Морские стационарные платформы реферат

Обновлено: 01.06.2024

Морская стационарная платформа (МСП) – гидротехническое сооружение, предназначенное для установки на ней бурового, нефтепромыслового и вспомогательного оборудования, обеспечивающего бурение скважин, добычу нефти и газа, их сбор и 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 по транспорту нефти, средства связи с береговыми объектами и т.п.).

При разработке морских месторождений в основном два главных факторов 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 в основном 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 широким разворотом работ по освоению морских нефтяных месторождений в различных районах Мирового океана, предложен и осуществлен ряд новых типов и конструкции МСП. Эти типы и конструкции МСП различают по следующим признакам:

- способу опирания и крепления к морскому дну;

- по материалу и другим признакам.

По способу опирания и крепления к морскому дну МСП бывают: свайные, гравитационные, свайно-гравитационные, маятниковые и натяжные, а также плавающего типа.

По типу конструкции: сквозные, сплошные и комбинированные.

По материалу конструкции: металлические, железобетонные и комбинированные.

Сквозные конструкции выполняются 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 количества проектов конструкций МСП затруднили их изучение и определение технико-экономических возможностей, и главное – определение направления развития проектирования и производства МСП.

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

Классификация морских нефтегазопромысловых сооружений. В качестве основных признаков 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 транспортировки и монтаж опорной части. На рис. 11.1 приведена классификация глубоководных МСП.

На первом уровне классификации проведено деление МСП на жесткие и упругие. Такое деление является объективными, так как оно отражает конструкцию платформы (размеры, конфигурацию) и указывает период собственных колебаний, который у жестких МСП составляет 4-6 с и у упругих превышает 20 с, а в отдельных случаях достигает 138 с.

На втором уровне классификации по способу обеспечения устойчивости МСП под воздействием внешних нагрузок жесткие конструкции классифицированы на гравитационные, свайные и гравитационно-свайные. В первом случае МСП не сдвигается относительно морского дна благодаря собственной массе и во втором - оно не смещается из-за крепления его сваями. Гравитационно-свайные МСП не сдвигаются благодаря собственной массе и системе свай.

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

Башни с оттяжками сохраняют свою устойчивость системой 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,

Рисунок 11.1. Классификация глубоководных МСП

но при этом они, подобно сжатой пружине, стремятся возвратиться в состояние равновесия. Из-за небольшого количества проектов упругих сооружений авторы не считают целесообразным классифицировать их на третьем уровне.

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

На этом уровне классификации имеется 10 групп конструкций, каждая из которых обозначается начальными буквами слов английского языка, например RGS – (жесткая гравитационная стальная), RGС (жесткая гравитационная бетонная) и т.д.

Строительство МСП состоит из трех этапов: изготовления, транспортировки и установки на место эксплуатации МСП. Развитие технологии изготовления, общестроительных, гидротехнических и транспортных работ требует разработки соответствующих технических средств: специальных верфей, сухих доков, грузоподъемных, монтажных и транспортных средств, сваебойного оборудования и др.

Широкое развитие модульное строительство в море получило в связи стем, что в морских условиях стоимость строительства нефтепромысловых объектов обходится в кратно раз дорже, а трудоемкость строительства и монтажа агрегатов непосредственно на месте работы платформы из-за большого объема строительно-монтажных работ, погодных условий и других факторов очень высока.

В зависимости от конструкции опорной части платформы транспортировка ее производится тремя способами:

- на барже платформ-моноблоков пирамидального типа;

- на плаву платформ башенного типа;

- на специальном понтоне.

Наиболее широко применяется первый способ транспортировки. Транспортировка платформы к месту установки сложная и ответственная операция, требующая тщательной подготовки и предварительного проектирования, а иногда и экспериментирования в бассейнах.

1.Что такая морская стационарная платформа?

2.Стационарные платформы, их основные типы и области применения

3.Строительство и транспортировка платформ

Тема 23-24. Надводная и подводная эксплуатация

Морские нефтегазовые промыслы (МНП): – технологические комплексы, предназначенные для добычи, сбора, нефти и газа и конденсата из морских месторождений углеводородов, а также для подготовки продукции и дальнейшей транспортировки.

Добыча осуществляется преиму-щественно фонтанным способом (в.т.ч. с ППД) с последующим переходом на газлифтную и др. механизированные способы добычи.

Технологические схемы МНП зависят от глубины, возможности появления и (толщины) ледовых образований, высоты волн, скорости ветра и др. природно-климатических условиях. Эксплуатация осуществляется главным образом на незамерзающих акваториях до глубины 300 м.

При глубинах 25-30 м располагаются МНП преимущественно на искусственных островах и дамбах (до 5-10 м) эстакадах и других свайных сооружениях.

Надводная эксплуатация–это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок. Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом

На глубине 25-30 м применяют стационарные платформы состоящих из металлической или железобетонной опорный части и палубы, на которой размещается промысловые оборудование. До глубины 60-80 м главным образом используются однофункциональные платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.

Глубина больше 80 м – как правило, является многофункциональными, причем каждая платформа может являться самостоятельным нефтегазопро-мыслом. Количество платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2-4.

Особенность шельфовой эксплуатации высокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м.

Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии, в Северном море и т. д. За 1976—1980 гг. число скважин с подводным расположением устьявозросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже имелось оборудование или оно было заказано.

Рисунок 12.1 Комплекс подводной эксплуатации скважин

Метод разработки морских нефтяных месторождений с подводным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обладает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуатацию. Кроме того, метод разработки месторождения с подводным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с небольшими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стационарных платформ является нерентабельной.

Преимуществом системы с подводным расположением устья является также защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность.

Существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, недостатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии или же что он применим только для отдельных изолированных скважин.

Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных скважин или на устьях направленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравлические системы. Управление каждой задвижкой осуществляется либо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

Различают две системы подводной установки оборудования:

- с открытым расположением оборудования устья под водой;

энергетической стратегией России до 2030 года основные объемы прироста запасов,
увеличение и стабилизацию добычи углеводородного сырья планируется
осуществлять за счет привлечения ресурсов российского континентального
шельфа. 1 Учитывая, что более 70% земной поверхности находится под водами рек,
морей, озер и океанов, геологи проводят не только исследование суши, но и изучают
акватории океанов и морей в поисках отложений, являющихся источником
полезных ископаемых.
По мере удаленности от берега и увеличению глубины залегания, для добычи
природных ископаемых разрабатываются различные технологические решения,
применяется определенный тип оборудования. На текущий момент во всем мире
насчитывают свыше 130 морских углеводородных месторождений.

Нет нужной работы в каталоге?

Сделайте индивидуальный заказ на нашем сервисе. Там эксперты помогают с учебой без посредников Разместите задание – сайт бесплатно отправит его исполнителя, и они предложат цены.

Цены ниже, чем в агентствах и у конкурентов

Вы работаете с экспертами напрямую. Поэтому стоимость работ приятно вас удивит

Бесплатные доработки и консультации

Исполнитель внесет нужные правки в работу по вашему требованию без доплат. Корректировки в максимально короткие сроки

Если работа вас не устроит – мы вернем 100% суммы заказа

Техподдержка 7 дней в неделю

Наши менеджеры всегда на связи и оперативно решат любую проблему

Строгий отбор экспертов

Требуются доработки?
Они включены в стоимость работы

Работы выполняют эксперты в своём деле. Они ценят свою репутацию, поэтому результат выполненной работы гарантирован

Конструкция стационарных платформ состоит из трех основных частей:

верхних строений 5;
опорного блока 6;
фундамента 7.

Верхние строения можно подразделить на опорную палубу и блок-модули бурения, добычного комплекса, системы подготовки продукции скважин, поддержания пластового давления, размещенных на палубах. Опорный блок является наиболее важной частью платформы, поэтому при проектировании ему уделяется основное внимание.

Опорный блок состоит из трубчатых опор 4 большого диаметра, соединенных многочисленными трубчатыми элементами меньшего диаметра 2, называемыми поперечными связями. Между каждой парой опорных блоков устанавливают ферменные пролетные строения 3.

Сваи опорного блока вместе с опорами, как правило, изготовляют наклонными, что обеспечивает увеличение размера блока у основания и тем самым повышает его сопротивление опрокидывающему моменту. В поперечном направлении от платформы наклоны имеют только наружные опоры. При такой конструкции обе центральные опоры параллельны, что позволяет спускать их на полозьях на транспортную баржу с последующей доставкой опорного блока от места изготовления на точку установки.

Конструктивные параметры опорного блока и фундамента разрабатывают после определения геометрии верхних строений платформы и величины нагрузок на нее. Предварительные размеры верхних строений выбирают на основе имеющегося опыта. Для определения необходимого числа и размеров свай, а также установления потребности в юбочных сваях усиления проводят анализ грунтовых условий. Для выбора окончательного варианта конструкции опорного блока и основания необходимо повторять анализ параметров платформы с учетом реакции свай на горизонтальные и вертикальные нагрузки.

Существует несколько способов модификации опорного блока с учетом изменчивости глубин и грунтовых условий. Для этого применяют сваи и опоры, через которые они проходят, большего диаметра, чем промежуточные. В случае одинаковости размеров всех опор для усиления платформы можно предусмотреть юбочные сваи, разместив их между опорами. Можно также расположить кусты юбочных свай 1 вокруг угловых опор. Из-за наклона опор расстояние между ними на уровне морского дна больше, чем в верхней части опорного блока. Использование юбочных свай позволяет также повысить устойчивость конструкции. После разработки конструкции основания проводят анализ растягивающих нагрузок и определяют максимальную их величину на сваи.

Патрубки для юбочных свай включаются в конструкцию опорного блока, начиная со второго снизу уровня горизонтальных поперечных связей. Они отстоят от боковой плоскости опорного блока, с тем чтобы сваи могли проходить через направляющие параллельно этой плоскости. В глубоководных платформах юбочные группируют вокруг угловых свай большего диаметра. Это позволяет повысить сопротивление конструкции опрокидывающему моменту, возникающему из-за действия волн и ветра.

Верхние строения современных платформ обычно имеют три палубы:

буровую (верхнюю) 5;
эксплуатационную (среднюю) 4;
нижнюю 3.

Нижняя палуба опирается на решетку 2, состоящую из балок, ферм и рядов колонн 1. Их нижние концы соединены со сваями, которые через опоры опорного блока (см. выше) уходят в морское дно.

Опорную конструкцию палубы (поз. 4, 5) обычно изготавливают из группы параллельных ферм с крестовыми поперечными связями. Верхние и нижние пояса ферм могут быть фланцевыми или трубчатыми, а их решетки обычно состоят из трубчатых элементов. Опорная конструкция палубы поддерживает размещаемые на ней блок-модули и верхние строения. Он может выступать за пределы площади, ограниченной периферийными опорами опорного блока во всех направлениях. Таким образом, размеры опорной конструкции палубы могут колебаться в зависимости от числа опор и функциональных требований к платформе. Иногда опорную конструкцию первоначально изготавливают без поперечных связей, с тем чтобы обеспечить проемы для спуска на салазках технологического оборудования. После чего поперечные связи приваривают по месту их расположения непосредственно в промысловых условиях.

Установку блок-модулей на опорной конструкции палубы осуществляют в соответствии с составленным в ходе предварительного проектирования планом. Блок-модули изготавливают на берегу. Здесь же они проходят испытания, а затем их перевозят на судах к месту установки. Положение межустановочных трубопроводов определяют таким образом, чтобы окончательные соединения блок-модулей в морских условиях можно было осуществить с помощью бортовых соединений двух фланцев или приваривания переводника. Участки палубы, не предназначенные для размещения блок-модулей, покрывают листовым железом, а устьевое пространство на верхнем и промежуточном уровнях - съемными листами. Промежуточная палуба обычно повторяет форму и размеры буровой. Размеры нижней палубы ограничиваются несущими опорными колоннами и ее заделывают стальной решеткой. Обычно пространство между нижней и промежуточной палубами имеет высоту 3 - 3,7 м, а между средней и буровой - 5,5 - 6,1 м.

Кондукторы и стояки не являются несущими элементами опорного блока платформы, тем не менее они необходимы для выполнения функциональных требований, предъявляемых к последней. В самом начале проектирования определяют число скважин, которые предстоит пробурить, например, 18, 24, 30 или более в соответствии с экономическим обоснованием проекта разработки месторождения. Скважины бурят через кондукторы, которые располагают таким образом, чтобы над ними можно было установить вышку, перемещаемую по палубе бурового портала. Кондукторы представляют собой элемент конструкции ствола скважины - вертикальные обсадные трубы диаметром примерно 0,76 - 0,91 м, которые через направляющие кольца забивают в грунт на глубину около 60 м для последующего в них бурения.

Стояки - вертикальная часть трубопроводных коммуникаций, расположенных внутри опорного блока, предназначены для подачи морской воды на палубы, подсоединения выходных и магистральных нефте- и газопроводов, идущих от одной платформы к другой или на берег, и осуществления других технологических процессов. Их диаметры могут изменяться от 0,36 м до диаметров кондукторов. Число стояков даже небольшой автономной буровой определяют в зависимости от числа скважин и технологических функций платформы (эксплуатационная, технологическая и др.).

Большая часть платформ имеет две двухуровневые причальные посадочные площадки: по одной на каждой стороне одорного блока между колоннами. Доступ к различным палубам осуществляется с помощью маршевых лестниц и лифтов, число которых должно быть достаточным для обеспечения бесперебойной работы.

Каждую опору опорного блока снабжают демпфирующим причальным устройством. Они тянутся по вертикали на значительную глубину с тем, чтобы сделать возможным причаливание судов, погрузку и разгрузку оборудования и материалов в различных погодных условиях.

На платформе необходимо иметь как минимум один стационарный кран, обычно его грузоподъемность составляет 80 т, а вынос стрелы за пределы палубы - 7 - 8 м.

Опорный блок платформы

Опорный блок представляет собой несущую пространственную свайную конструкцию на протяжении от морского дна до опорной части палубы платформы. Он поддерживает и защищает от непогоды кондукторы, насосы, стояки, буровое и технологическое оборудования, блок-модули верхнего строения и др.

В качестве первоначального диаметра свай опорного блока можно взять сваи, равные диаметру опорных колонн палубы. Следует также иметь в виду, что максимальное уменьшение проецируемой поверхности трубчатых элементов в зоне высоких волн (у поверхности воды) сводит к минимуму волновые нагрузки на конструкцию платформы и повышает ее устойчивость.

При выборе диаметра опор необходимо также учитывать, что любой трубчатый элемент в сечении не всегда идеально круглый. Свая тоже может быть не совсем круглой и даже слегка изогнутой, поэтому опора платформы должна иметь достаточно большой внутренний диаметр с тем, чтобы обеспечить прохождение внутри нее такой сваи. При проектировании трубчатых поперечных связей, опор и других элементов конструкции платформы следует также учитывать ее плавучесть и гидростатическое давление столба морской воды.

В местах соединения трубчатых опор опорного блока и поперечных связей меньшего диаметра находятся соединительные узлы. Для обеспечения достаточной прочности опоры и предотвращения ее разрушения под действием сил со стороны поперечных связей толщину ее стенок в непосредственной близости от соединительного узла делают большей, чем на отрезке между соединительными узлами. Чем меньше диаметр опоры, тем тоньше будет стенка в ее утолщенном месте у соединительного узла. При предварительном определении толщины стенки опоры на утолщенном отрезке t можно воспользоваться эмпирическим уравнением:

Увеличение наклона опор существенно влияет на параметры платформы, при этом:

уменьшаются осевые нагрузки на сваи;
в осевой нагрузке на сваю в большей степени снимаются поперечные нагрузки на наголовник сваи (у морского дна);
увеличивается проецируемая поверхность сваи в горизонтальной плоскости;
возрастают волновые нагрузки на опорный блок;
увеличивается масса опорного блока;
секции свай могут быть меньшими по длине;
увеличивается эффективность забивания свай.

По мере увеличения глубины моря наклон опорных свай делают круче. Выбор наиболее экономичного варианта представляет сложную задачу. Обычно для этого необходимо осуществлять предварительное проектирование на основе двух нагрузок или более, обусловливающих величину наклона, и затем сравнивать результаты. Выбор оптимального наклона обеспечивается поиском оптимального сочетания таких показателей, как несущая способность грунта, забиваемость сваи, качество стали, используемой для их изготовления и опорного блока; применение юбочных свай или отказ от них, стоимость изготовления и установки платформы.

Максимальные нагрузки на сваи определяют на основе общего анализа конструкции. Их представляют в виде максимальных реакций, возникающих в имитационных элементах основания. При известном распределении изгибающего момента по длине сваи можно определить толщину стенок ее различных секций. Их длину выбирают таким образом, чтобы соединение секций в производственных условиях осуществлялось рядом с точкой приложения максимального момента.

Опоры опорного блока соединяют между собой и неподвижно закрепляют с помощью трех видов поперечных связей: диагональных в вертикальной плоскости, горизонтальных и диагональных в горизонтальной. Плоскости последних располагают на расстоянии около 12 - 18 м друг от друга по вертикали. Небольшие промежутки (около 12 м) часто делают у поверхности воды, а с возрастанием глубины их увеличивают.

Система поперечных связей выполняет следующие функции:

способствует передаче поперечных нагрузок на основание платформы;
обеспечивает структурную целостность при строительстве и установке МСП ;
противодействует скручивающему движению системы "опорный блок - свая" после установки;
поддерживает противокоррозионные аноды и кондукторы, передает создаваемые ими волновые нагрузки на основание.

Трубчатые поперечные связи представляют собой балки или колонны. В основном они подвергаются воздействию продольных нагрузок. Диаметр вышеупомянутых элементов следует выбирать таким образом, чтобы коэффициент гибкости, определяемый как отношение действительной длины L к радиусу r вращения, находился в диапазоне 60 - 90. Колебания коэффициента жесткости от 30 до 100 называют промежуточным диапазоном колонны. При L/r - 60÷90 прочность колонны зависит от тангенциального модуля материала и значения коэффициента действительной длины К, который изменяется в зависимости от условий закрепления конца колонны:

К = 1 - оба конца закреплены с помощью штифтов;
К = 0,5 - концы закреплены неподвижно;
К = 0,7 - один конец закреплен неподвижно, другой с помощью штифта;
К = 2 - один конец закреплен неподвижно, другой совершенно свободен.

Длинные колонны (L/r > 100) очень чувствительны к колебаниям нагрузок. Если же L/r находится в диапазоне 60 - 90, то критическое напряжение в колонне практически нечувствительно к изменению величины К. Часто при проектировании трубчатых поперечных связей для опорных блоков принимают К = 0,8÷85.

На практике при проектировании поперечных связей малого диаметра (до 460 мм) за исходную величину часто принимают толщину стенок стандартных труб. Если диаметр труб приближается к 760 мм, толщину стенок поперечных связей считают равной 12,7 мм. Если диаметр составляет 760 - 914 мм, в качестве исходной берут толщину стенок около 16 мм.

Если отношение диаметра трубы D к толщине стенок трубы t находится в диапазоне 15 - 20, то можно говорить о переходе от тонкостенных к толстостенным трубам. Последние редко используют в качестве поперечных связей. Когда D/t достигает 90, возникают проблемы, связанные с изгибанием труб. При больших значениях этого отношения возникает необходимость изучения проблемы, связанной с напряжениями, вызванными гидростатическим давлением воды, в которой расположена поперечная связь.

По мере увеличения длины поперечных связей опорного блока, когда отношение L/r находится приблизительно в пределах 90 - 100, применение конструкционных материалов с высоким пределом текучести становится неприемлемым.

В качестве трубчатых поперечных связей можно использовать элементы, для которых L/r находится в диапазоне от 30 до 60. Для заданной длины поперечных связей увеличение их диаметра ведет к уменьшению отношения L/r. Для увеличения прочности можно было бы рекомендовать применение трубчатых поперечных связей большего диаметра. Однако препятствием для этого является ограниченный диаметр предварительно выбираемых опор опорного блока, поскольку диаметры большинства поперечных связей составляют 70 - 80% диаметра опор. С другой стороны, волновая нагрузка на поперечную связь увеличивается с ростом ее диаметра. Следовательно, предпочтительней использовать поперечные связи небольшого диаметра (однако с большими значениями отношения L/r). Малая величина L/r означает, что при одной и той же продольной нагрузке на поперечную связь последняя должна иметь больший диаметр и меньшую толщину стенок, т.е. большее отношение D/t. Последнее увеличивает вероятности местного изгиба поперечной связи, а также возникновения проблем, связанных с гидростатическим давлением.

Юбочные сваи

Юбочные сваи либо добавляют (забивают) в промежутках между сваями, проходящими через опоры опорного блока, либо группируют вокруг опор и забивают через направляющие патрубки, расположенные вокруг угловых опор и заключенные в металлические цилиндры. Последние при этом крепят к опорам платформы.

Юбочные сваи применяют в том случае, когда необходимо повысить способность конструкции противостоять опрокидывающему моменту. Иногда их используют, если невозможно обеспечить заданную глубину погружения сваи в грунт с аномальными свойствами, и тем самым облегчают процесс забивания.

Устойчивость юбочных свай достигается за счет обетонирования пространства между сваей и внутренней поверхностью патрубка. Для обеспечения необходимой прочности связи сваи с патрубком последний должен быть достаточно длинным. Для штормовых условий с периодичностью в 100 лет эту величину можно сделать большей на 1/3. Сцепление между юбочной сваей и патрубком повышается за счет приваривания колец к внутренней поверхности патрубка и наружной поверхности секции свай, проходящей через верхушку патрубка.

Верхнее строение платформы

Верхнее строение современной глубоководной морской стационарной платформы состоит из комплекта основных блок-модулей, предназначенных для:

МСП – это специальное гидротехническое сооружение, предназначенное и для бурения и для добычи и для подготовки и для транспорта продукции морских скважин.

На сегодняшний день их количество превысило 120 шт, хотя они являются одним из самых капитало – и материалоёмких объектов.

Все операции осуществляются на специальном оборудовании, установленном, в основном, на палубе, возвышающейся над водой на безопасном расстоянии.

Часть аппаратов может быть установлена и в опорных конструкциях, например:

- насосные агрегаты и т.д.

- буровых вышек может быть 2.

МСП принято классифицировать по 3 признакам:

- по способу закрепления на морском дне;

- по принципиальным конструктивным особенностям;

- по материальному исполнению.

По способу закрепления на морском дне МСП подразделяются на:

Свайные представляют собой систему свай, забитых в морское дно к которым жестко крепится опорная часть МСП, называемая ногами (рис. 9).

Гравитационные представляют собой массивное окончание опор, заполненное водой или грунтом, которое непосредственно ложится на дно, предварительно очищенное от ила, крупных камней и т.п. (рис.10).

Комбинированные представляют собой совокупность свайного и гравитационного метода, когда затопленное гравитационное основание по периметру закрепляется сваями (рис.11).

Решетчатые представляют собой колеблющиеся опоры, которые шарнирно или жестко закреплены на морском дне.

К колеблющимся опорам крепится колеблющаяся палуба (рис.12 и 13).

Понтонные представляют собой полностью или частично затопленные понтоны, прикрепляемые ко дну якорными цепями или якорными тросами. К понтонам крепится палуба (рис.14).

По принципиальным конструктивным особенностям МСПподразделяются:

- выполненные из сплошного непроницаемого корпуса, устанавливаемого на дно и образующего с палубой единое целое.

По материальному исполнению МСП могут быть:

Как правило, нижняя часть (гравитационная) изготавливается из железобетона, а на ней уже крепятся стальные опоры.

Доля свайных конструкций составляет величину порядка 66 %;

Доля гравитационных МСП составляет величину порядка 26 %;

Доля гравитационно – свайных МСП составляет величину порядка 5 %.

- 50 % МСП рассчитаны на глубины 300 – 350 м.;

- 30 % МСП рассчитаны на глубины 360 – 460 м.;

- 13 % МСП рассчитаны на ещё большие глубины.

Наибольшее количество глубоководных МСП находится в Северном море.

МСП, закреплённые на дне, устанавливают либо с баржи, либо доставляют на точку бксирами.

Гравитационные сооружения позволяют накапливать внутри оснований 150 – 500 тыс.т. нефти и периодически перекачивать её на танкер.

Лекция № 6

Стальные МСП

Подобные конструкции наиболее распространены.

На сегодняшний день их количество превышает 7000.

Свыше 95 % подобных конструкций построены для глубин менее 100 м, но, безусловно, есть и глубоководные стальные МСП, например:

Но с ростом глубоководности начинает в кубе расти металлоёмкость и стоимость опорного блока, а это ведёт к резкому увеличению грузоподъёмности специальных транспортных барж, достигшей уже 100000 т, и к резкому увеличению мощности гидромолотов для забивки свай.

Кроме того, при движении на Север стоимость МСП также быстро нарастает, и при одной глубине акватории МСП для Северного моря в 5 10 раз дороже чем для Мексиканского залива.

Для ускорения монтажа с 1970 г получили широкое распространение блок – модульные конструкции верхних строений, а с середины 80 –х годов тенденция сместилась к применению интегральных палуб, устанавливаемых на опорную часть как единое целое.

Рекордный вес палубы, установленной за одну грузоподъёмную операцию, составляет 10800 т.

Но такой подход потребовал создания крано – монтажных судов большой грузоподёмности.

Палубу доставляют на специальной барже, которая, принимая балласт, может менять осадку.

Судно фиксируют между ногами опорного блока (палуба находится над опорами), а затем притапливают; палуба ложится на опоры.

Широкое применение стальных платформ породило проблему их демонтажа по окончании разработки месторождения.

Так, в 1985 г. только в Мексиканском заливе было демонтировано 32 МСП (суммарная стоимость работ составила 9 млн. $).

В 1986 – 1990 г. было израсходовано 50 млн. $ на демонтаж 97 МСП.

К 2000 г. дополнительно было демонтировано свыше 1600 МСП с общей стоимостью 1,5 млрд. $.

Подобные технологии начинают оформляться в самостоятельную отрасль Н/Г индустрии.

Железобетонные МСП

Впервые были использованы в Северном море.

Они представляли собой МСП гравитационного типа, опорная часть которых выполнена в виде одной или нескольких колонн цилиндрической или конической формы.

Колонны соединены с опорной плитой на которой расположены ж/б ёмкости, обеспечивающие плавучесть при транспортировке, а после установки МСП на точку, служащие нефтехранилищем.

Колонны удерживают над водой многоярусную палубу с технологическим оборудованием, которую, как правило, устанавливают целиком.

Мировое лидерство по количеству подобных МСП принадлежит Норвегии.

Срок изготовления ж/б МСП примерно 3 года (стальной порядка 1 года).

Она рассчитана на добычу 23 – 25 тыс.т./сутки нефти и представляет собой предварительно напряженный ж/б ледостойкий кессон ø 105,5 м с толщиной стенок 0,9 м, способный выдержать столкновение с айсбергом в 1 млн.т. (ожидаемый 1 раз в 500 лет).