Достаточного опыта бурения разведочных скважин на шельфе с моноопорных оснований пока нет ни в нашей стране, ни за рубежом. Поэтому специалистам, желающим использовать такую схему бурения на практике, приходится сталкиваться с проблемой отсутствия специальной и справочной литературы по вопросам проектирования и эксплуатации моноопорных оснований.
Приведенные в этой книге методики расчета статического и динамического напряженно-деформированного состояния моноопорных оснований позволяют проектировщикам оценивать и х работоспособность при эксплуатации практически в любых условиях. Вместе с тем процесс принятия решения о возможности и рациональности использования моноопоры с теми или иными характеристиками требует выполнения комплексного анализа. Как уже отмечалось, это связано с тем, что с момента установки и до момента извлечения из грунта дна моноопора может находиться в различных гидрологических условиях и при различных видах и сочетаниях нагрузки.
В этом разделе приведены вычисленные по методу начальных параметров значения допустимых высот моноопор из серийно выпускаемых промышленностью труб. Эти значения сведены в табл. 5.2-5.5 в зависимости от схемы эксплуатации (I и III) и вида нагружения верхнего конца моноопоры. На основе совместного анализа табличных значений предложена и обоснована методика выбора параметров моноопоры, при которых гарантируется надежность и эффективность ее эксплуатации в течении всего периода времени с момента установки на точке бурения до момента извлечения из грунта.
Табл. 5.2 и 5.3 составлены для эксплуатационного периода, когда с моноопоры, находящейся соответственно вне плавоснования и внутри его проема, осуществляется процесс бурения. В этот период верхний конец моноопоры нагружен силами тяжести буровых механизмов и технологической, а высота морских волн не превышает 1,5 м. Результаты приведены для следующих условий нагружения моноопоры: буровые механизмы, установленные на платформе моноопоры, имеют массу 2500 кг и расположены с эксцентриситетом е = 0,25 м относительно ее оси; максимальное смещение центра масс буровых механизмов по высоте направляющих стоек в процессе выполнения технологических операций — 2 м; превышение моноопоры над уровнем моря — 2 м; максимальные растягивающая и сжимающая технологические силы соответственно 60 и 25 кН (без учета коэффициента запаса). В случае эксплуатации моноопоры в проеме плавоснования полагалось: ширина проема плавоснования Оп = 1 м; толщина стенки направляющей трубы 6н = 0,01 м; максимально возможный дрейф плавоснования Amax = 1 м; плавоснование не защищает моноопору от волнового давления.
Таблица 5.2
Допустимая расчетная высота моноопор из труб промышленного сортамента, эксплуатируемых при бурении по схеме вне плавоснования
|
Толщина |
|
|
Диаметр, 10 |
3 м |
|
|
|
|
стенки трубы, м |
168 |
219 |
273 |
324 |
377 |
426 |
508 |
|
|
Предел текучести материала труб 550 МПа |
|
|
|
0,010 |
|
||||||||||||||||
|
0,014 |
|
|
|
Предел текучести материала труб 750 МПа |
|
|
|
0,010 |
|
||||||||||||||||
|
0,014 |
|
Таблица 5.3
Допустимая расчетная высота моноопор из труб промышленного сортамента, эксплуатируемых при бурении по схеме в проеме плавоснования
|
Толщина стенки трубы, м |
|
|
0,010 0,014 Примеча труб диамет основания ( стенками. |
31 33 ния. 1. Пре ром 168 мм см. табл. 5 |
дел текуче результат .2), так ка |
сти матери идентичен к моноопо] |
ала труб 5 схеме экс а не всту |
55 55 50-750 МГ плуатации пает в кон |
61 61 а. 2. Для вне плавтакт с его |
Расчетные высоты, указанные в табл. 5.2 и 5.3, установлены из условия, что максимальные напряжения в моноопоре и углы поворота ее верхнего сечения не должны превышать допустимых значений. За предельно допустимое напряжение принято [о] = от/1,2. Предельно допустимый угол поворота верхнего сечения определен равным 9°.
Табл. 5.4 и 5.5 составлены для периода ожидания прекращения шторма, когда бурение прекращено и плавоснование от моноопоры отведено. В табл. 5.4 приведены результаты для случая, когда буровые механизмы с верхнего конца моноопоры сняты, а в табл. 5.5 — когда механизмы массой 2500 кг на моноопоре оставлены и расположены с эксцентриситетом е = 0,25 м относительно ее оси. Допустимая расчетная высота моноопоры
Таблица 5.4
Допустимая расчетная высота трубчатых моноопор со свободным верхним концом для периода отстоя вне плавоснования
|
Толщина |
Диаметр трубы, 10 3 м |
|
стенки трубы, м |
168 |
219 |
273 |
324 |
377 |
426 |
508 |
|
|
Предел текучести материала труб 550 МПа |
|
|
|
0,010 |
|
||||||||||||||||
|
0,014 |
|
|
|
Предел текучести материала труб 750 МПа |
|
|
|
0,010 |
|
||||||||||||||||
|
0,014 |
|
Таблица 5.5
Допустимая расчетная высота трубчатых моноопор, нагруженных буровыми механизмами массой 2500 кг для периода отстоя вне плавоснования
|
Толщина |
|
|
Диаметр, 10 |
3 м |
|
|
|
|
стенки трубы, м |
168 |
219 |
273 |
324 |
377 |
426 |
508 |
|
|
Предел текучести материала труб 550 МПа |
|
|
|
0,010 |
|
||||||||||||||||
|
0,014 |
|
|
|
Предел текучести материала труб 750 МПа |
|
|
|
0,010 |
|
||||||||||||||||
|
0,014 |
|
для этого периода определена из условия, что максимальные напряжения в моноопоре не превышают величины [о] = от/1,2 при высоте морских волн до 3 м. Технологические ограничения на величину угла поворота верхнего сечения в этом случае не накладывались.
При вычислении данных всех четырех таблиц предполагалось: моноопора изначально установлена под углом ф = 0,5° к вертикали; расчетная высота моноопоры превышает глубину моря на 4 м. В табл. 5.2, 5.4 и 5.5 в числителе указана расчетная высота моноопоры, при которой максимальные статические напряжения и (или) углы поворота ее верхнего сечения начинают превосходить их допустимые значения. В знаменателе этих таблиц указана расчетная высота моноопоры, при которой амплитуды напряжений и углов поворота верхнего сечения моноопоры, возникающие в результате резонансных эффектов, превосходят их допустимые значения. Приведенные в таблицах значения допустимых высот вычислены с точностью до 1 м.
Прочность моноопоры при любой схеме ее эксплуатации должна быть достаточной, чтобы не повлечь разрушений в процессе непосредственно бурения при высоте морской волны до 1,5 м и в период отстоя на время шторма при высоте морской волны до 3 м. Заранее определить условия нагружения, при которых в моноопоре возникает наихудшее напряженно- деформированное состояние, трудно. Связано это с тем, что потеря несущей способности моноопоры (превышение допустимых напряжений и углов поворота верхнего сечения) может носить как статический, так и динамический, обусловленный периодическим действием волновой нагрузки, характер. Приводящие к динамической потере несущей способности резонансные режимы могут возникать при различном сочетании нагрузок и высот волн. Проиллюстрируем это на примере.
Для схемы эксплуатации вне плавоснования наихудшие условия нагружения рационально спроектированной моноопоры с точки зрения ее статического напряженно-деформированного состояния соответствуют периоду выполнения рабочих операций, приводящих к возникновению растягивающей технологической силы (см. раздел 5.2). Например, при эксплуатации вне плавоснования моноопоры диаметром 0,377 м расчетной высотой 38 м в условиях высот волн 0,25-1,5 м возникающее в ней при действии растягивающей технологической силы Р = 60 кН максимальное напряжение составляет около 250 МПа. Собственная частота колебаний моноопоры при этом значительно меньше частоты волновой нагрузки. Поэтому напряжениями динамического характера при анализе ее напряженного состояния можно пренебречь.
При ухудшении погоды бурение с моноопоры прекращают, и плавоснование отводят от нее на безопасное расстояние. Как правило буровые механизмы при этом снимают с моноопоры.
Если механизмы снимают, то даже при увеличении высоты волны до 3 м статическое напряженное состояние в моноопоре остается менее опасным, чем при высотах волн до 1,5 м и при наличии в составе внешней нагрузки сил технологической Р и тяжести буровых механизмов Р1.
Однако освобождение верхнего конца моноопоры от действия сил Р и Р1 приводит к значительному повышению первой собственной частоты колебаний моноопоры. Для моноопоры рассматриваемых параметров она принимает значение 1,64 рад/c. При высоте волны 1,15 м это значение практически совпадает с частотой волновой нагрузки. Поэтому при такой (резонансной) высоте волны на напряженное состояние моноопоры значительное влияние оказывают динамические эффекты. Для рассматриваемой моноопоры амплитуды динамических напряжений составляют около 530 МПа. Следовательно, напряженное состояние моноопоры со свободным верхним концом, несмотря на меньшие значения статических напряжений, оказывается хуже ее напряженного состояния при действии сил тяжести и технологической.
Анализируя данные табл. 5.2 и 5.4, можно установить, что для моноопор с относительно малыми внешними диаметрами (до 0,324 м включительно), эксплуатирующихся вне плавоснования, опасные резонансные режимы и максимально возможные высоты можно определять, ограничиваясь проверкой на допустимость напряженно-деформированного состояния для случая присутствия в составе внешней нагрузки технологических сил, т.е. по табл. 5.2. Причем значение максимально возможной высоты моноопоры допустимо находить на основе результатов только статического расчета. При этом, как правило, условие прочности (о < [о]) не является определяющим. В большинстве случаев критерием здесь становится допустимость угла поворота верхнего сечения моноопоры при направленной вверх технологической силе 60 кН.
Максимально возможные высоты моноопор больших внешних диаметров для схемы эксплуатации вне проема плавоснования находят в результате анализа их динамического напряженного состояния в период отстоя на время шторма по табл. 5.4. Значения этих высот определяют из условия допустимости возникающих в моноопоре резонансных напряжений (на величину угла поворота верхнего сечения здесь ограничения не накладываются). Промежуточные опасные резонансные режимы находят в результате расчета динамического напряженно- деформированного состояния моноопоры, нагруженной технологическими силами, т.е. по табл. 5.2.
Таким образом, если на период отстоя буровые механизмы с моноопоры снимать, то вывод о ее эксплуатационной пригодности может быть сделан: а) для моноопор малых внешних диаметров — на основе оценки напряженно-деформированного состояния только в период бурения по табл. 5.2; б) для моноопор больших внешних диаметров — по табл. 5.2 и на основе дополнительной оценки возможности возникновения резонансных режимов в период отстоя по табл. 5.4.
Если на время ожидания прекращения шторма буровые механизмы оставляют на моноопоре, то собственная частота р колебаний моноопоры близка к ее частоте в период выполнения технологических операций и значительно ниже, чем при абсолютно свободном от нагрузки верхнем конце (см. например, рис. 5.10, а). Для рассмотренной выше моноопоры диаметром 0,377 м и расчетной высотой 38 м при нагружении верхнего конца только силой тяжести буровых механизмов массой 2500 кг значение р составляет 0,59 рад/с. Поскольку в диапазоне высот волн от 0,25 до 3 м частота волновой нагрузки ю не опускается ниже 1 рад/c, то резонансных эффектов, как и в период бурения, не возникает.
Более того, так как в этом случае всегда остается ю/р > > 1,4, то, как было показано в разделе 4.5, динамической составляющей напряжений в моноопоре можно пренебречь и полагать, что периодический характер волновой нагрузки не оказывает существенного влияния на ее напряженное состояние. Ограничившись статическим расчетом, можно определить, что максимальное напряжение в рассматриваемой моноопоре при высоте волн до 3 м всегда остается меньше 220 МПа.
Следовательно, с целью исключения опасных резонансных режимов в период отстоя с моноопор больших диаметров, эксплуатируемых на больших глубинах моря, целесообразно буровые механизмы не снимать. За счет этого можно повысить максимально допускаемую высоту моноопоры (см. данные табл. 5.2, 5.4 и 5.5). Для моноопор с малыми диаметрами допускаемую высоту определяют на основе анализа их напряженно-деформированного состояния в период бурения по табл. 5.2. Сохранение буровых механизмов на период отстоя на моноопоре малого диаметра не приведет к положительным результатам.
Сравнивая данные табл. 5.2 и 5.5, можно установить, что если не снимать буровые механизмы с моноопоры на период отстоя, то это приводит к расширению области их высот, опасных с точки зрения возникновения резонансных эффектов. Поэтому при использовании такого варианта отстоя вывод об эксплуатационной пригодности моноопоры заданных характеристик можно сделать всегда только на основе совместного анализа данных табл. 5.2 (напряженно-деформированное состояние моноопоры вне плавоснования в период бурения) и данных табл. 5.5 (напряженно-деформированное состояние нагруженной моноопоры в период отстоя).
Для моноопор, находящихся в процессе бурения в проеме плавоснования, опасные резонансные режимы и максимально возможные высоты следует определять из совместного анализа данных табл. 5.3 и 5.4, если во время отстоя предполагается снимать механизмы с моноопоры, или данных табл. 5.3 и 5.5, если на этот период механизмы предполагается на ней оставлять. В первом случае наступление предельного состояния в моноопоре, как правило, всегда будет связано с возникновением динамических резонансных эффектов в период отстоя. Поэтому здесь при оценке максимально допустимой высоты моноопоры можно ориентироваться на меньшее число в знаменателе табл. 5.4.
Сравнительный анализ данных табл. 5.2 и 5.3 позволяет сделать вывод, что повысить допустимую высоту моноопоры можно за счет перехода от схемы эксплуатации III (вне плавоснования) к схеме I (в проеме плавоснования). Особенно эффективно изменение схемы эксплуатации при использовании моноопор малых и средних внешних диаметров.
Результаты, приведенные в табл. 5.2-5.5, позволяют в целом утвердительно ответить на вопрос о перспективности бурения с моноопорных оснований на больших площадях морского шельфа. Данные этих таблиц при сходных условиях эксплуатации могут быть взяты за основу при проектировании моноопорных оснований на практике.
В заключение рассмотрим два примера практического выбора рациональных параметров моноопоры по данным табл. 5.2-5.5.
Пример 1. Выбрать рациональные характеристики труб моноопоры для бурения на глубине акватории 25 м по схеме в проеме плавоснования при высоте морской волны до 1,5 м и схему безопасного отстоя вне плавоснования на время шторма при высоте морской волны до 3 м.
Порядок определения
Необходимая расчетная высота моноопоры должна быть большей глубины акватории на 4 м, т.е. должна составлять 29 м.
По табл. 5.3 определяем, что прочность моноопоры с расчетной высотой 29 м при бурении по схеме в проеме плавосно- вания обеспечивается, если использовать трубы со следующими минимально допускаемыми характеристиками: диаметр 0,219 м, толщина стенки 0,01 м, предел текучести 550 МПа. Допускаемая высота моноопоры с этими характеристиками составляет 31 м, т.е. на 2 м больше фактически необходимой.
Если на период отстоя буровые механизмы с моноопоры снимают, то по табл. 5.3 устанавливаем, что у моноопоры из труб с выбранными по п. 2 характеристиками при высоте 29 м возникает резонансный режим.
Если на период отстоя буровые механизмы с моноопоры не снимать, то для решения поставленной задачи необходимо использовать трубы диаметром не менее 0,273 м.
Окончательное решение можно принимать из оценки следующих вариантов выбора характеристик труб моноопоры: а) использовать трубы диаметром 0,219 м, но с другими значениями толщины стенки и предела текучести, позволяющими выйти из прежней области резонансного режима; б) использовать трубы диаметром 0,273 м.
При диаметре моноопоры 0,219 м с характеристиками по п. 2 выйти из области резонансного режима, включающей расчетную высоту 29 м, можно тремя способами (см. табл. 5.4):
использовать трубы с той же толщиной стенки 0,01 м, но с пределом текучести 750 МПа (резонансный режим возникает при высоте 30 м);
использовать трубы с тем же пределом текучести 550 МПа, но с толщиной стенки 0,014 м (резонансный режим возникает при высоте 30 м);
использовать трубы с толщиной стенки 0,014 м и пределом текучести 750 МПа (резонансный режим возникает при высоте 31 м).
Пример 2. Выбрать рациональные характеристики труб моноопоры для бурения на глубине акватории 40 м по схеме вне плавоснования при высоте морской волны до 1,5 м и схему безопасного отстоя на время шторма при высоте морской волны до 3 м.
Порядок определения
Необходимая расчетная высота моноопоры должна быть больше глубины акватории на 4 м, т.е. составлять 44 м.
По табл. 5.2 определяем, что прочность моноопоры с расчетной высотой 44 м при бурении по схеме вне плавоснования обеспечивается, если использовать трубы со следующими минимально допустимыми характеристиками: диаметр 0,377 м, толщина стенки 0,014 м, предел текучести 550 МПа.
Если на период отстоя буровые механизмы с моноопоры снимают, то по табл. 5.4 устанавливаем, что высота 44 м моноопоры диаметром 0,377 м с любой толщиной стенки и пределом текучести материала труб находится в области опасных резонансных режимов.
Если на период отстоя буровые механизмы на моноопоре оставить, то по табл. 5.5 устанавливаем, что указанная в п. 2 моноопора обладает достаточной статической прочностью и ее эксплуатация безопасна с точки зрения возможности возникновения резонансных режимов. Поэтому при оставлении на период отстоя буровых механизмов на моноопоре ее минимально допустимые характеристики должны быть следующими: диаметр 0,377 м, толщина стенки 0,014 м, предел текучести 550 МПа.
Из табл. 5.4 видно, что опасные резонансные режимы в моноопоре высотой 44 м, оставленной на период шторма со свободным (не нагруженным) верхним концом, не возникают только в случае, если она обладает следующими минимальными характеристиками: а) диаметр 0,508 м, толщина стенки 0,014 м, предел текучести 550 МПа или б) диаметр 0,508 м, толщина стенки 0,01 м, предел текучести 750 МПа.
Диаметр моноопоры, составляющий 0,377 м, меньше диаметра 0,508 м в 1,35 раз и, как следствие, меньше расход металла, трудоемкость изготовления, транспортировки и эксплуатации моноопоры из труб меньшего диаметра. В конечном счете выше производительность и меньше стоимость бурения разведочных скважин с моноопоры меньшего диаметра. Поэтому с такой точки зрения предпочтительнее оставлять на период шторма буровые механизмы на моноопоре. Однако следует учитывать, что при большой высоте волн буровые механизмы на моноопоре заливаются морской водой, т.е. подвергаются нежелательному воздействию агрессивной морской среды.
Одним из решений, позволяющим избежать резонансных режимов и одновременно обезопасить буровые механизмы от агрессивного воздействия морской среды, может быть следующее. На время шторма буровые механизмы с моноопоры снять на плавоснование. На моноопоре на этот период можно оставить платформу и при необходимости загрузить ее, например, буровым забивным снарядом (ударной бабой) или любым балластом расчетной массы.
