Оборудование для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины для добычи углеводородов в условиях неконтролируемого выпуска


 


Владельцы патента RU 2563528:

ЭНИ С.П.А. (IT)

Настоящее изобретение относится к оборудованию для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины для добычи углеводородов в условиях неконтролируемого выпуска. Оборудование содержит камеру для разделения углеводородного потока, выходящего из скважины, на тяжелую фазу и легкую фазу, средства, соединенные с камерой, для подачи тяжелой фазы и легкой фазы к поверхности, и направляющий корпус для углеводородного потока. Направляющий корпус имеет, по существу, цилиндрическую форму или форму усеченного параболоида с обоими открытыми концами. Первый конец является впуском углеводородного потока, выходящего из скважины. Второй конец, удаленный относительно впуска углеводородного потока, сообщен с камерой с введением между ними перфорированного сферического колпака. Изобретение обеспечивает повышение эффективности работы устройства. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Настоящее изобретение относится к оборудованию для перемещения и подачи углеводородов из подводной скважины для добычи углеводородов в условиях неконтролируемого выпуска.

Постоянное увеличение в мире потребления жидких углеводородов приводит к росту подводной или морской разведки и добычи.

Подводная окружающая среда усложняет добычу и создает увеличенный риск нанесения вреда окружающей среде в случае выбросов, т.е. неконтролируемого выпуска углеводородов из скважин и/или других неконтролируемых утечек углеводородов в море, например, как последствие трещин подводной системы труб.

Данные события, хотя и редкие, не только вызывают потерю энергоносителей, но могут также создавать серьезные последствия для безопасности персонала, загрязнение окружающей среды и затраты на восстановление скважины.

Различные попытки эффективного улавливания неконтролируемых утечек углеводородов на глубоководных участках уже предпринимались.

Для этого изготавливали пустые контейнеры, например, такие как описанный в патенте США 4318442, который, по существу, оборудован вытяжной трубой, управляемой задвижкой, газовым выпуском с конфигурацией для поддержания расслаивания газа в верхней части контейнера и выпуска жидкости в соответствии с расслаиванием нефти в нижней части контейнера.

Данный контейнер устанавливается над выпуском скважины при выбросе для забора выходящего наружу потока углеводородов, также называемого струей выброса, для подачи его жидкой части на поверхность в управляемом режиме с удалением газообразной части.

Альтернативно, используются известные куполообразные защитные устройства, такие как в патенте США 4405258.

Данный патент описывает способ удержания углеводородов внутри куполообразного защитного устройства, оборудованного предохранительными клапанами в верхней части, которое при установке сверху подводной скважины при выбросе захватывает углеводороды в свое внутреннее пространство.

Конструкции, установленные сверху выпуска скважины, такие как пустотелые или куполообразные защитные контейнеры, оказываются не подходящими для эффективного сдерживания выброса, особенно для скважин, из которых выходит мощный поток углеводородов. Энергия выброса заставляет углеводороды выходить не из конкретных направленных вверх труб, а из основания конструкции.

Кроме того, куполообразная форма является неэффективной для отведения потоков с высоким расходом.

Другое известное оборудование для удержания или отбора углеводородов в газообразной и/или жидкой форме описано в патенте США 4324505.

Данное оборудование содержит конус, содержащий подходящие прорези. Когда устройство устанавливается на оборудовании устья скважины, оно отводит и направляет текучую среду через трубу, соединенную с верхним участком конуса, на поверхность, где углеводороды могут отделяться от других текучих сред.

В данном оборудовании, особенно для потоков выбросов высокой интенсивности, удар струи выброса внутри конуса может создавать турбулентное движение, которое может вызывать эмиссию струи из конуса с последующим уменьшением производительности отбора углеводородов, выходящих из скважины.

Поэтому существует необходимость, в случае морских выбросов, эффективно перехватывать, удерживать и транспортировать поступающие углеводороды для уменьшения их неконтролируемой дисперсии в окружающей среде до минимума.

Целью настоящего изобретения является устранение упомянутых выше недостатков, в частности создание оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, обеспечивающее эффективный и, по существу, полный сбор углеводородов, выходящих в неконтролируемом режиме.

Другой целью настоящего изобретения является создание оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, способное уменьшать до минимума дисперсию в окружающей среде углеводородов, выходящих в неконтролируемом режиме.

Дополнительной целью настоящего изобретения является создание оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, обеспечивающее эффективный перехват, перемещение и добычу углеводородов, выходящих в неконтролируемом режиме.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, способное разделять углеводороды, выходящие из скважины, на тяжелую фазу, состоящую из воды и жидких углеводородов, и легкую фазу, в основном состоящую из газа и жидких углеводородов, и подачу тяжелой фазы на поверхность.

Данные и другие цели достигаются в настоящем изобретении созданием оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, описанного в независимых пунктах формулы изобретения.

Дополнительно отличия оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска приведены в зависимых пунктах формулы изобретения.

Отличия и преимущества оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, согласно настоящему изобретению более понятны из следующего, являющегося примером и неограничивающего описания с прилагаемой схематичной Фиг. 1, изображающей сечение оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фигуре показано оборудование для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска.

Оборудование 10 содержит камеру 23 для разделения углеводородов потока, выходящего из скважины 21, на тяжелую фазу 23a и легкую фазу 23b.

В частности, средства 15, 16, 17, 24, 25, 26 для перемещения тяжелой фазы 23a и легкой фазы 23b к поверхности соединены с камерой 23.

Согласно настоящему изобретению оборудование 10 также содержит направляющий корпус 18 для углеводородного потока, имеющий, по существу, цилиндрическую форму или форму усеченного параболоида с обоими открытыми концами, при этом первый конец является впуском углеводородного потока, выходящего из скважины 21, и второй конец, удаленный относительно впуска углеводородного потока 20, сообщен с камерой 23 с введением между ними перфорированного сферического колпака 22.

В показанном предпочтительном варианте осуществления камера 23 образована внутри полого трубчатого корпуса 11, содержащего два полых цилиндрических участка 11a, 11b, соединенных конусным участком 11c.

Первый цилиндрический участок 11a соединен с конусным участком 11c на его соответствующем увеличенном конце 11c'.

Первый цилиндрический участок 11a полого корпуса 11 заканчивается кольцевым основанием 12, образующим отверстие полого трубчатого корпуса 11 с диаметром меньше диаметра первого цилиндрического участка 11a.

Второй цилиндрический участок 11b соединен с конусным участком 11c на его соответствующем более узком конце 11c".

Конусный участок 11c предпочтительно имеет форму усеченного конуса с малым диаметром, совпадающим с диаметром второго цилиндрического участка l1b, и большим диаметром, совпадающим с диаметром первого цилиндрического участка 11a трубчатого корпуса 11.

Второй цилиндрический участок l1b заканчивается соответственно верхним свободным концом с верхним основанием 13 для образования закрытого пространства.

Камера 23 ограничена по периметру и снаружи трубчатым корпусом 11 и внутри и по центральной оси перфорированным колпаком 22 и полым корпусом 18 для направления входящего потока с приданием ему, по существу, кольцевой формы.

Для данной цели направляющий корпус 18 расположен коаксиально с трубчатым корпусом 11 и проходит внутри него.

Направляющий корпус 18 предпочтительно имеет, по меньшей мере, соответствующий своему впускному концу углеводородного потока диаметр, совпадающий с внутренним диаметром кольцевого основания 12, и длину, по существу, равную длине первого цилиндрического участка 11a трубчатого корпуса 11.

Направляющий корпус 18 открыт на обоих концах, таким образом обеспечивая, при установке совпадающим с вытекающим потоком углеводородов, перемещение струи 20 выброса, выходящей из скважины 21, в его внутреннее пространство 19.

Полый перфорированный сферический колпак 22 расположен совпадающим с концом направляющего корпуса 18, удаленным относительно впуска углеводородного потока 20, предпочтительно расположенным на расстоянии от направляющего корпуса 18.

Геометрия направляющего корпуса 18 и перфорированного колпака 22 выполнена уменьшающей кинетическую энергию струи выброса многофазного потока на впуске.

Гравитационное разделение входящей смеси на плотную или тяжелую фазу 23a и легкую фазу 23b происходит внутри камеры 23.

Камера 23 сообщена со средствами 15, 16, 17, 24, 25, 26 для подачи тяжелой фазы 23a и легкой фазы 23b к поверхности.

В частности, нижняя часть камеры 23, в которой плотная фаза 23a расслаивается, сообщена с перекачивающим средством 16, расположенным внутри второго цилиндрического участка 11b полого трубчатого корпуса 11.

Указанное сообщение осуществлено с помощью множества подающих трубок 24, разнесенных по окружности, предпочтительно с равными интервалами, состоящих из первых вертикальных секций и вторых секций, соединяющихся с общим коллектором 25 над перфорированным колпаком 22.

Коллектор 25 расположен по центру относительно трубчатого корпуса 11 и соединен с перекачивающим средством 16 через первую секцию 15a подающей трубы 15, расположенной внутри полого трубчатого корпуса 11 между конусным участком 11c и вторым цилиндрическим участком l1b полого трубчатого корпуса 11 коаксиально относительно корпуса.

Вторая секция 15b подающей трубы 15, также расположенная внутри и коаксиально со вторым цилиндрическим участком 11b, создает сообщение перекачивающего средства 16 с эжекторной системой 17 внутри второго цилиндрического участка 11b, также оборудованного дверками 17a для всасывания легкой фазы 23b.

Третья и последняя секция 15c подающей трубы 15 введена на верхнем основании 13 второго цилиндрического участка 11b и создает сообщение многофазного потока, созданного внутри эжекторной систем 17, с подходящими системами сбора и переработки, расположенными на морской поверхности (не показано).

Верхняя часть камеры 23, в которой легкая фаза расслаивается, сообщена с поверхностью с помощью выпускного канала 26 с регулирующим клапаном (не показано) в точке сбора на морской поверхности.

Соединительный канал 27 проходит к поверхности своей первой секцией снаружи и параллельно трубчатому корпусу 11 и вводится своей второй секцией в направляющий корпус 18, проходя через стенку первого цилиндрического участка 11a трубчатого корпуса 11.

Данный канал 27 является подходящим для питания метанолом системы распределения (не показано), установленной соответственно на нижнем конце направляющего корпуса 18.

Работа оборудования 10 для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины для извлечения осуществляется следующим образом.

В рабочем состоянии струя 20 выброса, состоящая из смеси газа и нефти, выходит из скважины под высоким давлением как показано позицией 21, при этом забирая морскую воду в свой внутренний объем.

Впуск морской воды в оборудование 10 содействует образованию тяжелой жидкой фазы 23a. Количество морской воды, входящее в оборудование 10, можно регулировать, изменяя высоту, на которой оборудование 10 устанавливается относительно морского дна, а также размеры и обороты вала на перекачивающем средстве 16.

Многофазный поток на впуске 20, в общем, состоящий, по меньшей мере, из нефти, газа и морской воды, входит в оборудование 10 для перемещения и добычи углеводородов через полый направляющий корпус 18.

Геометрия направляющего корпуса 18 вместе с геометрией перфорированного колпака 22 создана ослабляющей кинетическую энергию входящего потока 20, предотвращая обратный сток струи 20 выброса и, следовательно, ее отток.

Проходя через отверстия перфорированного колпака 22, многофазный поток 20 входит в камеру 23.

В ее внутреннем объеме смесь нефти, газа и воды стремится к разделению и расслоению на две фазы: легкая фаза 23b, состоящая из смеси газа и жидких углеводородов, образуется на верхней части камеры 23, и плотная фаза 23a, состоящая из смеси воды и жидких углеводородов, содержащая ограниченные количества диспергированного газа, образуется в нижней части камеры 23.

Плотная фаза 23a направляется из камеры 23 через множество подающих трубок 24 к коллектору 25 вследствие работы перекачивающего средства 16 и подается под высоким давлением в эжекторную систему 17.

Часть легкой фазы 23b, отделенная в камере 23, всасывается под действием низкого давления через дверки 17a всасывания эжекторной системы 17.

Многофазный поток, полученный в эжекторной системе 17, затем подается через третью секцию 15c подающей трубы 15 в направлении морской поверхности к специальному средству транспортировки и утилизации.

Оставшаяся часть легкой фазы 23b извлекается через выпускной канал 16.

Распределение между легкой фазой 23b, всасываемой эжекторной системой 17 и извлекаемой через выпускной канал 26, регулируется клапаном, расположенным на выпускном канале 26.

Регулирующий клапан также имеет функцию поддержания выпускного канала 26 наполненным воздухом, что гарантирует правильное функционирование системы во время начальных фаз подачи и извлечения углеводородной смеси.

Во время отбора углеводородов метанол также распределяется, поступая с поверхности по соединительной трубе 27, для системы распределения метанола, соответствующей впуску струи 20 выброса для предотвращения образования гидратов.

Отличия оборудования для перемещения и добычи углеводородов из подводной скважины, цели настоящего изобретения и относительные преимущества указаны в приведенном выше описании.

Придание конкретной конфигурации направлению потока в дополнение к перфорированному сферическому колпаку на его конце обеспечивает ослабление кинетической энергии многофазного потока на впуске, таким образом, предотвращается его обратный сток вниз и последующий отток.

Кроме того, проход через перфорированный колпак содействует эффективному разделению многофазного потока на легкую фазу и тяжелую фазу, способствуя его перемещению к поверхности.

Предложенное оборудование может иметь многочисленные модификации и различные варианты, полностью включенные в объем изобретения; все детали, кроме того, можно заменять технически эквивалентными элементами. На практике используемые материалы и габариты могут меняться согласно техническим требованиям.

1. Оборудование (10) для перемещения и добычи потока углеводородов из подводной скважины в условиях неконтролируемого выпуска, содержащее камеру (23) для разделения углеводородного потока, выходящего из скважины, на тяжелую фазу (23а) и легкую фазу (23b), средства (15, 16, 17, 24, 25, 26), соединенные с камерой (23) для перемещения тяжелой фазы (23а) и легкой фазы (23b) к поверхности, отличающееся тем, что содержит направляющий корпус (18) для углеводородного потока, имеющий, по существу, цилиндрическую форму или форму усеченного параболоида с обоими открытыми концами, при этом первый конец является впуском углеводородного потока, выходящего из скважины, и второй конец, удаленный относительно впуска углеводородного потока (20), сообщен с камерой (23) с введением между ними перфорированного сферического колпака (22).

2. Оборудование (10) по п.1, отличающееся тем, что перфорированный сферический колпак (22) установлен на расстоянии относительно второго конца направляющего корпуса (18).

3. Оборудование (10) по п.1 или 2, отличающееся тем, что камера (23) образована внутри полого трубчатого корпуса (11) и по периметру и снаружи ограничена трубчатым корпусом (11) и внутри и по центру, перфорированным колпаком (22) и направляющим корпусом (18) для обеспечения, по существу, кольцевой конфигурации.

4. Оборудование (10) по п.3, отличающееся тем, что полый трубчатый корпус (11) содержит первый цилиндрический участок (11а) и второй цилиндрический участок (11b), соединенные между собой участком (11с) конусной формы, причем первый цилиндрический участок (11а) соединен с соответствующим увеличенным концом (11с') конусного участка (11с), а второй цилиндрический участок (11b) соединен с соответствующим уменьшенным концом (11с") конусного участка (11с), нижняя часть первого цилиндрического участка (11а) заканчивается кольцевым основанием (12), образующим отверстие полого трубчатого корпуса (11), имеющее диаметр меньше диаметра первого цилиндрического участка (11а), и верхняя часть второго цилиндрического участка (11b) заканчивается верхним основанием (13).

5. Оборудование (10) по п.4, отличающееся тем, что направляющий корпус (18) расположен коаксиально относительно трубчатого корпуса (11) и проходит внутри него, причем направляющий корпус (18) имеет диаметр, совпадающий с внутренним диаметром кольцевого основания (12) на, по меньшей мере, соответствующем первом конце, соответствующем впуску, и удлинение, по существу, одинаковое с расширением первого цилиндрического участка (11а) трубчатого корпуса (11).

6. Оборудование (10) по п.1, отличающееся тем, что нижняя часть камеры (23), в которой тяжелая фаза (23а) расслаивается, сообщена с перекачивающим средством (16) множеством подающих трубок (24), разнесенных по окружности и связанных с коллектором (25), расположенным над перфорированным колпаком (22) и соединенным с перекачивающим средством (16) через первую секцию (15а) подающей трубы (15), проходящей к поверхности.

7. Оборудование (10) по п.6, отличающееся тем, что перекачивающее средство (16) сообщено с эжекторной системой (17) посредством второй секции (15b) подающей трубы (15), проходящей к поверхности.

8. Оборудование (10) по п.1, отличающееся тем, что верхняя часть камеры (23), в которой легкая фаза (23b) расслаивается, сообщена с поверхностью вентиляционным каналом (26).

9. Оборудование (10) по любому из предыдущих пп.6-8, отличающееся тем, что перекачивающее средство (16) и эжектор (17) установлены внутри второго цилиндрического участка (11b) полого трубчатого корпуса (11), причем подающая труба (15) проходит к поверхности коаксиально через второй цилиндрический участок (11b).

10. Оборудование (10) по п.4, отличающееся тем, что содержит трубу (27) для соединения с поверхностью, проходящую первой секцией снаружи и параллельно трубчатому корпусу (11) и введенную второй секцией в направляющий корпус (18), проходя через стенку первого цилиндрического участка (11а) трубчатого корпуса (11).



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к подводным установкам и способам для разделения полученной из подводной скважины смеси. Технический результат заключается в улучшении работ по добыче нефти в подводных условиях.

Устройство содержит гибкое нефтенепроницаемое полотно (ГНП), покрывающее поверхность траншеи, рукава для откачки продукта нефтяного происхождения (ПНП), грузила. ГНП выполнено в форме вытянутого купола, длина которого равна длине подводного трубопровода (ПТ), ширина - ширине траншеи в верхней ее части, высота определяется исходя из объема истечения ПНП из ПТ за период времени перекрытия ПТ и объема истечения ПНП под воздействием собственной силы тяжести.

Настоящее изобретение относится к защитному устройству для предотвращения утечки текучих сред, вытекающих в водное пространство. Защитное устройство содержит куполообразную мембрану, непроницаемую для текучей среды.

Изобретение относится к устройствам для добычи природного газа, свободно выходящего на газовыделяющих донных участках, и газа от искусственного фонтанирования газогидратов.

Изобретение относится к получению приповерхностных скоплений твердых газовых гидратов донных отложений. Технический результат - снижение материальных и эксплуатационных затрат, а также снижение экологической нагрузки на территорию добычи газовых гидратов.

Группа изобретений относится к подводной добыче газовых гидратов и их доставке потребителю. Технический результат - повышение эффективности добычи и транспортировки газовых гидратов за счет снижения энергетических, капитальных и текущих затрат.

Группа изобретений относится к подводной добыче углеводородов, в частности к системам для соединения основного промыслового объекта и подводных скважин. Система подводной добычи нефти и/или газа содержит основной промысловый объект, множество подводных скважин, транспортную сеть текучей среды и отдельную сеть электроснабжения и передачи данных.

Группа изобретений относится к области шельфового бурения. Буровое судно содержит первый бурильный центр, включающий в себя хранилище для хранения первых водоотделительных колонн, второй бурильный центр для бурения второй скважины с того же самого судна, включающий в себя хранилище для хранения вторых водоотделительных колонн.

Предложено эксплуатационное основание (1), выполненное с возможностью подключения разветвленного соединения к эксплуатационному манифольду (10) для обеспечения возможности подключения к эксплуатационному манифольду (10) по меньшей мере двух эксплуатационных соединительных перемычек от соответствующей подводной устьевой арматуры.

Изобретение относится к устройствам для стыковки и соединения на морском дне первого и второго трубопроводов, содержащих в месте соединения концы (E1, E2) первой трубы и второй трубы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону. Надводная скважина для добычи нефти и газа в открытом море содержит водоотделяющую колонну и расположенное на морской платформе устье скважины, имеющее колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку и фонтанную елку с задвижками, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления. Корпус колонной головки соединен с кондуктором, расположенным внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, в которой концентрично установлена лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую зону горных пород, склонных к обвалам. Верхний торец водоотделяющей колонны расположен над палубой морской платформы ниже колонной головки, а кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна, расположенная в вертикальной части ствола скважины, снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта. В качестве подземного оборудования лифтовой колонны применены: приустьевой клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, разъединитель колонны, эксплуатационный пакер, под которым расположены посадочный ниппель и скважинная камера, содержащая средства измерения в виде датчика давления и температуры. Приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных. Заявляемое конструктивное расположение устьевого оборудования, расположение и исполнение колонн обеспечивает повышение надежности конструкции скважины. 1 ил.

Способ включает размещение на водоеме источника сжатого воздуха и источника водовоздушной смеси, который подсоединен к водовоздушному шлангу, перед началом очистных мероприятий осуществляют гидроэкологическое обследование водоема по сетке станций, устанавливают направляющие каналы (основной и вспомогательный) для передвижения нефти и нефтепродуктов с водовоздушной смесью, водовоздушную смесь подают водовоздушным шлангом, который имеет перфорированную и неперфорированную часть, шланг перемещается по дну водоема посредством лебедки. Технический результат - повышение качества очистки. 3 ил.

Изобретение относится к области освоения морских газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для добычи углеводородного сырья (УС). Технический результат заключается в обеспечении повышения экономической эффективности транспортировки добываемого УС за счет обеспечения возможности использования избыточного пластового давления для транспортировки добываемого УС. В способе добычи и транспортировки УС осуществляют подводную добычу УС и его подачу через добычной манифольд по магистральному газопроводу (МГ) к береговому комплексу приема УС, причем к МГ подключают газовый компрессор (ГК), установленный на надводном или подводном нефтегазопромысловом сооружении (НГПС). На МГ последовательно размещают первый узел подключения ГК, промежуточный узел подключения ГК и ближний к месторождению узел подключения ГК. Первый узел подключения ГК размещают на максимально возможном расстоянии от добычного манифольда, а ближний к месторождению узел подключения ГК размещают на минимально возможном расстоянии от добычного манифольда. Добычу и транспортировку УС осуществляют в несколько этапов, причем транспортировку УС осуществляют с использованием избыточного пластового давления и давления, создаваемого ГК. 6 ил.

Изобретение относится к насосной системе для использования в удаленных точках, таких как комплексы для подводной добычи углеводородов. Система включает источник текучей среды под высоким давлением, возвратно-поступательный или осциллирующий насос, приводимый в действие текучей средой, преобразующий клапан для преобразования постоянного давления текучей среды в пульсирующее давление в движущейся текучей среде с целью приведения в действие насоса. Преобразующий клапан встроен в отводящую линию между источником текучей среды под высоким давлением и насосом. В трубопроводе текучая среда под высоким давлением, служащая движущей текучей средой для насоса, представляет собой углеводороды, извлеченные из скважины, причем источником движущей текучей среды является компрессор, использующий извлекаемый газ. Обеспечивается автономность системы, упрощается конструкция, расширяются функциональные возможности. 7 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к концепции для контролируемой локализации нефти и конденсата и возможно других типов жидкостей и химреагентов в конструкциях при возможном выходе из строя обычных известных барьеров, используемых в морской разведке и добыче нефти и газа, предназначенных для использования на нескольких морских глубинах. Морская платформа содержит несущую конструкцию; палубную надстройку, установленную сверху на несущую конструкцию, с которой можно вести бурение, причем несущая конструкция содержит сборные емкости, образующие интегрированную часть несущей конструкции; основание для платформы, предназначенное для опирания на морское дно, и несколько отдельных обладающих плавучестью корпусов, установленных сверху друг на друга и взаимно соединенных, опирающихся на основание платформы под действием веса обладающих плавучестью корпусов. Обладающие плавучестью корпуса также взаимно соединены с основанием платформы с помощью вертикально натянутых тросов, расставленных через равные интервалы по периферии платформы. Множество тросов постановки на якорь, проходящих вверх и вниз от верхней части основания платформы закреплены якорями на морском дне на расстоянии от морской платформы. Тросы постановки на якорь соединяются с морской платформой через направляющие блоки и лебедки. Обеспечивается прочность, устойчивость морской платформы и возможность противостоять воздействию природных сил, возникающих на площадке установки. 9 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение зон дренирования продуктивного пласта и повышение эффективности дистанционного управления работой скважины в режиме реального времени в арктических условиях. Морская многозабойная газовая скважина содержит основной и боковой стволы, водоотделяющую колонну и расположенное на морской ледостойкой платформе устье скважины. Это устье имеет колонную головку и смонтированную на ней фонтанную арматуру. В корпусе колонной головки на клиновой подвеске подвешен кондуктор, расположенный внутри указанной водоотделяющей колонны. В колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, размещенная в основном стволе. В ней концентрично установлена составная лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую придонную зону горных пород. Верхний торец этой колонны расположен над палубой морской ледостойкой платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна расположена в вертикальной части основного ствола скважины. Она снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта, к которому присоединен хвостовик-фильтр. Выше него к эксплуатационному хвостовику подходит боковой ствол с хвостовиком-фильтром, направленным в сторону диаметрально противоположную от хвостовика-фильтра основного ствола. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры подземного оборудования составной лифтовой колонны расположены выше и ниже бокового ствола. Приустьевой клапан-отсекатель, расположенный в верхней части лифтовой колонны, выполнен с возможностью дистанционного управления. Верхний и нижний оптоволоконные скважинные расходомеры и скважинный датчик давления и температуры выполнены с возможностью соединения с блоком сбора данных. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к инструменту и способам подводной установки и испытания фонтанной арматуры. Инструмент для подводной установки и испытания фонтанной арматуры с корабля с использованием корабельного крана выполнен с возможностью быть манипулируемым корабельным краном и содержит подводный блок, содержащий соединительное устройство для разъемного присоединения к подводным устьевым модулям, средства для позиционирования, содержащие движители, систему определения положения опционного пристыкованного подводного аппарата с дистанционным управлением и средства для испытания указанных устьевых модулей, содержащие емкости с текучей средой, а также соединительное устройство для электрического питания и электрического и/или оптического управления. Причем емкости с текучей средой предназначены для испытания на герметичность и для испытания функций клапанов фонтанной арматуры. Технический результат заключается в повышении эффективности установки и испытания фонтанной арматуры. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх