Суда снабжения и тендерные суда

FPS – Floating Production System:

• FPSO – Floating Production, Storage and Offloading;

• FSO – Floating Storage and Offloading;

• FSU – Floating Storage Unit;

FSO – плавучая система для хранения и выгрузки нефтепродуктов, как правило, это судно или плавучая баржа, имеющая корпус, содержащий цистерны для хранения добытой нефти, и средство для выкачивания нефти из резервуаров. Эти установки не имеют никакого производственного и технологического оборудования.

FPSO - плавучая система нефтедобычи, хранения и выгрузки, которая, кроме возможности хранить и разгружать нефть, включает также оборудование для получения сырой нефти из добывающих скважин и обработки ее для экспорта, разделяя воду и газ.

FPS – плавучая система нефтедобычи: это общий термин для описания любого плавучего устройства, предназначенного для получения сырой нефти из добывающих скважин и ее обработки. Эта система может не иметь оборудования для хранения, в этом случае нефть будет передаваться с помощью трубопровода на берег или на ближайшую FSO.

FSU – плавучее хранилище; плавучее устройство, предназначенное исключительно для хранения нефти. Экспорт может осуществляться с помощью трубопровода на береговое устройство, в отличие от выгрузки на танкеры снабжения. Иногда данная аббревиатура используется как синоним к FSO.

FDPSO – новый тип судна, появившийся в 2009г, оснащенный буровой установкой. Причем, буровой модуль может быть снят и использован в другом месте. В настоящее время существует одно такое судно принадлежащее компании PROSAFE: “FDSPO Azurite”

Плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти – Floating Production, Storage and Offloading (fpso)

Используются при добыче нефти в открытом море. Нефть и газ поступает в установку с близлежащих платформ и хранится до отгрузки в нефтеналивное судно или отправки по нефтепроводу.

Огромным преимуществом эксплуатации судов FPSO является исключение затрат на прокладку километров трубопроводов от месторождения до берегового терминала. Производственное оборудование судов FPSO позволяет призводить освоение небольших месторождений нефти либо глубоководных месторождений в дали от уже существующей подводной инфраструктуры. Причем при производстве на небольших месторождениях, запасы которых могут быть исчерпаны уже через 1,5-2 года, отпадает необходимость установки дорогостоящих нефтяных платформ. Когда месторождение отработано, судно переходит к разработке следующего.

На плавучей установке может происходить сепарация нефти. Однако предпочтительно осуществлять первичную сепарацию на нефтепромысловой платформе для экономии места в резервуарах плавучей платформы.

Суда типа FPSO используются для разработки нефтяных полей по всему миру с конца 70-х годов. В большинстве своем они работают в районах Северного моря, Бразилии, Южно-Китайского моря, Средиземного моря, Австралии и западного побережья Африки.

Системы удержания плавучих буровых средств на точке бурения. Назначение. Типы

Назначение

Системы предназначены для удержания в заданных пределах отклонения бурового плавучего средства (БС или ППБУ) от оси бурящейся скважины в горизонтальном направлении.

Обычно горизонтальное перемещение бурового плавучего средства (БПС) не превышает 5…6 % глубины моря. Вместе с тем в большинстве случаев бурят при горизонтальном перемещении, равном 2…3 % глубины моря.

Радиус максимального отклонения: R = 0,06 H,

где 0,06 - максимальное относительное отклонение, ограничиваемое напряжениями в трубах водоотделяющей колонны и углом отклонения нижнего шарнирного, шарового или другой конструкции соединения;

Н - глубина моря, м.

В зависимости от глубины моря Н все ПБС оснащают одной из четырех возможных систем удержания на точке бурения:

• при глубинах моря до 200 м – с помощью якорных цепей или тросов либо комбинированной системы (якорных цепей и тросов);

• на глубинах моря более 200 м – с помощью динамической системы стабилизации (динамического позицирования).

Якорные системы

Система заякоривания включает якорные цепи, лебедку, стопорное устройство, роульс (устройство для изменения направления перемещения якорного троса).

В зависимости от местных условий, характеристики бурового плавсредства и других факторов применяют различные схемы расположения якорных цепей или канатов относительно БПС.

а, б, в - симметричные системы; г, д, е - системы с якорными канатами (п = 8), расположенными соответственно под углом 45 -90° друг к другу, под углом 30-70° к оси платформы и под углом 30- 60° к продольной оси судна

Рисунок – Схема типовых вариантов систем заякоривания

Якорные цепи или тросы выбирают в зависимости от ожидаемой нагрузки на них, глубины моря, характеристики рабочего оборудования, стоимости, наличия пространства для палубных устройств и других факторов.

Для заякоривания применяют два типа плоскозвенных цепей с распоркой: цепь со сваренными встык звеньями и замковую цепь.

В большинстве случаев для заякоривания применяют металлические канаты диаметром 57…76 мм (иногда до 90 мм). Преимущества металлических канатов: масса каната в морской воде в 5 раз меньше, чем масса цепи, и стоимость каната почти вдвое ниже стоимости цепи. Недостаток металлического каната заключается в том, что вследствие малой массы требуется большее развертывание троса до необходимой величины тангенциальной кривой провисания, а также в случае выхода каната из строя его следует заменять по всей длине. Масса нейлонового каната в 2 раза меньше массы металлического каната.

Якорные системы оснащают комплектом оборудования для регулирования натяжения якорных канатов, который включает тензометры и записывающую аппаратуру, непрерывно управляющую натяжением якорного каната и извещающую оператора об изменении высоты волны или направления ветра. Системой натяжения управляют с пульта на основе информации, получаемой от датчиков, установленных на тросах.

Система динамической стабилизации

На глубинах моря более 200 м якорные системы стабилизации не обеспечивают требуемые допускаемые отклонения ПБС от вертикальной оси устья бурящейся скважины, становятся массивными, и их применение неэффективно. По этим причина на глубинах более 200 м используют динамические системы стабилизации (динамического позицирования), которые по сравнению с якорными системами удержания имеют следующие преимущества:

• обеспечивают требуемую технологией бурения точность позицирования ПБС;

• осуществляют быстрое изменение курса БС или ППБУ в целях уменьшения бортовой и вертикальной качек;

• обеспечивают быстрый уход с точки бурения и возврат на нее ПБС.

Система динамической стабилизации представляет собой замкнутую цепь автоматического управления. Она включает:

• цепь обратной связи с датчиками, определяющими координаты продольного и поперечного перемещений по осям x, y и угол поворота ф ПБС относительно принятых неподвижных координат;

• блок сравнения, который определяет отклонения Ax, Ду, Дф действующего положения ПБС от его начального расчетного положения x0, y0, ф0;

• пульты управления, имеющие прямую и обратную связи с двигателями и гребными винтами, рассчитывающие и подающие с командного пункта на двигатели и гребные винты команды для возвращения ПБС в начальное положение;

• подруливающие устройства (двигателей и гребных винтов), обеспечивающие перемещение судна на величину Ax, Ду и Дф и возвращение его в начальное положение.

На автоматизированном пункте управления универсальная цифровая ЭВМ по цепи обратной связи получает данные от внешних датчиков о положении ПБС в определенный момент. При этом угол поворота ф определяют гирокомпасом, а координаты x, y вычисляются системой акустического измерения AMS (Acoustic Measuring System). Эти данные имеют высокую точность, их используют в системе динамической стабилизации.

В случае возможных помех, во избежание прерывания сигналов о положении ПБС, причиной которых может быть прохождение косяка рыбы или выброс грязи, на ПБС установлены дополнительные датчики: отвесный креномер стояка, ультразвуковой гидролокатор (сонар), которые заменяют первичные источники акустического измерения. ЭВМ, получая и подтверждая данные о положении ПБС, вычисляет его перемещения относительно начального положения, рассчитывает продольные и поперечные усилия и вращающий момент, необходимые для его возврата в начальное положение, и подает команду на подруливающие устройства.

Рисунок – Типовые схемы расположения гребных винтов и подруливающих устройств на буровом судне (я) и (б):

Для мгновенного противодействия порывам ветра, не дожидаясь его влияния на ПБС, в ЭВМ предусмотрена цепь опережения. Данные о направлении и скорости ветра поступают от анемометра и флюгера.

При выходе из строя системы акустического измерения ЭВМ автоматически подключается к вспомогательным источникам: креномеру с отвесом, креномеру стояка и другим источникам.

В целях надежного круглосуточного функционирования системы динамической стабилизации ее блоки дублированы, они представляют две параллельно замкнутые цепи автоматического управления. Для повышения надежности функционирования наряду с параллельным в схеме предусмотрено и перекрестное дублирование.

В системе динамической стабилизации имеются две ЭВМ: одна работает, а вторая в резерве. В случае неисправности работающей ЭВМ осуществляется автоматическое переключение на резервную ЭВМ. Система автоматической стабилизации включается в работу и контролируется оператором с главного пульта управления. Кроме этого, буровой мастер имеет пульт управления меньшего размера, который установлен на буровой площадке.

Основная часть электрического оборудования системы динамической стабилизации размещена в отдельном специальном помещении - зале управления (два гирокомпаса, две ЭВМ, два шкафа управления периферийными устройствами, две системы АМ, два телетайпа, шкаф общих цепей, главный пульт управления). В специальном зале, вблизи зала управления, установлены батареи питания, выпрямители и преобразователи напряжения. Остальные устройства размещены на борту ПБС. Гидрофоны и преобразователи запроса обычно устанавливают на углах квадрата или прямоугольника вокруг шахты.

На ПБС применяют различные сочетания горизонтальных продольных и поперечных подруливающих устройств. Мощность и расположение подруливающих устройств выбирают с учетом получения максимальной поперечной и продольной тяги, вращающего момента и обеспечения противодействия внешним силам, даже при аварии одного или нескольких подруливающих устройств. Поэтому тяга, развиваемая двигателями винтов, должна быть примерно на 50-100 % больше средней тяги, рассчитанной при проектных значениях ветровой нагрузки и силы течения. Соответственно должен быть запас мощности, определяемый разностью между максимальным тяговым усилием и усилием, необходимым на преодоление средних нагрузок.