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

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.