Агрегат буровой: Агрегаты для ремонта и бурения скважин

Содержание

ИЖНЕФТЕГАЗ, Буровое и нефтепромысловое оборудование, емкостное оборудование, цементировочный агрегат, буровой ключ, Москва, Тюмень, Ижевск, Казахстан, производитель нефтепромыслового оборудования, опрессовочный агрегат, циркуляционные системы, система очистки бурового раствора, циркуляционная система, буровой насос Москва, Казахстан, Тюмень, Ижевск, НБ-32, НБ-50, НБ-80, НБ-125, Установка насосная УНБ2-400х40 , Установка смесительная УС-50-14Кр, Установки смесительные УС-50-8х8К, Установка разведочного бурения УРБ-3А3, Установка разведочного бурения УРБ-2А2, Установка насосная УНБ-1000х80, Установка насосная УНБ-300х70, Насосно-силовой блок НП-15, Цементировочный агрегат АЦ-32, Установка насосная УНБ-240х50, Установка насосная УНБ-300х40, Буровой насос НБ-32, Буровой насос НБ-50, Буровой насос НБ-80, Буровой насос НБ-125, Насосные агрегаты АНБ-22, АН-32, АН-50 и АН-125, Поршневой насос цементировочный НЦ-320, Агрегат насосный дизельный АНД, циркуляционная система, ЦС 120, система циркуляционная очистки бурового раствора, Циркуляционная система для капитального ремонта скважин, мобильная, стационарная система, Подъемник с электролебедкой ПВЛ-60, Ключ буровой автоматический с гидроприводом КБГ-2¸ Ключ буровой автоматический АКБ-4, Ключ буровой автоматический АКБ-3М2, Буровой ротор Р-250 (с карданным приводом), Ключ-автомат (гидравлический) АПР 2-ВБМ (АПР-2ГП), Ключ подвесной трубный, штанговый КПТ, КПШ, Ключ механический универсальный (гидравлический) КМУ-50, КМУ ГП-50, Захваты клиновые ЗК, ЗК-56, Вертлюги промывочные ВМ ВП-50-160 и эксплуатационные ВЭ-50, Буровое долото, Якорь гидравлический ЯГ-146, ЯГ-168, Насос трехплунжерный НТП-500, Насос трехплунжерный НТП-300, Насос трехплунжерный НТП-175, Агрегат опрессовочный АО, Привод штанговых скважинных насосов, ПШСНО 30-1,5-10Т, ПШСН 80-3-40Т, ПШСН 60-2,1-28Т, станки качалки, нефте качалка, качалка нефтяная, нефтекачалка, емкостное оборудование, технологические емкости, технические емкости, емкости для хранения нефтепродуктов, емкость для нефтяного оборудования, резервуары подземные емкости, резервуар горизонтальный, емкость горизонтальная, Узлы клапанные универсальные КПН и КПНШ, Соединения быстросборные (быстроразъемные) СБТ, Краны проходные, Кран запорный шаровый, Колено шарнирные, колено шарнирное, Клапаны предохранительные КПС и КПСД, Клапаны обратные КО и КОВ, Клапанные пары ГШН (SS, ST), Сливной клапан, Клапан гидромониторный КГМ-73, Клапан обратной промывки, Задвижка ЗМС 62х210, Задвижка полнопроходная, параллельная с однопластинчатым шибером и выдвижным шпинделем, Запасные части для бурового насоса НБ-125, НБ-80, НБ-50, НБ-32, Запасные части к насосу НЦ-320, Насос цементировочный, НЦ 320, НЦ-320, Запасные части к насосу цементировочному, Резинотехнические изделия РТИ, Ремень клиновый различных сечений, ремни вентиляторные, вариаторные, многоручьевые, Рукав резиновый напорно-всасывающий гофрированный, рукава резиновые напорные с текстильным каркасом, Рукава резиновые высокого давления с металлическими оплетками, Рукава резиновые напорные с нитяным усилением, Рукава буровые; рукава дюритовые, Рукава напорные антистатические для топливораздаточных колонок, Рукава резиновые для газовой сварки и резки металла, Рукава для перекачки сжиженного газа, Рукава и шланги поливочные, Резиновые уплотнения для деревянных, пластиковых конструкций, Изолента ХБ и ПВХ, клей резиновый, клей 88, клей 4508, Паронит ПОН-Б, ПМБ, ПА, ПЭ, материал листовой армированный марки ПКД, ПДД, Набивки сальниковые асбестовые и безасбестовые, Фторопласт, текстолит, ФУМ лента, оргстекло, винипласт, капролон, полиуретан, Кольцо резиновое, манжеты, сальники, ППУ-1600/100 на прицепе с дизель-генератором, паро-промысловая установка

Главная  /  О компании  /  Наша продукция  /  Сервис  /  Контакты  /  Политика конфиденциальности

ООО «Ижнефтегаз» . © 2005 – 2022

Буровой агрегат АР32/40

Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) 392 (40)
Расчетная глубина скважин при освоении и ремонте, м 2500
Расчетная глубина скважин при бурении, м 1000
Транспортная база (шасси) Урал-4320-1951-60, двигатель ЯМЗ-65674 (ЕВРО-5), колесная формула 6х6
Силовой привод Ходовой двигатель шасси
Лебедка Однобарабанная с пневматическим управлением
Тяговое усилие бурового барабана лебедки, кН (тс) 83 (8,5)
Скорость подъема талевого блока, м/с 0,03-1,55
Наибольшая частота вращения вертлюга бурового с-1 (об/мин) 5 (300)
Буровой ротор Р250
Крутящий момент бурового ротора, кН*м (кг*м) 15,69 (1600)
Наибольшая частота вращения бурового ротора, с-1 (об/мин) 0,96 (60). ..1,92 (120)
Высота мачты, м 17,7…19,4
Габаритные размеры, мм 11900 (12210)х2500(2800)х4000
Масса подъемного блока в транспортном положении не более, кг 19350/19554

Установка разведочного бурения БА15

Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс) 196 (20)
Условная глубина бурения трубами Ø 60,3 мм, м 700
Условная глубина бурения трубами Ø 63,5 мм, м 600
Условная глубина бурения трубами Ø 73 мм, м 400
Условная глубина бурения трубами Ø 89 мм, м 300
Транспортная база (шасси) Урал-4320-1951-60, двигатель ЯМЗ-65674 (ЕВРО-5), колесная формула 6х6
Силовой привод Ходовой двигатель шасси
Тяговое усилие бурового барабана лебедки, кН (тс) 51 (5,2)
Скорость подъема талевого блока, м/с 0,15…1,63
Наибольшая частота вращения вертлюга бурового с-1 (об/мин) 6 (360)
Буровой ротор Р-410
Крутящий момент бурового ротора, кН*м (кг*м) 7,84 (800)
Наибольшая частота вращения бурового ротора, с-1 (об/мин) 4,22 (253)
Высота мачты, м 18,6
Габаритные размеры, мм 10010х2500х3750
Масса подъемного блока в транспортном положении не более, кг 19 035

АБГ-300 (буровой агрегат гидравлический) на манипуляторе МП-4

  • Информация
  • Товар на сайте компании «АО”ИЗ СИБСЕЛЬМАШ”»
  • Новосибирск

  • Просмотров: 1400
  • ID: 18760417

Цену уточняйте

Производитель

Собственное производство

АБГ-300 предназначен для вращательного бурения дегазационных и технических скважин глубиной до 300м по углю и горным породам крепостью до 6,0 единиц по М. М. Протодьякову. Агрегат устанавливается в штатных  горизонтальных и наклонных выработках, сечением не менее 3,7 м2 без раздели специальной камеры. Состав агрегата: буровой станок с гидроприводом, масслостанция с пультом управления, стойки распорные с укосинами и поворотным устройством, монтажно-тяговый механизм, комплект буровых штанг и буровой инструмент.

Наименование характеристики

Значения

Общие данные:

Диаметр бурения скважин, мм

60-130

Угол наклона скважины, град

±90°

Производительность агрегата, м/час

до 25

Диаметр буровых труб, мм

42

Станок:

Скорость вращения шпинделя, об/мин

0-340

Максимальный крутящий момент на шпинделе, Нм

700

Максимальное усиление подачи бурового инструмента, кН

27

Максимальная скорость подачи, мм/мин 

4000

Система подачи бурового инструмента

гидравлическая

Управление процессом бурения

дистанционное, ручное

Гидромотор:

Тип 310. 3.80.01.56
Количество, шт 1
Крутящий момент, Нм 240

Габариты станка:

Длина 1340
Высота с учетом РВД без РВД 900 600
Ширина 500
Высота стоек 2200-3700
Масса станка, кг 430

Маслостанция:

Насос пластинчатый двухпоточный:

Тип НПЛ80-20/20
Производительность первой секции, л/мин 105,6
Производительность второй секции, л/мин 24,4
Давление, МПа 16

Емкость маслобака, л:

общая 300
рабочая 250

Манипулятор МП-4 
   Манипулятор МП-4 предназначен для перемещения по горной выработке агрегата бурового АБГ 300, а также крепления и пространственной ориентации станка агрегата АБГ 300.

Наименование характеристики

Значения

Длина общая, мм

5040

Ширина, мм

1000

Высота (транспортное положение), мм

1530

Масса, кг

1350

Масса полная (с агрегатом АБГ-300), кг

2800

Рабочее давление, МПа

8

Угол установки распорных стоек (относительно плоскости платформы манипулятора) при перемещении манипулятора, град

15

Угол установки распорных стоек (относительно плоскости платформы манипулятора) в рабочем положении, град

90±3

Высота распорных стоек

– минимальная, мм 3000
– максимальная, мм 4000

Усиление распора, кг

8000

Высота оси бурения (от почвы), мм

– минимальная 1300
– максимальная 2500

Угол направления бурения в горизонтальной плоскости относительно центральной оси платформы манипулятора, град

±(60-120)

Угол направления бурения в вертикальной плоскости, град

от -75 до +90

Тяговое усиление лебёдки, кг

5500

Длина троса, м

28

Максимальная скорость перемещения, м/мин

3

Буровые машины в вашем регионе

Агрегат насосный буровой АНБ-50 – Трейд-Эксперт

Описание

Агрегат насосный буровой АНБ-50 предназначен для нагнетания промывочной жидкости при бурении нефтяных и газовых скважин; для нагнетания воды в пласт при интенсификации добычи нефти; для перекачивания различных неагрессивных жидкостей, включая обводненную нефть.

В качестве промывочной или перекачиваемой жидкости могут быть использованы глинистый раствор или вода. Содержание механических примесей (песка, твердых частиц выбуренной породы) должно быть не более 1% по объему с твердостью до 1200 ед. по шкале НV.
Вид климатического исполнения — У1, категория размещения 2 по ГОСТ 15150-69.
Система электроснабжения — сеть трехфазного переменного тока с номинальным напряжением 380 В, частотой 50 Гц. Нормы качества электроэнергии по ГОСТ 31309-98.

Состав:
  • рама;
  • насос поршневой;
  • электродвигатель;
  • клиноременная передача;
  • ограждение клиноременной передачи.

Привод вращения трансмиссионного вала насоса осуществляется от взрывозащищенного электродвигателя через клиноременную передачу. Насос поршневой крепится к раме агрегата с помощью болтов. Электродвигатель установлен на плите, которая крепится к раме агрегата болтами. На раме агрегата предусмотрены пазы под крепежные болты плиты электродвигателя для регулировки натяжения ремней клиноременной передачи.

Технические характеристики АНБ- 50

Обозначение насоса

Мощность, кВт

Диаметр сменных втулок, мм

Объемная подача, л/сек (л/мин)

Наибольшее давление, МПа

Число двойных ходов поршня в мин.

АНБ 50

50

90

5,8(348)

6,3

105

100

7,3(438)

5,0

110

9,0 (540)

4,1

120

11,0 (660)

3,4

17.

Машинист буровых установок на нефть и газ (4-й разряд) / КонсультантПлюс

17. Машинист буровых установок на нефть и газ

4-й разряд

Характеристика работ. Обслуживание и ремонт двигателей с суммарной мощностью до 1000 кВт включительно, силовых и дизельных электрических агрегатов, топливно-масляной установки, компрессоров, трансмиссии и пневматической системы буровых установок, электрооборудования буровой установки, а также обслуживание и ремонт двигателей мощностью свыше 1000 кВт и газотурбинных двигателей под руководством машиниста буровых установок на нефть и газ более высокой квалификации. Разборка, сборка, центровка, устранение неисправностей и регулировка силового оборудования и автоматов. Проведение текущих и сложных ремонтов двигателей и силовых агрегатов, регулировка дизелей. Принятие мер по предупреждению неполадок в работе силового и бурового оборудования, двигателей, силовых агрегатов, дизель-генераторных и других станций. Регулирование и наладка систем охлаждения, смазки, подачи топлива и газораспределение силовых агрегатов, систем дистанционного управления силовыми агрегатами и систем автоматической защиты силовых агрегатов. Обслуживание, разборка, ремонт и сборка, регулировка и наладка турботрансформаторов и турбомуфт. Обеспечение необходимых заданных режимов работы двигателей и силовых агрегатов в зависимости от условий бурения и времени года, при обкатке и пуске в эксплуатацию новых и вышедших из капитального ремонта. Ведение вахтового журнала, учет работы двигателей и силовых агрегатов, учет расхода горюче-смазочных материалов. Руководство рабочими по обслуживанию и ремонту бурового и силового оборудования.

Должен знать: технологический процесс бурения; технические характеристики, устройство бурового оборудования, двигателей, силовых агрегатов и передаточных устройств; назначение привышечных сооружений и коммуникаций; причины возникновения, способы предупреждения и устранения неисправностей в работе двигателей силового, бурового оборудования и автоматов; способы регулировки; правила смазки бурового и силового оборудования; температурный режим работы двигателей; конструкцию автоматов; схемы работы систем дистанционного управления; систему учета и отчетности в работе силового оборудования; нормы расхода горюче-смазочных материалов; основы электротехники.

При обслуживании и ремонте двигателей суммарной мощностью свыше 1000 кВт и выше и газотурбинных двигателей, а также руководстве рабочими по обслуживанию и ремонту двигателей суммарной мощностью до 1000 кВт – 5-й разряд;

при руководстве рабочими по обслуживанию и ремонту двигателей суммарной мощностью свыше 1000 кВт – 6-й разряд.

Требуется среднее профессиональное образование.

Открыть полный текст документа

Агрегат гидравлический для перемещения и выравнивания буровой установки

Характеристики:
Объем бака, полезный/маневровый 500 / 230 литров
Мотор-насосная группа 1
   – тип насоса Аксиально-поршневой с наклонной планшайбой, регулируемый
   – номинальная мощность электродвигателя 37,0 кВт
   – подача насоса 66,7 л/мин
   – рабочее давление (максимальное) 25 МПа (Pmax = 28 МПа)
Мотор-насосная группа 2 (контур фильтрации и циркуляции)
   – тип насоса Шестеренный с внешним зацеплением
   – номинальная мощность электродвигателя 2,2 кВт
   – подача насоса 131,6 л/мин
   – рабочее давление (максимальное) 0,6 МПа (Pmax = 14 МПа)
Мотор-насосная группа 3 (заправочная станция)
   – тип насоса Шестеренный с внешним зацеплением
   – номинальная мощность электродвигателя 0,75 кВт
   – подача насоса 48,1 л/мин
   – рабочее давление (максимальное) до 1,0 МПа (Pmax = 17 МПа)
Напряжение питания электродвигателя(ей) 220/380 В – 50 Гц трехфазного тока
Частота вращения электродвигателя(ей) 1450 об/мин
Теплообменник Воздушно-масляный, 445 Вт/ºС при 160 л/мин, 230В/50Гц – 160 Вт
Клапанная консоль, типоразмер Ду10, 5-ти местная;
Ду6, 1-но местная;
Ду16, 2-х местная
Тонкость фильтрации:
– напорный фильтр
– сливные фильтры
– всасывающий фильтр :

5 мкм абс.
5 мкм абс.
90 мкм абс.
Напряжение питания управляющих и контрольно-измерительных устройств 24 В пост. тока.
Внешнее покрытие Подготовка и покраска АГ будут выполнены, согласно ТТ на покрытия, полученных от Покупателя. Цвет покрытия, согласно карте окраски на БУ, полученной от Покупателя. Класс покрытия не хуже IV по ГОСТ 9.032-74.
Рекомендуемые рабочие жидкости Масло ВМГЗ ТУ38.101479-86 и масло HLP ISO VG46 по DIN 51524 часть 2
Мощность нагревателей 8 × 1 кВт (питание ~380В)
Минимальный класс чистоты 9 по NAS 1638, 18/15 по ISO/DIN 4406
Материал уплотнений NBR (Пербунан)
Температура окружающей среды -45C – +40C
Примерные габариты 1800 × 1500 × 2500 мм
Примерный вес 2200 кг

Агрегат гидравлический предназначен для демпфирования вышки в конце хода подъема и страгивания ее из верхнего положения при опускании, закрепления-раскрепления замков буровых колонн при проведении спускоподъемных операций, перемещения буровой установки по направляющим при переезде со скважины на скважину в пределах куста и выравнивания вышки и промывки трубопроводов гидросистемы, после их сборки на монтаже.

Гидравлический агрегат производится в соответствии с общепризнанными техническими правилами. После сборки агрегат проходит обязательные испытания.

При монтаже и запуске необходимо соблюдать требования инструкции по эксплуатации гидравлических агрегатов. Обслуживание и ввод в эксплуатацию должны осуществляться только квалифицированным персоналом со специальными знаниями в области гидравлики.

Применяемая аппаратура в агрегате гидравлическом рассчитана на температуру эксплуатации минус 40º С.

Описание гидравлической системы

Гидравлическая станция представляет цельный агрегат, смонтированный на раме в корпусе с распашными дверцами, и включает в себя гидравлический резервуар с двумя силовыми насосами, блоки клапанов для управления гидроцилиндрами, а также электрический шкаф управления, включая контроллер, и пульт управления.

Резервуар

Резервуар (бак) оборудован индикаторами уровня масла с реле уровня, которое подаёт предупредительный сигнал при предельно низком уровне жидкости на пульт управления. На предельно низком уровне жидкости происходит блокировка, которая исключает работу насосов с этим уровнем жидкости и ниже.

Для поддержания постоянной температуры рабочей жидкости в гидросистеме на баке установлен датчик температуры и регулируемые термостаты для управления электрическими нагревателями. Также бак оборудования двумя визуальными указателями уровня масла с термометрами.

На крышке бака установлен сливной фильтр тонкостью 25 мкм и фильтр-сапун (40мкм). Сапун фильтрует воздух и обеспечивает атмосферное давление в баке, когда воздух всасывается в резервуар и замещает жидкость, которая поступает в гидроцилиндры.

Силовая установка

Силовая установка имеет одну рабочую мотор-насосную группу. Насос марки VPPM, аксиально-поршневые с рабочим объемом 46 см3, оснащен регулятором постоянного давления.

Насос соединяется через конусный кронштейн и упругую приводную муфту с электродвигателем и установлен на каркас основания через виброизолирующие опоры.

Насос подает жидкость через напорный фильтр с тонкостью фильтрации 5 мкм в общий магистральный трубопровод системы.

Контур циркуляции

Контур кондиционирования поддерживает соответствующую температуру и класс чистоты гидравлической жидкости.

В контур кондиционирования жидкости входят: шестеренный насос, циркуляционный фильтр тонкостью 5 мкм, который служит и в качестве сливного фильтра гидравлического агрегата, и воздушно-масляный блок охлаждения. Контур смонтирован на консоли резервуара.

Работой контура управляет электронный регулятор температуры, который включает/выключает электродвигатель вентилятора воздушного теплообменника и электрические нагреватели.

Маслозаправочная станция

Заправка рабочей жидкостью гидравлического агрегата проводится заправочным приспособлением. Уровень можно контролировать визуально уровнемерами, расположенными на боковой стенке бака. Заправочная станция обеспечивает необходимый класс чистоты гидравлической жидкости.

В контур входят: шестеренный насос с внешним зацеплением, циркуляционный фильтр тонкостью 5 мкм, оснащенный визуальным индикатором загрязнения, и всасывающий фильтр тонкостью 90 мкм. Работа станции осуществляется от независимого электродвигателя. Присоединения заправочной станции к основному гидроагрегату осуществляется при помощи БРС и шланга длиной 10 метров. Всасывание рабочей жидкости происходит из емкости через 5-ти метровый шланг.

Блок клапанов

В состав агрегата входит предохранительный блок, который служит для защиты гидросистемы от превышения давления в случае неисправности регулятора насоса. Блок оснащен также распределителем для разгрузки насоса в момент запуска или в случае длительного простоя оборудования при включенном насосном агрегате.

Гидроблок ДУ10 обеспечивает управление движением 8-мью гидроцилиндров выравнивающих домкратов (с размерами Ø250/180×650 мм) и двумя цилиндрами перемещения (Ø160/100×1600 мм). Каждая пара цилиндров управляется собственной группой клапанов, включающей рабочий электромагнитный клапан Ду10 с закрытыми центрами с ручным дублированием.

Гидроблок ДУ6 обеспечивает управление движением цилиндрами демпфирующего устройства (с размерами Ø120×552 мм). Гидроблок включает в себя рабочий электромагнитный клапан Ду6 с закрытыми центрами с ручным дублированием, регулятор расхода и напорный клапан.

Гидроблок ДУ16 обеспечивает управление движением двумя цилиндрами раскрепителя (с размерами Ø100/80×750 мм). Каждый цилиндр управляется собственной группой клапанов, включающей в себя рабочий электромагнитный клапан Ду16, редукционный клапан с пропорциональным электромагнитным управлением, напорный фильтр с тонкостью очистки 5 мкм, датчик давления, напорный клапан.

Также в состав управляющей аппаратуры гидроагрегата входя регуляторы расхода, обратные клапаны, краны, напорный клапан.

Давление в системе контролируется при помощи датчика давления и/или манометра, установленными в напорной линии станции.

Электрический шкаф

Электрический шкаф включает в себя пульт управления, силовое электрооборудование и систему управления. Электрическая система управления (на базе контроллера) предназначена для выдачи сигналов управления на основные компоненты гидравлической станции, контроля, сигнализации и индикации параметров системы в целом и отдельных ее элементов.

Дополнительное оборудование

Переносной пульт управления с соединительным кабелем длиной 60 метров. Манометр с измерительным рукавом.

Выходы и входы гидроагрегата выполнены согласно требованиям Заказчика.

В пределах гидростанции выполнена разводка электрических кабелей управления и контроля, которые сведены в клеммную коробку шкафа управления.

ООО ПНЕВМАКС гарантирует поставку и замену основного насоса VPPM-046PC за 8 дней, в случае его отказа в гарантийный период времени и поставку за 8 дней в постгарантийный период.

Буровая установка – обзор

5.2.1 Буровые суда и буровые установки

Буровая установка (буровая платформа) может иметь различные формы (глава 2), в зависимости от характеристик скважины, которую необходимо пробурить, включая глубину подводного цель бурения. Кроме того, для успешного бурения буровое судно (глава 2) должно занимать постоянное положение прямо над скважиной на дне океана. И он должен уметь делать это при волнении, ветре и океанских течениях. Из-за больших глубин о якорях не может быть и речи, и судно сохраняет свое положение с помощью динамического позиционирования , которое осуществляется управляемыми компьютером подруливающими устройствами, некоторые из которых установлены на гидравлических гондолах, которые втягиваются в корабль, когда он в стадии реализации.

Буровое судно использует спутниковые навигационные системы для поиска выбранного места бурения. Когда он находится на месте, транспондеры сбрасываются на морское дно, а подруливающие устройства выдвигаются под корабль. При опущенных двигателях днище корабля буквально ощетинивается винтами. Компьютеры на корабле используют сигналы транспондера для активации различных двигателей, которые могут двигать корабль вперед, назад или вбок. Корабль также должен иметь возможность относительно спокойно бурить в открытом море.Вместо прямого соединения с буровой установкой колонна труб подвешена к компенсатору вертикальной качки , который действует как амортизатор. Если судно поднимается на волне, компенсатор качки опускает бурильную колонну. Более современные буровые суда могут также иметь лаборатории, например, для обработки керна, отбора проб, физических свойств, химических свойств, подготовки тонких срезов и рентгеновской фотографии.

Буровые установки, использующие такие новые технологии, как бурение с верхним приводом и предложенные двойные буровые вышки, сокращают время бурения и заканчивания.В свете ограниченного количества судов, доступных для бурения глубоководных скважин, и, как следствие, увеличения скорости бурения такого оборудования, более короткое время работы является ключевым преимуществом, ожидаемым от буровых вышек с двумя буровыми установками.

В дополнение к созданию буровых установок, которые могут работать на больших глубинах, были разработаны новые методы бурения, которые повышают производительность и снижают удельные затраты. Эволюция наклонно-направленного и горизонтального бурения для вскрытия множества разнообразных продуктивных объектов является ярким примером технологического прогресса, применяемого на шельфе.Теперь у отрасли есть возможность снизить затраты за счет использования меньшего количества скважин для вскрытия продуктивных пластов в их оптимальных местах. Горизонтальное заканчивание внутри пласта также увеличивает досягаемость каждой скважины через нефтеносные (и/или газоносные) пласты, тем самым увеличивая дебит по сравнению с простым вертикальным заканчиванием. Эти достижения можно отнести к нескольким событиям. Например, развитие извлекаемых отклонителей позволяет бурильщику выходить из обсаженных скважин без потери потенциальной добычи из существующих стволов скважин.Кроме того, системы верхнего привода позволяют бурильщику удерживать долото в стволе бокового ствола, а усовершенствования забойного двигателя позволяют бурить до 60° на скважину радиусом 100 футов без шарнирно-сочлененных систем. Кроме того, системы управления продуктивной зоной способны оставаться в пределах границ продуктивной зоны.

Новые инновации в бурении также включают многозабойные и многоствольные скважины. Многозабойная скважина имеет более одного горизонтального (или почти горизонтального) ствола, пробуренного с одного участка и соединенного с одним стволом скважины.Многоствольная скважина имеет более одного ответвления, пробуренного с одного участка и соединенного с одним стволом скважины. Ожидается, что многоствольные и многоствольные скважины, хотя и не так распространены на шельфе, как на суше из-за необходимости герметизированных систем, будут более важными факторами в будущем освоении шельфа.

Типовая схема буровой установки. Изображение предоставлено Баком (2014).

Контекст 1

… Bak (2014) представлены методы моделирования, определения параметров, проектирования и оптимизации морского крана с трубчатой ​​палубой (шарнирной стрелой) с акцентом на удовлетворение потребностей системного проектировщика. На рис. 1 показана типичная компоновка морской буровой установки. В связи с растущим вниманием к воздействию на окружающую среду и энергопотреблению в морской нефтегазовой отрасли происходят изменения в приводных системах, поскольку высокоэффективные электрические приводы стремятся заменить менее эффективные гидравлические приводы. …

Контекст 2

… подводное оборудование и оборудование для контроля давления, например противовыбросовый превентор (BOP), остальное оборудование называется наземным оборудованием. Типичная компоновка буровой установки показана на рисунке 1.Целью этой статьи является исследование характеристик движения ЭМС-трансмиссии, чтобы проверить, являются ли готовые коммерческие приводы жизнеспособной альтернативой традиционным гидравлическим линейным приводам в OMS. …

Контекст 3

… с кранов, большая часть оборудования, показанного на рис. 1, управляется с постов оператора (буровых кресел), расположенных в диспетчерской бурения с непосредственным обзором оборудования, расположенного на буровой пол. Помимо мониторов, кнопок и переключателей, на станциях оператора есть два джойстика, которые оператор использует для генерации командных сигналов для системы управления….

Контекст 4

… как показано на рис. 3, колонна опирается на верхнюю балку и нижний рельс с помощью гусеницы и реечной системы. Нижняя направляющая монтируется непосредственно на полу буровой, тогда как верхняя балка соединяется с конструкцией вышки, как показано на рис. 1. На обоих концах колонны расположены тележки с приводом от электродвигателя переменного тока, которые обеспечивают горизонтальное перемещение вышки. машина по рельсам. …

Контекст 5

… система трансмиссии, включая трансмиссионный винт и элементы трансмиссии, например, редуктор (дополнительно), боковой привод с зубчатым ремнем или фланец и муфта, преобразующая вращательное движение в поступательное — см. рис. 15. Основные компоненты ЭМС-трансмиссии показаны на рис. 6. …

Контекст 6

. .. управление крутящим моментом может быть расширено до управления скоростью путем добавления внешнего контура управления. Рассмотренная стратегия управления скоростью СДПМ представлена ​​на рисунке 10.В текущей работе простой ПИ-регулятор используется для регулировки скорости двигателя до желаемого значения. …

Контекст 7

… заданное движение координат движения определяет движение системы. Это заданное движение, т. е. профили положения, скорости и ускорения, реализуется в функции ограничения продольного привода для представления цикла движения гидравлического подъемного цилиндра, как описано в разделе 3. Вход скорости v ref показан на рисунке 11. представляет входной сигнал контроллера, используемый в реальной машине.Для проверки кинематики модели системы с несколькими телами горизонтальное положение досягаемости (в направлении x) головки захвата (корпус 7) и смещение продольного привода сравниваются с зарегистрированным положением контрольной точки головки захвата и цилиндра. смещение – см. рис. 12 и 13. …

Контекст 8

… заданное движение, т. е. профили положения, скорости и ускорения, реализованы в функции ограничения продольного привода для представления цикла движения гидроцилиндр подъема, как описано в Разделе 3.Вход скорости v ref, показанный на рисунке 11, представляет собой входной сигнал контроллера, используемый в реальной машине. Для проверки кинематики модели системы с несколькими телами горизонтальное положение досягаемости (в направлении x) головки захвата (корпус 7) и смещение продольного привода сравниваются с зарегистрированным положением контрольной точки головки захвата и цилиндра. смещение — см. рис. 12 и 13. Результаты показывают, что смоделированное положение досягаемости очень похоже на положение эталонной машины в натуральную величину….

Контекст 9

… результирующая сила реакции в направлении Y продольного ограничения привода выводится из уравнения 10 и показано на рисунке 14. Величина наибольшей силы, создаваемой продольной драйвер считывается из рисунка 14 как F max = 100,8 …

Контекст 10

… результирующая сила реакции в направлении Y продольного ограничения драйвера получена из уравнения 10 и показана на рисунке 14.Величина наибольшей силы, создаваемой продольным приводом, считывается из рисунка 14 и составляет F max = 100,8 кН за 59,7 с. …

Контекст 11

… Используемые здесь параметры привода ЭМС относятся к креплению двигателя через фланец и муфту. Три различные конфигурации монтажа (без редуктора) показаны на рис. 15 для сравнения размера различных конфигураций трансмиссии с системой EHC, используемой на полномасштабной эталонной машине. Из процедуры предварительного выбора серводвигателя, описанной в Разделе 4.2, комбинация трансмиссии ЭМС, которая удовлетворяет трем условиям, получена на основе результатов моделирования обратного динамического анализа. …

Context 12

. .. по каталогу (Bosch Rexroth, 2015) динамическая грузоподъемность выбранной ЭМС-трансмиссии равна C = 470 кН. На основании средней нагрузки и представленного цикла движения (рис. 11) предполагаемый номинальный срок службы ЭМС-трансмиссии в числе оборотов и часов определяется по уравнениям 14-16 и составляет L 10 ≈ 6.0·10 9 оборотов и L 10ч ≈ 3,3·10 5 часов соответственно. …

Context 13

… максимально допустимая излучаемая мощность EMC-HD-180 взята из каталога (Bosch Rexroth, 2015) и составляет 970 Вт для P p = 0,01 м. и 1240 Вт для P p = 0,02 м, что меньше требуемой мощности P app,sim = 1319,6 Вт. Комбинация № 4 не удовлетворяет требуемой линейной скорости от желаемого цикла движения (рисунок 11), где линейные опорные скорости v исх = 0.115 мс при втягивании и v ref = 0,105 мс при выдвижении. …

Контекст 14

… моделирования профиль опорной скорости v ref, как показано на рис. 11, задается как ввод опорной скорости ω e,ref для ПИ-регулятора скорости с обратной связью, показанного на рис. 10 Смоделированная скорость v EM C трансмиссии EMC сравнивается с v ref, и результаты показаны на рисунке 11. …

Контекст 15

… моделирование, эталонный профиль скорости v ref, как показано. на рис. 11 дается как опорный вход скорости ω e,ref для ПИ-регулятора скорости с замкнутым контуром, показанного на рис. 10.Смоделированная скорость v EM C трансмиссии EMC сравнивается с v ref, и результаты показаны на рис. На рис. 11 представлена ​​эталонная входная скорость ω e,ref для ПИ-регулятора скорости с замкнутым контуром, показанного на рис. 10. Смоделированная скорость v EM C трансмиссии с ЭМС сравнивается с v ref, и результаты показаны на рис. 11. отклонение между v EM C и v ref представлено на рисунке 16….

Контекст 17

… смоделированная скорость v EM C трансмиссии EMC сравнивается с v ref, и результаты показаны на рисунке 11. Отклонение между v EM C и v ref представлено на рисунке 16. Смоделированное смещение трансмиссии EMC x EM C сравнивается на рисунке 13 со смещением EHC, зарегистрированным на работающей морской буровой установке.

Context 18

… отклонение между v EM C и v ref представлено на рисунке 16.Смоделированное смещение трансмиссии EMC x EM C сравнивается на рисунке 13 со смещением EHC, зарегистрированным на работающей морской буровой установке. …

Контекст 19

… осевая сила, обеспечиваемая трансмиссией ЭМС, показана на рис. 14, а самая высокая возникающая сила равна F EM C = 110,6 кН. Максимальный крутящий момент, обеспечиваемый серводвигателем, составляет T e = 54,04 …

Контекст 20

… максимальный крутящий момент, обеспечиваемый серводвигателем, составляет T e = 54.04 Н·м, как показано на рис. 17. Полученные результаты показывают, что как кинематика, так и динамика смоделированной системы хорошо соответствуют характеристикам полномасштабной эталонной машины. …

Контекст 21

… прямой динамический анализ подтверждает, что выбранная трансмиссия EMC может обеспечить необходимую силу, смещение, скорость и ускорение полномасштабной эталонной машины. Кроме того, самые высокие значения, полученные для осевого усилия, крутящего момента двигателя, скорости двигателя, линейной скорости и ускорения, находятся в пределах максимально допустимых значений выбранной трансмиссии ЭМС – см. Рисунок 11-17.Однако общая мощность, необходимая для рассматриваемого цикла движения, превышает максимально допустимую мощность всех комбинаций ЭМС-трансмиссии, перечисленных в таблице 4. Поэтому, исходя из рекомендации производителя (Bosch Rexroth, 2015), следует избегать перегрева не может быть гарантировано для комбинаций трансмиссии ЭМС, исследованных для тематического исследования, представленного в этой статье. …

Контекст 22

… опорный управляющий сигнал скорости, используемый в анализе, представленном в этой статье, имеет трапециевидную форму – см. рисунок 11.Согласно Паулюсу и соавт. (2016b), трапециевидные профили вызывают выбросы, вызывают остаточные вибрации и могут создавать высокие пиковые нагрузки. …

Сверлильные агрегаты | Морской и морской

Тенденция отрасли состоит в том, чтобы создавать буровые установки с высокими техническими характеристиками для самых глубоких вод и глубины бурения. Однако эти буровые установки дороги и нерентабельны, если они не используются в полной мере или вышли из строя. Следует избегать простоев и любых инцидентов, ведущих к ним. Чтобы обеспечить это, операторам и владельцам установок требуется партнер, знакомый со всеми видами буровых установок, подводных объектов и плавучих установок, который будет выступать в качестве независимого органа по проверке (IVB) и обеспечивать проверку безопасности.

  • Bureau Veritas классы всех видов единиц , включая самоподъемные, буровые, полупогружные и болотоходные баржи
  • Наши услуги по классификации мобильных буровых установок проверяют конструктивную прочность и целостность основных частей корпуса и его придатков
  • Bureau Veritas Solutions работает с устройствами на протяжении всего жизненного цикла , от утверждения проекта до вывода из эксплуатации
  • Мы предлагаем полностью независимую экспертизу проекта услуги
     

наше предложение

Специальные правила для буровых судов (NR 569)

Наши Правила классификации и сертификации морских буровых судов (№ 569) основаны на тщательном анализе существующих правил и технической документации в области бурения. С учетом специфики конструкции и эксплуатации буровых судов они также охватывают последний Кодекс IMO MODU.

Анализ CFD

Услуги Bureau Veritas Solutions по вычислительной гидродинамике (CFD) помогают бурильщикам выполнять очень сложные CFD-анализы потоков внутри буровых судов и лунных бассейнов. Мы помогаем проектировщикам и верфям оптимизировать формы корпуса, экономя энергию и делая морские установки более безопасными и адаптированными к их специфическим условиям.

Морские гарантийные услуги

Наша дочерняя компания MatthewsDaniel является одним из ведущих мировых поставщиков морских гарантийных обследований и технических обзоров.Наши услуги помогают снизить риск потери или повреждения мобильных морских буровых установок, строительных объектов и морских операций.

Инспекции подводных установок

Наша дочерняя компания DTI специализируется на инспекциях подводных установок. Мы проводим опросы и аудиты поставщиков, в том числе трубной продукции, бурового оборудования, а также подводного производства и дистрибуции. Мы также предоставляем техническую поддержку сварки.

Предотвращение аварий при бурении нефтяных и газовых скважин

Наша дочерняя компания TH Hill является мировым лидером в области предотвращения и анализа отказов при бурении нефтяных и газовых скважин.Компания TH Hill разработала глобальный стандарт DS-1® для проектирования, изготовления, эксплуатации и проверки бурильных колонн, а также STC-1 для сертификации специального бурового инструмента.

МОБИЛЬНАЯ МОРСКАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА (ПБУ)

МОБИЛЬНАЯ МОРСКАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА (ПБУ)

Если геологические прогнозы, основанные на сейсморазведке, показывают, что конкретный морской район предлагает многообещающие перспективы обнаружения нефти, для проверки этих прогнозов бурится скважина. Эти буровые работы выполняются с мобильной морской буровой установки (ПБУ). Он может быть самоподъемным, полупогружным, баржевым или корабельным.

–  Буровое судно   – Судно, специально оборудованное для бурения нефтяных скважин в море. Основное отличие бурового судна от обычного судна заключается в наличии центрального отверстия (мунпула) для проведения буровых работ. Основным требованием к движителю бурового судна является возможность удержания судна в фиксированном положении над буровой скважиной, так как на большей глубине якоря использовать нельзя.

Первое буровое судно CUSS-1 приступило к буровым работам у острова Гуадалупе у побережья Мексики в начале 1961 года. Судно представляло собой переоборудованную военно-морскую баржу, оснащенную экспериментальным оборудованием для глубоководного бурения и системой динамического позиционирования. По сравнению с торговыми судами, буровые суда рассчитаны на то, чтобы оставаться в море в течение длительного времени, и последствия отказа компонентов или систем намного серьезнее, чем для большинства обычных судов.

Крупнейшее в мире буровое судно STENA DRILLMAX, построенное компанией Samsung Heavy Industries в Корее, имеет сдвоенные буровые вышки и предназначено для разведки нефти и газа на глубине до 3000 м.При водоизмещении 97 000 т, общей длине 228 м и ширине 42 м она способна бурить до глубины 11 000 м.

Силовая установка состоит из шести дизель-генераторов. Каждый из них состоит из двигателя Wärtsilä 16V32 мощностью 7680 кВт, приводящего в движение генератор мощностью 7000 кВт. Этот комплект подает ток на шесть азимутальных подруливающих устройств FP как для движения, так и для динамического позиционирования.

Первые глубоководные буровые суда нового поколения были основаны на корпусах танкеров, легко доступных на верфях.Однако эти более полные корпуса также потребуют большей мощности для обслуживания станций и транзита. Сосредоточившись на этом аспекте, другие конструкторы стремились разработать корпуса меньших размеров и более низкого коэффициента полноты, чем у танкеров.

Новые буровые суда предназначены для работы на глубине около 10 000 футов, хотя фактическая грузоподъемность при поставке варьируется в зависимости от длины изначально установленного бортового райзера. Как следствие, новые суда намного больше, чем корабли предыдущего поколения.Они имеют водоизмещение от 40 000 до 100 000 т по сравнению с 18 000 т, типичными для предыдущего поколения. Это объясняет большую переменную грузоподъемность в диапазоне от 15 000 до 25 000 тонн по сравнению с 6000–9000 тоннами кораблей предыдущего поколения.

Для повышения эффективности новые буровые суда оснащены буровыми установками двойного действия с двумя комплектами бурового оборудования, такими как буровые насосы, буровые лебедки, верхние приводы и системы обработки бурового раствора. Когда скважина бурится первой системой бурения, вторая система бурения используется для предварительного свинчивания обсадных и насосно-компрессорных труб.

–  Самоподъемное устройство   – Самоподъемное морское буровое устройство, состоящее из самоподъемной плоской палубной конструкции коробчатого типа, поддерживающей буровую установку, буровое оборудование и жилые помещения. Он стоит на 3-х или 4-х вертикальных опорах, по которым платформа может самостоятельно подниматься из воды на достаточную высоту, чтобы оставаться в стороне от самых высоких волн. Буровые работы ведутся в поднятом состоянии с платформой, стоящей на морском дне. Этот тип буровой установки используется для бурения скважин на глубине до 100 м.Домкраты проводят часть своей жизни в виде плавучих конструкций. Это когда такие агрегаты буксируют на новое место океанскими буксирами. В этом режиме ноги поднимаются вверх и вытягиваются вверх над платформой. На месте ноги опущены на морское дно, а корпус поднят над поверхностью моря.

Самоподъемные установки применяются для разведки, освоения и ремонта скважин (КРС).

–  Полупогружная буровая установка  – судно, стабилизированное на колоннах, состоящее из основной палубы (надпалубной конструкции), соединенной с подводным корпусом или фундаментами колоннами или кессонами.Вес колонн велик и не имеет достаточной плавучести. Нижние корпуса или опоры обычно предусмотрены в нижней части колонн для дополнительной плавучести, и наиболее распространенным устройством являются либо сдвоенные понтоны, соединенные раскосами, либо кольцевой (непрерывный) понтон. Буровое оборудование, буровые установки, жилые помещения и т. д. размещаются на главной палубе, а в подводных корпусах устраиваются балластные цистерны, подруливающие устройства, насосы забортной воды.

Полупогружные буровые установки можно буксировать и ставить на якорь или перемещать и удерживать на месте с помощью собственных подруливающих устройств с использованием динамического позиционирования.

Дополнительная литература:  Публикацию ABS « Мобильные морские буровые установки » (2006 г.) можно загрузить с www.eagle.org

.

История морских буровых установок

Морское бурение началось в 1897 году, всего через 38 лет после того, как полковник Эдвин Дрейк пробурил первую скважину в 1859 году. Х.Л. Уильямсу приписывают бурение скважины у деревянного пирса в проливе Санта-Барбара в Калифорнии. Он использовал пирс для поддержки наземной буровой установки рядом с существующим полем.Пять лет спустя в этом районе было 150 «морских» скважин. К 1921 году стальные опоры использовались в Ринконе и Элвуде (Калифорния) для поддержки буровых установок наземного типа. В 1932 году небольшая нефтяная компания Indian Petroleum Corp. построила остров со стальным пирсом (60 × 90 футов с воздушным зазором 25 футов) в ½ мили от берега для поддержки другой береговой буровой установки. Хотя колодцы разочаровали, а остров был разрушен штормом в 1940 году, он был предшественником современных платформ со стальной оболочкой. [1]

Обзор

В 1938 году на шельфе Техаса было открыто месторождение.Впоследствии в 1941 году была пробурена скважина глубиной 9000 футов, аналогичная скважинам в Калифорнии, с использованием деревянного пирса. Однако с началом Второй мировой войны все морские буровые работы были остановлены. После окончания Второй мировой войны в 1945 году в штате Луизиана была проведена продажа в аренду оффшорных вод штата. За этим последовала продажа в аренду в штате Калифорния (Закон Каннингема-Шелла) в 1955 году, которая позволила разведку нефтяных и газовых песков. [1] До последнего акта колонковое бурение можно было производить только до появления нефти и газа.В то время все бурение пришлось остановить, а скважину забить цементом.

Первое бурение на воде

Первое «бурение на воде» зародилось в болотах Луизианы в начале 1930-х годов с использованием мелкосидящих барж. Эти баржи имели прямоугольную форму с узкой прорезью в кормовой части баржи для колодезного кондуктора. Каналы были и до сих пор углубляются, чтобы буксиры могли доставлять баржи в нужное место. Позже баржи были «размещены» на решетчатой ​​стальной конструкции над баржей, что позволило им работать на большей глубине, погружая баржу на дно залива.Этим баржам обычно требовались сваи вокруг них, чтобы они не смещались ветром и волнами. Первая «морская» скважина, определяемая как «вне поля зрения земли», была начата 9 сентября 1947 года буровой установкой для вспомогательного бурения (TAD), принадлежащей Kerr-McGee, на глубине 15 футов в Мексиканском заливе ( ГОМ). Баржа размером 260 × 48 футов времен Второй мировой войны обслуживала комплект бурового оборудования (DES), который состоял из лебедки, вышки и подъемного оборудования, расположенных на деревянной свайной платформе. [2]

Буровая установка Breton 20 (рис.1) , спроектированная Джоном Т. Хейвордом (который в то время работал в компании Barnsdall Refining Co.), представляла собой большую «подвижную» подводную баржу, которой в 1949 году приписывают бурение некоторых из первых скважин в открытых водах Луизианы. Она отличалась от баржи Керр-МакГи тем, что все буровое оборудование находилось на одной барже, и ее можно было буксировать как единое целое. Блок, который был преобразован из баржи для внутреннего бурения, имел два понтона устойчивости, по одному с каждой стороны баржи, которые гидравлически поднимались и опускались, когда баржа погружалась и откачивалась. Эти понтоны обеспечивали необходимую устойчивость для этой операции. Breton Rig 20, позже известная как Transworld Rig 40, стала важным шагом вперед, поскольку она устранила затраты и время, необходимые для строительства деревянной платформы для поддержки всех или некоторых буровых установок морского типа. Хотя Breton Rig 20 бурила только преимущественно в защищенных бухтах на мелководье (менее 20 футов), она может претендовать на звание первой мобильной морской буровой установки (MODU). [3] [4]

  • Рис.1 — Breton Rig 20, переоборудованная баржа для бурения болот, способная бурить в открытых водах Луизианы на глубине до 20 футов в 1949 году. Списана в 1962 году.

Первый ПБУ

Первым настоящим оффшорным MODU был Mr. Charlie , спроектированный и построенный с нуля компанией Ocean Drilling and Exploration Co. (ODECO), возглавляемой ее изобретателем и президентом «Доком» Олденом Дж. Лабордом. «Мистер Чарли» (рис. 2) была специально построенной подводной баржей, построенной специально для того, чтобы плавать на нижней части корпуса к местоположению, и в результате затопления кормы вниз она оказалась на дне, чтобы начать бурение. операции.Когда в июне 1954 года судно Mr. Charlie прибыло на свое первое место, журнал Life написал о новой новой идее разведки нефти и газа на шельфе. [5] Mr. Charlie , рассчитанный на 40-футовую глубину воды, задал тон тому, как большинство MODU были построены в Мексиканском заливе (GOM). Обычно изобретатель находил инвесторов, в данном случае Murphy Oil, а затем находил заказчика с контрактом на бурение, в данном случае Shell Oil, что позволяло получить банковские кредиты для строительства установки.

  • Рис. 2—г. Charlie , первый специально построенный (июнь 1954 г.) MODU для открытой воды, рассчитанный на глубину воды 40 футов. Вышел на пенсию в конце 1986 года и сейчас работает в музее и на учебной базе в Морган-Сити, штат Луизиана.

Поскольку шельф быстро опускался, а глубина воды у берегов Калифорнии быстро увеличивалась, подход к нему был совершенно иным, чем в GOM. Буровые установки были установлены на излишки корпусов кораблей времен Второй мировой войны, модифицированные для бурения в плавучем положении по сравнению с размещением подводной баржи на дне океана, как это сделано в GOM.Нефтяные компании создавали партнерства или действовали самостоятельно, но MODU не проектировались и не строились контрактными буровыми компаниями в Калифорнии. Все проектирование и строительство велись в строгой секретности с небольшим обменом знаниями, потому что считалось, что технология дает преимущество в торгах на получение государственных нефтяных и газовых лизингов. До сдачи в аренду прав на нефть и газ в 1955 году нефтяные компании использовали небольшие буровые установки, консольно закрепленные над миделем старых барж времен Второй мировой войны. На этих баржах не было оборудования для контроля скважины или возможности запуска программы обсадной колонны. Они могли бурить только до заданной глубины керна с пониманием того, что если они будут бурить любые нефтяные и/или газовые пески, они остановятся, вставят цементную пробку и вытащат колонковое отверстие. Эти основные суда были очень восприимчивы к воздействию волн, что приводило к значительным крену, качке и тангажу, что затрудняло их эксплуатацию.

Первая морская буровая установка для управления подводной скважиной

С арендой штата Калифорния для разведки и добычи нефти и газа управление скважиной и возможность спуска нескольких колонн обсадных труб стали обязательными и потребовали совершенно новой, непроверенной технологии.Первой плавучей буровой установкой, использовавшей подводное управление скважиной, была Western Explorer (рис. 3) , принадлежащая Chevron, которая в 1955 году пробурила первую скважину в проливе Санта-Барбара. Другие быстро последовали за ними, и все они были обеспокоены морской средой и технологиями, позволяющими бурить в ненастную погоду. В 1956 году CUSS 1 был построен из другой баржи времен Второй мировой войны. Установка, построенная группой CUSS (Continental, Union, Shell и Superior Oil), имела длину 260 футов и ширину 48 футов.Группа CUSS в конечном итоге превратилась в то, что сейчас называется Global Santa Fe.

  • Рис. 3—Western Explorer, первая (1955 г.) плавучая ПБУ для бурения нефтяных и газовых скважин, в которой использовалось управление подводной скважиной. На пенсии в 1972 г.

У первых дизайнеров не было примеров или опыта, поэтому новинки и инновации были в ходу:

  • Преобразователи крутящего момента на лебедках использовались в качестве компенсаторов вертикальной качки
  • Вращатели были установлены на шарнире для компенсации крена и тангажа
  • Вышка была размещена на миделе над отверстием в судне, называемым «лунным бассейном».
  • Противовыбросовые превенторы (ПВО) были спущены на обсадную колонну на морское дно
  • Повторный вход в скважину осуществлялся через воронку над вращающейся головкой (бурение без райзера не ново
  • Буровые ямы были размещены в корпусе с буровыми насосами
  • Добавлены жилые помещения

Это было захватывающее и удивительное время, учитывая, что все начинали с чистого листа бумаги.

На рис. 4 показана буровая баржа Humble SM-1 (204 × 34 × 13 футов), построенная и принадлежащая Humble Oil and Refining Co.(теперь ExxonMobil) в 1957 году. На рис. 5 показано подводное оборудование, используемое для бурения скважин. Обратите внимание, что у него нет морского стояка. Humble SM-1 пробурил 65 скважин общей стоимостью 11,74 доллара за фут, что примерно вдвое превышало стоимость наземного бурения в то время, при средней глубине воды 159 футов и максимальной глубине скважины 5000 футов. в среднем 8,93 дня на скважину и бурение в среднем 324 фута в сутки. К сожалению, аппарат затонул во время шторма в 1961 году, когда его отдали в аренду другому оператору. [6] По настоянию страховщиков Американское бюро судоходства (ABS) написало и внедрило в 1968 году первые независимые кодексы, руководства и правила, касающиеся проектирования, строительства и проверок корпусов ПБУ.

  • Рис. 4 — Humble SM-1, плавучий MODU, разработанный и эксплуатируемый компанией Humble Oil & Refining Co. (теперь ExxonMobil) в 1957 году. Одна из ряда «совершенно секретных» буровых установок середины 1950-х годов. Предоставлено Exxon-Mobil Development Co.

  • Рис. 5 — Система подводного бурения Humble SM-1 компании Humble Oil and Refining Co., используемая на шельфе Калифорнии. Предоставлено ExxonMobil Development Co.

Эволюция конструкции морской буровой установки

С Mr.Charlie (внизу) и Western Explorer (плавающий) в качестве первых MODU, еще одна концепция MODU появилась в виде «домкрата». Этот тип устройства плавал на корпусе с несколькими ногами, торчащими из-под корпуса. Оказавшись на месте, ноги были электрически или гидравлически опущены на дно океана, а затем корпус был поднят из воды. При таком подходе была доступна стабильная платформа для бурения. Во время Второй мировой войны домкраты De Long устанавливались на баржи для строительства и / или в доках.Буровые установки типа De Long (рис. 6) показывают пример, Gus I) были первыми самоподъемными платформами, построенными в 1954 г. [7] ноги, подавляющее большинство агрегатов сегодня имеют 3 ноги. Модель Gus I имеет независимые опоры. Le Tourneau Co. построила для Zapata Corp. первый домкрат с решетчатыми опорами, Scorpion (рис. 7) , который имел независимые опоры с опорами. По сей день Le Tourneau продолжает специализироваться на MODU с решетчатыми опорами.

  • Рис. 6 — Судно Gus I, построенное в 1954 году и рассчитанное на глубину воды 100 футов, с системой домкрата типа Де Лонга было предшественником современного самоподъемного устройства. Первоначально это были две баржи, которые со временем были соединены на постоянной основе, но часть была потеряна во время шторма.

  • Рис. 7 — Буровая установка Le Tourneau Scorpion, построенная для компании Zapata (сейчас Diamond Offshore Drilling Inc.) в 1956 г. на глубине 80 футов в качестве самоподъемной опоры. Потерян в 1969 году.

Важным этапом развития конструкции самоподъемной платформы стало введение в конце 1970-х и начале 1980-х годов консольного основания буровой площадки (рис. 8) . По мере того, как стационарные платформы становились больше, щелевые домкраты не могли «проглотить» или окружить платформу с ее пазом, в котором находится буровое оборудование; однако консольные блоки могли выкатить консоль над платформой после подъема рядом с ней. До консольного основания все домкраты имели прорези, обычно 50 футов.квадрат, расположенный в кормовой оконечности корпуса. Во время буксировки подконструкция скользила к метацентру корпуса, но во время буровых работ подконструкция скользила в корму над прорезью. Вышку и/или корону можно было сдвинуть влево/вправо, чтобы добраться до скважины не по центру, как это делают сегодняшние устройства.

  • Диапазон глубины воды для большинства ранних щелевых и консольных конструкций составлял от 150 до чуть более 300 футов.
  • Центры консольных буровых площадок
  • имели досягаемость от 40 до 45 футов в кормовой части от транца кормовой части корпуса.
  • Переменная нагрузка на палубу (VDL)
  • составляла от 3500 до 5000 тысяч фунтов.

В конце 1990-х годов были спроектированы и построены «премиальные» или «улучшенные» домкраты:

  • Они могут выдерживать гораздо большие нагрузки на палубу (≥ 7000 тысяч фунтов)
  • Они могли бурить на большой глубине (≥ 400 футов)
  • У них было более мощное буровое оборудование (системы бурового раствора высокого давления 7500 фунтов на квадратный дюйм и подъемное оборудование грузоподъемностью 750 тонн)
  • Они имели увеличенный вылет консоли (не менее 70 футов)
  • У них была более высокая консольная грузоподъемность, вдвое или более, чем у более ранних единиц (некоторые > 2 500 000 фунтов)
  • Рис.8 — Консольный подъемник Le Tourneau 116C с буровой платформой, консольно закрепленной над неподвижной платформой. Сегодняшняя рабочая лошадка в дизайне домкратов. Предоставлено Le Tourneau, Inc.

Блок вспомогательного бурения тендера (TAD)

Концепция TAD была использована для бурения первой в мире морской скважины вне поля зрения. Первоначально использовавшийся как метод исследования, он превратился в инструмент разработки. Первые тендеры имели форму барж, но теперь некоторые из них имеют форму кораблей для большей скорости мобилизации.

В основном, DES (комплект бурового оборудования) состоит из буровой вышки, подъемного оборудования, противовыбросовых превенторов и некоторого оборудования для очистки бурового раствора, что позволяет уменьшить необходимое пространство и вес для размещения на стационарной платформе. Остальная буровая установка размещена на корпусе тендера, пришвартованном рядом со стационарной платформой, в том числе:

  • Грязевые ямы
  • Буровые насосы
  • Электрогенераторы
  • Хранение труб и обсадных труб
  • Бестарное хранение
  • Размещение
  • Топливо
  • Буровая вода

Такой подход оказался очень экономичным способом бурения с небольших стационарных платформ. К сожалению, в мягкую и особо суровую погоду швартовы могли выйти из строя, и корпус уплыл, как это часто случалось в ГОМ «север». Сегодня большинство TAD работают в благоприятных или спокойных условиях на Дальнем Востоке и в Западной Африке.

Агрегат полупогружной

В 1992 г. первый полупогружной (полупогружной) Seahawk TAD (рис. 9) был переделан из старого полупогружного ПБУ. Полукорпус обеспечивает превосходную устойчивость на стоянке и движение судна по сравнению с корпусом в форме корабля или баржи:

  • В полукорпусе волновой поезд может двигаться сквозь «прозрачный» корпус, не вызывая его качки, крена и тангажа, в отличие от монокорпуса
  • Нижний корпус полуприцепа находится под водой при большей осадке.
  • Колонны имеют уменьшенную площадь для возбуждения корпуса
  • Рабочая платформа или главная палуба в первую очередь действуют на волны

TAD находят новое применение на глубоководных производственных платформах, таких как лонжероны, платформы с натяжными опорами (TLP) и глубоководные стационарные платформы, которые работают за пределами глубины самоподъемной воды.

  • Рис. 9—Первый в мире специализированный (конверсионный) полуавтоматический ТАУ Seahawk. Переоборудован в 1992 году из полуавтомата ПБУ. Предоставлено компанией Atwood Oceanics.

Рост морских буровых установок

В 1950-х годах дела шли хорошо, и многие операторы занимались владением и эксплуатацией буровых установок, и каждый год формировались новые буровые подрядчики. В начале 1960-х «Шелл Ойл» осознала необходимость иметь более неподвижную плавучую буровую платформу в более глубоких и бурных водах GOM. В Shell заметили, что такие подводные лодки, как Mr. Charlie , которых в настоящее время насчитывается почти 30 единиц, гораздо меньше двигались на плаву по сравнению с однокорпусными.Идея заключалась в том, чтобы поставить якоря на подводный аппарат, использовать некоторые калифорнийские технологии для подводного оборудования и преобразовать подводный аппарат в то, что сейчас известно как полупогружной или полупогружной. Так, в 1961 году подводный аппарат Bluewater I (рис. 10) был переоборудован в полуподводный в условиях большой технологической секретности. На самом деле, в середине 1960-х Shell Oil предложила промышленности технологию в школе по цене 100 000 долларов США за участника, и у нее было много желающих.

  • Рис.10—Первый в мире полуавтоматический ПБУ, Bluewater No.1, переоборудованный в 1961/1962 гг. компанией Shell Oil из подводного корпуса. Пропал в 1964 году.

Затем появился Ocean Driller , первый полуприцеп, построенный из киля вверх (рис. 11) . Океанский буровой станок , разработанный и принадлежащий ODECO, поступил на работу в Texaco в 1963 году, а швартовное и подводное оборудование принадлежало оператору, как это было принято в 1960-х годах. Устройство было спроектировано для глубины воды примерно 300 футов, а модельные испытания корпуса проводились в бассейне Дока Лаборде.Ocean Driller также мог находиться на дне и действовать как погружной аппарат, что он делал хорошо в 1980-х годах.

  • Рис. 11—Первый в мире специально построенный (1963 г.) полуприцеп Ocean Driller. Установка могла работать как полупогружная или погружная. Списан в 1992 году и списан. Предоставлено ODECO (теперь Diamond Offshore Inc.).

Полуприцепы первого поколения

Большинство единиц первого поколения могли сидеть на дне или бурить из плавучего положения в качестве страховки от безработицы.Форма и размер первого полуприцепа сильно различались, поскольку конструкторы стремились оптимизировать характеристики движения судна, компоновку буровой установки, конструктивные характеристики, VDL и другие соображения. Обозначение полуприцепов «поколение» представляет собой очень расплывчатую комбинацию даты создания или значительной модернизации установки, рейтинга глубины воды и общей общей способности бурения.

Полуфабрикаты нового поколения

В начале 1970-х годов был спроектирован и построен новый полуприцеп второго поколения с более новым, более совершенным швартовным и подводным оборудованием. Эта конструкция обычно была разработана для глубины воды 600 футов, а некоторые из них простирались до глубины более 1000 футов. Модель Ocean Victory класса (рис. 12) была типичной для единиц этой эпохи, которые в значительной степени были сосредоточены на уменьшении движений. платформа по сравнению с повышенным рейтингом VDL верхней палубы. Многие из них были построены, а в середине-конце 1980-х годов было спроектировано и построено несколько полуприцепов третьего поколения, которые могли швартоваться и работать на глубине более 3000 футов и в более суровых условиях.Многие из устройств третьего поколения были модернизированы в 1990-х годах до еще большей глубины воды с большими возможностями и стали устройствами четвертого поколения. За некоторыми исключениями, рабочее водоизмещение этих агрегатов увеличилось с ≈18 000 длинных тонн в 1970-х годах до более чем 40 000 длинных тонн в 1980-х годах.

  • Рис. 12—Многоколонный полуприцеп ODECO второго поколения класса Ocean Victory начала 1970-х гг. Показанная установка — Ocean Voyager, проводившая бурение в Северном море в начале 1970-х годов.Эта конструкция оказалась конструктивно очень привлекательной для модернизации до агрегатов четвертого и пятого поколений (см. рис. 14.14).

В конце 1990-х годов аппараты пятого поколения, такие как Deepwater Nautilus , показанный на рис. Эти устройства могут работать в чрезвычайно суровых условиях и на глубине более 5000 футов. Некоторые полуприцепы второго и третьего поколения были переоборудованы с продлением срока службы их корпусов и модернизацией бурового оборудования, чтобы их можно было классифицировать как единицы четвертого поколения. На рис. 14 показан блок второго поколения класса Ocean Victory (см. рис. 12 ) , который был полностью модернизирован до блока пятого поколения, способного швартовываться и работать на глубине 7000 футов. Обратите внимание на добавление «блистеров» колонн для увеличения VDL, увеличение пространства на палубе на ≈ 50 %, а также на добавление стояков для хранения и погрузочно-разгрузочных работ. Ограниченное количество полуприцепов третьего, четвертого и пятого поколений имеют помощь динамического позиционирования (DP) или удержание станции с полным DP по сравнению с системой швартовки с разбросом.

  • Рис. 13—Deepwater Nautilus, один из недавно построенных сверхглубоководных полуприцепов пятого поколения, оснащенный системой DP для системы швартовки. Обратите внимание на столбцы разброса для повышения VDL и стабильности. Предоставлено Transocean Inc.

  • Рис. 14 — Ocean Baroness, один из полуприцепов класса Ocean Victory (рис. 12) второго поколения, модернизированный до пятого поколения. Обратите внимание на блистерные дополнения к колонне, расширение палубы и гораздо большую вышку.Этот полуприцеп также выполнял работы по противовыбросовому превентору на поверхности в Малайзии в 2003 году, а также установил мировой рекорд глубины воды для автономной расстановки швартовки (6 152 фута). Предоставлено Diamond Offshore Drilling Inc.

Блоки стационарной платформы

Пятьдесят лет назад на стационарных платформах размещали наземные буровые установки для бурения и заканчивания скважин. Сегодняшние платформенные буровые установки были переупакованы таким образом, чтобы они:

  • Оптимизация времени установки/разгрузки
  • Требуется меньше места
  • Легче
  • Больше возможностей для бурения

Буровые платформы по-прежнему широко распространены, но сегодняшние установки сильно отличаются от тех, что были 30 или 40 лет назад.Обычные платформенные буровые установки обычно разгружаются с помощью деррик-баржи. На некоторых больших платформах могут быть установлены две буровые установки.

Чтобы отказаться от дорогостоящей деррик-баржи, были построены «самоустанавливающиеся» модульные буровые установки для легких капитальных ремонтов и бурения на средние глубины. Были построены более крупные блоки, способные выдерживать нагрузку на крюк 1 миллион фунтов, которые являются легкими, их легче устанавливать / разгружать и они самомонтируются. Появление лонжеронов и TLP на глубокой воде, где пространство и нагрузка на палубу имеют решающее значение, привело к созданию еще более сложной модульной буровой установки для глубоководных платформ, которая узкоспециализирована для конструкции, на которой она установлена ​​ (рис.15) . Эти платформенные буровые установки:

  • Несамоустанавливающиеся
  • Уникальны для структуры, на которой они размещены
  • Как правило, очень легкие
  • Обычно имеют ограниченные возможности бурового оборудования
  • Рис. 15—Пример узкоспециализированных и специализированных модульных буровых установок со стационарной платформой, используемых на рангоутах, глубоководных стационарных платформах и ТЛП. Это устройство находится на TLP в GOM. Предоставлено Helmerich & Payne Intl.Буровая компания

К середине 1960-х самоподъемные буровые установки все чаще вытесняли подводные аппараты. Самоподъемные устройства имели большую глубину погружения, чем даже самые большие подводные аппараты (некоторые из них могли работать на глубине 175 футов), [7] , и они не соскальзывали с места в суровую погоду. С этого момента самоподъемные и полуприцепные конструкции были усовершенствованы, увеличены в размерах и эффективнее с точки зрения бурения и защиты окружающей среды.

Корабельные и баржевые фасонные части

Плавающие ПБУ в форме кораблей и барж, изначально привлекательные из-за их скорости перемещения и простоты мобилизации, уменьшились в количестве по мере того, как полуприцепы и самосвалы стали более популярными.Единственным исключением было буровое судно DP, которое удерживало положение над стволом скважины с помощью подруливающих устройств и главного винта, а не системы швартовки.

  • Первой установкой, разработанной в середине 1960-х годов, хотя и не предназначенной для разведки нефти и газа, была установка Glomar Challenger , которая была разработана и принадлежала Global Marine (ныне Global Santa Fe) и была заключена по контракту с Национальным научным фондом. для глубоководного бурения по всему миру. Это судно подтвердило теорию смещения континентальных плит
  • Вслед за Glomar Challenger в конце 1960-х – начале 1970-х годов появилось несколько нефтегазовых буровых судов DP первого поколения, таких как Sedco 445
  • .
  • Впоследствии, в середине-конце 1970-х годов, были разработаны устройства DP второго поколения, такие как Ben Ocean Lancer . Ben Ocean Lancer был голландской разработкой IHC Holland, в которую также входили французские буровые установки Pelerin и Pelican , которые принадлежали французской компании Foramer (теперь Pride). Эти устройства могли бурить на глубине до ≈ 2000–3000 футов, обладали лучшей способностью удерживать станцию ​​в умеренных метео-океанских условиях и имели лучшие общие возможности бурения
  • Суда DP конца 1990-х и начала 2000-х годов могут работать на глубине воды более 10 000 футов и в два-три раза больше, чем более ранние суда DP, с чрезвычайно сложными системами удержания на месте и бурения двойного действия

Двойное бурение состоит в основном из двух комплектных буровых вышек и буровых систем на одном корпусе, так что можно выполнять одновременные операции, такие как спуск обсадной колонны во время бурения с помощью другой буровой вышки. Эти агрегаты очень дороги в строительстве и эксплуатации, но могут покрыть свою стоимость за счет предположительно более высокой эффективности. Они должны быть рассмотрены на предмет возможного использования в надлежащих условиях в качестве альтернативы стандартным однооперационным устройствам. Примеры таких условий включают:

  • Пакетное бурение подводного шаблона
  • Крупные проекты разработки по шаблону
  • Короткие глубоководные скважины
  • Скважинные ситуации, при которых более одной операции могут принести пользу общему плану

Технологическая разработка ПБУ

За свою 50-летнюю историю индустрия морского бурения претерпела всплески усовершенствований в области строительства и проектирования.Первой была концепция ПБУ в середине 1950-х годов, за которой последовал период мягкого строительства в середине 1960-х годов. В начале 1970-х годов было построено значительное количество самоподъемных и полупогружных аппаратов. Однако буму конца 1970-х и начала 1980-х годов не было равных по количеству построенных буровых установок. Начиная с конца 1980-х годов, ряд буровых подрядчиков модернизировали буровые установки, построенные в 1970-х и начале 1980-х годов, до глубоководных глубин, более суровых экологических требований и лучших возможностей бурения, вместо того, чтобы строить новые установки.Идея заключалась в том, что доставка и стоимость могут быть сокращены вдвое по сравнению с новой сборкой. Некоторые буровые подрядчики успешно построили весь свой бизнес-план на конверсии, а не на новом строительстве.

После краха нефти и газа в середине 1980-х годов был только один всплеск нового строительства, и это было в конце 1990-х. Слияния и выкупы буровых подрядчиков и буровых установок доминировали в отрасли с середины 1980-х до середины 1990-х годов. Один буровой подрядчик, Global Santa Fe, ежемесячно публикует процентное число, связанное с дневной ставкой и стоимостью строительства нового блока.Рейтинг 100% означает, что новые юниты могут быть построены с прибылью; тем не менее, процентное число оставалось в диапазоне от 40 до 60% в течение последних 15 лет или около того, со всплесками до 80%. По своей природе буровой бизнес строится на оптимизме в отношении будущего, которое не всегда может обеспечить надлежащую отдачу от инвестиций с точки зрения нового строительства или конверсии. Надеясь на будущее, контрактное бурение исторически не было консервативным и не следовало общепринятым правилам инвестирования.

В начале 2000-х годов средний возраст парка составлял более 20 лет, а некоторым единицам – более 30 лет.Мало кому меньше 5 лет. Некоторые из них были модернизированы и продлили срок службы, что означает, что при хорошем уходе и техническом обслуживании основной корпус, если он и/или буровая установка не устарели технологически, может прослужить более 40 лет, как и агрегаты в дноуглубительных работах. бизнес.

«Технологически устаревший» означает, что установка должна иметь:

1. Современные функции, такие как:

  • Защита от твердых частиц,
  • Оборудование для обработки труб и т. д.

2. Достаточно мощности для запуска всего нового оборудования

Флот в 2003 г. насчитывал примерно 390 самосвалов, 170 полуприцепов, 30 кораблей и 7 подводных аппаратов. Количество буровых установок со стационарной платформой составляет около 50, а TAD – около 25.

Будущее морского бурения

Все согласны с тем, что оффшорный буровой бизнес будет продолжать расти с упором на технические прорывы для снижения затрат на бурение. Промышленность продемонстрировала, что она может бурить на глубине до 10 000 футов и более., и может работать в самых суровых условиях, но все это требует очень высоких затрат, которые могут достигать сотен тысяч долларов в день. Сверхглубоководные скважины стоимостью более 50 миллионов долларов являются обычным явлением, а некоторые скважины стоят более 100 миллионов долларов. Очень трудно оправдать скважины, которые стоят так дорого, учитывая риски, связанные с бурением в неизвестном направлении. Задача оффшорной индустрии заключается в безопасном и экономичном бурении, что означает «экономическую технологию», при этом большую роль играют безопасность, окружающая среда, безопасность и здоровье персонала.

Каталожные номера

  1. 1,0 1,1 Silcox, W.H., et al. 1987. Морские операции. В Справочнике по нефтяной инженерии, второе издание. Ричардсон, Техас: SPE, глава 18.
  2. ↑ Барнс, К.Б., и Маккаслин, Л.С. Младший 1948. Открытие Мексиканского залива. Нефть и газ J 47 (18 марта): 96.
  3. ↑ Mobile Rig Register, восьмое издание. 2002. Хьюстон, Техас: ODS-Petrodata.
  4. ↑ Хоу, Р.Дж. 1966. Эволюция морских мобильных буровых установок.Практика бурения и добычи. АПИ-66-120.
  5. ↑ Лаборд, А.Дж. 1997. Моя жизнь и времена. Новый Орлеан, Луизиана: Laborde Print Company.
  6. ↑ Харрис, Л. М. 1957. Морское разведочное судно Humble SM-1, Отчет о проекте нефтяной инженерии. Лос-Анджелес, Калифорния: Humble Oil and Refining Co., производственный отдел, Калифорния.
  7. 7,0 7,1 Хоу Р.Дж. 1986. Эволюция технологии морского бурения и добычи. Представлено на конференции по морским технологиям, Хьюстон, Техас, 5-8 мая. ОТС-5354-МС. http://dx.doi.org/10.4043/5354-MS.

См. также

PEH: Offshore_Drilling_Units

Установки для вспомогательного бурения (TAD)

полупогружные аппараты

Примечательные статьи в OnePetro

Т. Ф. Маруччи и Д. Е. МакДэниел, 1970. Безопасность мобильных морских буровых установок, Конференция по морским технологиям, 22–24 апреля. 1321-МС. http://dx.doi.org/10.4043/1321-MS

Внешние ссылки

Американское бюро судоходства (ABS)

4 Мобильные морские буровые установки | Прорыв глубоководного горизонта скважины Макондо: уроки повышения безопасности морского бурения

• Облако углеводородов образовалось вокруг буровой установки в условиях слабого ветра и быстро расширилось, охватив большую часть буровой установки (BP 2010, 126–138 и Приложение V, 22–24).

• Работающие дизельные генераторы всасывали смесь углеводородов и воздуха через свои впускные системы, вызывая ускорение двигателей и увеличение скорости генераторов 8 и, таким образом, увеличение частоты генераторов.

• Двигатели начали разгоняться, и буровая установка потеряла мощность, что было выявлено в более позднем анализе потери потока данных на регистраторе данных в реальном времени (BP 2010, 111).

• Через несколько секунд произошли два последовательных взрыва.

• Оба работающих двигателя дизель-генератора остановлены. 9

Единственный путь, кроме прямо вверх через вышку или через вентиляционные отверстия системы MGS, по которому мог быть направлен неконтролируемый поток углеводородов, – это 14-дюймовые отклоняющие линии, которые были расположены таким образом, чтобы направлять поток за борт примерно на уровне пола вышки ( см. рис. 4-2). Приведенные выше показания свидетельствуют о том, что этого не произошло, и вопрос о том, почему не было потока углеводородов по этому пути, остается нерешенным. 10 Согласно анализу BP, поток углеводородов из отклоняющего устройства за борт мог задержать образование взрывного облака, окружавшего буровую установку (BP 2010, 128).

Поскольку буровая установка пострадала от потери мощности, взрывов и пожара, бригада мостика отреагировала, но процесс принятия решения был затуманен. Офицер динамического позиционирования вручную активировал общую тревогу, и она отправила Первомайские сообщения. 11 Старшие офицеры спорили о том, был ли отдан приказ об аварийном отключении нижнего морского стояка от противовыбросового превентора (ПВО), и у них возник конфликт по поводу того, кто имел полномочия отдавать этот приказ, капитан или ОИМ . 12 Прежде чем капитан и OIM завершили обсуждение запуска EDS, руководитель подводного плавания уже предпринял попытку сделать это, но безуспешно (USCG 2011). Панели индикации показали, что произошло отключение, но он определил, что MODU все еще был подключен к стояку (USCG 2011).

____________________

8 Свидетельские показания Дугласа Брауна, 26 мая 2010 г., Слушание перед Объединенной следственной группой Deepwater Horizon , 93-94.

9 Свидетельские показания Стивена Бертона, 19 июля 2010 г., Слушание перед Объединенной следственной группой Deepwater Horizon , 35-36.

10 Свидетельские показания Мики Санделла, 29 мая 2010 г., слушание перед Объединенной следственной группой Deepwater Horizon , 9-11.

11 Показания Андреа Флейтас, 5 октября 2010 г., слушание перед Объединенной следственной группой Deepwater Horizon , 14.

12 Свидетельские показания Дона Уинслоу, 23 августа 2010 г., 450-451, и Стивена Бертона, 19 июля 2010 г., 39, Слушание перед Объединенной следственной группой Deepwater Horizon .

NOAA реагирует на посадку буровой установки Shell Kulluk на мель в заливе Аляска

ОБНОВЛЕНО ЯНВАРЬ. 4 февраля 2013 г. — Мобильная буровая установка Kulluk, плавучая буровая установка Shell Oil длиной 266 футов, села на мель у побережья острова Кадьяк, Аляска, после того, как столкнулась с суровыми погодными условиями во время буксировки из Датч-Харбора, Аляска. Управление реагирования и восстановления NOAA поддерживает береговую охрану США в ответ на посадку на мель.

Два буксира буксировали «Куллук» с места бурения в море Бофорта на юг в Сиэтл, штат Вашингтон., для зимнего обслуживания, начиная с 28 декабря, у буксиров возникли проблемы с двигателем, и они потеряли связь с буровой установкой из-за плохой погоды и волнения примерно в 25 милях к югу от острова Кадьяк. Буксирные канаты были временно восстановлены. Однако, когда буксирные суда вели «Куллук» к убежищу в западной части пролива Ситкалидак, примерно в 20 милях от него, из-за штормовой погоды главный буксир снова потерял связь, и буровая установка села на мель в сильном волнении моря. .

Наш координатор научной поддержки на Аляске предоставляет продукты для моделирования береговой охране на случай, если примерно 140 000 галлонов дизельного топлива на борту буровой установки начнут вытекать.Он также координировал пользовательские местные прогнозы погоды с Национальной метеорологической службой и участвовал в одном из нескольких аэрофотосъемок стоящей на земле буровой установки. Мы отправили специалиста по управлению информацией для помощи на командный пункт в Анкоридже, Аляска, и собираем данные по мере их появления в Arctic ERMA, онлайн-инструменте NOAA GIS для реагирования на экологические бедствия.

По состоянию на вечер 2 января реагированием завершена частичная оценка состояния буровой установки и топливных баков, которая была затруднена из-за неблагоприятных условий.Утечек нефти обнаружено не было, и буровая установка кажется неповрежденной в том месте, где она приземлилась у скалистого берега. Следующим шагом является завершение оценки и планирование повторной мобилизации буровой установки. Следует отметить тот факт, что берега острова Кадьяк, где села на мель буровая установка, попадают в критическое место обитания находящихся под угрозой исчезновения белоплечих морских львов.

Вид из Arctic ERMA, показывающий расположение севшей на мель буровой установки «Куллук» на острове Ситкалидак, Аляска, и критическое место обитания сивучей. Нажмите, чтобы увеличить.

Государственные и федеральные агентства оценивают ущерб, наносимый природным ресурсам в результате потенциального выброса дизельного топлива из реки Куллук. Буровая установка расположена недалеко от двух лососевых ручьев, района, где добывают моллюсков-бритв для пропитания, и запланированного промысла дубильных крабов, который, как ожидается, откроется 15 января. Отбор проб моллюсков, отложений и воды вокруг буровой установки позволит NOAA оценить ущерб. если топливо будет выпущено и, возможно, загрязнит окружающую территорию. Однако, поскольку этот район находится в отдалении, поездка туда для выполнения этих сэмплов будет сложной задачей.Для получения официальных обновлений от Объединенного командования по этому инциденту посетите https://www.piersystem.com/go/site/5507/ и https://twitter.com/KullukResponse.

.