ПНСТ 681-2022 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Проектирование, выбор, эксплуатация и техническое обслуживание морских буровых райзерных систем. Общие положения.
ПНСТ 681-2022
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Нефтяная и газовая промышленность
СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ
Проектирование, выбор, эксплуатация и техническое обслуживание морских буровых райзерных систем. Общие положения
Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Design, selection, operation and maintenance of marine drilling riser systems. General provisions
ОКС 75.020
Срок действия с 2023-05-30
до 2026-05-30
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2022 г. N 142-пнст
Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).
Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: inf@gazprom335.ru и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.
В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Введение
Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется "Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений". В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.
Целью разработки настоящего стандарта является установление единых правил и общих требований к конструкции, выбору, расчету и эксплуатации морских буровых райзерных систем.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает технические требования к конструкции, выбору, расчету и эксплуатации морских буровых райзерных систем.
1.2 Настоящий стандарт охватывает требования к райзерам, изготавливаемым из низколегированных углеродистых сталей. На райзеры, изготавливаемые из специальных материалов, таких как титан, композитные материалы и гибкие трубы, положения данного стандарта не распространяются.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 53679 (ИСО 15156-1:2001) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию
ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения
ГОСТ Р ИСО 148-1 Материалы металлические. Испытание на ударный изгиб на маятниковом копре по Шарпи. Часть 1. Метод испытания
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 аккумулятор (accumulator): Сосуд под давлением, заправленный инертным газом и используемый для хранения гидравлической жидкости под давлением для натяжных устройств.
3.2 блок подводного противовыбросового оборудования (blowout preventer stack): Сборный узел противовыбросового оборудования, включающий в себя: превенторы, фланцевые соединения, задвижки, гидравлические соединительные муфты и ниппели, подключаемые к подводной фонтанной арматуре.
3.3 бурение с двойным градиентом; DGD (dual gradient drilling, DGD): Технология бурения, основанная на таком эффекте, при котором две жидкости с разными плотностями в затрубном пространстве создают двойной гидростатический градиент с целью регулирования эпюры давления в кольцевом пространстве.
Примечание - Эта технология позволяет облегчить строительство скважины за счет расширенного управления давлением в скважине.
3.4 бурение с контролем давления; MPD (managed pressure drilling, MPD): Адаптивный процесс бурения, предназначенный для контроля профиля давления в кольцевом пространстве через ствол скважины.
3.5 буровой раствор (drilling fluid, mud): Многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, циркулирующая вниз по буровой колонне в скважину и обратно вверх по затрубному пространству к буровой установке с целью поддержания пластового давления, удаления шлама, смазки и охлаждения долота, подготовки стенок скважины и создания источника импульсной передачи данных о скважине и бурении.
3.6 вес в погруженном состоянии (submerged weight): Вес объекта в воздухе за вычетом плавучести, связанной с водоизмещением.
Примечания
1 Вес в погруженном состоянии трубы райзера зависит от типа крепления, т.е. присоединенная или подвешенная. У присоединенного или подвешенного райзера внутреннее и внешнее давление по-разному действуют на внутренние и внешние поверхности трубы и плавучего оборудования.
2 У подвешенного райзера в открытых зонах в нижней части трубы райзера возникает концевая нагрузка под воздействием давления.
3.7 вибрации, вызванные вихреобразованием; VIV (vortex-induced vibration, VIV): Продольные и поперечные колебания трубы райзера в результате нахождения райзера в морском течении.
3.8 воздушная камера (air can): Цилиндр с закрытым верхом и открытым низом, образующий затрубное пространство вокруг наружной поверхности трубы райзера, заполненное воздухом (или другой средой низкой плотности) с целью повышения плавучести.
3.9 вращающийся превентор высокого давления (rotating control device): Разбуривающее устройство с вращающимся уплотнением, обеспечивающее непрерывное бурение с поддержанием давления в стволе скважины.
3.10 время свинчивания (муфты колонны) [makeup time (riser coupling)]: Общая продолжительность до полного скрепления соединительных элементов муфты в процессе развертывания райзера.
Примечание - В это время может входить время свинчивания фланцев колонны, уплотнительной втулки и фланцевых болтов, а также затяжки болтов при развертывании колонны.
3.11
вспомогательная линия (auxiliary line): Наружный трубопровод (не включающий линию дросселирования и линию глушения), установленный параллельно главной колонне райзера, для прохода потока скважинной жидкости.
Пример - Линия жидкости системы контроля, линия управления плавучестью, линия подъема бурового раствора.
[ГОСТ 33005-2014, пункт 3.1.1] |
3.12 втулка (bushing): Охватывающая часть муфты райзера или стыковочного узла внешней линии.
3.13 выброс (blowout): Неконтролируемый поток скважинных флюидов и/или пластовых жидкостей из ствола скважины на поверхность или в нижние подповерхностные зоны под давлением (подземный выброс).
3.14 гибкое [шарнирное] соединение (flex joint, ball joint): Устройство, установленное между нижней частью отводящего устройства и телескопической секцией (верхнее гибкое/шарнирное соединение), в верхней части нижнего соединительного узла водоотделяющей колонны (нижнее гибкое/шарнирное соединение) или под килевой секцией (промежуточное гибкое/шарнирное соединение, если применяется), с целью обеспечения относительного углового перемещения райзера и уменьшения напряжений, связанных с движением судна и воздействием окружающей среды.
Примечание - Верхнее гибкое/шарнирное соединение иногда называют гибким/шарнирным соединением отводящего устройства.
3.15 гидравлический соединитель (hydraulic connector): Механическое устройство с гидравлическим управлением, которое соединяет и изолирует блок подводного противовыбросового оборудования относительно устья скважины или нижнего соединительного узла водоотделяющей колонны относительно нижнего блока.
3.16 давление смятия (collapse pressure): Дифференциальное (наружное минус внутреннее) давление, при достижении которого происходит нарушение целостности трубы/конструкции.
3.17 дивертор (diverter): Устройство, установленное на морской водоотделяющей колонне или в устье скважины и предназначенное для перекрытия вертикального пути потока технологических жидкостей для их движения в заданном направлении в сторону от буровой площадки.
3.18 дрейф (drift-off): Непреднамеренное поперечное смещение судна с системой динамического позиционирования от его целевого положения относительно устья скважины, как правило, вызванное потерей управления поддержанием неизменного положения или пропульсивной установкой судна.
3.19 желобообразование (keyseating): Образование продольного паза на внутреннем диаметре компонента райзера по причине потерь материала в результате фрикционного износа, связанного с вращением колонны бурильных труб или спуском и подъемом оборудования.
3.20 заводские приемочные испытания (factory acceptance testing): Испытания системы, оборудования или его компонентов, выполняемые изготовителем для проверки соответствия заказанного оборудования предусмотренным функциональным и эксплуатационным требованиям.
3.21 затворная муфта (breech-lock coupling): Муфта, входящая в зацепление путем поворота одного соединительного элемента на небольшой угол, как правило, менее 45°, с блокировкой в другом элементе.
3.22 затрубное пространство (annulus): Пространство между внутренним диаметром трубы А и наружным диаметром трубы В, когда труба В расположена внутри трубы А.
3.23 затрубное пространство райзера (riser annulus): Пространство между внутренним диаметром трубы морского бурового райзера и наружным диаметром трубы (бурильной, обсадной, насосно-компрессорной)/колонны райзера, подвешенной внутри трубы морского бурового райзера.
3.24 защитный колпак (protector, pin or box): Колпак/крышка, предназначенные для защиты втулки или ниппеля муфты от повреждений при хранении и монтаже/демонтаже.
3.25 звено райзера (riser joint): Секция колонны райзера, имеющая концы, соответствующие муфте и ниппелю, обычно включающие линию дросселирования, линию глушения и вспомогательную линию, а также скобы, захваты, упорные кольцы и плавучие модули.
3.26 измерительная секция райзера; IRJ (instrumented riser joint, IRJ): Секция райзера, оснащенная датчиками для сбора и передачи данных, таких как растяжение стенки трубы колонны, угловое смещение колонны, температура и давление жидкости в затрубном пространстве и т.д.
3.27 инструмент для свинчивания (makeup tool): Устройство, предназначенное для зацепления/расцепления элементов муфты.
3.28 килевая секция (keel joint): Секция колонны райзера, предназначенная для снижения изгибающих напряжений морского бурового райзера при столкновении с килевой частью буровой установки.
3.29 колонна для спуска (landing string): Компонент системы заканчивания и капитального ремонта скважин, состоящий из запорной арматуры, патрубков и находящийся во время проведения морских работ внутри подводного противовыбросового оборудования, сопрягаемый с райзером для заканчивания скважин по верхнему соединителю и с подвеской насосно-компрессорной трубы по нижнему соединителю.
3.30 колонна райзера (riser string): Собранные секции райзера в рабочем состоянии.
3.31 кольцо натяжного устройства райзера (riser tension ring): Элемент, предназначенный для соединения наружной трубы телескопической секции и натяжных устройств райзера.
3.32 концевое звено (termination joint): Специальное звено райзера, предназначенное для перенаправления потока жидкости одной или нескольких внешних линий трубы морского бурового райзера.
Примечание - Как правило, концевое звено применяется для завершения бустерной линии в нижней части трубы райзера или для перенаправления потока из линий дросселирования, линий глушения и вспомогательных линий в верхней части трубы райзера.
3.33 коэффициент усиления напряжений; SAF (stress amplification factor, SAF): Коэффициент, равный локальному пиковому переменному напряжению компонента (включая сварные швы), разделенному на номинальное переменное напряжение стенки трубы в месте расположения этого компонента.
3.34 кулачковая муфта (dog-type coupling): Муфта, имеющая кулачки (клинья), приводимые в движение механически с целью зацепления ниппеля и втулки муфты.
3.35 линия бурового раствора (mud boost line): Вспомогательный трубопровод для дополнительной подачи жидкости от поверхности до (или вблизи) нижнего соединительного узла водоотделяющей колонны с целью обеспечения циркуляции бурового шлама вверх по морскому буровому райзеру.
3.36 линия заполнения (fill-up line): Трубопровод, обычно соединяющийся с корпусом отводящего устройства или с переходным ниппелем над подводным противовыбросовым оборудованием, по которому буровой раствор подается в основной ствол колонны райзера при атмосферном давлении.
3.37 линия дросселирования [глушения] (choke and kill lines, C/K lines): Внешние трубопроводы, проложенные вдоль райзера, использующиеся для циркуляции жидкости и контроля давления в скважине.
3.38 линия подачи гидравлической жидкости (hydraulic supply line): Вспомогательный трубопровод от судна к блокам управления подводным противовыбросовым оборудованием, обеспечивающий подачу рабочей жидкости для управления нижним соединительным узлом водоотделяющей колонны и нижним блоком.
3.39 линия управления плавучестью (buoyancy control line): Вспомогательная линия, предназначенная для регулирования, заполнения или удаления воздуха из плавучих камер.
3.40 локальное пиковое напряжение: Наибольшее напряжение в конкретной зоне или компоненте, которое не вызывает значительной деформации и является нежелательным, прежде всего, как возможная точка начала образования усталостной трещины.
Примечания
1 Локальные пиковые напряжения являются высоколокализованными и возникают в местах геометрической неоднородности.
2 Также локальное пиковое напряжение называют точкой максимального напряжения.
3.41
морской буровой райзер (marine drilling riser): Трубопровод, служащий в качестве продолжения буровой скважины от аппаратуры управления скважиной на оборудовании устья скважины на морском дне до плавучей буровой установки.
[ГОСТ 33005-2014, пункт 3.1.7] |
3.42 морской буровой райзер (marine drilling riser): Водоотделяющая колонна труб, служащая в качестве продолжения буровой скважины от аппаратуры управления скважиной на оборудовании устья скважины на морском дне до плавучей буровой установки.
3.43 муфта (coupling): Механическое устройство для стыкового соединения двухтрубных секций морского бурового райзера.
3.44 натяжное устройство райзера (riser tensioner): Устройство для создания и поддержания верхнего натяжения смонтированной трубы морского бурового райзера во избежание ее искривления.
3.45 нижний блок (lower stack): Нижняя часть блока подводного противовыбросового оборудования, включающая сборки превенторов, клапаны, гидравлические соединители и ниппели подводного притивовыбросового оборудования и соединяющаяся с подводным соединителем устьевого оборудования, подводной фонтанной арматурой или подвеской насосно-компрессорныхтруб (снизу) и нижним блоком водоотделяющей колонны (сверху).
3.46 нижний блок водоотделяющей колонны; НБВК (lower marine riser package, LMRP): Верхняя секция блока подводного противовыбросового оборудования, соединяющая нижний блок подводного противовыбросового оборудования с морским буровым райзером и, как правило, состоящая из гидравлического соединителя, кольцевого превентора, шарнирного/гибкого соединенителя, перепускных трубопроводов линии дросселирования, линии глушения и вспомогательной линии и подводных блоков управления.
3.47 ниппель (pin): Охватываемая часть муфты райзера или стыковочного узла внешней линии.
3.48 номинальное напряжение (nominal stress): Напряжение, рассчитанное по номинальным размерам в нужной точке, удаленной от локальных пиковых напряжений.
3.49
номинальная нагрузка (rated load): Прикладываемая нагрузка, используемая при проектировании, анализе и испытаниях соединений, основанная на максимальной ожидаемой рабочей нагрузке.
Примечание - Под номинальной рабочей нагрузкой на соединение подразумевается среднее значение напряжений в соединении райзера, не превышающее допустимые пределы, установленные в настоящем стандарте.
[ГОСТ 33005-2014, пункт 3.1.10] |
3.50 оборудование под нагрузкой (primary load-carrying equipment): Оборудование (компоненты или части), отказ которого может нарушить целостность всего морского бурового райзера.
3.51 обшивка (strakes): Материал, спирально намотанный на наружную поверхность райзера для подавления вибраций, вызванных вихреобразованием.
3.52 отвод (gooseneck): Соединительная деталь трубопровода, предназначенная для изменения направления оси трубопровода в вертикальной/горизонтальной плоскости.
3.53 оператор амплитудной характеристики (response amplitude operator, RAO): Отношение движений судна к амплитуде волны, являющейся причиной этих перемещений, в широком диапазоне периодов волны.
3.54 опорные скобы [зажимы] (support brackets, clamps): Элементы конструкции, расположенные с определенным шагом по длине основной трубы райзера, предназначенные для опоры линий дросселирования, линий глушения и вспомогательных линий во избежание их искривления.
3.55 основная труба (труба райзера) [main tube (riser pipe)]: Труба, представляющая собой главный канал секции райзера для направления бурильной колонны в скважину и для возврата потока жидкости из скважины.
3.56 отказоустойчивый (failsafe): Оборудование системы, сконструированное таким образом, что в случае отказа или неисправности какой-либо части системы автоматически сработают специальные устройства для стабилизации или обеспечения безопасности при эксплуатации.
3.57 отсоединение райзера (riser disconnect): Процесс расцепления соединительной муфты райзера, в результате которого райзер и нижний блок водоотделяющей колонны отделяются от нижнего блока подводного противовыбросового оборудования.
3.58
пакер (packer): Приспособление, спускаемое в буровую скважину для перекрытия и герметизации ее отдельных зон.
Примечание - Различают пакеры гидравлические, гидромеханические, взрывные и др.
[ГОСТ Р 53554-2009, статья 93] |
3.59 плавучее оборудование (buoyancy equipment): Устройства, дополняющие секции райзера и предназначенные для уменьшения его веса в воде, таким образом обеспечивающие уменьшение нагрузки на верхнее натяжение райзера.
Примечание - Обычно для райзеров этими устройствами являются модули из синтактической пены или воздушные камеры.
3.60 перепускной трубопровод [шланг] [jumper line (hose)]: Гибкая часть линии дросселирования, линии глушения или вспомогательной линии, обеспечивающая непрерывную подачу технологических жидкостей вокруг гибкого/шарнирного соединения и компенсирующая угловое перемещение гибкого/шарнирного соединения.
3.61 переходник (crossover joint): Специальная секция райзера, представляющая собой место соединения двух муфт разной конструкции.
3.62 плавучесть воздушной камеры (air can buoyancy): Подъемная сила, приложенная к водоотделяющей колонне и создаваемая выталкивающей силой воздуха (или другого газа), заключенного в воздушной камере.
3.63 подводный клапан заполнения (riser fill-up valve): Специальная секция райзера, содержащая клапан, который заполняет райзер морской водой при потере давления в стволе во избежание смятия трубы.
3.64 полезный вес (effective weight): Общий вес в погруженном состоянии, включая содержимое (буровой раствор и т.д.), всего райзера или секции райзера.
3.65 подводное противовыбросовое оборудование; ППВО (blowout preventer): Комплекс подводного оборудования, предназначенный для герметизации подводного устья скважины в процессе их строительства или ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов внутрискважинной или пластовой жидкости, охраны недр и окружающей среды.
3.66 посадочный выступ (landing shoulder): Выступ или бортик на наружной поверхности муфты райзера или другого компонента, предназначенный для опоры райзера и блока подводного противовыбросового оборудования в процессе монтажа и демонтажа колонны райзера.
3.67 предварительная нагрузка (preload): Компрессионная сжимающая нагрузка, возникающая между элементами муфтового соединения в месте их контакта и вызванная упругой деформацией в процессе свинчивания муфты.
3.68 противодавление (back pressure): Давление, образующееся в результате ограничения потока жидкости ниже по течению.
3.69 рабочий шланг [линия буровой шахты] [drape hose (moonpool line)]: Гибкий трубопровод, соединяющий концевой соединитель линии дросселирования, линии глушения и вспомогательной линии на телескопической секции с соответствующим трубопроводом в конструкции буровой установки.
Примечание - U-образное колено этой линии компенсирует относительное перемещение судна и внутренней трубы телескопической секции, при этом наружная труба остается неподвижной и под натяжением.
3.70 резьбовая муфта (threaded union coupling): Муфта, имеющая сопрягаемые резьбовые элементы на ниппеле и втулке и образующая зацепление.
Примечания
1 Резьба с одной стороны муфты свободно вращается относительно трубы водоотделяющей колонны, таким образом при свинчивании муфты не обязательно поворачивать секцию.
2 Резьба не обеспечивает уплотнение.
3.71 роторный вкладыш (rotary kelly bushing): Вкладыш, соединяющий роторный стол с бурильной колонной с возможностью поворота, верхняя часть которого, как правило, используется в качестве вертикальной контрольной линии для пола буровой установки.
3.72 сертификационные испытания (type certification testing): Выполняемые изготовителем испытания репрезентативного образца, направленные на аттестацию конструкции и проверку целостности других изделий такой же конструкции, материалов и процесса производства.
3.73 синтактическая пена (syntactic foam): Композиционный материал из полых сферических наполнителей в матрице или связующем веществе, используемый для изготовления плавучих модулей.
3.74
система динамического позиционирования (dynamic positioning system): Система позиционирования, в которой непрерывное удержание плавучего сооружения над заданной точкой обеспечивается работой движителей и средств активного управления.
[ГОСТ Р 58773-2019, пункт 3.27] |
3.75 система подвеса райзера (riser hangoff system): Устройства для удержания райзера при проведении морских работ, которые исключают чрезмерные напряжения в райзере в случае его непреднамеренного отсоединения от бурой установки.
3.76 система управления райзером (riser management system): Система, спроектированная для документирования, оценки и диагностики проекта, производства, эксплуатации и технического обслуживания компонентов, узлов или системы на протяжении ее срока службы.
3.77 система управления противооткатным механизмом райзера (riser recoil system): Устройство для ограничения ускорения райзера, направленного снизу вверх, при отсоединении муфты райзера.
3.78 скользящая секция (slick joint): Секция райзера стандартной длины без установленного плавучего устройства.
3.79 снос (drive-off): Непреднамеренное поперечное смещение судна с системой динамического позиционирования относительно его целевого положения, вызванное главной пропульсивной установкой судна или подруливающими устройствами системы поддержания неизменного положения.
3.80 спайдер райзера (riser spider): Устройство, оснащенное выдвижными несущими элементами, которые используются для опоры трубы райзера на верхний опорный выступ муфты райзера в процессе монтажа/демонтажа райзера.
3.81 спусковой инструмент (running tool): Ручной или гидравлический инструмент, стыкующийся между элеватором бурильной колонны и секцией райзера и обеспечивающий монтаж/демонтаж колонны райзера и блока подводного противовыбросового оборудования.
3.82 стыковочный узел (stab): Сопрягаемое муфтовое соединение, которое обеспечивает герметичное зацепление, но требует приложения внешних сил для удержания этого зацепления.
3.83 телескопическая секция [компенсатор водоотделяющей колонны] [telescopic joint (slip joint)]: Секция райзера, состоящая из подвижной внутренней трубы внутри наружной трубы с уплотнениями между ними для поддержания давления и герметичности в стволе.
3.84 угол отклонения (для натяжных устройств райзера) (fleet angle (for riser tensioners): Угол между вертикальной осью и линией натяжного устройства или штоком гидравлического цилиндра (для натяжного устройства прямого действия) в той точке, где линия (или шток) соединяется с телескопической секцией.
3.85 упорное кольцо (thrust collar): Элемент конструкции для передачи выталкивающей силы от плавучих модулей к райзеру для ограничения перемещения плавучих модулей вдоль звеньев райзера.
3.86 фланцевая муфта (flange-type coupling): Муфта с двумя фланцами, соединяющимися при помощи резьбовых крепежных деталей.
4 Обозначения и сокращения
4.1 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
ВВВ | - | вибрации, вызванные вихреобразованием;
|
ВД | - | - внутренний диаметр;
|
КНиУ | - | - коэффициенты нагрузок и сопротивления;
|
МБР | - | - морской буровой райзер;
|
НБВК | - | - нижний соединительный узел водоотделяющей колонны;
|
НД | - | - наружный диаметр;
|
НК | - | - неразрушающий контроль (ультразвуковой, радиографический, капиллярный, акустической эмиссии и т.д.);
|
СДП | - | - система динамического позиционирования;
|
СУР | - | - система управления райзера;
|
ТНПА | - | - телеуправляемый необитаемый подводный аппарат;
|
RAO | - | - оператор амплитудной характеристики;
|
SDSR | - | - значимый диапазон динамических напряжений. |
4.2 В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:
| - | площадь внутреннего поперечного сечения МБР, включая внешние линии, содержащие буровой раствор, мм  ;
|
 | - | внешняя площадь поперечного сечения, мм ;
|
| - | подъемная сила плавучего материала над рассматриваемой точкой, Н;
|
| - | гидродинамический коэффициент сопротивления;
|
| - | гидродинамический коэффициент инерции (массы);
|
| - | гидродинамический коэффициент присоединенной массы;
|
| - | сила, создаваемая давлением, действующем на бесштоковую полость поршня, Н;
|
| - | класс точности при измерении веса в погруженном состоянии;
|
| - | потеря плавучести и класс точности в результате упругого сжатия;
|
| - | ускорение свободного падения, м/с ;
|
| - | высота столба морской воды от рассматриваемой точки до ватерлинии, м;
|
| - | длина звеньев райзера, м;
|
| - | количество натяжных устройств, в которых возник единичный случайный отказ, шт.;
|
| - | количество натяжных устройств, на которые опирается МБР;
|
 , 
| - | внутреннее и внешнее давления, Па;
|
| - | понижающий коэффициент;
|
| - | эффективное натяжение единичной трубы, Н;
|
| - | максимальное допустимое натяжение, Н;
|
| - | минимальное верхнее натяжение, Н;
|
| - | минимальное вертикальное натяжение на натяжном кольце, предотвращающее искривление МБР, Н;
|
| - | осевое натяжение стенки трубы, полученное по диаграммам свободного тела для структуры МБР, Н;
|
| - | вес поршня и штока, вышедшего из строя натяжного устройства, Н;
|
| - | вес части натяжного кольца, ранее опиравшейся на вышедший из строя натяжитель, Н;
|
| - | вес стального МБР в погруженном состоянии над рассматриваемой точкой, Н;
|
 | - | плотность морской воды, кг/м  ;
|
| - | минимальный предел текучести материала, МПа;
|
 | - | максимальное номинальное напряжение по критерию отказа Мизеса, МПа. |
5 Технические требования
5.1 Общие требования к системе морского бурового райзера
5.1.1 Проектирование системы МБР начинается с определения эксплуатационных и технологических требований. Для соответствия эксплуатационным требованиям к системе МБР (номинальное натяжение, потенциальное давление, требования к плавучести, требования к системе натяжения, к оборудованию для спуска и т.д.) требуется выполнить технический анализ. При техническом анализе необходимо учитывать следующие факторы (см. также [1]*):
- глубину моря;
- вес бурового раствора;
- технические параметры (диаметр труб райзера, толщина стенки и т.д.);
- характеристики вспомогательных линий;
- размеры корпуса роторного стола и отводящего устройства;
- типы соединений;
- условия окружающей среды;
- характер движения судна;
- возможность подвески;
- конструкция блока ППВО;
- условия хранения и спуска;
- специальные требования в зависимости от режимов бурения (например, бурение с контролем давления).
5.1.2 Конструкция система МБР зависит от описанных выше факторов и разрабатывается по результатам проведенного технического анализа. Основные конструктивные элементы системы МБР приведены на рисунке 1.
 |
1 - роторный вкладыш; 2 - телескопическая секция внутренней трубы; 3 - гибкое/шарнирное соединение; 4 - отводящее устройство; 5 - рабочий шланг линии дросселирования; 6 - угловой наклон боковой стороны; 7 - кольцо натяжного устройства; 8 - рабочий шланг линии глушения; 9 - телескопическая секция наружной трубы; 10 - линия глушения; 11 - линия дросселирования; 12 - муфта МБР; 13 - гибкое/шарнирное соединение отводящего устройства; 14 - НБВК; 15 - гибкий шланг райзера; 16 - соединитель НБВК; 17 - нижний блок ППВО; 18 - устьевой соединитель; 19 - секция МБР
Рисунок 1 - Система морского бурового райзера со вспомогательным оборудованием
5.1.3 Система МБР должна выполнять следующие основные функции:
а) регулирование гидростатического давления в скважине;
б) обеспечение движения жидкости между буровой установкой и скважиной:
1) в затрубном пространстве при нормальных условиях бурения,
2) в линиях глушения/дросселирования при испытаниях блока ППВО под давлением или для контроля скважины;
в) опора для линии дросселирования, линии глушения и вспомогательной линии;
г) направляющая для труб и оборудования вниз к скважине;
д) спусковая колонна и колонна извлечения для блока ППВО.
5.2 Требования к системе натяжения
5.2.1 Натяжные устройства МБР должны быть предназначены для приложения вертикального усилия в верхней части МБР с целью обеспечения ее устойчивости и контроля напряжений, смещения и угловых отклонений. Натяжные устройства обычно расположены на одной из палуб буровой установки.
5.2.2 Натяжные устройства должны обеспечивать натяжение МБР при движении буровой установки с учетом условий окружающей среды (ветра, волн и течения моря).
5.2.3 Для МБР рекомендуется использовать нижеприведенные типы систем натяжения:
а) канатные системы натяжения, в которых использованы гидравлические поршни с большим объемом сжатого воздуха или инертного газа для поддержания постоянного давления в системе и натяжения проволочных канатов. Один конец каждого каната крепят к кольцу натяжного устройства. Как правило, используют четырехэлементную полиспастную систему таким образом, что смещение канатов в точке крепления к кольцу натяжного устройства в четыре раза превышает смещение штоков, выступающих из цилиндров натяжного устройства;
б) системы натяжения прямого действия, состоящие из нескольких цилиндров, подвешенных относительно палубы буровой установки и соединенных с кольцом натяжного устройства с помощью подъемных серег или шарнирных соединений. Цилиндры можно компоновать в различные конфигурации в соответствии с конструкцией опорной части и схемой трубопровода/оборудования для спуска ППВО.
5.2.4 Натяжное устройство может иметь одиночную или двойную конфигурацию в зависимости от конструкции. В системах натяжения прямого действия натяжные устройства обычно являются одиночными. Количество, натяжная способность и ход натяжных устройств определяют общую производительность системы натяжения. Натяжение, создаваемое каждым устройством или парой устройств, можно менять путем увеличения или уменьшения давления в гидравлических поршнях системы натяжения в заданных пределах, установленных изготовителем.
5.2.5 Система натяжения должна обеспечивать все расчетные условия эксплуатации МБР.
5.2.6 Требования к параметрам систем натяжения представлены ниже.
б) Натяжное устройство должно обеспечивать достаточную величину хода с учетом движения буровой(го) установки/судна, вызванного волнами, изменения хода, вызванного смещением буровой(го) установки/судна, приливных колебаний, величин укороченных патрубков, изменений общей длины МБР в результате изменения натяжения и т.д.
в) Количество натяжителей должно быть достаточным для того, чтобы обеспечить возможность вывести из эксплуатации один натяжитель или одну пару натяжителей для технического обслуживания или ремонта без риска ухудшения требуемого натяжения МБР.
г) Натяжные устройства МБР должны содержать средства амортизации для ограничения усилий, действующих в конце хода штока цилиндров натяжителей.
д) Угол отклонения между вертикальным положением МБР и фактическим положением, при котором к МБР приложено растягивающее усилие.
е) Срок службы проволочного каната зависит от многих параметров, в том числе от конструкции каната, диаметра шкива, приложенного натяжения, условий эксплуатации и т.д.
ж) Аккумуляторы и сосуды под давлением, которые следует предусмотреть для натяжных устройств с гидравлическими цилиндрами для хранения гидравлической жидкости в объеме, превышающем объем гидравлического цилиндра натяжного устройства. Объем сосудов для газа (воздух, азот) под давлением напрямую влияет на жесткость натяжителей.
и) Потери на гидравлическое трение в трубах, соединяющих компоненты натяжного устройства райзера, должны быть в допустимых пределах при максимальном предполагаемом расходе.
к) Фрикционные и инерционные потери. Механическое трение в гидравлических цилиндрах и шкивах натяжителей и инерционность шкивов, канатов, штоков и поршней натяжных устройств приводят к колебаниям величины натяжения. Конструкция системы натяжителя должна минимизировать фрикционные и инерционные потери.
л) Устройство ограничения скорости штока натяжителя, которое должно быть в системе натяжения МБР на случай внезапной потери нагрузки (например, при обрыве проволочного каната или подъемной серьги натяжного устройства).
м) Система управления отскоком, входящая в состав системы натяжения МБР и предназначенная для ограничения скорости МБР и натяжного устройства в случае аварийного отсоединения.
5.3 Требования к надводной системе отвода
5.3.1 Надводная система отвода управляет поступающей из скважины жидкостью, движущейся вверх по эксплуатационному стволу МБР. Система отвода содержит запирающее устройство, установленное в корпусе. В закрытом положении запирающее устройство направляет поток в сторону от пола буровой установки. Клапаны, установленные в надводной системе отвода, уводят поступающую из скважины жидкость либо в доливочный бак, либо в вибросито или в газовую линию.
5.3.2 Надводная система отвода должна включать пакер, клапаны для открытия/закрытия линий и систему управления.
5.3.3 Надводную систему отвода устанавливают непосредственно под столом ротора. Отводящий узел защелкивается в неподвижном корпусе. Верхнее гибкое/шарнирное соединение, которое является самым верхним компонентом системы МБР, обычно монтируют в нижней части отводящего устройства. Отводящие клапаны устанавливают на выходах из корпуса.
5.4 Требования к телескопической секции и кольцу натяжного устройства райзера
5.4.1 Телескопическая секция должна обеспечивать компенсацию относительного перемещения буровой установки и МБР.
5.4.2 Телескопическая секция должна включать наружную трубу, которая соединяется с МБР, и внутреннюю трубу, которая соединяется с буровой установкой. Наружная труба должна включать два пакера для уплотнения внутреннего прохода и места стыка с кольцом натяжного устройства МБР. Кольцо натяжного устройства может быть частью конструкции наружной трубы или устанавливаться на ней и передавать нагрузку от системы натяжения к наружной трубе телескопической секции и МБР. Линии глушения/дросселирования и вспомогательные линии расположены в наружной трубе и заканчиваются отводом, который соединяется с гибкими шлангами для стыковки с трубопроводами буровой установки.
5.4.3 Наружная труба телескопической секции должна воспринимать растягивающие нагрузки МБР. Внутренняя труба телескопической секции должна вертикально перемещаться внутри наружной трубы, компенсируя относительное перемещение буровой установки и МБР.
5.4.4 Линии натяжного устройства рекомендуется крепить к кольцу натяжного устройства МБР в верхней части наружной трубы телескопической секции. В случае применения систем натяжения прямого действия (см. 5.2.3) точка крепления может находиться ниже на наружной трубе телескопической секции. Данный способ закрепления обеспечивает конструктивное сопряжение МБР и системы натяжения. Проушины на кольце натяжного устройства должны содержать штифтовые соединения на концах линий натяжных устройств или натяжителей прямого действия. Растягивающая нагрузка для поддержания МБР передается через натяжное кольцо к стенке наружной трубы и МБР.
5.4.5 Для буровых установок с СДП и для башенно-палубных судов подшипник с низким коэффициентом трения, установленный на кольце натяжного устройства или телескопической секции МБР может уменьшить крутящий момент (скручивание) МБР при изменении курса судна. Крутящие нагрузки на МБР и устье скважины могут быть значительными, несмотря на наличие поворотного подшипника их следует учитывать при проектировании системы МБР.
5.4.6 Для удобства при эксплуатации на некоторых судах кольцо натяжного устройства отсоединяется от наружной трубы и крепится к нижней части корпуса отводящего устройства для хранения. Указанное расположение кольца натяжного устройства позволяет исключить затраты времени на соединение/отсоединение линий натяжного устройства при развертывании/извлечении МБР, в том числе рекомендуется предусмотреть встроенные стыковочные узлы для быстрого соединения концевых соединителей рабочих шлангов.
5.4.7 Системы натяжных устройств прямого действия могут быть оборудованы разрезным кольцом натяжного устройства, которое остается закрепленным на натяжном устройстве при хранении.
5.4.8 При выборе телескопической секции следует учитывать и оценивать следующие основные параметры:
а) номинальное натяжение. Телескопическая секция в сдвинутом и выдвинутом положениях должна выдерживать вес и динамические нагрузки МБР и блока ППВО. Номинальное натяжение наружной трубы под местом стыка с кольцом натяжного устройства должно быть не менее номинального натяжения системы МБР;
б) длина хода. Максимальная длина хода телескопической секции должна учитывать общую ожидаемую вертикальную качку, смещение буровой установки, приливные изменения, максимальное предполагаемое отклонение буровой установки в случае отказа системы поддержания неизменного положения и шаг укороченных секций. Дополнительно при расчете длины хода телескопической секции необходимо учитывать возможность установки верхнего фланца на внутреннюю трубу слайдера МБР с целью монтажа отводящего устройства без распорок;
в) кольцо натяжного устройства МБР. Угловое положение проушин кольца натяжного устройства должно учитывать положение шкивов линии натяжного устройства или натяжных устройств прямого действия;
г) внешние линии. Крепления вспомогательных линий, линии давления уплотнения телескопической секции должны соответствовать расположению буровой установки и скорость монтажа/демонтажа секций при операциях спуска и извлечения;
д) уплотнительные элементы между наружной поверхностью внутренней трубы и внутренней поверхностью наружной трубы. Уплотнительные элементы должны включать один, два или три элемента. Двойные или тройные элементы обеспечивают резервное уплотнение, изолируя буровой раствор от окружающей среды без прекращения операций бурения для замены изношенного или поврежденного первичного уплотнительного элемента;
е) спуск и хранение. Телескопическая секция, как правило, длиннее и тяжелее стандартных секций МБР.
5.5 Требования к звеньям райзера
5.5.1 Звенья райзера являются одним из основных компонентов МБР. При разворачивании системы МБР звенья райзера соединяют друг с другом на полу буровой установки и опускают в воду. Муфтовое соединение в верхней части звена МБР обычно имеет посадочный выступ, рассчитанный на нагрузки (статические и динамические) МБР и блока ППВО. Муфта звена райзера может быть опорой для линии дросселирования, линии глушения и вспомогательной линии.
5.5.2 Основная труба МБР и соответствующие муфты рекомендуется выбирать по размеру блока ППВО. Основная труба определена НД, толщиной стенки и свойствами материала. Стандартные комбинации совместимых диаметра внутреннего канала блока ППВО и наружного диаметра МБР следующие:
- ППВО - 346,1 мм (13 5/8 дюйма), МБР - 406,4 мм (16 дюймов);
- ППВО - 425,5 мм (16 3/4 дюйма), МБР - 473,1 мм (18 5/8 дюйма);
- ППВО - 476,3 мм (18 3/4 дюйма), МБР - 533,4 мм (21 дюйм) или 546,1 мм (21 1/2 дюйма);
- ППВО - 527,1 мм (20 3/4 дюйма), МБР - 609,6 мм (24 дюйма);
- ППВО - 539,8 мм (21 1/4 дюймов), МБР - 609,6 мм (24 дюйма).
5.5.3 На практике применяют четыре основных конструкции муфт МБР:
а) кулачковая муфта;
б) фланцевая муфта;
в) резьбовая муфта;
г) затворная муфта.
5.5.4 Выбор муфты МБР следует основывать на следующем:
- прочность;
- номинальная нагрузка подвесного выступа;
- коэффициент усиления напряжений и характеристики усталостной выносливости;
- надежность;
- скорость свинчивания звеньев;
- предварительное нагружение при свинчивании;
- требования к техническому обслуживанию;
- размеры основной трубы;
- отношение прочности к весу.
5.5.5 Звенья МБР могут включать линии дросселирования, линии глушения и вспомогательные линии, которые крепят к наружной поверхности основной трубы МБР с помощью опорных скоб.
5.5.6 Основная труба МБР должна иметь достаточную прочность, чтобы выдерживать комбинированные нагрузки от волн, течений, приложенного натяжения, перемещений судна, внешнего давления морской воды и внутреннего давления бурового раствора. Необходимо учитывать давление смятия и нагрузки при спуске МБР. Прочностные характеристики основной трубы определены ее диаметром, толщиной стенки и маркой стали (на практике используют материалы с пределом текучести в диапазоне 360-550 МПа). Внутренний диаметр основной трубы должен предусматривать достаточное кольцевое пространство с учетом проектируемой программы крепления ствола скважины.
5.5.8 Должны быть предусмотрены звенья райзера различной длины для компенсации подгонки МБР при разных значениях глубины воды моря.
5.6 Требования к нижнему соединительному узлу водоотделяющей колонны
5.6.1 НБВК должен включать комплект переходника райзера, гибкое/шарнирное соединение, один или два кольцевых превентора ППВО, подводные блоки управления и гидравлический соединитель.
5.6.2 НБВК должен обеспечивать разъемное соединение между МБР и нижним блоком ППВО. НБВК должен обеспечивать управление функциями блока ППВО через блоки управления.
5.6.3 Выбор конфигурации НБВК зависит от параметров составных элементов (размера, типа, номинальных параметров, глубины установки). Основные параметры для выбора конфигурации НБВК представлены ниже:
а) диаметр направляющих колонн;
б) минимальный размер внутреннего канала и соответствующее номинальное давление;
в) прочность на изгиб;
г) зазор для съемных блоков управления;
д) пространство для подводных аккумуляторов;
е) нагрузки и зазоры при аварийном отсоединении;
ж) доступное пространство для хранения и монтажа/демонтажа на борту буровой установки;
и) система аварийного восстановления блоков ППВО при работе на глубоководных месторождениях;
к) система ориентации для отсоединения и повторного ввода бесканатных блоков ППВО;
л) выдвижные стыковочные узлы блоков управления и линий глушения/дросселирования для бесканатных систем;
м) гибкие линии;
н) направляющая конструкция для монтажа/демонтажа блока ППВО;
п) желобообразование;
р) расположение клапанов линий глушения/дросселирования и вспомогательных линий.
5.6.4 Выбор компонентов НБВК должен быть основан на следующих факторах:
а) параметры управления скважиной;
б) номинальное давление и диаметр эксплуатационного канала блока ППВО;
в) канатные и бесканатные операции;
г) общие ограничения по высоте и весу;
д) условия эксплуатации и расчетные нагрузки;
е) способ управления блоком ППВО и отказоустойчивость конструкции;
ж) глубина установки;
и) способ спуска/извлечения блоков управления;
к) способы и скорость отсоединения и повторного ввода бесканатной системы;
л) методы аварийного восстановления;
м) методы циркуляции;
н) функции ТНПА;
п) требования к температуре.
5.7 Требования к гибким и шарнирным соединениям
5.7.1 Для обеспечения углового вращения МБР по отношению к блоку ППВО и для компенсации перемещения буровой установки в верхней части МБР должны быть использованы гибкие и шарнирные соединения. В некоторых случаях их также можно устанавливать на среднем уровне трубы МБР под телескопической секцией, чтобы обеспечить соединение МБР с буровой установкой в чрезвычайных ситуациях.
5.7.2 Жесткость гибкого соединения при вращении МБР является нелинейной функцией угла поворота, при этом на каждый угол поворота приходится большой диапазон жесткости. Жесткость при вращении может зависеть от температуры.
5.7.3 Элементы гибкого соединения, работающие на изгиб, должны быть выполнены из чередующихся скрепленных слоев стальных колец сферической формы и эластомера. Эластомер должен обеспечивать гибкость и герметичность. Одни конструкции гибких соединений могут иметь посадочный выступ для быстросъемной защитной втулки, другие - противоизносное кольцо, которое может быть заменено во время капитального ремонта гибкого соединения.
5.7.4 Шарнирное соединение должно включать узел из кованого стального шара и цапфы, имеющей цилиндрическую горловину с переходником, прикрепленным к концу горловины. В составе шарнирного узла должно быть уплотнение, изолирующее окружающую среду от бурового раствора. В конструкцию шарнирного соединения рекомендуется включать сменные противоизносные кольца или защитные втулки.
5.7.5 При выборе и проектировании гибких и шарнирных соединений необходимо учитывать следующие факторы:
а) назначение и расположение гибкого/шарнирного соединения в системе МБР;
б) угол поворота и максимальную требуемую жесткость при вращении, определяемые по результатам предварительного расчета МБР;
в) номинальное давление. Гибкое/шарнирное соединение должно обеспечивать герметичность конструкции под воздействием скважинных флюидов, максимальных расчетных температур, максимального расчетного веса бурового раствора и максимальной расчетной глубины использования;
г) максимальную растягивающую нагрузку;
д) максимальный момент;
е) требования к температуре;
ж) максимальное проходное отверстие.
5.8 Требования к гибким внешним линиям
5.8.1 Гибкие внешние линии допускают перемещение относительно телескопической секции (рабочий шланг) и гибких/шарнирных соединений (гибкая петля) в системе МБР
5.8.2 Рекомендуется использовать три основных конструкции гибких внешних линий: гибкая трубка, армированный шланг или петля с резьбовыми, зажимными или фланцевыми концевыми фитингами.
5.8.3 Гибкие внешние линии должны быть совместимы с остальной трубопроводной системой буровой установки, а также с блоком ППВО, МБР и коллектором линий глушения и дросселирования. При выборе гибких внешних линий необходимо учитывать следующие факторы:
а) требования к длине и допуски;
б) совместимость с концевыми элементами;
в) номинальное давление (газ и жидкость);
г) номинальное смятие;
д) номинальная температура (максимальная, минимальная и условия окружающей среды);
е) минимальный радиус изгиба;
ж) совместимость сред;
и) сопротивление к износу под воздействием абразивных сред;
к) коррозионная стойкость;
л) усталостная прочность при изгибе и циклическом изменении давления;
м) огнестойкость;
н) внутренний диаметр.
5.9 Требования к оборудованию для спуско-подъемных операций
5.9.1 Оборудование для спуско-подъемных операций следует применять с целью крепления, подъема, спуска и направления МБР и блока ППВО.
5.9.2 Оборудование для спуско-подъемных операций следует крепить в верхней части МБР. Верхнее соединение должно представлять собой штангу, на которую монтируется оборудование для спуска/подъема. К штанге крепят элеватор, который держит всю трубу МБР и блок ППВО.
5.9.3 Оборудование для спуско-подъемных операций необходимо крепить в верхней части МБР.
5.9.4 В состав оборудования для спуско-подъемных операций должны входить испытательные колпачки для выполнения испытаний под давлением линий глушения/дросселирования и вспомогательных линий. Во избежание случайного превышения давления в линии бурового раствора при проведении испытаний во время монтажа необходимо, чтобы испытательные колпачки для линий глушения/дросселирования исключали возможность установки в линии бурового раствора.
5.9.5 Оборудование для спуско-подъемных операций дивертора должно поддерживать внутреннюю трубу телескопической секции, гибкое соединение дивертора, дивертор и распорное соединение, которое может находиться между дивертором и внутренней трубой телескопической секции.
5.9.6 Спайдер райзера является опорой для МБР и блока ППВО на палубе буровой установки в процессе спуска и подъема. Слайдеры райзера могут быть разборными или цельными.
5.9.7 Шарнирные соединения устанавливают под слайдером МБР. Шарнирные соединения позволяют уменьшить ударные нагрузки на МБР и способствуют равномерному распределению нагрузок при подвешивании во время перемещения буровой установки.
5.9.8 Направляющие элементы могут быть использованы для направленного спуска МБР и соответствующего подводного оборудования к ответным соединениям на морском дне. Рекомендуется использовать четыре направляющих каната, проходящих от временной направляющей плиты к плавучей буровой установке, при этом каждый канат натянут при помощи направляющего натяжителя (подобного натяжителю МБР). Точки крепления направляющих элементов находятся на расстоянии 1,83 м от центра скважины, образуя квадрат стороной примерно 2,6 м. Системы направляющих рекомендуется применять на мелководье, а не при глубоководном бурении.
5.9.9 Выбор, проектирование и испытания оборудования для спуско-подъемных операций необходимо выполнять на основе следующих показателей:
а) максимальная статическая грузоподъемность;
б) динамические нагрузки, вызванные перемещением судна, волнами и течениями;
в) изгибающие и осевые нагрузки при спуско-подъемных операциях МБР;
г) ударные нагрузки.
5.10 Требования к вспомогательным линиям
5.10.1 Вспомогательные линии должны обеспечивать транспортировку жидкостей вдоль МБР.
5.10.2 Вспомогательные линии должны быть частью каждого звена райзера и крепиться к наружной поверхности основной трубы МБР с помощью опорных скоб.
5.10.3 Вспомогательные линии должны выполнять следующие функции:
а) линии глушения/дросселирования должны обеспечивать подачу или отвод жидкостей под высоким давлением из скважины ниже закрытых плашек блока ППВО;
б) линии бурового раствора должны обеспечивать подачу бурового раствора в МБР непосредственно над блоком ППВО с целью повышения скорости циркуляции в затрубном пространстве;
в) линии впуска воздуха должны обеспечивать нагнетание воздуха для повышения плавучести МБР с воздушными камерами;
г) гидравлические линии должны обеспечивать циркуляцию гидравлической жидкости к подводной системе управления ППВО.
5.10.4 МБР может включать дополнительные вспомогательные линии, например: гликолевые линии, служащие для подачи гликоля в затрубное пространство, линии морской воды, линии выхода бурового раствора и т.д.
5.10.5 Вспомогательные линии МБР могут быть подвергнуты растягивающим нагрузкам в результате распределения нагрузок. Распределение нагрузок заключается в передаче и разделении растягивающих усилий между внешними линиями после исчезновения плавающего зазора между главной муфтой МБР и монтажными приспособлениями линии в результате удлинения трубы секции МБР под натяжением, давлением, тепловым расширением или изгибанием. Растягивающие усилия, передаваемые к вспомогательным линиям, могут составлять большой процент от общей величины натяжения звена МБР. Если конструкция МБР допускает распределение нагрузок, результирующие напряжения должны быть оценены как первичные мембранные напряжения.
5.10.6 Типовые секции МБР должны включать две встроенные линии глушения и дросселирования. Указанные линии являются каналами для управления скважиной при закрытых плашках блока ППВО.
5.10.7 Линию бурового раствора следует включать в некоторые секции МБР для облегчения возврата шлама к судну.
5.10.8 Линии подачи воздуха необходимо использовать для тех систем, в которых предусмотрены плавучие воздушные камеры.
5.10.9 Линии подачи гидравлической жидкости рекомендуется использовать в качестве первичных или вторичных линий подачи гидравлической жидкости к блоку ППВО.
5.10.10 Вспомогательные линии одного звена МБР должны быть соединены с ответными частями соседнего звена МБР с помощью стыковочных узлов. Втулка содержит эластомерное радиальное уплотнение, контактирующее с износостойкой уплотняющей поверхностью ниппеля. Стыковочные узлы должны обеспечивать быстрое свинчивание и развинчивание при монтаже и извлечении МБР.
5.10.11 При выборе, проектировании вспомогательных линий звеньев МБР необходимо учитывать нижеприведенные факторы.
а) Тип жидкости. Гидравлические линии подачи рекомендуется изготавливать из коррозионно-стойкого материала для того, чтобы исключить попадание частиц ржавчины, засорения гидравлических отверстий и повреждения уплотнений и уплотняющих поверхностей. Линии глушения, дросселирования и бурового раствора на практике изготавливают из стали. Необходимо учесть наличие гальванического покрытия между стальными компонентами секций МБР и гидравлическими линиями подачи, если применяют коррозионно-стойкий материал.
б) Рабочие давления:
1) номинальное рабочее давление в линиях подачи гидравлической жидкости должно соответствовать номинальному рабочему давлению системы управления ППВО;
2) номинальное рабочее давление в линиях бурового раствора должно соответствовать области применения;
3) номинальное рабочее давление в линиях глушения и дросселирования должно быть не менее номинального рабочего давления ППВО.
в) Муфты линий глушения и дросселирования и вспомогательных линий должны обеспечивать герметичность при максимальном расчетном давлении, а также относительное перемещение втулки и ниппеля в результате:
1) эффекта Пуассона;
2) структурного сжатия, связанного с давлением на концах втулки и ниппеля;
3) перепадов температуры жидкости в основной трубе, в линиях глушения/дросселирования или вспомогательных линиях;
4) изгибающих нагрузок, связанных с отклонением МБР.
Примечание - Относительное перемещение втулки и ниппеля муфты может привести к усталостному растрескиванию опорной скобы, если, например, между опорной скобой и муфтой не предусмотрен необходимый зазор или при наличии растягивающих и изгибающих нагрузок в результате распределения нагрузок.
г) ВД линий глушения/дросселирования следует выбирать в соответствии с операциями управления скважиной; ВД линии бурового раствора - согласно требованиям к буровому раствору; ВД гидравлических линий - в соответствии с требованиями системы управления.
д) Отказоустойчивая конструкция и ориентация линий глушения/дросселирования и вспомогательных линий. Для предотвращения случайного несовпадения линий глушения/дросселирования и вспомогательных линий во время развертывания МБР необходимо ориентировать указанные линии асимметрично вокруг кольца натяжного устройства МБР.
е) Опорные скобы необходимы для закрепления линий к МБР, предотвращая их искривление под действием давления. Шаг опорных скоб зависит от номинального давления линий глушения/дросселирования и вспомогательных линий и характеристик потери устойчивости трубы.
ж) Материал изделий при необходимости работы в сероводородной среде должен быть выбран в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53679.
и) Конструктивные решения по напорным трубопроводам.
к) Минимальные расчетные толщины стенок с учетом допусков на коррозию/эрозию.
5.11 Требования к оборудованию для обеспечения плавучести
5.11.1 Для уменьшения верхнего натяжения за счет снижения погруженного веса трубы МБР на звенья МБР должно быть установлено оборудование для обеспечения плавучести.
5.11.2 На практике рекомендуется применять в качестве оборудования для обеспечения плавучести синтактическую пену. Наиболее широко распространена синтактическая пена, состоящая из стеклянных микросфер в матрице из термоактивного пластичного полимера, часто с включением более крупных макросфер из стеклопластика, армированного волокном. Диаметр модулей из синтактической пены зависит от требований к плавучести и плотности пены, а плотность пены - от расчетной глубины установки оборудования. Для глубоководных работ необходимо использовать более плотный материал, который выдерживает высокое давление смятия. Максимально допустимый диаметр синтактической пены определяют по отверстию в корпусе отводящего устройства и/или по другим ограничениям, через которые должна проходить секция МБР.
5.11.3 Модули из пены рекомендуется устанавливать парами вокруг секции МБР (по несколько пар на одну секцию), которые имеют вырезы под линии глушения/дросселирования и вспомогательные линии. Модули следует удерживать на месте при помощи кольцевых строп или других подходящих приспособлений. Материал креплений необходимо выбирать с учетом электрохимической коррозии.
5.11.4 Вертикальная подъемная сила модуля из пены передается МБР через упорное кольцо, установленное на трубе МБР непосредственно под верхней муфтой. Ответное кольцо обычно находится в нижней части смонтированных модулей и служит для удержания их на месте при демонтаже/монтаже МБР в воде.
5.11.5 Воздушные камеры с открытым днищем должны крепиться к муфте МБР и образовывать кольцевое пространство вокруг нее. Для нагнетания воздуха при окружающем гидростатическом давлении применяют линии подачи воздуха и линии управления. Воздух вытесняет морскую воду из кольцевого пространства, обеспечивая плавучесть. Поплавковый клапан в линии подачи воздуха возле днища камеры необходим для поддержания заданного уровня воды. Воздух может быть удален из системы через выпускной клапан через линию управления. Клапаны должны быть расположены и настроены на требуемый уровень плавучести. Компрессоры на борту буровой установки должны быть использованы для обеспечения подачи воздуха в воздушные камеры через линии подачи.
5.11.6 Модули из пены необходимо выбирать по требуемой подъемной силе и сопротивлению давлению, соответствующему номинальной глубине установки МБР, на которой выполняют работы. Конструкция модулей из пены не должна препятствовать требуемому изгибу основной трубы МБР, а должна предусматривать безопасный монтаж/демонтаж и хранение.
5.11.7 Воздушные камеры с открытым днищем относительно устойчивы к повреждениям, но они способны повышать изгибающие напряжения муфты МБР за счет дополнительной жесткости. Необходимо выполнить оценку систем эксплуатации и обслуживания МБР и убедиться в том, что для критичного оборудования, например воздушных компрессоров, предусмотрено достаточное резервирование.
5.12 Требования к специальному оборудованию
5.12.1 Система подвеса райзера
5.12.1.1 Если условия окружающей среды превышают предельные значения безопасной эксплуатации МБР в присоединенном состоянии, основная труба МБР и НБВК должны быть отсоединены от нижнего блока ППВО и могут быть подвешены и удержаны при помощи буровой установки до тех пор, пока погодные условия не улучшатся. Отсоединенную МБР можно подвесить за крюк, спайдер, корпус отводящего устройства или за специально предназначенную балочную конструкцию. Данный способ называется жестким способом подвеса. Жесткий подвес возможен на любом этапе развертывания МБР, поскольку любая секция МБР может быть установлена на спайдер, если позволяют окружающие условия.
5.12.1.2 На практике возможен второй способ подвешивания МБР - мягкий подвес. При мягком подвесе МБР подвешивают за любое натяжное устройство или за натяжные устройства и компенсатор перемещения. Если вместе с натяжными устройствами для мягкого подвеса используют компенсатор перемещения, необходимо применять специальный инструмент для подвеса МБР.
5.12.1.3 Необходимо учитывать динамические нагрузки на МБР, чтобы обеспечить надлежащую прочность компонентов системы подвеса при осевых и поперечных нагрузках, передаваемых МБР в подвешенном состоянии, без повреждения МБР или буровой установки.
5.12.2 Звено райзера с диспергатором газа
Диспергатор газа или подводный дивертор могут быть встроены в МБР. Звено райзера с диспергатором газа должно обеспечивать дополнительную меру безопасной транспортировки скважинного флюида по МБР, направляя его в сепаратор бурового раствора/газа через коллектор линии дросселирования или к сточному трубопроводу буровой установки перед тем, как он достигнет отводящего устройства и палубы буровой установки.
5.12.3 Клапан заполнения райзера
Клапан заполнения райзера (клапан заводнения) должен обеспечивать ввод морской воды в затрубное пространство МБР с целью уменьшения вероятности смятия основной трубы под действием внешнего давления при нахождении в воде. Если плотность бурового раствора недостаточна или уровень бурового раствора в райзере падает в результате потерь в пласте, клапан заполнения должен открываться, и морская вода поступает в затрубное пространство МБР. Это позволяет уменьшить или исключить перепады внешнего давления, предотвращая смятие структуры МБР. Клапан заполнения представляет собой секцию МБР, на основной трубе которой установлены корпус и механизм клапана. Клапан может срабатывать автоматически по давлению или управляться вручную с буровой установки.
Примечание - Клапан заполнения может не защитить МБР от смятия в случае внезапного падения давления при аварийных ситуациях (например, при аварийном отсоединении райзера бурового раствора).
5.12.4 Измерительное звено райзера
5.12.4.1 Измерительное звено МБР может быть использовано для мониторинга состояния трубы МБР. Измерительное звено райзера должно включать испытательную секцию с тензодатчиками, датчиками давления/температуры, акселерометрами и т.д. для передачи данных на буровую установку. Данные с контрольно-измерительных приборов необходимо использовать для анализа и регистрации напряжений. Измерительное звено райзера рекомендуется устанавливать вблизи блока ППВО или под телескопической секцией.
5.12.4.2 Данные с контрольно-измерительных приборов могут быть переданы на буровую установку через подводную систему управления по электрическому кабелю/кабелю связи или путем акустической передачи.
5.12.4.3 Данные могут быть загружены или записаны с помощью непосредственно измерительных приборов. Эти данные можно получать периодически с помощью ТНПА или при демонтаже райзера для оценки и последующего анализа.
5.12.5 Промежуточное гибкое соединение
Промежуточное гибкое соединение может быть расположено под килевой секцией. Промежуточное гибкое соединение может быть использовано для уменьшения изгибающих напряжений в МБР, когда МБР контактирует с килевой частью судна. Промежуточное гибкое соединение рекомендуется располагать непосредственно под возможной точкой контакта для защиты МБР от чрезмерного изгиба в случае контакта с судном.
5.12.6 Концевое звено
5.12.6.1 Концевые звенья в зависимости от применения могут различаться по конструкции. На практике выделяют нижнее и верхнее концевые звенья.
5.12.6.2 Нижнее концевое звено должно быть размещено непосредственно над переходником МБР на НБВК, где заканчивается бустерная линия и поток бурового раствора направляется от поверхности в затрубное пространство МБР. В трубе МБР, где заканчивается бустерная линия на переходнике, указанное звено не применяется.
5.12.6.3 Для трубы МБР, где установлено гибкое соединение под телескопическое звено, иногда требуется специальное звено МБР, обычно называемое верхним концевым звеном, если все внешние линии МБР заканчиваются отводом и рабочими шлангами на соответствующем оборудовании буровой вышки. При такой конфигурации телескопические секции буровой установки не имеют внешних линий, а только компенсируют перемещение буровой установки и натяжение МБР.
5.12.7 Килевая секция
Килевую секцию можно использовать совместно с промежуточным гибким соединением для снижения изгибающих напряжений МБР при столкновении с килевой частью буровой установки. Килевую секцию рекомендуется выполнять с наружной обшивкой и/или с утолщенной стенкой для выдерживания в случае столкновения.
6 Расчет реакции морского бурового райзера
6.1 Общие положения
6.1.1 МБР должен проектироваться исходя из реакции МБР на внешнее воздействие и гидростатические нагрузки.
6.1.2 Расчет реакции МБР необходимо выполнять для определенных условий окружающей среды в месте применения и эксплуатационных параметров.
6.1.3 При расчете системы МБР необходимо выполнить следующие операции:
а) рассчитать значение верхнего натяжения для каждой комбинации условий окружающей среды и режимов бурения;
б) определить все возможные варианты комбинаций положений СДП судна и МБР для оценки или уменьшения нагрузок при изменении позиционирования судна относительно МБР;
в) разработать схему расположения скользящих и плавучих секций МБР по трубе;
г) определить условия, при которых изменяется режим работы (от бурения до простоя и момента отсоединения, включая аварийные ситуации).
6.1.4 Расчет реакции системы МБР должен включать анализ безопасной эксплуатации системы при следующих сценариях эксплуатации МБР:
а) спуск и извлечение МБР на полную и неполную глубины;
б) эксплуатационная готовность (в режиме бурения и в режиме простоя);
в) подвешивание;
г) анализ предельного смещения буровой установки, включая дрейф/снос (для судов с системой динамического позиционирования), или факторов отказа системы швартовки;
д) отскок МБР.
6.2 Требования к расчету морского бурового райзера
6.2.1 Для выполнения анализа и расчета МБР необходимы следующие исходные данные:
- информация об оборудовании буровой установки;
- характеристики движения и смещения судна;
- параметры СДП судна;
- предполагаемый вес бурового раствора;
- гидрометеорологические условия места эксплуатации МБР;
- глубина эксплуатации МБР;
- конструкция ствола скважины;
- процедуры с плановыми буровыми работами;
- характеристики и описание конструкции подводного устьевого оборудования;
- характеристики блока ППВО.
6.2.2 В приложении А приведен пример таблицы с исходными данными, необходимыми для проведения анализа и расчета МБР.
6.2.3 Для оценки углов поворота гибких/шарнирных соединений, хода натяжного устройства, хода телескопической секции, напряжений в МБР, нагрузок на обсадную трубу и нагрузок на устье скважины необходимо проанализировать возможности буровой установки к поддержанию неизменного положения с помощью СДП.
6.2.4 При расчете МБР необходимо учитывать сдвигающие, изгибающие, крутящие и растягивающие нагрузки в блоке ППВО, в устье скважины и обсадной трубе. Необходимо оценить эти нагрузки и моменты и убедиться в том, что они и результирующие максимальные напряжения находятся в расчетных пределах.
6.2.5 Настройку натяжения МБР необходимо определять по значению плотности жидкости (например, по весу бурового раствора), начиная с морской воды и заканчивая максимальной предполагаемой плотностью в основной трубе и в каждой внешней линии. Допустимая плотность жидкости может зависеть от приложенного внутреннего давления в режиме управления скважиной или в режиме бурения с контролем давления.
6.2.6 МБР необходимо эксплуатировать только в расчетных пределах при номинальных температуре и давлении. При планировании скважинных операций необходимо учитывать предполагаемые температуру и давление.
6.3 Проектные и эксплуатационные ограничения
6.3.1 При бурении в открытом море необходимо учитывать четыре режима эксплуатации:
а) режим бурения, включая добуривание, спуско-подъемные операции, расширение ствола скважины и т.д.;
б) режим простоя в присоединенном состоянии. В этом режиме единственной выполняемой буровой операцией является циркуляция бурового раствора и спуск/подъем буровой трубы, при этом буровая труба не вращается;
в) режим отсоединения. Если условия окружающей среды выходят за допустимые пределы безопасной работы в режиме простоя, необходимо отсоединить МБР во избежание возможных повреждений поверхностного и подводного оборудования. При этом НБВК или блок ППВО можно подвесить с помощью МБР;
г) режим спуска и извлечения. Режим отсоединения в процессе спуска или извлечения МБР и блока ППВО или МБР и НБВК. При операциях спуска и извлечения МБР необходимо учитывать развертывание на полную или неполную глубину (количество спусков и извлечений трубы МБР), поскольку динамические характеристики МБР зависят от глубины установки.
6.3.2 При проектировании и эксплуатации необходимо учитывать приведенные ниже параметры.
6.3.2.1 Выбор подходящей комбинации окружающих условий и гидродинамических коэффициентов для анализа должен включать оценку, опыт и понимание типа выполняемого расчета МБР. В таблице 1 приведены рекомендуемые методы расчета и эксплуатации для различных режимов работы МБР. При расширенном бурении в суровых условиях окружающей среды необходимо выполнить расчет усталостных характеристик. Предельные значения среднего и максимального углов гибкого/шарнирного соединения, указанные для нормального режима бурения, предназначены для предотвращения износа и желобообразования МБР и гибкого/шарнирного соединения. Значения указанных углов при эксплуатации должны сохранять минимально возможные значения (например, 10° и менее) и в качестве верхних границ рекомендуются следующие значения: 2° (среднее) и 4° (максимальное).
Таблица 1 - Рекомендуемые методы расчета и эксплуатации для различных режимов работы МБР
Проектный параметр | Присоединение МБР | Отсоединение МБР | |
| Бурение | Простой |
|
Средний угол поворота гибкого/шарнирного соединения | 2° | Не применяется | Не применяется |
Максимальный угол поворота гибкого/шарнирного соединения | 4° | 90% возможного угла поворота гибкого/шарнирного соединения или другого геометрического ограничения | 90% возможного угла поворота гибкого/шарнирного соединения или другого геометрического ограничения |
Средний угол поворота нижнего гибкого соединения | 2° | Не применяется | Не применяется |
Максимальный угол поворота нижнего гибкого соединения | 4° | 90% возможного угла поворота гибкого/шарнирного соединения или другого геометрического ограничения | Не применяется |
Средний угол поворота промежуточного гибкого соединения | 2° | Не применяется | Не применяется |
Максимальный угол поворота промежуточного гибкого соединения | 4° | 90% возможного угла поворота гибкого соединения или другого геометрического ограничения | 90% возможного угла поворота гибкого соединения или другого геометрического ограничения |
Критерии напряжения  | |||
Максимальное номинальное напряжение  | 0,67 | 0,67 | 0,67 |
Значимый диапазон динамического напряжения  | |||
Номинальное напряжение | 69 МПа | Не применяется  | Не применяется |
Локальное пиковое напряжение | 103,5 МПа | Не применяется | Не применяется |
Пределы настройки натяжения | |||
Минимальное верхнее натяжение , Н |  | | Не применяется |
Максимальное допустимое натяжения , Н |  | | Не применяется |
 Допустимые напряжения и значимый диапазон динамических напряжений показаны на рисунке 2.  Максимальное номинальное напряжение рассчитывают по критерию отказа Мизеса , МПа, по формуле
 , . (1) где  ,  ,  - главные напряжения, МПа. Относится к статическим напряжениям плюс максимальная амплитуда динамических напряжений в основной трубе МБР вдали от концентраторов напряжений. При глобальном расчете МБР следует учесть влияние внешних линий на основную трубу МБР. Значения относятся к наибольшим колебаниям главных напряжений (не по Мизесу). Кроме того, они не являются предельными значениями, но показывают необходимость дальнейшего расчета усталостных характеристик. "Не применяется" не означает того, что усталостным напряжением можно пренебречь.   , которое требуется, чтобы исключить общее искривление МБР в случае внезапной потери давления в натяжном устройстве или паре натяжных устройств. , которое требуется, чтобы исключить общее искривление МБР в случае внезапной потери давления в натяжном устройстве или паре натяжных устройств. Прочие факторы, такие как нагрузки на МБР или устье скважины, отскок и минимальное натяжение, требуемое для отсоединения НБВК в случае аварийного отсоединения, могут накладывать дополнительные ограничения на настройку натяжения. | |||
6.3.2.2 Прогнозируемые максимальные значения
В установившемся режиме величина отдельных пиковых откликов меняется случайным образом. Рекомендуемая вероятность превышения значения наиболее вероятного максимума составляет 63% (см. [1]).
 |
Рисунок 2 - Допустимые напряжения и значимый диапазон динамических напряжений
6.3.2.3 Факторы износа:
а) скорость износа гибкого/шарнирного соединения зависит:
1) от контактного усилия,
2) относительной скорости,
3) свойств материала,
4) свойств окружающей жидкости,
5) расстояния перемещения за цикл контакта,
6) количества циклов контакта;
б) относительная скорость буровой колонны в системе МБР зависит от выполняемых операций, скорости вращения или скорости спуска/извлечения, свойств материала, свойств возвратного потока бурового раствора (больше состоит из абразива, чем из смазки);
в) необходимо оценить усилие контакта для случая, когда буровая колонна должна соответствовать диаметру внутреннего канала системы МБР (обычно возле гибкого/шарнирного соединения). Усилие увеличивается, если затрубное пространство между буровой колонной и внутренним каналом МБР незначительное (малый БД райзера, большой НД буровой трубы) и натяжение буровой колонны в точке контакта высокое (буровая колонна менее гибкая). За большую часть износа отвечают бурильные замки.
6.3.2.5 Значимый диапазон динамических напряжений является показателем усталостной долговечности МБР и ограничителем для динамических напряжений.
6.3.2.6 Необходимо учитывать все возможные режимы эксплуатации, которые могут повлиять на конструкцию, т.е. все случаи нагрузок. Особенно следует уделить внимание влиянию на конструкцию системы МБР мест стыка спускового инструмента, штормового подвешивания на спайдере или на подвесной конструкции, специальных условий спуска и аварийных условий.
6.3.2.7 Минимальная настройка натяжения:
- НД и ВД основной трубы и внешних линий постоянны по длине МБР;
- вес бурового раствора одинаков в основной трубе, в линиях глушения/дросселирования и в линиях бурового раствора;
- поверхностное давление в каждой линии равно нулю или заключено внутри райзера, создавая концевую нагрузку от внутреннего давления, которая повышает общее "реальное" натяжение райзера (например, испытание линий глушения/дросселирования под давлением, давление при бурении с контролем давления, захваченное вращающимся превентором высокого давления внутри или ниже наружной трубы телескопической секции).
в) величина натяжения, отображаемая на панели натяжного устройства, равна значению, вычисленному по давлению, измеренному в системе натяжения. Метод расчета отображаемого натяжения зависит от буровой установки и может содержать поправки, ведущие к увеличению или уменьшению среднего натяжения, приложенного к МБР, относительно значения, которое отображается на панели. Это необходимо учитывать при определении минимальной и максимальной настроек натяжения для фактических или предполагаемых условий эксплуатации. Если отображаемое натяжение не учитывает вес поршня, штока и/или кольца или если отображаемое натяжение учитывает другие факторы, которые приводят к тому, что оно отличается от среднего значения, приложенного к МБР, это следует учитывать путем внесения изменений в формулу (2) или путем перехода от фактического требуемого натяжения к соответствующему отображаемому натяжению;
е) все прочие нагрузки необходимо учитывать таким образом, чтобы минимальные настройки натяжения были достаточно высоки, и сценарии отказа не приводили к мгновенным сжимающим напряжениям в МБР.
6.3.3 Ограничения настроек натяжения
6.3.3.1 Следующие отдельные факторы и их комбинация могут привести к превышению функциональных возможностей МБР, даже если величина натяжения, отображаемая на панели управления системы натяжения, показывает обратное:
- изгибающие моменты всех источников, включая концевые нагрузки от неустановившегося давления, динамические отклики и волновая нагрузка;
- колебания натяжения, вызванные частотой волны в результате гидравлической и механической эффективности системы натяжения;
- изменение хода натяжного устройства, связанное со смещением буровой установки (например, при дрейфе);
- концевые нагрузки от давления в линиях глушения/дросселирования, вспомогательных, гидравлических и/или внешних линиях (все они добавляют натяжение к МБР, помимо натяжных устройств).
6.3.3.2 Давление в верхней части внешней линии создает концевую нагрузку, которая действует на МБР. Эту нагрузку следует рассчитывать по поверхностному давлению и площади сечения, образованной диаметром уплотнения муфтового соединения в месте концевого отвода.
Пример - Давление 104 МПа, действующее на уплотнение диаметром 1,8 м, создает концевую нагрузку 192,3 т.
6.4 Требования к моделированию морского бурового райзера
6.4.1 Модель МБР сточки зрения расчета реакции представляет собой растянутую балку, которая редко отклоняется от вертикали более чем на 10°. При небольших углах реакцию МБР можно описать фундаментальным уравнением балки Эйлера-Бернулли. При анализе модели МБР следует учитывать геометрическую нелинейность, если МБР отклоняется по вертикали на угол более 10°.
6.4.2 В процессе спуска, извлечения и отсоединения МБР динамическая реакция в осевом направлении может иметь большое значение при глубоководном бурении. При развертывании и извлечении МБР необходимо рассматривать развертывание на полную глубину, а также на возможные случаи неполной глубины, поскольку динамические характеристики МБР чувствительны к длине развернутого (собранной и спущенного) МБР.
6.4.3 При моделировании МБР необходимо применять нижеприведенные граничные условия.
6.4.3.1 В описание элемента растянутой балки входит геометрия МБР, вес МБР, масса и свойства материала МБР. Длины элементов должны задаваться с учетом предполагаемых реакций по длине колонны, при этом укороченные звенья райзера должны быть расположены в зонах с резким изменением нагрузки или геометрии МБР. Как правило, это происходит в верхней части МБР в зоне волн и в нижней части МБР вблизи нижнего гибкого/шарнирного соединения. Каждое промежуточное гибкое/шарнирное соединение представляет собой зону резкого изменения геометрии МБР.
6.4.3.2 К нагрузкам, действующим на МБР, относятся натяжение, внутреннее и внешнее давление, а также нагрузки от окружающей среды, вызванные волнами и течениями. Нагрузки от внутреннего и внешнего давления вызваны действием гидростатического давления бурового раствора и морской воды, соответственно. Расчет следует выполнять во всем диапазоне предполагаемой плотности бурового раствора с учетом того, что столб бурового раствора обычно отличается более высоким гидростатическим напором, чем столб морской воды. При расчете гидродинамических усилий на скользящие звенья МБР следует учитывать размеры линий дросселирования, глушения и вспомогательных помимо ВД основной трубы МБР. Если к звену МБР крепятся плавучие модули, для расчета диаметров сопротивления и инерции необходимо использовать ВД плавучего модуля. Вес, используемый при анализе, должен быть равен весу всей секции МБР, включая основную трубу, соединитель, линии глушения, дросселирования и вспомогательные, захваты линий, мультиплексные линии, оборудование для обеспечения плавучести, упорные кольца, ребра, обтекатели и т.д.
6.4.3.3 Граничные условия относятся к верхнему натяжению, смещению и подвижке буровой установки, а также описывают вращательную жесткость верхнего гибкого/шарнирного соединения. Требуемое верхнее натяжение зависит от плотности бурового раствора, от эксплуатационных и окружающих условий, установленных для каждого режима работы.
6.4.3.4 Описание реакций буровой установки на волны необходимо представлять в виде операторов амплитудных характеристик (RAO) и соотношения фаз. При моделировании необходимо учитывать следующее:
а) систему единиц измерений;
б) правило фазового угла (указывающее на то, что положительный фазовый угол означает, что отклик обгоняет или отстает по волне);
в) направление продольно-горизонтальной, поперечно-горизонтальной качки, вертикальной качки, бортовой качки, килевой качки и рысканья;
г) правила изменения курса буровой установки;
д) координаты X, Y и Z для эталонной точки на буровой установке, для эталонной точки RAO и роторного вкладыша буровой палубы;
е) условия нагружения, осадка буровой установки, глубины установки, состояние моря, периодичность волн, при которых действительны RAO.
6.4.3.5 Допущения, принятые для смещения буровой установки, должны соответствовать функциональным возможностям и принципам эксплуатации системы поддержания неизменного положения (швартовой системы или системы динамического позиционирования).
6.4.3.6 Нижнее граничное условие может быть получено для подсоединенного или отсоединенного МБР. В подсоединенном режиме модель МБР может заканчиваться в устье скважины или уходить ниже линии бурового раствора и учитывать обсадную трубу и свойства грунта. Нижняя часть модели отсоединенного МБР должна содержать либо весь блок ППВО, либо только НБВК.
6.4.3.7 В процессе спуска, извлечения и отсоединения МБР динамическая реакция в осевом направлении может иметь большое значение при глубоководном бурении. Во время спуска, извлечения и в отсоединенном состоянии должны быть правильно определены гидродинамические свойства для сбора динамических реакций в осевом и поперечном направлениях. МБР с блоком ППВО или НБВК может подвергаться резонансному возбуждению под действием амплитудной характеристики вертикальной качки буровой установки.
6.4.4 В приложении А приведены исходные данные, используемые при моделировании и расчетах МБР.
6.4.6 Необходимо при моделировании учитывать три гидродинамических аспекта:
- морская поверхность - описание колебаний высоты и периода волны, как регулярная волна или в виде спектра волн;
- кинематика волн - зависимость, определяющая скорость воды в результате волнового движения воды, как функция расстояния ниже морской поверхности;
- алгоритм сил - зависимость, определяющая силы, действующие на МБР, от скорости морской воды по отношению к МБР.
МБР с плавучими модулями (на основании диаметра плавучего модуля) | МБР без плавучих модулей (на основании диаметра главной трубы) | ||||
Число Рейнольдса | | | Число Рейнольдса | | |
Re<105 | 1,2 | От 1,5 до 2,0 | Re<105 | От 1,2 до 2,0 | От 1,5 до 2,0 |
105<Re<106 | От 0,6 до 1,2 | От 1,5 до 2,0 | 105<Re<106 | От 1,0 до 2,0 | От 1,5 до 2,0 |
Re>106 | От 0,6 до 0,8 | От 1,5 до 2,0 | Re>106 | От 1,0 до 1,5 | От 1,5 до 2,0 |
6.5 Расчет сноса/дрейфа МБР
6.5.1 Расчет сноса/дрейфа МБР можно использовать для определения пределов отсоединения буровой установки от СДП, а также для определения или проверки применимости пределов смещения буровой установки ("круги слежения"). Желтый круг слежения означает наибольшую величину смещения, при которой следует начать подготовку к аварийному отсоединению. Красный круг слежения означает наибольшую величину смещения, при которой следует начать процедуру аварийного отсоединения.
6.5.2 При расчете дрейфа/сноса необходимо выполнить следующие действия:
- установить допустимые пределы реакции МБР, регламентирующие максимально допустимую точку отсоединения. К ним относятся угол поворота верхнего гибкого соединения, угол поворота нижнего гибкого соединения, ход телескопической секции, ход натяжного устройства, изгибающий момент устья и устьевого соединителя, напряжение в обсадной трубе, зазор буровой шахты, а также нагрузки на соединители обсадной трубы, МБР, соединитель НБВК и фланцы блока ППВО, включая конструктивные пределы и пределы герметичности;
- определить соответствующие желтый и красный круги слежения по этим допустимым пределам.
6.5.3 Имитационное моделирование дрейфа обычно выполняют для буровой установки, находящейся над устьем скважины, которая подвергается воздействию ветра, волн и течений без сопротивления подруливающих устройств. Полная потеря питания, авария всей системы - это один из тех сценариев, для которого, как правило, рассчитывают дрейф. Моделирование сноса основано на допущении того, что подруливающие устройства будут управлять буровой установкой в течение заданного времени, при заданных уровне мощности и направлении с последующим дрейфом под действием ветра, волн и течений.
6.5.4 Расчет сноса/дрейфа учитывает следующие аспекты:
- изменение смещения и курса буровой установки с течением времени;
- нестационарные эффекты при отдалении буровой установки от места (что увеличивает ход телескопической секции и угол верхнего гибкого соединения);
- неопределенность фактического хода телескопической секции и натяжного устройства (в результате допуска на подгонку, прилива, угла, различий двух натяжных устройств и т.д.);
- предельное напряжение, нагрузка, угол поворота и ход, как описано выше.
6.6 Расчет слабого элемента системы морского бурового райзера
6.6.1 Предельное смещение буровой установки в сочетании с отказом соединителя НБВК, предназначенным для быстрого разъединения при аварийном отсоединении, может привести к перегрузке различных компонентов системы МБР, устьевого оборудования, обсадной трубы. Расчет слабого элемента должен быть выполнен для определения потенциальных слабых точек в системе МБР, устьевого оборудования, обсадной трубы при экстремальных условиях смещения буровой установки.
6.6.2 Отказ системы поддержания неизменного положения (снос, дрейф, обрыв швартовых канатов и т.д.) при подсоединенной системе МБР может привести к предельному смещению буровой установки. Предельное смещение буровой установки может привести к перегрузке различных компонентов в системе МБР, устьевого оборудования, обсадной трубы. Результаты расчета слабых точек необходимо использовать при расчете или выборе компонентов скважинной системы (например, компонентов обсадной трубы, устьевой системы, различных соединителей в устьевой системе, системе обсадной трубы и т.д.) или при определении совместимости буровой установки, МБР и блока ППВО и скважины.
6.6.3 Максимальные нагрузки, прогнозируемые по результатам расчета слабых точек, необходимо сравнить с допустимыми нагрузками или функциональными возможностями компонентов МБР, блока ППВО и скважины. Необходимо учитывать функциональные отказы (прогиб, утечки и т.д.) и конструкционные отказы.
6.7 Расчет отскока
6.7.1 Разблокировка соединителя НБВК может привести к внезапному разбалансу натяжения с ускорением МБР в верхнем направлении, инициируя отскок МБР. Расчет отскока необходимо использовать для верификации того, что эксплуатационные параметры (например, конфигурация МБР, настройка натяжения, ход, вертикальная качка и т.д.) учитывают отскок, или для того, чтобы определить объем изменений, которые можно внести для компенсации отскока.
6.7.2 Полный расчет отскока МБР предусматривает моделирование поведения системы при различных условиях и позволяет получить контрольные сведения о натяжении и ходе телескопической секции, подгонке МБР, настройках системы управления отскоком, критерии и эксплуатационные пределы (натяжение, вес бурового раствора и подвижка буровой установки). Расчет отскока МБР требует разработки имитационной модели, учитывающей кинематику основных подвижных частей, трение, гидравлику, пневматику, внедрение системы управления отскоком, столб бурового раствора и МБР. При нормальном аварийном отсоединении буровой раствор может вытекать из МБР.
6.7.3 Столб падающего бурового раствора сообщает МБР силу сопротивления, зависящую от времени и направленную вниз, таким образом влияя на характеристику отскока. Если МБР частично пустой, попадание воды в ее нижнюю часть может привести к созданию силы сопротивления, направленной вверх, что следует учитывать при имитационном моделировании.
6.7.4 Расчет отскока необходимо использовать для планирования операций с целью уменьшения вероятности и/или опасности следующих факторов:
- ударные усилия, создаваемые при полном закрытии телескопической секции;
- ослабление канатов или подъемных серег натяжного устройства либо отсоединение наружной трубы от натяжного кольца МБР;
- контакт НБВК с нижним блоком ППВО после отсоединения.
6.7.5 Расчет отскока может быть использован для определения предельных значений для настройки натяжения, хода, конфигурации МБР, движения буровой установки и настроек системы управления отскоком.
6.7.6 При расчете отскока необходимо учитывать следующие неопределенности:
- верхний и нижний весовые пределы;
- ход натяжного устройства и телескопической секции. При установке буровой установки в нужном месте ход может зависеть от шага укороченных секций, разницы хода двух натяжных устройств, ошибок при подгонке, прилива и растяжения, которые могут возникнуть в результате изменения настройки натяжения;
- изменения, связанные со смещением буровой вышки. Небольшое смещение незначительно влияет на ход и натяжение, тем не менее вблизи максимальной точки отсоединения эти изменения обычно достаточно велики и могут существенно повлиять на характеристику отскока;
- амплитуду и период вертикальной качки;
- настройку натяжения;
- вес бурового раствора;
- отклик системы управления отскоком.
6.8 Окружающая среда с сильным течением
6.8.1 Использование систем МБР для морского бурения в условиях течения свыше 1 м/с (~2 узла) обычно приводит к проблемам в работе, но поверхностные течения с малой скоростью 0,5 м/с (~1 узел) в некоторых случаях также вызывают сложности, в частности в процессе операций спуска и извлечения МБР. Проблемы связаны с высокими нагрузками от сопротивления, действующими на МБР, буровую установку и швартовую систему, а также поскольку МБР может подвергаться ВВВ. Высокие силы сопротивления, вызванные сильным течением, приводят к возникновению больших углов гибких соединений и возможным высоким изгибающим напряжениям. Кроме того, ВВВ могут привести к значительному увеличению сопротивления и к усталостным нагрузкам.
6.8.2 Если скорость течения является признаком вероятности возникновения сильных ВВВ, необходимо выполнить анализ ВВВ. При этом анализе следует рассматривать реакцию МБР и гидродинамическое возбуждение течения. Если предполагаются значительные ВВВ, обычно предусматривают средства их подавления. Обтекатели, обшивка и другие устройства могут ослабить ВВВ и уменьшить сопротивление.
6.8.3 Угол поворота нижнего гибкого/шарнирного соединения можно уменьшить путем перемещения буровой установки вверх по течению относительно устья скважины. В этом случае следует убедиться в том, что угол поворота верхнего гибкого/шарнирного соединения остается в допустимых пределах. Увеличение верхнего натяжения может еще больше уменьшить углы поворота гибких соединений, но приводит к повышенным осевым напряжениям и нижнему натяжению. Увеличение верхнего натяжения также может привести к уменьшению усталостных повреждений в результате ВВВ за счет уменьшения индексов возбужденных видов колебаний. Поскольку ВВВ, как правило, представляет собой явление контролируемого вытеснения, уменьшение индексов видов колебаний часто повышает усталостную выносливость в зависимости от полосы пропускания и модальной составляющей.
6.8.4 Обтекатели необходимо изготавливать из пластмассы и крепить к МБР в качестве флюгеров. В зависимости от конструкции они могут снижать сопротивление и ВВВ. При разработке планов извлечения МБР в случае тропического шторма, сильного кольцевого течения и т.д. необходимо учитывать продолжительное время извлечения, связанное с демонтажом обтекателей с МБР.
6.8.5 Для снижения влияния ВВВ рекомендуется применять обшивку. Обшивку фиксируют к МБР по винтовой схеме. Винтовая обшивка может быть предельно эффективной при подавлении ВВВ, однако это приведет к повышению сил сопротивления, действующих на МБР.
6.8.6 Аналитическое прогнозирование вибраций МБР зависит от скорости течения, видов поперечных вибраций МБР и конструкции МБР. Поперечные колебания являются функцией геометрии МБР, полезных веса и массы МБР, которые зависят от состава МБР и усилия натяжения МБР. Поскольку одновременно может возникнуть несколько видов вибраций, прогнозирование ВВВ МБР необходимо выполнять по программе прогнозирования реакций по расчету нескольких видов.
6.8.7 Значительные вариации характеристик МБР (т.е. натяжение, конфигурации, гидродинамики и т.д.) или океанского течения могут существенно повлиять на результаты расчета ВВВ. Необходимо тщательно выбирать профили течения для исследования, уделяя особое внимание данным о возникновении, глубине и продолжительности.
6.8.8 Максимальные параметры течения, например наблюдавшиеся последний раз 10 лет назад, не должны создавать наихудшие условия усталостного нагружения или наибольшее сопротивление. Скорости или схемы максимального течения могут быть такими, что поперечный вид колебаний не будет сильно возбужден, или продолжительность максимального течения может быть такой, что образуется небольшая усталостная нагрузка. Усталостную выносливость можно контролировать с помощью пониженных скоростей течения на большой глубине или намного большей продолжительности. Также следует учитывать амплитуду течения по длине МБР.
6.8.9 Если течение во время отсоединения МБР приводит к значительным ВВВ, необходимо определить предельные критерии окружающих условий для операций спуска и извлечения. Анализ должен включать следующее:
а) расчет ВВВ;
б) расчет бокового отклонения;
в) определение максимальных статических и динамических нагрузок на разные компоненты системы МБР;
г) осевой динамический расчет МБР.
6.8.10 При отсоединении требуется выполнить расчет динамических характеристик МБР в осевом направлении для рабочих глубин.
6.9 Методология расчета отсоединения райзера
6.9.1 Необходимо выполнить расчет отсоединенного МБР для оценки такой системы, при функционировании которой МБР опирается на буровую установку, но отсоединяется от устья скважины.
6.9.2 Расчет отсоединенной МБР описывает два эксплуатационных случая:
- при спуске и извлечении МБР и блока ППВО;
- подвешивании МБР во время шторма.
6.9.3 Расчет операций спуска и извлечения позволяет определить возможность спуска или извлечения МБР вместе с блоком ППВО или только с НБВК, закрепленным на нижней части МБР.
6.9.4 Расчет штормового подвеса служит для оценки возможности подвешивания трубы МБР при урагане или шторме.
6.9.5 Расчет должен учитывать несколько глубин спуска МБР в процессе развертывания/извлечения. Во время расчета необходимо рассматривать конфигурацию либо только с НБВК, либо с НБВК и нижним блоком ППВО. Необходимо оценить реакцию МБР по отношению к допустимым нагрузкам на подъемное оборудование и спайдер, к напряжениям, зазору в корпусе отводящего устройства, а также убедиться в отсутствии контакта между МБР и конструкцией буровой установки.
6.9.6 Для буровых установок с СДП можно принять во внимание дрейф буровой установки при развертывании или извлечении трубы МБР, если профиль течения не позволяет извлечь МБР через корпус отводящего устройства при неподвижном состоянии буровой установки. Для данного типа расчета направление и скорость подводного течения относительно поверхностного течения могут быть критическими. Может быть необходимо отрегулировать скорость дрейфа при развертывании или извлечении МБР в зависимости от длины и свинчивания трубы МБР, подвешенной на буровой установке.
6.9.7 Должен быть выполнен расчет отсоединения при шторме, когда требуется отсоединить (является нежелательным сценарием) и подвесить МБР для подготовки к плохим погодным условиям.
6.9.8 В режиме жесткого подвеса МБР должен надежно фиксироваться на буровой установке и перемещаться совместно с буровой установкой. При такой конфигурации компенсация движения отсутствует, и МБР должен опираться на спайдер, заблокированную телескопическую секцию, полностью выдвинутые натяжные устройства или подвижный блок (с заблокированным компенсатором перемещения).
6.9.9 В режиме мягкого подвеса труба МБР опирается на буровую установку при помощи натяжных устройств, находящихся на середине хода, при этом обеспечивается компенсация перемещения буровой установки.
6.9.10 Критерии оценки и допустимые пределы при расчете должны включать следующие критерии:
а) контакт секций МБР с корпусом отводящего устройства;
б) угол контакта между телескопической секцией, натяжными устройствами прямого действия, канатами натяжных устройств и буровой шахтой или корпусом судна;
в) угловое вращение шарнирного соединения и/или гибкого соединения;
г) нагрузочная способность спускового оборудования МБР (спайдер, шарнирное соединение МБР, спусковой инструмент, подвижный блок и т.д.);
д) нагрузочная способность конструкции судна, корпуса отводящего устройства, верхнего гибкого/шарнирного соединения;
е) нагрузочная способность телескопической секции, опирающейся на натяжные устройства или в заблокированном положении;
ж) уровень напряжений и натяжения по длине трубы МБР;
и) минимальное верхнее натяжение, исключающее отрыв от слайдера МБР, подъемного механизма, натяжного кольца или шкивов натяжного устройства;
к) возможный ход телескопической секции, системы натяжения и компенсатора перемещения.
7 Требования по эксплуатации морского бурового райзера
7.1 Общие положения
7.1.1 При эксплуатации морского бурового райзера на борту буровой установки необходимо постоянно хранить полный и актуальный комплект документов по эксплуатации МБР:
а) чертежи изготовителя компонентов МБР с указанием критических размеров, массы и номеров компонентов;
б) номинальная нагрузка для критических компонентов системы МБР, указанная изготовителем;
в) номинальное внутреннее давление и давление смятия МБР и внешних линий;
г) процедуры контроля и технического обслуживания для каждого компонента;
д) процедуры спуска и извлечения МБР;
е) процедуры определения максимальной и минимальной настроек натяжения;
ж) эксплуатационные пределы и порядок действий в аварийных ситуациях;
и) инвентарная ведомость рекомендуемых запасных частей;
к) критерии и процедуры обрезания и травления линий системы натяжения;
л) конфигурация МБР для конкретных условий и принципы эксплуатации.
7.1.2 При эксплуатации МБР для получения данных по истории эксплуатации необходимо регулярно отслеживать и регистрировать следующие параметры:
- значение верхнего натяжения и плотность бурового раствора;
- угол поворота гибкого соединения (шарнирного соединения);
- смещение буровой установки;
- гидрометеорологические условия.
7.2 Требования к подготовке морского бурового райзера к спуску
7.2.1 При подготовке МБР необходимо уточнить глубину установки и высоту устья скважины и выбрать соответствующие звенья МБР для данных условий. Определение длины МБР заключается в выборе количества секций и нужной длины коротких секций, которые обеспечивают ход телескопической секции.
7.2.2 При расчете длины МБР необходимо использовать следующие размеры (см. рисунок 3):
 |
1 - направляющая труба; 2 - устье скважины; 3 - ППВО; 4 - НБВК; 5 - гибкое соединение; 6 - нижняя часть телескопической секции; 7 - шарнирное соединение; 8 - палуба буровой установки; 9 - роторный стол; 10 - дивертор; 11 - телескопические секции
Рисунок 3 - Определение длины морского бурового райзера
7.3 Требования при спуске и извлечении морского бурового райзера
7.3.1 В документации по эксплуатации МБР должно быть указано специальное оборудование, необходимое для эксплуатации МБР на буровой установке, в том числе для спуска и извлечения.
7.3.2 В документации на МБР должны быть указаны необходимые действия и последовательность операций при спуске и извлечении МБР при сложных погодных условиях.
7.3.3 Напряжения и верхний угол МБР должны быть рассчитаны заранее для разных профилей течения, высоты волны и скорости дрейфа буровой установки. По результатам расчетов необходимо разработать руководство по выбору скорости дрейфа и принятию решения о безопасном развертывании МБР без превышения разумных пределов для напряжений и верхнего угла.
7.3.4 Расстояние и скорость дрейфа должны предусматривать полную установку МБР перед достижением местоположения скважины. После этого буровая установка и МБР позиционируются над подводным устьевым оборудованием для соединения с блоком ППВО.
7.4 Требования к эксплуатация морского бурового райзера
7.4.1 Необходимо определить максимальное и минимальное верхнее натяжения по анализу схемы установки секций МБР друг на друга с учетом оптимального состояния МБР.
7.4.2 Поскольку кривизна МБР возрастает по мере увеличения смещения судна, может потребоваться дополнительное натяжение МБР для сохранения допустимого угла поворота нижнего гибкого соединения.
7.4.3 Углы гибкого соединения, превышающие прогнозируемые значения, или другие значительные отклонения от аналитических расчетов должны быть обязательно учтены при составлении отчета о выполнении прогноза. Разные схемы установки МБР или потеря плавучести могут потребовать изменения рабочей области в зависимости натяжения МБР от плотности бурового раствора.
7.4.4 Дифференциальный угол гибкого соединения (нижнего гибкого соединения) относительно направляющей трубы (конструкционной трубы)/устьевого оборудования, а не исходной вертикали, необходимо свести к минимуму путем регулирования якорных растяжек или динамического позиционирования. Дифференциальный угол гибкого соединения является функцией угла МБР и угла устьевого оборудования/направляющей трубы (конструкционной трубы). Подводное устьевое оборудование/направляющие трубы (конструкционные трубы) часто устанавливают под малым углом к вертикали.
7.4.5 Если средний дифференциальный угол гибкого соединения превышает пределы, указанные в таблице 1, необходимо остановить вращение буровой установки и прекратить остальные буровые работы, поскольку усилие контакта между буровой установкой и гибким соединением/устьем скважины может привести к чрезмерному износу и другим повреждениям. При бурении рекомендуется средний дифференциальный угол гибкого соединения поддерживать равным 1° и менее.
7.4.6 В руководстве по эксплуатации МБР должна быть указана процедура действий эксплуатирующего персонала при отказе натяжителя МБР.
7.4.7 При отказе натяжителя необходимо приостановить буровые операции до внесения корректировок с целью продолжения безопасной работы. При составлении плана действий эксплуатирующего персонала необходимо учитывать приведенные ниже указания.
а) Необходимо проверить и отрегулировать настройку натяжения, чтобы обеспечить достаточное натяжение с учетом внезапного отказа дополнительного натяжного устройства или пары натяжных устройств. Если оставшиеся исправные натяжные устройства способны обеспечить минимальное требуемое натяжение и соответствуют нормальным эксплуатационным требованиям, то после увеличения настройки натяжения надлежащим образом можно продолжить эксплуатацию.
б) Если оставшиеся исправные натяжные устройства не способны обеспечить требуемое натяжение с учетом внезапного отказа дополнительного натяжного устройства или пары устройств, буровые работы необходимо остановить. Для снижения требуемого натяжения можно удалить из МБР буровой раствор.
в) Если условия ухудшаются, следует рассмотреть возможность отсоединения МБР в соответствии с руководством по эксплуатации буровой установки.
7.4.8 Предельный угол нижнего гибкого соединения соответствует точке, при выходе за которую блок ППВО или устьевое оборудование может получить повреждения, и будет нарушена герметичность соединителей. Необходимо не превышать предельный угол верхнего гибкого соединения во избежание возможных повреждений внутренней трубы компенсатора МБР, шарнирного соединения и/или отводящего блока.
7.4.9 Эксплуатационные ограничения при использовании МБР рекомендуется отразить посредством указания определенных высот волн, скорости течения и предельного смещения буровой установки, из-за которых углы поворота гибких соединений могут выйти за безопасные значения. Расчет МБР по допущениям, принятым для высоты волн, продолжительности и профиля течения, в сочетании с прогнозируемыми условиями окружающей среды определяет время отсоединения МБР во избежание повреждения в конкретной точке.
7.4.10 Аварийное отсоединение должно быть выполнено только в случае невозможности контролировать/сохранять установленное положение МБР в результате воздействий экстремальных окружающих условий, отказа системы швартовки, перебоями питания буровой установки и т.д. Если буровая установка смещается относительно нужного положения на такую величину, при которой натяжные устройства выходят за пределы хода, телескопическая секция выдвигается до максимального предела и/или гибкие соединения поворачиваются на максимальный угол, могут возникнуть предельные напряжения, которые могут привести к существенным повреждениям буровой установки, МБР и скважинной системы. При бурении с буровой установки с СДП может возникнуть потеря точки стоянки по причине отказа систем управления и силовых систем буровой установки, что приводит к дрейфу или сносу. При бурении с пришвартованной буровой установки в случае отказа нескольких швартовых канатов требуется аварийное отсоединение, но единичный отказ, как правило, является причиной дальнейшей оценки перед началом аварийного отсоединения.
7.4.11 Аварийное отсоединение необходимо выполнить достаточно быстро, чтобы избежать значительных повреждений буровой установки, МБР или скважинной системы и уменьшить опасность для персонала на борту. Система натяжения должна продолжать создавать усилие на райзере после его отсоединения, чтобы обеспечить подъем НБВК над нижним блоком.
7.4.12 При управляемом отсоединении операции бурения должно быть приостановлено и должны быть сделаны попытки скорректировать углы гибких соединений путем регулирования натяжения и смещения буровой установки. Если эти попытки не результативны или ситуация ухудшилась, необходимо принять надлежащие меры для подготовки к отсоединению МБР. В случае управляемого отсоединения необходимо попытаться сохранить относительно малый угол нижнего гибкого/шарнирного соединения, чтобы облегчить расцепление соединительной муфты МБР и ослабить натяжение до уровня чуть выше веса подвешенной МБР и НБВК.
7.4.13 Рекомендуется отсоединять МБР в соединителе НБВК (райзера), позволяя натяжным устройствам поднять МБР на некоторое расстояние под водой от нижнего блока. После отсоединения необходимо сместить буровую установку относительно местоположения скважины и ослабить направляющие, если они предусмотрены, во избежание соударения поднятого МБР и НБВК с нижним блоком или другой подводной конструкцией. Если позволяют условия, МБР и НБВК необходимо поднять и поместить на хранение на буровой установке. В противном случае, МБР следует поднять как можно выше и подвесить.
7.4.14 После отсоединения МБР необходимо позиционировать буровую установку таким образом, чтобы переместить МБР и НБВК на безопасное расстояние во избежание столкновения с нижним блоком или другой подводной конструкцией. Кроме случаев чрезвычайных ситуаций для защиты и подготовки скважины перед отсоединением МБР может потребоваться много часов эксплуатации. Если условия окружающей среды ухудшаются, следует выполнить соответствующие действия и подготовить скважину к возможному отсоединению МБР.
7.4.15 После отсоединения МБР может быть использовано мягкое или жесткое подвешивание. Жесткое подвешивание характеризуется жесткой фиксацией верхней части МБР к судну и является наиболее широко распространенным и доступным способом. Метод фиксации зависит от конкретной буровой установки, но при этом МБР подвешивают за спайдер, крюк (компенсаторы заблокированы) или корпус отводящего устройства. Облегченный подвес заключается в том, что верхнюю часть МБР подвешивают за натяжные устройства или за натяжные устройства и компенсатор перемещения. При результативном облегченном подвесе МБР остается относительно неподвижным при вертикальной качке судна.
7.4.16 В условиях жесткого подвеса могут наблюдаться значительные колебания вертикальных нагрузок при сильном волнении моря. В этом случае можно выполнить облегченный подвес при условии надлежащей конфигурации системы натяжения и сохранения предельного хода телескопической секции и натяжителей.
7.4.17 Угол наклона устья скважины необходимо измерять после установки устьевого оборудования, периодически во время соединительных операций МБР к блоку ППВО, а также после нештатных событий, например большого смещения или сильного течения. Перед фиксацией блока ППВО и при нормальной эксплуатации в присоединенном состоянии статический наклон устья скважины рекомендуется выдерживать менее 1°.
7.4.18 Для понимания возможности продолжения эксплуатации необходимо оценить статический наклон устья скважины, превышающий 1°:
- углы поворота гибких соединений и напряжения по отношению к критериям, представленным в разделе 6;
- износ трубы МБР, обсадной трубы и компонентов в пределах блока ППВО;
- неустойчивость блока ППВО под действием собственного веса или под влиянием боковых нагрузок (например, сильного течения или смещения);
- напряжения в обсадной трубе;
- нагрузки на устье скважины;
- освобождение НБВК в случае аварийного отсоединения.
8 Требования к целостности морского бурового райзера
8.1 Контроль целостности
8.1.1 Контроль целостности МБР следует проводить на протяжении всего срока службы МБР (см. таблицу 3). По завершении контроля после изготовления и ввода в эксплуатацию необходимо выполнять периодический контроль для отслеживания механической целостности МБР.
8.1.2 Нарушение механической целостности МБР возникает вследствие следующих причин:
- усталостные разрушения;
- износ в результате вращения бурильной колонны (желобообразование);
- ударные нагрузки при монтаже/демонтаже, спуске и подъеме;
- коррозия;
- износ при нормальных операциях спуска и извлечения.
Таблица 3 - Контроль целостности МБР
Этап проверки | Операции по контролю целостности | Область применения |
После изготовления | Обнаружение сквозных трещин.
Обнаружение поверхностных трещин.
Измерение толщины.
Измерение овальности | Все соединения |
Первая эксплуатация | Контроль ввода в эксплуатацию по рекомендациям изготовителя | Все соединения |
Спуск/извлечение | Визуальный осмотр для обнаружения внутреннего износа, коррозии, явных признаков повреждения главной трубы; визуальный осмотр линий дросселирования, линий глушения и вспомогательных линий, замковых механизмов, опорных выступов муфт, фланцевых болтовых соединений, общей деформации, ослабленных или поврежденных креплений и плавучих модулей. Визуальный осмотр уплотнений | Все соединения |
Периодически | Измерение толщины стенки.
Обнаружение поверхностных трещин внутри и снаружи или сквозных трещин. Измерение овальности | Соответствие условиям эксплуатации |
8.1.3 При отсутствии неисправностей на протяжении длительного срока службы МБР в мелкой воде можно воспользоваться существующими программами контроля, позволяющими обнаружить постепенную потерю механической целостности.
8.1.4 Характеристиками систем МБР для глубоководного бурения, влияющими на механическую целостность и потерю целостности, являются следующие:
- более высокие нагрузки могут сократить усталостный ресурс МБР и имеют важное значение при регулярной оценке механической целостности трубы МБР;
- большая кривизна может увеличить вероятность износа при вращении бурильной трубы в МБР;
- ВВВ, вызванные сильным течением, могут оказывать отрицательное влияние на усталостный ресурс МБР;
- длинные и тяжелые секции МБР сложнее монтировать/демонтировать, поскольку существует высокий риск повреждения при спуске/извлечении МБР;
- большое дифференциальное давление от бурового раствора значительно влияет на толщину стенки;
- распределение нагрузки между трубой МБР, линиями дросселирования, линиями глушения и вспомогательными линиями оказывают существенное влияние на механическую целостность линий глушения/дросселирования.
8.1.5 Необходимо разработать процедуры контроля целостности МБР в процессе нормальной эксплуатации при бурении, включая следующее:
а) контроль во время спуска/извлечения;
б) регулярную детальную проверку;
в) проверку после аварийной ситуации;
г) ведение журналов учета для отслеживания графиков контроля;
д) ведение записей учета контроля.
8.1.6 При визуальном осмотре необходимо рассматривать следующие признаки ухудшения характеристик МБР:
а) износ или коррозия на трубе МБР. Если измеренная толщина меньше минимально допустимой толщины стенки, следует отметить и отложить данное соединение до проведения детального контроля;
б) явные признаки повреждений. Необходимо отложить данное соединение до осуществления детального контроля;
в) ослабленные крепления, которые следует затянуть или заменить;
г) поврежденные плавучие модули, которые требуется заменить или отремонтировать.
8.1.7 Степень овальности внутренней полости МБР должна быть проверена при помощи шаблона. Любое сминающее повреждение, подкрепленное неполадками во время спуска, должно быть измерено с оценкой пределов.
8.2 Данные по эксплуатации морского бурового райзера
8.2.1 Следует вести записи по эксплуатации МБР, чтобы можно было проводить контроль с требуемой периодичностью и с соответствующей степенью детализации.
8.2.2 Регистрация данных по эксплуатации заключается в проведении контроля на базе следующих показателей:
а) общее время эксплуатации каждой секции МБР, что позволяет изменить периодичность контроля в зависимости от фактического времени эксплуатации;
б) местоположение секции, что позволяет сфокусировать контроль на критических зонах, прежде всего в основании и в верхней части МБР, а также отслеживать программы вращения секций;
в) конфигурация МБР, которая необходима для отслеживания продолжительных периодов подвешивания (как правило, связанных со сложными условиями окружающей среды), когда усталостные нагрузки в верхней части МБР могут быть наиболее неблагоприятными для фокусировки процесса контроля именно в данной области.
8.2.3 Необходимо регистрировать следующие данные по эксплуатации МБР:
а) уникальный идентификационный номер секции для отслеживания параметров работы каждой секции;
б) схема установки секций МБР друг на друга с указанием положения каждой секции в трубе МБР при монтаже;
в) глубина воды;
г) конфигурация МБР - монтаж, соединение, подвес, подъем;
д) даты начала и окончания для каждой конфигурации;
е) даты контроля.
8.2.4 Регистрация данных по эксплуатации и состоянию МБР позволяет выполнять контроль в зависимости от степени опасности условий эксплуатации МБР. При увеличении количества периодов эксплуатации при опасных условиях (аварийные ситуации, шторм, высокие волны и т.д.) необходимо чаще проводить контроль целостности МБР.
8.2.5 Следует вести записи о контроле МБР с подробным описанием типов контроля, полученных результатов и всех рекомендуемых мер по устранению неисправностей для каждой секции по инвентарной описи МБР. Необходимо фиксировать данные о методах контроля, количественные результаты и все меры по устранению неисправностей.
8.3 Требования к контролю компонентов морского бурового райзера
8.3.1 При периодическом детальном контроле следует проверить все сварные соединения и профили для монтажа/демонтажа секций МБР и коротких секций на наличие поверхностных трещин.
8.3.2 Для определения величины остаточной толщины стенки следует измерить толщину стенки элементов МБР.
8.3.3 Локальные нагрузки на линии дросселирования, линии глушения и вспомогательные линии от волн и течений могут создавать значительные напряжения в стыковочных узлах между соседними секциями, в тех местах, где присутствуют сварные швы и где линии могут подвергаться ВВВ. У некоторых глубоководных МБР натяжение компенсируется распределением нагрузки между главной трубой и этими внешними линиями в условиях усталости, связанных с глобальными нагрузками и движениями. Ввиду критического значения для управления скважиной внешние линии требуют регулярного контроля с фокусировкой на поверхностные трещины во всех сварных соединениях, на остаточную толщину стенки, целостность уплотнительной поверхности и настройку зазоров внешних линий.
8.3.4 В месте стыка натяжного кольца колонны и отводов линии дросселирования, линии глушения и вспомогательной линии могут возникать поверхностные трещины. Для обеспечения структурной целостности наружной трубы следует выполнять периодический НК.
8.3.5 Несмотря на воздействие относительно небольшого натяжения и давления, внутренняя труба телескопической секции чувствительна к изгибу, поэтому ее следует регулярно проверять на изгиб, в частности вблизи гибкого соединения и башмачной опоры.
8.3.6 Натяжное кольцо МБР установлено в верхней части трубы МБР возле зоны заплеска и выдерживает значительную часть веса трубы МБР. Циклические нагрузки, связанные с движением буровой установки и с опиранием системы МБР, требуют выполнения контроля опорных выступов и несущих компонентов. Стандартные натяжные кольца содержат проушины, сварные швы и петли, которых следует подвергать поверхностному НК.
8.3.7 Основным местом износа блока ППВО является нижнее гибкое соединение. При детальном контроле для проверки уровня износа следует выполнить соответствующие измерения.
8.3.8 Специальные секции МБР должны подвергаться стандартному контролю целостности и дополнительному контролю, включающему следующие операции:
- осмотр уплотняющих поверхностей на наличие коррозии и повреждений исполнительного механизма клапана заполнения МБР, применяемый для заводнения МБР в целях предотвращения смятия трубы МБР;
- осмотр зон, находящихся в непосредственной близости с электронными полосами измерительной секции, а также под ними, на предмет наличия коррозии на наружных поверхностях основной трубы;
- концевое звено иногда используется для буровой установки с промежуточным гибким звеном райзера. Аналогичный контроль проводят для наружной трубы телескопической секции и для точек стыка отводов с линиями.
8.4 Контроль и техническое обслуживание в процессе эксплуатации
8.4.1 Периодический контроль МБР следует выполнять каждый раз при спуске или извлечении МБР. При определении стратегии периодического контроля секций МБР необходимо учитывать следующее:
- периодичность и охватываемая область контроля;
- методы и детали контроля;
- вариации в практиках эксплуатации.
8.4.2 На практике на буровой установке необходимо применять методы промежуточного контроля для получения важных сведений между запланированным детальным контролем, включающие:
- каверномеры или предельные калибры, используемые для обнаружения признаков износа и коррозии;
- внутренние сканеры или диагностические снаряды, служащие для обнаружения трещин, признаков износа и повреждений с помощью ультразвука;
- сухая проникающая дефектоскопия, используемая для обнаружения поверхностных трещин;
- влажный флуоресцентный метод с искателями/щупами, применяемый для контроля по месту.
Эти методы промежуточного контроля позволяют получить необходимые сведения между запланированным детальным контролем, а также могут служить основанием для оценки степени износа и повреждения оборудования.
8.4.3 Рекомендуется проводить дополнительный контроль в случае аварийных ситуаций, происходящих при следующих нештатных условиях:
- недостаточное натяжение - потеря натяжения каната, потеря давления в цилиндре натяжного устройства;
- чрезмерное натяжение;
- длительные периоды подвешивания;
- большое смещение буровой установки;
- ударные нагрузки при операциях спуска и извлечения.
8.4.4 Периодический контроль рекомендуется проводить в периоды простоя буровой установки.
9 Особые ситуации
9.1 Глубоководное бурение
9.1.1 При бурении на глубоководных месторождениях необходимо учитывать следующие дополнительные требования к системе МБР:
- при высоких номинальных нагрузках муфты должны быть прочнее, толщина стенки трубы должна быть больше и/или выше прочность стали, окружные напряжения на днище должны быть больше;
- снижение массы: удаление ненужного металла муфт и опорных скоб, применение удлиненных стандартных секций (снижение общего веса), применение сварных труб вместо бесшовных труб для основной трубы МБР;
- применение полуавтоматических методов хранения, погрузки-разгрузки и проведение испытаний под давлением, использование быстросвинчиваемых/быстроразвинчиваемых муфт и удлиненных стандартных секций;
- возможность автоматического отсоединения НБВК и системы компенсаторов в аварийных ситуациях;
- повышение подъемной силы МБР за счет увеличения плавучести с помощью модулей из синтактической пены и/или воздушных камер, увеличение мощности системы натяжения на борту буровой вышки;
- установка дополнительных контрольно-измерительных приборов для более точного мониторинга критических параметров, например: приложенного натяжения, угла поворота гибких соединений и МБР, растяжение стенки трубы в днище МБР и профиль течения;
- использование дополнительных вспомогательных линий: жесткая гидравлическая линия подачи рабочей жидкости к клапанам - регуляторам блока ППВО, линия бурового раствора для возврата шлама вверх по затрубному пространству райзера;
- система штормового подвеса: специальное устройство для подвешивания длинного МБР при стоянии буровой установки на якоре в шторм;
- связь с системой управления мультиплексора: стационарные блоки управления на НБВК, на каждой секции хомуты для шлангокабелей жизнеобеспечения мультиплексора;
- система повторного ввода: ТНПА, акустический и/или видеонаправляющий аппараты для ориентации устьевого оборудования или блока ППВО и операций повторного ввода.
9.1.2 Пластовый флюид может попасть в МБР до закрытия блока ППВО. Дивертор при плановых режимах эксплуатации закрыт для направления пластового флюида от палубы буровой установки, а система МБР должна быть сконструирована таким образом, чтобы обеспечить контролируемое удаление пластового флюида.
9.2 Эксплуатация райзера при низких температурах
9.2.1 Низкая температура воздуха и морской лед значительно влияют на эксплуатацию МБР. Стальные компоненты, подвергающиеся воздействию температур ниже минус 20°C, необходимо аттестовать для применения в среде низких температур. В процессе подобной аттестации может потребоваться проведение испытаний материала при низких температурах в соответствии с ГОСТ Р ИСО 148-1. Рабочий диапазон эластомерных материалов должен соответствовать условиям применения стальных конструкций.
9.2.2 Эксплуатация МБР при температурах ниже точки замерзания может привести к значительным затруднениям, таким как:
а) образование льда внутри внешних линий глушения/дросселирования, концевых соединителей, рабочих шлангов и трубопроводов;
б) образование льда внутри управляющих шлангов для таких функций, как подача питания к уплотнителю телескопической секции;
в) замерзание смазочной жидкости уплотнителя телескопической секции.
9.2.3 При эксплуатации МБР при температурах ниже точки замерзания для предотвращения образования льда необходимо:
- использовать растворы этиленгликоля для выполнения испытаний под давлением, гидравлического управления и смазки;
- ограждать буровую шахту и пространства нижней палубы ниже уровня пола буровой установки с помощью ветрозащитных стен и герметизирующих дверей доступа;
- впускать подогретый воздух в замкнутые пространства;
- пропускать небольшое количество бурового раствора через уплотнитель телескопической секции.
9.2.4 Движущиеся ледяные щиты являются существенной нагрузкой для буровой установки и ее систем позиционирования. Плавающие куски льда, находящиеся слишком низко в воде, чтобы быть обнаруженными радаром, являются особенно опасными, поскольку могут близко подходить к буровой установке без обнаружения. Корпус буровой установки может защитить МБР от небольших разломанных льдин. При достаточном течении или ветре лед может сдвигаться под буровую установку. Ледяная кромка вокруг буровой шахты может отклонять лед от шахты, ударяя его о МБР. Полупогружные буровые установки обычно обеспечивают меньшую защиту МБР. Эффективным средством защиты МБР могут быть специальные фартуки или колонны тороидальной формы.
9.3 Случаи со смятием райзера
9.3.1 При частичном извлечении МБР (при управлении скважиной, при аварийном отсоединении) он подвергается воздействию дифференциального давления, которое может привести к смятию трубы МБР. Примерами могут служить потеря бурового раствора в пласте и потеря бурового раствора в результате аварийного отсоединения. Факторы, которые влияют на глубину, где происходит смятие трубы под натяжением, включают:
а) отношение диаметра к толщине;
б) предел текучести;
в) размеры и допуски, толщину стенки, эксцентриситет, отклонение от округлости;
г) коррозию, желобообразование, локальное повреждение;
д) осевое растяжение;
е) изгибающие напряжения в МБР;
ж) плотность внутренней жидкости.
9.3.2 МБР может подвергаться смятию в результате внешнего давления по двум схемам:
- полное разрушение при упругих деформациях;
- комбинация упругих и пластических деформаций, называемая переходным режимом смятия.
9.4 Эксплуатация в средах с сероводородом
9.4.1 Общепринятым методом контроля чувствительности материала к сероводородному растрескиванию под напряжением является контроль условий проведения буровых работ с помощью следующих способов:
- ингибиторы коррозии (поглотители сероводорода);
- применение бурового раствора на нефтяной основе (даже содержащей некоторое количество воды);
- контроль рН.
Примечание - Наибольшое значение имеет способ контроля рН, поскольку контролируется не собственно рН, а буферная способность, которая характеризует величину щелочности, добавляемую к буровому раствору.
9.4.2 Если контроль окружающей среды представляется невозможным, необходимо для элементов МБР при проектировании выбрать материалы, устойчивые к сероводороду.
9.5 Испытания скважины
9.5.1 Операции испытаний скважины, в которых участвует колонна для спуска, соединенная с подвеской насосно-компрессорных труб и спускаемая на райзере внутри МБР, требуют дополнительного рассмотрения на этапах планирования работ. Помимо эксплуатационных пределов МБР при определении эксплуатационных пределов буровой установки следует учитывать ограничения, связанные с наличием колонны для спуска внутри МБР. При некоторых операциях испытаний скважины колонна для спуска может опираться на устье скважины, к которому крепят блок ППВО. В этом случае при расчете МБР по месту следует учитывать дополнительные высоту, вес и силу сопротивления подводной фонтанной арматуры.
9.5.2 При планировании испытаний скважины необходимо определить безопасные способы присоединения и отсоединения МБР от скважины. К ним относят расчет общего времени аварийного отсоединения и обеспечение аварийного отсоединения без повреждения колонны для спуска. При аварийном отсоединении колонна для спуска может быть либо отсоединена управляемым способом, либо срезана с помощью срезающих плашек ППВО по выбранному заменяемому компоненту колонны для спуска.
9.5.3 Если выполнено управляемое отсоединение колонны для спуска, необходимо убедиться в том, что отсоединяемую часть колонны для спуска можно поднять на достаточное расстояние над срезающими плашками ППВО (рекомендуется над гибким соединением) до начала аварийного отсоединения МБР. При соблюдении данного требования уменьшается вероятность того, что несрезной компонент колонны для спуска будет препятствовать правильной работе срезных плашек и предотвращению повреждения гибкого соединения или колонны для спуска. Планирование испытаний скважины также включает в себя поиск методов безопасного повторного ввода в скважину и рассмотрение последствий выхода каких-либо жидкостей из МБР во время аварийного отсоединения.
9.6 Бурение с обеспечением контроля давления
9.6.1 Методы бурения с контролем давления применяют для бурения сложных литологических пород. При бурении с контролем давления рекомендуется использовать метод приложенного противодавления, при котором к затрубному пространству прикладывают поверхностное давление в диапазоне от 3 до 14 МПа, с помощью регулятора давления и линии дросселирования.
9.6.2 Дополнительное поверхностное давление на систему МБР может существенно повлиять на ее конструкцию, поэтому его необходимо учитывать отдельно. Приложенное давление в верхней части трубы МБР суммируют с давлением в секциях МБР за счет столба бурового раствора. Следует учитывать номинальное давление подводного гибкого соединения и предельное давление трубы МБР, а также настройки натяжения с учетом веса компонентов при бурении с контролем давления без превышения предельного натяжения трубы секции МБР и подводного гибкого соединения. Поскольку затрубное пространство райзера в верхней части изолировано, создается концевая нагрузка под воздействием давления, которая суммируется с натяжением по длине трубы МБР. Величина натяжения зависит от внутреннего диаметра в каждой точке трубы МБР.
9.6.3 Для бурения с двойным градиентом используют или моделируют эффект двух сред с разным градиентом в затрубном пространстве. В методах бурения с двойным градиентом учитывают высокую плотность ниже линии бурового раствора при контроле давления в устье скважины для получения градиента морской воды по линии бурового раствора. Для бурения с двойным градиентом требуются дополнительные компоненты, которые опираются на МБР. Большинство систем оборудованы дополнительными линиями на МБР, например линией морской воды или линией возврата бурового раствора, а также подводным насосным модулем, которые могут опираться на МБР или располагаться на морском дне. В результате используемая конфигурация и вес бурового раствора могут повлиять на требуемые настройки натяжения, а также на те нагрузки, которые действуют на устьевое оборудование и обсадную трубу
Приложение А
(справочное)
Пример типовой таблицы с исходными данными для анализа и расчета морского бурового райзера
Таблица А.1 - Пример типовой таблицы с исходными данными для анализа и расчета морского бурового райзера
Наименование параметра | Данные | ||||||||||||
Местоположение |
| ||||||||||||
Глубина скважины, глубина установки |
| ||||||||||||
Характеристики буровой установки | |||||||||||||
Название судна |
| ||||||||||||
Тип судна |
| ||||||||||||
Осадка судна, м |
| ||||||||||||
Расстояние от пола буровой установки до ватерлинии, м |
| ||||||||||||
Размеры буровой шахты, м |
| ||||||||||||
Дивертор | |||||||||||||
Расстояние от пола буровой установки до нижнего фланца отводящего устройства, м |
| ||||||||||||
Внутренний диаметр корпуса отводящего устройства, мм (дюйм) |
| ||||||||||||
Верхнее гибкое соединение, общая длина, м |
| ||||||||||||
Переходник, расстояние от верхнего гибкого соединения до телескопической секции, общая длина, м |
| ||||||||||||
Телескопическая секция | |||||||||||||
Длина в смятом состоянии, м |
| ||||||||||||
Диаметр наружной трубы, мм (дюйм) |
| ||||||||||||
Толщина стенки наружной трубы, мм |
| ||||||||||||
Масса наружной трубы, кг |
| ||||||||||||
Вес наружной трубы в воде, Н |
| ||||||||||||
Предел текучести наружной трубы, МПа |
| ||||||||||||
Диаметр сопротивления, мм (дюйм) |
| ||||||||||||
Инерционный диаметр, мм (дюйм) |
| ||||||||||||
Длина от натяжного кольца до нижнего фланца наружной трубы, м |
| ||||||||||||
Номинальная нагрузка, Н |
| ||||||||||||
Внутренняя часть ствола, мм |
| ||||||||||||
Максимальный ход, м |
| ||||||||||||
Выход бурового раствора ниже уровня пола буровой, м |
| ||||||||||||
Гидродинамический  (зависит от числа Рейнольдса) |
| ||||||||||||
Коэффициент инерции (массы) |
| ||||||||||||
Масса кольца натяжного устройства, кг |
| ||||||||||||
Расстояние от диаметра кольца натяжного устройства до линий, м |
| ||||||||||||
Запас прочности зоны нечувствительности внутренней трубы, кг |
| ||||||||||||
Система натяжения | |||||||||||||
Количество натяжных устройств, шт. |
| ||||||||||||
Спаренная или единичная |
| ||||||||||||
Диаметр линии натяжного устройства, мм (дюйм) |
| ||||||||||||
Расчетные пределы системы натяжения |
| ||||||||||||
Прочность при разрыве линии системы натяжения, Н |
| ||||||||||||
Угол отклонения линии системы натяжения, град. |
| ||||||||||||
Масса каната натяжного устройства, кг |
| ||||||||||||
Рама кольца натяжного устройства: поворотная/неповоротная |
| ||||||||||||
Эффективность концевой заделки |
| ||||||||||||
Секции райзера | |||||||||||||
| Тип 1 | Тип 2 | Тип 3 | ||||||||||
|
|
|
| ||||||||||
Количество секций, шт. |
|
|
| ||||||||||
Плавучесть (да/нет) |
|
|
| ||||||||||
Полезная длина секции, м |
|
|
| ||||||||||
Тип/производитель муфты |
|
|
| ||||||||||
Номинальная нагрузка на муфту, Н |
|
|
| ||||||||||
Предел текучести муфты, МПа |
|
|
| ||||||||||
SAF муфты |
|
|
| ||||||||||
Наружный диаметр главной трубы, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Толщина стенки главной трубы, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Предел текучести основной трубы, МПа |
|
|
| ||||||||||
SAF основной трубы |
|
|
| ||||||||||
Наружный/внутренний диаметр линий глушения/дросселирования, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Наружный/внутренний диаметр гидравлической линии, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Масса скользящей секции МБР, кг |
|
|
| ||||||||||
Вес скользящей секции МБР в воде, Н |
|
|
| ||||||||||
Допуск по весу для стали, % |
|
|
| ||||||||||
Наружный диаметр по контуру секции МБР, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Тип плавучего устройства |
|
|
| ||||||||||
Плотность пены, кг/м |
|
|
| ||||||||||
Диаметр плавучего устройства, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Длина плавучего устройства, м/секция |
|
|
| ||||||||||
Масса плавучего устройства, кг/секция |
|
|
| ||||||||||
Выталкивающая сила, Н |
|
|
| ||||||||||
Допуск по весу для плавучего устройства, % |
|
|
| ||||||||||
Потеря плавучести (упругое сжатие+допуски), % |
|
|
| ||||||||||
Номинальная глубина плавучего устройства, м |
|
|
| ||||||||||
Внутренний диаметр, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Гидродинамический (выc./низ.) |
|
|
| ||||||||||
Коэффициент инерции (массы) |
|
|
| ||||||||||
Короткая секция | |||||||||||||
| 1,5 м | 3 м | 4,5 м | 8 м | |||||||||
Наружный диаметр главной трубы, мм (дюйм) |
|
|
|
| |||||||||
Толщина стенки главной трубы, мм |
|
|
|
| |||||||||
Масса, кг |
|
|
|
| |||||||||
Вес в воде, Н |
|
|
|
| |||||||||
Гибкое шарнирное/шарнирное соединение, переходник | |||||||||||||
| Верхнее | Нижнее | Промежуточное | ||||||||||
Номинальная нагрузка, Н |
|
|
| ||||||||||
Внутренний диаметр, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Центр вращения над морским дном, мм |
|
|
| ||||||||||
Центр вращения под верхним фланцем, мм |
|
|
| ||||||||||
Центр вращения над нижним фланцем, мм |
|
|
| ||||||||||
Масса, кг |
|
|
| ||||||||||
Вес в воде, Н |
|
|
| ||||||||||
Осевая жесткость, Н |
|
|
| ||||||||||
Жесткость при вращении, Н·м/град. |
|
|
| ||||||||||
Максимальный угол поворота, град. |
|
|
| ||||||||||
Диаметр сопротивления, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Гидродинамический (выс./низ.) |
|
|
| ||||||||||
Коэффициент инерции (массы) |
|
|
| ||||||||||
Блок ППВО/устье скважины/подводная фонтанная арматура | |||||||||||||
| НБВК
Нижний блок | Устье скважины | Подводная фонтанная арматура | ||||||||||
Высота, м |
|
|
| ||||||||||
Внутренний/наружный диаметр, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Масса, кг |
|
|
| ||||||||||
Вес в воде, Н |
|
|
| ||||||||||
Диаметр сопротивления, мм (дюйм) |
|
|
| ||||||||||
Гидродинамический объем, м |
|
|
| ||||||||||
Максимальное натяжение, Н |
|
|
| ||||||||||
Максимальный изгибающий момент, Н·м |
|
|
| ||||||||||
Предел текучести материала, МПа |
|
|
| ||||||||||
SAF |
|
|
| ||||||||||
Параметры бурения | |||||||||||||
| Бурение | Простой | Отсоединение | ||||||||||
Плотность бурового раствора, кг/м |
|
|
| ||||||||||
Смещение судна, % глубины воды |
|
|
| ||||||||||
Условия окружающей среды | |||||||||||||
| Бурение | Простой | Отсоединение | ||||||||||
Расчетная высота волны, м |
|
|
| ||||||||||
Период волны, с |
|
|
| ||||||||||
Показательная высота волны, м |
|
|
| ||||||||||
Средний период, с |
|
|
| ||||||||||
Пиковый период, с |
|
|
| ||||||||||
Тип спектра |
|
|
| ||||||||||
Глубина моря, м |
|
|
| ||||||||||
Макс. штормовой нагон, прилив |
|
|
| ||||||||||
Отклик на движение буровой установки | |||||||||||||
Продольно-горизонтальная качка, поперечно-горизонтальная качка | Вертикальная качка | Бортовая качка, килевая качка, град./м | |||||||||||
Т, с | RAO | Угол, град. | Т, с | RAO | Угол, град. | Т, с | RAO | Угол, град. | |||||
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||
Библиография
[1] | API RP 16Q-2017* | Проектирование, выбор, эксплуатация и обслуживание системы морского бурового райзера (Design, selection, operation, and maintenance of marine drilling riser systems) |
УДК 622.276.04:006.354
| ОКС 75.020
|
Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, бурение скважин, водоотделяющая колонна, райзер, морской буровой райзер, звено райзера, методические указания | |