СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/01 E21B7/12 

Изобретение относится к области добычи углеводородного сырья из его залежей, расположенных в геологических структурах, скрытых под слоем морских вод.

В настоящее время известны методы добычи углеводородного сырья из геоструктур морского дна, наиболее представительным из которых и наиболее близким, по мнению заявителя, является способ вскрытия продуктивного пласта при подводной добыче углеводородного сырья, включающий установку и закрепление превентора на морском дне, размещение бурильного аппарата, герметизацию устья скважины, проходку скважины до горизонта продуктивного пласта (см. а. с. СССР N 1640361, кл. E 21 B 7/20, E 21 B 33/035, 1991).

Этот способ обладает существенными и очевидными недостатками, которые заключаются в его принципиальной сущности, где в наборе и последовательности выполнения операций не предусмотрена надежная защита стенок и полости скважины со стороны поступающей морской воды, а также жидких и газожидкостных фаз, поступающих из горизонтов геоструктур, пройденных скважиной, что усложняет технологический процесс: проходки продуктивного пласта; вскрытия продуктивного пласта; простой, надежной и безопасной подачи вскрытого углеводородного сырья по полости скважины и к расходной арматуре превентора, - это снижает общую эффективность добычи углеводородного сырья.

Указанная техническая задача в изобретении решена за счет того, что способ вскрытия продуктивного пласта при подводной добыче углеводородного сырья, включающий установку и закрепление превентора на морском дне, размещение бурильного аппарата, герметизацию устья скважины, проходку скважины до горизонта продуктивного пласта, предусматривает закрепление на устье скважины эластичного трубообразующего материала, сложенного с запасом в виде серпантина, глухой конец этого трубообразующего материала соединяют с верхним торцом автономного бурильного аппарата, оснащенного в полости корпуса аналогичным закрепленному на устье скважины эластичным трубообразующим материалом, сложенным также с запасом в виде серпантина, опускают автономный бурильный аппарат в полость скважины до забоя и с его помощью разворачивают эластичный трубообразующий материал, полость нижней части которого частично заполняют водой, сохраняя его верхнюю часть над автономным бурильным аппаратом пустотелой, при достижении указанным аппаратом забоя у горизонта продуктивного пласта включают его в работу, проходят скважину в продуктивном пласте, при этом давлением рабочего тела из корпуса аппарата заполняют полость эластичного трубообразующего материала и, вытесняя этот материал из корпуса автономного бурильного аппарата, формируют восходящую к устью скважины внутреннюю трубу, прилегающую к ранее сформированной от устья скважины первой трубе из указанного эластичного трубообразующего материала, освобождают выход углеводородного сырья в полость скважины и поднимают столб углеводородного сырья к превентору на устье скважины, отводят упомянутое сырье путем прорыва стенки трубы из эластичного трубообразующего материала у расходной арматуры превентора.

Способ вскрытия продуктивного пласта при подводной добыче углеводородного сырья поясняется далее прилагаемыми чертежами, где:
на фиг. 1 показана установка превентора на морском дне;
на фиг. 2 - закрепление превентора, вид сверху;
на фиг. 3 и фиг. 4 показан процесс обустройства стенок скважины, образуемой в геоструктурах морского дна;
на фиг. 5 показан автономный бурильный аппарат;
на фиг. 6 - узел А на фиг. 1 - деталь превентора;
на фиг. 7 и фиг. 8 показан процесс начала формирования внутренней трубы из эластичного трубообразующего материала, а также процесс дальнейшего формирования этой внутренней трубы.

Техническое оборудование для осуществления способа вскрытия продуктивного пласта при подводной добыче углеводородного сырья включает превентор 1, установленный на грунте морского дна 2 и закрепленный с помощью анкеров 3.

Превентор имеет цилиндрическое отверстие 4, формирующее собой устье скважины; это устье перекрывают с помощью поршня 5, размещенного поперек направления цилиндрического отверстия 4, перекрытие этого сечения также может осуществляться с помощью диафрагм 6, полость под которыми, как и полость под поршнем 5, соединена с источником сжатой рабочей жидкости 7 посредством клапанов 8 и 9 и патрубков: поршневого "П" и диафрагменного "Д" (фиг. 1). При перекрытом сечении скважины ее сечение ниже диафрагм 6 сообщается с раздаточной арматурой 10 с помощью патрубка и клапана 11 так, что полость скважины 12 можно освобождать от жидких и газовых фаз.

Скважину 12 в геоструктурах морского дна 2 проходят традиционным методом, например, с помощью автономного бурильного аппарата 13 (фиг. 5), при этом скважину первоначально проходят только до приближения к горизонту продуктивного пласта (это определяют по анализу породы, получаемой с забоя).

Далее, освободив скважину от указанного бурильного аппарата, в ее полость вводят технологический автономный бурильный аппарат 13, имеющий силовую установку 14 в корпусе, рабочий орган 15 для разрушения пород на забое, а также оснащенный камерой 16 в полости корпуса, где в ее верхней части (фиг. 4) имеется эластичный трубообразующий материал 17, уложенный с запасом в виде серпантина, т. е. в виде многослойной трубы из входящих друг в друга эластичных частей трубы, которая сверху закрыта эластичной, разрушаемой при работе крышкой 18, имеющей пружинящее кольцо 19, которое после отделения от корпуса плотно прижимается к стенке скважины, фиксируя начало внутренней трубы, процесс формирования которой излагается далее.

Начальный процесс вытяжки сложенного трубообразующего материала 17 ведут за счет подачи рабочей среды по трубке 20 в полость центральной части этого материала из полости 21 баллона 22 при открытии клапана 23 за счет подачи в полость баллона давления по патрубку 24 от силовой установки 14.

Бурильный аппарат 13 первоначально используют для вытяжки трубы 25 из эластичного трубообразующего материала 26; для вытяжки трубы 25 верхний торец аппарата 13 (фиг. 3) соединяют с глухим торцем материала 26, аппарат под действием веса и за счет подачи морской воды на некоторую высоту над этим торцем опускается и разворачивает трубообразующий материал 26, при этом сохраняют свободным от воды верхнюю часть разворачиваемого трубообразующего материала, формирующего трубу вдоль стенки 12 скважины.

После опускания, таким образом, трубы 25 и закрепления стенок скважины до забоя на забое аппарат 13 включают в работу и с помощью его рабочего органа 15 проходят последний горизонт перед продуктивным пластом, входят аппаратом 13 в продуктивный пласт, вскрывают его и освобождают выход углеводородного сырья в полость скважины и в полость выработанного пространства силовой установки 14 аппарата 13, куда это сырье поступает через сопла 27 и 28, поступая в полость баллона 22, что приводит к началу формирования внутренней трубы 17, поднимая этим столб углеводородного сырья в полости этой трубы, высоту подъема этого столба регулируют в зависимости от пластового давления и накладываемого сверху на торец трубы давления столба морской воды. Эта внутренняя труба плотно прижимается к ранее сформированной трубе 25 и более надежно закрепляет и облицовывает стенки скважины, а также защищает их от углеводородного сырья, предупреждая его проникновение в верхние геологические горизонты и предупреждая пропадание вод и других жидкостей из горизонтов, окружающих ствол скважины, от продуктивного пласта до превентора 1.

При этом устье 4 скважины в превенторе перекрывают ходом поршня 5 (влево по фиг. 1) за счет подачи сжатой рабочей жидкости через клапан 8 по трубке "П" в поршневую полость; для повышения надежности такого перекрытия используют и диафрагмы 6, подавая рабочую жидкость по патрубку "Д" для схождения их и зажима сечения.

Удаление углеводородного сырья из полости превентора и его отвод из полости скважины ведут за счет прорыва торца трубы 17 у расходной арматуры превентора, у клапана 11, для последующей подачи этого углеводородного сырья потребителю от расходной арматуры 10, которой оборудован придонный превентор 1 этого технологического комплекса для добычи углеводородного сырья.

Таким образом, разработанная технология добычи углеводородного сырья из пластов морского дна (скрытых под морским дном) позволяет повысить надежность этого процесса за счет гарантированной защиты стенок скважины снаружи и изнутри; процесс также позволяет существенно улучшить условия охраны морской среды обитания за счет предупреждения попадания в воду углеводородного сырья; позволяет также упростить процесс защиты стенок скважины, как упростить и процесс подготовки скважины к эксплуатации вскрытием продуктивного пласта без нарушения условий герметизации полости скважины и превентора.

Эти технические пооперационные преимущества позволяют повысить технологическую культуру всего процесса подготовки и добычи углеводородного сырья из геоструктур под морским дном.

Изобретение относится к технологии добычи углеводородного сырья из геологических структур, залегающих под слоями морской воды, освоение которых ведется подводными методами. Способ включает проходку скважины до горизонта продуктивного пласта и перед самой ответственной операцией вскрытия продуктивного пласта на устье скважины в оборудованном для этого превенторе, закрепленном на морском дне, размещают и закрепляют эластичный трубообразующий материал с запасом, уложенный в виде серпантина. Таким же материалом оснащают полость корпуса автономного бурильного аппарата. Соединяют глухой торец эластичного материала (далее трубы) с верхним торцом аппарата и опускают аппарат на забой, заполнив часть полости эластичной трубы, у верхнего торца аппарата, морской водой. При входе аппарата в продуктивный пласт давлением рабочего тела из полости аппарата и совместно давлением углеводородного сырья вытесняется второй эластичный трубопровод, в котором накапливается углеводородное сырье, первый трубопровод прижимается к стенкам скважины и формирует стенки скважины, в его полость входит второй трубопровод, прижимается к первому и к стенкам скважины, формируя вторую стенку из эластичного материала. При подъеме углеводородов в полости формируемой трубы к превентору (устью скважины) верхний торец в герметизированной камере превентора прорывается у расходной арматуры, что обеспечивает отвод углеводородов из полости скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности способа вскрытия продуктивного пласта при подводной добыче углеводородного сырья. 8 ил.

Способ вскрытия продуктивного пласта при подводной добыче углеводородного сырья, включающий установку и закрепление превентора на морском дне, размещение бурильного аппарата, герметизацию устья скважины, проходку скважины до горизонта продуктивного пласта, отличающийся тем, что на устье скважины закрепляют эластичный трубообразующий материал, сложенный с запасом в виде серпантина, глухой конец этого трубообразующего материала соединяют с верхним торцом автономного бурильного аппарата, оснащенного в полости корпуса аналогичным закрепленному на устье скважины эластичным трубообразующим материалом, сложенным также с запасом в виде серпантина, опускают автономный бурильный аппарат в полость скважины до забоя и с его помощью разворачивают эластичный трубообразующий материал, полость нижней части которого частично заполняют водой, сохраняя верхнюю его часть над автономным бурильным аппаратом пустотелой, при достижении указанным аппаратом забоя у горизонта продуктивного пласта включают его в работу, проходят скважину в продуктивном пласте, при этом давлением рабочего тела из корпуса аппарата заполняют полость эластичного трубообразующего материала и, вытесняя этот материал из корпуса автономного бурильного аппарата, формируют восходящую к устью скважины внутреннюю трубу, прилегающую к ранее сформированной от устья скважины первой трубе из указанного эластичного трубообразующего материала, освобождают выход углеводородного сырья в полость скважины и поднимают столб углеводородного сырья к превентору на устье скважины, отводят упомянутое сырье путем прорыва стенки трубы из эластичного трубообразующего материала у расходной арматуры превентора.