Результаты исследования коэффициента утилизации плавучих технологических платформ для добычи и хранения углеводородов

В вопросах проектирования морских судов и плавучих сооружений, посвященных определению основных элементов и характеристик судна, метод последовательных приближений представляется как один из основных. На начальном этапе проектирования прежде всего назначаются требуемые параметры и закладываются основы будущего судна, его элементы и характеристики, которые на последующих стадиях уточняются. Особенностью науки проектирования является то, что аналитическое решение задачи по определению неизвестных элементов судна/платформы в процессе разработки проекта практически невозможно. Это связанно с большим количеством неизвестных элементов, что не позволяет определить их путем составления соответствующего числа уравнений, выражающих те или иные качества судов [1].

В фундаментальных работах по проектированию судов [2, 3, 4] предлагается делить все неизвестные величины на две группы [1]:

• главные неизвестные, имеющие решающее значение, которым должен удовлетворять проектируемый объект (водоизмещение полное и порожнем , вместимость корпуса, мощность СЭУ, главные размерения и коэффициенты формы);

• второстепенные неизвестные, влияние которых на качества проектируемого объекта является влиянием второго порядка (составляющие нагрузки масс).

Определение главных размерений целесообразно выполнять путем совместного решения уравнений теории проектирования судов, описывающих основные мореходные и эксплуатационные качества морского сооружения - плавучесть, остойчивость и вместимость [2].

Во главе всего на начальных стадиях проектирования, к примеру морских транспортных судов принципиальным остается вопрос определения водоизмещения, которое можно определить при известном значением коэффициента утилизации: отношением между его главным параметром и полным водоизмещением.

Данным подходом также можно пользоваться при определении водоизмещения и главных размерений плавучих технологических платформ. База данных коэффициентов утилизации водоизмещения морских транспортных судов постоянно пополняется, однако доступные сведения об определение коэффициента утилизации водоизмещения морских плавучих технологических платформ отсутствуют.

Современные плавучие технологические платформы выполняют широкий спектр задач, связанных с добычей углеводородов на глубоководном шельфе. Условно, по выполняемым функциям можно разделить все технологические платформы на следующие типы [5]:

• Floating Production Unit (FPU) - выполняют функции добычи, переработки добытого сырья и отгрузки полученных продуктов по трубопроводу на берег либо в плавучее хранилище (FSO);

• Floating Storage and Offloading (FSO) – плавучее нефтехранилище, эксплуатируется совместно с FPU;

• Floating Production Storage and Offloading (FPSO) - объединяют функции платформ FPU и FSO, имеют оборудование для переработки, хранения и отгрузки добытых углеводородов на челночный танкер;

• Floating Production Drilling Storage and Offloading (FPDSO) - платформа FPSO с буровым оборудованием для строительства эксплуатационных скважин.

Плавучие технологические платформы, которых в мире насчитывается в настоящее время около 400 единиц, с близкими функциональными возможностями (рис.1), могут иметь различные архитектурно - конструктивные типы, в том числе и с традиционной судовой формой (208 - FPSO, 4- FLNG 2- FPDSO ), полупогружные установки (ППУ) (53 – FPU), платформы на натяжных связях (TLP) (19 - FPU), платформы цилиндрической формы корпуса значительной (Spar) (25 – FPU, 1 - FPSO), и малой осадки (BUOY, 5 – FPSO) (рис.2). Это объясняется различием между внешними условиями на месторождениях, составом добываемого продукта и удаленностью относительно берега.

Преобладание FPSO судового типа над другими типами плавучих добывающих систем обусловлено тем, что данные платформы:

• многофункциональны, обеспечивают добычу и переработку сырья, а также его хранение и отгрузку;
• имеют достаточные палубные площади для размещения технологического комплекса;
• обладают значительной грузовместимостью;
• пригодны для разработки глубоководных и удаленных от берега нефтегазовых месторождений, где прокладка трубопровода весьма затруднительна;
• являются экономически эффективным решением для разработки небольших месторождений, так как при их выработке могут быть оперативно перемещены на другую точку эксплуатации;
• могут быть использованы в сочетании с другими техническими средствами (стационарной платформой, подводной инфраструктурой, TLP и т.д.) и поэтому гибко приспосабливаются к условиям новых месторождений при повторном использовании.

Принцип определения водоизмещения через коэффициент утилизации может быть использован для платформ FPSO судовой формы корпуса и BUOY. В качестве главного параметра принимается грузоподъемность – масса добытой нефти для хранения в корпусе и последующей отгрузки на челночный танкер. Обобщенные результаты, показывают что коэффициент утилизации платформ различной формы корпуса варьируется в широком диапазоне от 0,1 до 0,9.

Значительный разброс данного коэффициента для платформ судовой формы корпуса можно объяснить следующими факторами:

• Система удержания. Применяются системы удержания 3 основных типов, которые в разной доле «используют» вместимость корпуса и могут иметь значительную массу:

1. распределенная швартовка, состоящая из распределенных по длине корпуса стандартных морских якорных устройств. Устройства располагаются на палубе и включают в себя непосредственно якоря, якорные цепи, лебедки, цепные ящики (рис. 3.1). Данный способ удержания на т очке подходит для акватории с глубиной моря обычно не более 50 метров и соответствует минимальным потерям вместимости и грузоподъемности для размещения оборудования системы удержания,;
2. внешняя турель - расположение точки швартовки FPSO к якорной системе удержания на выносной консоли (рис. 3.2) . При данном варианте имеет место потери в грузоподъемности по причине наличия дополнительных корпусных наделок и подкреплений для консоли, но в то же время вместимость внутри корпуса на расположение оборудования расходуется минимально. значительная масса и минимальная вместимость корпуса;
3. внутренняя турель (расположение значительного по массе и объему турельного устройства внутри корпуса (рис. 3.3) имеет место значительная масса и вместимость корпуса.

• Масса верхнего строения. Каждое месторождение ввиду своей уникальности требует различных методов добычи и , как следствие, разного состава и массогабаритных характеристик верхнего строения. Масса верхнего строения может варьироваться от 3 до 40 тыс.т.
• Совместная добыча углеводородов. Некоторые платформы помимо добычи нефти ведут добычу газа, который не хранится на платформе, а отправляется на берег по трубопроводу. Оборудование по его переработке составляет значительную часть водоизмещения.

Рис. 3 Системы удержания платформ FPSO судовой формы корпуса

С учетом данных особенностей обобщены графики, характеризующие значения коэффициента утилизации водоизмещения (η, %) в зависимости от грузоподъемности платформ FPSO цилиндрической формы корпуса типа BUOY (рис. 4) , а также судовой формы корпуса с распределенной системой швартовки (рис. 5) , внутренней (рис. 6) и внешней турелью (рис. 7).

Рис. 4 - Зависимости коэффициентов утилизации водоизмещения от грузоподъемности платформ FPSO цилиндрической формы корпуса

Рис. 5 - Зависимости коэффициентов утилизации водоизмещения от грузоподъемности платформ FPSO с распределенной системой швартовки

Рис. 6 - Зависимости коэффициентов утилизации водоизмещения от грузоподъемности платформ FPSO с внешней турелью

Рис. 7 - Зависимости коэффициентов утилизации водоизмещения от грузоподъемности платформ FPSO с внутренней турелью

Далее с использованием коэффициента η при известном значении грузоподъемности (часто задается в техническом задании) можно определить водоизмещений в первом приближении.

(1)

При отсутствии данных о требуемой грузоподъемности ее значение определяется исходя из автономности (а, сутки) по отгрузке, производительности платформы по углеводородам (Р_угл, т), а также вероятности отмены отгрузки в море по наступления критичных для данного процесса гидрометеоусловий (волнение, ветер).

(2)

Водоизмещение морской платформы принято делить на две основные составляющие – корпус и верхнее строение. В составе определенного по (1) водоизмещения D также присутствует масса верхнего строения (технологического комплекса), определение которого является важным аспектом проектирования добычных платформ. Оценке массы верхнего строения посвящены исследования для плавучих и стационарных платформ [6, 7] с учетом которых выполнена работа [8], результаты которой можно использовать для определения параметров технологического комплекса на ранних стадиях проектирования.

Масса верхнего строения платформ зависит от производительности по нефти и попутному нефтяному газу (если имеется) и закачке воды в пласт (если имеется) [8]:

(3)

где:

- 1,1 - 10% запас на неопределенность [6]. В случае эксплуатации в регионах с низкими температурами рекомендуется использовать значение 1,2 для учета дополнительной массы на винтеризацию оборудования [6].

– масса технологических модулей для переработки нефти, зависящая от производительность по нефти - у (м³/сутки);

– масса технологических модулей для переработки попутного газа, зависящая от производительности- z (тыс. м³/сутки);

– производительность по закачке воды - i (м³/сутки);

- условно постоянные массы верхнего строения (модули электроуправления, корпусные конструкции, отгрузочное устройство, прочие модули т.д.), зависящие преимущественно от производительность по нефти -у (м³/сутки).

Выявленные значения коэффициентов утилизации платформ FPSO по для судовой формы корпуса и типа BUOY позволяют определить водоизмещение порожнем платформы. В зависимости от производительности по нефти, попутному газу и пластовой воде можно определить массу верхнего строения. Вычет из водоизмещения порожнем массы верхнего строения дает проектанту представление о массе корпуса плавучей технологической платформы.

Определения водоизмещения по коэффициенту утилизации водоизмещения плавучих технологических платформ в среднем дает погрешность порядка (-20%…+30%), что соответствует классу точности 3 по [9].

Список литературы:

1. С.И. Логачев, Введение в проектирование морских судов и плавсооружений, Санкт Петербург, 2014г, с.27, 38.

2. Ашик В.В., Проектирование судов, Л: Судостроение, 1985г.

3. Бронников А.В., Проектирование судов, Судостроение, 1991г.

4. Ногид Л.М., Проектирование морских судов. Часть первая. Методика определения элементов проектируемого судна, Судостроение, 1964г.

5. Бережной К.Г., Вербицкий С.В. Типы морских технологических платформ: их преимущества и недостатки // Морские интелектуальные технологии – Санкт – Петербург, 2015г, №3 (29) Т2, С. 33 – 46.

6. Вербицкий С.В., Чеснокова И.Г., К вопросу об оценке веса верхних строений морских технологических платформ. // Труды ФГУП «Крыловский государственный научный центр» - Санкт – Петербург, 2012, вып.№70 (354).

7. S.K. Chakrabarti, Handbook of offshore engineering, part 1, 2005г.

8. Бережной К.Г., Петрова И.П. Определение параметров технологического комплекса морских добычных платформ, Сборник материалов «XV Молодежной научно-технической конференции «Взгляд в будущее – 2017», изд. СПб - АО ЦКБ МТ «Рубин», с. 559-567.

9. AACE International Recommended Practice No. 18R-97.