Морская скважина для добычи нефти и газа с надводным размещением устьевого оборудования


 


Владельцы патента RU 2566162:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону.

В настоящее время эксплуатация морских газовых скважин осуществляется в основном с морских платформ, реже - в подводном исполнении [Золотухин А.Б. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. - Ставангер, М., С-Пб., Трондхейм: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - С. 133-141].

Известна подводная скважина для добычи нефти и газа, содержащая устье скважины, расположенное на бетонном основании на морском дне, фонтанную арматуру, установленную на устье скважины, восходящую трубу для соединения с добывающим судном на поверхности моря, направляющую трубу, которая известным образом уходит на десятки метров вглубь в морское дно, и модуль управления для выполнения функций управления и контроля в фонтанной арматуре [RU 2186933 С2, МПК 7 Е21В 33/038, Е21В 43/013, опубл. 27.12.2000]. Внутри направляющей трубы подвешена НКТ, которая заканчивается в верхней части непосредственно в устье скважины.

К недостаткам эксплуатации скважин с подводным размещением устьевого оборудования относят необходимость специальной подводно-водолазной техники и водолазов высокой квалификации для обеспечения монтажа, обслуживания и ремонта подводного устьевого оборудования.

Известно устройство для обвязки устья при бурении с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, установленный на кондукторе, опорную втулку, концентрично установленную между кондуктором и водоотделяющей колонной с упором в верхний торец последней [SU 1609962 А1, МПК 5 Е21В 33/038, опубл. 1980].

Известно устройство для герметизации устья скважины с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, жестко связанный с кондуктором, размещенным внутри водоотделяющей колонны [SU 1799996 А1, МПК 5 Е21В 33/035, опубл. 1993].

Известна подвеска обсадных труб морских скважин с надводным устьем, содержащая направление, кондуктор, на торцах которых установлена опорная плита, и обсадную колонну, подвешенную на клиновую подвеску [RU 2169251 С1, МПК 7 Е21В 33/04, Е21В 33/035, опубл. 27.12.2001].

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, заключается в разработке конструкции морской надводной скважины при ее эксплуатации с возможностью дистанционного управления работой скважины с оперативным получением информации о пластовом давлении и температуре в реальном времени без абразивного износа скважинного оборудования.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности скважины и ее безопасной эксплуатации за счет обеспечения оперативного реагирования на аварийные ситуации путем возможности разъединения и подъема на платформу колонн, ремонта или замены элементов устьевого оборудования и исключения возможности попадания морской воды в полость устьевого оборудования.

Указанный технический результат достигается тем, что 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. К 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, причем ее верхний торец расположен над палубой морской платформы ниже колонной головки. 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 измерения температуры и давления добываемой среды, и подпакерный хвостовик. Указанные приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных.

Кроме того, эксплуатационный хвостовик снабжен хвостовиком-фильтром, верхняя часть хвостовика-фильтра размещена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр хвостовика-фильтра расположен в высокопроницаемой части продуктивного пласта, сложенного из рыхлых горных пород. Скважинная камера со средствами измерения температуры и давления добываемой среды соединена с устьем скважины посредством погружного электрического кабеля, проложенного вдоль лифтовой колонны по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие, выполненное эксцентрично в эксплуатационном пакере, а приустьевой клапан-отсекатель соединен с устьем скважины с помощью линии управления, проложенной вдоль лифтовой колонны аналогичным способом.

На чертеже схематично изображена заявляемая надводная скважина.

Конструкция надводной скважины содержит водоотделяющую колонну 1 и устье 2 скважины, расположенное на морской платформе 3 и имеющее колонную головку 4, и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку 5 и фонтанную елку 6 с задвижками 7, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления 8 кабелем 35.

Внутри водоотделяющей колонны 1 концентрично друг другу размещены обсадные колонны: кондуктор 9 и эксплуатационная колонна 10. Указанные колонны снабжены разъединительными герметичными устройствами (не показаны) для обеспечения возможности их разъединения и поднятия над поверхностью морского дна с последующим их подъемом на морскую платформу 3.

В нижней части эксплуатационной колонны 10, расположенной в вертикальной части ствола скважины, с помощью подвесного устройства 11 подвешен эксплуатационный хвостовик 12. В нижней части эксплуатационного хвостовика 12 с помощью подвесного устройства 13 меньшего типоразмера подвешен хвостовик-фильтр 14. Верхняя часть подвесного устройства 13 меньшего типоразмера выполнена в виде патрубка 15 с полированной внутренней поверхностью для соединения с подпакерным хвостовиком 16. Нижняя часть хвостовика-фильтра 14 оборудована противопесочным фильтром 17 или фильтрующей секцией из нескольких фильтров для обеспечения исключения абразивного износа скважинного оборудования. Во внутренней полости эксплуатационной колонны 10 и эксплуатационном хвостовике 12 размещена лифтовая колонна 18.

Лифтовая колонна 18 снабжена подземным оборудованием (сверху вниз): приустьевым клапаном-отсекателем 19 с линией управления 20, циркуляционным клапаном 21, разъединителем колонны 22, эксплуатационным пакером 23 манжетного типа, позволяющего некоторое перемещение по вертикали в зависимости от удлинения или сокращения лифтовой колонны 18, посадочным ниппелем 24, скважинной камерой 25 с установленным в ней средствами измерения температуры и давления добываемой среды, например скважинным датчиком измерения давления и температуры (не показаны), и подпакерным хвостовиком 16. Подпакерный хвостовик 16 соединен с хвостовиком-фильтром 14 посредством полированного наконечника (не показан), плотно входящего в патрубок 15 хвостовика-фильтра 14, создавая единую конструкцию скважины для добычи нефти и газа.

Корпус колонной головки 4 соединен с кондуктором 9, расположенным внутри водоотделяющей колонны 1. К колонной головке 4 на клиновой подвеске (не показана) подвешена эксплуатационная колонна 10, в которой концентрично установлена лифтовая колонна 18, снабженная подземным оборудованием. Лифтовую колонну 18 подвешивают в трубной головке 5, на которой размещена фонтанная елка 6. Задвижки 7 фонтанной елки 6 снабжены исполнительными механизмами с возможностью дистанционного управления (на открытие и закрытие) от гидравлической станции управления 8, расположенной на морской платформе 3 рядом с пультом управления 33 средствами измерения давления и температуры.

Водоотделяющая колонна 1 спущена ниже морского дна 26 на глубину h1, перекрывающую зону горных пород 27, склонных к обвалам, и зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 26. Водоотделяющая колонна 1 выше головы цементного камня оборудована разъединителем колонны (не показан). Верхний торец водоотделяющей колонны 1 расположен над палубой морской платформы 3 ниже колонной головки 4.

Кондуктор 9 спущен до глубины глинистого пропластка h2 и закреплен в прочных глинистых горных породах 28 с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 26 и выше цементного камня оборудован разъединителем колонны (не показан).

Эксплуатационная колонна 10 зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 26 и выше цементного камня оборудована разъединителем колонны (не показан).

Эксплуатационный хвостовик 12 спущен до кровли 29 продуктивного пласта 30. Хвостовик-фильтр 14 размещен в продуктивном пласте 30. Верхняя часть хвостовика-фильтра 14 размещена в верхней низкопроницаемой части 31 продуктивного пласта 30, сложенной из заглинизированных горных пород. Противопесочный фильтр 17 (фильтрующая секция) размещена в высокопроницаемой части 32 продуктивного пласта 30, сложенного из рыхлых горных пород.

Лифтовая колонна 18 спущена до проектной глубины и соединена с хвостовиком-фильтром 14.

Скважинная камера 25 размещена под эксплуатационным пакером 23.

Средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных на дневную поверхность, например, скважинный датчик давления и температуры соединен с пультом управления 33, размещенным на морской платформе 3 на устье 2 скважины посредством погружного кабеля 34, проложенного вдоль лифтовой колонны 18 по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие (не показано), выполненного эксцентрично в эксплуатационном пакере 23 и закрепленного с помощью протектора (не показан) с возможностью компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны 18. Датчик давления и температуры может быть выполнен с дистанционным управлением.

Приустьевой клапан-отсекатель 19 выполнен с возможностью дистанционного управления от гидравлической станции управления 8, размещенной на морской платформе 3 на устье 2 скважины, посредством линии управления 20, проложенной и закрепленной к лифтовой колонне 18 аналогично погружному кабелю 34.

Надводную скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.

В водоотделяющую колонну 1, спущенную с морской платформы 3, спускают последовательно: кондуктор 9, эксплуатационную колонну 10, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 4. В эксплуатационную колонну 10 спускают эксплуатационный хвостовик 12, подвешивают его в нижней части эксплуатационной колонны 10 с помощью подвесного устройства 11. В эксплуатационный хвостовик 12 спускают хвостовик-фильтр 14, подвешивают его в нижней части эксплуатационного хвостовика 12 с помощью подвесного устройства 13 меньшего типоразмера. При этом противопесочный фильтр 17 располагают в высокопроницаемой части 31 продуктивного пласта 30.

Во внутренние полости эксплуатационной колонны 10 и эксплуатационного хвостовика 12 спускают лифтовую колонну 18, оборудованную приустьевым клапаном-отсекателем 19 с линией управления 20, циркуляционным клапаном 21, разъединителем колонны 22, эксплуатационным пакером 23, посадочным ниппелем 24, скважинной камерой 25 с устанавливаемым впоследствии в ней скважинным датчиком измерения давления и температуры (не показано) и подпакерным хвостовиком 16. Эксплуатационный пакер 23 манжетного типа размещают в интервале эксплуатационного хвостовика 12, имеющем внутреннюю полированную поверхность, при этом полированный наконечник (не показан) подпакерного хвостовика 16 плотно входит в патрубок 15 хвостовика-фильтра 14. На трубной головке 5 монтируют фонтанную елку 6. В лифтовую колонну 18 сбрасывают шарик, перекрывающий внутреннее пространство, или в посадочный ниппель 24 спускают глухую пробку (не показано) и созданием давления жидкости осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 23. При этом уплотнительные элементы, представляющие собой манжеты, эксплуатационного пакера 23 герметично перекроют затрубное пространство скважины между лифтовой колонной 18 и эксплуатационным хвостовиком 12. Все соединительные линии (линия управления 20, например, оптоволоконный кабель), погружной кабель 34 датчика давления и температуры соединяют со станцией управления 8 и пультом управления 33. Далее скважину осваивают и вводят ее в эксплуатацию, осуществляя подъем добываемой среды: нефти или газа по лифтовой колонне 18 непосредственно на морскую платформу 3.

Пример реализации.

В скважине, имеющей водоотделяющую колонну диаметром 820 мм, размещен кондуктор диаметром 508 мм, внутри которого размещена эксплуатационная колонна диаметром 340 мм, к нижней части которой с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешен эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, в нижней части которого, в свою очередь,посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. В эксплуатационной колонне размещена лифтовая колонна диаметром 168 мм, оборудованная приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционный клапан ЦК-168, разъединитель колонны РК-168, эксплуатационный пакер типоразмера 168/245, посадочный ниппель НП-168, скважинная камера, содержащая средства измерения в виде датчика давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS, и подпакерный хвостовик диаметром 168 мм. Лифтовая колонна подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508×340 К1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж).

Заявляемое конструктивное выполнение скважины обеспечивает надежную работу за счет обеспечения возможности оперативного реагирования и управления задвижками фонтанной арматуры и приустьевым клапаном-отсекателем. Расположение кондуктора и водоотделяющей колонны и их конструктивное исполнение обеспечивает стабильность работы устьевого оборудования, исключает попадание морской воды, а в случае необходимости (аварийной ситуации, прорыва газа, подвижек льда в арктической зоне) возможно дистанционное закрытие приустьевого клапана-отсекателя и принудительное разъединение колонн на уровне морского дна и их подъем на поверхность, на морскую платформу.

1. Скважина с надводным размещением устьевого оборудования для добычи нефти и газа в открытом море, характеризующаяся тем, что 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, при этом 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, при этом водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую зону горных пород, склонных к обвалам, причем 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, а 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 давления и температуры добываемой среды, и подпакерный хвостовик, при этом указанный приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных.

2. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что эксплуатационный хвостовик снабжен хвостовиком-фильтром, верхняя часть хвостовика-фильтра размещена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр хвостовика-фильтра расположен в высокопроницаемой части продуктивного пласта, сложенного из рыхлых горных пород.

3. Скважина по п.1, отличающаяся тем, что скважинная камера со средствами измерения температуры и давления добываемой среды соединена с устьем скважины посредством погружного кабеля, проложенного вдоль лифтовой колонны по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие, выполненное эксцентрично в эксплуатационном пакере, а приустьевой клапан-отсекатель соединен с устьем скважины с помощью линии управления, проложенного вдоль лифтовой колонны аналогичным способом.



 

Похожие патенты:

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

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.

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