В настоящее время для организации бурения морских скважин выполняется несколько видов подготовительных работ, результатом которых является устройство места установки бурового оборудования (рис. 26.7):
- • возведение искусственных сооружений в виде дамб и эстакад, отделяющих часть акватории с последующей засыпкой;
- • намыв и укрепление отдельных островов;
- • строительство эстакад с размещением на них приэстакадных площадок;
- • сооружение платформ погружного, полупогружного и других типов;
- • использование специальных судов с заякоренными устройствами;
- • намораживание на ледяных покровах толстого прочного слоя льда и др.
- • сооружения стационарных оснований и платформ и т.д.
Рис. 26.7. Организация бурения на шельфе
Как видно из рис. 26.7, на искусственных островах или основаниях, специальных технических средствах монтируется буровое оборудование для бурения скважин различной глубины и назначения. Тип решения определяется глубиной моря и характером ее изменения, метеорологическими условиями, глубиной залегания продуктивного объекта и др. Основными факторами, определяющими особенности бурения морских скважин, являются природно-климатические и метеорологические, геологотехнические условия (особенно в северных морях) и глубина моря.
СУПЕР ТЕХНОЛОГИИ!! Глубоко под водой. Глубоководное бурение. Новые технологии человечества 2015
Освоение морских богатств было начато с шельфа Каспийского моря, с засыпки Биби -Эйбатской бухты и последующего бурения с засыпанной территории. С 40-х годов началось освоение моря с использованием свай и при малой глубине моря.
Морское бурение впервые по-настоящему стало возможным после осуществления в районе о. Артема (Азербайджан) по методу Н. С. Тимофеева работ по установке и цементированию трубчатых металлических свай вместо традиционных деревянных, которые нельзя было внедрить в прочное известковое дно. Метод состоял в том, чтобы забурить шурфы глубиной несколько метров, опустить в них металлические трубы и затем закачать цементный раствор в трубы и поднять его в затрубное пространство шурфа. Таким образом, Н. С. Тимофеевым впервые было предложено бурение наклонных скважин с обустроенных стальных оснований.
Впоследствии более широкое применение получил метод использования крупноблочных систем свайного основания, заготовительные и сварочные работы для которых проводились на суше, а в море велся только монтаж конструкций.
Большой вклад в развитие строительства скважин в условиях моря внесли Л.А. Межлумов, С. М. Кулиев, Ю. А. Сафаров, Р. И. Шищенко, С. А. Оруджев, А. А. Мовсумов, И. И. Кулиев, Р. К. Сеид-Рза, М. П. Гулизаде.
Впервые бурение с судов начато уже в 1935 г. для структурно- картировочных целей и изучения инженерно -геологической характеристики морских грунтов (глубина моря до 25 м). Опыт бурения с легких судов на Каспийском море показал, что при волнении моря более 2-3 баллов и силе ветра выше 4 баллов проведение работ затруднено или становится невозможным.
С 1978 г. в открытом море стали строиться морские стационарные основания и платформы для бурения скважин при глубинах воды до 110- 120 м.
Нефтяная вышка — Чудеса инженерии | Документальный фильм про нефтяную платформу
На всех акваториях Каспийского и Черного моря, шельфа о. Сахалин широко стали использоваться плавучие буровые установки («Сиваш», «Оха», «Хакури», «Шельф», «Каспморнефть» и т.д.). На Баренцевом море с 1981 г. началось разведочное бурение с буровых судов «Валентин Ша- шин», «Виктор Муравленко» и «Михаил Мирчинк».
26.2.1. Морские буровые установки
В мировой практике в зависимости от целей производства буровых работ в море (поисково-разведочное или эксплуатационное бурение) определились направления в области создания и применения плавучих буровых средств (ПБС).
В настоящее время плавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, выделяя две основные группы (класса): опирающиеся при бурении на морское дно и осуществляющие бурение в плавучем состоянии.
К первой группе относят плавучие буровые установки самоподъемного (СПБУ) и погружного типов (ПБУ), а ко второй — полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС).
Эффективность применения на море способов бурения, признанных рациональными для выполнения геолого-разведочных задач, может быть ограничена рядом причин:
• качкой и дрейфом морской буровой установки;
- • сильной обводненностью и неустойчивостью рыхлых пород разрезов;
- • требованиями недопущения загрязнения окружающей среды;
- • нахождением придонного устья скважины вне видимости;
- • повышенным износом основного и вспомогательного бурового оборудования, и инструментов из-за работы в агрессивной среде, особенностями способов и схем бурения и т.д.
Морские буровые установки представляют собой сложные инженерные сооружения различного архитектурно-конструктивного типа. Условия их эксплуатации предъявляют к ним специфические требования, необходимость удовлетворения которых внесло ряд принципиальных изменений в сложившуюся традиционную практику проектирования и строительства судов. В отечественном судостроении накоплен определенный опыт создания морских буровых установок, в то же время освоение новых нефтегазовых месторождений, научно-технический прогресс в области разведки и добычи нефти и газа, все возрастающие требования различных классификационных обществ к проектированию, строительству и эксплуатации буровых установок выдвигают новые, весьма сложные задачи.
Все морские буровые установки обладают определенной автономностью, которая обеспечивается генераторами энергии и опреснителями воды, установленными на ней.
Вместе с тем для пополнения запасов установки используются обслуживающие суда поддержки, выполняющие функцию снабжения с возможностью вспомогательных функций: буксировка платформы к точке бурения, резервное место для спасения людей, противопожарные и т.д. Используются также чрезвычайные суда поддержки, которые привлекаются при аварийных ситуациях, а также в случае вынужденных спасательных операций.
Конструкции морских платформ могут значительно различаться в зависимости от глубины, на которой находится цель бурения, а также от характеристик месторождения.
Морские стационарные платформы установки оснащаются необходимым оборудованием для подготовки к транспортировке добытых ресурсов на берег либо с помощью трубопровода, либо до плавающего нефтехранилища или грузового танкера.
Буровая баржа — вид морской буровой установки, используемой для бурения скважин в основном на мелководных и защищенных участках моря (рис. 26.8).
Рис. 26.8. Общий вид буровой баржи
Область применения буровой баржи — в основном внутриконтинен- тальные нефтегазовые месторождения: устья рек, озера, болота, каналы, на небольшой глубине, как правило, от 2 до 5 м. Буровые баржи обычно несамоходные и не предназначены проведения работ в условиях открытого моря.
Самоподъемная плавучая буровая установка
Самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ) — это буровая установка, поднимаемая для рабочего состояния над поверхностью моря на колоннах, опирающихся на грунт (рис. 26.9). Установка представляет собой плавучий понтон, на котором расположена буровая вышка, размещено буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа, силовая установка и т.д.
По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры. Колонны подвижны в вертикальном направлении относительно основного корпуса (понтона). СПБУ применяются преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубиной воды 5-120 метров.
Рис. 26.9. Основные элементы конструкции СПБУ: 1 — понтон; 2 — опорная колонна; 3 — устройство подъема опор; 4 — кран; 5 — буровая вышка;
- 6 — консоль подвышенного портала; 7 — стеллажи для хранения труб;
- 8 — жилой модуль; 9 — вертолетная площадка
СПБУ можно классифицировать:
- • по форме понтона;
- • по количеству опорных колонн;
- • по форме поперечного сечения колонн и их конструкции;
- • по конструктивному оформлению нижней части колонн; по типу
- • подъемного механизма; по расположению буровой вышки.
В настоящее время сформировались следующие основные формы понтона СПБУ: треугольная, прямоугольная, прямоугольная с аутригерами. Первая и последняя используются для трехопорных СПБУ. В данном случае под аутригерами понимается конструкция для размещения опорноподъемного устройства, жестко соединенная с основным понтоном. Основное назначение такой конструкции — восприятие вертикальной и горизонтальной нагрузки от колонны и размещение подъемного устройства.
На определение числа опорных колонн влияет ряд факторов: глубина моря, гидрометеорологические условия, способ задавливания опорных колонн в грунт и извлечение их из грунта, состояние морского дна, общая масса поднимаемого корпуса, технологичность и трудоемкость изготовления и др. На больших глубинах возрастают волновые нагрузки на каждую колонну. В целях обеспечения прочности 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, а начиная с глубины 90 м — используют установки только с тремя опорами.
Конструкция колонн может быть цилиндрическая сплошностенная, ферменная или призматическая. Некоторые типы колонн имеют зубчатые рейки, которые являются частью подъемного механизма. Цилиндрическая колонна имеет круглую форму поперечного сечения с выступающими зубчатыми рейками.
Установки с цилиндрическими опорами применяют на глубинах до 45 метров, в диапазоне глубин 45-75 м — установки с цилиндрическими и ферменными опорами, а на глубинах свыше 75 м используют установки только с ферменными опорами. Конструкции ферменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и треугольной формы. Наиболее удачная конструкция — опора треугольного сечения. Она удачно 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. Конструктивное оформление нижней части колонны зависит от предполагаемого механизма взаимодействия колонн с грунтом: опора на грунт или проникновение в грунт. В первом случае колонны соединяются внизу общим опорным матом (такой тип опорного устройства применяется на мягких грунтах), во втором каждая колонна заканчивается внизу башмаком определенной формы.
Применяются механические или гидравлические механизмы подъемных устройств. В мировой практике предпочтение отдается механическим механизмам подъема, состоящим из зубчатой рейки, встроенной в конструкцию опор, установленным на корпусе шестеренчатого механизма, шестерня которого находится постоянно в зацеплении с рейкой.
Привод механизма осуществляется от электродвигателя с редуктором или гидродвигателя. 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.
Буровая вышка может располагаться на верхней палубе понтона или выдвигаться за корму по направляющим консолям. В последнем случае экономится площадь палубы.
До установки СПБУ на точке бурения проводят инженерные изыскания грунта морского дна. Определяются глубина воды, течения, лунные и штормовые приливы, величины 10-, 50- и 100-летних штормовых волн на месте установки СПБУ. Керн отбирают на глубинах, превышающих глубину предполагаемого проникновения опор в грунт, а мелководную сейсмическую съемку проводят на 50 % глубже предполагаемого заглубления опор.
Подъем СПБУ на колонны осуществляется при волнениях до 3 баллов, чтобы обеспечить безударное касание дна башмаками колонн. После прекращения движения колонн вниз начинается процедура их задавлива- ния путем небольшого подъема понтона над водой. Процесс задавливания прекращается выдержкой во времени. При отсутствии дальнейшей просадки опор понтон СПБУ поднимается над водой на расчетную высоту.
Основные эксплуатационные состояния СПБУ — рабочее на этапе и условия перехода (транспортировка). Большинство СПБУ являются несамоходными, и для их буксировки применяются специальные буксирные суда, либо они мобилизуются на специальных судах «сухим» способом. Различают два вида буксировки СПБУ: короткий перегон (переход) с точки на точку в пределах разведываемой структуры и длительный перегон — буксировка СПБУ на дальние расстояния из одного района в другой. Перегоны тщательно подготавливают, выбирая наиболее благоприятный маршрут. На маршруте должны быть районы, защищенные от волнения (бухты, защитные гидротехнические сооружения), где установка могла бы отстояться, встав на колонны при получении неблагоприятного метеорологического прогноза.
Наиболее опасными явлениями при бурении морских нефтяных и газовых скважин могут быть:
образование грифона в зоне работы СПБУ; нефтегазопроявления из бурящейся скважины; просадка опорных колонн в грунт; появление ледохода.
Основным районом эксплуатации СПБУ, как и на протяжении всей истории их создания, продолжает оставаться Мексиканский залив, где работают сегодня около 40 % СПБУ.
Полупогружная плавучая буровая установка
Полупогружная плавучая буровая установка (ППБУ) — это наиболее распространенный тип морских буровых установок, находящийся во время бурения на плаву (рис. 26.10). Его отличительной особенностью является относительная легкость перемещения, постановки на точку бурения и снятия с нее, достаточно высокая устойчивость к воздействию ветра, волнения и течений, возможность бурения на глубинах акваторий до 6000 м.
Рис. 26.10. Общий вид ППБУ
ППБУ применяют в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых структурах и месторождениях в акваториях с глубин 90-100 м, когда использование СПБУ становится экономически неоправданным.
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.
Рабочая (верхняя) палуба обычно представляет собой конструкцию трех-, четырех-, пяти- и более угольной формы, на которой размещены двух- и трехъярусные водонепроницаемые надстройки для размещения экипажа, а также буровое и вспомогательное оборудование, энергетические и технологические блоки, складские помещения и другое оборудование.
Буровая вышка обычно расположена в центре ППБУ, реже смещена в сторону. Для возможности выполнения буровых работ в условиях волнения качка установки должна быть минимальной. В системах подвески бурильной колонны применяют специальные компенсаторы вертикальных перемещений, позволяющие проводить бурение при волнении до 6-8 м.
Стабилизирующие колонны ППБУ разделены на водонепроницаемые отсеки, в которых размещены склады материалов, насосные отделения, цепные ящики и другое оборудование. Отсеки стабилизирующих колонн размещаются в районе ватерлинии, иногда заполняются полиуретановой пеной или пенопластом. В нижних понтонах и стабилизирующих колоннах размещены цистерны балластной и технической воды, топлива, масла и др.
Способы транспортировки ППБУ: с помощью буксиров, перевозка на специальных судах «по-сухому», самоходный, комбинированный (буксировка в сочетании с самоходным). К настоящему времени разработан ряд буксируемых и самоходных ППБУ. При перегоне ППБУ весь балласт из понтонов удаляют, и осадка ППБУ становится минимальной.
ППБУ удерживается над точкой бурения системой динамического позиционирования, или удерживается на натяжных связях или на цепных и канатных связях с тяжелыми 10- тонными якорями, что дает гарантию безопасности при эксплуатации в бурных морских водах.
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 применяются буровые суда (рис. 26.11).
В практике бурения разведочных скважин на море широко применяют однокорпусные и многокорпусные самоходные и несамоходные суда. Первоначально для разведочного бурения использовались только суда с якорной системой стабилизации, их удельный вес в парке плавучих буровых установок составлял 20-24 %. Область применения буровых судов с якорной системой стабилизации ограничена глубиной моря в 300 м.
Новые перспективы в освоении глубоководных месторождений открылись в 1970 г. благодаря созданию системы динамического позиционирования, использование которой позволило установить ряд рекордов по глубине разведываемых акваторий. С этого времени произошел относительно быстрый рост мирового парка судов для бурения на больших глубинах моря. Примерами зарубежных судов с динамической системой стабилизации являются «Пеликан» (до глубины моря 350 м), «Седко-445» (до 1070 м), «Дисковерер Севен Сиз» (до 2440 м), «Пелерин» (3000 м), «Гло- мар Челенджер» (до 6000 м, фактически покоренная глубина моря 7044 м), «Седко-471» (до 8235 м).
Рис. 26.11. Общий вид бурового судна
Характерной особенностью буровых судов является малое отношение ширины к осадке, равное 3/4. Современные буровые суда имеют длину порядка 150-255 м, ширину 24^4-2 м, водоизмещение от 15000 до 95000 т. На них предусматриваются емкости для размещения до 6500 м 3 буровых растворов и стеллажи для хранения буровых и обсадных труб. На палубе, обычно в середине, смонтирована вышка и буровое оборудование, аналогичное применяемому на ППБУ.
Большие запасы (до 100 дней автономной работы) обеспечивают бурение часто нескольких скважин, а большая скорость передвижения (до 24 км/ч) — быструю их перебазировку с законченной бурением скважины на новую точку. Недостатком БС является их относительно большее ограничение в работе (по сравнению с ППБУ) в зависимости от волнения моря.
Буровое судно, как ППБУ, 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 устанавливается специальное устройство — компенсатор вертикальных перемещений. Горизонтальные перемещения судна частично компенсируются специальным устройством — водоотделяющей колонной (морским буровым райзером), устанавливаемой между подводным противовыбросовым оборудованием и палубой установки. Система для стабилизации бурового судна состоит из гребных винтов с индивидуальными двигателями, автоматически управляемыми с центрального пульта.
Погружная буровая установка
Отличительной особенностью конструкции погружной буровой установки является ее способность частично погружаться в воду, на дно морского участка. Не очень распространенный тип буровых установок, предназначен для использования на малых глубинах (рис. 26.12). Погружная установка представляет собой платформу с двумя помещенными друг на друга корпусами.
Верхний корпус служит для размещения оборудования, судовых и технологических запасов, механизмов, жилых помещений, в нижний корпус принимается жидкий балласт для постановки погружной буровой установки (ПБУ) на точку бурения и стоянки на ней. Для предотвращения подмыва на опорной поверхности ПБУ придонными течениями ее обкладывают мешками с песком или принимают другие меры. При переходе ПБУ на новую точку бурения из нижнего корпуса выкачивают балласт, и установка всплывает. Размеры стабилизирующих колонн выбирают из условия обеспечения общей прочности при погружении или всплытии и необходимого клиренса — просвета между днищем верхнего корпуса и уровнем спокойной воды, который, в свою очередь, выбирают с учетом вероятных волн и приливов.
Рис. 26.12. Общий вид погружной буровой платформы
Морские стационарные платформы
Морская стационарная платформа (МСП) — уникальное гидротехническое сооружение (рис. 26.13), предназначенное для установки на ней бурового, нефтепромыслового и вспомогательного оборудования, обеспечивающего бурение эксплуатационных 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.).
Типы и конструкции МСП различают по следующим признакам: способу опирания и крепления к морскому дну; типу конструкции; по материалу и другим признакам (рис. 26.13).
По способу опирания и крепления к морскому дну МСП бывают свайные, гравитационные, свайно-гравитационные, маятниковые и натяжные, а также плавающего типа; по материалу конструкции: металлические, железобетонные и комбинированные; по типу конструкции: сквозные, сплошные и комбинированные. Сквозные конструкции выполняются решетчатыми. Сплошные конструкции (например, бетонные) — непроницаемые по всей площади внешнего контура сооружения.
Жесткие конструкции классифицированы по способу обеспечения их устойчивости под воздействием внешних нагрузок на гравитационные, свайные и гравитационно-свайные. В первом случае сооружение не сдвигается относительно морского дна благодаря собственной массе, а во втором оно не смещается из-за крепления его сваями.
Гравитационно-свайные сооружения не сдвигаются благодаря собственной массе и системе свай. Материалом конструкции МСП может быть бетон, сталь или бетоносталь. Упругие конструкции МСП по способу крепления разделены на башни с оттяжками, плавучие башни и гибкие башни (рис. 26.14).
Башни с оттяжками сохраняют свою устойчивость с помощью системы оттяжек, понтонов плавучести и противовесов. Плавучие башни подобны качающемуся маятнику, они возвращаются в состояние равновесия с помощью понтонов плавучести, расположенных в верхней части конструкции.
Источник: bstudy.net
Технология постройки и эксплуатации морских буровых установок
Технология строительства морских буровых установок имеет огромное значение и накладывает отпечаток не только на функциональные особенности строящейся платформы, но и обуславливает ее дальнейшее использование.
При разработке технологии необходимо учитывать ряд важных факторов, оказывающих основное влияние на процесс строительства морской буровой установки.
Технологические методы постройки морских буровых установок в своей основе базируются на применяемых в обычном судостроении методах, а именно:
— секционном,
— блочном
— блочно-секционном.
Конкретная их реализация во многом определяется следующими факторами:
— типом, конструктивными особенностями и размерами самой морской буровой установки , соответственно имеются особенности и различия в технологии строительства:
— стационарных,
— самоподьемных
— полупогружных буровых установок
при этом, однако, следует отметить общую тенденцию перехода к формированию буровых установок из крупных сборочных единиц (секций, блоков и модулей) и расширения применения модульно-агрегатного метода монтажа механизмов, а также модульных методов формирования оборудования и отделки судовых помещений.
— видом применяемых конструкционных материалов
— место строительства
Место строительства очень сильно связано как с установкой морской буровой платформы в так называемой «точке», на месторождении или в прибрежной зоне, так и местом изготовления отдельных блоков и элементов морской буровой установки. Этот фактор имеет очень важное значение, допустим, что морская буровая платформа стационарного вида — гравитационная, т.е. изготавливаемое из бетона или железобетона (фундамент и несущий блок) и металла и других стройматериалов и должна устанавливаться где-то в акватории моря Лаптевых.
Гравитационную платформу массой 50-100 тысяч тонн доставить к месту установки в условиях моря Лаптевых хотя бы в полусборном виде крайне сложно. В то же время изготовление такой же гравитационной морской буровой платформы где-нибудь рядом с местом ее установки на прибрежной территории в современном состоянии берегов моря Лаптевых также представляет практически нерешаемую задачу. Нет ни строительной базы, ни инфраструктуры, необходимой хотя бы для обеспечения тех людей, которые будут заняты на строительстве.
Получается, что место строительства ставит множество проблем, решать которые будет либо сложно, либо очень сложно. В то же время строительство морской буровой установки, например, в районе Баренцева моря, особенно его незамерзающей части снимает большую часть проблем; так как рядом находятся мощные судостроительные заводы, береговые условия позволяют создать с минимально возможными затратами закрытую акваторию, в которой даже гравитационную платформу можно достроить практически полностью.
На судостроительных заводах можно изготовить все необходимые металлические конструкции верхних строений; железная дорога позволяет доставить энергетическое оборудование, изготовленное, например, на заводах Санкт-Петербурга. Ясно, что технология строительства и особенно установки морской буровой платформы на точку, технология прокладки подводных газо- и нефтепроводов для условий Баренцева моря и моря Лаптевых будут существенно отличаться друг от друга. И это приходится учитывать как при разработке проекта строительства, так и при его реализации.
— строительной базой
Строительная база включает в себя несколько производственных зон, расположенных на одном участке прибрежной территории. Каждая из зон предназначена для выполнения технологических операций, связанных с изготовлением либо элементов морской буровой установки, либо ее блоков, либо буровая платформа в целом.
Наличие производственной базы совершенно необходимо для обеспечения строительного процесса с применением современных технологий. Поскольку на базе должны быть хорошо оборудованные производства бетона и железобетона, производство, связанное со сварочно-монтажными работами, с металлическими изделиями (трубы, стержни, стержневые блоки и т.д.) и др., то работы выполняются быстро и качественно, так как на базах должно устанавливаться самое современное оборудование. Конечно, затраты на создание производственных баз велики, но и эффективность достигнутых качественных результатов тоже велика. Построенные буровые установки работают надежно, быстро возвращают те средства, которые были вложены в создание баз.
— транспортное обеспечение
Из всех морей России только Балтийское, Каспийское и Азовское доступны для обеспечения производственных баз всем необходимым для строительных работ: цемент, инертные материалы (щебень, песок), металл, основное рабочее оборудование (силовые агрегаты, насосы, буровая техника и т.д.). Основная добыча нефти и газа в России идет за счет месторождений Северных морей и Дальневосточных морей. Но как раз именно к этим морям сухопутная допустимость практически близка к нулю.
Для того чтобы освоить нефтегазовые месторождения, начиная от Карского моря и далее по Северному морскому пути вплоть до Японского моря, необходима работа этого пути хотя бы 6-7 месяцев в году. Однако существовавший некогда Главсевморпуть, обеспечивающий всю транспортную работу на названном выше направлении, был расформирован. Постепенно пришли почти в разрушенное состояние порты, где можно было бы создать базы для строительства морских буровых и на которых можно было бы создавать необходимые запасы материалов и оборудования.
Совершенно очевидно, что отсутствие нормального транспортного обеспечения и невозможность функционирования при этом строительно-монтажных баз существенно осложняет технологию строительства. Именно создание баз и транспортных путей, по которым можно доставлять все необходимое для строительства морских буровых установок, позволит принять любую из существующих технологий, в том числе и технологию полной готовности.
— оборудование
При строительстве морских буровых установок очень важно наличие всего оборудования, необходимого для обеспечения всех операций, связанных с работой буровой платформы, как морских объектов, так и с работой добычного комплекса, установленного на самой установке и зоне обеспечения (сбора, первичной обработки и транспорта добываемой нефти и газа).
На северных и дальневосточных морях России 8-10 месяцев в году существуют условия, при которых не только люди испытывают трудности в вопросах жизнеобеспечения, но и техника, и оборудование нуждаются в защите от слишком низкой температуры (до -50° С), от воздействия льдов, штормовых воздействий, сейсмических воздействий.
Учитывая труднодоступность мест, где должны работать морские буровые установки, необходимо использовать при строительстве такие материалы, технику и оборудование, чтобы срок их безремонтной службы, по крайней мере, охватывал весь период экстремальных условий. Все эти особенности работы оборудования и с оборудованием требуют применения и особой конструктивной формы и технологии строительства морских буровых установок.
Оборудование и технологические процессы должны быть защищены укрытиями, кожухами и другими формами защиты от внешних воздействий. Это, конечно, усложняет технологический процесс строительства, но он неизбежен, если речь идет об освоении нефтегазовых месторождений в условиях Северных морей России.
— подготовка квалифицированных специалистов (рабочих, техников, инженеров, руководителей производства)
Это на сегодняшний день, пожалуй, одна из самых трудных проблем, связанных со строительством морских буровых установок различного назначения и формы, естественно, с разработкой и практическим внедрением в производство новых технологий строительства, транспортировки от мест изготовления и установки буровой платформы на рабочую точку. Дело заключается в том. что технология создания морской буровой установки (от начала строительства и до начала эксплуатации) требует самых разнообразных специалистов во всех областях инженерной деятельности.
Необходимо участие множества специалистов, которые должны участвовать в решении проблем освоения морских нефтегазовых месторождений. Это специалисты широкого профиля, способные представить, выполнить предпроектную оценку создания комплекса работ на нефтегазовых месторождениях, хорошо знакомых с технологией строительства, проведением морских операций с буровой установкой, установкой морской буровой платформы на месте работ, проведением буровых работ и введением морской буровой установки в режим эксплуатации. Прежде всего, это кораблестроители, энергетики, электротехники, метеорологи, кораблеводители, специалисты по локальному мониторингу, строители общего профиля, водолазы и т.д.
— материальные и денежные ресурсы
Этот вопрос к технологии строительства морских буровых установок прямого отношения не имеет, но именно наличие непрерывного финансирования позволяет закончить строительство морской буровой установки в контрактные сроки. К сожалению, в истории современной России имеется пример того, как прерванное финансирование строительства самоподъемной буровой установки увеличило срок ее постройки до 15 лет.
Источник: rig-s.ru
Обзор существующих роботизированных комплексов и технологических решений для морского бурения на арктическом шельфе
B.V. IVANOV1,
A.I. ARKHIPOV2,
S.B. STESIN31
«Axel Telemetry» LLCMoscow, 119049, Russian Federation2 Gubkin University65 Leninsky Prospekt, Moscow, 119991, Russia3 «Bitrobotics» LLCMoscow, 109316, Russian Federation
Несмотря на текущую неопределенность и трансформацию энергетического сектора, рост мирового энергопотребления продолжается, и повышается интерес к новым источникам углеводородов. Благодаря своим значительным ресурсам нефти и газа, арктический шельф может внести значительный вклад в удовлетворение мировых потребностей в энергии.
Добыча нефти и газа в Арктике чрезвычайно сложна как в технологическом, так и в экономическом плане. Создание прорывных робототехнических технологий для арктического шельфа позволит снизить затраты на строительство скважин. В статье представлен обзор имеющихся роботизированных комплексов для бурения нефтяных и газовых скважин на арктическом шельфе. В качестве заключения также были представлены основные технологические вызовы и направления дальнейшего развития в этой области.
Despite the current uncertainty and the transformation of the energy sector, the growth of global energy consumption continues and there is increasing interest in new sources of hydrocarbons. With its significant oil and gas resources, the Arctic shelf can make a significant contribution to meeting the world’s energy needs. The extraction of oil and gas in the Arctic is extremely complex both technologically and economically. The creation of breakthrough robotic technologies for the Arctic shelf will reduce the cost of well construction. The article presents an overview of the available robotic systems for drilling oil and gas wells on the Arctic shelf.
As a conclusion, the main technological challenges and directions for further development in this area were also presented.
ВВЕДЕНИЕ
Континентальный шельф играет важную роль в обеспечении мировой добычи нефти и газа. За последние десять лет на континентальном шельфе открыто более двух третей мировых запасов углеводородов.
Все приарктические государства приняли законы, закрепляющие стратегическое значение района, в первую очередь с точки зрения запасов углеводородов. Арктические государства лишь приступили к разведке и освоению этих ресурсов. В настоящее время на континентальном шельфе США, Норвегии и России осуществляется лишь несколько разрозненных проектов. В первую очередь проводится геологоразведка, а месторождения и необходимая инфраструктура в этом районе будут подготовлены позднее, в ходе масштабной разработки.
Сложные геологические, географические и климатические условия арктического региона ставят новые задачи для индустрии по разработке уникальных технологий, а также новых буровых комплексов, способных работать в автономном режиме, и позволяющих получить доступ к богатым природным ресурсам Арктики.
Таким образом, развитие технологических решений по автономизации и роботизации процессов бурения напрямую влияет на успешность освоения Арктики в целом, и морских нефтегазовых месторождений, в частности. Следует отметить, что стоимость строительства скважины составляет более половины стоимости разработки всего месторождения, поэтому сокращение капитальных затрат на бурение, крепление и заканчивание скважин за счет внедрения различных систем автоматизации является одной из приоритетных задач в этой области.
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ
Способность арктических государств и нефтяных компаний разрабатывать арктические морские нефтяные ресурсы будет зависеть от следующих факторов:
1. Технологическое развитие.
Нефтегазовые проекты, реализуемые в настоящее время на арктическом шельфе, сильно различаются по применяемым технологиям. Это связано с тем, что климатические условия в этих районах различаются. В результате практически для каждого отдельного проекта необходимо разрабатывать новые технологии и находить технологические решения. Это увеличивает сроки и стоимость проекта. Автоматизированные роботизированные системы могут сыграть важную роль в оценке освоения арктического шельфа.
2. Развитие инфраструктуры
В настоящее время количество объектов наземной инфраструктуры (ремонтные станции, склады снабжения и спасательные пункты) для проведения морских нефтегазовых работ крайне ограничено.
Кроме того, пропускная способность и конфигурация существующих трубопроводных систем и портов (терминалов) в регионе ограничивают возможности доставки больших объемов углеводородов потребителям за пределами Арктики.
3. Климатические и природные условия.
Низкие температуры, льды и айсберги – отличительные черты природно-климатических условий региона. Они значительно сокращают доступное время для выполнения буровых и других морских операций, поэтому необходимо предъявлять дополнительные требования к оборудованию и персоналу.
4. Экологическая безопасность.
Понятно, что любая антропогенная деятельность в Арктике должна оказывать минимальное влияние на арктическую экосистему, причиняя как можно меньший вред. Участки Северного Ледовитого океана официально охраняются, и там запрещена любая добыча полезных ископаемых.
Повышение активности экологических организаций, выступающих против освоения ресурсов Арктики, может существенно осложнить планы нефтегазовых компаний и арктических государств по реализации соответствующих проектов.
Также необходимо учитывать риски, связанные с последствиями возможных морских разливов нефти, которые могут привести не только к банкротству компании, виновной в разливе, но и к минимально возможному ущербу для всей деятельности по разработке морских месторождений.
5. Финансово-экономические условия.
В настоящее время большинство крупных нефтегазовых компаний заявляют о приостановке своей деятельности в Арктике из-за нерентабельности. В то же время несколько компаний, уже вложивших значительные средства в арктические проекты, продолжили работу в регионе. Они ждут благоприятного изменения цен, когда начнутся коммерческие операции.
Другим фактором является время, необходимое до начала добычи первого газа или нефти. Чем короче это время, тем прибыльнее проект бурения. Это означает, что компании заинтересованы в повышении эффективности своей деятельности за счет повышения надежности и эффективности используемого оборудования.
Роботизированные технологии могут стать ключом успеха проектов по разработке месторождений нефти и газа в Арктике.
Автоматизация в морской нефтегазовой отрасли растет с каждым годом. Динамическое позиционирование на плавучих и буровых судах для удержания их на месте, было одной из первых полностью автоматизированных систем в индустрии.
Все современные морские буровые установки в настоящее время оснащены кибернетическими креслами бурильщика с джойстиком для управления ключевым оборудованием, а производители буровых установок теперь начинают оснащать их автоматизированными системами перемещения и спуска труб в скважину [1].
Сложные сенсорные технологии в сочетании с мощной аналитикой данных теперь можно использовать для раннего обнаружения выбросов нефти и газа из скважины, что позволяет раньше закрывать скважины с меньшими объемами притока, облегчая управление. Мы должны учитывать, что это непрерывный процесс постепенного внедрения автоматизации. Отсутствует большая часть интеграции различных систем, особенно когда все данные собираются во время бурения и позволяют системе автоматически реагировать на происходящее.
Сложные сенсорные технологии в сочетании с мощной аналитикой данных теперь можно использовать для раннего обнаружения выбросов, что позволяет раньше закрывать скважины с меньшими объемами притока, облегчая управление.
Поэтому роботизированные комплексы будут играть значительную роль в автоматизации и освоении арктического шельфа. Основные преимущества использования роботизированных комплексов для бурения нефтяных и газовых скважин заключаются в следующем:
повысить коммерческую скорость бурения, за счет сокращения времени на выполнение типовых буровых операций, таких как спускоподъемные операции и свинчивание труб;
• сократить НПВ (непроизводительное время) и количество аварий на скважинах за счет устранения человеческого фактора и применения комбинации мониторинга состояния ствола скважины в режиме реального времени и автоматизированных аналитических систем прогнозирования;
• повысить безопасность буровых работ и снизить травматизм людей за счет удаления людей из опасных зон и опасных операций.
Вот почему важно сделать обзор доступных автоматизированных и роботизированных технологий в сфере буровой промышленности, которые применимы к выполнению основных работ по строительству скважин.
ОПИСАНИЕ ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ СКВАЖИН
В этой статье сделан акцент на описании доступных роботизированных технологий для морского бурения. Процесс строительства скважины состоит из определенной последовательности операций.
1. Бурение: разрушение горных пород путем создания нагрузки на буровое долото.
2. Наращивание: это операция навинчивания новой бурильной трубы (свечи) к основной колонне для увеличения ее длины и продолжения бурения.
3. Спуск инструмента в скважину: при этой операции бурильная колонна спускается в скважину.
4. Подъем инструмента из скважины: это операция подъема бурильной колонны из скважины. Например, с целью замены бурового долота и сбора новой компоновки низа бурильной колонны.
5. Развинчивание: это операция, при которой буровая бригада отсоединяет буровые трубы (свечи) бурильной колонны, чтобы вытащить КНБК из скважины.
6. Промывка скважины (циркуляция): при этой операции буровая бригада непрерывно закачивает буровой раствор, чтобы дать возможность циркулирующему буровому раствору поднять буровой шлам на поверхность и очистить скважину от бурового шлама.
7. Спуск обсадной колонны и цементирование. По достижении заданной глубины, буровая бригада должна спустить и зацементировать обсадную колонну.
ОБЗОР ДОСТУПНЫХ РОБОТИЗИРОВАННЫХ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ БУРОВЫХ РАБОТ
Основные операции по строительству скважин и доступные автоматизированные роботизированные технологии представлены на риc 1.
Сегодня для решения задач по сборке наземного бурового оборудования и КНБК, а также сборке противовыбросового оборудования (превенторов) и свинчивания труб, можно использовать полностью автоматизированный роботизированный комплекс (РК, рис 2.) для бурения (много осевой робот буровой площадки [2]). РК предназначен для автоматизации всего процесса бурения и состоит из нескольких роботов и автоматизированных систем. РК не только снижает риски и затраты на персонал, но и меняет роль буровой бригады. Акцент смещается с саморучного выполнения типовых операций на буровой площадке, на управление процессом строительства скважины.
Роботам-манипуляторам требуется интеллектуальное управление движением и сложная система автоматизации, чтобы они могли согласованно и синхронно работать вместе с остальными роботами на буровой площадке и выполнять весь рабочий процесс без вмешательства человека.
Буровые роботы в процессе работы будут генерировать огромный массив данных, который можно использовать для лучшего понимания оптимальных алгоритмов выполнения операций и последующей оптимизации процессов бурения.
В России роботизацией бурения занимается компания ООО “Битроботикс” совместно с Газпромнефть, Газпром Бурение и производителем буровых установок «Уралмаш НГО Холдинг», автоматизируя спуско-подьемные операции (рис.3). К 2024 году планируется запуск серийного производства роботизированных комплексов и проведение испытаний на скважинах Газпромнефть. Роботизированный комплекс будет состоять из трех-четырех пяти осевых промышленных роботов и автоматизированного гидравлического элеватора.
Роботы будут построены на базе электрических сервоприводов с системой управления и принятия решений в режиме реального времени, с возможностью применения в климатических условий категорий “У” (до –45 градусов).
Автоматизированные клинья (АК [3]) исключают ручную работу с клиньями и вставками плашек на рабочем месте, повышая безопасность и производительность. АК работают с трубами диаметром от 3½ до 20 дюймов (максимальный проход составляет 23 дюйма), выполняя большинство операций по бурению и спуско-подъему инструмента.
Клинья перемещаются в нужное положение и освобождаются под действием гидравлического давления. Грузоподъемность составляет 500 тонн. При работе в полуавтоматическом режиме оператор в буровой кабине выбирает подходящую вставку для захвата бурильной колонны. АК можно установить на обычную буровую установку для повышения безопасности и эффективности буровых работ.
Технология автоматизации процессов приготовления и использования буровых растворов [4] также развивалась и продолжает развиваться, но, возможно, еще не получила мирового признания. Такие полностью автоматизированные системы обработки бурового раствора способны автоматически приготавливать буровой раствор в соответствии с заданной рецептурой от инженера по буровым растворам.
Автоматизация процесса приготовления буровых растворов позволяет достичь:
• Снижение рисков (человеческий фактор)
• Повышение эффективности (сокращение времени смешивания, более эффективное использование ресурсов)
• Улучшенное качество бурового раствора благодаря онлайн мониторингу и оперативному реагированию на изменение параметров бурения
Инструменты для спуска обсадной колонны (CRT [5]) обеспечивают механизированный, безопасный и экономичный способ спуска и свинчивания обсадной колонны. Во-первых, назначение каждой модели CRT — это автоматизация спуска обсадной колонны и обеспечение ее безаварийного спуска до заданной глубины. Было доказано, что вращение колонны обсадных труб и возвратно-поступательное движение при цементировании помогают добиться более надежного и безопасного цементирования. CRT обеспечивают возможность одновременного вращения, циркуляции и возвратно-поступательного движения колонны обсадных труб во время цементирования.
Зачастую инструменты для спуска обсадных труб используются только в тех случаях, когда труба заклинена в скважине. CRT, безусловно, может справиться со сложными ситуациями, такими как прихваченная колонна обсадных труб; однако CRT создан для большего. Он работает с верхним приводом, чтобы легко добиться плавного свинчивания без изгибающей нагрузки и с точным контролем конечного крутящего момента. Установка CRT позволяет добиться экономии и повышения производительности на протяжении всего процесса спуска и крепления обсадной колонны.
Скважинный трактор [6] легко перемещает большие полезные грузы в сложных скважинных условиях, в том числе по наклонным скважинам с большим отходом от вертикали. Заменив традиционное использование промыслово-геофизического исследования скважин (ПГИ) и геофизического исследования скважин (ГИС) на трубах, скважинный трактор упрощает и оптимизирует операции, снижая затраты, время и риски. В России разработкой скважинного трактора занимается компания Л-Петро совместно с компанией Газпромнефть и фондом Новая Индустрия.
Автономные системы управления бурением (ADC [7]), рекламируемые как оригинальный способ повышения эффективности, снижения затрат и сведения к минимуму потребности в контроле со стороны человека, особенно в суровых морских условиях, уже некоторое время находятся в разработке. Недавние данные свидетельствуют о том, что они могут быть ключевым фактором успеха в отрасли.
Хотя оценки разнятся, многие операторы предсказывают, что эта технология способна снизить затраты на бурение.
Автономное наклонно-направленное бурение (ADD [8]) — это технология по контролю и управлению элементов компоновки низа бурильной колонны и проводки скважины в автоматическом режиме.
Сегодня усовершенствованные элементы КНБК могут оценивать скважинные данные на забое и реагировать в нужное время и на нужной глубине.
Все это приводит к стабильным и более точным результатам наклонно-направленного бурения и лучшим экономическим показателям проводки скважины.
Автоматизированные клинья (АК) исключают ручную работу с клиньями и вставками плашек на рабочем месте, повышая безопасность и производительность. АК работают с трубами диаметром от 3½ до 20 дюймов (максимальный проход составляет 23 дюйма), выполняя большинство операций по бурению и спуско-подъему инструмента.
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО РАЗВИТИЯ РОБОТИЗАЦИИ БУРОВЫХ
Проделанная работа является попыткой авторов систематизировать информацию, касающуюся робототехнических комплексов в области строительства скважин для разработки арктических месторождений нефти и газа. Анализ показывает, что комплексная автоматизация всех технологических процессов строительства скважин является перспективным направлением, позволяющим минимизировать затраты и возможные риски осложнений и аварий при бурении.
На данный момент типовые циклические технологические операции подвергнуты автоматизации на высоком уровне. В то же время наблюдается общая тенденция к созданию полностью автономных систем.
Расширение области применения роботов требует кропотливой работы по формализации многовариантных операций и более системного подхода к анализу накопленного опыта строительства скважин в различных горно-геологических условиях. Также очевидна актуальность задачи объединения существующих разрозненных систем в единый робототехнический комплекс, включающий как скважинное, так и наземное буровое оборудование. В связи с этим высокоскоростной канал связи будет играть решающую роль в интеграции «забоя» и «устья» скважины. Наиболее перспективным в этой области можно назвать кабельный канал связи, выполненный на современном технологическом уровне и работы по промышленному внедрению которого уже ведутся в ряде нефтегазовых компаний.
Унификация всех комплексов потребует, в свою очередь, разработки унифицированных протоколов передачи данных между подсистемами и пользовательским интерфейсом оператора. Взаимодействие оператора с роботизированным комплексом приведет к необходимости создания высоконадежного защищенного канала связи между удаленной буровой платформой и центром дистанционного управления строительством скважин. Не стоит забывать о необходимости разработки новых материалов, способных выдерживать экстремальные нагрузки в условиях холодного климата.
В то же время можно констатировать, что только развитие технологий не сможет решить проблему освоения месторождений углеводородов на арктическом шельфе. Нужна комплексная государственная или даже международная программа освоения Арктики, которая позволила бы решить правовые, инфраструктурные, экологические и другие проблемы, препятствующие реализации арктических нефтегазовых проектов. Компании нуждаются в экономических стимулах, таких как субсидии, для инвестирования в разработку и внедрение уникального и высокотехнологичного роботизированного бурового оборудования.
Можно констатировать, что только развитие технологий не сможет решить проблему освоения месторождений углеводородов на арктическом шельфе. Нужна комплексная государственная или даже международная программа освоения Арктики, которая позволила бы решить правовые, инфраструктурные, экологические и другие проблемы, препятствующие реализации арктических нефтегазовых проектов. Компании нуждаются в экономических стимулах, таких как субсидии, для инвестирования в разработку и внедрение уникального и высокотехнологичного роботизированного бурового оборудования.
Подводя итоги, можно сказать, что создание полностью автономных интеллектуальных буровых установок является непростой и сложной задачей и, вероятно, человечеству еще предстоит накопить большой технологический потенциал и решить ряд организационных задач в течение ближайших десятилетий, прежде чем успешно с ней справиться.
Для будущих работ по исследованию арктического шельфа планируется использовать автономные морские платформы, автономные корабли, летающие и подводные дроны.
Буровые установки завтрашнего дня, вероятно, будут значительно более автономными или самоуправляемыми, и будут спроектированы или модернизированы с использованием самых современных технологий, которые будут делать все: от выполнения удаленного автономного бурения до анализа и оптимизации плана скважины, чтобы исключить опасные и повторяющиеся инциденты.
Буровые установки завтрашнего дня будут значительно более автономными или самоуправляемыми, и будут спроектированы или модернизированы с использованием самых современных технологий.
Тип автономной морской платформы зависит от параметров месторождения и сложности объекта. Существует несколько подходов к переходу от операций, выполняемых человеком, к роботам и системам автоматизации (рис. 4).
Как видно из рисунка 4, для зрелых месторождений нет возможности вывести персонал с морской буровой установки из-за существующей инфраструктуры, не предназначенной специально для таких задач. В этом случае для повышения эффективности и безопасности рутинных технологических операций по строительству скважин могут быть применены только некоторые роботизированные комплексы. А системы автоматизации (программное обеспечение, цифровые интерфейсы, системы передачи данных и др.) сокращают время на принятие решений и повышение производительности.
Что касается новых месторождений, то возможно применение полностью автономного бурового комплекса, предварительно спроектированного под конкретный морской проект, исходя из текущего уровня моря, климатических, логистических и других технических требований. Конструкция и инфраструктура морской буровой установки могут быть созданы по модульному принципу, что позволяет снизить затраты на разведку и логистику. Интеграция искусственного интеллекта могла бы помочь инженерам выбрать оптимальную настройку необходимых модулей (их количество, функциональность, технические характеристики) на основе анализа больших данных.
Для осуществления процесса перехода на полностью автономные буровые установки необходимо продолжить разработку робототехнических комплексов для большого количества существующих платформ, которые еще работают и должны окупить вложенные средства. В то же время крайне важно собрать и систематизировать различные технические требования к концептуальному проектированию морских буровых установок следующего поколения.
Источник: burneft.ru
Морские буровые основания и установки
Обобщенные параметры разведочных скважин, требования качества, высоких скоростей и экономической эффективности бурения в сложных условиях моряпозволяют сформулировать комплекс критериев, по которым следует оценивать типы буровых оснований с целью выбора наиболее рациональных.
Многие потенциальные запасы углеводородов в мире находятся на континентальном шельфе морей и океанов.
Мировой нефтегаз разработал методы, подходящие для условий, существующих на шельфе, как для поиска нефти и газа, так и для его успешной добычи.
Современные и передовые технологии и методы бурения повысили способность компаний находить нефть и газ и скорость разработки их проектов.
- разведки и разработки,
- лучшего контроля воздействия на окружающую среду,
- повышения эффективности и улучшения понимания морской среды.
- расположении буровой установки и оборудования,
- некоторые конкретные методы проведения операций, которые должны быть адаптированы к требованиям, диктуемым гораздо более сложными и часто экстремальными условиями окружающей среды.
- значительно более высокие затраты,
- значительные инвестиции для обеспечения объектов и установок для последующей разработки месторождения.
Основными критериями эффективности этого комплекса для работы на шельфе являются:
- мобильность основания,
- безопасность работы бурового персонала,
- соблюдение экологических требований,
- качество выполнения работ,
- коэффициент использования рабочего времени,
- техническая и экономическая эффективность.
Эти критерии перечислены в порядке их важности и практической целесообразности рассмотрения при выборе рационального типа основания.
Если после оценки типов оснований по очередному критерию в качестве рационального остается один тип, то оценивать нерациональные типы оснований по остальным критериям не имеет смысла.
Выбор по оставшимся критериям:
- рациональность конструктивных и архитектурных форм,
- размерение (совокупности размеров конструкции),
- оснащенность оборудованием и т.п., что важно на стадии проектирования основания для работы в конкретных условиях моря.
Таков общий подход к выбору рационального типа бурового основания.
В соответствии с ним ниже выполнена оценка известных типов оснований по основополагающим критериям.
1. Мобильность морского бурового основания
Бурение разведочных скважин обоснованных выше параметров требует использования передвижных морских буровых установок (МБУ), транспортируемых по морю вместе с буровым оборудованием на плаву.
Это связано с тем, что на бурение даже самой глубокой скважины второй группы затрачивается не более 3 сут.
Скважина 1 й группы наиболее частой глубины 20 — 30 м по рыхлым породам может быть пробурена за 3-5 ч непрерывной работы.
При этом время чистого бурения в большой степени зависит от скорости перебазирования оборудования на новую точку.
Применение передвижных МБУ снижает затраты на сооружение скважин и увеличивает время чистого бурения, так как не требует демонтажа оборудования и основания установки для их доставки на новую точку бурения и последующего монтажа.
Стационарные основания рассчитаны:
- на продолжительный период работы в одной точке,
- используются для бурения ограниченного числа скважин,
- требуют больших затрат времени и средств для их сооружения,
- применяются для бурения глубоких, в основном эксплуатационных скважин на нефть и газ на глубинах моря до 60 м.
2. Безопасность пребывания людей на МБУ.
Тип и конструкция морской буровой установки должны гарантировать безопасность пребывания на ней людей, выполняющих буровые и технологические работы в любое время суток при максимально возможных в данном районе моря ветровых, волновых и технологических нагрузках.
В принципе этому требованию могут удовлетворять все передвижные МБУ, за исключением смонтированных на несамоходных судах и понтонах.
Основания полупогружные и опирающиеся на дно используются преимущественно для бурения глубоких разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин.
Эти основания рассчитаны на круглосуточную работу людей на них в любую, в том числе штормовую, погоду.
Они оснащены вертолетными площадками, что позволяет снимать людей с установки в аварийных ситуациях при помощи вертолетов.
Такие основания часто называют полустационарными.
Они громоздкие, дорогостоящие, и их применение для бурения разведочных скважин неэкономично.
Легкие основания аналогичных конструкций, понтоны на выдвижных опорах, МБУ типа Медуза или Skate-600 не позволяют монтировать на них вертолетные площадки.
Поэтому эти установки, а также несамоходные суда можно использовать для бурения разведочных скважин только в закрытых и полузакрытых бухтах при волнении моря до 3 баллов и только в светлое время суток.
Иногда для завершения бурения и ликвидации скважины требуется всего 1-2 ч работы.
Но из-за наступления темноты или опасности усиления волнения моря люди вынуждены покинуть установку.
В соответствии с требованиями техники безопасности при волнении моря в 3 балла, плохой видимости из-за тумана или окончания светового дня буровые работы с несамоходной МБУ прекращают, оборудование крепят по-штормовому и всех людей с установки переводят на самоходное судно.
А так как судно и МБУ перемещаются на волне независимо друг от друга, порывисто и непредсказуемо, то при волнении моря свыше 3 баллов их швартовка друг к другу и перемещение людей с МБУ на судно опасны как для целостности плавсредств, так и для жизни людей. Эта опасность усиливается в условиях плохой видимости.
Средняя повторяемость возникновения волн силой более 3 баллов, вынуждающих прекращать бурение, составляет по шельфам морей, омывающих берега России, около 0,4.
Дополнительно увеличивает время простоев несамоходной МБУ и затраты на бурение скважин плохая видимость (ночь, туманы и пр.).
Таким образом, цикл бурения многих скважин с несамоходных МБУ включает два процесса: непосредственно бурение и выполнение необходимых технологических работ при благоприятных метеорологических и гидродинамических условиях; отстой МБУ в периоды плохой видимости и ожидания снижения волнения до 2 — 3 баллов.
Поэтому несамоходные МБУ не обеспечивают выполнения общеизвестного в бурении правила: скважину от начала до конца желательно бурить беспрерывно.
Длительные перерывы в процессе бурения скважины приводят к осложнениям: происходит адгезия пород, контактирующих с погружаемыми в целик обсадными трубами, и после отстоя значительно труднее производить их погружение; породы интервалов стенок скважины, не закрепленных трубами, набухают, обваливаются, скважина заплывает породами или зашламовывается.
Поэтому после отстоя в течение нескольких часов много времени уходит на восстановление как скважины, так и
рациональных режимов ее бурения.
Частое, непредсказуемое во времени изменение гидрометеорологических условий моря, необходимость каждый вечер снимать людей с МБУ и каждое утро высаживать их на нее, а также буксировать МБУ с одной точки бурения на другую убеждают, что при несамоходной МБУ в процессе бурения должно находиться самоходное судно.
Работа людей на несамоходной МБУ допускается только в светлое время суток. В летние месяцы года светлое время суток составляет 15-16 ч.
Поэтому в АО «Дальморгеология» предпринимались попытки организовать бурение с несамоходных ПБУ в летние месяцы в две смены.
Эти попытки оказались организационно и экономически неэффективными, так как непредсказуемость гидрометеорологических условий моря во времени приводила к простоям не одной, а двух смен.
В результате более экономичной признана работа ПБУ в одну смену продолжительностью ежедневно по 1 2 ч.
При этом члены буровой смены уже через 6-7 ч трудной работы на ПБУ устают, и производительность труда падает.
Несамоходные буровые установки характеризуются очень низким коэффициентом использования, значение которого в большой степени зависит от условий моря.
На безледовых акваториях эти установки начинают работать с конца весны и заканчивают в начале осени.
Здесь сезон их работы достигает 6 — 7 мес. в году.
Остальное время они простаивают из-за неблагоприятных для работы метеорологических и штормовых условий.
Работать в ледовой обстановке несамоходные установки вообще не могут, так как не в состоянии ни противостоять дрейфующим льдам, ни уйти от них.
Поэтому применение несамоходных плавучих буровых установок на акваториях, например, Охотского моря ограничено даже в теплые годы 2 — 3 месяцами в году, а использование их на шельфе арктических морей вообще недопустимо.
Изложенное убеждает в том, что для бурения разведочных скважин создание подобных оригинальных установок (типа «Медуза», «Скат-600″, «Флип», «Поп» и др.), немобильных и не гарантирующих безопасность персонала, нецелесообразно. Заложенные в них принципы позволяют повысить остойчивость установок и эффективно используются в конструкциях громоздких и массивных полупогружных МБУ, оснащенных вертолетными площадками и предназначенных для бурения глубоких
нефтяных и газовых скважин.
Безопасность людей обеспечивается при работе с МБУ, смонтированными на самоходных судах. На них созданы условия для работы, отдыха, питания и проживания бурового персонала. Поэтому при наступлении темноты или усилении волнения моря людей с самоходных установок не снимают, и они могут круглосуточно вести бурение и контролировать состояние скважины или прекращать работы на время шторма только после завершения бурения и ликвидации скважины.
МБУ на самоходных судах являются автономными и, в отличие от передвижных несамоходных установок, способны работать и переходить с одной точки бурения на другую без вспомогательных плавсредств.
Самоходные суда позволяют располагать на них любые современные станки и механизмы для вращательного бурения, в том числе силовые вертлюги и шлангокабельные установки.
В связи с этим с самоходных судов можно бурить скважины любых требуемых параметров в породах различной крепости. Это
подтверждает не только зарубежный, но и многолетний отечественный опыт бурения скважин со специально построенных для этих целей самоходных судов.
Комфортные и безопасные условия пребывания людей на самоходных судах позволяют увеличить продолжительность бурового сезона (начинать в более ранние весенние месяцы и заканчивать в более поздние осенние) и работать даже в ледовой обстановке. В осенние и зимние месяцы, когда на морях часто бывают неблагоприятные для бурения метеорологические и штормовые условия, самоходные буровые суда могут использоваться для выполнения геолого-разведочных работ,
предъявляющих менее жесткие требования к стабилизации и устойчивости судна: отбора проб донных отложений породоотборниками, буксировки сейсмокос, магнитометров и другой аппаратуры.
Следовательно, при правильной организации геологоразведочных работ на море самоходные суда могут использоваться почти круглогодично, чередуя бурение, пробоотбор, геофизические исследования, транспортировку грузов и т.п. в зависимости от времени года и гидрометеорологических условий моря. Такие суда правильнее называть не буровыми, а геолого-разведочными.
Некоторые зарубежные разведочные организации, например фирма Dome Petroleum, наиболее подходящим основанием для бурения скважин на начальных этапах разведки месторождений нефти и газа тоже признают буровые суда. И это при том, что глубины нефтегазоразведочных скважин в десятки раз больше глубин разведочных на твердые полезные ископаемые.
Из подводных буровых установок наиболее полно отвечают требованиям безопасности обслуживающего персонала дистанционно управляемые ПБА или ПБС. Они работают по командам операторов, находящихся на обслуживающем судне, поэтому безопасность операторов здесь такая же высокая, как и при бурении с самоходных судов.
ПБА по сравнению с МБУ на самоходных судах имеют ряд преимуществ: независимость процесса бурения от условий на поверхности воды (волнение моря, метеорологическая обстановка и т.п.); принципиальная возможность бурения на любых глубинах моря. К недостаткам ПБА относятся резкий рост массы агрегата с увеличением диаметра и глубины скважины, сложность конструкции большинства из них, ненадежность работы сложной и дорогостоящей контрольной и командной
электронной аппаратуры в агрессивной морской воде и, как следствие, высокая стоимость и отсутствие надежно работающих в течение продолжительного времени подводных, дистанционно управляемых станков для бурения разведочных скважин требуемых параметров.
Преодоление этих недостатков — задача трудная, но решаемая.
Это подтверждает накопленный мировой опыт разработки и эксплуатации подводных буровых станков.
Таким образом, мобильность морских буровых оснований и установок и безопасность пребывания на них людей являются главными критериями при выборе рациональных их типов для бурения разведочных скважин на море.
Оценка существующих морских буровых оснований и установок приводит к выводу, что наиболее полно этим двум критериям отвечают два типа буровых установок: смонтированные на самоходных судах и подводные, дистанционно управляемые агрегаты.
Типы МБУ на самоходных судах и дистанционно управляемые ПБА логично оценивать по остальным критериям эффективности. Их оценка имеет смысл при возможности бурения установкой на судне и ПБА скважин одинаковых назначений и параметров в одинаковых районах. В этой связи представляется неправомерным выполненное специалистами ВИТР сравнение по экономической эффективности бурения скважин ПБА и с судна «Бавенит» в пользу применения ПБА. Возможности ПБА
еще долго будут ограничиваться глубинами бурения по породам до 30 м, судно же «Бавенит» предназначено для бурения скважин номинальной глубиной 200 м по породам.
МБУ, смонтированные на самоходных судах, позволяют бурить разведочные скважины любых требуемых параметров на акваториях с различными условиями.
Экономический анализ бурения с самоходных судов показывает, что их применение обеспечивает:
- значительную экономию средств в структурно-поисковом и глубоком разведочном бурении на глубинах моря 40 — 60 м;
- на больших глубинах другого экономичного способа бурения таких скважин практически вообще не существует;
- окупаемость затрат на сооружение бурового судна в структурном бурении ориентировочно в течение 3 лет, в глубоком разведочном бурении — 5 лет.
Бурение дистанционно управляемыми ПБА до настоящего времени ограничено преимущественно диаметрами скважин до 0,092 м, глубиной до 30 м по породам.
Бурить скважины таких и близких к ним параметров, особенно на глубинах акваторий более 100 м, в перспективе (с появлением надежных конструкций ПБА) может оказаться эффективнее с использованием ПБА, чем МБУ на самоходном судне.
Предпочтение здесь имеют ПБА с кассетированием керно-приемников на платформе агрегата. Это обусловлено сокращением затрат времени на выполнение вспомогательных работ за счет исключения процессов транспортирования кер-ноприемников в каждом рейсе на судно и обратно. Эффективность бурения таких ПБА по сравнению с МБУ на самоходных судах по этим затратам существенно возрастает с увеличением глубины разведываемых акваторий.
Наибольшую перспективу имеет применение дистанционно управляемых ПБА при проведении глубоководных исследований, в частности разведке полиметаллических сульфидных руд.
Обусловлено это также качеством получаемой геологической информации.
Рудопроявления массивных полиметаллических сульфидов приурочены к поверхностным горизонтам океанического дна. Однако известные технологии забуривания скважин с судов на акваториях с глубинами в несколько тысяч метров, как правило, не предусматривают возможности отбора керна из поверхностных горизонтов дна.
Попытки бурения сульфидов с борта судна «Джоидес Резолюшн» в 1985 г. показали трудность отбора полноценных образцов керна вследствие их разрушения, вероятно, из-за вибрации длинного бурового снаряда.
При бурении серии скважин глубиной 1,5-13,0 м на станции № 649 на глубине 3520 м в районе активного
«курильщика» выход керна по пяти скважинам составил.
Для повышения конкурентоспособности ПБА с МБУ на самоходных судах необходимо увеличить возможные глубины эффективного бурения по породам ПБА с кассетировани-ем керноприемников.
Важным препятствием на пути увеличения глубин бурения скважин по породам кассетными ПБА является возрастание их габаритов и массы. В связи с этим представляется целесообразным осуществлять отбор керна не по всей скважине, а с отдельных ее интервалов, обоснованных геологами.
Так как требования к отбору керна при бурении скважин различных назначений не одинаковы, имеет смысл создавать ПБА различных конструктивных исполнений, а не универсальные.
Например, для инженерно-геологических исследований морского дна необходимы ПБА с возможностью пенетрационного каротажа и отбора керна (монолитов) длиной по 0,2-0,3 м только с отдельных интервалов скважины вращательным способом. Следовательно, для бурения на море инженерно-геологических скважин глубиной до 30 м по породам приемлемы ПБА с 1 0 кассетами длиной 0,5 м каждая.
В зависимости от конкретных условий участка моря, на котором необходимо бурить скважины, более рациональными могут оказаться другие технические решения.
Например, при бурении единичных скважин в волноприбойной зоне или зоне осушки приливно-отливных акваторий более простым и надежным может оказаться использование станков, смонтированных на буровой вышке с балластными камерами или без них; в зимние месяцы года бурение на шельфе арктических морей целесообразно осуществлять с ледяного припая и ледовых полей. Преимущество этих решений заключается в существенном уменьшении капитальных затрат на
строительство бурового основания, а также в том, что они позволяют с успехом применять для бурения наземные буровые станки и технологии.
Однако объемы бурения в таких условиях незначительны. Поэтому и в этих случаях экономически выгодно задействовать буровое судно, используя его в качестве вспомогательного для жилья, питания и отдыха бурового персонала, обеспечения бурового станка электроэнергией, горюче-смазочными материалами, технологическим оборудованием и инструментами, выполнения грузомонтажных и спасательных работ и т.д. Подавляющее большинство разведочных скважин необходимо
бурить на сравнительно открытых акваториях шельфа, и здесь следует ориентироваться на буровые установки, смонтированные на самоходных судах, и на дистанционно управляемые подводные буровые агрегаты.
Источник: neftegaz.ru