Настоящее изобретение относится к системе для морской добычи нефти или газа, содержащей судно, имеющее средство для поддержания нужного положения и ориентации, придонную установку на морском дне для, по меньшей мере, двух добывающих скважин и продуктовые трубопроводы для соединения придонной установки с судном. Настоящее изобретение относится также к способу применения системы для добычи нефти или газа, при котором первоначально размещают придонную установку на морском дне и судно в положении над придонной установкой.
При разработке месторождений нефти или газа в море очень важен временной фактор. Время, затраченное на бурение первой скважины, способной давать продукцию, до тех пор, пока эта скважина и другие скважины вместе взятые будут полностью оборудованы и будет достигнут полный объем добычи, должно быть как можно меньше. Это должно быть достигнуто, в частности, посредством больших капиталовложений в виде дорогостоящего бурения и добывающего оборудования. Также это комплектующее оборудование должно быть сконструировано и построено с обеспечением наиболее возможных низких общих затрат.
В патенте США 4819730 от 11.04.1989 раскрыта система для морской добычи нефти или газа, содержащая надводное судно, имеющее средство для сохранения необходимого позиционирования и ориентации, придонную установку на морском дне для, по меньшей мере, двух добывающих скважин и продуктовый трубопровод для соединения придонной установки с судном. Судно снабжено бурильным оборудованием для скважин на морском дне и технологическим оборудованием для переработки нефти или газа. Придонная установка содержит опорную плиту для бурения, имеющую основание, расположенное на морском дне, снабженную манифольдом и выполненную с, по меньшей мере, двумя позициями или секциями, устья скважины, приспособленными для установки соединенных фонтанных арматур. Бурильная колонна и подсоединенная водоотделяющая колонна выполнены проходящими от бурильного оборудования на судне.
Способ морской добычи нефти или газа с помощью вышеописанной системы содержит первоначальное размещение придонной установки на морском дне и судна в положении на поверхности моря над придонной установкой и дальнейшее бурение скважин.
Эти известные система и способ морской добычи нефти и газа также являются недостаточно экономически выгодными.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение экономичности морской добычи нефти и газа.
Этот технический результат достигается тем, что система для морской добычи нефти или газа содержит надводное судно, имеющее средство для сохранения необходимого позиционирования и ориентации, придонную установку на морском дне для, по меньшей мере, двух добывающих скважин и продуктовый трубопровод для соединения придонной установки с судном, снабженным бурильным оборудованием для скважин на морском дне и технологическим оборудованием для переработки нефти или газа, причем придонная установка содержит опорную плиту для бурения, имеющую основание, расположенное на морском дне, снабженную манифольдом и выполненную с, по меньшей мере, двумя позициями или секциями, устья скважины, приспособленными для установки соединенных фонтанных арматур, причем бурильная колонна и подсоединенная водоотделяющая колонна выполнены проходящими от бурильного оборудования на судне. Согласно изобретению система имеет подвижный операционный модуль с противовыбросовым устройством, приспособленный для размещения на придонной установке и соединения водоотделительной колонны с верхней частью противовыбросового устройства, а продуктовый трубопровод приспособлен для соединения операционного модуля с технологическим оборудованием на судне.
Система может быть снабжена шарнирным узлом, имеющим вертикальную ось и связанным с продуктовым трубопроводом.
Шарнирный узел может быть расположен на судне.
Шарнирный узел может быть соединен с операционным модулем.
Шарнирный узел может быть выполнен управляемым с помощью двигателя (35), предпочтительно при помощи управления средством для сохранения необходимого позиционирования и ориентации судна.
Шарнирный узел может иметь сквозное осевое отверстие для бурильной колонны.
Шарнирный узел может быть расположен под противовыбросовым устройством, соединенным с операционным модулем.
Продуктовый трубопровод может проходить вверх через воду для соединения с судном в точке, находящейся на расстоянии от бурильного оборудования, предпочтительно на корме судна.
Продуктовый трубопровод может проходить вверх через воду в приблизительной S-образной форме вместе с изогнутой вверх приподнятой средней частью продуктового трубопровода.
Продуктовый трубопровод может быть присоединен вдоль водоотделяющей колонны к бурильной колонне.
Судно может быть снабжено средством для динамического позиционирования или ориентации.
Судно для использования в вышеописанной системе содержит средство для сохранения необходимого позиционирования и ориентации на морской поверхности, бурильное оборудование для скважин на морском дне и технологическое оборудование для переработки нефти или газа. Согласно изобретению судно снабжено средством управления шарнирного узла, связанным со средством для сохранения необходимого позиционирования и ориентации, основанного на динамическом позиционировании и ориентации.
Судно может быть снабжено шарнирным узлом для верхнего продуктового трубопровода.
Бурильное оборудование с буровой шахтой может быть расположено, в основном, на середине корабля, и технологическое оборудование предпочтительно с подсоединенной муфтой для продуктового трубопровода может быть расположено на корме.
Придонная установка для использования в вычислительной системе содержит опорную плиту для бурения, имеющую основание, расположенное на морском дне, и манифольд и выполненную с, по меньшей мере, двумя позициями или секциями устья скважины, приспособленными для установки соединенных фонтанных арматур. Согласно изобретению установка снабжена подвижным операционным модулем, предпочтительно содержащим шарнирный узел, приспособленный для осуществления поворотного соединения с продуктовым трубопроводом, проходящим в надводное судно.
Шарнирный узел может быть выполнен управляемым с помощью двигателя.
Операционный модуль вместе с шарнирным узлом может иметь сквозное осевое отверстие для бурильной колонны.
Шарнирный узел может быть расположен под противовыбросовым устройством, соединенным с операционным модулем.
Шарнирный узел может быть расположен над противовыбросовым устройством, соединенным с операционным модулем.
Операционный модуль в нижней части может иметь разделительную поверхность такого же образца, что и фонтанные арматуры, предназначенные для опускания и соединения с секциями устья скважины.
Операционный модуль может быть снабжен вилкообразным хомутом, приспособленным для удержания продуктового трубопровода, проходящего в боковом направлении и наклоном вверх с зазором относительно оставшихся элементов и оборудования на опорной плите для бурения.
Указанный технический результат достигается также и тем, что система для морской добычи нефти или газа содержит надводное судно, имеющее средство для сохранения необходимого позиционирования и ориентации, придонную установку на морском дне для, по меньшей мере, двух добывающих скважин, и продуктовые трубопроводы для соединения придонной установки с судном. Согласно изобретению судно снабжено бурильным оборудованием для скважин на морском дне с технологическим оборудованием для переработки добытой нефти или газа, причем придонная установка содержит опорную плиту для бурения, имеющую основание, расположенное на морском дне, и манифольд и выполненную с, по меньшей мере, двумя позициями или секциями устья скважины, приспособленными для установки соединенных фонтанных арматур, причем бурильная колонна выполнена проходящей от бурильного оборудования на судне к противовыбросовому устройству на придонной установке, а продуктовый трубопровод приспособлен для соединения, по меньшей мере, одной из добывающих скважин на придонной установке, к технологическому оборудованию на судне.
Вышеуказанный технический результат достигается и тем, что в способе морской добычи нефти или газа с помощью вышеописанной системы, содержащем первоначальное размещение придонной установки на морском дне и судна в положении на поверхности моря над придонной установкой, согласно изобретению первоначально осуществляют бурение и завершение первой скважины на первой секции устья скважины традиционным способом, затем первоначально осуществляют бурение и предпочтительно установку направляющей колонны и обсадных труб для второй скважины на второй секции устья скважины, опускают операционный модуль с подсоединенным продуктовым для опускания и соединения на второй секции устья скважины с последующим продолжением бурения и последующим завершением второй скважины, добывают продукт из первой скважины через манифольд и операционный модуль на второй секции устья скважины одновременно продолжающимся бурением второй скважины, осуществляют бурение третьей скважины от третьей секции устья скважины с одновременной добычей продукта через операционный модуль также из третьей скважины, и возможно дополнительное бурение на, по меньшей мере, одной новой секции устья скважины с отсоединением и перемещением операционного модуля к этой скважине до тех пор, пока нужное количество скважин не будет пробурено, завершено и запущено в производство, возможно с операционным модулем (20), окончательно размещенным предпочтительно на отдельном месте на придонной установке.
Из вышеописанного следует, что общая идея изобретения основана на использовании бурового судна, которое также оборудовано операционными модулями и может обеспечивать выполнение существенных функций как для бурения, так и для последующего производства углеводородов. Это специальное судно оборудовано средствами для сохранения необходимого положения, например, оборудованием для динамического сохранения положения, например, оно может оставаться в положении, когда нос направлен против ветра и волн, и совершать круговые движения в зависимости от направления ветра. Соединения с придонной установкой в большинстве случаев потребуют шарнирных устройств. Они могут быть размещены на придонной установке или, более конкретно, в скважине, бурение которой осуществляется, либо шарнир может быть размещен на судне. Однако в соответствии с данным изобретением не исключается, что система и способ могут работать также и без шарнирного устройства. Бурильная колонна труб, идущих от судна, в нормальных условиях имеет компенсацию вертикальной качки, которая обычно имеет место на судне. Такая компенсация вертикальной качки не представляет каких-либо проблем или, другими словами, не оказывает значительного влияния на описанную здесь систему или на осуществляемый способ.
Данное изобретение имеет существенное преимущество, поскольку возможно начинать добычу нефти или газа с месторождения и, тем самым, получать экономическую выгоду в самое короткое время. Более того, можно быстро получить информацию о производственных возможностях данного месторождения одновременно с проведением бурения и завершения работ на скважине для эксплуатации данного месторождения.
В связи с вышеизложенным буровое судно можно использовать в оптимальном режиме, так как оно имеет оборудование и мощности для производства углеводородов, таких как сырая нефть, в то время как одновременно оно может производить бурение. Основываясь на производственном опыте завершенных и пущенных в эксплуатацию скважин, программа бурения и завершения последующих скважин может быть оптимизирована, так что может быть повышена производительность данного месторождения в целом.
Различные аспекты и комбинации, составляющие данное изобретение, будут объяснены более подробно в последующем описании, со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 схематично изображает вариант воплощения системы в соответствии с настоящим изобретением, включающей надводное судно, придонную установку и продуктовые трубопроводы, расположенные между дном и поверхностью;
фиг. 2 схематично изображает вариант выполнения придонной установки, как показано на виде в плане;
фиг. 3 - изображает другой вариант выполнения придонной установки с увеличенным количеством секций устья скважин и двумя манифольдами;
фиг.4 - в вертикальном разрезе и более подробно предпочтительный вариант воплощения операционного модуля, установленного в устье скважины;
фиг.5 - другой вариант воплощения операционного модуля, установленного в устье скважины;
фиг. 6 - другой вариант воплощения системы, основанной на соединении продуктовых трубопроводов и шарнира, расположенной на судне;
фиг.7 - такая же система, как на фиг.6, но без шарнира;
фиг. 8 - еще один вариант воплощения системы, в которой продуктовый трубопровод и бурильная колонна раздельно подсоединены в двух местах на придонной установке;
фиг. 9А-9Е иллюстрируют типичную последовательность операций по бурению, оснащению и добыче из четырех скважин на общей придонной установке.
На фиг.1 и других фигурах морское дно обозначено цифрой 1, а поверхность моря цифрой 2. Судно 3 специальной конструкции имеет бурильное оборудование 8, размещенное приблизительно на середине судна 3 и технологическое оборудование 9 для обработки добытой нефти или газа, размещенное предпочтительно на корме за бурильным оборудованием 8. Судно 3 оборудовано средством для сохранения необходимого позиционирования и ориентации, динамическое позиционирование в данном случает имеет преимущество.
Также показаны продуктовые трубопроводы, соединяющие судно 3 с придонной установкой 5, находящейся на морском дне 1. Более определенно показана водоотделяющая колонна 22 для бурения с бурильной колонной 21, и продуктовым трубопроводом 6, проходящим вверх через воду в S-образной форме вместе с изогнутой вверх приподнятой средней частью 16 над направляющим элементом 16А, опущенным с судна 3 с возможностью компенсации вертикальной качки, как показано позицией 16В.
Придонная установка 5 размещена на опорной плите 10 для бурения, которая имеет основание на морском дне 1 и также имеет манифольд 11, имеющий известную конструкцию. Кроме того, опорная плита 10 для бурения имеет секции устья скважины или позиции, как показано более подробно на фиг.2. На фиг.1 чисто схематично показана "фонтанная арматура" 14А, размещенная на одной из секций 13А (фиг. 2) устья скважины. Основание опорной плиты для бурения 10 обозначено как 10А и может быть выполнено традиционным способом.
На одной из секций устья 13 (фиг.2) скважины опорной плиты 10 для бурения установлен специальный операционный модуль 20, который является существенным элементом в некоторых воплощениях данного изобретения. В основные части модуля 20 входят шарнирный узел 30 и противовыбросовое устройство 25. В этом случае устройство 25 находится на верхней части шарнирного узла 30.
Для проведения операций по бурению судно 3 удерживается в положении над придонной установкой 5 посредством динамического позиционирования или другими средствами, так что бурильная колонна 21 вместе с присоединенной водоотделяющей колонной 22 может быть расположена так близко к вертикали, как это возможно, внизу от бурильного оборудования 8 до противовыбросового устройства 25. Как показано на фиг.1, бурильное оборудование 8 может содержать обычную буровую вышку, приводное оборудование и буровую шахту, как это обычно предусмотрено на буровых судах и платформах.
Даже если судно 3 удерживается в такой позиции, когда бурильная колонна 21 будет иметь необходимое вертикальное направление, ветер и волнение будут способствовать повороту судна 3, так что нос судна 3 предпочтительно все время будет направлен против ветра или волн, воздействующих на судно. Чтобы приспособиться к таким поворотным движениям в системе, использован шарнирный узел 30, указанный выше, вместе с противовыбросовым устройством 25 в операционном модуле 20 на придонной установке 5. Как будет видно более подробно на фиг.4, о которой будет сказано ниже, продуктовый трубопровод в месте его соединения с операционным модулем 20 будет, таким образом, поворачиваться в соответствии с поворотными движениями судна без создания какого-либо риска нежелательных механических напряжений или вращающих моментов в конструкции придонной установки 5. Шарнирный узел 30 обеспечивает возможность осуществления относительного вращательного движения, и поэтому преимущественно имеет вертикальную ось, совпадающую в основном с осью бурильной колонны.
На фиг. 4 показаны две основные части операционного модуля 20, а именно противовыбросовое устройство 25 (показано частично) и действующий шарнирный узел 30, внешние части которого выполнены с возможностью вращения вокруг вертикальных осей, упомянутых выше, для того, чтобы следовать поворотным движениям надводного судна на поверхности моря. Продуктовый трубопровод 6 вместе с составным шлангом 6А проходит в боковом направлении шарнирного узла 30 и дальше под уклоном вверх выходит из воды. Чтобы удержать продуктовый трубопровод и составной шланг 6А некоторое время вместе и под контролем так, чтобы они не могли войти в соприкосновение с другими элементами и оборудованием придонной установки, предусмотрен направляющий вилкообразный хомут 39. Действующий шарнир может быть разделен на часть 30А шарнира для продукта и управляющую шарнирную часть 30В, посредством которой составной шланг 6А подсоединен к последней шарнирной части. Как известно, может возникнуть вопрос о передаче электрической энергии и сигналов, так же как и о гидравлическом давлении.
На фиг.4 также показаны элементы действующей скважины или устья скважины, а именно трубы (например, размером 18 3/4"), которые составляют само устье 7 скважины, тогда как подвесное устройство обсадной колонны показано позицией 7А. Вместе с муфтой 30С устья скважины шарнирный узел 30 установлен на устье 7 скважины. Таким образом, муфта 30А составляет радиально внутреннюю и неподвижную часть шарнирного узла 30.
В то время как вращательное движение в шарнирном узле 30 системы, показанной на фиг. 1, может возникать исключительно под влиянием судна 3, т.е. через продуктовый трубопровод 6, проходящий вверх для соединения сравнительно далеко расположенной кормы на судне 3, во многих случаях предпочтительно обеспечить вращательное движение шарнирного узла 30 при помощи привода двигателя. Для этой цели предусмотрена ведомая шестерня 36, которая является неподвижной вместе с внутренними частями шарнира, как упомянуто выше, и вращающийся двигатель, имеющий привод 35 для сцепления с ведомой шестерней 36 и таким образом для вращения внешних частей шарнира, когда двигатель/шестерня 36 приводится во вращение. Это будет осуществляться посредством электрической или гидравлической энергии, передаваемой через составной шланг 6А. Угловое положение, на которое поворачивается шарнир, будет управляться с судна 3 (фиг.1), предпочтительно под управлением средства для динамического позиционирования, упомянутого выше, которое удерживает судно в необходимом положении и ориентации.
Бурильная колонна 21 с водоотделяющей колонной 22 для бурения, непоказанные на фиг.4, взаимодействуют с противовыбросовым устройством 25 обычным образом. Устройство 25 установлено на верхнем продолжении устья 7 скважины 7, так что относительно вращательного движения оно является неподвижно закрепленным на придонной установке. Водоотделяющая колонна 22 для бурения неподвижно соединена с верхней частью противовыбросового устройства 25 (фиг.1), поэтому обычно имеет на его верхнем конце роторное соединение к судну 3. Вертикальный канал 33 для водоотделяющей колонны для бурения, проходящий через противовыбросовое устройство 25, продолжается вертикально в центральной части через шарнирный узел 30 и дальше вниз в скважину.
В качестве стационарных элементов, взаимодействующих с операционным модулем 20 на фиг.4, также показана выступающая в боковом направлении муфта 31, предназначенная для подсоединения к другим узлам оборудования на придонной установке 5, в частности к манифольду 11, как показано на фиг.1 и 2. Муфта 31 предусмотрена для продуктового трубопровода 32а, по которой перекачиваются соответствующие углеводородные продукты, проходящие от придонной установки до судна через шарнирный узел 30 и продуктовый трубопровод 6. Кроме того, показан трубопровод или проход 32В для электрических сигналов для управления ими мониторинга и гидравлических, которые через шарнирный узел 30 продолжаются вверх к судну через составной шланг 6А. В воплощении, показанном на фиг. 1 и 4, где шарнирный узел 30 размещен под противовыбросовым устройством 25, может потребоваться быстрое отсоединение в случае аварийной ситуации. Для этой цели на фиг.4 показаны клапаны 34, 34А соответственно для продуктового трубопровода 6 и составного шланга 6А. Может быть использовано соответственно известное устройство для быстрого отсоединения верхней части противовыбросового устройства 25 (на чертеже не показано).
В воплощении, как будет описано далее, решающее значение имеет то, что шарнирный узел 30 включен в независимый модуль (операционный модуль 20), может быть выполнен в виде интегрированной конструкции и может быть использован снова и снова в стандартизированных системах добычи на подводных морских промыслах. Такой шарнир или операционный модуль должен быть выполнен так, чтобы он мог устанавливаться и сниматься посредством обычных способов установки на подводных морских промыслах. Более того, возможно закреплять шарнир в профили существующего оборудования, например, в обычные замыкающие профили на устье 7 скважины, как показано на фиг.4, и в дополнение это обеспечивает возможность соединения с существующим трубопроводом и соединительным профилем, так что этот узел или модуль могут быть использованы гибким образом, принимая во внимание различные соединения на придонной установке 5, кроме того, принимая во внимание последовательные стадии в формировании бурения, завершении сборки скважины и добычи.
В связи с вышеприведенными пояснениями также важно, что муфта 31 на операционном модульном шарнирном узле 30 может быть подсоединена к и закреплена в соответствующем и стандартизированном соединительном профиле на манифольде 11 (фиг.1 и 2). Вместе с вышеописанной установкой и закреплением шарнирного узла в устье 7 скважины с помощью соединителя устья скважины или муфты 30С достигается хорошо определенная позиция для опускания и закрепления, которая делает соединение посредством муфты 1 с манифольдом 11 очень простым.
Решение, описанное здесь, означает, что шарнирный узел 30 и операционный модуль 20 в целом включены в ту часть устья скважины, которая находится под давлением и через которую происходит бурение. Общеизвестно, это означает, что конструкция, которая во всех точках подвергается таким напряжениям, имеет необходимую механическую прочность.
Как альтернатива к тому, что было описано выше со ссылкой на фиг.1 и 4, операционный модуль с шарниром может быть установлен и закреплен к конструкции действующей опорной плиты для бурения или к кондуктору (например, 30"). Такое решение будет иметь последствие, заключающееся в том, что шарнирный модуль не будет обращен в сторону буровой системы или противовыбросового устройства, но будет смонтирован снаружи этой системы.
Из того, что было описано выше, для экспериментов в данной области, будет совершенно очевидно, что операционный модуль 20, когда установлен на придонной установке, занимает секцию или положение, которое традиционно предназначено для фонтанной арматуры. В этой связи является важным, как это тоже было обсуждено выше, что соединительный профиль или разделительная поверхность шарнира/операционного модуля с манифольдом является идентичной той, которая имеется на фонтанной арматуре, которая будет установлена для фактической добычи, а именно, когда будет смонтирована после завершения бурения данной скважины. Таким образом, описанное решение не включает введение новых соединительных точек или разделительных точек помимо тех, которые являются стандартными для системы морской подводной добычи.
На фиг.2 показан вариант сборки основных элементов на придонной установке 5, как было упомянуто выше. Манифольд 11 составляет центральный элемент и на его обеих продольных сторонах показаны секции 13, 13а, 13в и 13С устья скважины. На двух последних позициях или секциях установлены фонтанные арматуры 14В и 14С. Секция 13 устья скважины здесь используются для работы модуля 20, упомянутого выше, который подсоединен к судну 3 на поверхности моря через продуктовый трубопровод 6 и составной шланг 6А.
В устройстве на фиг.3 мощность была увеличена по отношению к устройству на фиг.2, поскольку придонная установка 5 была дополнена относительно близко расположенной придонной установкой 15. Между ними показаны соединения трубопровода и составного шланга 15С вместе с объединенными соединительными модулями 15А и 15В, каждый из которых подсоединен к одной из придонных установок 15 и 5.
Это очевидно, что изобретение может быть применено в других комбинациях или конфигурациях придонных установок, помимо двух, которые были проиллюстрированы в качестве вариантов на фиг.2 и 3.
На фиг.5 показана альтернативная конструкция по сравнению с изображенной на фиг.4, т.е. с операционным модулем 50, имеющим шарнирный узел 40, расположенный над противовыбросовым устройством 47. От водоотделяющей колонны 42 для бурения сквозное осевое отверстие 43 для бурильной колонны проходило вниз через шарнирный узел 40 и противовыбросовое устройство 47. Сам шарнир разделен на шарнирную часть 40А для продукта и управляющую шарнирную часть 40В, соответствующие воплощению на фиг.4. Более того, на фиг.5 показана муфта 41 для соединения модуля 50 с манифольдом на данной морской придонной установке и соответствующие соединения 42А и 42В, ведущие к стационарным внутренним частям действующего шарнирного узла 40. Внешние вращающиеся части шарнирного узла 40 снабжены направляющим вилкообразным хомутом 49 для продуктового трубопровода 44 и составного шланга 44В. Кроме того, показан вращающийся двигатель 45 с присоединенным приводом для осуществления вращательного движения шарнирного узла. В воплощении на фиг.5 соединения продуктового трубопровода удалены из действующей морской подводной структуры. Соединения 42А и 42В из муфты 41 проходят вверх вдоль и присоединены к противовыбросовому устройству 47. В случае чрезвычайной ситуации воплощение на фиг. 5 основано на быстром отсоединении от верхней части противовыбросового устройства 47 при одновременном отсоединении в этой же конструкции соединений 42А и 42В. Для этой цели показан быстрый разъединяющий соединитель 46 для верхней части противовыбросового устройства 47. Если возникает ситуация, упомянутая выше, что приведет к отклонению судна от его позиции во время бурения, то клапаны на противовыбросовом устройстве 47 будут активированы и затем произойдет отсоединение от противовыбросового устройства 47 при помощи соединителя 46. В качестве пояснения можно упомянуть, что противовыбросовое устройство 47 типично является модулем, имеющим высоту приблизительно 20 метров и вес порядка 200 тонн.
В воплощении системы, показанной на фиг.6, требуемая конструкция шарнирного узла размещена на судне 63, находящемся на поверхности моря, и обозначена цифрой 60, т.е. на верхнем конце продуктового трубопровода 66. Более того, на фиг. 6 как и на предыдущих фигурах, показана опорная плита 10 для бурения вместе с основанием 10А на морском дне 1, манифольд 11 и фонтанная арматура 14А, так же как и противовыбросовое устройство 67 и водоотделяющая колонна 62 для бурения вместе с бурильной колонной 61. Такая конструкция обеспечивает хороший доступ к шарнирному узлу 60. Продуктовый трубопровод 66 и составной шланг (на чертеже не показан) присоединены снаружи водоотделяющей колонны 62 для бурения. В этом случае противовыбросовое устройство 67 также содержит соединительные средства (на чертеже не показаны) для обеспечения соединения с манифольдом 11.
В качестве дальнейшего упрощения воплощений, описанных выше, на фиг.7 показан пример системы, где не применяется шарнирный узел. Продуктовый трубопровод 76А в данном воплощении вместе с составным шлангом 76В (Фиг.7А) монтируется на водоотделяющей колонне 72 для бурения. Возможно, чтобы продуктовый трубопровод 76А и составной шланг 76В были продолжены под небольшим спиральным углом около водоотделяющей колонны 72 для бурения за пределы ее длины, между противовыбросовым устройством 77 и судном 73. Таким образом, предусмотрено фиксированное соединение продуктового трубопровода 76А на морской подводной установке, которое возможно, когда применяется гибкая конструкция трубопровода 76А, так что он может выдержать небольшое скручивание. Обычно допускается один градус на метр длины трубопровода. Соответственно судно 73 может вращаться в пределах заданного углового сектора, который также зависит от глубины месторождения. Большая глубина воды обеспечивает возможность осуществления более значительных поворотных движений судна 73 в процессе работы. В зависимости от условий в данном воплощении будет необходимо иметь относительно большую или повышенную мощность судна 73, для того, чтобы судно можно было удерживать в разрешенном в угловом секторе в течение ограниченного времени, требуемого для бурения скважины.
В воплощении без шарнирного узла, как показано на фиг.7, целесообразно соединить продуктовый трубопровод 76А и составной шланг 76В в специальную секцию морской подводной установки. В чрезвычайной ситуации, требующей отсоединения, продуктовый трубопровод 76А и составной шланг 76В будут разъединены с помощью соединителей (на чертеже не показаны) на морской подводной установке, предпочтительно вместе с противовыбросовым устройством 77. После такого чрезвычайного отсоединения трубопровод 76А и составной шланг 76В обычно убираются или изымаются из придонной установки.
В отношении специфического воплощения на фиг.1, нужно отметить, что при работе в районах в трудных погодных условиях, воплощении с шарниром могут быть единственным решением, тогда как в других районах с более стабильной погодой может оказаться возможным осуществлять операции без каких-либо шарниров, включенных в систему.
Непосредственно выше описан вариант системы, которая подобно воплощению на фиг.7 основана на принципе работы, при котором не используется шарнирный узел. Различие между конструкциями этих двух систем заключается в том, что продуктовый трубопровод и контрольный или составной шланг проходят от морского дна до судна. На фиг.7 показана система, в которой продуктовый трубопровод и составной шланг присоединены к водоотделяющей колонне для бурения и проходят вверх через буровую шахту на судне. В альтернативной конструкции системы продуктовый трубопровод и составной шланг размещены независимо от водоотделяемой колонны для бурения и проходят на корму судна.
Последний вариант системы показан на фиг.8, которая во многих аспектах сравнима с устройством на фиг.1. Надводное судно 83 на фиг.8 содержит оборудование 8 для бурения, подсоединенное к противовыбросовому устройству 87 на придонной установке 85 через водоотделяемую колонну 82 для бурения с бурильной колонной 81. В этом варианте продуктовый трубопровод 86 вместе с составным шлангом (на чертеже не показан) проходит вверх от придонной установки 85 через направляющее устройство 86А, компенсирующее вертикальную качку, к кормовой части судна 83. В данном воплощении, однако продуктовый трубопровод 86 входит в придонную установку на расстоянии от противовыбросового устройства 87, т. е. на отдельной соединяющей позиции или секции 90 вместе с соединительным приспособлением 89. Конструкция такой специфической установки схематически показана на фиг. 8А, где иначе встроены манифольд 11, три "фонтанные арматуры" 14А, 14В, 14 С, а также противовыбросовое устройство 87, которое занимает одну секцию из четырех устья скважин, составляющих эту придонную установку, которая соответствует конструкции на фиг.2. Также в отношении многих других основных признаков данная система на фиг.8 соответствует признаками воплощений, описанных выше.
Важные воплощения, содержащие шарнирный узел, на практике для комбинированной добычи и бурения будут включать следующие функции и размеры:
один или два производственных бура диаметром 6";
контрольные функции с 8-16 каналами для электрических сигналов и энергии, так же как и для гидравлического давления;
шарнирный/операционный модуль может быть установлен и извлечен посредством подводных инструментов;
сквозное, центральное отверстие с размером приблизительно 20" для бурения;
производственная муфта в соответствии с общим стандартом для морского подводного манифольда;
устройство муфт, трубопроводов или соединений в соответствии с общим стандартом для подсоединения контрольных функций к "фонтанной арматуре" на придонной установке;
закрепление вниз шарнирного/операционного модуля посредством закрепляющих профилей в соответствии с общим стандартом.
Необходимые и достаточные стадии, включенные в способ добычи нефти или газа с использованием системы, как было описано выше, определены в пункте 23 патентной формулы. Способ будет объяснен в последующем описании в виде практического варианта осуществления со ссылкой на фиг.9А-9Е. Этот вариант связан с устройством на фиг.2 и с предпочтительно шарнирным/операционным модулем в соответствии с фиг.4 или 5.
В качестве первоначальных операций устанавливают обычным способом опорную плиту 10 для бурения и манифольд 11 с лопастными элементами, затем бурят первую скважину и завершают традиционным способом, а именно, как показано на фиг.9А, на секции 13А устья скважины. Также показана установленная фонтанная арматура 14А. Таким образом, в положении на фиг.9А скважина завершена и готова для добычи.
Затем начинают бурение скважины 2 и в этой связи устанавливают по очереди обычным путем направляющую колонну (30") и обсадную колонну/устье скважины (20"/18 3/4"). Операцию бурения осуществляют обычным путем в открытом стволе скважины вначале без установки противовыбросного устройства и продуктового трубопровода и на этой фазе буровой шлак из буровой скважины будет выбрасываться непосредственно на окружающее морское дно. Когда устье скважины будет установлено на этой скважине 2, шарнирный операционный модуль 20 с соответствующим продуктовым трубопроводом и составным шлангом будут установлены на устье скважины или, возможно, на верхней части направляющей колонны. Кроме того, возможно установить противовыбросовое устройство вместе с водоотделяющей колонной для бурения, так что операция бурения может быть продолжена в соответствии с обычной практикой. Затем первую скважину соединяют с модулем 20 и тем самым соединяют с системой на поверхности, так что может начаться добыча на первой скважине параллельно бурению скважины 2. Это схематически показано на фиг.9В.
Таким образом, в данной ситуации скважину 1 соединяют через шарнирный модуль 20, продуктовый трубопровод и составной шланг с обрабатывающим оборудованием надводного судна. Поток из скважины или продукт теперь управляется из скважины 1 через ее фонтанную арматуру 14А и далее через центральный манифольд 11 и оттуда к шарнирному модулю 20. Как было объяснено выше, является важным, что шарнирный операционный модуль 20 имеет такие же стационарные разделительные поверхности или соединительное устройство, как и фонтанная арматура, которая предпочтительно бывает стандартной.
При остановке бурения скважины 2 и ее завершении противовыбросовое устройство и шарнирный модуль 20 переключают и начинают бурение скважины 3 обычным способом в соответствии с первоначальным бурением скважины 2, как было описано выше. Также последовательно устанавливают направляющую колонну и обсадную колонну, а затем противовыбросовое устройство с интегрированным шарнирным модулем 20 устанавливают на скважине 3. На фиг.9С показано это положение, при котором добыча и управление за работой скважин 1 и 2 осуществляют через шарнирный модуль 20 одновременно с продолжением основного бурения скважины 3. Необходимо отметить, что в сравнительно короткий период, от начала бурения новой скважины и до установки соответствующей обсадной колонны/устья скважины, может быть трудно обеспечить синхронную и непрерывную добычу из ранее завершенных скважин, т.е. из первых двух скважин вместе с их соответствующими фонтанными арматурами 14А и 14В, как показано на фиг.9С.
На фиг. 9Д показано бурение скважины 4, в то время как скважины 1-3 подают продукт или потоки из скважин через шарнирный операционный модуль 20, который смонтирован на скважине 4.
Наконец, на фиг. 9Е показано положение, при котором бурение на всех скважинах на придонной установке остановлено. Четыре скважины теперь подают их продукты на установку на поверхности моря через манифольд 11. Когда такая производственная фаза установлена по завершении бурения, то соответственно не нужно будет использовать специальное надводное судно, которое имеет как оборудование для бурения, так и операционные модули, как было описано и показано выше. Однако, возможно, что когда требуемое число скважин было пробурено, завершено и запущено в производство, операционный модуль 20 может быть по прежнему включен в систему, находящуюся на последней завершенной скважине. Однако, как правило, этому не отдается предпочтение в действительной практике.
После полного завершения всех скважин продукт обычно будет направляться через трубопроводы на платформу или на установку на поверхности, находящуюся на некотором удалении от подводной установки. Альтернативным решением в этой связи могут быть перемещение шарнирного модуля к определенной секции придонной установки и передача добываемого продукта непосредственно на плавучую установку, размещенную поблизости. Во многих случаях это обеспечит существенную экономию благодаря низким издержкам эксплуатации трубопровода.
Как показано на фиг. 3, несколько опорных плит для бурения могут быть соединены вместе в общую придонную установку, в таком случае продукт с опорных плит для бурения после завершения и приведения в готовность может подаваться через шарнирный операционный модуль, размещенный на опорной плите для бурения, и скважину или секцию устья скважины, на которой в настоящее время производится бурение.
В воплощениях, описанных и проиллюстрированных, опорная плита для бурения известной формы из существующей практики была взята в качестве стартовой, но в этом отношении изобретение является независимым от особых конструкций и конфигураций опорной плиты для бурения, так же как и от числа секций устья скважины в ней. В этой связи конкретный интерес представляют собой направляющие стойки, применяемые на придонной установке или опорной плите для бурения в соединении с установкой или ее элементами, которые могут быть выполнены разборными, чтобы они могли быть удалены для устранения любых помех для вращательных движений шарнирного узла и связанных с ним трубопроводов для продукта.
Изобретение относится к системе для морской добычи нефти или газа, содержащей судно со средством для поддержания нужного положения и ориентации, придонную установку на морском дне для, по меньшей мере, двух добывающих скважин и продуктовые трубопроводы для соединения придонной установки с судном. Изобретение относится также и к способу применения системы для добычи нефти или газа, при котором первоначально размещают придонную установку на морском дне и судно в положении под придонной установкой. Обеспечивает повышение экономичности морской добычи нефти или газа. Сущность изобретения: система содержит подводное судно со средством его позиционирования и ориентации, придонную установку для, по меньшей мере, двух добывающих скважин и продуктовый трубопровод для соединения придонной установки с судном. Судно имеет бурильное оборудование и технологическое оборудование для переработки нефти или газа. Придонная установка содержит опорную плиту для бурения с основанием на дне, имеющую манифольд. Бурильная колонна с водоотделяющей колонной проходят от бурильного оборудования на судне. На придонной установке имеется подвижный операционный модуль с противовыбросовым устройством. Он обеспечивает соединение водоотделяющей колонны с верхней частью противовыбросового устройства. Продуктовый трубопровод приспособлен для соединения операционного модуля с технологическим оборудованием на судне. Судно имеет средство его позиционирования, ориентации на морской поверхности и средство управления шарнирного узла, связанного со средством позиционирования и ориентации, основанного на динамическом позиционировании и ориентации. Придонная установка содержит опорную плиту для бурения, приспособления для установки фонтанных арматур и подвижный операционный модуль с шарнирным узлом для соединения с продуктовым трубопроводом. Способ использования системы для добычи включает бурение и завершение первой скважины на первой секции устья скважины традиционным способом. Затем осуществляют бурение, установку, обсадных труб на второй секции устья скважины. Опускают операционный модуль с продуктовым трубопроводом и соединение на второй секции устья скважины с последующим продолжением бурения и завершением второй скважины. Добывают продукт из первой скважины через манифольд и операционный модуль на второй секции устья скважины. Одновременно продолжают бурение второй скважины. 5 с. и 18 з.п.ф-лы, 9 ил.
| US 4819730 А, 11.04.1989 | |||
| Установка для технологического обслуживания устья подводной буровой скважины с плавучей буровой платформы | 1979 |
|
SU789657A1 |
| Устройство для транспортировки нефтепродуктов, полученных из глубоководных скважин, на поверхность моря | 1973 |
|
SU659103A3 |
| US 4625806 А, 02.12.1986 | |||
| US 4972907 А, 27.11.1990 | |||
| US 4378848 А, 05.04.1983 | |||
| US 4286665 А, 01.09.1981 | |||
| US 4192383 А, 11.03.1980. | |||
