Способ сооружения скважины для разработки месторождения под дном моря или океана

Изобретение относится к области сооружения скважин на большой и сверхбольшой глубине. Способ сооружения скважины (1) для разработки месторождения нефти или газа, включающий следующие этапы: бурение скважины в пласте, расположенном под водой на глубине по меньшей мере 3600 м, достигая указанного пласта с поверхности воды с помощью бурильной водоотделяющей колонны (7) и бурильного инструмента, проходящего внутри указанной бурильной водоотделяющей колонны; установку в пласт эксплуатационной колонны, называемой также эксплуатационным кожухом (300Е); извлечение через бурильную водоотделяющую колонну (7) по меньшей мере одного из следующего: циркулирующую бурильную текучую среду, нефть или природный газ, поступающие из указанных пластов, и образовавшиеся в результате бурения материалы. Эксплуатационный кожух (300Е) имеет наружный диаметр не менее 7 дюймов (177,8 мм). Бурильная водоотделяющая колонна (7) имеет наружный диаметр не более 17 дюймов (431,8 мм) и проходит до устья (3) скважины, имеющего внутренний диаметр не более 18,75 дюйма (476,25 мм) и расположенного на подводном дне, которое покрывает указанный пласт, или вблизи него. Обеспечивается расширение эксплуатационных пределов для увеличения глубины и для существующего оборудования. 10 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[1] Настоящее изобретение относится к способу сооружения скважин для добычи нефти, природного газа или других текучих сред из подводных месторождений, расположенных, например, под дном моря или океана. Указанный способ в соответствии с настоящим изобретением преимущественно подходит для сооружения скважин на большой и сверхбольшой глубине.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[2] Одной из актуальных задач в области добычи природных углеводородов является поиск и разработка месторождений, расположенных на все возрастающей глубине под морским или океанским дном. В 1970-1980 годы максимальная глубина платформенных скважин, находящихся в промышленной эксплуатации, составляла около 300 метров, достигнув в 1990-2000 годах 1500 метров, и составила около 3000 метров в 2000-2010 годах.

К настоящему времени мировой рекорд по глубине, на которой была сооружена нефтяная скважина, составляет 3174 м. Данная скважина была построена на базе бурового судна компании «Дирубай Дипвотер КГ1» («Dhirubhai Deepwater KG1») 7 августа 2013 г. При этом заявленная предельная рабочая область самых современных и наиболее оснащенных бурильных судов соответствует глубине приблизительно 3600 м.

[3] Известный уровень техники развивался с течением времени, при этом использовались бурильные водоотделяющие колонны с наружным диаметром 21 дюйм (533,4 мм) и устьем скважин с внутренним диаметром 18,75 дюйма (476,25 мм), выполненные с возможностью подвешивания в их внутреннем пространстве до трех колонн высокого давления, наименьшая из которых с наружным диаметром до 7 дюймов (177,8 мм) обеспечивает гарантированную максимальную производительность скважины, которую можно обеспечить при добыче углеводородов.

С другой стороны, эта тенденция привела к использованию бурильных судов или так называемых полупогружных (полуподводных) судов, имеющих все возрастающие размеры и предназначенных для бурения скважин и их ввода в эксплуатацию; если грубо обобщить последние данные о соотношении между рабочей глубиной и тоннажем бурильных судов, предназначенных для бурения и ввода скважин в эксплуатацию на морском дне, расположенном на глубине более 3600 метров ниже уровня моря, такие суда должны иметь тоннаж более 100000 тонн, что сравнимо с параметрами крупнейших современных авианосцев. Строительство и обслуживание таких больших судов сопровождается существенным ростом не только технических проблем, которые необходимо решить для преодоления существующих эксплуатационных ограничений, но также и ростом расходов на строительство и обслуживание этих судов, что снижает экономическую эффективность эксплуатации подводных скважин на таких больших глубинах.

[4] Цель настоящего изобретения состоит в создании способа бурения и ввода в эксплуатацию месторождений, расположенных под морским дном на больших глубинах, который позволит преодолеть существующие эксплуатационные ограничения для буровых установок по максимальной глубине, на которой обеспечивается возможность управления, а также ограничения по рабочей глубине для действующих установок, при этом без необходимости уменьшения размера эксплуатационных обсадных колонн, которые могут быть изготовлены и применены в соответствии с известным уровнем техники.

Вторая цель изобретения состоит в создании способа бурения и ввода в эксплуатацию месторождений, расположенных на больших глубинах под морским дном, который обеспечит возможность использовать на таких же глубинах установки меньших размеров по сравнению с известными из уровня техники, т.е. существенно расширить возможности эксплуатации существующих установок в отношении глубины, таким образом, обеспечивая в целом более экономически выгодное решение по сравнению с известными способами.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[5] Указанные цели по расширению эксплуатационных пределов для увеличения глубины до значения более 3600 метров и расширения эксплуатационных пределов для существующего оборудования достигаются согласно первому аспекту настоящего изобретения благодаря способу сооружения скважины для разработки месторождения природной текучей среды, которую необходимо извлечь, при этом указанный способ содержит признаки, приведенные в пункте 1 формулы изобретения.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения эти цели достигаются благодаря способу, содержащему признаки в соответствии с пунктом 5 формулы изобретения.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения указанные цели достигаются благодаря способу сооружения скважины для разработки месторождения природной текучей среды, которую необходимо извлечь, содержащему признаки в соответствии с пунктом 6 формулы изобретения.

Другие признаки заявленного изобретения изложены в зависимых пунктах формулы изобретения.

Преимущества, обеспечиваемые благодаря настоящему изобретению, станут более очевидными для специалистов из приведенного далее подробного описания конкретного варианта выполнения, который не является ограничительным и проиллюстрирован на прилагаемых схематичных фигурах.

ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг. 1 изображает первый разрез откачивающей скважины в соответствии с настоящим изобретением, выполненный, по существу, в вертикальной плоскости.

Фиг. 2 изображает второй разрез скважины, показанной на Фиг. 1, выполненный, по существу, в вертикальной плоскости.

Фиг. 3 изображает поперечный разрез скважины, показанной на Фиг. 1, вдоль секущей плоскости III-III.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[6] В настоящем описании выражения «выше по потоку, в направлении выше по потоку, ниже по потоку, в направлении ниже по потоку» относятся к потоку текучих сред, извлекаемых из месторождения; если не указано иное, подразумевается, что, к примеру, буровой раствор и другие текучие среды, циркулирующие в скважине, протекают от местоположения выше по потку в направлении вниз по потоку.

Фиг. 1, 2 изображают скважину, в целом обозначенную номером 1, для разработки подводного месторождения, выполненную в соответствии с конкретным вариантом выполнения настоящего изобретения.

Указанное месторождение, которое необходимо разработать, например, месторождение нефти, природного газа или других природных текучих сред, расположено под дном F, таким как, например, дно моря или океана, находящимся под массой воды.

[7] Скважина 1 содержит:

- устье 3, расположенное на дне F или вблизи него;

- опционно, проходящую сверху вниз направляющую трубу или колонну 300А и анкерную трубу 300 В, которая является, по существу, известной;

- один или несколько кожухов 300С, 300D, 300Е.

Направляющая труба 300А и анкерная труба 300В образуют, как правило, основание и первый анкер устанавливаемой скважины. Вторая труба 300В вставлена в первую трубу 300А. Когда трубы 300А и 300В установлены, считается, что установлено устье скважины, т.е. кожух высокого давления для подвешивания трех последовательно расположенных колонн, используемых для гидравлической изоляции пробуренных горных пород. Первый подвешенный кожух обозначен номером 300С. Кожух 300D и затем кожух 300Е подвешивают последовательно, один внутри другого. Колонна 300Е может представлять собой так называемую эксплуатационную колону, чаще называемую эксплуатационным кожухом, который, предпочтительно, имеет наружный диаметр не менее 7 дюймов (177,8 мм) и может быть подвешен в качестве третьего кожуха внутри корпуса высокого давления устья скважины.

Скважина 1 также может содержать дополнительные кожухи (не показаны на чертежах), также размещенные один внутри другого, при этом тот кожух, который расположен снаружи по отношению к остальным, вставлен в нижний кожух 300Е.

[8] Направляющая труба 300А, обсадная труба 300В, а также корпуса 300С, 300D, 300Е высокого давления и другие возможные кожухи вставлены в контурную скважину 302, выполненную в расположенном под водой дне F и проходят, например, сверху вниз.

[9] Блок 3 устья скважины предпочтительно содержит часть, выполненную с возможностью подвески трех кожухов 300С, 300D и 300Е высокого давления и одного или нескольких противовыбросовых превенторов (ПВ) 5, расположенных последовательно один на другом или в любом случае в направлении ниже по потоку один за другим и ниже по потоку от кожухов 300А-300Е, образуя, таким образом, блок.

Устье 3 скважины, таким образом, проточно сообщается и механически присоединено к водоотделяющей колонне 7, которая в свою очередь содержит главную трубу 9, обеспечивающую перемещение циркулирующей буровой текучей среды, которая представляет собой так называемый буровой раствор - или природную текучую среду, поступающую из пластов, а также обломки породы, образующиеся в результате бурения, из устья 3 скважины по направлению к поверхности моря или океана. Водоотделяющая колонна 7 может содержать несколько модульных частей или отделений, каждое из которых содержит, к примеру:

- одну или несколько главных труб 70, каждая из которых предназначена для обеспечения прохода буровых стержней и раствора, поднимающегося непосредственно во время извлечения породы;

- подходящую опорную конструкцию для подвески и укрепления указанной одной или нескольких главных труб;

- соответствующие поплавки для обеспечения по меньшей мере частичной поддержки водоотделяющей колонны 7.

Под используемым в описании термином «долото» подразумевается бурильная головка или инструмент, имеющий один или несколько торцов или резаков, например, выполненных с возможностью вращения.

Каждая модульная часть водоотделяющей колонны 7 может также содержать электрические, гидродинамические, пневматические линии, а также линии высокого давления для протекания циркулирующих текучих сред, используемых при бурении (буровой раствор), или текучих сред, поступающих из пробуренной породы, таких, например, как нефть или природный газ.

Различные кожухи 300А-300Е предпочтительно изготовлены из стали.

[10] Колонны 300А и В могут, к примеру, иметь диаметр 30 дюймов (762 мм) и 14 дюймов (355,6 мм), соответственно.

В соответствии с одним из аспектов изобретения водоотделяющая колонна 7 или по меньшей мере ее главная труба 70 имеет наружный диаметр, предпочтительно равный приблизительно 17 дюймов (431,8 мм) или менее, обычно 16 дюймов (406,4 мм), при этом устье 3 скважины имеет внутренний диаметр 18,75 дюйма (476,25 мм).

Устье 3 скважины предпочтительно имеет внутренний диаметр не более 14 дюймов (355,6 мм), как правило, 13,625 дюйма (346,1 мм). Следующие три кожуха 300С, D и Е высокого давления с постепенно уменьшающимися диаметрами затем могут быть подвешены в указанном устье скважины.

Приведенная далее таблица может быть использована для практического применения:

300С - диаметр 11,75 дюйма (298,45 мм)

300D - диаметр 9,625 дюйма (244,5 мм)

300Е - диаметр не менее 7 дюймов (177,8 мм)

[11] В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения средний радиальный зазор (Sr) (показан на Фиг. 3) между по меньшей мере одной колонной кожухов 300С, 300D и 300Е и кожухами 300В, 300С и 300D, соответственно, намного меньше, чем зазоры согласно известному уровню технике, при этом благодаря такому зазору установка трех кожухов высокого давления, содержащих кожух 300Е с диаметром не менее 7 дюймов (177,8 мм), предполагает выполнение набора соответствующих технических действий, описанных более подробно в следующих параграфах.

[12] В соответствии с другим аспектом изобретения средний радиальный зазор Sr между указанным по меньшей мере одним из кожухов 300С, 300D и стенками указанной контурной скважины перед бетонированием по существу составляет не более 0,08 от наружного диаметра указанного по меньшей мере одного из кожухов 300С и 300D.

Кроме того, в соответствии с одним из аспектов изобретения труба 9 водоотделяющей колонны содержит главную трубу 70 с наружным диаметром не более приблизительно 17 дюймов (431,8 мм) и/или внутренним диаметром не более 15 дюймов (381 мм).

Наружный диаметр трубы 70 предпочтительно составляет не более 16 дюймов (406,4 мм), или также предпочтительно внутренний диаметр трубы 70 составляет не более 14,75 дюймов (374,65 мм). Указанная водоотделяющая колонна может иметь и меньший диаметр также благодаря меньшим размерам указанного долота.

Указанный средний радиальный зазор Sr предпочтительно составляет не более 0,065 от наружного диаметра указанного по меньшей мере одного из кожухов 300С, 300D.

Средний радиальный зазор Sr предпочтительно составляет не более 0,08 от наружного диаметра некоторых или, что даже более предпочтительно, всех указанных кожухов 300С, 300D.

Средний радиальный зазор Sr предпочтительно составляет не более 0,065 от наружного диаметра некоторых или, что даже более предпочтительно, всех кожухов 300С, 300D.

Средний радиальный зазор Sr может быть рассчитан как среднее значение изменяющейся локальной толщины Sr', каждое значение которой измеряют от кромки соответствующей колонны и до ближайшей части стенки контурной скважины 302, которая обращена к указанной кромке.

В качестве альтернативы средний радиальный зазор Sr может быть рассчитан как разница между а) расчетным диаметром указанной контурной скважиной, пробуренной долотом, и б) наружным расчетным диаметром кожуха 300С, 300D. Во варианте выполнения, изображенном на фигурах, контурная скважина 302 содержит несколько частей 302А-302D, каждая из которых имеет расчетный диаметр, отличный от диаметров других частей. Средний радиальный зазор Sr или локальная толщина Sr' зависят от среднего или номинального диаметра каждой части 302А-302D указанной контурной скважины и соответствующего кожуха ЗООС, 300D, который обращен к указанной стенке части 302С, 302D контурной скважины.

Максимальные диаметры контурных скважин или их частей преимущественно скоррелированы с максимальными значениями наружных диаметров соответствующих кожухов, как указано в приведенной ниже таблице.

Таблица

Максимальный наружный диаметр одного из кожухов, дюймы (мм) Максимальный средний или номинальный диаметр части контурной скважины, обращенной к кожуху, дюймы (мм) Максимальный средний радиальный зазор, дюймы (мм)
16 (406,4) 17,5 (444,5) 0,75 (19,05)
13,375 (339,73) 14,75 (374,65) 0,69 (17,53)
11,75 (298,45) 12,875 (327) 0,56 (14,22)
9,675 (245,75) 10,675 (271,15) 0,5 (12,7)

Каждый из указанного по меньшей мере одного противовыбросового превентора 5 преимущественно имеет диаметр не более 15 дюймов (381 мм) и, предпочтительно, не более 14,75 дюйма (374,65 мм).

[13] Различные кожухи 300А-300Е и другие подходящие кожухи по существу преимущественно изготавливать и устанавливать на дне моря с соответствующими устройствами, описанными в заявках MI 2000А000007 и WO 01/53655 А1, зарегистрированных на имя того же Заявителя.

В частности, указанные кожухи устья 5 скважины предпочтительно и преимущественно зацементированы на дне моря на среднем и предпочтительно примерно одинаковом расстоянии не более 1,5-2 дюйма, т.е. приблизительно 3-5 см по всей глубине указанной скважины, оснащенной указанными кожухами, или в любом случае по всей необходимой глубине скважины.

[14] Для обеспечения описанных выше зазоров между кожухами и стенками контурной скважины 302 бурение скважины преимущественно включает следующие действия:

- автоматический контроль вертикального положения данной скважины;

- использование долот, оснащенных соответствующими распределителями и шарошечными буровыми расширителями для соблюдения постоянного и точного размера указанной контурной скважины;

- использование бурового раствора с таким химическими и реологическими параметрами, которые позволяют минимизировать любые возможные проблемы, связанные с нестабильностью контурной скважины;

- постоянный контроль всех параметров режима бурения для обеспечения постоянной кривизны (BUR/DO) 0,7 градуса на каждые 30 метров с максимальным отклонением в 1,5 градуса в вертикальных частях.

После выполнения абсолютно вертикального и хорошо откалиброванного отверстия в скважину предпочтительно опускают соответствующий кожух. Для того, чтобы обеспечить прохождение труб в указанное откалиброванное отверстие с уменьшенным зазором, преимущественно выполняют по меньшей мере один из следующих приемов, описанных в заявках № М12000А000007 и WO 01/53655 A1:

- использование равнопроходных или полуравнопроходных резьбовых соединений;

- проверка соблюдения прямолинейности труб или в любом случае использование труб с меньшими допусками по сравнению с указанными в действующих постановлениях Американского нефтяного института;

- снижение необходимости использования централизаторов, и в случае необходимости использование цельнофрезерованных центраторов или керамических центраторов;

- ограничение скорости спуска указанной колонны для предотвращения вдавливания и образования опасного уплотнения по причине уменьшенных размеров кольца во время размещения труб;

- использование центрированных цементирующих башмачных труб;

- использование во время цементирования специального солода с высокой текучестью и высоким механическим сопротивлением;

- расчет кривизны в зависимости от жесткости используемых кожухов.

[15] Устье 3 скважины и в частности та ее часть, которая выступает или в любом случае выходит из подводного морского дна F, преимущественно расположена на морском дне на глубине до 4500 м.

Размещение и цементация указанных кожухов является одной из наиболее рискованных стадий строительства подводных откачивающих скважин и становится еще более рискованной с увеличением абсолютной глубины, на которой должно быть расположено устье 3 скважины. Эта начальная стадия сооружения скважины по существу является ответственной с технической точки зрения по причине, к примеру, большой толщины шлама, образующего поверхностный слой морского дна; указанная толщина в действительности может достигать нескольких десятков метров. Следует отметить, что большое давление, воздействующее на шлам и морскую воду, также представляет опасность и в целом усложняет разработку отверстия скважины, затрудняя обеспечение точных допусков во время ее выработки, размещения и цементирования указанных кожухов. Абсолютно точное расположение - или цементирование - так же как вертикальное положение скважины и высота (стыковка) верхнего конца кожуха, расположенного еще выше, является особенно преимущественным, так как обеспечивает возможность строительства соответствующих нормированных линий перемещения текучих сред, которые будут соответствовать стандартам даже в течение нескольких месяцев, обеспечивая возможность эксплуатации скважины на стадии выработки, т.е. в экономичном режиме с точки зрения экономики и управления. Для облегчения вышеуказанных работ по запуску скважины и обеспечения минимальных строительных допусков на больших глубинах Заявителем разработаны технологии, условно названные «Глубоководный Двойной Кожух», Е-DWDC, которые описаны, например, в заявке на патент Италии MI 2000А002641 и в соответствующем патенте США №7,055,623 и являются особенно преимущественными. Эта технология обеспечивает возможность ввести скважину в эксплуатацию на дне моря с большей скоростью, обеспечивая надежность и точность размещения по сравнению с другими технологиями, известными в этой области техники, например, так называемой технологией «джеттинг».

Технология «глубоководного двойного кожуха» в действительности позволяет предотвратить 15-20% отказов в работе в случае ее применения или в любом случае значительно их сократить. Стенки отверстий, выполненных по указанной выше технологии E-DWDC, также имеют значительно меньшую среднюю неровность и меньшие геометрические погрешности по сравнению с отверстиями, выполненными по известным технологиям, и поэтому менее подвержены эрозии после того, как кожухи 300А-300Е были зацементированы в морском дне, а также на рассматриваемых больших глубинах.

[16] Бурильные работы также могут быть оптимизированы и облегчены с помощью так называемых E-CD (Циркулирующее устройство итальянского концерна ЭНИ) технологий, описанных в заявках на патенты № MI 2005A1108, MI 2007A000228, WO 2008/095650 и в патенте США №7,845,433. E-CD технологии обеспечивают уменьшение перепадов давления в указанных кольцевых элементах, поддерживая конструкцию скважины на большой глубине.

[17] Благодаря вышеописанным технологиям обеспечивается возможность сооружения устьев скважин на дне моря или океана на большой глубине не менее 3000 метров (или, в некоторых случаях, в так называемых глубоких и сверхглубоких водах), с так называемыми «прислоненными» кожухами 300A-302D, т.е. кожухами, имеющими вышеописанные уменьшенные зазоры по сравнению со скважинами известного типа между кожухами и стенками контурной скважины 302, выполненного в морском дне или других геологических породах, с использованием бурильных судов или других поддерживающих судов, платформ или полуподводных лодок 2, которые намного легче по сравнению с используемыми в рамках известных технологий.

В частности, описанные выше технологии позволяют преодолеть ограничения по выполнению бурения на глубине более 3600 м и также расширить рабочие области существующих буровых установок без каких-либо потерь в диаметре для производства кожуха 300Е - который может иметь наружный диаметр 7 дюймов (177,8 мм) согласно известному уровню техники, при этом создавая, например, подвески из трех кожухов в корпусе высокого давления устья 3 скважины в соответствии с известным уровнем техники, в которых, однако, используются водоотделяющие колонны с наружным диаметром 21 дюйм (533,4 мм) и устья скважин с внутренним диаметром 18,75 дюйма (476,25).

В результате при сохранении тех же диаметров пробуренных отверстий и скоростей потока извлекаемых из скважины текучих сред обеспечиваются следующие преимущества:

- для бурения и эксплуатации скважины требуются буровые суда или другие поддерживающие суда, платформы или полуподводные лодок меньшего тоннажа, так как устье 3 скважины может быть сообщаться с поверхностью моря с помощью водоотделяющей колонны 7, имеющей меньший диаметр и, соответственно, более легкой, поэтому судно должно выдерживать меньшую массу водоотделяющей колонны на месте;

- так как указанные водоотделяющие колонны имеют меньшие диаметры, их легче выполнить с соблюдением требуемых размеров или в любом случае выполнить с возможностью использования на глубине более 4000-4500 метров, устойчивых к воздействию сверхвысокого давления;

- возможность сборки противовыбросового превентора или блока противовыбросовых превенторов на устье скважины, имеющего меньший расчетный диаметр по сравнению с обычно используемыми, и поэтому более легкого для перемещения буровым судном или другим поддерживающим судном по сравнению с блоками, установленными на известных в настоящее время подводных скважинах;

- более высокая скорость бурения и, соответственно, сокращение времени простоя бурового судна или другого поддерживающего судна или платформы;

- более прочное закрепление указанных кожухов относительно морского дна или в любом случае относительно геологической породы, в которую они погружены;

- большая безопасность и эксплуатационная надежность устья скважины.

[18] Уменьшение наружного или внутреннего диаметра водоотделяющей колонны 7 также позволяет существенно уменьшить скорость потока и общее количество бурового шлама во время бурения скважины; так как во многих странах давно запрещено сливать грязь в море после использования, ее необходимо регенерировать на буровом судне или другом поддерживающем судне или платформе и доставлять на сушу или в любом другом случае на специальные поля или участки размещения нечистот; поэтому очевидно, что уменьшение скорости потока бурового шлама позволяет существенно уменьшить тоннаж бурового судна или других поддерживающих судов или платформ, необходимых для осуществления бурения. Так как удельный вес образующегося шлама, который должен быть откачан, часто достигает 2 кг/литр, т.е. приблизительно в два раза больше по отношению к воде и шламу, поступающим в контурную скважину 302 для смазки долота и откачивания выбуренной породы, также очевидно, что уменьшение диаметра или диаметров контурной скважины 302 позволяет значительно уменьшить вес образующегося шлама.

[19] Для того, чтобы сделать водоотделяющую колонну 7 еще легче, она может быть изготовлена или в некоторых случаях иметь несущую конструкцию из материала, отличного от стали, например, из подходящего сплава на основе алюминия или титана, или из композитных материалов на основе синтетических смол. Выбор материалов также позволяет максимально расширить рабочие пределы или уменьшить размеры оборудования.

[20] Вышеописанные примеры вариантов выполнения могут включать различные модификации и вариации, которые, однако, входят в объем правовой защиты настоящего изобретения. Более того, все указанные детали могут быть заменены технически эквивалентными элементами. Используемые материалы, к примеру, так же, как и размеры, могут быть изменены в соответствии с техническими требованиями. Следует понимать, что такие выражения как «А содержит В, С, D» или «А образован из В, С, D» также содержат и описывают тот случай, в котором «А состоит из В, С, D». Примеры и перечни возможных вариантов представленной заявки на патент следует рассматривать в качестве неограничительных.

1. Способ сооружения скважины (1) для разработки месторождения природной текучей среды, которую необходимо извлечь, такой как, например, жидкие и/или газообразные природные углеводороды, включающий следующие этапы:

выполнение бурения контурной скважины (302) в пласте, расположенном под водой, на глубину по меньшей мере 3600 м, достигая указанного пласта с поверхности воды с помощью

бурильной водоотделяющей колонны (7) и

бурильного инструмента, который проходит внутри указанной бурильной водоотделяющей колонны;

установку в пласт, который необходимо разработать, эксплуатационной колонны, также называемой эксплуатационным кожухом (300Е); и

откачивание через бурильную водоотделяющую колонну (7) по меньшей мере одного из перечисленного: циркулирующей бурильной текучей среды, природной текучей среды, поступающей из указанных пластов, и материалов, образовавшихся в результате бурения,

отличающийся тем, что наружный диаметр эксплуатационного кожуха (300Е) не менее 7 дюймов (177,8 мм) и бурильная водоотделяющая колонна (7) имеет наружный диаметр не более 17 дюймов (431,8 мм) и проходит до устья (3) скважины, имеющего внутренний диаметр не более 18,75 дюйма (476,25 мм), причем указанное устье (3) скважины расположено на указанном подводном дне, которое покрывает указанный пласт, или вблизи него.

2. Способ по п. 1, в котором устье (3) скважины имеет внутренний диаметр не более 14 дюймов (355,6 мм), например, не более 13,625 дюйма (346,1 мм).

3. Способ по п. 1, в котором бурильная водоотделяющая колонна (7) содержит по меньшей мере одну главную трубу (9), при этом каждая главная труба выполнена с возможностью перемещения природной текучей среды, извлекаемой из указанного месторождения, и/или перемещения бурового раствора в указанное месторождение, причем указанная по меньшей мере одна главная труба (9) или бурильная водоотделяющая колонна (7) выполнена из алюминиевого сплава или композитного материала на основе синтетической смолы.

4. Способ по п. 1, включающий следующие этапы:

размещение и по возможности цементирование в указанной контурной скважине по меньшей мере одного кожуха (300С, 300D) и прикрепление указанного кожуха к устью (3) скважины так, что средний радиальный зазор (Sr) между указанным по меньшей мере одним кожухом (300С, 300D) и стенками контурной скважины до цементирования составляет по существу не более 0,08 от наружного диаметра указанного по меньшей мере одного кожуха (300С, 300D);

присоединение устья (3) к водоотделяющей колонне (7), содержащей трубу, выполненную с возможностью перемещения природной текучей среды, извлеченной из указанного устья скважины, по направлению к поверхности воды, причем указанная труба имеет наружный диаметр не более приблизительно 17 дюймов (431,8 мм) и/или внутренний диаметр не более 15 дюймов (381 мм).

5. Способ по п. 4, в котором размещают и цементируют несколько кожухов (300С, 300D) в указанной контурной скважине и прикрепляют их к устью (3) скважины так, что средний радиальный зазор (Sr) между по меньшей мере некоторыми из кожухов (300С, 300D) и стенками указанной контурной скважины перед цементированием составляет по существу не более 0,08 от наружного диаметра указанного по меньшей мере одного кожуха (300С, 300D).

6. Способ по п. 5, в котором располагают указанное устье скважины на морском дне, расположенном под водой на глубине по меньшей мере 3000 м, или вблизи него.

7. Способ по п. 5, в котором располагают указанное устье скважины на морском дне под водой на глубине по меньшей мере 4500 м или вблизи него.

8. Способ по п. 5, в котором указанный средний радиальный зазор (Sr) между указанным по меньшей мере одним кожухом (300С, 300D) и стенками указанной контурной скважины перед цементированием составляет по существу не более 0,065 от наружного диаметра указанного по меньшей мере одного кожуха (300С, 300D).

9. Способ по п. 5, в котором водоотделяющая колонна (7) оснащена по меньшей мере одной главной трубой, при этом каждая главная труба выполнена с возможностью перемещения природной текучей среды, извлеченной из указанного месторождения, и/или перемещения бурового раствора к указанному месторождению, причем указанная по меньшей мере одна главная труба изготовлена из алюминиевого сплава или композитного материала на основе синтетической смолы.

10. Способ по п. 5, в котором:

вводят поток бурового раствора в указанную контурную скважину для смазки бурового долота и удаления выбуренной породы и других образующихся материалов вблизи местоположения указанного долота, когда указанную контурную скважину разрабатывают буровым долотом;

перемещают указанный буровой раствор и образующийся материал по существу наверх к поверхности моря, океана или другой водной массы, под которой расположено дно (F).

11. Способ по п. 5, в котором на начальной стадии бурения нефтяных глубоких и сверхглубоких подводных скважин с подводным устьем обеспечивают расположение и цементирование направляющей трубы и анкерного кожуха за одну стадию бурения, причем бурение осуществляют посредством бурильной колонны, содержащей буровое долото и буровой расширитель, а также двигатель, выполненный с возможностью приведения в действие указанного бурового долота независимо от указанного расширителя.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к буровому инструменту для бурения отверстий в цементной балластной цистерне буровой платформы для получения доступа к внутреннему пространству в указанной балластной цистерне.

Изобретение относится к способу бурения скважин с судна и судно для него. Судно включает в себя буровую установку для бурения скважины.

Изобретение относится к области горного дела, а именно к разведочному бурению при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых на шельфах морей. Подводная буровая установка выполнена в виде подводной лодки с отсеками и межбортным пространством.

Группа изобретений относится к самоподъемным системам для бурения и добычи на морских участках, подверженных воздействию льда. Технический результат – обеспечение поддержки самоподъемного узла, простота демонтажа для повторного использования после завершения бурения необходимых скважин.

Группа изобретений относится к самоподъемным системам для бурения и добычи на морских участках, подверженных воздействию льда. Технический результат – обеспечение поддержки самоподъемного узла.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для шельфового бурения. Установка для шельфового бурения содержит платформу, такую как судно, понтон, самоподъемная буровая установка, и бурильную колонну, соединенную с указанной платформой с возможностью передачи приводного усилия и дополнительно снабженную компенсатором вертикальной качки.

Изобретение относится к строительству подводных аппаратов и может быть использовано при выполнении подводных буровых работ. Для строительства подводной буровой системы изготавливают общий корпус с различными робототехническими устройствами и отдельных элементов полых сосудов сферической формы.

Изобретение относится к техническим средствам для отбора проб. Установка для бурения с борта подводного аппарата включает консольную раму с направляющими штангами, подвижный подпружиненный вращатель с выходным валом, подвижную траверсу и колонковую трубу с буровой коронкой.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов в арктических условиях. Мобильная буровая установка содержит верхний элемент, на котором расположена буровая вышка и который выполнен с возможностью транспортировки на плаву для перемещения к различным буровым площадкам и с возможностью разъемного соединения с башенным элементом, расположенным на базовом элементе фундаментного элемента.

Изобретение относится к буровым научно-исследовательским судам (БНИС) для бурения без использования райзера. БНИС сборной конструкции состоит из двух симметричных половин, закрепленных на сдвижных крышках люков буровой шахты.

Изобретение относится к оборудованию подводного морского устья скважины. Техническим результатом является упрощение конструкции и эксплуатации устройства за счет исключения необходимости использования клапанов с дистанционным управлением.

Изобретение относится к оборудованию подводного морского устья скважины. Техническим результатом является упрощение конструкции и снижение трудоемкости работы устройства.

Изобретение относится к устройству заканчивания скважины с подводным устьем, кольцевым самоуплотняющимся узлам и может быть использовано в нефте- или газодобывающей скважине.

Изобретение относится к горной промьшшенности и может использоваться в эксплуатационном оборудовании для подвгски лифтовых труб, перекрытия затрубного пространства и герметизации расположенного под водой устья морских скважин.

Изобретение относится к нефтепромыслопому оборудованию. .

Изобретение относится к многоканальному вращающемуся электрическому соединителю и может включать в себя многочисленные первые контакты, которые отнесены радиально друг от друга, и многочисленные вторые контакты, которые входят в электрический контакт с соответствующими первыми контактами, при этом происходит относительное вращение между первыми и вторыми контактами.

Изобретение относится к устьевому оборудованию, в частности к средствам для аварийного отсоединения между компонентами, связанными с подводной скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежного соединения при действии изменяющейся нагрузки за счет предотвращения возникновения люфта между компонентами.

Настоящее изобретение относится к защитному устройству для аварийного соединения райзера или шланга. Техническим результатом является повышение безопасности за счет обеспечения защиты целостности барьера скважины или другой критической стыкующейся конструкции путем оперативного обнаружения и реагирования на возникновение аварии.

Настоящее изобретение относится к способу и защитному устройству для защиты по меньшей мере одного барьера (5) скважины от чрезмерных изгибающих моментов от райзера (2).

Изобретение относится к горному делу, а именно к клапанным устройствам. Техническим результатом является предотвращение нежелательного загрязнения окружающей среды во время соединения и отсоединения быстроразъемного ниппеля и соединительного блока.

Изобретение относится к области сооружения скважин на большой и сверхбольшой глубине. Способ сооружения скважины для разработки месторождения нефти или газа, включающий следующие этапы: бурение скважины в пласте, расположенном под водой на глубине по меньшей мере 3600 м, достигая указанного пласта с поверхности воды с помощью бурильной водоотделяющей колонны и бурильного инструмента, проходящего внутри указанной бурильной водоотделяющей колонны; установку в пласт эксплуатационной колонны, называемой также эксплуатационным кожухом ; извлечение через бурильную водоотделяющую колонну по меньшей мере одного из следующего: циркулирующую бурильную текучую среду, нефть или природный газ, поступающие из указанных пластов, и образовавшиеся в результате бурения материалы. Эксплуатационный кожух имеет наружный диаметр не менее 7 дюймов. Бурильная водоотделяющая колонна имеет наружный диаметр не более 17 дюймов и проходит до устья скважины, имеющего внутренний диаметр не более 18,75 дюйма и расположенного на подводном дне, которое покрывает указанный пласт, или вблизи него. Обеспечивается расширение эксплуатационных пределов для увеличения глубины и для существующего оборудования. 10 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх