伊朗南帕斯11區(SP11)項目是中石油第一個海外海上大型天然氣田開發建設項目，將在海上建設兩個導管架井口平臺，每個平臺鉆12口開發井。由于在固定井口平臺上安裝平臺鉆機來鉆生產井需建大型固定平臺，工程費用較高，且建成后平臺鉆機長期閑置，將造成項目成本增加、資源浪費。SP1項目井數不多，水深較淺，所以適合選擇較靈活和經濟的自升式鉆井平臺鉆生產井，在導管架安裝后再行鉆完井作業。
自升式鉆井平臺需要在一次就位的前提下，覆蓋所有的井口，這就對自升式鉆井平臺的懸臂梁移動覆蓋范圍及其負荷能力提出了要求，另外SP11氣田流體含硫化氫、井身結構較復雜，套管尺寸較大，且每個平臺至少有4口深度近5000m大位移定向井，這些都對鉆井平臺的設備及其能力提出了較高的要求。如果鉆機能力過低，會影響鉆井的效率，甚至造成事故;如果太高又將導致資源和成本浪費。所以，要兼顧安全、效率和成本，制定平臺設備的最低技術規范，選擇最適合南帕斯項目的船型，確保作業成功并實現經濟效益最大化。
復雜井構與地構
挑戰平臺安全高效生產
SP11氣田兩個井口平臺的槽口設計均為3×5，縱向距離為1.83m，橫向距離為2.82m。15個槽口中，預留3個槽口，鉆12口井，1口直井，其余為定向井。氣田作業水深71.5m，生產井采用叢式井設計(見圖1)，屬深井，井斜和水平位移大，多數井水平位移與垂直井深的比值在1:1以上，最深的一口井斜深為5149m，垂深3186m，水平位移3482m，井斜69°，對自升式鉆井平臺提出了很高了要求。
所有生產井的井身結構采用5層套管(包括尾管)結構，包括26"導管，18-5/8"表層套管，13-3/8"技術套管，10-3/4"×9-5/8"生產套管，7"尾管+7"油管，下入深度分別為：180m、1480m、2210m、3940m和4980m。
生產井單井設計產氣量為283萬方/天，地層流體中硫化氫和二氧化碳含量較高，分別為0.6%-0.9%和4%，地層較硬，鉆井的難度和風險較大，應選擇具有足夠安全系數的鉆井平臺進行作業，保證鉆井的安全和高效。
懸梁臂：綜合負荷大于
最小，實際移動小于最大
懸臂式自升鉆井平臺由于其靈活性和經濟性，多用于海上叢式開發井的鉆井等作業，就位靠海上固定式導管架以后, 鉆井井架可原地不動, 只需移動懸臂梁和井架的上底座, 就可使鉆井轉盤覆蓋整個井口甲板區域。常規的懸臂梁可以沿甲板上的滑道縱向移動，井架上底座可以在懸臂梁的滑道上側向移動，見圖3，圖4。例如L780 Mod Ⅱ型自升式平臺，井架沿船體中心線方向縱向可以伸出最大距離40英尺(12.2米)，并且井架上底座可以向左舷或右舷移動12英尺(3.61米)，即一次就位可以覆蓋12.2×7.22米的槽口面積。
根據操船手冊，懸臂梁的荷載是立根盒鉆柱負荷、大鉤負荷和轉盤負荷的總和，即懸臂梁綜合負荷(亦鉆臺的綜合負荷)。由于懸臂梁的強度和剛度所限, 在打懸臂后部的井時鉆臺的綜合負荷明顯減小，以 L780 Mod Ⅱ設計船型為例，懸臂梁負荷分布見表1。
觀察下表可以發現懸臂梁負荷分布的特點是：在中心線上，許用荷載與離開船尾的距離關系不大，許用載荷下降不明顯。離開中心線，許用荷載就會發生變化, 且變化規律是：在縱向伸出20ft以內，許用載荷不變，超過20ft與離船艦距離成反比;從中心線往右舷或左舷方向移動, 與離中心線距離成反比。由此可以看出懸臂梁可變荷載最小的位置就是沿船舷的最邊緣與離船艦最遠點的交匯處，即井架移位的最遠端。從圖6中可以看出，L780 Mod Ⅱ型平臺井架在最遠端作業時,其綜合負荷由最大的567.5噸(1250千磅)降到只有165.3噸(364千磅)，因此，平臺的鉆井能力受到極大的限制。
荷載最小的位置恰好就是在鉆井作業過程中最薄弱和最容易出現問題的地方, 特別是在出現卡鉆，卡套管等井下復雜情況時，如果大鉤負荷余量不足，將影響作業的效率，甚至會導致嚴重事故。
由于SP11項目鉆井的難度比較大，對鉆井平臺要求高，需要通過計算來確定懸臂梁綜合負荷的最低要求。根據SP11項目的布井特點，外圍的井通常比較深，井斜和水平位移都比較大，為了避免刮碰，這些井的井口位置往往都設計在外排，恰好是懸臂梁負荷最薄弱的地方，因此主要以這類井來校核懸臂梁。以最深的一口井為例，在鉆8-1/2井眼時，采用5-1/2鉆桿，裸眼中取0.4的摩擦系數，套管中摩擦系數取0.2， 鉆至井底5149m時，通過計算最大的上提負荷為210噸，考慮200噸左右的遇阻上提余量，大鉤負荷的極限情況應該在400噸左右，此時，大部分鉆具都在井下，立根盒的負荷應該較小，所以懸臂梁綜合負荷在400噸左右。
而當下9-5/8"×10-3/4"套管時，以最深的一口井(斜深為5149m)為例，裸眼中和套管中的摩擦系數同樣分別取0.4和0.2，9-5/8" 套管鞋下至4100m時，上提負荷為310噸，根據“鉆機在鉆井作業期間所受最大負荷不得超過鉆機額定負荷的80%”的規定，并考慮遇阻取0.2的安全系數，極限上提負荷為372噸。此時鉆具全部在鉆臺上，經計算，立根盒負荷為240噸，因此懸臂梁的綜合負荷為612噸，該值為懸臂梁綜合負荷的最低要求。
通常將難度大的井放在懸臂梁移動距離小的槽口位置，難度相對小的井反之。以SP11項目為例，在懸臂梁的最遠端至少有兩口井，除了一口直井外，井深最小的定向井為4010m，采用與上述相同的計算方式，當下9-5/8"×10-3/4"套管時，得出懸臂梁的綜合負荷至少為459噸。
另外選擇平臺時要考慮槽口分布的特點，通過槽口間距離來確定懸臂梁的移動范圍和負荷能力。通常要求懸臂梁能覆蓋所有的井位，特別是在離船尾最遠并在中心線兩側最遠的井口位置滿足鉆井的綜合負荷要求。根據SP11項目槽口分布的特點，假如就位精度可以達到1m，最后一排井的距離為11.19m，所以要求懸臂梁縱向至少可以伸出11.19m，見圖5。但對于這種自升式鉆井平臺靠導管架進行生產井鉆井作業的情況，對自升式平臺的就位精度要求較高, 就位距離達到1m的操作難度較高，因此就位距離在1~2m的范圍內比較合理，這就要求懸臂梁最大應該能伸長12.19m。同樣，考慮到懸臂梁橫向移動存在一定誤差，所以鉆最遠端的一口井時橫向位移應為3.22m。因此要求所選平臺必須能滿足當懸臂梁縱向伸出12.19m,橫向位移3.22m時，懸臂梁的綜合負荷至少為459噸。
由于波斯灣海況較好，可以不考慮風力矩和洋流的影響。完井作業時，鉆井平臺要升過井口平臺的上部模塊，因此對于樁腿，升船高度要超過鉆井平臺的名義工作水深。SP11項目水深71.5m，由于海床硬度較大，根據鄰區經驗，最大的插樁深度為9m，并留出2m安全余量。上部模塊的海拔高度為26m，因此通過計算樁腿的長度至少要102.5m，見圖6，所以名義鉆井水深大于90m(300ft)的鉆井平臺才能滿足要求。
鉆機主要設備配置
制約平臺選用
絞車和頂驅都是在鉆8-1/2井眼時達到工作能力極限，而泥漿泵極限則出現在鉆12-1/4井眼，因此需要平臺至少配備四臺1600KW的柴油發電機組作為主動力(絞車1600馬力，頂驅800馬力，泥漿泵2300馬力，加輔助設備和生活用電等)，和一臺1000KW左右的應急發電機。通常7000m的鉆機基本可以達標。由于地層含有H2S有毒氣體，需要平臺有足夠的泥漿池容積，當打開生產層段時，至少需備1.5-2倍井眼容積的加重泥漿，泥漿池的容積在 400方為宜。平臺散裝料或灰罐等倉儲能力、可變載荷及甲板面積可以不作為鉆井平臺選型的主要依據，如懸臂梁、樁腿及主要設備都能滿足作業要求，其他的方面基本不成為主要制約因素。
350-375ft船型更適合
適合項目的鉆井平臺的主要設備最低配置見表2。
通常鉆井平臺的選型要綜合考慮懸臂梁、樁腿、鉆井、倉儲能力和泥漿池容積、平臺可變載荷及甲板面積等因素。結合目前自升式平臺的特點和市場發展，對于 SP11項目的平臺選型應主要考慮懸臂梁能力。目前自升式鉆井平臺市場上300ft(91.2m)及以上作業水深的主要船型設計見表3。
據表2中SP11項目對自升式平臺的要求，可以看出，表3中：
• F&G L-780Mod Ⅱ船型懸臂梁移動范圍和載荷能力都明顯低于選型要求。
• BMC 300-vIC在作業水深為300ft的船型中比較適合。
• 作業水深350-375ft的船型Le Tourneau 116-C 和MSC CJ 62 S120能力偏低。
• 400ft及以上的船型都充分滿足要求，但日費率較高，會增加作業的成本，不建議選用。
綜上，懸臂梁最大載荷在760-980噸的平臺是SP11項目鉆井作業的最佳選擇，這些鉆井平臺主要集中在350-375ft的船型中。
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