нагрузок.

Для эвакуации людей на СПБУ составляют расписание тревог, устанавливают порядок оповещения по системе авральной сигнализации и радиотрансляции, назначают ответственных лиц по проведению каждой операции по эвакуации. Как указывалось ранее, весьма опасными операциями являются снятие СПБУ с оконченной бурением скважины, перегон и монтаж на новую точку установки. По статическим данным, значительная часть аварий происходит именно в этих случаях.

В остальном технология и техника строительства морских скважин и скважин на суше существенно не различаются.

25.5. ПОЛУПОГРУЖНЫЕ ПЛАВУЧИЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ (ППБУ)

НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ ППБУ

ППБУ применяют в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых структурах и месторождениях в акваториях с глубин 90100 м, когда использование СПБУ становится экономически неоправданным, до глубин 200 м и более.

ППБУ состоят из верхнего корпуса, стабилизирующих колонн и нижних понтонов. Колонны в верхней части присоединены к корпусу, а в нижней - к понтонам. Понтоны и корпус соединены между собой и с колоннами прочными трубчатыми связями.

Особенность конструкции установки при ее погружении в воду - резкое сокращение площади действия ватерлинии, что приводит к уменьшению волновых нагрузок на установку. В соответствии с Правилами Регистра РФ, ППБУ должна иметь клиренс не менее H1, м: в состоянии штормового отстоя

H = 0,6*50 + 0,5,

в рабочем состоянии

H = 0,5*50 + 0,5.

Рабочая (верхняя) палуба обычно представляет собой конструкцию трех-, четырех- и более), на которой расположены двух- и трехъярусные водонепроницаемые надстройки для размещения экипажа, а также энергетические и технологические блоки, складские помещения и другое оборудование.

Стабилизирующие колонны ППБУ разделены на водонепроницаемые отсеки, в которых находятся склады материалов, насосные отделения, цепные ящики и другое оборудование. Отсеки стабилизирующих колонн размещают на уровне ватерлинии, иногда их заполняют полиуретановой пеной или пенопластом. В нижних понтонах и стабилизирующих колоннах размещают цистерны с балластной и технической водой, топливом, маслом и др.

В последние годы на основании накопленного опыта конструирования и проектирования, а также эксплуатации ППБУ определилось направление в их создании, характеризующееся разработкой и изготовлением ППБУ двухпонтонной конструкции преимущественно с шестью-восемью стабилизирующими колоннами и прямоугольным корпусом.

Существуют три способа транспортирования ППБУ: с помощью буксиров, самоходный, комбинированный (буксировка в сочетании с самоходным). По способу фиксации ППБУ над устьем бурящейся скважины различают установки с якорным креплением при глубинах вод до 300 м и установки с динамическим позицированием — при более глубоких водах.

При разработке конструкции ППБУ должны быть выполнены следующие основные требования:

обеспечение наибольшей безопасности и остойчивости 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 числа помещений для хранения указанных запасов и механизация погрузочноразгрузочных работ;

простота и технологичность при строительстве и удобство при эксплуатации;

Рис. 25.6. Схема расположения оборудования на ППБУ «Садко-730»:

1 — вышка; 2, 6 — поворотные краны; 3 — бункеры для цемента, барита и бентонита; 4 — стеллажи для труб; 5 — склад бурильного инструмента; 7 — установка каротажа; 8 — буровые насосы; 9 — нижний корпус установки; 10 — крановый путь для подъемного крана противовыбросового оборудования; 11, 12, 13 — емкости для технической воды, топлива и балластной воды; 14 — лифт; 15 — распределительное устройство, приборы управления и защиты; 16 — генераторы; 17 — спасательные шлюпки; 18 — кабина капитана; 19 — вертолетная площадка; 20 — помещение управления; 21 — столовая; 22 — служебные помещения (офисы); 23 — буровая лебедка; 24 — ротор

минимальный расход материалов и снижение трудоемкости; учет конкретных районов применения ППБУ.

Естественно, в перечисленных требованиях есть противоречивость, и осуществить их в одной конструкции невозможно, поэтому при проектировании учитывают конкретные условия предполагаемого района применения ППБУ (глубину бурения, глубину воды, волнение моря, скорость ветра, ледовую обстановку и др.). На рис. 25.6 показана схема расположения технологического и общесудового оборудования на ППБУ «Садко-730». Ниже приведены некоторые технические данные этой установки (наиболее легкой из всего ряда «Садко»):

Тип буровой лебедки............. Е 3000

Длина цепи, м....................................................1000—1220

Мощность подруливающих устройств системы динамической стабилизации 4706 —18 382 кВт; допускаемая высота волны в рабочем положении

12,2 — 27,5 м, на стоянке 30,5 м; глубина воды 244 м.

ПЛАВУЧАЯ ПОЛУПОГРУЖНАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА

ТИПА «ШЕЛЬФ»

ППБУ 6500/200 типа «Шельф» предназначена для бурения разведочных нефтяных и газовых скважин глубиной до 6000 м при глубине моря до 200 м, а в Балтийском море — от 90 до 200 м. Конструкция установки включает шесть цилиндрических стабилизирующих колонн, два понтона прямоугольной формы и верхний корпус. Понтоны увязаны горизонтальными раскосами диаметром 2,35 м и наклонными подкосами диаметром 1,55 м. По наружному контуру под продольными и поперечными переборками установлены опорные балки прямоугольного сечения 1,8х1,2 м, которые опираются на стабилизирующие колонны и раскосы.

Водонепроницаемость понтонов, стабилизирующих колонн, верхнего корпуса и рубок обеспечивается в соответствии с требованиями норм «Суда металлические морские. Методы и нормы испытания корпусов на непроницаемость».

Основные размеры установки и ее составных частей (в м) приведены ниже:

Установка:

Таблица 25.1

Водоизмещение и осадка ППБУ в зависимости от ее состояния

Состояние ППБУ

Водоизмещение,

т

Осадка, м

Порожнее

Порожнее (с жидким балластом) Эксплуатационное Отстой при «жестком» шторме

*dсp^ d„, dк — оса/

11 600

1800

19 770 18 610

\ка судна средняя,

dсp = 4,75; d„ = 4,36; dк = 5,13*

4,83

14,3

12,0

нормальная и при качке.

ППБУ в рабочем состоянии (при строительстве скважины) обеспечивает работу при волнении до 6 баллов и скорости ветра до 17 м/с. Якорная система обеспечивает перемещение:

в режиме эксплуатации не более 4 % глубины моря (в Балтийском море начиная с 90 м и в Баренцевом — от 120 до 200 м);

в режиме шторма (ежегодного) — не более 8 % глубины моря; в режиме штормового отстоя (выживания) — не более 15 % глубины моря.

Эксплуатация ППБУ в Баренцевом и Балтийском морях на глубине 60 — 90 м обеспечивается:

в режиме бурения — при волнении моря не более 5 баллов и скорости ветра не более 12 м/с;

в режиме штормового отстоя — при волнении моря не более 10 баллов и скорости ветра не более 25 м/с.

Морские переходы ППБУ осуществляются при волнении не более 6 баллов. В табл. 25.2 указаны судовые и технологические запасы, обеспечивающие автономность эксплуатации установки в течение 30 сут.

Таблица 25.2

Судовые и технологические запасы ППБУ

Запасы

Количество запасов, т

при переходе

в эксплуатации

при штормовом отстое

Судовые:

топливо

400

800

800

масло

54

54

54

питьевая вода

35

70

70

техническая вода

70

140

140

пресная вода

126

239

239

Т ехнологические:

бурильный инструмент

50

50

50

бурильные и обсадные трубы

300

480

480

порошкообразные материалы

200

600

600

утлещелочной реагент (УЩР)

50

50

50

буровой раствор в цистернах

60

550

550

ИТОГО

1345

3033

3033

Для сбора отходов бурения на ППБУ установлены шесть контейнеров вместимостью 3,625 м3 каждый.

Требуемая осадка ППБУ при переходе и в эксплуатации обеспечивается заполнением или осушением цистерн жидкого балласта в понтонах.

Общая численность обслуживающего персонала составляет 73 чел. Персонал размещается в одно- и двухместных каютах.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ППБУ

Комплекс технологического оборудования предназначен для обеспечения всего цикла строительства скважины. Он включает:

комплексную буровую установку в блочном исполнении Уралмаш 6000/200 ППЭМ;

компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны на талевом блоке;

комплект цементировочного оборудования, состоящий из цементировочной насосной станции и системы приготовления тампонажных растворов;

установку для транспортирования и хранения порошкообразных материалов;

компрессорные станции высокого и низкого давлений; лабораторию буровых растворов и грунтов, фотолабораторию; помещение для хранения источников нейтронов; кладовую ЗИП технологического комплекса; комплекс подводного устьевого оборудования;

комплекс палубного технологического оборудования «Поиск» КПТО-1600-0М1;

комплекс каротажного оборудования; глубоководный водолазный комплекс.

Ниже приведена техническая характеристика буровой установки Уралмаш 6000/200 ППЭМ:

Средства механизации.................................................................................. КМСП-6500*, пневмокли

нья, буровой ключ АКБ-3М2-300, пневмораскре-

питель, вспомогательная лебедка (5 т)

Подача инструмента на забой..................................................................... Регулятор подачи долота

__РПД-111

^Комплекс механизмов с дистанционным управлением подъема, переноса и установки свечей.

Комплект цементировочного оборудования, состоящий из трех насосных агрегатов 11-Т и одного агрегата 4Р-700, обеспечивает наибольшее давление 70 МПа при подаче 5,82 л/с и 40 МПа при подаче 35,5 л/с. Оборудование расположено в помещении цементировочных насосов. Циркуляционная система состоит из пяти резервуаров для бурового раствора вместимостью 360 м3. Производительность системы по грубой очистке — 76 л/с, по тонкой очистке — 0,09 м3/с (по песку) и 0,045 м3/с (по илу). Имеется пять резервуаров вместимостью 36 м3 для жидких химических реагентов. Рабочие резервуары для бурового раствора снабжены 11-ю механическими перемешивателями.

Оборудование для очистки и приготовления бурового раствора расположено на верхней палубе на платформе по правому борту. Емкости для бурового раствора установлены на главной палубе по правому борту.

Оборудование для транспортирования и хранения порошкообразных материалов состоит из девяти бункеров хранения, двух разгрузочных (для барита и бентонита), двух циклонов СК-ЦН, системы трубопроводов, запорных и соединительных элементов. Общая полезная вместимость всех бункеров хранения 328,5 м3. Производительность пневмотранспорта при транспортировании: барита — 33,2, бентонита — 33,3, цемента — 50 кг/с.

Компрессорная станция состоит из установки низкого давления, обеспечивающей сжатым воздухом пневмотранспорт, управление буровым комплексом и систему управления подводным устьевым оборудованием; установки высокого давления для обеспечения сжатым воздухом буровой установки, систем натяжения направляющих канатов, морского стояка, систем водолазного комплекса и процесса опробования скважин. В комплект входят три компрессора ВШВ-2,3/230, два блока осушки. Максимальное давление воздуха в системе — 23 МПа, подача одного компрессора —

0,038 м3/с (2,3 м3/мин). Станция размещена на главной палубе по правому борту.

Подводное устьевое оборудование (ПУО) состоит из одного комплекта противовыбросового оборудования 540x210, одного комплекта противовыбросового оборудования 350x700, морских стояков СМ 610 и СМ 406, системы натяжения направляющих канатов, системы управления подводным противовыбросовым оборудованием, дивертором, устьевыми соединениями аварийной акустической системы манифольда и системы управления ПУО.

Стационарно устанавливаемое оборудование размещают на спайдер-ной и верхней палубах, а также подвышечном портале, нестационарно устанавливаемое — на спайдерной и верхней палубах (секции морского стояка, блоки превенторов, телескопической компенсатор, приспособления и инструмент).

Комплекс палубного технологического оборудования «Поиск» состоит из блока устьевого нагревателя, блока сепарации и измерения, мерной емкости, насосного блока, блока приема продукции, блока сжигания, установки утилизации пластовых вод, комплекта трубопроводной обвязки и системы контроля и управления.

Для обслуживания технологического оборудования на ППБУ установлены мостовые электрические краны, подвесные ручные краны и тали. Комплекс энергетического оборудования ППБУ включает: автономные энергетические установки, состоящие из дизель-генераторов, объединенных в единую энергетическую систему, в которую входят основные дизель-генераторы переменно-постоянного тока, тиристорные преобразователи и электропривод постоянного тока, тиристорные преобразователи и электропривод постоянного тока, соединенные по схеме синхронный генератор — тиристорный преобразователь — электродвигатель постоянного тока (аналогично системе, примененной на СПБУ);

вспомогательные дизель-генераторы переменного тока, питающие энергией электроприводы вспомогательных механизмов;

котельную установку, состоящую из двух котлоагрегатов КАВ 2,5/7 производительностью по 0,694 кг/с (2500 кг/ч), трех утилизационных котлов производительностью по 0,111—0,14 кг/с (400 — 500 кг/ч);

две опреснительные установки Д4У производительностью 0,16 —

0,135 кг/с (10—12,5 т/сут) каждая.

На ППБУ имеется 15 щелочных аккумуляторных батарей, объединенных в три параллельно соединенные группы напряжением 27,6 В для питания сигнальных огней «Не могу управлять», автоматики дизель-генераторов, прибора автоматической коммутации проблесковым огнем, предупредительного проблескового огня, пожарной системы жидкостного (химического) тушения и авральной сигнализации при выходе из строя основного питания или его отключении. ППБУ также снабжена пятью щелочными аккумуляторными батареями типа 5НК-125-Т, объединенными в пять параллельно соединенных групп с использованием в каждой группе в одной из батарей трех аккумуляторов напряжением 27,6 В для питания светильников малого аварийного освещения при выходе из строя основного питания или его отключении.

Для питания потребителей, имеющих напряжение, отличное от напряжения судовой сети, на ППБУ установлены соответствующие трансформаторы и преобразователи.

УПРАВЛЕНИЕ И КОНТРОЛЬ РАБОТЫ ППБУ

Управление и контроль работ ППБУ, уровень и объем средств автоматизации должны обеспечивать высокие технико-экономические показатели, удобство эксплуатации и соответствовать требованиям, предъявляемым к судам со знаком автоматизации А2 Правил Регистра РФ. Управление всем комплексом ППБУ осуществляют с главного поста управления (ГПУ), центрального поста управления (ЦПУ), центрального пожарного поста (ЦПП), постов управления буровым и технологическим комплексами и местных постов управления.

ГПУ размещают на палубе рубки 1-го яруса. В помещении ГПУ расположены пост управления положением ППБУ, в том числе погружением и всплытием, и судовой вертолетный командный пункт (СВКП). Пост управления положением ППБУ включает: пульт информационно-измерительной и управляющей системы стабилизации положения ППБУ системы «Якорь», средства внутрисудовой связи, пульт управления погружением и всплытием ППБУ с органами дистанционного управления балластными насосами, арматурой и приборами контроля параметров балластной системы, а также щитом сигнализации системы газоанализа.

СВКП предназначен для управления средствами обеспечения полетов вертолетов и оборудован выносным постом связи с вертолетом, приборами коммутации огней вертолетной площадки и средствами внутрисудовой связи.

ЦПУ расположен в выгородке машинного отделения, имеющего шумопоглощающую изоляцию и систему кондиционирования воздуха. За механизмами машинного отделения оператор наблюдает через иллюминаторы. Из ЦПУ осуществляют контроль и управление электроэнергетической установкой, вспомогательными механизмами, общесудовыми системами и тиристорными преобразователями с периодическим обслуживанием механизмов с местных постов. На пульте ЦПУ в приборных щитах установлены органы управления и приборы контроля.

В помещении ЦПУ расположены: центральный пожарный пост, органы управления пожарными и охлаждающими насосами, приборы контроля параметров пожарной системы, сигнализация о предельно допустимых концентрациях (ПДК) сероводорода, взрывоопасных концентрациях паров нефти и нефтяных газов, о падении давления продува электрооборудования и уменьшении перепада давления между технологическими помещениями. ЦПУ - основное место несения вахты машинной команды, оборудованное средствами внутрисудовой связи.

Пост управления буровыми и технологическими комплексами состоит из постов: бурильщика, бурового мастера, управления буровыми насосами, управления цементировочной системой, управления компрессорной станцией низкого давления.

С поста бурильщика управляют главными электроприводами, компенсатором вертикальных перемещений, ключом АКБ и вспомогательной лебедкой. Пост оборудован органами управления перечисленными механизмами, приборами, средствами внутрисудовой связи, пультом телевизионного контроля подводного устьевого оборудования. С поста бурового мастера осуществляют контроль работы бурового и технологического оборудования, газовый контроль воздушной среды в помещениях и пространствах технологического комплекса и контроль давления продува электрооборудования. Пост снабжен пультом показывающих приборов бурового мастера, приборами системы газового контроля, регистраторами, панелью технологической сигнализации, щитом автоматики газоанализа и продува электрооборудования технологического комплекса, средствами внутрисудовой связи, видеоконтрольным устройством ТВ ПУО, пультом аварийного закрытия превенторов, аппаратурой гидроакустического срабатывания типа «Охта».

Пост управления буровыми насосами установлен в помещении буровых насосов. Он включает пульты управления буровыми насосами и насосом глиноприготовления, пульт показывающих приборов циркуляционной системы и средства внутрисудовой связи. С поста управляют буровыми насосами и насосами глиноприготовления при бурении скважины.

Пульт управления цементировочной системой состоит из поста управления цементировочными насосами, пульта показывающих приборов цементирования, средств внутрисудовой связи. С поста осуществляют контроль и управление цементировочной системой при цементировании скважин. Пост установлен в помещении цементировочных насосов.

Пост управления компрессорной станцией находится в помещении компрессорной станции и состоит из щита управления компрессорами воздуха низкого давления и средств внутрисудовой связи. С поста осуществляют контроль и управление компрессорами воздуха низкого давления для технических нужд.

Местные посты управления расположены непосредственно у механизмов и предназначены для управления ими.

ППБУ также снабжена системами контроля и управления, включая дистанционное автоматическое управление работой основных и вспомогательных механизмов, основных и вспомогательных технологических и общесудовых установок и устройств.

ППБУ располагает:

системой контроля и управления механической установкой;

системой контроля и управления вспомогательными механизмами и системами;

системой контроля и управления судовыми системами;

системой контроля и управления судовой электростанцией;

системой контроля и управления охлаждением тиристорных преобразователей;

системой контроля и управления положением ППБУ;

системой контроля крена, дифферента и осадки;

Рис. 25.7. Схема расположения оборудования на ППБУ типа «Шельф»:

1 — вышка; 2 — трубы; 3 — ППБУ; 4 — вертолетная площадка; 5 — жилые и культурнобытовые помещения; 6 — поворотный кран грузоподъемностью 63 т

Рис. 25.8. Общий вид ППБУ типа «Шельф»

системой централизованного контроля;

системой контроля технологических процессов строительства скважин;

системой газового контроля технологических помещений; системой контроля давления продува электрооборудования и перепада давления в технологических помещениях;

системой контроля и управления комплексом оборудования опробования и освоения скважин «Поиск».

На рис. 25.7 показана схема расположения мест установки оборудования на ППБУ типа «Шельф», а на рис. 25.8 — общий вид этой ППБУ.

ПЕРЕГОН ППБУ НА НОВУЮ ТОЧКУ

Перед транспортированием проводят подготовку установки, заключающуюся в проверке оставшихся технологических и судовых запасов,

которые можно оставить на установке, исходя из обеспечения требуемой осадки и остойчивости при перегоне, убирают якорные цепи в цепные ящики, а якоря укладывают на специальные кронштейны.

Если буксировку проводят в пределах площади бурения и при благоприятной погоде, то переход допускается осуществлять при осадке, т.е. без всплытия установки.

Остойчивость ППБУ проверяют по формуле

K = Mc/Mv > 1,3,

где Мс - опрокидывающий момент; Mv - кренящий момент.

До начала транспортирования разрабатывают проект перегона, в котором в зависимости от района плавания, расстояния, достоверности и долгосрочное™ метеопрогноза указывают скорость буксировки, мощность и схему расположения буксиров и другие мероприятия, обеспечивающие безопасное транспортирование.

Буксировку ППБУ осуществляют с ограничением по погодным условиям. Обычно волнение ограничивается 5-6 баллами и ветер - 7-8 баллами. В практике расчеты прочности узлов и системы буксировки выполняют в соответствии с требованиями контролирующих органов и с учетом накопленного опыта. Основа определения расчетных нагрузок - скорость буксировки и нагрузки в наихудшем их сочетании. Если имеются две точки крепления буксиров, то буксировочные узлы рассчитывают каждый в отдельности на прочность, исходя из приложения к каждому полной буксировочной нагрузки на ППБУ.

Буксирное оборудование обычно включает в себя лебедку, буксирный трос, амортизационные узлы, устройства и снаряжения.

Лебедка должна быть надежно закреплена и иметь достаточное тяговое усилие для выбирания троса на барабан лебедки. Буксир должен иметь резервный буксирный трос на своем барабане для быстрой замены случайно разорвавшегося троса. Кроме статического тягового усилия, трос должен выдерживать и динамические нагрузки, вызываемые движением буксира и буксируемой установки. Коэффициент запаса буксируемого троса рекомендуется равным 2,5. Так как около 30 % повреждений троса происходит на кормовой палубе, то рекомендуется подготовить палубу в местах трения троса, обеспечивая его защиту различными защитными средствами.

По окончании транспортирования ППБУ наводят на точку бурения, по имеющейся схеме развозят якоря и якорные цепи. При наводке установку располагают таким образом, чтобы направление максимальной удерживающей силы системы удержания совпадало с направлением максимальных внешних воздействий окружающей среды. После раскладки всех якорей подтягивают якорные цепи, предварительно создавая их натяжение.

Натяжение определяется условием, при котором смещение ППБУ от начального положения при действии максимальных внешних сил было в допустимых пределах. Эти пределы для различных районов разные. По окончании раскладки якорей ППБУ переводят в рабочее положение путем заполнения балластом нижних понтонов до расчетного значения осадки для рабочего положения ППБУ.

При определении типа ППБУ для конкретного района работ изучают окружающую среду и, располагая достоверными данными о скорости ветра, высоте волн, скорости течения, ледовой обстановке и другими сведениями, приступают к рассмотрению характеристики ППБУ, ее возможности по обеспечению безопасности ведения буровых работ в этом районе с наибольшей экономической отдачей.

Особенностью эксплуатации ППБУ при бурении скважин является то, что такая установка, в отличие от СПБУ, находится на плаву и жестко не связана с морским дном. Связь ППБУ с морским дном осуществляется через водоотделяющую колонну (морской стояк). Ее верхний подвижный конец присоединен к ППБУ, а нижний с помощью телескопического соединения — к верхнему концу нижней секции, нижний конец которой шарнирно прикреплен к подводному устьевому оборудованию (ПУО), установленному на морском дне.

Морской стояк обеспечивает замкнутую циркуляцию бурового раствора и изоляцию ствола бурящейся скважины от морской воды. Находящаяся в морском стояке бурильная колонна подвешена через компенсатор вертикального перемещения на талевом блоке. Телескопическое соединение морского стояка и наличие компенсатора вертикального перемещения обеспечивают ограниченное перемещение ППБУ по вертикали по отношению к ПУО, жестко закрепленному на морском дне. Горизонтальное перемещение ППБУ по отношению к устью скважины ограничивается допустимой гибкостью бурильной и обсадной колонн и конструкции шарнира морского стояка. Обычно горизонтальное перемещение составляет 3 — 5 % глубины моря. Вертикальное перемещение ограничивается длиной хода компенсатора.

На рис. 25.9 показана схема сил, действующих на ППБУ. Эти силы подразделяют на три группы. К первой группе относят F1, F2, F3 — силы

внешних воздействий (ветра, волн, течений); ко второй — Р2 постоянные силы тяжести ППБУ; Q1, Q2    — силы поддержания ППБУ;


Р3 — силы тяжести технологических и судовых запасов, относящихся к медленно изменяющимся нагрузкам; к ним относятся также силы тяжести Р4, Р5 балласта в нижних понтонах. И, наконец, в третью группу входят Pi — допускаемая максимальная нагрузка на кронблок буровой вышки, создаваемая бурильной или обсадной колонной; Т1, Т2 — функциональные нагрузки от натяжения якорных цепей; Т3, Т4 — функциональные нагрузки от сил натяжения морского стояка.

Рис. 25.9. Схема сил, действующих на ППБУ

В процессе спускоподъемных операций нагрузка на кронблок изменяется в широких пределах — от нуля до максимального значения. Изменяются также нагрузки от натяжения морского стояка, якорных цепей, технологических и судовых запасов, сил тяжести балласта. Воздействие нагрузок от этих сил вызывает вертикальные и горизонтальные перемещения ППБУ. Эти перемещения ограничиваются конструкцией узлов и материала бурильной и обсадной колонн, а также конструкцией узлов морского стояка.

Современные ППБУ в режиме бурения могут выдерживать воздействие волн высотой 10—12 м, скорости ветра 18 — 24 м/с, скорость течения 1,5 м/с и более. Например, ППБУ нового поколения «Зейн барнес», рассчитанная на работу в водах до 1520 м, может бурить при ветре 38 м/с и высоте волн 20 м.

С увеличением скорости ветра и высоты волн выше допускаемых для данного типа установки бурение прекращают и ППБУ переводят в другой эксплуатационный режим — штормовой отстой. Для этого бурильную колонну поднимают из скважины, ослабляют натяжение якорных цепей, тросов, морского стояка в целях уменьшения действия на них усилий от ветра и волн. При этом горизонтальные перемещения допускаются, равные 7 — 10 % глубины моря. Подход судов и посадка вертолета запрещаются.

В случае жесткого шторма бурильные свечи убирают и укладывают их в горизонтальное положение на палубные стеллажи. Морской стояк разбирают и секции укладывают на палубу. Якорные цепи ослабляют больше, чем в первом случае. Во избежание ударов волн в конструкцию верхнего корпуса ППБУ увеличивают клиренс установки путем откачки балласта из нижних понтонов и уменьшения осадки. Указанные операции проводят в соответствии с требованиями нормативных документов, правил, предписаний и т.п.

Расположение подводного устьевого комплекса на морском дне внесло специфику не только в технологию бурения, но и в технологию крепления скважин. В частности, спуск, цементирование и герметизация обсадных колонн с плавсредств требуют определения допустимой скорости спуска обсадной колонны с учетом вертикального перемещения ППБУ для предотвращения гидравлического разрыва пласта; надежности ее подвески с помощью специальных подводных колонных устройств, заменяющих традиционную колонную головку, применяемую на суше.

25.6. БУРОВЫЕ СУДА (БС)

НАЗНАЧЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ

Удаление районов буровых работ от береговых баз, сложность и малая скорость буксировки, а также небольшая автономность снижают эффективность использования полупогружных буровых установок, поэтому для поискового и разведочного бурения в отдаленных районах применяют буровые суда.

Конструктивная особенность бурового судна — расположение на палубе оснащенной буровой вышки с подвышечным основанием, а внутри судна и на палубе — комплекса бурового и другого технологического оборудования и систем, обеспечивающих бурение нефтяных и газовых скважин в морских экваториях.

Обычно буровую вышку устанавливают в центральной части судна и скважину бурят через шахту, встроенную в судне. На некоторых судах после окончания бурения скважины буровые вышки опускают с помощью специальных устройств и укладывают в горизонтальном положении.

Основным режимом эксплуатации буровых судов является бурение скважины (85 — 90 % всего времени эксплуатации судна). В связи с этим форма корпуса и соотношение главных размеров определяются требованиями устойчивости и обеспечения стоянки с возможно малыми перемещениями. Вместе с тем форма корпуса должна соответствовать скорости передвижения судна не менее 10 узлов. Характерная особенность для буровых судов — малое отношение ширины к осадке, равное 3 — 4. Причем наблюдается тенденция уменьшения этого отношения, что можно объяснить расширением районов работы и требованиями повышения мореходности. Выбор главных характеристик судна зависит от требуемой грузоподъемности, которая определяется расчетной глубиной бурения скважин и автономностью судна.

Дедвейт современных буровых судов достигает до 5000 — 7000 т. Он включает жидкое топливо, жидкий буровой раствор, порошкообразные материалы, химические реагенты для приготовления бурового раствора, цемент, питьевую, техническую и пресную воду, обсадные и бурильные трубы, другие материалы и оборудование. Например, дедвейт бурового судна «Валентин Шашин» составляет 6990 т.

Дизель-электрическое буровое судно «Валентин Шашин» предназначено для бурения поисковых и разведочных нефтяных и газовых скважин глубиной до 6500 м на глубинах акваторий морей и шельфа до 300 м.

Корпус судна, оборудование, трубопроводы, кабели, расположенные на верхней палубе судна, изготовлены из материалов, обеспечивающих устойчивость к длительному воздействию низких температур (до —40 °С). Запасы расходных материалов, продовольствия, пресной воды и другие должны обеспечивать работу судна в течение 100 сут.

Производство буровых работ обеспечивается судном при перемещениях судна и метеорологических условиях, указанных в табл. 25.3.

Максимально допустимое отклонение судна от центра скважины при бурении скважины 0 — 5 % глубины воды, а при находящейся в скважине бурильной колонне (без ведения бурения) — 5—16 % глубины воды. Минимальная температура воздуха, при которой судно можно эксплуатировать для ограниченного района эксплуатации, составляет —25 °С. Максимальная температура воды +32 °С, минимальная —3 °С.

Безопасность судна обеспечена благодаря двойным бортам средней части корпуса. Спасательные средства рассчитаны на 100 чел. Фекальносточные воды обрабатывают в двух установках биологической очистки. Твердые осадки обработки складируют в контейнерах и периодически удаляют на берег. Нефть, извлеченная из бурового раствора, сжигают в специальной форсунке на факеле. Буровое судно состоит из трех отделений (рис. 25.10).

1. Носовое отделение разделено тремя твиндеками. В твиндеке № 3 (4100 мм от килевой линии) имеется помещение подруливающих устройств и вспомогательных двигателей. В твиндеке № 2 (7155 мм над килевой линией) 28 размещены: рефрижераторные помещения для сухой провизии, ус-

Максимальные условия буре

Предельные случаи сочетания

Предельные условия плава

№ п/п

Фактор

ния

I

II

ния (выживания)

(метеорологический параметр)

Совместная нагрузка от факторов 1 — 6 и рабочих нагрузок

Совместная нагрузка от факторов

1, 3, 4, 6

1

Скорость ветра, м/с

51,8

34

51,8

51,8

2

Постоянный крен, градус

3

2

3

3

Бортовая качка (полуамплитуда), градус

10/10

5/10

10/10

30/10

4

Килевая качка (полуамплитуда), градус

4/10

2/12

14/10

3/10

5

Вертикальная качка, м

3,6/8

3,6/8

6,6/8

6

Нагрузка (груз) на крюке, кН

33,8

22,5

Нет

7

Нагрузка от собственного веса подсвечника, кН

18

18

9

Примечания: 1. Для всех видов качки в знаменателе указаны периоды в секундах. 2. Центр бортовой качки (ниже основания буровой вышки) равен 13,2 м.

тановка для очистки сточных вод, две емкости для питьевой и две для бытовой воды. В твиндеке № 1 (10055 мм над килевой линией) 23 размещены кладовые для сухой провизии, вещевые кладовые, туалеты, баня, каюты для экипажа. В носовом отделении под главной палубой расположен форпик с цепными ящиками. В носовой части, в районе главной палубы 18, расположены: камбуз, прачечная, туалеты, помещения для хранения белья, столовые, каюты, палуба полубака 13 с якорной лебедкой и люком над помещением подруливающих устройств. В палубной надстройке размещены: служебные помещения, лазарет, каюты и туалеты, шлюпочная палуба 11 с двумя спасательными шлюпками 4, каютами с туалетами. В носовом отделении имеются также палуба ходового мостика 14 с рулевой и штурманской рубкой 5, радиорубкой, помещением для системы автоматического позиционирования и помещением для кондиционирования воздуха, верхняя палуба 12 с мачтой. Под твиндеком № 2 (6000 мм над килевой линией) 27 размещен трюм для хранения бурильных труб и установлены восемь емкостей для топлива, два креновых и два дифферентных танка и один балластный.

На высоте 3600 мм над килевой линией расположены кладовая с люком в твиндеке. У правого и левого бортов имеются цистерны для хранения сточных вод по 20 м3 каждая. На твиндеке размещены два трюма для складирования обсадных труб. Погрузочно-разгрузочные операции с трубами осуществляют краном через длинные люки на главной палубе. На этой же палубе установлены стеллажи для обсадных труб и секций водоотделяющей колонны. У правого борта находится кран 3 грузоподъемностью 40 т для погрузочно-разгрузочных операций.

2. В средней части судна расположены палуба обработки бурового раствора 15, буровая шахта 26 для пропуска бурового инструмента, подводного противовыбросового оборудования и других механизмов для производства буровых работ, а также колодец для водолазного колокола. Слева и справа от буровой шахты на палубе танков установлены бункеры 6 для цемента барита и бентонита.


Перед буровой шахтой, со стороны носовой части, смонтированы узлы гидравлической системы натяжного устройства. В этой части имеется также танк для пресной буровой балластной воды. На твиндеке № 2 (6800 мм над килевой линией) 25 за водолазным колодцем расположены лаборатория бурового раствора, кладовые для рекуператоров и компрессорная.

Твиндек № 1 (9300 мм над килевой линией) служит для хранения пре-венторного оборудования с поворотными платформами под буровой шахтой. По левому и правому бортам находятся мастерская превенторного оборудования, склады, компрессорное отделение, склад баллонов сжатого воздуха, декомпрессорные камеры, лаборатория и аппаратная подводного телевидения.

26

24    25    6    27    28


Рис. 25.10. Буровое судно «Валентин Шашин»:

а — вид сбоку; б — планы главной палубы, буровой площадки, палубы бурового раствора, верхней палубы, палубы шлюпок, вертолетной площадки, полуюта, капитанского мостика, палубы обработки бурового раствора, палубы мостика, палубы полубака и др., в — планы ах-герника, палубы бортовых цистерн, твиндеков и пр.


По левому борту размещены три цистерны циркуляционной системы бурового раствора, на которых установлены вибросита, дегазаторы, песко-отделители и другое оборудование для приготовления бурового раствора и его очистки.

На верхней палубе расположены вентиляторы и кабина бурового мастера. На буровой площадке 10 размещена оснащенная буровая вышка 1, портал 2, ротор, лебедка и другое оборудование. На палубе бортовых цис-

терн 22 установлены цистерны для бурового раствора, одна цистерна для химикатов, насосы для бурового раствора, цемента и т.д. (9300 мм над килевой линией).

Склад для мешков сыпучих материалов размещен на твиндеке № 2 (6800 мм над килевой линией) 24.

На главной палубе 18 установлены стеллажи для хранения труб 19, секции водоотделяющей колонны 17 и платформа с тележкой для подачи этих секций к центру скважины. У левого борта размещена платформа с оборудованием для опробования скважины и кран 8.

3. В кормовой части судна расположены полуют 16, отделение движителей 31 с приводами 30 и помещение буровых и вспомогательных насосов 29. Под твиндеком № 3 (4100 мм над килевой линией) 24 находится помещение для распределительных щитов, трансформаторов и др. Главное машинное отделение, пост управления, отделение вспомогательных механизмов и емкости для жидкого топлива и масла размещены на твиндеке № 2 (7600 мм над килевой линией) 21. На верхней палубе (9300 мм выше килевой линии) в ахтерпике 20 размещены рулевая машина и кладовая. В этой части также расположены: на главной палубе — вентиляционное отделение, мастерские, помещение аварийного генератора, котельное отделение, установка для сжигания отходов, одна рабочая шлюпка и кладовые, палуба юта со швартовым оборудованием и двумя спасательными шлюпками; в надстройке — вентиляционная, помещение для ацетилена, углекислоты, кислорода, фонарная кладовая. Над надстройкой с удлиненной платформой расположены каротажная установка, вертолетная площадка 7 с предохранительной сеткой, две стрелы для сжигания продуктов опробования скважины и площадки 9.

Взлетно-посадочная площадка (ВПП) 7 для взлета и посадки вертолетов ограждена брусом (комингсом). На ВПП предусмотрены устройства для швартовки и закрепления вертолета.

Технология бурения морских нефтяных и газовых скважин в основном не отличается от технологии бурения скважин на суше. Однако бурение скважин с буровых установок, находящихся на плаву (БС, ППБУ) во время проводки скважин, имеет некоторые особенности.

Буровое судно во время бурения перемещается относительно подводного противовыбросового устьевого оборудования, размещенного над устьем бурящейся скважины и закрепленного на морском дне. Для компенсации вертикальных перемещений бурильной колонны между талевым блоком и крюком монтируют специальное устройство — компенсатор вертикальных перемещений. Горизонтальные перемещения судна компенсируются специальным устройством — водоотделяющей колонной (стояком), устанавливаемым между подводным противовыбросовым оборудованием и палубой установки.

Буровая вышка испытывает дополнительные динамические нагрузки, возникающие во время качки, как при бурении, так и при переходе с оконченной бурением скважины на новую точку.

Циркуляционную систему промывки скважины, очистки и приготовления бурового раствора выполняют закрытой и замкнутой, так как применение открытой желобной системы вследствие качки судна затруднено.

Монтажная схема размещения технологического оборудования также отличается от схем на суше. Технологическое оборудование расположено на буровом судне с таким расчетом, чтобы при обеспечении технологических требований проводки скважины не нарушить общесудовых требований к проектированию буровых судов (мореходные качества, прочность, безопасность плавания и работы в открытых морских акваториях, а также другие требования соответствующих компетентных органов надзора за производством работ в морях). Остальные узлы бурового оборудования аналогичны узлам, применяемым на суше.

Рассмотрим технологическое оборудование, используемое на судне «Валентин Шашин».

Буровая вышка башенного типа, в соответствии с принятой в мировой практике методикой расчетов, рассчитана на четыре случая сочетания нагрузок, приведенных в табл. 25.3. Вышка оснащена механизмами спускоподъемных операций типа «V» фирмы «Байрон Джексон», компенсатором для компенсации вертикальных колебаний «NI Шаффер XS», талевым блоком, крюком, вертлюгом с допускаемыми нагрузками до 4900 кН, гибкими буровыми шлангами на рабочее давление 34,0 МПа.

Сварная конструкция подвышечного основания служит рабочей площадкой и базой для установки буровой вышки, шести натяжных устройств водоотделяющей колонны и направляющих шкивов натяжных устройств. В центральной части пола основания имеется проем размером 4100x4100 мм для пропуска блока ПУО. Двери в носовой части приводятся в движение пневмодвигателями мощностью 3,3 кВт. В кормовой части размещена площадка с тележкой для затаскивания секций водоотделяющей колонны в буровую. Под полом основания расположены три рабочие откидные площадки. В центре пола основания установлен ротор с проходным отверстием стола 1257 мм.

Кабина бурового мастера включает: пульт управления буровой лебедкой;

пульт управления устройством натяжения водоотделяющей колонны; пульт управления подводными превенторами;

дисплей автоматической системы удержания судна в заданной точке; мнемосхему управления потоком бурового раствора и др.; переговорное устройство и другое оборудование (указатели нагрузки на крюке, частоты вращения и вращающего момента ротора, расхода бурового раствора на входе и выходе из скважины, давления бурового раствора, содержания газа в буровом растворе, объема раствора в рабочих емкостях, плотности и температуры бурового раствора на входе и выходе из скважины, числа ходов бурового насоса, разности расхода бурового раствора на выходе и выходе).

На полу буровой размещены две пневматические лебедки с допускаемыми нагрузками соответственно 18 и 32 кН.

Система натяжения стояка состоит из трех пар натяжных устройств. С ее помощью регулируют натяжение каждого поддерживающего каната, прикрепленного к верхней части водоотделяющей колонны. Канат проходит через два двойных шкива на каждом конце натяжной системы и прикреплен к фиксатору на натяжном устройстве. Два натяжных устройства соединены со стальными тросами по противоположным сторонам стояка и, работая в паре, обеспечивают одинаковое натяжение каждой линии:

Максимальное натяжение каната, кН Максимальный ход, м:

360


каната,

поршня.

Натяжное устройство поддерживает требуемое натяжение канатов путем подтягивания или разматывания каната в зависимости от перемещения судна, вызванного волнением. Натяжной канат пропущен через шкивы подвижного и неподвижного концов натяжного устройства и представляет собой полиспастную систему.

Рядом с натяжным устройством установлены гидравлические сосуды высокого давления, которые соединены с цилиндром, заполненным маслом для создания буферного эффекта. Объем аккумулятора давления определяет изменение натяжения в зависимости от движения плунжера. Натяжение в канате обеспечивается за счет постоянства давления воздуха в аккумуляторе, которое поддерживается компрессорной установкой. Для аварийного случая имеются три воздушных баллона вместимостью 1700 л с давлением 21 МПа, с помощью которых обеспечивается быстрая подача воздуха в натяжное устройство.

Каждое из шести натяжных устройств состоит из цилиндра, поршня диаметром 400 мм, с ходом 3810 мм; двух воздушных масляных аккумуляторов вместимостью 125,4 л; двух блоков верхних и нижних шкивов; двух или трех направляющих шкивов (под полом вышки) и двух для каждой пары воздушных сосудов вместимостью 1500 л. Максимальное рабочее давление в системе 12,5 МПа.

Для питания сжатым воздухом имеются две компрессорные установки с подачей 0,00833 м3/с и давлением нагнетания 30 МПа. Производительность воздухоочистителя 0,01 м3/с. Система обвязки этих компрессоров соединена с системой обвязки компрессорных установок компенсатора вертикальных перемещений, что обеспечивает в случае необходимости использование компрессорных установок, исходя из конкретной обстановки.

Число натяжных устройств, устанавливаемых на буровом судне или ППБУ, определяется в зависимости от глубины моря. Например, при глубине моря до 914 м рекомендуется применять восемь натяжных устройств, для глубин моря 914—1829 м — от 12 до 14.

Современная технология бурения скважин предъявляет особые требования к приготовлению буровых растворов и их качеству:

оборудование по очистке должно обеспечивать качественную очистку раствора от твердой фазы, смешивать и охлаждать его, а также обеспечивать удаление газа из раствора;

оборудование по приготовлению, порошкообразные материалы, химические реагенты должны обеспечивать качество буровых растворов, механизацию их приготовления, а также систематический контроль параметров раствора.

Комплект оборудования по очистке бурового раствора включает: два вибрационных сита, три рабочие цистерны вместимостью 62,62 и 66 м3 для бурового раствора. На второй и третьей цистернах установлены по два пе-ремешивателя, дегазатор производительностью 63 л/с, пескоотделители из шести циклонов, илоотделитель из 16 циклонов со сменными полиуретановыми вставками.

В отделении, где установлены буровые насосы, размещены две цистерны для хранения бурового раствора вместимостью по 82 м3, две цистерны вместимостью по 55 м3, две емкости вместимостью по 20 м3 для приготовления бурового раствора и химических реагентов. На четырех емкостях для хранения бурового раствора установлены восемь перемешивателей, еще два перемешивателя — на емкости для приготовления бурового раствора и два — на емкости приготовления химических реагентов. На складе, где хранятся мешки с сыпучими материалами, находятся два смесительных бункера для барита и бентонита. Два смесительных бункера с химическими реагентами размещены в складе мешков над емкостью для приготовления химических реагентов. Один бункер с баритом, один бункер с химическими реагентами и два бункера с бентонитовым порошком установлены на цистернах.

Все электрооборудование, смонтированное в установке, выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Порошкообразные материалы (глинопорошок, цемент и химические реагенты) хранятся в 12 бункерах объемом примерно по 45 — 46 м3, расположенных по правому и левому борту на складах для хранения сыпучих материалов. В системе предусмотрены также два двухкубовых уравнительных бака для бентонита и цемента в контейнерном отделении, один бак для барита — на рабочей цистерне с буровым раствором и один бак в отделении буровых насосов. Все четыре бака снабжены измерителями массы.

КОМПЕНСАТОР ВЕРТИКАЛЬНЫХ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ

Компенсатор предназначен для устранения влияния вертикальных перемещений судна на бурильную колонну и другие устройства, подвешенные на талевом блоке. Кроме этого, он поддерживает постоянную нагрузку на долото и обеспечивает постоянное положение бурильной колонны относительно забоя скважины. Компенсатор также способствует повышению надежности операций по защите от выбросов, так как при закрытии плашек превентора бурильная колонна неподвижна, благодаря чему не происходит повреждения резиновых уплотнений плашек.

Существуют различные конструкции компенсаторов с расположением их на кронблоке или между талевым блоком и крюком. К преимуществам компенсаторов, размещенных на кронблоке, можно отнести отсутствие гибких шлангов высокого давления и возможность использования стандартных вышек. Однако их существенные недостатки — увеличение массы и повышение центра тяжести буровой вышки, увеличение износа канатов, наличие рычажного механизма, большая масса подвижных частей, трудность обслуживания узлов. По этим причинам компенсаторы с верхним расположением менее распространены. Компенсаторы, подвешенные на талевом блоке, широко применяют из-за их меньшей массы, возможности быстрой установки на стандартном талевом блоке. Во избежание увеличения высоты вышки компенсаторы выполняют с двумя силовыми цилиндрами, размещенными по боковым сторонам талевого блока.

Большинство применяемых компенсаторов — пассивного типа, что обусловлено простотой их эксплуатации. В этих конструкциях используется естественные процессы расширения и сжатия газа в баллонах аккумулятора, и изменение параметров газа происходит от воздействия нагрузки на крюке, без внесения другой дополнительной энергии.

В активных системах компенсации на параметры газа или жидкости воздействуют дополнительно, например с помощью принудительного перемещения поршня аккумулятора от гидравлической следящей системы. Такая система применена в компенсаторах, установленных на научноисследовательском судне «Гломар Челенджер». Использование активных систем компенсации увеличивает точность поддержания нагрузки на долото в пределах ±7 кН, что является важным в научно-исследовательских работах (при отборе керна и т.п.).

На судне «Валентин Шашин» установлен компенсатор вертикальных перемещений фирмы «NL Ракер Шаффер» (рис. 25.11).

Компенсатор состоит из верхней траверсы 19, шарнирно соединенной с талевым блоком 11, и нижней траверсы 16, на которой подвешен крюк. К траверсе 19 присоединены два гидропневматических цилиндра 14 и концы шести цепей 13. Цепи перекинуты через звездочки 9, закрепленные на концах штоков 10 гидропневматических цилиндров 14. Нижние концы цепей 17 соединены с нижней траверсой 16. Такая конструкция компенсатора обеспечивает увеличение хода компенсатора в 2 раза, определяемого расстоянием между траверсами 19 и 16, по сравнению с ходом поршней в гидропневматических цилиндрах.

Штоковая полость 15 цилиндров 14 заполнена рабочей жидкостью, а в полостях 12 находится сжатый воздух, который поступает от компрессора 2 или баллонов 1 и 4 включением с пульта 3.

На траверсе 19 установлены также два (по одному для каждого из цилиндров 14) масловоздушных резервуара 7 с разделительными поршнями. Пространства с жидкостью этих резервуаров через клапаны 8 сообщены со штоковыми полостями цилиндров 14.

С пульта управления контролируются давление сжатого воздуха, нагрузки на рабочие цилиндры, давление в резервуарах рабочей жидкости. Рукава высокого давления 6 на обоих концах имеют автоматический отсечной клапан 5, который срабатывает при обрыве рукавов. Регистрирующая и показывающая аппаратура дает сведения о расстоянии между траверсами, давлении воздуха и компенсируемой нагрузке.

Компенсатор имеет фиксатор 18, с помощью которого траверсы 19 и 16 могут быть соединены, и талевая система может работать, как в обычных буровых установках на суше.

На рис. 25.12 приведена схема пневматической системы компенсатора. Питание сжатым воздухом осуществляется от двух компрессоров 1 через дистанционно управляемый регулятор давления 6. При избыточном давлении компрессоры отключатся автоматическим регулятором давления 8. Далее воздух поступает через главный отсечной клапан 11 с ручным управлением и через зарядный клапан 16 с ручным управлением, клапаны 4 и линию управления 15 в баллон 3. Резервная линия 7 служит для подачи воздуха через клапан 9 с ручным управлением, клапан 10, линии 14 и 5 в баллон 2 для аварийных нужд. Из этого баллона воздух подается в систему с помощью клапана 12 и дистанционно управляемого клапана 13. Во время работы компенсатора воздух перемещается через клапан 19. Рядом подключены автоматические редукционные клапаны 20 и 21 с ручным управлением.

По трубопроводу 22 через клапаны 27 и 28, гибкие рукава 24 и автоматические отсечные клапаны 31, трубопроводы 36 и 40 воздух поступает в цилиндры 39 компенсатора.

Трубопроводы 36 и 40 соединены с продувочным клапаном 30. Для обеспечения синхронизации движения поршней цилиндров 39 ввиду упругости воздуха система снабжена аккумуляторами низкого давления 35. Масло из штоковых полостей цилиндров по линиям 37 через дроссели 38 перемещается в масляную полость аккумуляторов 35. Обратное перемещение масла из аккумуляторов при ходе поршней вниз происходит через обратные клапаны 34.

Рис. 25.11. Компенсатор вертикальных перемещений


Рис. 25.12. Схема пневматической системы компенсатора


Постоянное давление воздуха в аккумуляторах 35 поддерживается с помощью регулятора давления 32. Воздух подается через клапаны 33 с ручным управлением.

Для зарядки системы воздух подается через клапан 16, трубопровод 17, клапан 18, клапан 25, соединенные трубопроводом 23. Дроссели 26 обеспечивают медленную зарядку. При достижении требуемого рабочего давления обратные клапаны 28 и 29 устанавливаются в открытое положение, и система готова к работе.

25.7. БУРОВЫЕ ВЫШКИ ДЛЯ ПБС

Буровые вышки морских плавсредств (СПБУ, ППБУ, БС) и стационарных буровых платформ являются подъемным сооружением и предназначены для подвешивания талевой системы, колонны бурильного инструмента или обсадной колонны и труб при спуске их в скважину и подъеме из нее, поддержания на весу бурильного инструмента при бурении скважины, размещения кронблока, системы механизмов автоматизации и механизации спускоподъемных операций типа АСП и узлов соответствующего оснащения фонаря вышки.

На вышках морских буровых плавсредств, кроме отмеченных механизмов и узлов, устанавливают механизмы, компенсирующие колебания бурильного инструмента и водоотделяющей колонны при качке плавсредства во время производства спускоподъемных операций (СПО) и бурения.

Основные параметры, характеризующие вышку, включают общую грузоподъемность вышки, нагрузку на крюке, размеры верхнего и нижнего оснований, вместимость магазинов, расстояния от пола до балкона верхового рабочего, массу конструкции и др. Ниже приведены основные технические данные буровых вышек:

Тип вышки................................................................................................. ВБП54-320    ВБП53-320

Место установки...................................................................................... СПБУ    ППБУ и БС

БУРОВАЯ ВЫШКА ВБП54-320

Вышка (рис. 25.13) представляет собой решетчатую конструкцию башенного типа. Три нижние секции башни имеют форму параллелепипеда, а две верхние — форму усеченной пирамиды. Грани вышки выполнены в виде полураскосной решетки. Секции колонн 1 вышки изготовлены из труб диаметром 530x8 мм и скреплены между собой фланцевыми соединениями. Колонны передней грани вышки опираются на портал буровой платформы и крепятся к нему болтами. Колонны задней грани вышки также опираются на портал и присоединяются к нему.

Вертикальное положение вышки (центрирование) обеспечивается установкой прокладок: в передней грани между колоннами вышки и порта

лом и в задней грани — между колоннами вышки и ригелем рамы над буровой лебедкой.

Пояса 2 вышки коробчатого сечения присоединены к колоннам с помощью болтовых соединений. Каждый пояс огорожен двусторонними перилами. Раскосы 3 изготовлены из горячекатаных стальных труб и присоединены к косынкам поясов и колонн пальцевыми соединениями. В плоскости второго снизу пояса вышки размещена платформа верхового рабочего с магазином для ручной расстановки свечей, а также нижние (вспомогательные) гребенки магазина свечей комплекса механизмов АСП. В плоскости третьего снизу пояса вышки установлены балки, служащие опорами кронштейнов направляющих канатов центратора, верхних магазинов свечей и площадок для обслуживания механизмов. На внутренней стороне передней грани вышки к первому и второму поясам прикреплена шахта с маршевыми лестницами 4 и площадкой для обслуживания стояка манифольда. От третьего пояса до подкронблочной площадки установлена шахта с вертикальными лестницами 5.


На верхних концах колонн вышки закреплена подкронблочная площадка 6 с козлами 7.

БУРОВАЯ ВЫШКА ВБП53-320

Вышка башенная ВБП53-320 (рис. 25.14) предназначена для работы в технологическом комплексе буровой установки, установленном на ППБУ типа «Шельф» и ВС.

Грани вышки представляют собой полураскосные решетки. Нижние грани башни от пола до верхнего магазина — вертикальные, а верхние — наклонные. Колонны, изготовленные из труб, соединяются между собой фланцевыми соединениями. Пояса представляют собой сварные элементы двутаврового сечения. Внутри вышки по высоте расположены два магазина для установки пакета свечей. Угол наклона свечей равен 3°30'. На под-

кронблочной раме установлены кронблок, направляющие талевого блока, компенсатор и другие узлы.

В основном конструкция вышки аналогична конструкции вышки ВБП54-320.



НАГРУЗКИ НА ВЫШКУ

Морские буровые вышки работают при различных режимах эксплуатации:    бурении, производстве спуско

подъемных операций, спуске обсадной колонны, перегоне, переходе, штормовом отстое. Во всех перечисленных режимах на вышку действуют определенные нагрузки и их сочетания.

Для всех указанных режимов характерно совместное действие нагрузок, возникающих при качке плавсредства, и ветровых нагрузок. Исходными данными при расчетах служат параметры качки (период, амплитуда, высота волны, радиус волны), а также ветровые и технологические нагрузки, нагрузки от узлов и элементов вышки. Для каждого режима эксплуатации вышки необходимо определить расположение бурильной колонны и установить, какие элементы подлежат расчету. В табл. 25.4 в качестве примера приведены исходные данные для расчета буровой вышки типа ВБП53-320 (элементы расчета — колонны и решетки).

Определение нагрузок, вызванных качкой бурового плавсредства. При качке плавсредства на буровую вышку действуют следующие силы.

1. Инерционные нагрузки, возникающие при гармонических колебаниях плавсредства (рис. 25.15). Их определяют по следующим формулам:

Таблица 25.4

Исходные данные для расчета буровой вышки

Параметры качки

Ветровая нагрузка (скоростной напор), МПа

Условия эксплуатации буровой установки

Пери

од

коле

бания,

с*

Амплитуда градус*

Высота

волны,

м

Радиус волны г, м

Расстояние от платформы буровой до центра качки Zi, м

Нагрузка на крюке, кН

Расположение

бурильной

колонны

Спускоподъемные операции Спуск обсадной колонны

10

±5

6

3

23—25

4,3

3200

В скважине За пальцем

Перегон

±6,5

11

5,5

30—32

7,0

На стеллажах

Штормовой отстой

12

12

6

25—27

2000

В скважине

*Для бортовой и килевой качки.

Рис. 25.15. Схема сил, действующих на вышку

при бортовой качке

п    4п2

р1 у б = m0z;

Т1

при килевой качке

4п2

P1X к = т — Vz;

2

где т — масса участков вышки и оборудования, кг; хь т2 — периоды соответственно бортовой и килевой качки, с; 0 — амплитуда бортовой качки, градус; у — амплитуда килевой качки, градус; z — расстояние от центра тяжести участка вышки до центра качки, м.

2. Нагрузки, определяемые орбитальным движением судна на волне, вычисляют по следующим формулам: при бортовой качке

п    4п2    .    „

P2 у б = т — r sin 0;

Т1

при килевой качке

4П2

P2 x к = тr sin v ;

Т2

где r — радиус волны, м.

Нагрузки от вертикальной качки плавсредства учитывают путем введения коэффициента перегрузки п, увеличивающего расчетные нагрузки на участках вышки и оборудования. Нагрузки от участка (зоны), нормальные к оси вышки, определяют по формулам: при бортовой качке

Piy = п Pi sin 0;

при килевой качке

Нагрузки, действующие по оси вышки, находят по формулам: при бортовой качке

Piz = n Pi cos 0;

при килевой качке

Piz = n Pi cos у.

Коэффициент перегрузки

. + r 4п2

n = 1 +--.

g т

Эти коэффициенты рассчитывают для случаев перегона, СПО и штормового отстоя.

Нагрузки от элементов вышки и узлов оборудования, вычисленные в пределах данного участка (зоны), представляют в виде сосредоточенных сил. Силы инерции при вращательных перемещениях плавсредства около поперечной и продольной осей суммируют с силами инерции при орбитальном движении плавсредства. Эти суммарные силы определяют по формулам:

при бортовой качке

4П 2

Pv = m -^(0 z + r sin 0);

7    t2

при килевой качке

4П2

Px = m^^~ (у z + r sin у).

T2

Для удобства расчетов вычисленные нагрузки, действующие на вышку при разных режимах эксплуатации и видах качки, сводят в таблицу.

Определение ветровых нагрузок на вышку. Согласно СНиП, ветровые нагрузки на сооружения вычисляют как сумму статических и динамических составляющих.

Статическую составляющую которая соответствует установившемуся скоростному напору, учитывают во всех случаях. Нормативное значение статической составляющей

дн.с = qo к с,

где q0 — скоростной напор; к — коэффициент, учитывающий изменение скоростного напора по высоте (определяют в соответствии с требованиями СНиП); с — аэродинамический коэффициент.

Динамическую составляющую, вызываемую пульсацией скоростного напора, учитывают при расчете сооружений с периодом собственных колебаний более 0,25 с (мачты, башни и т.п.). Нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной по высоте жесткостью при учете только первой формы собственных колебаний допускается определять по формуле где днс — нормативное значение статистической составляющей ветровой нагрузки на уровне верха сооружения; х — коэффициент перегрузки (принимают по СНиП); ?— коэффициент динамичности; v — коэффициент, учитывающий пространственную корреляцию пульсации скорости ветра по высоте.

Помимо нагрузок на вышку также определяют ветровые нагрузки на узлы АСП, пакет свечей за пальцем, кронблок, талевый блок с компенсатором, балкон механизма расстановки свечей, направляющие талевого блока. Ветровые нагрузки рассчитывают для двух направлений: вдоль мостков и поперек них (килевое и бортовое направления). При определении давления ветра на узлы оборудования коэффициент динамичности не учитывают. Для удобства расчета вычисленные значения ветровых нагрузок для каждой зоны, действующих на все грани и на всех режимах эксплуатации, сводят в таблицу.

КОМПЛЕКС МЕХАНИЗМОВ КМСП-6500

Комплекс механизмов КМСП-6500 предназначен для механизации и частичной автоматизации СПО при бурении нефтяных и газовых скважин глубиной до 6500 м с плавучих полупогружных платформ.

При выполнении СПО комплекс обеспечивает:

совмещение во времени спуска и подъема колонны бурильных труб или незагруженного элеватора с операциями установки свечи на подсвечник, переноса ее с подсвечника к центру скважины и развинчивания или свинчивания свечей;

механизацию установки свечей на подсвечник и выноса с подсвечника к центру скважины;

автоматизированный захват и освобождение колонны бурильных труб;

механизацию наращивания бурильной колонны;

механизацию установки утяжеленных бурильных труб в специальные кассеты и обратно;

механизацию смазывания резьб замковых соединений бурильных труб, свечей.

Конструкция механизмов и узлов комплекса позволяет проводить СПО при скоростном напоре ветра не более 4,3 МПа, периоде бортовой и килевой качки 10 с, угле наклона в одну сторону не более 3°.

МЕХАНИЗМЫ И УЗЛЫ, РАБОТАЮЩИЕ В КОМПЛЕКСЕ

С МЕХАНИЗМАМИ АСП

Компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны предназначен для устранения влияния вертикальных перемещений полупо-гружной буровой платформы на бурильную колонну и другие устройства, подвешенные на талевом блоке. Он также поддерживает постоянную нагрузку на долото и обеспечивает постоянное положение бурильной колонны относительно забоя скважины. Механизм также способствует повышению надежности операций по защите от выбросов, так как при закрытии плашек превентора бурильная колонна неподвижна, что исключает повреждение резиновых уплотнений плашек.

Компенсатор (рис. 25.16) состоит из рамы 1, на которой симметрично

Рис. 25.16. Компенсатор вертикальных перемещений, работающий в комплексе с КМСП-6500

смонтированы два пневмоцилиндра 12.


I    Траверса 4 подвешена на пластинчатых

цепях 9, верхние концы которых, пройдя j    через ролики 14 штоков 13, соединяются с

пневмоцилиндрами 12. На штропах 7 к I    траверсе 4 подвешен автоматический эле-

I    ватор 6. Особенностью конструкции ком-

~L - пенсатора, в отличие от компенсаторов, не применяемых в комплексе механизмов АСП, является то, что рама 1 и траверса 4 имеют V-образные выемки 8, 10 со скосами 2, 3. Наличие выемок обеспечивает производство СПО механизмами АСП, выполняющими совмещение СПО с операциями свинчивания и развинчивания в условиях качки ППБУ, в сочетании с компенсатором вертикальных перемещений бурильной колонны в такой последовательности.

По окончании отработки долота на забое перед подъемом бурильного инструмента траверсу жестко соединяют с рамой 1 компенсатора и фиксируют ее в раме. Бурильная колонна 5 поднимается на длину свечи и садится на клинья ротора типа ПКР. После этого талевый блок с подвижным компенсатором перемещаются вниз по бурильной свече с С-образными выемками в раме 1 и траверсе 4. При этом верхний конец бурильной колонны 5 входит в подвижный центратор

11. Одновременно при перемещении талевого блока и компенсатора вниз буровым ключом бурильную свечу отвинчивают от колонны 5. Затем механизмом подъема и расстановки свечей осуществляют приподъем бурильной свечи из муфты замка бурильной колонны. Свеча механизмом захвата захватывается, вынимается через V-образные выемки, а затем механизмом расстановки свечей переносится и устанавливается на подсвечник и в магазины. Затем поднимают колонну на длину свечи, и операции повторяют. Бурильную колонну спускают в обратном порядке.

25.8. ПОДВОДНОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ ПОДВОДНОГО УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В практике бурения скважин с плавучих буровых средств (БС, ППБУ) широко применяют комплексы подводного устьевого оборудования (ПУО), устанавливаемые на морском дне. Такое расположение позволяет наибольшие смещения плавсредства от центра скважины, при этом установленное на морском дне оборудование меньше подвержено механическим повреждениям.

Комплекс ПУО предназначен:

для обеспечения при бурении скважины гибкой замкнутой технологической связи между перемещающимся от воздействия волн и течений БС или ППБУ и неподвижным подводным устьем, установленным на морском дне;

для направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления скважиной при бурении и др.;

для надежного закрытия бурящейся скважины в целях предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или при отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.

Существует несколько конструкций ПУО, обеспечивающих бурение скважин на разных глубинах моря — от 50 до 1800 м и более.

Большая глубина установки ПУО предъявляет высокие требования к его свойствам: оборудование должно быть прочным, вибростойким, способным выдерживать большие внешние давления, быть герметичным и надежно управляемым на расстоянии. Конструкция узлов комплекса должна обеспечивать точность стыковки узлов при монтаже и расстыковки при демонтаже. Качество стыковки должно быть высоким, обеспечивающим нормальную работу и управление ПУО.

Особое внимание уделяют расположению механизмов связи — натяжным устройствам, установленным на БС или ППБУ, которые подвергаются действию волн, течения и ветра.

Недостатки размещения ПУО на дне моря — сложность управления, эксплуатации и ремонта.

Многолетний опыт бурения с плавучих буровых средств определил в основном две типовые конструкции скважин с подводным устьем. В первой конструкции (для глубин скважин примерно 5000 — 6500 м) применяют фундаментную колонну (направление) диаметром 762 мм, кондуктор — 508 мм, первую промежуточную колонну — 340 мм, вторую промежуточную колонну — 178 мм. Диаметр эксплуатационной колонны обеспечивает спуск и установку двухколонных НКТ для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Благодаря такому сочетанию диаметров с большими зазорами между колоннами обеспечивается надежное крепление скважин.

Вторую конструкцию преимущественно применяют в условиях бурения на меньшие глубины при более простой конструкции скважин. В этой конструкции используют фундаментную колонну диаметром 762 мм, кондуктор — 406 мм, промежуточную колонну — 273 мм, эксплуатационную колонну — 178 мм.

В практике буровых работ на море с БС и ППБУ применяют одно- или двухблочную конструкцию ПУО. Некоторые одноблочные конструкции преимущественно используют на больших глубинах вод, в несложных двух-и трехколонных конструкциях скважин и на небольших глубинах бурения. Двухблочные конструкции применяют преимущественно на небольших глубинах вод, в сложных четырех- и пятиколонных конструкциях скважин и на больших глубинах бурения.

Преимущества одноблочной конструкции ПУО — сокращение времени на установку и монтаж комплекса, так как установленный одноблочный комплекс ПУО используется в течение всего времени бурения скважины. К недостаткам одноблочного ПУО следует отнести его большую массу (до 200 т) по сравнению с двухблочным, масса которого примерно 80 т.

Преимущества двухблочной конструкции — возможность ее применения при бурении глубоких скважин сложной конструкции, относительно малая масса каждого блока противовыбросового оборудования и возможность производства ремонта свободного блока. К недостаткам следует отнести затрату времени на демонтаж первого и установку и монтаж второго блока в процессе бурения скважины. а также потребность дополнительного места для хранения неработающего блока. В настоящее время за рубежом используют одноблочные конструкции ПУО с проходным отверстием диаметром 476,24 мм, которые практически обеспечивают бурение глубоких скважин сложной конструкции.

Американский нефтяной институт (API), обобщив многолетний опыт работы буровых компаний, разработал практические рекомендации по применению противовыбросового оборудования API РР-53, для наземного и морского бурения с подводным расположением устья скважин.

Для обозначения узлов стволовой части принят специальный код: А — универсальный превентор; G — вращающийся превентор; R, Rd, Rt — соответственно одно-, двух- и трехкорпусной плашечный превентор; X — универсальный плашечный превентор; S — крестовина; Сн — муфта высокого давления для соединения блока превенторов с колонной головкой или отдельных узлов в общей сборке стволовой части ПУО; Сь — муфта низкого давления для соединения морского стояка с блоком превенторов.

В зависимости от рабочего давления ПУО подразделяют на две группы: на рабочее давление 14 и 21 МПа и рабочее давление 35,70 и 105 МПа.

Пример схемы сборки противовыбросового оборудования при подводном расположении ПУО приведен ниже:

Рабочее давление, МПа.................... 14; 21    35,70; 105

Схема сборки..................................... QSACl; CHRACH;    CHRdRACi.; CHRdRACHA;

CHRRACH    CHRdRdACi.; CHRdRdAACi.

Двухблочный комплекс ПУО применяют в основном на ППБУ. Он включает:

блок плашечных одинарных (однокорпусных) превенторов с проходным отверстием 540 мм, универсальный сферический или другой конструкции превентор с проходным отверстием 540 мм на давление 21 МПа, соединительные муфты, опорно-направляющие рамы и другие узлы;

второй блок двух сдвоенных плашечных превенторов с проходным отверстием диаметром 350 мм на давление 70 МПа, универсальный превентор с проходным отверстием 350 мм на давление 35 МПа, опорную направляющую раму, соединительные муфты и др.;

два водоотделяющих стояка диаметром 610 и 406 мм; дистанционную систему управления блоками превенторов; временную опорную базу;

отклонитель потока с системой управления (дивертор); систему натяжения водоотделяющих стояков; систему натяжения направляющих тросов;

манифольды противовыбросового оборудования (регулирования и глушения);

компенсаторы бурильной колонны;

компенсаторы аварийных подвесных и устьевых головок со спусковым и испытательным инструментом и защитными втулками;

телевизионную камеру;

другое скважинное и палубное оборудование, входящее в комплект ПУО.

Весь комплекс подразделяется на палубный и подводный.

1. Палубный комплекс ПУО. На палубе 8 ППБУ (рис. 25.17) постоянно смонтированы:

натяжные устройства 1 с направляющими роликами 2, поддерживающие водоотделяющий стояк в постоянно натянутом состоянии и компенси-

рующие перемещения ППБУ относительно стояка, соединенного нижним концом с противовыбросовым оборудованием ОП;

лебедки 4 с приводом для намотки и хранения многоканальных шлангов дистанционного управления ОП;

лебедки 5 для подъема и спуска многоканальных шлангов 9 и коллекторов 11 дистанционного гидравлического управления;

главная электрическая панель бурильщика 3 для управления ПУО и мини-панель 6, гидравлическая силовая установка 7 с гидронасосами и пневмогидравлическими аккумуляторами;

манифольд регулирования дросселирования и глушения скважины 17; блок противовыбросового оборудования 18;

компенсатор вертикальных перемещений бурильной колонны, подвешенный на вышке;

натяжные устройства 19, поддерживающие направляющие канаты постоянно натянутыми и компенсирующие перемещение платформы относительно ПУО.

На платформе также размещены компрессорная установка высокого давления с блоком осушки воздуха, насосная установка для нагнетания рабочей жидкости в пневмогидроаккумуляторы, лебедки для намотки и хранения направляющих канатов, лебедка и барабаны для спуска телевизионной камеры, предназначенной для осмотра ОП, приемная телевизионная установка для приема и передачи от подводной телевизионной камеры, колонная головка с комплектом подвесных и устьевых устройств обвязки обсадных колонн, стенд для испытания блоков превенторов перед спуском на морское дно.

На палубе ППБУ, в безопасной зоне на большом расстоянии от рабочей площадки, установлена панель для управления ПУО в случае выброса, когда подход к главной панели невозможен.

Кроме того, на палубе размещены секции морских стояков диаметром 610 мм с телескопическим узлом для соединения с превенторным блоком и платформой. К 406-мм внутренней трубе телескопического узла в верхней части присоединено отклоняющее устройство (дивертор) для закрытия за-трубного пространства между бурильной колонной и корпусом устройства, предотвращающее выход газа в рабочую зону в случае проявления газа, который отводится по трубопроводу в сепаратор газа на сжигание. На палубе также расположены панель управления общими натяжными устройствами; каптажное устройство для закрытия скважины до установки эксплуатационного оборудования; водолазное оборудование; комплект монтажных, спусковых, технологических инструментов и приспособлений грузоподъемных кранов и другое оборудование, необходимое для эксплуатации и ремонта ПУО.

2. Подводный комплекс ПУО (см. рис. 25.17). Он состоит из водоотделяющей колонны (морского стояка) 10, многоканальных шлангов 9 и 15, коллекторов 11, плашечных превенторов 12, опорно-направляющего основания 13, опорной плиты 14, направляющих канатов 16, верхней и нижней гидравлических муфт, шарового соединения (углового компенсатора), телевизионной камеры, телескопического компенсатора и других узлов.

Одноблочный комплекс ПУО. На рис. 25.18 приведена одноблочная конструкция ПУО, обеспечивающая бурение многоколонных глубоких скважин (фирма «Камерон», США).

Превенторы с проходным отверстием диаметром 476,24 мм на рабочее

Рис. 25.18. Одноблочныи подводный устьевый комплекс:

1 — пульт бурильщика; 2 — пульт управления штуцерным манифольдом; 3 — аккумуляторная установка; 4 — гидравлическая силовая установка; 5 — дистанционный пульт управления; 6 — шланговые барабаны; 7 — гидравлический спайдер; 8 — верхнее соединение морского стояка; 9 — телескопический компенсатор; 10 — соединение; 11 — угловой компенсатор; 12 — нижний узел морского стояка; 13 — направляющие; 14 — подводные задвижки; 15 — цанговая муфта; 16 — опорная плита (фундаментная); 17 — акустический датчик; 18 — плашечные превенторы; 19 — штуцерный манифольд; 20 — морской стояк

давление 70 МПа позволяют бурить скважины с высокими пластовыми давлениями без замены блока превенторов. особенностью основных узлов блока превенторов является применение:

а)    плашечного превентора типа V-П, конструкция которого отличается от конструкции превенторов типа V тем, что он имеет более короткий ход крышки. В конструкцию введены гидрозатяжные болты крышек. Применено уплотнение крышек новой конструкции. В превенторе используются универсальные плашки, исключающие использование в блоке превенторов дополнительного превентора, так как конструкция плашек обеспечивает перекрытие труб колонны от 60,3 до 193,7 мм. В конструкцию включены суперрежущие плашки для резки УБТ диаметром до 177,8 мм, замков бурильных труб и обсадных труб диаметром до 339,7 мм;

б)    универсального превентора типа D18 3/4-10000 с проходным отверстием диаметром 476,24 мм, выдерживающего рабочее давление 70 МПа. Уплотнитель превентора. по данным фирмы, обеспечивает 365 закрываний на трубе диаметром 127 мм при давлении 70 МПа;

в)    цангового соединителя типа НС с диаметром проходного отверстия 476,24 мм на давление 105 МПа. Соединитель, по данным фирмы, при давлении 105 МПа выдерживает изгибающую нагрузку 4147,6 кН-м;

г)    универсального углового компенсатора, обеспечивающего работу подводного комплекса на глубине до 3050 м и выдерживающего нагрузку до 9070 кН. Особенность конструкции — наличие эластомерного элемента, состоящего из сферических стальных пластин и эластической набивки. Элемент может выдерживать большие сжимающие нагрузки и срезающие усилия. Компенсатор может отклоняться в любом направлении вокруг центра вращения при изгибе морского стояка;

д)    соединителя морского стояка с проходным отверстием 473 мм, выдерживающим нагрузку 9070 кН. Соединитель может работать на глубине моря до 3000 м. По данным фирмы, он выдержал испытания на изгибающую циклическую нагрузку, равную нагрузке предела выносливости материала (1 млн циклов). При глубоководном бурении морской стояк может произвольно отсоединиться от подводного блока превенторов в результате непредвиденных обстоятельств (прекращение подачи циркулирующей жидкости, потери циркуляции или случайного отсоединения линии). Во избежание смятия морского стояка в этой ситуации в подводном комплексе предусмотрена клапанная катушка для заполнения морского стояка водой. Датчик катушки приводится в действие, если давление внутри стояка понизится на 1,4 МПа по сравнению с давлением столба морской воды. При падении давления в морском стояке давление морской воды поднимет закрывающую втулку, и морская вода поступит в морской стояк, стабилизируя давление и предотвращая его смятие.

МОНТАЖ КОМПЛЕКСА ПОДВОДНОГО УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

После заякоривания ППБУ на точке бурения водолазы обследуют морское дно. По результатам обследования, после установления фактического расопложения платформы по отношению к месту, определенному проектом, и при соответствии данных по прочности грунта, полученных ранее при инженерных изысканиях, приступают к спуску ПУО и бурению скважины.

Строительство скважины и монтаж-демонтаж ПУО выполняют в такой последовательности.

Краном устанавливают фундаментальную плиту 5 (рис. 25.19) на откидные створки шахты. К плите с помощью срезных пальцев присоединяют направляющие канаты 2, закрепляют на плите уровень 6 определения наклона плиты. Подвешивают на элеваторе спусковой инструмент 4, снимают вкладыши ротора и, пропуская инструмент через проходное отверстие ротора, сажают его с элеватором на ротор. Затем к спусковому инструменту присоединяют телескопический компенсатор 1, наращивают бурильные трубы и, опуская бурильную колонну 9 до монтажной площадки, присоединяют ее к опорной плите. Выше спускового инструмента устанавливают направляющую штангу 3, втулки которой связывают с направляющими канатами, расположенными по диагонали. После этого опорную плиту приподнимают, открывают створки шахты, пропускают и сажают ее, спуская на морское дно. При спуске телекамеры 7 определяют угол наклона плиты, установленной на морском дне. Затем поднимают спусковой инструмент, разбирают его и на утяжеленных бурильных трубах спускают долото для бурения скважины диаметром 914 мм под фундаментную колонну диаметром 762 мм.

При неустойчивых породах сначала бурят скважину меньшего диамет-

Рис. 25.19. Схема спуска и установки    временной

фундаментной плиты:

1 — телескопический компенсатор; 2 — направляющий канат; 3 — направляющая штанга; 4 — спусковой инструмент; 5    —

опорная плита; 6 — уровень; 7 — телекамера; 8 — шарнирный узел; 9 — бурильная колонна; 10    —

телескопическая штанга

ра, а затем расширяют ее до требуемого размера. Скважину бурят на воде с открытой циркуляцией. По окончании бурения бурильный инструмент поднимают; спускают фундаментную колонну 2 диаметром 762 мм (рис.

25.20) с опорно-направляющим основанием 6. Для этого собирают несколько секций колонны, наращивают колонну до необходимой длины, включая секцию со звеном с упорно-центрирующими косынками, и пропускают это

Рис. 25.20. Схема спуска фундаментной колонны (направления):

1 — направляющий башмак; 2 — фундаментная колонна; 3 — направляющая штанга; 4 — спусковой инструмент; 5 — телескопический компенсатор; 6 — постоянное    опорно-направляющее

основание; 7 — направляющий пеньковый канат; 8 — направляющий канат

Рис. 25.21. Схема цементирования направления:


1    — пробка для выпуска воздуха;

2    — спусковой инструмент; 3 — цементировочный хвостовик из бурильных труб; 4 — обратный клапан; 5 — направляющий башмак звено через опорно-направляющее основание. Затем соединяют обе части опорно-направляющего основания, опускают колонну и подвешивают ее за устьевую головку в опорно-направляющем основании. Собирают цементировочный хвостовик 3 (рис. 25.21) из бурильных труб и на него навинчивают спусковой инструмент, к которому присоединяют телескопический компенсатор.

Рис. 25.22. Схема спуска и монтажа первого блока превенторов:

1 — временная устьевая головка; 2 — гидравлическая муфта; 3 — блок превенторов 540.21

Наращивая бурильные трубы, колонну спускают до монтажной площадки на ППБУ и соединяют спусковой инструмент с устьевой головкой. Между спусковым инструментом и телескопическим компенсатором устанавливают направляющую штангу 3 (см. рис. 25.20), в концевые втулки которой заводят направляющие канаты 7. Затем, наращивая бурильные трубы, опускают колонну до опорной плиты и после посадки колонны на плиту продолжают спуск до выбора половины хода телескопического компенсатора. С помощью телекамеры проверяют вертикальность опорнонаправляющего основания. После спуска колонны на проектную глубину ее цементируют до устья, поднимают и разбирают бурильную колонну (см.

25.21).

В случае слабых мягких грунтов опорно-направляющее основание устанавливают на грунт без применения опорной плиты. Обычно же опорнонаправляющее основание устанавливают с помощью его сферической опоры в воронку опорной плиты. Это обеспечивает горизонтальность основания при установке опорной плиты на неровное дно. Опорно-направляющее основание служит базой центрирования и установки блока противовыбросового оборудования при бурении и блока фонтанной арматуры — при эксплуатации с подводным устьем скважины.

Основание представляет собой сварную четырехугольную раму, по углам которой вварены четыре стойки для пропуска направляющего каната при спуске основания к подводному устью. На каждой стойке имеются продольные прорези для канатов, которые закрываются съемными планками.

После окончания работ по установке и закреплению опорнонаправляющего основания приступают к монтажу, спуску и установке блока 3 противовыбросового оборудования (рис. 25.22) с проходным отверстием диаметром 540 мм на рабочее давление 21 МПа и морского стояка диаметром 610 мм.

Сначала мостовым краном устанавливают и закрепляют на главной палубе временную устьевую головку, а на блоке превенторов размещают и закрепляют коллектор управления. Затем подачей давления по гидросистеме отсоединяют нижнюю муфту блока превенторов от тумбы и краном переносят блок 3 ближе к шахте буровой, устанавливают его на устьевой головке, нижней муфтой 2 соединяют блок ПО с головкой и к головке подсоединяют шланги управления. После этого коллектор управления снимают с блока ПО, устанавливают его на место хранения на палубе, краном перемещают блок к шахте спуска, заправляют направляющие канаты в направляющие стойки блока и опускают блок ПО, подвесив и установив его на опорных балках шахты спуска. Затем снова устанавливают коллектор управления на блок ПО, краном поднимают секцию морского стояка, скрепляют ее с блоком ПО и соединяют дублирующий коллектор управления на блоке ПО.

После этого на подготовленном роторе устанавливают монтажный спайдер, краном подносят и опускают через ротор на спайдер звено морского стояка и специальным ключом прикрепляют его к ниппельной части узла соединения. Затем дают натяжение направляющим канатам, приподнимают сборку ПО, открывают створку шахты и опускают сборку ПО, подвесив ее на клиньях спайдера за фланец морского стояка. На этом фланце закрепляют гидроакустический датчик индикатора угла отклонений морского стояка от вертикали.

Рис. 25.23. Схема спуска и цементирования кондуктора:

1 — спусковой инструмент; 2 — устьевая головка кондуктора диаметром 508 мм; 3 — цементировочный хвостовик; 4 — головка диаметром 630 мм без колонны; 5 — цементировочная пробка; 6 — колонна кондуктора

После этого наращивают секции морского стояка и к последней секции присоединяют телескопическое звено в сжатом виде. Сборку стояка и ПО подвешивают на монтажном спайдере и отсоединяют спусковой инструмент. Затем краном подводят отклонитель потока бурового раствора, присоединяют спусковой инструмент, поднимают, устанавливают и закрепляют отклонитель на ниппельной части внутреннего телескопического звена. Устанавливают траверсу крюка компенсатора бурильной колонны в крайнее нижнее положение и создают в пневмогидросистеме такое давление, чтобы усилие натяжения превышало вес морского стояка.

Рис. 25.24. Схема цементирования первой промежуточной колонны:

1 — устьевая головка; 2 — первая промежуточная колонна; 3 — гидравлическая муфта; 4 — блок превенторов

Затем натяжные канаты прикрепляют к неподвижной части телескопического звена, опускают сборку стояка и ПО, продолжая спуск талевого блока до выбора половины хода компенсатора, и гидромуфтой соединяют временную устьевую головку с устьевой головкой направления диаметром 762 мм. После этого выбирают слабину натяжных канатов, включают в работу натяжное устройство морского стояка, разгружают компенсатор бурильной колонны, освобождают внутреннюю трубу телескопического звена от стопоров, поднимают ее к подроторным балкам и тягами прикрепляют отклонитель потока к подроторным балкам.

Рис. 25.25. Схема спуска и уста-    г

новки второго блока превенто-    i

ров:

Присоединяют линии управления к отклонителю потока и уплотнительному устройству телескопического звена, освобождают спусковой инструмент и спускают защитную втулку отклонителя, подсоединяют отводной трубопровод и доливочную линию к телескопическому звену. Опускают на бурильных трубах испытательный инструмент до посадки его на подводное устье, закрывают плашечный превентор, подачей рабочей жидкости в систему гидроуправления проверяют герметичность соединений и поднимают спусковую колонну с испытательным инструментом.

Рис. 25.26. Схема спуска, цементирования и герметизации второй технической колонны:

1 — блок превенторов; 2 — уплотнительное устройство; 3 — подвесная головка; 4 — вторая промежуточная колонна; 5 — гидравлическая муфта


Затем собирают бурильный инструмент, спускают его и бурят скважину долотом диаметром 660 мм под кондуктор диаметром 508 мм до проектной глубины.

Бурильный инструмент поднимают в порядке, обратном описанному выше, демонтируют морской стояк, временную устьевую головку и блок ПО, спускают кондуктор, к последней секции которого присоединяют устьевую головку, и цементируют его (рис. 25.23). После этого опять приступают к

Рис. 25.27. Схема спуска, цементирования и герметизации эксплуатационной колонны диаметром 168x146x127 мм:

1 — второй блок превенторов (диаметр 346 мм, давление 70 МПа); 2 — уплотнительное устройство; 3 — подвесная головка; 4 — эксплуатационная колонна


сборке, спуску и установке блока 4 ПО с морским стояком (рис. 25.24). При этом блок ПО закрепляют гидравлической муфтой 3 на устьевой головке кондуктора диаметром 508 мм.

Скважину продолжают бурить под первую промежуточную колонну диаметром 340 м. Через блок ПО спускают обсадную колонну диаметром 340 мм. К последней секции промежуточной колонны присоединяют устьевую головку 1 (см. рис. 25.24). После спуска технической колонны на проектную глубину ее цементируют. Затем спусковой инструмент раскрепляют и поднимают, демонтируют морской стояк диаметром 610 мм и блок превентора диаметром 540 мм в порядке, обратном порядку монтажа данных узлов. Спускают и устанавливают блок превентора диаметром 350 мм на рабочее давление 70 МПа и морской стояк диаметром 406 мм (рис.

25.25).    После этого спускают и закрепляют в устьевой головке 2 диаметром 340 мм защитную цанговую втулку 3 и приступают к бурению скважины диаметром долота 311 мм под вторую промежуточную колонну диаметром 245 мм. Проходное отверстие ПО обеспечивает пропуск долота диаметром 311 мм и уменьшает кольцевой зазор ПО и морского стояка, повышая этим скорость восходящего потока бурового раствора.

Соединительные муфты на блоке ПО и морского стояка заменяют также на 346-мм, соответствующие присоединительным размерам ПО и морского стояка и рабочим давлениям.

После спуска на проектную глубину и цементирования второй промежуточной колонны из корпуса устьевой головки извлекают защитную втулку диаметром 340 мм, спускают на бурильных трубах испытательный инструмент и сажают его в конусное гнездо подвесной головки 3 (рис.

25.26)    диаметром 245 мм, закрывают плашки одного из превенторов и через линию глушения подают опрессовочную жидкость. Если давление падает, то довинчивают уплотнительное устройство 2 или заменяют его. Затем опять спускают защитную втулку диаметром 340 мм и приступают к бурению под колонну (или хвостовик) диаметром 173 мм (рис. 25.27). В случае спуска хвостовика после его цементирования приступают к бурению под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм (146 или 127 мм). Спускоподъемные и другие операции повторяются.

После спуска и цементирования обсадной колонны демонтируют морской стояк и блок ПО. Затем на бурильных трубах спускают каптажное устройство и устанавливают его на устьевую головку. Направляющим канатам дают натяжение до тех пор, пока не срежутся штифты, связывающие концы канатов с направляющими стояками. Канаты поднимают и закрепляют на палубе. По окончании строительства скважины устанавливают опознавательный буй (поплавок) с номером скважины.

ПУО БЕЗ НАПРАВЛЯЮЩИХ КАНАТОВ

Освоение нефтяных и газовых месторождений на больших глубинах моря обусловило совершенствование и создание новых узлов конструкции ПУО, и особенно морских стояков. На рис. 25.28 в качестве примера приведена схема ПУО без направляющих канатов фирмы «Камерон». В системе направляющего основания 15, блока превенторов и «верхней» цанговой соединительной муфты 10 конструкция обеспечивает использование их с сонарной системой подвода, включающей сонар, телекамеру, индикаторный высотомер и считывающее устройство, установленное на поверхности.

Блок превенторов включает нижнюю цанговую соединительную муфту 13, плашечные превенторы 17 и приемную плиту, которая имеет приемную втулку для соединения системы гидравлического управления, линий 21 глушения и штуцерной. Эти линии имеют безопасные клапаны с втулками дистанционного управления сверху.

Рис. 25.28. Схема ПУО без направляющих канатов:

I    — панель управления бурильщика; 2 — электроустановка; 3 — блок батарей; 4 — разделяющая установка; 5 — центральная панель управления; 6 — блок аккумуляторных батарей; 7 — лебедки электроком-муникационного и силового кабелей; 8 — коммуникационные и силовой кабели; 9 — шаровое соединение; 10, 13 — верхняя и нижняя цанговые соединительные муфты,


II    — универсальный превентор; 12    —

предохранительный клапан; 14 — направляющая воронка; 15    — направляющее

основание; 16 — отражатель и импульсный приемопередатчик для акустического управления; 17 — блок плашечных превенторов; 18 — вертлюг; 19 — система управляющего манифольда; 20 — цилиндрический превентор; 21 — линии глушения и штуцерная; 22 — дополнительная линия подачи жидкости; 23 — лебедка аварийного гидравлического шланга; 24 — силовая установка с панелью управления дивертером


Рис. 25.29. Схема ввода в опорную плиту бурового инструмента

1 — сонар; 2 — отражатели

Узлы стояка включают: узел нижнего стояка, превентор 20, шаровое соединение 9, соединительные части стояка и телескопический узел стояка с вертлюгом 18, обеспечивающим вращение на 360°. Аккумуляторы, элек-трогидравлические, гидравлические или мультиплексные управляющие устройства смонтированы в пучок вокруг соединительной цанговой муфты. Такая конструкция обеспечивает быстрое отсоединение стояка путем открывания цангового соединения муфты 10, в результате чего стояк снимается с блока превенторов. На ПБС постоянно установлены лебедки элек-трокоммуникационного и силового кабеля 7, блок аккумуляторных батарей 6, центральная панель управления 5, разделяющая установка 4, блок батарей 3, электроустановка 2, панель управления бурильщика 1, установка с панелью управления дивертером 24, лебедка аварийного гидравлического шланга 23, дополнительная линия подачи рабочей жидкости 22.

Монтаж ПУО начинают со спуска на морское дно опорной плиты, направляющего основания 15 или соединенных вместе опорной плиты и направляющего основания. К опорной плите перед спуском присоединяют откидные кронштейны, на концах которых установлены отражатели сонара 16. Эти кронштейны при прохождении через шахту находятся в сложенном виде и после прохождения шахты раскладываются.

После установки опорной плиты и направляющего основания приступают к бурению скважины диаметром 914 мм под 762-мм фундаментную колонну. Последнюю спускают, соединяют ее верхний конец с морским основанием и цементируют колонну до устья. Затем бурят скважину диаметром 508 мм под 476-мм колонну, спускают ее с прикрепленным к последней секции трубы 425-мм корпус (устьевую головку). После спуска колонны устьевая головка автоматически замыкается в 762-мм устьевой головке предыдущей фундаментной колонны, и спущенная колонна цементируется. Затем спускают блок превенторов. Во время спуска сонар 1 (рис.

25.29) и телекамера, установленные на нижней части спускаемого оборудования, посылают сигналы на отражатели 2, которые расположены на концах откидных кронштейнов направляющего основания, установленного на морском дне.

Телекамеры обеспечивают изображение спускаемого узла на экране панели в помещении управления на буровом судне.

Направляющая воронка 14 (см. рис. 25.28) внизу спускаемого узла помогает совместить его с направляющим основанием. Информация от сонара и телекамеры обеспечивает окончательное совмещение в пределах 100 мм. После этого с помощью цанговой гидравлической муфты соединяют спущенные блок противовыбросового оборудования с направляющим основанием и сонар с телекамерой поднимают. Затем спускают морской стояк и при подходе верхней цанговой гидравлической муфты, закрепленной на нижней части стояка, к блоку превенторов муфта совмещается и соединяется со специальным устройством-вертлюгом, установленным на верхней части блока превенторов. После соединения этих узлов стояк с муфтой поворачивается до совмещения всех гидравлических соединений и втулок штуцерной линии глушения. После этого муфты и втулки пропускают через предохранительную базовую плиту узла нижнего стояка и соединяют в приемной плите в верхней части блока превенторов.

Условия эксплуатации комплекса ПУО на больших глубинах потребовали создания соответствующих конструкций узлов.

Верхнее шаровое универсальное соединение стояка и блока превенторов рассчитано на нагрузку 4540 кН, глубину 1829 м. Конструкция соединения выполнена так, что контактируемые поверхности шара и гильзы обеспечивают только герметизацию соединения, а нагрузку воспринимает специальное шарнирное соединение типа DW.

Телескопический узел обеспечивает перемещение по вертикали до

18,3 м. Для уменьшения веса стояка к нему присоединяют плавучий материал или понтоны (поплавки).

Комплекс ПУО обеспечен системой аварийного отсоединения. Для этого на противоположных сторонах узла нижней секции стояка приварены кронштейны, на концах которых установлены приемные раструбы аварийного отсоединения с воронками диаметром 508 мм. Для выполнения аварийного отсоединения или соединения опускается специальный инструмент с сонаром и телекамерой на конце.

В комплексе ПУО применены многоступенчатая электрогидравличе-ская система дистанционного управления и аварийная акустическая система.

СИСТЕМЫ ДИСТАНЦИОННОГО УПРАВЛЕНИЯ ПУО

Системы дистанционного управления — составная часть ПУО. Они предназначены для дистанционного управления закрытием и открытием подводных превенторов, задвижек высокого давления, соединительных муфт и других узлов ПУО. Эти системы — наиболее сложная часть ПУО, от эффективности их работы зависит надежность управления бурящейся скважиной при газо-, водо- и нефтепроявлениях.

В настоящее время применяют в основном две системы дистанционного управления: гидравлическую, рекомендуемую для глубин моря до 610 м; электрогидравлическую (мультиплекс) — для глубин свыше 610 м. Кроме этого, в составе систем дистанционного управления используют акустические системы дистанционного управления, обеспечивающие связь и управление противовыбросовым оборудованием в аварийных ситуациях. Акустические сигналы посылаются и принимаются гидрофонами, расположенными на плавучей буровой установке и на блоке ПУО. Исполнительная часть акустической системы состоит из гидрофона, декодирующего устройства и исполнительного механизма.

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ

Гидравлическая система управления (рис. 25.30) состоит из следующих частей:

главная панель управления 7, расположенная на посту бурильщика, и вспомогательная 1, удаленная от рабочей площадки буровой;

гидравлическая силовая установка 10;

электрический силовой блок 2, установленный на главной палубе ППБУ или БС. Блок размещают вне взрывоопасной зоны, он обеспечивает электроэнергией органы управления и сигнализации;

многоканальный подводный шланг 15 с лебедкой 13;

подводный коллектор с каналом управления 16, лебедкой 14 и канатом для подъема и спуска коллектора 17.

На ПБС обычно устанавливают две гидравлические системы управления, одна из которых является дублирующей. Главная и вспомогательная

Рис. 25.30. Схема гидравлической системы управления ПУО:

1, 7 — вспомогательная и главная панели управления; 2 — электросиловой блок; 3 — электрокабель питания центрального гидравлического распределителя; 4 — направляющий желоб для спуска шланга; 5 — подвесной направляющий блок каната коллектора; 6 — многоканальный воздушный шланг управления от главной панели; 8 — многожильный электрокабель управления от малой панели; 9 — множильный электрокабель для передачи ответных команд от главной панели; 10 — силовая установка и центральный гидравлический распределитель; 11 — ведущий шланг к главной панели; 12 — соединительный гидравлический шланг управления канала А; 13 — лебедка с приводом для многоканального шланга; 14 — лебедка с приводом для подъема подводного коллектора; 15 — многоканальный шланг подводного коллектора; 16 — подводный коллектор; 17 — канат подъема коллектора; 18 — гидравлический соединительный шланг управления каналом Б

панели управления обеспечивают дистанционное управление универсальным и плашечными превенторами, задвижками манифольдов, соединительными муфтами блоков превенторов и морского стояка, запирающими устройствами и гидравлическими замками плашечных превенторов, селектором и регулирующим каналом в подводном коллекторе, а также запиранием подводного коллектора и подачей смазочного материала в шаровое соединение морского стояка. Кроме того, панели обеспечивают контроль за параметрами и работой системы.

Гидравлическая силовая установка и блок управления: принимают сигналы от панели управления и преобразуют их в команды, передаваемые с помощью рабочей жидкости по шлангу к подводному коллектору. Рабочая жидкость по команде селектора передается по одному из выбранных каналов управления;

передают команду в регулируемый клапан для изменения рабочего давления в универсальном превенторе;

передают ответные сигналы об использовании команд к панелям управления и с помощью насоса высокого давления осуществляют подзарядку гидроаккумуляторов;

приготовляют рабочую жидкость для работы системы и измеряют параметры в системе, передавая данные на контрольные приборы.

Многоканальный подводный шланг состоит из одного центрального канала большого диаметра, который служит для подачи рабочего давления к подводному коллектору, и соответствующего числа каналов малого диаметра для подачи команд с помощью жидкости к управляющим клапанам подводного коллектора.

Подводный коллектор:

направляет рабочую жидкость высокого давления в рабочие органы блока превенторов, снижает ее давление в цилиндрах превенторов с помощью регулирующего клапана (например, при операциях расхаживания бурильного инструмента);

соединяет все каналы при посадке сердечника коллектора в гнездо на блоке превенторов и надежно его запирает.

Шланговый барабан снабжен распределительными каналами для передачи основных команд к подводному коллектору. Высокое рабочее давление подается в барабан по отдельному гидравлическому шлангу 12 (см. рис.

25.30) через гидравлический вертлюг. Все электрические приборы панели управления и гидравлические коллекторы применяют во взрывозащищенном исполнении, вибростойкие и влагонепроницаемые.

Главная панель управления может быть гидравлического, электрического или пневматического действия. Соответствующие команды с панели могут подаваться гидравлическими, электрическими или пневматическими сигналами на главную гидравлическую силовую установку (гидрораспределитель), который трансформирует их в гидравлические импульсы, передаваемые к подводным клапанам управления.

НАГРУЗКА НА МОРСКОЙ СТОЯК

Морской стояк является одним из важнейших и ответственных узлов общего комплекса ПУО.

В процессе буровых работ морской стояк эксплуатируется в сложных условиях. Практикой работ установлено, что такие условия эксплуатации часто приводят к повреждению его отдельных узлов. Причинами повреждений морского стояка могут быть длительный период воздействия на узлы суровых морских условий, использование буровых растворов большой плотности, нарушение рекомендаций по эксплуатации, недостаточное на-

Рис. 25.31. Схема действия нагрузок на морской стояк:

1 — воздействие морских течений; 2 — воздействие ветра;


3 — усилия- натяжения нижней секции; 4 — верхняя секция морского стояка; 5 — натяжные устройства; 6 — телескопическое соединение; 7 — усилие от веса бурового раствора; 8 — усилие от веса морского стояка; 9 — шаровое соединение; 10 — нижняя секция морского стояка

тяжение нижней секции морского стояка и слабый контроль за изменением угла поворота шарового соединения при отклонении стояка от вертикали, использование недостаточно надежных узлов соединений, не соответствующих условиям работы в данном районе, а также недостаточный опыт работы при эксплуатации стояков и отсутствие соответствующей теоретической базы для их расчета.

Из-за отсутствия достоверных исходных данных и опыта эксплуатации иногда приходилось проектировать и конструировать узлы стояка путем экспериментирования и испытания их в условиях имитации предполагаемых нагрузок и воздействий реальной среды, которые не вполне соответствовали фактическим нагрузкам, возникающим в натурных условиях.

На рис. 25.31 приведена схема действия нагрузок на морской стояк. При вертикальных перемещениях ПБС во время качки морской стояк растягивается или сжимается, при смещении ПБС от центра скважины стояк изгибается. Морской стояк испытывает также горизонтальные нагрузки от морских волн, течений и ветра. Кроме этих нагрузок на морской стояк действует давление на стенки столба бурового раствора, заполняющего затрубное пространство между морским стояком и бурильной колонной.

Для обеспечения технологического процесса бурения скважины и необходимой при этом постоянной связи подводного устьевого оборудования с вертикально перемещающимся ПБС в конструкции морского стояка предусмотрено телескопическое соединение. В месте соединения нижней части морского стояка с блоком ПУО установлено шаровое соединение, компенсирующее изгиб морского стояка во время отклонения ПБС. На палубе ПБС размещено натяжное устройство для создания растягивающих усилий, прикладываемых с помощью натяжных канатов к верхнему концу нижней секции морского стояка.

При проектировании и конструировании элементов морского стояка большое значение имеют удачный выбор их конструкции и увязка в общей схеме конструкций узлов колонны стояка с узлами системы подвески. Это требует использования как в расчетах, так и в процессе эксплуатации достоверных данных об окружающей среде (волнение, течение, ветер и др.). Важную роль играет также систематическое и точное измерение усилий натяжения в канатах натяжных устройств нижней секции морского стояка. Для обеспечения этих требований натяжение морского стояка постоянно регулируется натяжными устройствами в зависимости от высоты волны и вертикальных перемещений ПБС. Требуется также систематический и точный контроль угла отклонения морского стояка от вертикали.

Большое внимание также уделяется выбору и нанесению смазочного материала, а также защите соединений морского стояка. Очень важно иметь систематическую и достоверную информацию о прогнозе погодных условий, чтобы в случае необходимости своевременно принять меры по отсоединению морского стояка от подводного устьевого оборудования, снятию ПБС с точки бурения и обеспечению ухода на отстой в штормовую погоду. Очень большое значение придается надежности в работе системы дистанционного управления подводным устьевым комплексом. Например, несвоевременная и ненадежная посадка коллектора в гнездо на блоке ПУО может привести к дополнительным работам по ремонту и наладке.

Для обеспечения надежности работы узлов морского стояка в течение ряда лет ведутся лабораторные и натурные исследования нагрузок, действующих на морской стояк. Разработаны программы аналитических исследований напряжений в морском стояке с помощью ЭВМ. Результаты расчетов сопоставляются с фактическими напряжениями, измеряемыми тен-зодатчиками, размещенными на морском стояке. Устанавливаются зависимости между максимальными напряжениями в стояке, углом отклонения от вертикали и усилиями натяжения. По мере увеличения усилия натяжения угол наклона и напряжения быстро уменьшаются и при достижении определенного минимума напряжения в узлах стояка опять начинают возрастать при дальнейшем уменьшении угла наклона.

25.9. СИСТЕМЫ УДЕРЖАНИЯ ПЛАВУЧИХ

БУРОВЫХ СРЕДСТВ НА ТОЧКЕ БУРЕНИЯ

НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ СИСТЕМ УДЕРЖАНИЯ

Системы предназначены для удержания в заданных пределах отклонения бурового плавучего средства (БС или ППБУ) от оси бурящейся скважины в горизонтальном направлении.

Обычно горизонтальное перемещение бурового плавучего средства (БПС) не превышает 5 — 6 % глубины моря. Вместе с тем в большинстве случаев бурят при горизонтальном перемещении, равном 2 — 3 % глубины моря.

Радиус максимального отклонения R = 0,06 H,

где 0,06 — максимальное относительное отклонение, ограничиваемое напряжениями в трубах водоотделяющей колонны и углом отклонения нижнего шарнирного, шарового или другой конструкции соединения; Н — глубина моря, м.

В зависимости от глубины моря Н все ПБС оснащают одной из четырех возможных систем удержания на точке бурения:

при глубинах моря до 200 м — с помощью якорных цепей или тросов либо комбинированной системы (якорных цепей и тросов);

на глубинах моря более 200 м — с помощью динамической системы стабилизации (динамического позицирования).

Буровое плавсредство и систему заякоривания рассматривают как единый комплекс, за исключением случаев экстремальных погодных условий.

В табл. 25.5 приведены принятые в мировой практике критерии проектирования и указаны операции заякоривания.

Система заякоривания включает якорные цепи, лебедку, стопорное устройство, роульс (устройство для изменения направления перемещения якорного троса).

В зависимости от местных условий, характеристики бурового плавсредства и других факторов применяют различные схемы расположения якорных цепей или канатов относительно БПС.

На рис. 25.32 показаны шесть наиболее распространенных в мировой практике вариантов заякоривания при воздействии нагрузок с любой стороны ; п — число якорных канатов.

Таблица 25.5

Проектные параметры п условия, используемые при определении систем заякоривания БПС

Параметр якорных канатов

Условия работ при наличии бурового стояка

Макси-

Макси-

мальный

мальное

угол

Условия

бурения

Макси

мальное

Провисание с под

смещение по

Положение стоя-

отклонения в

Промы

вочная

Выполняемые

натяжение

ветренной

горизон

ка

шарнир

жидкость

работы

стороны

тали, % от глубины моря

ном

соедине

нии,

градус

Нормаль

0,3 от

Номи

3

Присое-

4

Буровой

Бурение, спуск

ное бу

критиче-

нальное

динен

раствор

обсадных труб,

рение

ского

установка превентора, испытание скважин

Бурение

6

<10

Спускоподъемные

в ослож

операции, подъем

ненных

стояка, бурение

условиях

цементных пробок и другие буровые работы

Перерыв

о'

1

со

о'

Эквива

10

10

При

При стояке, под

в буре-

от крити-

лентно

необхо-

готовленном к

нии

ческого

двойному полному провисанию каната с подветренной стороны

димости

запол

нение

морской

водой

отсоединению, буровые работы не проводят. Работы выполняют при подходящих погодных условиях

Критиче-

0,5 от

-

Неогра

Отсо

-

-

Не проводят ни-

ские по-

критиче-

ничен

единен

каких работ, за

годные

ского

ное

исключением ма

условия

(необхо

димо

стравли

вание

якорных

канатов)

неврирования с якорными канатами. На буровой не должно быть людей

Рис. 25.32. Схема типовых вариантов систем заякорпванпя:

а, б, в — симметричные системы соответственно с п = 9, 8, 10; г, д, е — системы с якорными канатами (п = 8), расположенными соответственно под утлом 45—90° друг к другу, под углом 30—70° к оси платформы и под углом 30—60° к продольной оси судна

Якорные цепи или тросы выбирают в зависимости от ожидаемой нагрузки на них, глубины моря, характеристики рабочего оборудования, стоимости, наличия пространства для палубных устройств и других факторов.

Для заякоривания применяют два типа плоскозвенных цепей с распоркой: цепь со сваренными встык звеньями и замковую цепь.

В большинстве случаев для заякоривания применяют металлические канаты диаметром 57 — 76 мм (иногда до 90 мм). Преимущества металлических канатов: масса каната в морской воде в 5 раз меньше, чем масса цепи, и стоимость каната почти вдвое ниже стоимости цепи. Недостаток металлического каната заключается в том, что вследствие малой массы требуется большее развертывание троса до необходимой величины тангенциальной кривой провисания, а также в случае выхода каната из строя его следует заменять по всей длине. Масса нейлонового каната в 2 раза меньше массы металлического каната.

Якорные системы оснащают комплектом оборудования для регулирования натяжения якорных канатов, который включает тензометры и записывающую аппаратуру, непрерывно управляющую натяжением якорного каната и извещающую оператора об изменении высоты волны или направления ветра.

Системой натяжения управляют с пульта на основе информации, получаемой от датчиков, установленных на тросах.

Якорная система ППБУ «Шельф» пассивного позиционирования включает:

восемь якорей массой около 18 т каждый;

четыре якорные лебедки;

восемь якорных цепей длиной 1075 м калибра 76 мм с разрывной нагрузкой 4900 кН;

восемь направляющих блок-звездочек, обеспечивающих изменение движения якорной цепи, которые установлены на угловых колоннах ППБУ;

восемь комплектов специальных плавучих буев с буйрепами для обозначения прокладки якорей с помощью обслуживающих судов;

восемь механизмов крепления и аварийной отдачи якорных цепей, расположенных в цепных ящиках;

восемь силоизмерительных устройств, входящих в состав каждой якорной лебедки;

три запасных якоря, в том числе два с соединительными элементами для использования их в качестве дополнительных;

одну запасную цепь длиной 1075 м, один запасной комплект буйковой системы, хранящейся на берегу.

Управление лебедками осуществляют с местного или дистанционного поста управления. Якорные цепи хранят в цилиндрических ящиках, расположенных внутри колонн ППБУ. Якоря в походном положении хранят на специальных кронштейнах.

СИСТЕМА ДИНАМИЧЕСКОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ

На глубинах моря более 200 м якорные системы стабилизации не обеспечивают требуемые допускаемые отклонения ПБС от вертикальной оси устья бурящейся скважины, становятся массивными, и их применение неэффективно. По этим причина на глубинах более 200 м используют динамические системы стабилизации (динамического позицирования), которые по сравнению с якорными системами удержания имеют следующие преимущества:

обеспечивают требуемую технологией бурения точность позицирования ПБС;

осуществляют быстрое изменение курса БС или ППБУ в целях уменьшения бортовой и вертикальной качек;

обеспечивают быстрый уход с точки бурения и возврат на нее ПБС. Система динамической стабилизации представляет собой замкнутую цепь автоматического управления. Она включает:

цепь обратной связи с датчиками, определяющими координаты продольного и поперечного перемещений по осям х, у и угол поворота ф ПБС относительно принятых неподвижных координат;

блок сравнения, который определяет отклонения Ах, Ду, Дф действующего положения ПБС от его начального расчетного положения х0, у0, ф0;

пульты управления, имеющие прямую и обратную связи с двигателями и гребными винтами, рассчитывающие и подающие с командного пункта на двигатели и гребные винты команды для возвращения ПБС в начальное положение;

подруливающие устройства (двигателей и гребных винтов), обеспечивающие перемещение судна на величину Ах, Ду и Дф и возвращение его в начальное положение.

На рис. 25.33 в качестве примера приведена схема управления системой динамической стабилизации, применяемая на БС и ППБУ.

На автоматизированном пункте управления универсальная цифро-

Рис. 25.33. Схема управления ЭВМ системой динамической стабилизации:

1 — установка хо, уо; 2 — режим управления (автоматический, полуавтоматический, ручной);

3 — обратный контроль; 4 — ручной контроль; 5 — коррекция течения; 6 — опережение ветра

Получение данных Контроль и фильтрация

Положение судна

X

У

,*р

Расчет ошибок положения

Ах

(х-Х{)),

AV

O'-V,,/

Аф

rf<p-<p„J

Расчет тяги

Fx

. ИУ .

, N

Распределение тяги

Носовая '

Кормо-' вая '

Основ' пая

Управление двигателями

О П

вая ЭВМ по цепи обратной связи получает данные от внешних датчиков о положении ПБС в определенный момент. При этом угол поворота ф определяют гирокомпасом, а координаты x, у вычисляются системой акустического измерения AMS (Acoustic Measuring System). Эти данные имеют высокую точность, их используют в системе динамической стабилизации.

В случае возможных помех, во избежание прерывания сигналов о положении ПБС, причиной которых может быть прохождение косяка рыбы или выброс грязи, на ПБС установлены дополнительные датчики: отвесный креномер стояка, ультразвуковой гидролокатор (сонар), которые заменяют первичные источники акустического измерения. ЭВМ, получая и подтвер-

Рис. 25.35. Типовые схемы расположения гребных винтов и подруливающих устройств на буровом судне (а) и (б):

1, 2 — соответственно неповоротные и поворотные двигатели

Рис. 25.36. Схема размещения устройств системы динамической стабилизации:

1 — датчики; 2 — соединительные коробки центральной гировертикали; 3 — пульт управления бурильщика; 4, 19 — соединительные коробки гидрофонов; 5 — отвесный креномер; 6 — соединительная коробка отвесного креномера; 7 — флюгер; 8 — анемометр; 9 — помещение управления; 10 — источник питания; 11 — датчик креномера; 12 — груз; 13 — ответчики; 14 — ответчики инструмента; 15 — креномер стояка; 16 — опорный маятник; 17 — центральная гировертикаль; 18 — измеритель течения; 20 — соединительная коробка измерителя течения ждая данные о положении ПБС, вычисляет его перемещения относительно начального положения, рассчитывает продольные и поперечные усилия и вращающий момент, необходимые для его возврата в начальное положение, и подает команду на подруливающие устройства.

Для мгновенного противодействия порывам ветра, не дожидаясь его влияния на ПБС, в ЭВМ предусмотрена цепь опережения. Данные о направлении и скорости ветра поступают от анемометра и флюгера.

На рис. 25.34 показана схема связи датчиков окружающей среды, первичных источников информации AMS, вспомогательных источников и ЭВМ.

При выходе из строя системы акустического измерения ЭВМ автоматически подключается к вспомогательным источникам: креномеру с отвесом, креномеру стояка и другим источникам.

В целях надежного круглосуточного функционирования системы динамической стабилизации ее блоки дублированы, они представляют две параллельно замкнутые цепи автоматического управления. Для повышения надежности функционирования наряду с параллельным в схеме предусмотрено и перекрестное дублирование.

В системе динамической стабилизации имеются две ЭВМ: одна работает, а вторая в резерве. В случае неисправности работающей ЭВМ осуществляется автоматическое переключение на резервную ЭВМ. Система автоматической стабилизации включается в работу и контролируется оператором с главного пульта управления. Кроме этого, буровой мастер имеет пульт управления меньшего размера, который установлен на буровой площадке.

Основная часть электрического оборудования системы динамической стабилизации размещена в отдельном специальном помещении — зале управления (два гирокомпаса, две ЭВМ, два шкафа управления периферийными устройствами, две системы АМ, два телетайпа, шкаф общих цепей, главный пульт управления). В специальном зале, вблизи зала управления, установлены батареи питания, выпрямители и преобразователи напряжения. Остальные устройства размещены на борту ПБС. Гидрофоны и преобразователи запроса обычно устанавливают на углах квадрата или прямоугольника вокруг шахты.

На ПБС применяют различные сочетания горизонтальных продольных и поперечных подруливающих устройств. Мощность и расположение подруливающих устройств выбирают с учетом получения максимальной поперечной и продольной тяги, вращающего момента и обеспечения противодействия внешним силам, даже при аварии одного или нескольких подруливающих устройств. Поэтому тяга, развиваемая двигателями винтов, должна быть примерно на 50—100 % больше средней тяги, рассчитанной при проектных значениях ветровой нагрузки и силы течения. Соответственно должен быть запас мощности, определяемый разностью между максимальным тяговым усилием и усилием, необходимым на преодоление средних нагрузок.

На рис. 25.35 приведены размеры расположения гребных винтов и подруливающих устройств, а на рис. 25.36 схема размещения устройств системы динамической стабилизации на судне.

МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Особенность работ по освоению морских месторождений — кратное увеличение капитальных вложений по сравнению с капитальными вложениями для освоения аналогичных по запасам месторождений на суше. Рис. 25.37 иллюстрирует динамику роста коэффициента стоимости в зависимости от глубины моря. Как видно, при глубине моря 5 м стоимость работ увеличивается в 2 раза, при глубине 180 м — в 8 раз, а при глубинах более 180 м стоимость работ продолжает резко возрастать.

Рассматривая структуру стоимости, следует отметить, что основная доля идет на строительство гидротехнических сооружений и приобретение технических средств.

В зависимости от условий окружающей среды резко растет общая стоимость, а также доля стоимости обустройства в общей стоимости работ по разработке месторождения. Если стоимость работ в Мексиканском заливе по обустройству составляет 42 %, то в Северном море она составляет 57 % общих затрат на освоение. В северных и арктических районах доля затрат на обустройство увеличивается еще больше. Условия окружающей среды и оценка запасов месторождения определяют весь комплекс технологических решений и выбор технических средств для разработки и обустройства данного месторождения.

Особенность разработки морских нефтяных и газовых месторождений на МСП состоит в том, что в проектах для снижения затрат на дорогостоящие гидротехнические сооружения предусматривают разработку месторождения, включая бурение скважин, добычу и подготовку нефти с кустовых стационарных платформ. При этом часть эксплуатационного обо-

рудования размещают на буровой стационарной платформе, а вторую часть, которая на первом этапе эксплуатации месторождения не применяется, — на отдельной стационарной платформе.

ОСОБЕННОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С МСП

Вследствие большой стоимости гидротехнических сооружений проектами разработки предусматривается, чтобы данное месторождение было разбурено с минимального числа стационарных платформ. Число платформ и скважин на одной платформе определяют, исходя из площади месторождения и глубины залегания продуктивного горизонта, обеспечивающего на данной глубине максимально допустимое отклонение скважины от вертикали и качество проводки наклонно направленного ствола скважины современными техническими средствами. Эффективность разработки морских нефтяных и газовых месторождений повышается благодаря одновременному бурению скважин и добыче нефти или газа с пробуренных скважин на этой платформе.

Для обеспечения одновременного проведения этих работ наряду с конструктивными особенностями платформы (наличием многоэтажных палуб) устанавливают определенную последовательность работ при бурении скважин. В частности, сначала спускают все направления на платформе, а затем делят скважины куста на мелкие группы и спускают кондукторы в одной группе, после чего поочередно бурят каждую скважину этой группы. Затем переходят к бурению следующей группы, а из законченных скважин добывают нефть. Иногда разбуривают группу скважин, и буровую установку передвигают на другой конец платформы, а из законченных скважин добывают нефть. При бурении вблизи эксплуатируемых скважин добычу нефти на последних временно приостанавливают в целях обеспечения безопасности производства буровых работ.

В морском наклонно направленном бурении, как и на суше, используют забойные двигатели: турбо- и электробуры, винтовые двигатели. Для ускорения и обеспечения качества строительства наклонно направленных скважин применяют методики расчета траекторий скважин с использованием промежуточных компьютерных программ на месте работ без применения стационарных ЭВМ. Это позволило снизить стоимость буровых работ. Одним из основных критериев методики расчета является прокладка траектории новой скважины в пределах цилиндрического «коридора» диаметром около 15 м, не пересекающегося с ранее пробуренными скважинами.

В морском бурении начато широкое использование систем измерения параметров в процессе бурения. Эти системы содержат три основные подсистемы: заборные датчики и блок нормализации параметров; средства передачи информации с забоя на поверхность; поверхностное оборудование для приема, расшифровки и воспроизведения на дисплее переданной информации. Приборы выполнены в одном блоке для измерения угла наклона и азимута скважины, ориентирования на забое при неподвижной бурильной колонне, снятия гамма-каротажных и электрокаротажных диаграмм, определения нагрузки на долото, вращающего момента, а также температуры и давления в затрубном пространстве.

Приборный блок при необходимости комплектуют и другими устройствами. Применение этих систем измерения сокращает время бурения и повышает качество проводки наклонно направленных скважин, что особенно важно в морском бурении при относительно высокой стоимости эксплуатации буровой установки.

В практике работ используют в основном две системы: систему, в которой передача сигналов осуществляется методом импульсной телеметрии в буровом растворе, и систему, в которой сигналы передаются по электромагнитному каналу (приборы ЗИС-4, ЗЦТ-1 и др.).

В морском наклонно направленном бурении высокие техникоэкономические показатели обеспечивают благодаря применению забойных двигателей в сочетании с буровыми долотами режущего типа, оснащенных алмазно-твердосплавными пластинами, и использованию соответствующих буровых растворов.

Геологические особенности морского бурения:

относительно меньшее значение горного давления в породах вследствие того, что часть пород более высокой плотности заменяет морская вода плотностью 1,03 г/см3, в особенности в глубоководных акваториях. Это учитывают при ликвидации проявлений скважины во избежание гидроразрыва;

меньшая, чем на суше, глубина залегания газоносных пластов. Одной из технических особенностей бурения является то, что в связи с принятыми конструкциями скважин площадь поперечного сечения затрубного пространства больше, чем у скважин на суше, и при малых и средних притоках газа давление в затрубном пространстве повышается сравнительно незначительно.

Бурение под кондуктор при наличии водоотделяющей колонны может привести к гидроразрыву пласта ниже башмака направления. Во избежание осложнения в направлении рекомендуется предусматривать отверстие для выпуска шлама и промывать скважину при бурении под кондуктор морской водой или применять обратную промывку с использованием газ-лифтного выноса шлама.

Для предохранения спущенных промежуточных обсадных колонн от изнашивания в процессе производства СПО в предполагаемых местах устанавливают временные сменные втулки.

В морском бурении конструкции скважин требуют использования долот больших размеров (590, 630, 720 мм), раздвижных шарошечных расширителей размерами 394/630 и 590/720 мм. Многоколонная конструкция скважин требует применения больших диаметров труб, проходных диаметров отверстий роторов, наддолотных стабилизаторов-центраторов, высокопрочных обсадных труб, специального спускоподъемного инструмента, устройств для ликвидации прихватов и других специальных инструментов и устройств.

Большое значение имеет выбор компоновок низа бурильной колонны в целях придания жесткости.

Коренным образом отличается организация буровых работ в море от работ на суше. Из-за погодных условий не всегда предоставляется возможность доставить необходимые грузы для обеспечения нормальной работы буровой бригады.

Организация в море складских помещений характеризуется их высокой стоимостью. На основе опыта работ в море определяют оптимальную вместимость складских помещений платформы и разрабатывают график материально-технического снабжения буровых работ в данном районе.

На первом этапе развития конструкций первое металлическое свайное основание было разработано Н.С. Тимофеевым, металлические сваи которого погружали методом забуривания. После бурения шурфов под сваи и установки и цементирования свай в морском дне пролетное строение собирали и сваривали на месте строительства. В 1940 г. Б. А. Ра-гинский предложил крупноблочную конструкцию верхнего строения морского основания, которую устанавливали и монтировали на зацементированных сваях. Применение крупноблочных элементов заводского изготовления резко сократило время строительства.

В процессе разработки морских месторождений потребовалось надежное сообщение между отдельными объектами, расположенными на морских стационарных основаниях. Доставка грузов на судах при волнении свыше 4 баллов и ветре более 5 баллов была затруднена. Кроме этого, не-судоходность акватории в местах разработки (например, район Нефтяных камней) обусловила создание эстакад как средства сообщения между объектами существующего промысла.

Следующим шагом в развитии конструкций было создание металлических стационарных оснований ЛАМ конструкции Л.А. Межлумова, металлических оснований МОС конструкции Л.А. Межлумова, С.А. Оруджева и Ю.А. Саттарова. В 1976 г. на месторождении им. 28 апреля построено стационарное металлическое основание на глубине моря 84 м.

В зарубежной практике освоение морских нефтяных месторождений также было начато с применением стационарных оснований на деревянных сваях. Характерной особенностью американской практики строительства стационарных морских оснований было использование железобетонных и бетонных конструкций в виде кессонов, массивов, опускных колодцев и свай. Например, основание Коллинса представляет собой цилиндрическую бетонную колонну-массив диаметром 5,8 м, погруженную в грунт на требуемую глубину. Применяли гигантские массивы на кессонах с размером в плане 12x20 м, по периметру которых забивали ряд шпунтовых свай. Все пространство, окруженное шпунтовым рядом, засыпали песком. Ввиду высокой стоимости эти конструкции не получили широкого распространения. На Марокарибском озере на глубинах до 30 м устанавливали железобетонные стойки диаметром 1,5 м с толщиной стенок 0,15 м и общей длиной 0,55 — 0,60 м, на которых строили основание. На меньшей глубине применяли сваи 0,6x0,6 м, которые забивали в грунт с помощью паровых копров.

Металлические стационарные морские основания для бурения скважин и добычи нефти за рубежом начали свое развитие с простейших конструкций на глубину 6 м до сложных конструкций на глубины до 305 м и более.

Вторым этапом в развитии конструкций морских гидротехнических сооружений для бурения скважин и добычи нефти было создание морских стационарных платформ, состоящих из опорной части, массивного моноблока и съемного многопалубного верхнего строения. Особенность этих конструкций — применение массивных блоков (модулей) заводского изготовления, комплектуемых определенным технологическим оборудованием и размещаемых на разных по высоте палубах многопалубного верхнего строения стационарной платформы. Это обеспечило одновременное проведение буровых работ и добычу нефти.

Наиболее ускоренное развитие конструкций МСП произошло при освоении нефтяных и газовых месторождений Северного моря. Наряду с массивными стационарными металлическими платформами, закрепляемыми к морскому дну сваями, в Северном море широко применяют массивные железобетонные платформы гравитационного типа. Используют также конструкции комбинированные: низ конструкции изготовляют из железобетона, а верх — из металла.

Для глубоководных акваторий имеется ряд разработок платформ с натяжными опорами, проекты которых осуществляются в настоящее время.

В последние годы наметилась тенденция применения плавучих систем освоения морских нефтяных и газовых месторождений. Такие системы используют при разработке малодебитных месторождений, а также на первом этапе для освоения месторождений с большими извлекаемыми запасами.

Выполнен ряд проектов по совершенствованию жестких металлических конструкций и по исследованиям и разработке проектов упругих конструкций платформ на большие глубины (от 300 до 1050 м). В проектах использован эффект взаимной компенсации волновых нагрузок при резонансных частотах. Разработан ряд конструкций платформ для работы в ледовых условиях.

НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ МСП, ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

Морская стационарная платформа — уникальное гидротехническое сооружение, предназначенное для установки на ней бурового, нефтепромыслового и вспомогательного оборудования, обеспечивающего бурение скважин, добычу нефти и газа, их подготовку, а также оборудования и систем для производства других работ, связанных с разработкой морских нефтяных и газовых месторождений (оборудование для закачки воды в пласт, капитального ремонта скважин, средства автоматизации морского промысла, оборудование и средства автоматизации по транспорту нефти, средства связи с береговыми объектами и т.п.).

При разработке морских месторождений в основном два фактора определяют направление работ в области проектирования и строительства гидротехнических объектов в море. Такими факторами являются ограничения, накладываемые условиями окружающей среды, и высокая стоимость морских операций. Эти факторы обусловливают все решения в проектировании и конструировании МСП, выборе оборудования, способов строительства и организации работ в данной акватории моря. Таким образом, МСП являются индивидуальными конструкциями, предназначенными для конкретного района работ.

В последние годы, в связи с расширением работ по освоению морских нефтяных месторождений в разных районах Мирового океана, предложен и применен ряд новых типов и конструкций МСП. Эти типы и конструкции МСП различают по следующим признакам: способу опирания и крепления к морскому дну, типу конструкции, материалу и другим признакам.

По способу опирания и крепления к морскому дну МСП подразделяют на свайные, гравитационные, свайно-гравитационные, маятниковые и натяжные, а также плавающего типа; по типу конструкции — на сквозные, сплошные и комбинированные; по материалу конструкции — на металлические, железобетонные и комбинированные. Сквозные конструкции выполняют решетчатыми. Элементы решетки занимают относительно небольшую площадь по сравнению с площадью граней пространственной фермы. Сплошные конструкции (например, бетонные) непроницаемы по всей площади внешнего контура сооружения.

Реализация и разработка большого числа проектов конструкций МСП затруднили их изучение и определение технико-экономических возможностей, и главное — определение направления развития проектирования и производства МСП.

Для облегчения работ в этом направлении отечественными и зарубежными специалистами предложены варианты классификации МСП.

Ю.А. Эстрин и А.И. Левченко приводят вариант классификации морских нефтегазопромысловых сооружений. Основными признаками классификации приняты: размещение оборудования (подводное, надводное, комбинированное), способ монтажа, характер деформации опор, тип конструкции, сопротивление внешним воздействиям, статическая и динамическая жесткости, характер крепления, материал, способ транспортирования и монтажа опорной части.

В.М. Бусловым и Д.И. Керзоном проанализированы отличительные признаки зарубежных конструкций глубоководных МСП и проведена их классификация. На данном уровне развития проектного дела авторы рекомендуют провести условно границу между глубоководными и обычными конструкциями МСП, приняв глубину моря 300 м, больше которой все конструкции следует считать глубоководными (рис. 25.38).

На первом уровне классификации проведено деление МСП на жесткие и упругие. По мнению авторов, такое деление объективно, так как оно характеризует конструкцию платформы (размеры, конфигурацию). Авторы указывают период собственных колебаний, который для жестких составляет 4 — 6 с, для упругих превышает 20 с, а в отдельных случаях достигает 138 с.

На втором уровне классификации жесткие конструкции классифицированы по способу обеспечения их устойчивости под воздействием внешних нагрузок на гравитационные, гравитационно-свайные и свайные. В первом случае сооружение не сдвигается относительно морского дна благодаря собственному весу, во втором — благодаря собственному весу и системе свай. Свайное сооружение не смещается вследствие крепления его сваями.

Третий уровень классификации жестких МСП характеризует материал конструкции: бетон, сталь или сталь-бетон.

Упругие конструкции на втором уровне по способу крепления разделены на башни с оттяжками, плавучие башни и гибкие башни.

Башни с оттяжками сохраняют свою устойчивость благодаря системе оттяжек, понтонов плавучести и противовесов. Плавучие башни подобны качающемуся маятнику, они возвращаются в состояние равновесия с помощью понтонов плавучести, расположенных в верхней части конструкции. Гибкие башни отклоняются от вертикали под действием волн, но при этом они, подобно сжатой пружине, стремятся возвратиться в состояние равновесия. Из-за небольшого числа проектов упругих сооружений авторы не считают целесообразным классифицировать их на третьем уровне.

Рис. 25.38. Классификация глубоководных МСП

На последнем уровне классификации имеется 10 групп конструкций, каждая из которых обозначается начальными буквами английских слов: например RGS — риджит гревити стил (жесткая гравитационная стальная), RGC (жесткая гравитационная бетонная) и т.д.

Из рассмотренных 40 конструкций глубоководных МСП (глубина моря более 300 м) 76 % составляют жесткие, в том числе 45 % — стальные ферменные со свайным креплением, 26 % — гравитационные и 5 % — гравитационно-свайные. Среди упругих МСП 13 % — плавучие башни, 8 % — башни с оттяжками и 3 % — гибкие башни. Отмечено увеличение доли проектов стальных опор в зависимости от глубины моря. При глубинах моря 305 — 365 м стальные опоры составляют 13 %, а при глубинах от 365 до 520 м — 50 %. Из выполненных проектов 79 % — стальные опоры, 15 % — бетонные и 6 % — сталь-бетон.

Наибольшее число проектов (57 %) разработано для вод глубиной 305 — 365 м, 30 % — для глубин 365 — 400 м и 13 % — для глубин более 460 м.

По мнению авторов, 18 проектов отличаются высокой степенью новизны. Имеются проекты, в которых предусматривается горизонтальная сборка отдельных секций опорной части МСП на плаву путем вращения собираемой конструкции вокруг ее продольной оси и в наклонном положении. Изготовление цельносварной опорной части, ее транспортирование на супербаржах и буксировка опорной части МСП «Хармони» предусматриваются на барже размерами 274x67x15 м.

Среди строящихся башен МСП пока крупнейшей является башня «Баллуинкл». Она будет установлена в Мексиканском заливе на глубине 411 м. Общая масса платформы 78 тыс. т, размер фундамента 121x146 м, стоимость составит около 500 млн долл, МСП рассчитана на 60 скважин.

25.11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ БУРЕНИИ НА МОРЕ

К настоящему времени во многих странах и на международном уровне накоплен богатый опыт решения природоохранных проблем, связанных с освоением морских нефтегазовых месторождений. Этот опыт закреплен в законодательной и нормативно-правовой базе многих государств и в ряде международных конвенций. Наиболее детальные нормы, правила и требования зафиксированы в Конвенции по защите морской среды Северо-Восточной Атлантики (ОСПАРКОМ, 1992).

Основные общепризнанные подходы и принципы обращения с отходами нефтегазодобывающей отрасли на шельфе включают (С.А. Па-тин//Газ. пром-сть. — 2000. — № 3):

введение системы запретов на сброс в море неочищенных или опасных отходов, а также системы разрешений на сброс в случаях и при условии, когда последствия таких сбросов носят локальный, кратковременный и обратимый характер и не нарушают способность морской среды к самоочищению;

дифференцированный (региональный, субрегиональный и локальный) подход к введению правил обращения с отходами с учетом экологической, биопромысловой или иной ценности данного региона (субрегиона) и основных природных (океанологических, геоморфологических и др.) параметров среды в районе буровых и нефтепромысловых работ;

широкое использование технологических и эколого-токсикологических регламентов (стандартов, норм), отражающих важные в экологическом плане характеристики и свойства отходов и определяющих возможность их сброса, запрета либо иного регулирующего решения.

К числу широко распространенных и апробированных во многих странах и на международном уровне конкретных мер обращения с отходами морской нефтегазодобычи относят:

разрешение сброса в открытые морские воды очищенных (в основном от нефти) пластовых вод и отходов, полученных при буровых работах с использованием промывочных жидкостей на водной основе;

ограничение (или запрет) буровых работ и (или) сброса их отходов в мелководной прибрежной зоне (до 4 миль от берега), при экстремальной ледовой обстановке, а также в районах повышенной экологической, рыбохозяйственной и другой ценности;

запрещение использования базовых рецептур буровых растворов на нефтяной основе и (или) сброса соответствующих отходов за исключением особых ситуаций, сопряженных с обстоятельствами технического и технологического характера, а также соображений безопасности персонала;

введение норм допустимого содержания нефти при сбросе в море шламов (до 10 г/кг) и пластовых вод (в пределах 10—100 мг/кг);

введение ограничений на токсически свойства отработанных буровых растворов и использование стандартных процедур биотестирования для оценки их токсичности перед сбросом.

Характерными особенностями современного регулирования морской нефтегазодобычи во многих странах и на международном уровне являются дифференцированное применение и корректировка (пересмотр) соответствующих стандартов, норм и правил обращения с отходами в зависимости от конкретной ситуации и с учетом новейших достижений техники, технологии и практики обращения с отходами.

В принципе существуют четыре основных варианта обращения с отходами буровых и промысловых работ при освоении морских нефтегазовых месторождений: 1) первичная очистка и сброс в море непосредственно на месте работ; 2) закачивание в скважины для захоронения в подземных геологических структурах; 3) накопление и транспортирование на берег для последующей обработки или захоронения; 4) накопление, транспортирование и сброс в море в других районах, например на больших глубинах. Выбор того или иного варианта диктуется соображениями экологического, технического (технологического) и экономического характера. Главным обстоятельством при принятии подобных решений в конечном счете является вопрос о характере и масштабах экологических последствий реализации каждого из возможных вариантов.

В соответствии с многолетней мировой практикой, буровые промывочные жидкости на водной основе (суспензии глины) и сопутствующие им шламы относят к категории нетоксичных веществ. Их удаление в открытом море не приводит к каким-либо необратимым экологическим последствиям, а наблюдаемые кратковременные эффекты носят локальный характер и аналогичны тем изменениям, которые происходят при природных повышениях мутности воды. Именно поэтому общепринятая практика обращения с такими отходами сводится к их сепарации (разделению жидкой и твердой фаз) и сбросу в открытом море непосредственно в районе буровых работ. Аналогичным образом поступают обычно с пластовыми водами после их очистки от остатков нефти. Что касается отходов, получаемых при использовании нефтесодержащих буровых растворов, то в большинстве стран их сбросы в морскую среду запрещены.

Первичная обработка буровых растворов на водной основе и шламов перед их сбросом в море достаточно проста и обычно включает операции разделения фаз, дегазации и промывки. Буровые растворы на нефтяной основе и шламы, предназначенные для транспортирования на берег, иногда подвергают операциям первичной обработки и очистки, включая промывку органическими растворителями для удаления остаточной нефти, дистилляцию при повышенной температуре с разделением твердого осадка и нефти, центрифугирование, обезвоживание и термическую обработку (сушка, сжигание, спекание) для удаления органической фазы и детоксикации отходов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багратов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,

1988. - 501 с.

2.    Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

3.    Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 679 с.

4.    Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5.    Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.И. Винтовые забойные двигатели. — М.: Недра, 1999. — 375 с.

6.    Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения. — М.: Недра, 1988.

7.    Будников В.Ф, Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. — М.: Недра, 1997. — 226 с.

8.    Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. — М.: Недра, 1999. — 424 с.

9.    Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник/Под ред. А.Г. Калинина. — М.: Недра, 1997. — 648 с.

10.    Буровое оборудование: Справочник: В 2 т. — М.: Недра, 2000. — Т. 1. — 269 с.

11.    Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений. — М.: Изд. Академии горных наук, 1999.

12.    Иллюстрированная англо-русская и русско-английская энциклопедия морских технологий нефтегазовой промышленности. — США. Albion Woods, Dallas.

13.    Ильский А.А. Оборудование для бурения нефтяных скважин. —    М.: Машино

строение, 1980.

14.    Иоанесян Ю.Р., Попко В.В., Ситонянц С.А. Конструкции и характеристики современных турбобуров. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

15.    Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов: Справочник. — М.: Недра, 1996. — 375 с.

16.    Освоение скважин: Справ. пособие/А.И. Булатов, Ю.Д. Качмарь, П.П. Макаренко, Р.С. Яремийчук. — М.: Недра, 1999.

17.    Палашкин Е.А. Справочник механика по глубокому бурению. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1981. — 510 с.

18.    Сатоподъетные плавучие буровые установки/Ю.А Гусейнов, Э.Л. Вишневская, И.П. Кулиев и др. — М.: Недра, 1979.

19.    Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: Недра, 1974. — 456 с.

20.    Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море. — М.: Недра, 1989.

21.    Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. — М.: Недра, 1986.

22.    Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород/М.Г. Абрамсон, Б.В. Байдюк, В.С. Зарецкий и др. — М.: Недра, 1984.

23.    Султанов Б.З., Шаттасов Н.Х. Забойные буровые машины и инструмент. — М.: Недра, 1976. — 239 с.

24.    Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов/Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. — М.: Недра, 2001. — 543 с.

25.    Трубы нефтяного сортамента: Справочник/Под общ. ред. А.Е. Сарояна. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1987. — 488 с.

26.    Шульга В.Г., Бухаленко Е.И. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин: Справочная книга. — М.: Недра, 1978. — 235 с.

27.    Возний В.Р., 1льницький М.К., Яретшчук Р.С. Морськ нафтогазовi споруди. — Львов, Видавництво «Свгг», 1977.

1ШШВЗ ГП:.!Т5 rSGP

Р'8>г ¦ |*>ва

С 50

УДК [665.632+665.64] (075.8)

Ж?5 МЗЭЧ    TJM

Смидович Е. В.

lAsZj Технология переработки нефти и газа. Ч. 2-я. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов. 3-е изд., пер. и доп. — М.: Химия, 1980 г. — 328 с., ил.

В третьем переработанном издании учебника (2-е издание вышло в 1968 г.) изложены теоретические основы и технология процессов термического крекинга под давлением, коксования, пиролиза, каталитического крекинга и риформинга, ' гидрооблагораживания н гидрокрекинга. Рассмотрены современные технологические схемы, их аппаратурное оформление; приведены типичные материальные балансы, технико-экономические показатели, основы техники безопасности и охраны труда и контроль производства. Описана также технология подготовки и использования заводских углеводородных газов; даны поточные схемы переработки нефти с получением топливных компонентов и сырья для нефтехимического синтеза.

Учебник рассчитан на студентов химико-технологических факультетов нефтяных вузов. Может быть использован инженерно-техническими работниками нефтеперерабатывающей н нефтехимической промышленности.

328 с., 117 рис., 44 табл., список литературы 29 ссылок.

Рецензент: кафедра химической технологии переработки нефти и газа Куйбышевского политехнического института им. В. В. Куйбышева (зав. кафедрой проф. М. X. ЛЕВИНТЕР)

31406-095

Периодическое коксование в кубах .......

Полунепрерывное коксование в необогреваемых коксовых камерах ...............

84

87

96

108

111

116

122

124

125

126

134

142

155

155

164

164

176

182

183

186

186

187

191

193

194

202

218

22*

226

228

230

232

232

236

236

240

243

248


Непрерывное коксование в псевдоожиженном слое (термоконтактный крекинг, ТКК)..........

Пиролиз нефтяного сырья..........

Теоретические основы процесса ...........

Промышленное оформление процесса .......

Качество и использование жидких продуктов пиролиза

Рекомендуемая литература .    ...    ......

РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ. ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

Глава v. каталитический крекинг.....  »
Библиотека »