книги / Морская нефть. Развитие технических средств и технологий

Таблица 2.4 Чнсло разведочных скважин в английском сектореСеверного моря

Из 176 скважин, пробуренных в английском секторе за пе­ риод с 1971 по 1981 гг., 122 являлись эксплуатационными. При этом использовались полупогружные платформы для бурения спомощью доннойопорнойплиты, котораяприменяласьна ран­ нихстадияхосвоенияместорождениядоустановкинаточке ста­ ционарнойэксплуатационнойплатформы.

В 1986 г. вНорвегиинасчитывалось20полупогружныхуста­ новок. С платформ проводили бурение разведочных и оценоч­ ных скважин, общее число которых на начало 1980 г. состави­ ло272.Динамикаизменениячисласкважин с начала разработки месторожденийвнорвежском секторе приведена втабл. 2.5.

Пять установок находились в стадии строительства, и их предполагалось использовать также в Норвегии, поскольку они

Таблица 2.5 Чнсло скважин в норвежском сектореСеверного моря

сооружались в полном соответствии с требованиями нефтяного и морского директората страны. К 1990 г. в соответствии с за­ дачами, поставленными норвежскимправительством нефтяной промышленности, предусматриваласьработа неменее 12 буро­ выхустановок (11 установокрассчитаны наработувакватории севернее 62°с. ш.). Следовало обеспечить прибыльную эксплу­ атацию этих установок, поскольку норвежские воды закрыты для установок, не удовлетворяющих требованиям регулирую­ щих органов Норвегии. К этому времени потребовалось стро­ ительство новыхустановок из-за введения ограничений, требу­ ющих вывода из норвежских водвсехустановок, построенных до 1980 г. Норвегию должны были покинуть 12 - 13 полупогружныхустановок.

Вдатском секторе Северного моря бурение осуществляли

сдвух самоподъемных установок. В голландском секторе буро­

вые работы вели с девяти самоподъемных платформ. С учетом введения в эксплуатацию новых платформ в 1986 г. в Северном море находились64полупогружные платформы (табл. 2.6) [91]. .

К 1995 г. только 15 из них имели срок службы менее 15 лет.

Кначалу 1980-х гг. в Северном море разведаны, находились

вразработке нефтегазовые месторождения (рис. 2.38) [33]. Приведенные выше данные по изменению количествауста­

новок различного типа в Северном море показывают, что усло­ вия их работы значительно отличались от районов с умеренным имягким климатом. Преждечемввести в эксплуатациюустановку, необходимознатьвсевозможныепричины, приводящиекослож­ нениям в ее работе. Ниже рассматриваютсянекоторыефакторы (на период с 1965 по 1980гг.), влияющие напроцессы эксплуата­ ции установок, недостаточно приспособленных к условиям Се­ верногоморя (особеннокусловиям районоввысоких широт).

Эксплуатация плавучих установок в Северном море связана с многочисленными проблемами, заключающимися как в конст­ рукции платформ, таки вокружающихклиматических условиях, приводящихкюс остановкенаразличныевременныепромежутки.

Считается, что причиной длительных простоев плавучих буровых установок в суровых условиях окружающей среды яв­ ляются неудовлетворительные динамические характеристики, поэтомуэкономически выгодноиспользоватьустановки для раз­ работки глубоководных и отдаленныхместорождений [36].

Таблица 2.6 Распределение буровых установок в Северном морепо срокам службы

*Установки (всего 11),удовлетворявшие требованиям, предъявляемым кбуровымработамсевернее62°с.ш.,

**включаяпятьстроившихсяустановок.

рукции, убирая горизонтальные связи и увеличивая расстояние до водоотделяющей колонны [36]. Для эксплуатационных плат­ форм этиограничения отсутствуют.

Важным элементом плавучих установок являются система заякоривания. По мнению экспертов многих фирм, система заякоривания полупогружныхустановокнеможетвыдержатьса­ мый сильный шторм в Северном море, случающийся один раз

в100 лет. Это представление основанонахарактеристикеконс­ трукций систем заякоривания прошлыхлет при недостаточной информации об окружающей среде. Буровые полупогружные установки прибывали в осваиваемые районы раньше эксплуа­ тационных, когда условия окружающей среды были недоста­ точно изучены. Этим были вызваны аварии систем заякорива­ ния в предшествующие годы. В 1981 г. сильный шторм сорвал

сякорей буровую установку «Трансуорлд S8» (Компания «Арджилл») [122]. Это произошло из-за недостатков конструкции системы заякоривания и незнания зависимости возникающих

всистеме динамических нагрузок от состояния окружающей среды.

Системы заякоривания плавучихэксплуатационных устано­ вокнеобходиморассчитыватьнасамый сильный шторм, случаю­ щийся один раз в 50 или 100 лет. Система должна удерживать установку и предотвращать ее столкновение с водоотделяющей колонной, манифольдом, направляющими и шлангами систе­ мы управления в течение предполагаемого срока эксплуатации скважины. Погодные и климатическиеданныеявляютсяопреде­ ляющими факторами для расчета напряжения в якорных цепях или тросах, усилийсдвигаякорейисмещений установки. Систе­ мы заякоривания эксплуатационных установок должны проек­ тироваться с большим запасом прочности по сравнению с систе­ мами буровыхустановок и рассчитываться наболеедлительный периодэксплуатации [111].

Обычные буровые установки имеют возможность работать в водах глубинойдо 600 м. В случае применения комбинирован­ ных систем заякоривания, состоящих из стальных или синтети­ ческихтросов и высокопрочных цепей, рабочаяглубинаустано­ вокможет бытьувеличенадо900 м.

Важным фактором при эксплуатации плавучей буровой ус­ тановкиявляется ееусталостная прочность.

Долгоевремя считалось, что сопротивление плавучей буро­ войустановкиначинаетуменьшаться, еслиеедолгое время эксп­ луатироватьна одном месте ибез дополнительной ориентации. Этомнениевозниклоиз-затого, чтополупогружные исамоподъ­ емныеустановкипервыхпоколенийэксплуатировались втаких суровых климатических условиях, для которых они не были предназначены. Плавучие буровые установки начали работать в жесткихклиматическихусловияхСеверного моря раньше, чем там былиустановлены стационарные платформы, поэтому они более подвержены усталостномуразрушению. На основе изуче­ ния процессов гидродинамического воздействия окружающей среды наконструкцииустановки, врезультате которого возни­ каютусталостные нарушения, были разработаны новые техно­ логии изготовления плавучих установок и применены новые конструкционныематериалы. Началосьизготовление и эксплуа­ тацияплавучихустановок, сконструированныхдля суровыхпо­ годныхусловий, вкоторыхметаллоконструкции обладалиповы­ шенным сопротивлением усталости.

Послегибелиустановки «Александер Келланд» проектанты предложили два решения исключения подобной катастрофы в будущем:

—металлоконструкциибез подкосовипоперечныхсвязей; —установка, вподкосахипоперечных связях которой бла­

годаряусовершенствованию конструктивныхузлов ипроцессов сварочныхработбылиснижены напряжения.

Самоподъемныеустановкидляработы вСеверномморедол­ жны отвечатьтем жетребованиям, чтои стационарные основа­ ния.

Существующие самоподъемные и полупогружные установ­ ки, не приспособленные к сложным климатическимусловиям, должны бытьпереведены израйонаСеверногоморявболееуме­ ренные районы. Этим объясняется изменение количества уста­ новоквразличныхрайонахСеверного моря врассматриваемый периодвремени.

Вероятностьразрушения плавучихи стационарныхоснова­ нийопределяетсянаосновеанализарасчетныхкритериев исро­ ка службы установоксдальнейшим сравнениемполученныхре­ зультатов [36].

Стационарные платформы обычно рассчитаны на срок

службы на одном месте от 20 до25 лет. Плавучиебуровыеуста­ новки для отдельных месторождений обычно эксплуатируются наодном местедо 10 лет, затем демонтируются, производитсяих обследование, в результате которого устанавливается их даль­ нейшаяпригодностьк работе. Прирасчетепринимается, что на­ иболее опасный штормдля стационарного основания случается один раз в 100 лет, для плавучейбуровой установки —один раз в50 лет.

Используется следующаярасчетнаяформула

Р - 1- ехр(-а),

где Р — превышение расчетногокритерия;

а— отклонение срокаслужбы установки кпериоду повто­ ряемости самогосильногошторма.

Длястационарного основания

Рст = 1- exp(-20/100).

Дляплавучейустановки

Рпл= 1 -ехр(-10/50),

Таким образом, техническое средство с меньшим сроком эксплуатациине обязательнорассчитыватьнашторм, повторяю­ щийсяодинразв 100лет. Крометого, плавучаяустановкаявляется мобильной, поэтомуее можноотвести в защищенноеместо (хотя этонежелательно). Учитываяэто, можноотметить, что расчетный критерийдляплавучейустановкиможетбыть менеестрогим.

Регулирующие правительственныеорганизации ограничили продолжительность эксплуатации полупогружных установок, выпущенных до 1980 г. до 15 лет. Таким образом, в Северном море к началу 1990-х гг. должно былоработатьпорядка40 полу­ погружных установок. Данное предположение [91] получило практическое подтверждение, болеетого в начале 1990-х гг. при­ меняются установки нового поколения, чаще многофункцио­

Стоимость плавучих буровых установок различных типов, млн долл.

Примечание.

а Рабочая глубина м ря 30 м. 6Рабочая глубина м ря 75 м. ■Рабочая глубина м ря больше 90 м.

гП специальному проекту.

яДля глубин м ря 480 ми 600 м.