УСТАНОВКА С МНОЖЕСТВОМ ГИБКИХ СОЕДИНЕНИЙ "ДНО-ПОВЕРХНОСТЬ", РАСПОЛОЖЕННЫХ НА, ПО МЕНЬШЕЙ МЕРЕ, ДВУХ УРОВНЯХ
PLANT WITH MULTIPLE FLEXIBLE BOTTOM-TO-SURFACE CONNECTORS LOCATED AT TWO LEVELS

Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к установке, обеспечивающей соединение «дно-поверхность» между устьями скважин, элементами оборудования или концами подводных трубопроводов, находящимися на морском дне, и плавучей опорой на поверхности воды, данная установка содержит множество гибких линий, включающих в себя гибкие трубы, нижние концы которых соединены с концами множества подводных трубопроводов, находящихся на морском дне, или непосредственно с устьями скважин или с элементами оборудования, находящимися на морском дне.
В настоящем описании термин «гибкие линии» используется для обозначения труб или кабелей, способных испытывать большие деформации, без того чтобы возникали значительные возвратные усилия, например, для обозначения гибких труб, раскрытых ниже, а также кабелей или труб для передачи энергии или данных, например электрических кабелей, кабелей управления или труб для передачи рабочей жидкости, подаваемой в гидравлическое оборудование, такое как силовые цилиндры, или для труб, содержащих оптоволоконные кабели; гибкая линия также может представлять собой управляющий шлангокабель, содержащий одну или несколько гидравлических трубок и/или электрических кабелей для передачи энергии и/или данных.
Техническая часть настоящего изобретения относится к области изготовления и установки соединений между дном и поверхностью для извлечения из-под морского дна нефти, газа или других растворимых или плавких веществ или суспензии минеральных веществ через подводное устье скважины до плавучей опоры при разработке месторождений, расположенных в открытом море вдали от берега. Основное и непосредственное применение изобретения относится к области нефтедобычи.
Плавучая опора обычно содержит якорные средства, позволяющие ей оставаться на месте несмотря на воздействие течений, ветра и волн. Она также обычно содержит средства хранения и переработки нефти, а также средства ее отгрузки в нефтеналивные танкеры, осуществляющие забор добытой нефти через регулярные интервалы времени. Общепринятое название для таких плавучих опор - «плавучая система для добычи, хранения и отгрузки нефти», и аббревиатура FPSO (от англ. Floating Production Storage Offloading) использована во всем тексте нижеследующего описания.
Однако такая опора также может быть полупогружной плавучей платформой, устанавливаемой в море временно на несколько лет, например, в ожидании постройки и установки постоянной плавучей опоры типа FPSO.
Известны соединения «дно-поверхность» для подводных трубопроводов, расположенных на дне моря, в частности соединения типа гибридной башни, содержащие:
- вертикальную колонну, нижний конец которой закреплен на морском дне посредством гибкого сочлененного соединения и соединен с указанным трубопроводом, расположенным на дне моря, а верхний конец натянут погружным подводным поплавком, с которым он соединен, и
- соединительную трубу, как правило - гибкую соединительную трубу, предусмотренную между верхним концом указанной вертикальной колонны и плавучей опорой на поверхности, причем такая гибкая соединительная труба при необходимости может принимать вид цепной линии, провисающей под действием собственного веса, т.е. опускаться под поплавком и затем подниматься к указанной плавучей опоре.
Также известны соединения «дно-поверхность», выполненные из непрерывно поднимающихся до уровня некоторой глубины прочных и жестких труб, выполненных из стальных толстостенных трубчатых элементов, соединенных между собой сваркой или резьбовыми соединениями, и имеющих конфигурацию цепной линии с кривизной, непрерывно изменяющейся по подвешенной длине, такие трубы обычно называют «стальные цепные водоотделяющие колонны (райзеры)» (SCR - от англ. Steel Catenary Risers), а также «жесткие трубы цепного типа» или «райзеры типа SCR». Такая цепная труба может идти вверх до плавучей платформы на поверхности, или только до подводного поплавка, который служит для натяжения ее верхнего конца, причем этот верхний конец затем соединяют с плавучей опорой подвесной гибкой соединительной трубой.
Также известны соединения «дно-поверхность», позволяющие соединять плавучую опору с трубами или установками на морском дне, которые целиком состоят из гибких труб, в частности, когда глубина не слишком велика, например от 300 метров (м) до 750 м, или даже до 1000 м, а устья скважин или подводное оборудование находится не очень далеко от указанной плавучей опоры.
Настоящее изобретение относится к опорным средствам для гибких труб для установки с множеством соединений «дно-поверхность», содержащей множество гибких труб, по высоте расположенных по меньшей мере на двух разных уровнях.
Напомним, что термин «гибкие трубы» обозначает здесь трубы, иногда также называемые «шланги», хорошо известные специалистам в данной области и описанные в нормативных документах, опубликованных Американским институтом нефти (American Petroleum Institute, API), в частности в документах API 17 J и API RP 17 В. Изготовление и продажу таких гибких труб осуществляет, в частности, компания «Текнип-Кофлексип Франс» (Technip-Coflexip France). Такие гибкие трубы обычно содержат внутренние герметизирующие слои из термопластических материалов, соединенные со слоями, устойчивыми к внутреннему давлению в трубе, обычно изготовленными из стали или композитных материалов и выполненными в виде сомкнутых спиральных лент, которые находятся внутри термопластической трубы и противостоят внутреннему разрушающему давлению, а также внешнюю арматуру, предусмотренную снаружи трубчатого термопластического слоя, также выполненную в виде сомкнутых спиральных лент, но с большим шагом намотки, т.е. с углом наклона внутренней спирали, в частности, в диапазоне от 15° до 55°.
При разработке некоторых месторождений множество устьев скважин параллельно соединяют множеством соединений «дно-поверхность», ведущих к одной и той же плавучей опоре. В таком случае каждое из указанных соединений «дно-поверхность» должно находиться на расстоянии от соседних соединений во избежание нежелательных взаимодействий и соударений, не только между поплавками, но и между гибкими трубами, электрическими кабелями и другими гибкими линиями, например электрическими кабелями или шлангокабелями для передачи информационных сигналов, и обеспечивать соединение с указанной плавучей опорой, когда указанные гибкие трубы подвергаются воздействию течения и когда указанная плавучая опора сама по себе подвергается воздействию волн, ветра и течения.
При разработке некоторых месторождений каждое устье скважины соединяют с указанной плавучей опорой в индивидуальном порядке, в результате чего получают чрезвычайно большое количество соединений «дно-поверхность» и теряют возможность установки новых соединений, так как ограниченная длина борта опоры позволяет разместить лишь ограниченное число соединений «дно-поверхность».
Задача состоит в осуществлении максимального числа соединений «дно-поверхность» для конкретной плавучей опоры, чтобы оптимизировать разработку нефтяных месторождений. Поэтому были предложены различные системы, позволяющие соединять вместе несколько вертикальных колонн с целью уменьшения загроможденности области разработки месторождения и обеспечения возможности осуществления большего числа соединений «дно-поверхность», соединенных с общей плавучей опорой. Как правило, необходимо выполнить до 30 и даже до 40 соединений «дно-поверхность» для общей плавучей опоры.
В патентных документах WO 02/66786, WO 02/103153 и WO 2011/061422, на имя Заявителя, описаны гибридные башни с множеством гибких труб и колонн, расположенных веерно, что позволяет связать большое число соединений с общей плавучей опорой несмотря на проблему нежелательных перемещений указанных вертикальных колон, повторяющих движения своих верхних поплавков натяжения в результате перемещений плавучей опоры, расположенной на поверхности и подверженной воздействию волн, ветра и течения.
В таких установках было предложено разместить две гибкие трубы, проходящие между плавучей платформой и верхними концами водоотделяющих колонн или райзеров SCR, одну над другой или одну рядом с другой, причем для направления таких двух гибких труб в подводной области используют два соответствующих желоба, закрепленных один над другим или один рядом с другим в боковом направлении и прикрепленных к поплавку для натяжения третьего райзера, расположенного ближе к плавучей опоре, чем первые два райзера, причем каждый из указанных желобов определяет два участка гибкой трубы в виде висящих двойных цепных линий с каждой стороны желоба. Эта конфигурация обладает тем преимуществом, что она позволяет довести гибкую трубу до верхнего конца райзера, который находится сравнительно далеко от плавучей опоры, без слишком глубокого погружения нижних точек указанных участков трубы, висящей в виде двойной цепной линии.
При использовании множества соединений «дно-поверхность», состоящих исключительно из гибких труб, также существует потребность в их пространственном отнесении друг от друга, вызванная, по меньшей мере, одной из следующих причин.
Во-первых, гибкие трубы имеют непрочную внешнюю оболочку, вследствие чего необходимо исключить возможность их соударений.
Во-вторых, при прокладке гибких труб их проводят через дугообразные направляющие элементы, называемые «желобами», каждый из которых образует жесткую опорную поверхность выпуклой криволинейной формы, как будет раскрыто ниже, с образованием при этом двух участков гибкой трубы, включающих в себя первый участок гибкой трубы в виде висящей двойной цепной линии между плавучей опорой и указанным желобом и второй участок гибкой трубы в виде одинарной цепной линии, расположенной между указанным желобом и точкой контакта указанной гибкой трубы с морским дном.
Такие дугообразные направляющие элементы, называемые желобами, хорошо известны специалистам в данной области техники; они имеют:
- продольное сечение криволинейной формы в разрезе в вертикальной продольной осевой плоскости желоба, предпочтительно - круглое сечение с вогнутостью, обращенной к морскому дну, и выпуклой наружной поверхностью, на которую укладывают трубу, и
- поперечное сечение в вертикальной плоскости, перпендикулярной вертикальной продольной осевой плоскости желоба, имеющее форму с криволинейным дном, предпочтительно - круглым, вогнутость которого обращена вверх и которое образовано указанной верхней наружной поверхностью, лежащей между продольными боковыми стенками, которые удерживают и направляют трубу в продольном направлении между указанными боковыми стенками.
В известных решениях радиус кривизны продольного искривления с вогнутой стороной, обращенной вниз, превышает минимальный радиус кривизны трубы, проходящей через указанный желоб.
Такой желоб служит для сообщения участку трубы, который он поддерживает, регулируемой кривизны во избежание чрезмерного изгиба, который может привести к необратимому повреждению указанной трубы.
Функционирование таких желобов и расположение гибких труб заключается в создании кривой в виде двойной висящей цепной линии, расположенной с передней стороны желоба между плавучей платформой и желобом, для предотвращения или максимально возможного уменьшения нагрузок и перемещений гибких труб в местах их контакта с морским дном, которые приводят к нарушению структуры морского дна из-за формирования в нем борозд и уменьшают прочность трубы вследствие чередующихся изгибов в противоположных направлениях в месте контакта, что требует усиления конструкции трубы и/или укрепления морского дна. Эффективное уменьшение нагрузок и перемещений в месте контакта гибкой трубы с морским дном получают за счет смягчения этих нагрузок и перемещений первым участком гибкой трубы, имеющим вид двойной висящей цепной линии, которая получена в результате прохождения трубы по указанному желобу, этот первый участок участвует в амортизации горизонтальных перемещений плавучей опоры в большей степени, чем второй участок гибкой трубы, имеющий вид одинарной цепной линии.
Указанная подводная гибкая трубы, подвешенная за два конца, под действием собственного веса принимает форму висящей двойной цепной линии, известной специалистам в данной области, т.е. спускается в виде цепной линии до нижней точки с горизонтальной касательной (см. ниже) с последующим подъемом до указанной плавучей опоры, причем такая висящая цепная линия обеспечивает компенсацию значительных смещений своих концов деформациями гибкой трубы, в частности подъемом или спуском указанной нижней точки висящей цепной линии.
Напомним, что участок гибкой трубы, расположенный между ее концом, за который она подвешена, и нижним участком с горизонтальной касательной, т.е. в случае указанного второго участка гибкой трубы - точкой контакта с морским дном, принимает вид симметричной кривой, образованной участком висящей трубы с равномерно распределенным весом под действием силы тяжести, данная кривая называется «цепной линией» и описывается математической функцией типа гиперболического косинуса:
которая связывает абсциссу и ординату любой точки данной кривой по следующим формулам:
где:
x - расстояние по горизонтали между указанной точкой контакта и данной точкой M кривой,
y - высота точки M (таким образом, x и y - это значения абсциссы и ординаты точки M кривой в прямоугольной системе координат, начало которой находится в указанной точке контакта),
0
R - радиус кривизны кривой в указанной точке контакта, т.е. в точке с горизонтальной касательной,
R - радиус кривизны в точке М(x, y).
0
Таким образом, кривизна изменяется по всей длине цепной линии, от ее верхнего конца, где радиус кривизны имеет наибольшее значение Rmax, до точки контакта с морским дном, где радиус кривизны имеет наименьшее значение Rmin (или R в вышеприведенной формуле). Под действием волн, ветра и течения происходят боковые и вертикальные перемещения опоры, находящейся на поверхности, что приводит к подъемам и опусканиям трубы, имеющей вид цепной линии, там, где она касается морского дна.
В случае соединения «дно-поверхность» в виде одинарной цепной линии наиболее критический участок цепной линии расположен вблизи точки контакта, а большинство сил на этом нижнем участке цепной линии фактически порождается собственными перемещениями плавучей опоры и возмущениями, которые прилагаются к верхнему участку цепной линии, который подвержен воздействию течения и волнений, и далее эти возмущения механически распространяются вдоль по трубе до нижней точки цепной линии.
Таким образом, главное назначение первого участка гибкой трубы, имеющей вид висящей двойной цепной линии, который расположен до желоба, по существу, состоит в том, чтобы амортизировать, по меньшей мере, частично, движения трубы и/или движения плавучей опоры, с которой соединена указанная гибкая труба, путем механического развязывания перемещений соответственно между указанной плавучей опорой и указанным вторым участком гибкой трубы в виде одинарной цепной линии. Однако его другое назначение также заключается в уменьшении тянущих усилий, прилагаемых указанным вторым участком гибкой трубы к подводному оборудованию и/или к концу трубы, расположенному на морском дне, с которым он может быть соединен.
В соответствии с известными решениями для удержания таких желобов для промежуточной поддержки указанных гибких труб под водой на определенной глубине используют несущие поплавки, к которым подвешивают каждый из желобов. Однако эти поплавки могут совершать значительные перемещения, что требует обеспечения достаточного расстояния между разными поплавками во избежание столкновений между ними.
В патентных документах WO 00/31372 и EP 0251488 описаны группы соединений «дно-поверхность», в которых гибкие трубы проходят от плавучей опоры до морского дна, проходя через группу желобов, расположенных на одной глубине рядом друг с другом с боковым смещением, причем для поддержки указанных желобов используют громоздкую конструкцию, установленную на морском дне и громоздкую конструкцию, подвешенную на поплавках и заякоренную на морском дне.
Следствием этих ограничений является расширение зоны разработки и ограниченное число гибких соединений «дно-поверхность», которые могут быть подведены к бортам одной плавучей опоры без нежелательного взаимодействия между разными гибкими соединениями и разными поплавками.
В связи с этим существует потребность в установке, позволяющей на данной плавучей опоре использовать множество соединений «дно-поверхность» гибкого типа с уменьшенными габаритными размерами и перемещением, в сочетании с простотой ее развертывания и наличием возможности ее сооружения в море с судна-трубоукладчика.
Цель и сущность изобретения
Таким образом, одной из целей настоящего изобретения является обеспечение установки с большим числом гибких соединений «дно-поверхность», позволяющих соединить плавучую опору с множеством устьев скважин и/или подводных установок, находящихся на морском дне, в частности, на средней и большой глубине, т.е. на глубинах, превышающих 300 м, и даже на глубинах в диапазоне от 500 м до 1000 м.
В частности, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в обеспечении установки с множеством соединений «дно-поверхность» из гибких труб, отходящих от общей плавучей опоры, при этом способы прокладки и монтажа установки позволяют одновременно:
- уменьшить установочное расстояние между различными гибкими соединениями «дно-поверхность», т.е. позволяют установить большое число гибких соединений «дно-поверхность» на минимально возможном пространстве или, другими словами, оставлять меньший «след» на морском дне, что позволяет, среди прочего, увеличить число соединений «дно-поверхность», которые могут быть установлены вдоль борта FPSO или платформы без нежелательного взаимодействия между указанными соединениями «дно-поверхность»; и
- обеспечить возможность простоты изготовления и установки различных труб путем их последовательного изготовления и укладки с судна-трубоукладчика, находящегося на поверхности, и, наконец,
- оптимизировать использование средств плавучести в случае, если процесс установки растягивается по времени из-за значительных временных, промежутков между установкой различных гибких соединений «дно-поверхность», без необходимости предварительного определения числа устанавливаемых соединений, их размеров и единичного веса.
Действительно, на этапе инженерного проектирования разработки нефтяного месторождения размеры запасов такого месторождения могут быть известны лишь приблизительно, в результате чего при полномасштабной разработке через несколько лет может быть необходим пересмотр исходных производственных планов и организации соответствующего оборудования. Таким образом, при изначальной установке системы число и конфигурацию соединений «дно-поверхность» определяют на основе оцененной потребности, причем такую потребность чаще всего пересматривают в сторону увеличения после начала разработки месторождения, либо для извлечения сырой нефти, либо для закачки большего количества воды в коллекторные пласты, либо же для извлечения или повторной закачки большего количества газа. По мере истощения месторождения, как правило, возникает потребность в бурении новых скважин для закачки воды или газа или дополнительных эксплуатационных скважин в новых точках месторождения с целью повышения суммарной производительности месторождения, что приводит к усложнению комплекса соединений «дно-поверхность», выводимых на борт FPSO.
Другая задача настоящего изобретения состоит в обеспечении установки с гибкими соединениями «дно-поверхность» высокой прочности и низкой стоимости и, следовательно, упрощенных и удешевленных процедур изготовления и монтажа различных конструктивных элементов с обеспечением возможности их осуществления в море с использованием судна-трубоукладчика.
Другая цель настоящего изобретения состоит в обеспечении установки, использующей меньшее число поплавков для поддержки или натяжения указанных гибких труб, в частности, применительно к промежуточным желобам.
Для достижения этих целей в настоящем изобретении обеспечена установка соединений «дно-поверхность» между плавучей опорой и морским дном, содержащая множество гибких линий, содержащих гибкие трубы между указанной плавучей опорой и морским дном, где они присоединены к устьям скважин, элементам оборудования или концам подводных трубопроводов, находящимся на морском дне в месте расположения указанной установки, причем указанные гибкие линии соответственно поддерживаются множеством несущих и направляющих элементов дугообразной формы, называемых желобами, каждый из которых находится между двумя участками трубы, включающими в себя первый участок гибкой линии в виде висящей двойной цепной линии между плавучей опорой и указанным желобом и второй участок гибкой линии в виде одинарной цепной линии между указанным желобом и точкой контакта с морским дном. В соответствии с настоящим изобретением установка содержит по меньшей мере одну несущую конструкцию для желобов, содержащую нижнюю часть, образующую основание, лежащее и/или заякоренное на морском дне или заглубленное в морское дно, и верхнюю часть, поддерживающую по меньшей мере два желоба, соответственно нижний желоб и верхний желоб, расположенные на разной высоте так, что нижняя точка висящей двойной цепной линии первого участка гибкой линии, проходящей через нижний желоб, расположена ниже нижней точки висящей двойной цепной линии указанного первого участка гибкой линии, проходящей через верхний желоб.
Эта конфигурация позволяет точке контакта с морским дном гибкой линии, проходящей через нижний желоб, располагаться ближе к указанному основанию, чем точка контакта с морским дном гибкой линии, проходящей через верхний желоб.
Установка согласно настоящему изобретению обладает, в частности, следующими преимуществами:
- использование несущей конструкции для желобов, поддерживающей множество желобов, ведет к относительному сокращению числа поплавков в соответствии с целью настоящего изобретения,
- способ, при котором желоба и гибкие трубы расположены так, что нижние точки с горизонтальной касательной их висящих двойных цепных линий находятся на разной высоте, и, при необходимости, расположение точек контакта гибких труб с морским дном на разных расстояниях, позволяет уменьшить или даже исключить какую-либо опасность контакта или соударения между указанными гибкими трубами, в частности на их указанных первых участках в виде висящих цепных линий.
Термин «плавучая опора» используется в настоящем документе применительно и к баржам или судам, и к полупогружным платформам вышеописанного типа.
Подразумевается, что указанная верхняя часть несущей конструкции, которая поддерживает указанные желоба, или к которой они прикреплены в соответствии с настоящим изобретением, представляет собой жесткую конструкцию, отличающуюся от поплавка.
Конкретнее, указанная верхняя часть указанной несущей конструкции для желобов содержит по меньшей мере два жестких несущих элемента, соответственно нижний элемент и верхний элемент, расположенные на разной высоте, при этом каждый из них поддерживает множество желобов, расположены с боковым смещением в направлении (YY′) в вертикальной плоскости, перпендикулярной вертикальной осевой плоскости указанной несущей конструкции и указанных жестких несущих элементов и/или перпендикулярной продольным вертикальным осевым плоскостям указанных желобов, которые, предпочтительно, параллельны друг другу, причем указанные желоба, предпочтительно, расположены симметрично относительно вертикальной осевой плоскости указанной несущей конструкции и указанных жестких несущих элементов.
2
1
Данный вариант осуществления заявленного изобретения обладает особыми преимуществами, поскольку такая несущая конструкция для желобов обеспечивает возможность углового разделения двух соседних вторых участков гибких труб, проходящих через два соседних желоба, поддерживаемых одним и тем же верхним или нижним жестким несущим элементом, на угол α, превышающий угол α между соответствующими двумя первыми участками тех же гибких труб.
Это позволяет расширить угловой диапазон веерной конфигурации указанных гибких труб, отходящих от указанной несущей конструкции, и, тем самым, расширить географическую область размещения устьев скважин или концов подводных трубопроводов, которые могут быть соединены указанными гибкими трубами с общей плавучей опорой.
2
1
Следовательно, в частности, два вторых участка двух гибких линий, проходящих через два соседних желоба, поддерживаемых общим жестким несущим элементом, которые выполнены с боковым смещением и расположены относительно друг друга под углом (α), превышающим угол (α) между двумя первыми участками тех же двух гибких линий.
Следует понимать, что установка с соединениями «дно-поверхность» согласно изобретению, предпочтительно, содержит по меньшей мере две из указанных несущих конструкций для желобов, указанные вертикальные осевые плоскости которых расположены под углом α.
Конкретнее, число желобов, поддерживаемых общим жестким несущим элементом для нижнего или для верхнего желоба, может, в частности, составлять от 10 до 30.
В одном из частных вариантов осуществления настоящего изобретения для удержания указанной гибкой трубы в указанном желобе предусмотрены удерживающие средства и/или средства крепления.
Данная особенность направлена на стабилизацию гибкой трубы и сосредоточение нагрузок и перемещений на указанном первом участке гибкой трубы.
В частности, указанные удерживающие средства или средства крепления представляют собой трубчатое устройство, образующее кольцо, заранее установленное вокруг указанной трубы на заданном расстоянии от конца трубы, прикрепляемого к плавучей опоре, причем указанное кольцо выполнено с возможностью его блокировки и/или фиксации в указанном желобе, причем указанный желоб, предпочтительно, содержит первую часть внутреннего канала, которая вмещает или может вместить указанную гибкую трубу, но не может вместить указанную трубу, окруженную указанным кольцом, причем указанная первая часть желоба расположена на том конца желоба, который находится ближе к плавучей опоре, а ширина поперечного сечения, в частности диаметр, внутреннего канала указанной первой части желоба меньше, чем ширина поперечного сечения внутреннего канала второй части желоба, расположенной на том конце желоба, который находится дальше от плавучей опоры, причем внутренний канал указанной второй части желоба вмещает или способен вместить указанную гибкую трубу, окруженную указанным кольцом, при этом указанное кольцо удерживается уступом в области изменения ширины, которое, предпочтительно, является скачкообразным, между двумя внутренними каналами первой и второй частей желоба.
Указанное кольцо может быть выполнено из двух полуколец полукруглого сечения, прижатых к трубе и соединенных вместе, например болтами.
Подразумевается, что положение указанного кольца определяется требуемой длиной первого участка гибкой трубы в зависимости от высоты нижней точки указанного первого участка гибкой трубы в висящей двойной цепной линии, которая также зависит от высоты желоба и его удаления от плавучей опоры.
В соответствии с первым вариантом осуществления изобретения указанные жесткие несущие элементы для желобов образуют горизонтальные балки. Желоба, поддерживаемые общим жестким несущим элементом, расположены на одной и той же высоте.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения желоба, поддерживаемые общим жестким несущим элементом, расположены на разной высоте, причем указанный жесткий несущий элемент, предпочтительно, образует опорную поверхность для желобов, которая является плоской и наклонной.
В любом случае и предпочтительно нижние точки двух первых участков гибких линий, проходящих через соседние желоба, поддерживаемые общим жестким несущим элементом, расположены на разной высоте.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения указанная несущая конструкция для желобов представляет собой жесткую конструкцию, содержащую жесткую мачту, которая отходит вверх от указанного основания, лежащего и/или закрепленного на морском дне, к которому она жестко прикреплена. Термин «жесткая мачта» подразумевает, что указанная нижняя часть, образующая основание, и указанная верхняя часть несущей конструкции, поддерживающая указанные желоба, соединены жесткой конструкцией.
В частности, указанное основание представляет собой решетчатую металлическую конструкцию, проходящую горизонтально и лежащую на морском дне, а указанная жесткая мачта представляет собой решетчатую металлическую конструкцию, поднимающуюся вертикально и поддерживающую, по меньшей мере, два жестких несущих элемента, верхний несущий элемент и нижний несущий элемент, образующие балки, отходящие, предпочтительно, симметрично, в обе стороны от мачты на, по меньшей мере, двух уровнях высоты, причем указанные желоба закреплены на верху балок, а указанная мачта прикреплена к указанной решетчатой металлической конструкции указанного основания жесткими наклонными соединительными и усиливающими элементами.
Подразумевается, что решетчатая металлическая конструкция указанного основания покрывает достаточное расстояние, чтобы действовать как противовес, достаточный для стабилизации мачты.
В данном варианте осуществления жесткой несущей конструкции симметричность расположения желобов и гибких труб и, в целом, симметричность самой несущей конструкции относительно указанной вертикальной продольной осевой плоскости используют для того, чтобы на указанную конструкцию действовали в основном сжимающие усилия при взаимной компенсации изгибающих усилий с обеих сторон жесткой вертикальной мачты.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения указанная несущая конструкция для желобов представляет собой сочлененную конструкцию, содержащую, по меньшей мере, два жестких несущих элемента, верхний элемент и нижний элемент, образующие балки, расположенные друг над другом и соединенные вместе первыми гибкими соединительными элементами, такими как первые оттяжки, причем указанный нижний несущий элемент для желобов соединен с указанным основанием вторыми гибкими соединительными элементами, такими как вторые оттяжки, при этом для поддержания указанных верхнего и нижнего жестких несущих элементов друг над другом и над указанным основанием предусмотрен по меньшей мере один погружной элемент плавучести, прикрепленный по меньшей мере к одному указанному верхнему несущему элементу для желобов и обеспечивающий натяжение указанных первых и вторых оттяжек, причем указанное основание, предпочтительно, заглублено в морское дно.
В частности, указанный верхний жесткий несущий элемент подвешен к верхнему погружному поплавку, с которым он соединен третьими гибкими соединительными элементами, такими как стропы, причем указанный верхний жесткий несущий элемент, предпочтительно, поддерживается нижним поплавком, на котором он закреплен.
В обоих вариантах осуществления жесткой несущей конструкции продольные вертикальные осевые плоскости ближайших друг к другу верхнего и нижнего желобов, предпочтительно, лежат на одной оси и в одной плоскости для обоих желобов, чтобы предотвратить или, по меньшей мере, уменьшить воздействие изгибающих усилий на указанную несущую конструкцию.
В варианте осуществления изобретения, в котором несущая конструкция для желобов представляет собой сочлененную конструкцию, второй участок гибкой трубы, имеющий форму одинарной цепной линии, стабилизирован меньше, чем в случае жесткой несущей конструкции, однако нагрузки и перемещения, которым он подвергается, в частности в месте контакта с морским дном, тем не менее, значительно уменьшены за счет натяжения указанной несущей конструкции указанными поплавками.
Для облегчения прокладки гибких труб с судна-трубоукладчика, как подробно раскрывается ниже в настоящем описании, указанный верхний несущий элемент для желобов или концы желобов, которые он поддерживает, содержит (содержат) отклонитель, профиль которого выполнен для предотвращения повреждения любого участка гибкой трубы, который может соприкоснуться с указанным отклонителем в ходе укладки такой трубы на указанный нижний желоб.
3
Также предпочтительно, указанный верхний желоб расположен на такой высоте над ближайшим к нему нижним желобом, что отрезок, проходящий через продольный конец верхнего желоба и вершину дна нижнего желоба, образует с горизонталью угол α, составляющий по меньшей мере 30°, а предпочтительно составляющий по меньшей мере 45°.
Вершина дна желоба - это точка, расположенная в середине криволинейной длины желоба.
Указанная несущая конструкция также может поддерживать желоба, предназначенные для направления и поддержки гибких линий, отличных от указанных гибких труб и, следовательно, имеющих меньший диаметр.
Краткое описание чертежей
Другие особенности и преимущества настоящего изобретения станут ясны из нижеследующего подробного описания, содержащего ссылки на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг. 1 представлена на виде сбоку установка с соединениями «дно-поверхность» согласно настоящему изобретению, расположенная между закрепленной на якоре плавучей платформой 2 и установленной на морском дне 5 металлической несущей конструкцией 4, на которой закреплены две группы желобов 3, 3a-3b дугообразной формы;
на фиг. 2 представлена на виде сбоку установка с фиг. 1, где показаны деформации, которым подвергаются гибкие трубы 1, при смещениях указанной закрепленной на якоре плавучей платформы, показанной при наибольшем отдалении 1b от указанной несущей конструкции 4 и при наибольшем приближении 1a;
на фиг. 3 представлен вид сверху установки типа показанной на фиг. 1, но с двумя несущими конструкциями 4, иллюстрирующий веерное расположение множества гибких соединений «дно-поверхность» между платформой 2 и двумя металлическими несущими конструкциями 4, установленными на морском дне;
на фиг. 4 представлен вид сбоку установки с соединениями «дно-поверхность» между закрепленной на якоре плавучей платформой и двумя жесткими несущими элементами 4-2a, 4-2b, соответственно поддерживающими две группы желобов дугообразной формы, причем указанные жесткие несущие элементы соединены вместе первой группой оттяжек и прикреплены к основанию 4-1, расположенному на морском дне 5, второй группой оттяжек, при этом имеется по меньшей мере один поплавок 4-4a, который тянет вверх весь узел;
на фиг. 5A на виде сбоку представлен первый этап процесса установки гибкой трубы на нижний желоб 3b;
на фиг. 5B на виде сбоку представлены второй, третий и четвертый этапы процесса установки указанной гибкой трубы на нижний желоб 3b;
на фиг. 6A представлен вид сверху на желоб 3, подробно иллюстрирующий соответствующие поперечные сечения передней части 3-1 и задней части 3-2 желоба, внутренние каналы 3-4 которого имеют разные диаметры и, следовательно, разную ширину;
на фиг. 6B представлен вид сверху на гибкую трубу, оснащенную отдельным кольцом 7, предназначенным для удержания указанной гибкой трубы внутри указанного желоба с фиг. 6A;
на фиг. 6C представлен вид сверху на гибкую трубу с фиг. 6B, установленную в желобе с фиг. 6A, при этом фиксатор 8 находится в открытом положении;
на фиг. 6D представлен вид сверху, аналогичный фиг. 6C, с фиксатором 8 отдельного кольца 7 в закрытом положении,
на фиг. 7A представлен поперечный разрез в вертикальной плоскости трубы 1 с двумя полутрубчатыми частями 7a, 7b, образующими указанное кольцо 7, прижатое к трубе 1, с фиксатором 8 в открытом положении, а на фиг. 7B фиксатор 8 изображен в закрытом положении (при отсутствии внутри него труб и кольца 7),
на фиг. 8A представлен поперечный разрез в вертикальной плоскости через вершины верхних желобов 3a жесткой несущей конструкции 4, содержащей две горизонтальные балки 4-2a и 4-2b, поддерживающие множество верхних желобов 3a и нижних желобов 3b, при этом первые участки 1-1 гибких труб и их нижние точки 1-1a обозначены пунктиром, а нижние желоба 3b - линиями из точек;
на фиг. 8B представлен вид, аналогичный фиг. 8A, но поперечный разрез в вертикальной плоскости проходит через вершины нижних желобов 3b, при этом первые участки 1-1 гибких труб обозначены пунктиром, а верхние желоба 3a - линиями из точек;
на фиг. 9 представлен виде сбоку несущей конструкции, в которой верхние желоба смещены относительно нижних желобов в направлении плавучей опоры;
на фиг. 10 представлен один из вариантов осуществления несущей конструкции 4 для желобов, в которой верхний и нижний жесткие несущие элементы 4-2a и 4-2b представляют собой балки, симметрично наклоненные относительно вертикальной центральной мачты 4-2c.
Подробное раскрытие изобретения
На фиг. 1 представлена установка с соединениями «дно-поверхность», содержащая две гибкие трубы 1, соединенные одним концом 2a с полупогружной плавучей платформой 2, удерживаемой в заданном положении двумя якорными линиями 2a, причем другие концы указанных гибких труб находятся в точке 1-3 на морском дне 5. Две гибкие трубы 1 идут на разной высоте и приходят в соприкосновение с морским дном 5 в точках 1-2a и 1-2b контакта, расположенных на разном расстоянии от оси ZZ′ плавучей опоры 2.
Установка с соединениями «дно-поверхность» содержит жесткую несущую конструкцию 4, содержащую жесткую вертикальную мачту 4-2c, образованную решетчатой металлической конструкцией, у вершины которой установлены верхний и нижний жесткие несущие элементы 4-2a и 4-2b, образующие горизонтальные балки, симметрично проходящие по обеим сторонам мачты 4-2c. Верхние желоба 3a прикреплены поверх верхней балки 4-2a, а нижние желоба 3b прикреплены поверх нижней балки 4-2b. Все верхние желоба 3a и нижние желоба 3b, предпочтительно, имеют одинаковую длину и одинаковый радиус кривизны и расположены взаимно параллельно с боковым смещением в поперечном направлении YY′, перпендикулярно продольному направлению XX′ желобов.
На фиг. 1-3 верхние желоба 3a и нижние желоба 3b одной несущей конструкции 4 находятся друг над другом, т.е. они не смещены относительно друг друга в продольном направлении XX′ желобов, в отличие от варианта осуществления по фиг. 9, где нижние желоба 3b смещены вперед или дальше по направлению прокладки труб, т.е. несколько более удалены от плавучей опоры 2, чем верхние желоба 3a.
На фиг. 3 представлены две установки с двумя несущими конструкциями 4, расположенными на разном расстоянии от несущей конструкции 2, но имеющими одинаковую форму, причем одна из конструкций, ближайшая к плавучей опоре, показана в разрезе непосредственно над нижней балкой 4-2b и нижними желобами 3b, а вторая несущая конструкция 4, более удаленная от плавучей опоры 2, показана на виде сверху над верхними желобами 3a и верхними балками 4-2a. Вторые участки 1-2 гибкой трубы, проходящие через верхние желоба 3a, имеют точки 1-2a контакта с морским дном 5, расположенные, по существу, по окружности с радиусом R2 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной дальше от плавучей опоры 2) или с радиусом R4 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной ближе к плавучей платформе 2). Точки 1-2b контакта вторых участков 1-2 гибких труб, проходящих через нижние желоба 3b, также находятся, по существу, на окружности с радиусом R1 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, находящейся дальше от плавучей опоры 2) или с радиусом R3 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной ближе к плавучей опоре 2), причем R1<R2 и R3<R4.
На фиг. 3 также показано, что верхняя балка 4-2a поддерживает десять верхних желобов 3a, вершины которых находятся на одной высоте На, как показано на фиг. 1, причем лишь четыре гибкие трубы размещены на этих парах желобов, расположенных по краям верхней балки 4-2a в боковом направлении YY′. Нижняя балка 4-2b поддерживает девять нижних желобов 3b, расположенных на одной высоте Hb, причем в них также расположены четыре гибкие трубы, а именно по две гибких трубы в каждой из двух пар желобов на соответствующих концах балки в боковом направлении YY′.
Каждая из различных гибких труб 1, проходящих через желоба 3a и 3b, содержит первый участок 1-1 гибкой трубы в виде висящей двойной цепной линии между плавучей опорой 2 и указанным желобом и второй участок 1-2 гибкой трубы в виде одинарной цепной линии между указанным желобом и ее точкой 1-2a или 1-2b контакта.
На фиг. 1, 2 и 4 нижние точки 1-1a первых участков 1-1 труб, проходящих через верхние желоба 3a, расположены над нижними точками 1 -1b первых участков 1-1 труб, проходящих через нижние желоба 3b, а вторые участки 1-2 гибких труб, проходящих через верхние желоба 3a, имеют точки 1-2a контакта с морским дном 5, расположенные, по существу, на окружности с радиусом R2 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной дальше от плавучей опоры 2) или с радиусом R4 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной ближе к плавучей опоре 2). Точки 1-2b контакта вторых участков 1-2 труб, проходящих через нижние желоба. 3b, также расположены, по существу, на окружности с радиусом R1 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной дальше от плавучей опоры 2) или с радиусом R3 (для несущей конструкции 4 с фиг. 3, расположенной ближе к плавучей опоре 2), причем R1<R2 и R3<R4.
На фиг. 1-3 представлены гибкие трубы 1, непрерывные от точки 2b их крепления к платформе 2 до их точек 1-2a, 1-2b контакта с морским дном и далее, на участках 1-3 труб, расположенных на морском дне 5. Однако указанные гибкие трубы также могут быть составлены из нескольких гибких труб, соединенных между собой, в частности, промежуточными фитингами, в частности фитингами типа фланцев 1-4, или другими соединительными средствами, причем такие соединительные средства также расположены преимущественно после указанных желобов, как показано на фиг. 4.
Платформа 2 подвержена воздействиям волнения, ветра и течений, в результате чего возможны ее перемещения в любых направлениях. Система 2a якорного крепления, ограничивает смещения платформы 2 и стремится вернуть ее в нейтральное положение, показанное на фиг. 1. Фиг. 2 - это вид сбоку, иллюстрирующий как гибкие трубы 1 деформируются в зависимости от приближения платформы к конструкции 4 (конфигурация 1a) или отдаления от нее (конфигурация 1b). Видно, что, как было описано выше, вторые участки 1-2 гибких труб остаются, по существу, неподвижными независимо от перемещения платформы на поверхности моря.
Поскольку нижние точки 1-1a и 1-1b двух первых участков 1-1 труб расположены на разной высоте ha и hb, а также потому, что два вторых участка 1-2 двух труб, проходящих через верхний и нижний желоба 3a и 3b, тоже расположены на разной высоте, с разными точками 1-2a и 1-2b контакта на различных расстояниях от конструкции 4, висящие участки 1-1 и 1-2 верхней и нижней труб не могут взаимодействовать друг с другом.
Указанная несущая конструкция 4 для желобов имеет нижнюю часть 4-1, служащую ее основанием и образованную решетчатой металлической конструкцией, проходящей горизонтально и лежащей или закрепленной на морском дне, причем ее горизонтальные размеры должны быть достаточны для обеспечения противовеса и стабилизации жесткой мачты 4-2c, прикрепленной к ней своим нижним концом. Жесткая мачта 4-2c представляет собой решетчатую металлическую конструкцию, прикрепленную нижним концом к решетчатой конструкции 4-1, образующей основание, и поддерживаемую жесткими наклонными соединительными и усиливающими элементами 4-3.
На фиг. 3 две горизонтальные балки 4-2a и 4-2b, соответственно поддерживающие верхние желоба 3a и нижние желоба 3b, расположены одна над другой на одинаковом расстоянии от оси ZZ′ плавучей опоры 2. На фиг. 9, напротив, нижние желоба 3b несколько смещены вперед, т.е. расположены на большем расстоянии от оси ZZ′ плавучей опоры 2, чем верхние желоба 3a, что облегчает укладку гибкой трубы на нижний желоб 3b, как поясняется ниже.
Как показано на фиг. 8A и 8B, желоба 3A и 3B могут иметь различный диаметр или ширину в поперечном сечении в вертикальной плоскости, которые меняются, чтобы соответствовать диаметрам гибких труб или линий, которые они должны поддерживать.
На фиг. 8A показано, что различные нижние точки 1-1a первых участков гибких труб, находящиеся до верхних желобов 3a, расположены на разной высоте так, что нижние точки 1-1a двух первых участков гибких труб, поддерживаемые соседними верхними желобами 3a, поддерживаемые верхней балкой 4-2a, находятся на разной высоте H1 и H2. На фиг. 8B показано, что нижние точки 1-1b двух первых участков 1-1 гибких труб, поддерживаемые соседними нижними желобами 3b на нижней балке 4-2b, также находятся на разной высоте H1′ и H2′.
На фиг. 3, 8A и 8B различные трубы разных гибких линий, обеспечивающих гибкие соединения «дно-поверхность» между опорой 2 и элементами оборудования общего устья скважины, сгруппированы посредством верхних желобов 3a и нижних желобов 3b, расположенных, в общем, максимально узком, угловом коридоре в виде веера, образованного всей группой гибких труб, обеспечивающих соединение между общей плавучей опорой 2 и множеством устьев скважин. Возможность такого группирования гибких труб, обеспечивающих соединение общего устья скважины с плавучей опорой, обеспечена разной высотой расположения желобов, установленных на по меньшей мере двух уровнях, а также возможностью размещения нижних точек 1-1a и 1-1b гибких труб на разной высоте, а точек 1-2a и 1-2b контакта вторых участков труб с морским дном на разных расстояниях от несущей конструкции 4.
На фиг. 10 представлен второй вариант исполнения жесткой несущей конструкции, в которой несущие элементы 4-2a и 4-2b соответственно верхних и нижних желобов образованы соответствующими прямыми балками 4-2a′/4-2a″ и 4-2b′/4-2b″, симметрично наклоненными относительно жесткой центральной вертикальной мачты 4-2c. Данный вариант исполнения обладает тем дополнительным преимуществом, что различные верхние желоба 3a и нижние желоба 3b расположены на соответствующих наклонных балках на разной высоте, что облегчает расположение нижних точек 1-1a и 1-2b первых участков 1-1 соседних гибких труб на разной высоте H1 и H2.
На фиг. 4 и 5 указанная несущая конструкция 5 для желобов представляет собой сочлененную конструкцию, содержащую верхнюю горизонтальную балку 4-2a и нижнюю горизонтальную балку 4-2b, образованные двумя решетчатыми металлическими конструкциями и соединенные друг с другом первыми оттяжками 4-3a. Вместе две балки 4-2a и 4-2b образуют верхнюю часть несущей конструкции 4. Нижняя балка 4-2b соединена с основанием 4-1, заглубленным в морское дно 5, вторыми оттяжками 4-3b. Верхняя балка 4-2a подвешена к верхнему погружному поплавку 4-4a, с которым она соединена стропами 4-3c. Поплавок 4-4a обеспечивает натяжение первых оттяжек 4-3a и вторых оттяжек 4-3b так, чтобы держать их в вертикальном положении и обеспечивать поддержание верхней балки 4-2a на заданной высоте На над нижней балкой 4-2b, которая находится на меньшей высоте Hb, как показано на фиг. 1.
Сами верхние желоба 3a, прикрепленные к указанной верхней балке, поддерживаются дополнительными поплавками 4-4b, встроенными в верхнюю балку 4-2a, чтобы усилить натяжение первых оттяжек 4-3a и вторых оттяжек 4-3b.
Аналогичным образом, предпочтительно внедрить элементы плавучести в конструкции нижней балки 4-2b.
Как показано на фиг. 3 и 8, верхняя балка 4-2a и нижняя балка 4-2b поддерживают соответственно множество верхних желобов 3a и множество нижних желобов 3b.
При глубине воды от 500 м до 1000 м, а также при большом количестве гибких труб, например при 18 или 24 гибких трубах, жесткая несущая конструкция 4 в соответствии с вариантом осуществления изобретения по фиг. 1, 2 и 3 может иметь высоту (Ha) от 100 м до 150 м и массу в несколько тысяч тонн, например от 5000 т до 6000 т. В то же время несущая конструкция 4 сочлененного типа по фиг. 4 и 5 имеет массу, значительно меньшую, чем у жесткой конструкции по фиг. 1-3. Однако элементы 4-4a и 4-4b плавучести более дорогостоящи, чем конструкции, выполненные из решетчатых металлических элементов.
Таким образом, выбор между жесткой конструкцией 4, описанной со ссылками на фиг. 1, и плавучей сочлененной конструкцией, описанной со ссылками на фиг. 4, по существу, зависит от имеющихся средств и стоимости предварительного изготовления, транспортировки и установки: строительство, транспортировка и установка единых конструкций массой в несколько тысяч тон требует значительных и специализированных средств, которые могут быть недоступны в некоторых регионах мира.
В сочлененной конфигурации, представленной на фиг. 4, при смещении платформы 2, как показано на фиг. 2, наличие сочлененных элементов 4-1, 4-2a и 4-2b приводит к перемещению в направлении смещения платформы 2, хотя и значительно ослабленному, что вызывает деформацию вторых участков 1-2 цепной линии в направлении, совпадающем с направлением деформации первых участков 1-1 цепной линии, и перемещение точек 1-2a и 1-2b контакта в том же направлении, т.е. в направлении, обратном направлению движения платформы 2 и верхней части 4-2. Таким образом, каждый из вариантов исполнения жесткой несущей конструкции 4 согласно изобретению имеет преимущества и недостатки по сравнению с другими вариантами.
На фиг. 4 также представлено установочное судно 10 на поверхности 12 моря и оборудованное подводным дистанционно управляемым устройством (ROV - от англ. «Remotely Operated Vehicle») 11, расположенным вблизи желобов, поддерживающих гибкие трубы. Вертикальное расстояние h0 между уровнями верхних желобов 3a и нижних желобов 3b, предпочтительно, составляет от 10 м до 20 м, в результате чего указанное устройство ROV 11 может проходить между двумя ярусами желобов для производства необходимых работ, не задевая гибкие трубы.
Фиг. 5A и 5B - виды сбоку, иллюстрирующие процесс установки гибкой трубы на нижний желоб 3b. На фиг. 5A судно-трубоукладчик 10 занимает положение на расстоянии La от вертикальной оси Z1Z1′ несущей конструкции 4, а затем известным способом перемещает гибкую трубу в направлении платформы 2, пропуская ее между верхними желобами 3a и нижними желобами 3b.
Итак, конец 14 гибкой трубы 1 соединяют с 2b на борту платформы 2, выполняя следующие шаги:
шаг 1: вертикально свешивают трос 13 с судна-трубоукладчика 10, находящегося вблизи оси Z1Z1′ несущей конструкции 4 на коротком расстоянии La;
шаг 2: ROV 11 захватывает нижний конец троса 13 и пропускает его между двумя желобами 3a и 3b так, чтобы имелась возможность его присоединения к 2b на платформе 2;
шаг 3: при необходимости трос 3 заменяют усиленным тяговым тросом,
шаг 4: судно располагают на расстоянии La от оси Z1Z1′, после чего конец 14 гибкой трубы, находящейся на судне 10, прикрепляют к свободному концу троса 13,
шаг 5: конец 14 трубы 1 перемещают к плавучей опоре 2 и прикрепляют к 2b на ее борту.
После надежного закрепления конца 14 гибкой трубы на платформе 2 установочное судно 10 подходит к оси Z1Z1′ на расстояние Lb<La, как показано на фиг. 5B. При этом гибкая труба с конфигурацией 1-1c и 1-2c, в которой верхняя задняя часть 1-2c приходит в контакт с отклонителем 9 на краю передней части 3-2 верхнего желоба 3a. Гибкую трубу 1 поддерживает лишь задняя часть 3-1 нижнего желоба 3b, причем нижний край участка 1-2c трубы 1 не лежит на передней части 3-2 нижнего желоба 3b.
Как показано на фиг. 6A-6D, в обеих частях 3-1 и 3-2 желоба 3 имеются внутренние каналы разной поперечной ширины, причем внутренний канал 3-4 части 3-1 желоба имеет меньшую ширину, чем ширина поперечного сечения внутреннего канала 3-4 во второй части 3-2 данного желоба, расположенной у того края желоба, который находится дальше от плавучей опоры 2.
Большая ширина внутреннего канала 3-4 второй части 3-2 желоба обеспечивает размещение гибкой трубы, окруженной кольцом 7, тогда как внутренний канал 3-4 первой части 3-1 желоба предназначен для размещения гибкой трубы 1 и не может вместить трубу, окруженную указанным кольцом 7. Кольцо 7, таким образом, стопорится уступом 3-3 в месте скачкообразного изменения ширины между двумя частями 3-1 и 3-2.
Кольцо 7 может быть образовано, например, двумя полустворками 7a и 7b полутрубчатой формы, соединенными между собой болтами так, чтобы приходить в соприкосновение с трубой 1 в заданном положении относительно ее конца 14, как показано на фиг. 7A.
На шаге укладки трубы 1, проиллюстрированном на фиг. 5B, кольцо 7 расположено ближе к краю с отклонителем 9 на передней части 3-2 верхнего желоба 3, контактирующего с участком 1-2c трубы.
3
3
Благодаря разнице h0 высот между верхним желобом 3a и нижним желобом 3b сохраняется угол α, составляющий по меньшей мере 30°, а предпочтительно - равный приблизительно 45°, между горизонталью и отрезком, проходящим между точкой контакта трубы 1-2c с отклонителем 9 на краю части 3-2 верхнего желоба 3a и вершиной нижнего желоба, соответствующей уступу 3-3 между частями 3-1 и 3-2 нижнего желоба 3b. Этот угол α позволяет избежать чрезмерного искривления участка 1-2c трубы, а наличие отклонителей позволяет предотвратить повреждение гибкой трубы даже в случае контакта со значительным усилием.
Таким образом, как показано на фиг. 5B, по мере того как судно 10 продолжает разматывать гибкую трубу, поскольку оно находится на расстоянии Lb от оси Z1Z1′, т.е. ближе к оси конструкции 4, указанная гибкая труба естественным образом проходит по нижнему желобу 3b, в основном, на его левой части 3-1, и кольцо 7 доходит до уступа 3-3 в месте изменения диаметра между левой частью 3-1 и правой частью 3-2 желоба, как показано на фиг. 6C.
По мере продолжения спуска участка 1-2c трубы кольцо 7 подходит к уступу 3-3, пока не застопорится, уперевшись в него.
В этом положении гибкая труба 1, идущая к платформе 2, приобретает свою окончательную конфигурацию 1-1d и после этого перемещается очень незначительно. Судно 10 продолжает разматывать гибкую трубу 1 так, что задний по ходу укладки участок трубы приобретает конфигурацию 1-2d. Затем судно продолжает движение для корректировки положения точки 1-2b контакта с морским дном 5 так, чтобы она была расположена, по существу, на расстоянии R1 от оси Z1Z1′. Наконец, судно 10 продолжает известным способом укладку трубы в конфигурации 1-2e вплоть до устья скважины (не показано).
На фиг. 6B представлена на виде сверху гибкая труба 1, оснащенная блокирующим кольцом 7.
На фиг. 6C представлена на виде сверху гибкая труба 1, оборудованная блокирующим кольцом 7 в положении упора в зоне 3-3 изменения ширины желоба 3, причем фиксатор 8 представлен в открытом положении.
На фиг. 6D фиксатор 8 приведен в действие посредством ROV 11, в результате чего любое смещение гибкой трубы 1, как вверх, так и вправо относительно желоба 3, исключено.
Во избежание повреждения гибкой трубы при ее укладке на нижние желоба 3b, верхние желоба 3a, как было раскрыто выше, оборудованы отклонителями 9, внешний профиль которых позволяет предотвратить повреждение участка гибкой трубы, который может контактировать с указанным отклонителем в процессе укладки трубы. Отклонитель, предпочтительно, имеется на каждом конце двух частей 3-1 и 3-2 желоба. Отклонитель на конце части 3-1 особенно полезен на начальной стадии подведения конца 14 трубы к платформе 2 и его крепления к 2b на указанной платформе.
На фиг. 7A и 7B подробно представлен фиксатор 8, содержащий две полутрубчатые части 8a и 8b, шарнирно соединенные друг с другом шарниром 8 с, причем нижняя часть 8b прикреплена к желобу 3, а верхняя часть 8a выполнена с возможностью поворота и может прижиматься к верхней поверхности кольца 7 после его прихода в положение 3-3 упора и блокировки.
Для большей ясности чертежей в вышеприведенном описании предполагалось, что желоба имеют форму отрезков тора с круглым поперечным сечением, диаметр которого несколько превосходит диаметр гибкой трубы (часть 3-1 желоба) или кольца (часть 3-2 желоба); однако форма дуги в плоскости XX′ также может быть эллиптической, параболической или любой другой формой переменной кривизны, максимальная кривизна которой меньше предельной критической кривизны указанной гибкой трубы. Аналогично, желоб может иметь любую форму в поперечном сечении, например U-образную форму, при условии, что внутренняя ширина буквы U на участке 3-1 желоба несколько превосходит диаметр гибкой трубы, а внутренняя ширина буквы U на части 3-2 желоба несколько превосходит диаметр кольца. В таком случае, стенки U-образной формы обеспечивают необходимое направление гибкой трубы, а кольцо может быть естественным образом заблокировано в области изменения ширины U-образной формы желоба, как описано выше.
На чертежах представлены различные желоба, имеющие одинаковый радиус кривизны, однако в оптимальном варианте осуществления могут быть использованы разные радиусы кривизны, соответствующие различным трубам, что позволяет минимизировать суммарную массу системы и, таким образом, уменьшить необходимую плавучесть, в частности, в вариантах осуществления, описанных со ссылками на фиг. 4, 5A и 5B.
В случае использования плавучей и сочлененной конструкции по фиг. 4 одинарные цепные линии 1-2a и 1-2b испытывают значительную деформацию при смещении плавучей опоры под действием волнения, ветра и течений; поэтому необходимо, чтобы радиусы R1 и R2 и соответственно R3 и R4 значительно отличались, при этом R2>R1 и соответственно R4>R3, так, чтобы исключить любой контакт между гибкими трубами, поддерживаемыми соответственно желобами 3a и 3b. В то же время, в случае использования жесткой конструкции 4, описанной со ссылками на фиг. 1, 2 и 3, одинарные участки 1-2a и 1-2b цепной линии остаются, по существу, неподвижными независимо от перемещений плавучей платформы под действием волнения, ветра и течений; в таком случае величины радиусов R1-R2 и соответственно R3-R4 не столь важны, однако с точки зрения будущих осмотров при помощи ROV, предпочтительно, расположить желоба, как раскрыто в изобретении, таким образом, чтобы предотвратить любую возможность спутывания труб, выходящих из верхних желобов, с трубами, выходящими из нижних желобов, с учетом того, что гибкие трубы отходят от морского дна в направлении соответствующих желобов, расположенных на 100-200 м выше, причем видимость на больших глубинах ограничена расстоянием в несколько метров и, во всяком случае, не превышает нескольких десятков метров.