Подводная насосная система

Авторы патента:


Подводная насосная система
Подводная насосная система
Подводная насосная система
Подводная насосная система
Подводная насосная система
Подводная насосная система
Подводная насосная система
Подводная насосная система

 


Владельцы патента RU 2571466:

ФМС Конгсберг Сабси АС (NO)

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.

 

Область техники

Изобретение относится к насосной системе для использования в удаленных точках (таких как комплексы для подводной добычи углеводородов), содержащей источник текучей среды под высоким давлением и насос, приводимый в действие движущей текучей средой.

Уровень техники

Во многих месторождениях давление внутри коллектора углеводородов будет падать по мере его опустошения. Чтобы повысить степень извлечения углеводородов, все шире применяется оборудование для нагнетания давления. Примером использования такого оборудования являются системы газлифта. Другим примером являются электрические погружные насосы, которые подвешиваются в углеводородной скважине, чтобы повысить давление и обеспечить возможность подъема углеводородов к поверхности. Недостаток подобных установок состоит в том, что каждой скважине требуется отдельный насос с ассоциированной с ним системой питания и управления. Другим недостатком является то, что для применения в такой ситуации пригодны только жидкостные насосы, поскольку использование компрессоров внутри скважин представляется затруднительным.

В связи с этим наблюдается растущий интерес к установке оборудования для повышения давления на морском дне и подъему с его помощью скважинных флюидов, отобранных из нескольких скважин. При этом обеспечивается также возможность применения сепараторов, так что все фазы скважинных флюидов (газ, нефть или вода) могут быть сепарированы и доставлены в различные пункты. Например, можно отделить воду от скважинного потока и реинжектировать ее в землю, обеспечив тем самым экономию пространства и оборудования на буровой платформе.

К сказанному следует добавить, что новые месторождения обнаруживаются на все больших глубинах и все дальше от берега. Это требует использования систем управления и подачи энергии, действующих на все больших расстояниях.

Многие подводные добычные комплексы с повышенной степенью извлечения, помимо основного насоса для повышения давления, требуют использования дополнительных насосов. Подводные насосы традиционно являются крупногабаритными, тяжелыми и сложными устройствами, которые требуют передачи электроэнергии и масла для герметизации на большое расстояние. Электрическая система сама по себе является очень сложной и дорогой, поскольку содержит, например, зонды, соединители, кабель, трансформаторы и системы управления двигателями. Если электроэнергия и масло подаются с борта судна или платформы, системы питания насоса будут занимать полезную площадь на палубе. Углеводороды, извлекаемые из скважин, могут быть разделены на несколько типов: преимущественно газ с некоторым количеством воды или нефти и преимущественно нефть с некоторым количеством воды. В некоторых случаях могут присутствовать три фазы: газ, нефть и вода. Скважинный поток разделяется на отдельные фазы в сепараторе, причем вода предпочтительно инжектируется обратно в формацию.

В приложениях с несколькими стадиями сепарации технологическую среду, выделенную на более поздних стадиях, требуется смешивать со средой, выделенной на первой стадии. Поскольку технологическая среда теряет давление в ходе стадий сепарации, необходимо повышать давление среды, выделенной на заключительных стадиях, до давления среды, выделенной на первой стадии сепарации. Одно из известных решений задачи повышения давления среды, выделенной на более поздней стадии, состоит в применении эжектора, который использует в качестве движущей текучей среды (рабочего агента) другую текучую среду под давлением. Однако данное решение обладает низкой эффективностью и приводит к смешению рабочего агента с перекачиваемой текучей средой.

Известные центробежные или винтовые насосы имеют ограниченную стойкость в отношении песка. Обычные решения этой проблемы состоят либо в пропускании песка через насос с применением в нем высококачественных материалов и покрытий либо, если содержание песка очень высокое, песок может сепарироваться до его поступления в насос с обходом насоса посредством эжектора. Однако система эжектора является сложной и требует большого расхода рабочего агента.

Таким образом, существует потребность в другом решении задачи повышения давления флюида при его подводной добыче.

Раскрытие изобретения

Цель изобретения состоит в создании более простой системы, которая не требует специальных каналов для подачи питания (т.е. электроэнергии и масла для герметизации) от внешнего источника и, следовательно, является более или менее автономной. Еще одна цель заключается в создании системы, устойчивой к песку и способной к прокачиванию вязких песчаных суспензий. Эти цели достигнуты использованием доступной в подводных условиях текучей среды под давлением как движущей рабочей среды для насоса, в качестве которого применен возвратно-поступательный насос, а также наличием в системе средства для создания импульсов давления в движущей текучей среде для насоса.

Принцип работы автономного насоса по изобретению состоит в отведении части технологической текучей среды из области высокого давления в область низкого давления. В отводящую линию должен быть встроен клапан или клапанный узел, функция которого состоит в преобразовании постоянного давления текучей среды в пульсирующее давление с целью приведения в действие возвратно-поступательного (осциллирующего) насоса (далее подобный клапан (клапанный узел) именуется преобразующим клапаном).

Возвратно-поступательный насос предпочтительно является поршневым насосом, мембранным насосом или мембранным насосом со шланговой мембраной (шланго-мембранным насосом). Особенно стойкими к песку и прочим частицам являются мембранные насосы и шланго-мембранные насосы.

Средством для обеспечения движущей текучей среды для возвратно-поступательного насоса является преобразующий клапан, предпочтительно представляющий собой вращающийся или золотниковый клапан. Преобразующий клапан может быть выполнен также в виде узла из нескольких клапанов. Один преобразующий клапан (или клапанный узел) может приводить в действие единственный насос или группу насосов.

В одном варианте изобретения, учитывающем наличие песка в скважинных флюидах, песок сепарируется в пескоотделителе, и полученная суспензия прокачивается возвратно-поступательным насосом, тогда как очищенная текучая среда используется как движущая текучая среда для насоса.

В варианте, в котором углеводороды представляют собой, в основном, газ, движущей текучей средой является газ, сжимаемый в компрессоре и используемый для приведения в действие насоса для жидкой фазы.

В другом варианте, когда углеводороды представляют собой, в основном, жидкости, их сепарируют на нефтяную фазу и водную фазу. Затем нефтяную фазу можно использовать в качестве движущей текучей среды, чтобы повысить давление в линии воды с целью обеспечить возможность нагнетания воды обратно в формацию. И наоборот, вода для нагнетания под давлением может быть использована в качестве движущей текучей среды для повышения давления в нефти, подлежащей транспортированию к нефтеприемному пункту.

Краткое описание чертежей

Далее изобретение будет описано со ссылками на прилагаемые чертежи.

На фиг.1 приведена принципиальная схема изобретения.

На фиг.2 приведена схема первого варианта изобретения, содержащего компрессор.

На фиг.3 приведена схема второго варианта изобретения, содержащего компрессор.

На фиг.4 приведена схема первого варианта изобретения, содержащего жидкостной насос.

На фиг.5 приведена схема третьего варианта изобретения.

На фиг.6-8 представлены различные варианты преобразующего клапана.

Осуществление изобретения

На фиг.1 приведена принципиальная схема изобретения. Насос 12 подсоединен к трубопроводу 13, чтобы получать из него текучую среду, давление которой нужно повысить, например поток углеводородов из одной или более скважин (не изображены). Насос является возвратно-поступательным насосом, предпочтительно шланго-мембранным насосом, мембранным насосом или поршневым насосом. Прокачиваемый флюид подается насосом в трубопровод 14, который транспортирует углеводороды в приемный пункт (не изображен). Другой трубопровод 16 переносит текучую среду, имеющую более высокое давление, чем в трубопроводе 13. Эта текучая среда проходит через преобразующий клапан 17, соединенный с насосом 12, и выполняет функцию рабочего агента для насоса 12.

Текучая среда под высоким давлением может подаваться от удаленного объекта. В этой связи можно сослаться на Патент № 323785, в котором описан способ генерирования электричества на подводной станции. Текучая среда под высоким давлением может быть нагнетаемой текучей средой, которая транспортируется от наземной станции, обеспечивающей создание в текучей среде более высокого давления, чем давление, необходимое для скважины, и избыток энергии/давления отбирается от этой текучей среды.

На фиг.2 иллюстрируется первый вариант практического использования изобретения, согласно которому флюиды, продуцированные одной или несколькими подводными скважинами, сепарируются на первую и вторую фазы, причем первой фазой может быть газ, а второй фазой - жидкость, такая как конденсат, нефть или вода или их смесь. Углеводороды транспортируют по трубопроводу 20 к сепаратору 22, в котором первая фаза отделяется от второй фазы и подается по трубопроводу 23 к компрессору 24. Вторую фазу подают по трубопроводу 30 к возвратно-поступательному насосу 32. Насос 32 повышает давление жидкой фазы и подает ее в выходной трубопровод 34. Выход компрессора подсоединен к трубопроводу 25 для первой фазы под высоким давлением. От трубопровода 25 ответвляется трубопровод 26 для подачи части первой фазы через преобразующий клапан 27 обратно в трубопровод 23 перед компрессором 24. Альтернативно легкий флюид после прохождения через клапан 27 может быть возвращен в трубопровод 20 или в сепаратор 22. Клапан выполнен с возможностью подачи импульсов высокого и низкого давлений для приведения в действие возвратно-поступательного насоса, который осуществляет свою функцию прокачки флюида под действием импульсов давления, внешних по отношению к мембране или поршню. Конструкция насоса не требует дальнейшего описания, поскольку подобные насосы хорошо известны в данной отрасли. Примеры преобразующих клапанов будут рассмотрены далее со ссылками на фиг.6-8.

Первая и вторая фазы могут быть повторно совмещены на выходе насоса (насосов). В этом случае, чтобы облегчить эту операцию, желательно поднять давление второй фазы до более высокого уровня, чем у первой фазы.

На фиг.3 иллюстрируется второй вариант изобретения. В этом случае продуцируемый скважиной флюид является трехфазным, т.е. содержащим газ, нефть и воду. Поток углеводородов подают по трубопроводу 20 к сепаратору 22, разделяющему флюид на газовую фазу, которая поступает в трубопровод 23, и на жидкую фазу, которая проходит по трубопроводу 30. Газ проходит через компрессор 24 в выходной трубопровод 25. Как и в варианте по фиг.2, газ под высоким давлением по ответвлению от трубопровода 25 проходит через преобразующий клапан 27, который формирует импульсы давления для приведения в действие возвратно-поступательного насоса 32. Жидкости, выделенные в первом сепараторе 22, поступают во второй сепаратор 40, который отделяет нефть от воды. Нефть направляют по трубопроводу 41 к возвратно-поступательному насосу 32, который повышает ее давление, а от него по трубопроводу 42 для повторного объединения потоков нефти и газа. Воду направляют по трубопроводу 44 к другому насосу 46, который повышает ее давление, чтобы обеспечить возможность ее нагнетания обратно в формацию.

На фиг.4 представлен еще один вариант изобретения. В этом случае продуцируемый скважиной (скважинами) флюид также является трехфазным. Однако он может быть и двухфазным, т.е. состоять из нефти и воды. Как и в предыдущем варианте, извлекаемые углеводороды транспортируют по трубопроводу 20 к первому сепаратору 22. Первый сепаратор 22 является необходимым только в случае, когда скважинный флюид содержит газ. Газ направляют по выходному трубопроводу 52 к удаленному приемному пункту. Жидкости подают по трубопроводу 54 во второй сепаратор 56, который отделяет нефть от воды. Воду направляют по трубопроводу 58 к насосу 60, а от него в трубопровод 62. Трубопровод 62 может быть подведен к нагнетательной скважине или к другому объекту. Нефть направляют по трубопроводу 64 к возвратно-поступательному насосу 66, а затем к выходному трубопроводу 68. При наличии в скважинном флюиде газа нефть и газ могут быть объединены за возвратно-поступательным насосом. От трубопровода 62 ответвляется труба 70, чтобы направить флюид под давлением через преобразующий клапан 27 и затем по линии 71 обратно в трубопровод 58 (на вход насоса). Аналогично тому, как это было описано, флюид под высоким давлением, проходящий по трубе 70 и через преобразующий клапан 27, формирует импульсы, которые обеспечивают приведение в действие возвратно-поступательного насоса 66.

Время от времени скважинные флюиды могут содержать частицы, такие как песок. Песок может обладать высокой абразивностью, поэтому обычно считается нежелательным допускать его контакт с вращающимся оборудованием, таким как насосы с вращающимися частями, поскольку песок может привести к очень быстрому изнашиванию лопастей насоса, динамических уплотнений и подшипников. Мембранные насосы и шланго-мембранные насосы намного более толерантны к частицам, поскольку не имеют вращающихся частей, динамических уплотнений или подшипников. С учетом этого на фиг.5 представлен вариант для случая, когда скважинный флюид содержит песок. Скважинный флюид поступает из скважины по трубопроводу 20 к пескоотделителю 80. Очищенный флюид переносится по трубопроводу 82 к насосу 84 и далее к выходному трубопроводу 86. Песчаная суспензия транспортируется по линии 90 к возвратно-поступательному насосу 92. Насос 92 повышает давление суспензии до значения, равного или (предпочтительно) немного более высокого, чем давление в трубопроводе 86, после чего на выходе насоса 84 суспензия объединяется со скважинным флюидом. На выходе насоса от трубопровода 86 ответвляется линия 87, и, как и в предыдущих вариантах, флюид проходит через преобразующий клапан 27, после чего по линии 87 возвращается в трубопровод 82 перед насосом. Преобразующий клапан 27 формирует импульсы давления, которые приводят в действие возвратно-поступательный насос 92.

На фиг.6-8 представлены примеры преобразующего клапана, которые могут быть использованы в изобретении. На фиг.6 показана линия 101 высокого давления с первым клапаном 102. За клапаном находится линия 103 низкого давления с клапаном 104. Между клапанами 102 и 104 отходит линия 105, ведущая к возвратно-поступательному насосу. Клапаны 102 и 104 срабатывают в последовательности, соответствующей ходам возвратно-поступательного насоса. Клапаны могут управляться электрически или гидравлически; однако, в идеале они управляются текучей средой (флюидом) с получением полностью автономной системы.

На фиг.7 преобразующий клапан является вращающимся клапаном, у которого ось вращения параллельна оси трубопровода. В процессе своего вращения клапан последовательно подает текучую среду под высоким давлением через отверстие 106 к насосу или использованную текучую среду через отверстие 108. Клапану может быть придана постоянная скорость вращения, согласованная с ходами насоса; альтернативно он может быть механически связан с насосом.

На фиг.8 преобразующий клапан является вращающимся клапаном, у которого ось вращения перпендикулярна оси трубопровода. У клапана имеются вращающиеся лопасти 110, которые последовательно открывают для текучей среды под высоким давлением проход к насосу и выводят отработанную текучую среду. Лопасти могут приводиться во вращение электродвигателем; однако, предпочтительно они управляются насосом или текучей средой под давлением, чтобы сделать систему автономной.

Другим пригодным для использования типом клапана является золотниковый (челночный) клапан. Приемлемыми могут оказаться и другие типы клапанов или клапанных узлов.

Чтобы получить законченную функциональную систему, должна быть задана разность давлений в процессе ходов насоса. Максимальное выходное давление определяется давлением, которое подается в автономный привод насоса в процессе его функционирования. Это давление может быть повышено путем повышения выходного давления главного насоса, например созданием ограничения для потока на его выходе, за точкой ответвления к автономному приводу насоса.

Обеспечение заданного режима работы насоса требует обеспечения положительной разности давлений между средой, прокачиваемой через камеру насоса, и рабочим агентом насоса. Эта разность может быть увеличена либо путем повышения давления всасывания в автономном насосе (например, путем увеличения столба жидкости до входа в насос) либо снижением давления рабочего агента.

Один из способов решения этой задачи состоит в повышении отрицательной амплитуды импульса давления за счет создания низкого выходного давления с помощью устройства Вентури. Отрицательная амплитуда пульсаций давления может быть увеличена посредством эжектора, встроенного в преобразующий клапан или в узел преобразующего клапана.

Поддерживание нужной разности между высоким и низким давлениями может осуществляться настройкой ограничения для потока. Поэтому данная разность давлений может использоваться для управления преобразующим клапаном. Благодаря указанной настройке ограничения система будет способна учитывать изменения в составе скважинных флюидов.

Последовательность пульсаций давления может определяться давлением на входе насоса. Если требуется регулировать поток, необходимо сначала отрегулировать частоту срабатываний клапана. Однако существует возможность получения саморегулирующегося насоса для применений, связанных с повышением давления, поскольку столб жидкости в сепараторе будет определять, в какой степени насос будет заполняться при выполнении заданной последовательности в ходе прокачивания.

Изобретение было описано со ссылками на его различные варианты. Для специалиста в данной области должно быть понятно, что существуют и другие варианты использования изобретения. Так, описанный возвратно-поступательный насос может быть применен в контуре подачи охлаждающей среды к компрессору. Он может быть использован также для создания потока под высоким давлением для удаления осадков из сепаратора. Кроме того, в системе можно установить более одного насоса. В таком случае можно управлять обоими насосами с помощью единственного преобразующего (вращающегося) клапана.

1. Подводная насосная система для использования в удаленном месте, таком как подводный комплекс добычи углеводородов, содержащая источник текучей среды под высоким давлением и возвратно-поступательный или осциллирующий насос, приводимый в действие текучей средой, и преобразующий клапан (17, 27, 102, 104, 106, 108, 110) для преобразования постоянного давления текучей среды в пульсирующее давление текучей среды в движущей текучей среде с целью приведения в действие насоса, причем указанный преобразующий клапан встроен в отводящую линию (26, 70, 87) между указанным источником текучей среды под высоким давлением и насосом (12, 32, 66, 92), отличающаяся тем, что в трубопроводе (25, 62, 82) текучая среда под высоким давлением, служащая движущей текучей средой для насоса (12, 32, 66, 92), представляет собой углеводороды, извлеченные из скважины, причем источником движущей текучей среды является компрессор, использующий извлекаемый газ.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что источником движущей текучей среды является жидкостной насос, использующий извлекаемую нефть.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что источником движущей текучей среды является текучая среда, нагнетаемая насосом, установленным в верхнем комплексе.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что возвратно-поступательный насос является мембранным насосом.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что возвратно-поступательный насос является шланго-мембранным насосом.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что возвратно-поступательный насос является поршневым насосом.

7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что указанный преобразующий клапан содержит по меньшей мере один клапан, установленный между источником и насосом.

8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что указанный преобразующий клапан содержит входной и выходной клапаны, синхронизированные для формирования импульсов давления.

9. Система по п. 7, отличающаяся тем, что указанный преобразующий клапан содержит вращающийся преобразующий клапан для преобразования постоянного давления текучей среды в пульсирующее.

10. Система по п. 9, отличающаяся тем, что ось вращения вращающегося преобразующего клапана ориентирована параллельно или поперечно по отношению к оси трубопровода, в котором установлен клапан.

11. Система по п. 10, отличающаяся тем, что содержит, по меньшей мере, один сепаратор.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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

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.

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