СПОСОБ И СИСТЕМА ЛОКАЛИЗАЦИИ НЕУПРАВЛЯЕМОГО ПОТОКА ТЕКУЧИХ СРЕД КОЛЛЕКТОРА В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ Российский патент 2016 года по МПК E21B33/76 E21B29/08 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение, в общем, относится к подводным скважинным операциям на промысле и, конкретнее, к системе и способу доступа в скважину и локализации неуправляемого потока текучих сред коллектора в окружающую среду.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Бурение и эксплуатация подводных скважин являются сложными и опасными операциями. Одной такой опасностью является выброс скважины. Выброс является неконтролируемым выпуском сырой нефти и/или природного газа (углеводородов) из нефтяной скважины, когда пластовое давление превосходит давление, производимое в скважине столбом бурового раствора. Обычно, выброс происходит в результате отказа систем управления давлением, или потери герметичности скважины на поверхности вследствие природных катастроф или других событий.

Обычная скважина включает в себя комплект оборудования, разработанного и эксплуатирующегося с возможностью предотвращения выбросов. Одним примером такого оборудования является противовыбросовый превентор. В общем, первая линия защиты в управлении скважиной состоит в надлежащем поддержании равновесия бурового раствора в циркуляционной системе скважины для обеспечения равенства или небольшого превышения давления гидростатического столба, или давления от бурового раствора над пластовым давлением. Когда управление пластовым давлением становится невозможным, обычную вторую линию защиты создает противовыбросовый превентор, который является частью оборудования скважины. Противовыбросовый превентор представляет собой большой набор задвижек, соединяющихся с оборудованием устья скважины. Дополнительно, противовыбросовый превентор может управляться дистанционно с поверхности и используется в рутинных мероприятиях бурения. Противовыбросовый превентор может закрываться в случае потери управления пластовым давлением, когда скважина начинает неуправляемо фонтанировать.

Несмотря на широкую номенклатуру обычного оборудования, выброс, выводящий из строя или разрушающий оборудование и сооружения управления скважиной, особенно оборудование управления противовыбросовым превентором, эксплуатационное оборудование, и связанные с ним системы, может давать в результате значительную потерю нефти и газа из неуправляемой скважины и не поддающийся оценке ущерб окружающей среде. В таких аварийных ситуациях у операторов скважин остается мало средств ликвидации аварии, большинство из которых являются скорее теоретическими, а не реальными и испытанными. Как показал выброс Бритиш Петролеум в Мексиканском заливе, средства ликвидации аварии были либо нереальными, или когда их использовали, неэффективными.

Одним реальным средством ликвидации аварии является бурение разгрузочной наклонно-направленной скважины, которая бурится для пересечения скважины с аварийной скважиной. Разгрузочную скважину используют для глушения неконтролируемой скважины нагнетанием нужного бурового раствора для задавливания в пласт текучей среды коллектора, создающей приток. Бурение разгрузочной скважины, вместе с тем, продолжается долго, часто отнимает много недель или месяцев в то время, когда каждая минута непрекращающегося потока нефти и газа дорого обходится и наносит вред окружающей среде.

С учетом вышеизложенного существует необходимость создания способа более быстрого, безопасного и надежного доступа, ликвидации и последующего глушения неуправляемой скважины с выбросом, не требующего исправности подводного скважинного или надводного оборудования после возникновения выброса.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящим изобретением созданы способ и система надлежащей герметизации скважины без использования существующего установленного скважинного оборудования. В общем, в вариантах осуществления настоящего изобретения создают миниатюрный ствол скважины от наружной обсадной колонны, проходящий через различные обсадные колонны меньшего диаметра, в конечном итоге в ствол скважины.

Одной целью настоящего изобретения является создание систем и способов повторного входа в любую подводную скважину в условиях любого давления или температуры вне зависимости от глубины водоема.

Другой целью настоящего изобретения является создание системы, полностью управляемой дистанционно, которую можно устанавливать и оставлять на части начальной конфигурации скважины, как последнее устройство безопасности, срабатывающее при отказе других обычных систем.

Дополнительной целью настоящего изобретения является создание систем и способов повторного входа в любую скважину ниже границы ила через многочисленные обсадные колонны с поддержанием герметичности между каждой соответствующей колонной с проверкой состояния скважины.

Другой целью настоящего изобретения является создание способа ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и инструментов в ствол скважины с места ниже границы ила.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание систем и способов локализации скважины с выбросом, где другие основные способы локализации не сработали.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание систем и способов, обеспечивающих доступ в ствол скважины с поврежденным сооружением на поверхности, в случае, если скважина потеряла герметичность вследствие природной катастрофы или других катастрофических событий, где изобретение можно использовать ниже границы ила или выше границы ила с помощью присоединения к буровому или эксплуатационному райзеру.

Другой целью настоящего изобретения является создание систем и способов, обеспечивающих горячую врезку в работающую скважину через несколько труб для оборудования скважины устройством доступа в ствол скважины кроме обычных способов входа, для работ по консервации.

Для достижения указанных выше целей предложен, согласно одному аспекту настоящего изобретения, способ создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины ниже морского дна. Способ содержит этапы охвата, по меньшей мере, участка системы труб, содержащего по меньшей мере две трубы, системой локализации с защитной оболочкой, при этом система труб расположена ниже морского дна и в ней проходит неконтролируемый поток текучей среды или существует угроза его возникновения; уплотнение защитной оболочки вокруг системы труб для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки; соединение первой трубы системы труб с первой втулкой; выдвижение первой втулки в зазор между первой трубой и второй трубой, установленной в первой трубе; создание герметичного уплотнения между первой втулкой и первой трубой; проходка первой трубы системы труб устройством проходки, являющимся частью системы локализации; ввод гибкой насосно-компрессорной трубы или текучей среды через систему локализации внутрь системы труб, достаточной для управления потоком текучей среды.

В предпочтительном варианте осуществления на этапе проходки выполняется механическая резка прохода через первую трубу, при этом средство выполнения механической резки выбрано из группы средств дробления, бурения, резки струей воды и фрезерования.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления способ включает в себя мониторинг давления потока текучей среды для определения угла, скорости и давления для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы или текучей среды в систему труб.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения, предложена система для создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины ниже морского дна. Данная система содержит защитную оболочку, выполненную с возможностью охвата, по меньшей мере, участка системы труб, содержащей по меньшей мере две трубы, расположенной ниже морского дна и включающей неуправляемый поток текучей среды, первую линию текучей среды для подачи герметика в защитную оболочку для создания барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки, устройство проходки, выполненное с возможностью проходки первой трубы системы труб и содержащее первую втулку, выполненную с возможностью механической резки прохода через первую трубу, средство уплотнения для прикрепления втулки к системе труб, при этом первая втулка проходит между первой трубой и второй трубой и, по меньшей мере, участок второй трубы расположен в первой трубе, и вторую линию текучей среды, выполненную с возможностью ввода гибкой насосно-компрессорной трубы или текучей среды через устройство проходки в систему труб, достаточной для управления потоком текучей среды.

В альтернативном варианте осуществления система используется для доступа и управления потоком текучей среды через подводную систему труб эксплуатационного или бурового райзера ниже поверхности воды.

Выше описаны весьма широко признаки и технические преимущества настоящего изобретения для лучшего понимания подробного описания изобретения, приведенного ниже. Дополнительные признаки и преимущества изобретения описаны ниже в данном документе, который образует предмет формулы изобретения. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что раскрытые концепция и конкретные варианты осуществления можно использовать, как основу для модификации или разработки других конструкций для выполнения задач, аналогичных задачам настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники также должно быть понятно, что эквивалентные конструкции не должны отходить от сущности и объема изобретения, определенных в прилагаемой формуле изобретения.

Патентоспособные признаки, которые считаются отличиями изобретения, как в организации, так и в способе операций, вместе с дополнительными задачами и преимуществами должны стать понятными из следующего описания в соединении с прилагаемыми Фигурами. Следует ясно понимать, вместе с тем, что каждая Фигура дана иллюстративно для помощи в описании и не направлена на ограничение настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведено описание со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.

На Фиг.1 показана типичная известная конфигурация системы горячей врезки для использования на поверхности или в морских операциях на мелководье.

На Фиг.2 показано сечение известной системы горячей врезки фиг.1.

На Фиг.3A-3F показан первый вариант осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.4 показан пример подводного земснаряда, описанного в настоящем изобретении.

На Фиг.5A показано вертикальное сечение второго варианта осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.5B показано горизонтальное сечение второго варианта осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗВЕСТНОЙ ТЕХНИКИ

Одним обычным способом доступа в находящуюся под давлением трубную систему является горячая врезка, которая представляет собой способ сверления прохода в находящуюся под давлением трубу или резервуар, в котором используют специальное оборудование и процедуры, обеспечивающие безопасное удержание давления и текучих сред в процессе создания доступа. Типичные блоки горячего доступа строятся для работы на поверхности и на берегу или для морских вариантов применения на малых морских глубинах, и могут создавать только доступ в трубы с одной стенкой. В таких морских вариантах применения, водолазы обеспечивают доступ к трубе и выполняют горячую врезку трубы.

На фиг.1 показан пример обычной системы 10 горячей врезки. Типичное соединение системы 10 горячей врезки с трубой 12 состоит из соединительной части 14 отвода врезки, изолирующей задвижки 16 и машины 18 прорезания отверстия в трубопроводе. Показанная на фиг.1 и 2, машина 18 прорезания отверстия в трубопроводе включает в себя кольцевую пилу 22 и направляющее сверло 24 с метчиком, установленное в кольцевой пиле 22.

В процессе работы кольцевая пила 22 проходит через изолирующую задвижку 16 к трубе 12. Машина 18 прорезания отверстия в рабочем трубопроводе входит в контакт, и резка начинается. Когда резка закончена, машина 18 прорезания отверстия в рабочем трубопроводе выводится из контакта и убирается за шибер задвижки 16, который закрывается, и машину 18 прорезания отверстия в рабочем трубопроводе можно убирать. Вырезанный участок трубы 12, также называемый вырезанной пластиной, удерживается с использованием направляющего сверла 24 с метчиком. Метчик на направляющем сверле 24 ввинчивается, захватывая вырезанный участок и предотвращая его выпадение. В настоящее время большинство систем горячей врезки является оборудованием для работы при максимальном рабочем давлении 1500 фунт/дюйм² (10 МПа) и максимальной рабочей температуре 100°F (38°С).

Горячую врезку давно используют для доступа в находящиеся под давлением трубопроводы, при этом способ часто требует ручного труда и работает, создавая доступ только в трубные системы с одной стенкой на малой глубине над блоком противовыбросовых превенторов или эксплуатационной фонтанной арматурой. Условия работы и ручной труд налагают существенные ограничения. Поэтому, обычные системы горячей врезки не используются в оборудовании в море, с высокой температурой и высоким давлением, таком как оборудование, работающее на подводных скважинах. Следовательно, обычные системы горячей врезки нельзя использовать для создания доступа в обсадную колонну ниже противовыбросового превентора и нельзя использовать для доступа к скважине с выбросом и ее локализации. Кроме того, трубная система ниже и выше границы ила содержит несколько слоев обсадных колонн, с которыми обычные системы горячей врезки работать не могут.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В отличие от обычных систем горячей врезки, описанных выше, настоящее изобретение делает возможным горячую врезку в действующую скважину, т.е. создание доступа в скважину, когда текучая среда коллектора выходит из ствола скважины ниже, а также выше границы ила на более значительных водных глубинах и при более высоких давлениях и температурах. Дополнительно, настоящее изобретение обеспечивает горячую врезку в трубы с множеством стенок, такие как обсадные колонны выше или ниже оборудования устья скважины высокого давления. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает ввод гибкой насосно-компрессорной трубы, специального инструмента на гибкой насосно-компрессорной трубе, пробки, корректируемых уплотняющих устройств и/или утяжеленного раствора глушения, герметика, цемента или другого материала для восстановления управления скважиной и остановки неконтролируемого потока.

На фиг.3A показана обычная подводная скважина 302, которая включает в себя блок 304 противовыбросового превентора, соединенный с подводным оборудованием 306 устья скважины. Блок 304 противовыбросового превентора установлен над морским дном или границей 308 ила. Оборудование 306 устья скважины создает опору для обсадных колонн 312, которые создают крепление и поддержку ствола 310 скважины. Обсадная колонна 312 содержит многочисленные вставленные в нее обсадные колонны меньшего диаметра с последовательным цементированием после установки в колонны большего диаметра.

В общем, обсадная колонна 312 содержит следующие обсадные колонны, перечисленные в порядке уменьшения диаметра: обсадная колонна направления, обсадная колонна кондуктора, промежуточная обсадная колонна и эксплуатационная обсадная колонна. Число обсадных колонн, используемых в скважине, меняется и зависит от конкретных требований к данной конкретной скважине. Обсадная колонна направления выполняет ряд функций, включающих в себя опору ствола скважины и блока противовыбросового превентора, герметизацию ствола скважины и исключение миграции углеводородов в окружающую среду из потока текучей среды к поверхности. Обсадная колонна направления в нормальных условиях имеет диаметр, меняющийся в зависимости от скважины, подлежащей бурению. Три типичных диаметра обсадной колонны направления составляют тридцать шесть дюймов (92 см), двадцать шесть дюймов (66 см) и двадцать дюймов (51 см). Удержание давления ствола скважины обычно получают с использованием двадцатидюймовой (51 см) обсадной колонны направления. Как упомянуто выше, число и диаметр обсадных колонн, используемых в скважине, зависит от условий работы и требований данной скважины. Обычно в двадцатидюймовую (51 см) обсадную колонну высокого давления устанавливают последовательно обсадные колонны, обычно, включающие в себя промежуточную колонну диаметром шестнадцать дюймов (41 см), но чаще диаметром тринадцать и три восьмых дюйма 35 см). Последний интервал обсадных колонн занимает эксплуатационная обсадная колонна, которая обычно имеет диаметр девять и пять восьмых дюйма (24 см). В конкретных вариантах применения, может дополнительно применяться обсадная колонна диаметром семь дюймов (18 см). Эксплуатационная обсадная колонна проходит по длине ствола скважины в коллектор.

Обсадные колонны, такие как обсадная колонна 312, опираются на подвески обсадных колонн, установленные в оборудовании устья скважины, и в конкретных вариантах применения некоторые промежуточные колонны могут устанавливаться в предыдущей обсадной колонне ниже оборудования устья скважины. При этом все обсадные колонны крепления ствола обычно подвешиваются на оборудовании устья скважины на уровне морского дна или вблизи него. Длина каждой обсадной колонны варьируется, чем дальше от оси ствола обсадные колонны, тем они обычно короче и последняя эксплуатационная обсадная колонна имеет наибольшую длину. После установки каждой обсадной колонны на место используется цементирование для заполнения полости между каждой колонной и стволом скважины для скрепления обсадной колонны со стволом скважины и предыдущей обсадной колонной. Обсадная колонна с цементированием дает улучшенную герметизацию с продвижением ствола скважины вглубь к проектному коллектору. Обсадные колонны с цементированием по месту установки и подвеской в оборудовании устья скважины обеспечивают удержание пластового давления во время проведения бурения и испытательных мероприятий. Также, противовыбросовый превентор, соединенный с оборудованием устья скважины, создает безопасное место входа в скважину и обеспечивает активное управление скважиной во время бурения в нормальном режиме. Когда противовыбросовый превентор исправен, его можно использовать во время эксплуатации для удержания полного скважинного давления и закрытия скважины для выпуска текучей среды при проявлениях, или удержания неожиданного притока пластовых текучих сред в ствол скважины.

На фиг.3A и 3B показан выброс 314 на блоке 304 противовыбросового превентора, указывающий на выход из строя блока 304 противовыбросового превентора, неспособного закрыть скважину 302, при этом углеводороды и другие текучие среды получают возможность ухода в окружающую среду. В такой ситуации требуется доступ в скважину для ликвидации выброса углеводородов. Согласно одному аспекту настоящего изобретения, локализацию неконтролируемого потока текучей среды коллектора, выходящего из ствола 310 скважины, можно получить повторным входом в обсадную колонну 312 для ввода достаточного объема текучей среды глушения для остановки потока текучих сред коллектора и восстановления управления скважиной. Предпочтительным является место повторного входа ниже морского дна 308 и вблизи места установки вышедшего из строя блока 304 противовыбросового превентора и оборудования 306 устья скважины. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, необходима разработка выемки на площади морского дна, окружающей нужное место повторного входа в обсадную колонну 312. Показанная на фиг.3B, такая процедура выемки должна также учитывать любые цементные скопления 320, образованные во время установки обсадной колонны 312, описанной выше, и в результате прикрепленные к обсадной колонне 312.

Следовательно, для получения доступа к обсадной колонне 312 для закрытия скважины 302 в зоне ниже блока 304 противовыбросового превентора и цементных скоплений 320 может потребоваться выполнение адекватной выемки с обнажением чистого участка обсадной колонны 312. Выемку можно производить различными средствами. Предпочтительным, как показано на фиг.3A и 3B, является подводный земснаряд 316, в котором обычно используются большие рабочие колеса для выемки ила на морском дне, развертываемый с судна 338, или других судов, для производства выемки в зоне 318 ниже блока 304 противовыбросового превентора и цементных скоплений 320 для обнажения чистого участка наружной обсадной колонны 312. Кроме того, один или несколько аппаратов дистанционного управления могут развертываться для очистки зоны обсадной колонны для обеспечения входа в контакт системы 324 локализации скважины с обсадной колонной 312. На фиг.4 показан пример подводного земснаряда 316 для выемки ила на морском дне, имеющий большие рабочие колеса 402 для выемки частиц с морского дна. Хотя в предпочтительном варианте осуществления используется подводный земснаряд, предусматривается, что в других вариантах осуществления можно использовать другое средство для аналогичного производства выемки достаточной площади для доступа и повторного входа в обсадную колонну 312.

На фиг.3B также показано развертывание линейной системы 324 локализации аварийной скважины с вспомогательного судна 338 с поверхности на подъемном тросе 326 и одного или двух аппаратов 328 дистанционного управления. Система 324 локализации предпочтительно имеет защитную оболочку 360 из двух частей, разъемного устройства для обеспечения охвата системой 324 локализации обсадной колонны 312. Как показано на фиг.5A, в некоторых вариантах осуществления система 324 локализации может развертываться в раме (например, раме 502), которая действует как первичное направляющее устройство и установочное устройство для прикрепления системы 324 локализации к обсадной колонне 312. В другом варианте осуществления, рама развертывания (например, рама 502) может удерживаться в иле или устанавливаться на опорный башмак или другое средство, обеспечивающее развертывание системы 324 локализации на опорной платформе. При этом система 324 локализации может перемещаться на опорной платформе в конечное место установки без использования подъемных тросов или других направляющих. Предпочтительно, защитная оболочка 360 имеет гидравлические исполнительные механизмы (не показано), приводящиеся в действие для образования барьера давления между давлением снаружи системы 324 локализации и давлением внутри системы 324 локализации. Другие варианты осуществления могут использовать различные средства, отличные от гидравлических исполнительных механизмов для создания аналогичного барьера давления вокруг обсадной колонны 312.

Дополнительно, система 324 локализации имеет перфорирующую компоновку 330, соединенную с каналом 332 внешнего доступа с двойным барьером. Предпочтительно, перфорирующая компоновка 330 используется для прохода через систему колонн в обсадной колонне 312. Перфорирующая компоновка 330 может проходить сквозь обсадную колонну 312 с помощью различных средств. Ниже в данном документе, термин "перфорирование" использован для описания любого способа, создающего доступ в ствол скважины, который может включать в себя без ограничения этим дробление, бурение, резку, резку струей воды под давлением и фрезерование. Другое средство, вместе с тем, можно использовать для прохода сквозь обсадную колонну 312. Как показано на фиг.3C, основная линия 334 текучей среды и линия 336 подачи электропитания/текучей среды соединяются с каналом 332 внешнего доступа. В вариантах осуществления, представленных на фиг.5A, соединение может осуществляться с помощью стыковочного устройства 510 рамы развертывания. В предпочтительном варианте осуществления основная линия 334 текучей среды может включать в себя жесткие или гибкие райзеры высокого давления. Линия 336 подачи электропитания/текучей среды включает в себя линии подачи электропитания и обеспечения управления системой 324 локализации, а также подачи различных текучих сред, таких как герметик, таких как эпоксидная смола или смазочная жидкость для процесса резки. Основная линия 334 текучей среды создает связь между вспомогательным судном 338 и системой 324 локализации, действуя как трубопровод для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и или утяжеленного раствора для глушения скважины. В одном варианте осуществления гибкую насосно-компрессорную трубу можно использовать для ввода комплексных пробок в ствол 310 скважины для закупоривания и изоляции потока в осуществлении мероприятий локализации. Альтернативно, другие применимые виды инструментов могут использоваться для обеспечения входа гибкой насосно-компрессорной трубы в скважину и продвижения вглубь для ввода утяжеленного раствора глушения или раствора управления скважиной. Утяжеленный раствор глушения имеет такие физические свойства, что при нагнетании в достаточном количестве с нужным давлением и скоростью подачи, может останавливать неконтролируемый поток текучей среды коллектора, выходящий из ствола 310 скважины, и приводить скважину в равновесное состояние. Обычно, точный состав утяжеленного раствора глушения приспосабливается к условиям конкретной скважины, например, давлению в коллекторе, плотности, составу и скорости потока. Другим концом линии 334 и 336 соединяются с вспомогательным судном 338. На фиг.3C также показана скважинная система 324 локализации, установленная на чистом участке обсадной колонны 312.

На фиг.3D, 3E, и 3F схематично показано вертикальное сечение устройства 324 локализации с защитной оболочкой 360, перфорирующей компоновкой 330 и обсадной колонной 312 с несколькими обсадными колоннами внутри. В предпочтительном варианте осуществления перфорирующая компоновка 330 имеет подобранные по диаметрам перфорирующие втулки 340, 342, 344 и 346, выполненные с возможностью плотного прилегания и уплотнения при расчетном давлении в обсадных колоннах, установленных в скважине 302. Число и размеры перфорирующих втулок 340, 342, 344 и 346 выбираются индивидуально для конкретной скважины в зависимости от числа обсадных колонн и размеров обсадных колонн, установленных в данной скважине. Информация по обсадным колоннам может быть получена из бурового журнала данной конкретной скважины. Как упомянуто выше, перфорирующая компоновка 330 соединяется с каналом 332 внешнего доступа, который содержит две шаровых или шиберных задвижки в предпочтительном варианте осуществления. Данные задвижки функционируют как двойной барьер, сохраняющий изоляцию давления внутри перфорирующей компоновки 330 от основной линии 334 текучей среды и вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C). Задвижки серийно выпускаются и имеются в продаже и могут выдерживать различные давления, например, до 20000 фунт/дюйм² (140 МПа). В данном варианте осуществления на фиг.3D-3F показано типичное устройство шаровой задвижки со сферическим элементом, регулирующим расход через нее. Сферический элемент имеет отверстие, или канал, по центру элемента, так что когда канал выставлен по линии впуска и выпуска задвижки, поток должен проходить через канал. Когда задвижка закрыта, канал перпендикулярен линии впуска и выпуска задвижки, и поток блокирован. Хотя шаровые задвижки описаны в данном документе, задвижки с другим устройством можно использовать для получения аналогичной изоляции давления внутри защитной оболочки 360. Предпочтительно, задвижки, образующие канал 332 внешнего доступа с двойным барьером выполнены с возможностью среза, при этом обеспечивается использование гибкой насосно-компрессорной трубы или другого аналогичного оборудования с системой 324 локализации.

Перфорирующая компоновка 330 также включает в себя резервированные двигатели гидравлического привода (не показано), соединенные с линией 336 подачи электропитания/текучей среды. Резервированные двигатели гидравлического привода приводят в действие шпиндельную головку подобранных по размеру перфорирующих втулок 340, 342, 344 и 346, при этом каждая втулка фрезерует свое сквозное отверстие в соответствующей обсадной колонне. Хотя на фиг.3D, 3E и 3F показана система 324 локализации с четырьмя перфорирующими втулками 340, 342, 344 и 346, показанное число перфорирующих втулок является только примером и не служит ограничением. Число и размер перфорирующих втулок в системе 324 локализации подбирается индивидуально для соответствия спецификации обсадных колонн скважины. Например, число втулок предпочтительно является одинаковым с числом обсадных колонн скважины с выбросом, и размеры перфорирующей втулки выбираются соответствующими несущей способности соответствующей обсадной колонны. Когда система 324 локализации развертывается, она уже содержит перфорирующие втулки, соответствующие требованиям скважины согласно спецификации в буровом журнале скважины. Соответственно, число и размер перфорирующих втулок в системе локализации меняется для каждого варианта осуществления и зависит от спецификации обсадных колонн скважины, на которую система локализации устанавливается. Также, в других вариантах осуществления перфорирующая компоновка 330 может быть выполнена с конфигурацией для ввода в контакт и вращения многочисленных втулок или компоновок сразу для резки или фрезерования труб или других конструкций. В частности, перфорирующая компоновка 330 может выборочно отсоединяться от любой или всех втулок с помощью дистанционного управления компоновкой для изоляции одной втулки от другой.

На фиг.3E показаны шаровые задвижки канала 332 внешнего доступа, открытые для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и/или нагнетания утяжеленного раствора глушения с вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) через основную линию 334 текучей среды в ствол 310 скважины. Следом за вводом гибкой насосно-компрессорной трубы могут спускаться инструменты для установки пробки и изоляции ствола скважины для обеспечения прямого доступа к стволу, если применимо. В другом варианте осуществления утяжеленный раствор глушения может вводиться в скважину для восстановления управления с помощью различных средств, таких как гибкая насосно-компрессорная труба. С надводного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) затем нагнетается цемент для пробки, изолирующей ствол скважины. Скважина после этого достаточно задраена, так что внешний канал 332 внешнего доступа с двойным барьером может быть закрыт и на него установлена крышка. На фиг.3F показано, что все съемное оборудование поднято на борт вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) и система 324 локализации загерметизирована для создания постоянной герметизации скважины 302. Как показано, система 324 локализации остается постоянно прикрепленной к интервалу обсадной колонны 312 после герметизации скважины. Имеющиеся поврежденные противовыбросовый превентор и соответствующее оборудование могут теперь быть устранены, и скважина может закрываться пробкой и защищаться соответственно обычным правилам буровых работ. За консервацией скважины по требованиям безопасности можно выполнить обратную засыпку отрытого объема вокруг обсадной колонны 312 направления для завершения работ.

В других вариантах осуществления системы локализации настоящего изобретения могут использоваться в способе, одинаковом с подробно описанным выше способом создания доступа к эксплуатационному или буровому райзеру или трубе выше границы ила. Например, система локализации согласно настоящему изобретению может развертываться с надводных судов аналогичным способом и прикрепляться к секции бурового или эксплуатационного райзера между границей ила и поверхностью воды. В данном конкретном варианте применения, принято, что потеря герметичности скважины, возникшая вследствие потери сооружения на поверхности, оставляет находящиеся под высоким давлением буровые и эксплуатационные райзеры разорванными и открытыми в окружающую среду. В данной ситуации система локализации настоящего изобретения может развертываться в любом месте, где имеется безопасная зона райзера или трубы. После прикрепления система локализации должна выполнять функции, аналогичные подробно описанным выше.

На фиг.5A показано вертикальное сечение системы 500 локализации. Система 500 локализации имеет раму 502 развертывания, в которой установлена защитная оболочка 504. Рама 502 развертывания обеспечивает легкий доступ для аппаратов дистанционного управления для управления и контроля операций перфорирующей компоновки 508. Также, рама 502 развертывания обеспечивает выставление и создает опорную конструкцию для защитной оболочки 504, исполнительных механизмов защитной оболочки (не показано) для закрытия и герметизации защитной оболочки 504 и перфорирующей компоновки 508. Предпочтительно, рама 502 развертывания выполнена с возможностью несения нагрузки некоторых или всех компонентов системы 500 локализации, включающих в себя, без ограничения этим, панель работы аппаратов дистанционного управления, аккумуляторы и стыковочные устройства системы. Перфорирующая компоновка 508 предпочтительно закреплена по центру или вблизи центра рамы 502 развертывания. Предпочтительно, исполнительные механизмы защитной оболочки установлены вблизи мест закрепления перфорирующей компоновки 508. Рама 502 развертывания и перфорирующая компоновка 508 вместе с защитной оболочкой 504 выполнены так, что обеспечивают системе 500 локализации возможность развертывания с надводного судна (не показано) на подъемном тросе.

Рама 502 развертывания может также быть выполнена с установочными и захватывающими манипуляторами (не показано) для осуществления правильного прикрепления системы 500 локализации на нужное место обсадной колонны 506 направления или райзера выше границы ила. При работе манипуляторы с захватами подтягивают раму 502 развертывания к обсадной колонне 506 направления так, что защитная оболочка 504 может закрыться вокруг колонны 506 направления. Данную операцию можно использовать в вариантах применения выше или ниже поверхности ила для скрепления системы 500 локализации с наружной обсадной колонной направления, райзером или обсадной колонной. Как показано на фиг.5A после установки манипуляторами с захватами рамы 502 развертывания фиксаторы рамы (не показано) могут приводиться в действие для закрытия и запирания на наружной колонне 506 направления. Предпочтительно, рама выполнена в конфигурации с открытой одной стороной для обеспечения данных операций.

После надлежащей установки рамы 502 развертывания и закрепления на обсадной колонне 506 направления, исполнительные механизмы защитной оболочки приводятся в действие для закрытия и уплотнения половин защитной оболочки 504 вокруг наружной обсадной колонны 506 направления. Предпочтительно, аппараты дистанционного управления могут приводить в действие исполнительные механизмы защитной оболочки для закрытия и уплотнения защитной оболочки 504. После получения адекватного уплотнения основная линия текучей среды (показано на фиг.3C, линия 334), проходящая от надводного судна, может прикрепляться к перфорирующей компоновке 508 и раме 502 развертывания на устройстве 510. В предпочтительном варианте осуществления основная линия текучей среды содержит райзеры высокого давления с каналом малого диаметра, и устройство 510 представляет собой вставное и шарнирное устройство. Прикрепление основной линии текучей среды или линии райзеров высокого давления к устройству 510 совмещает соединительное устройство райзера со стыковочным устройством 512 для райзера перфорирующей компоновки 508. После совмещения соединительное устройство райзера высокого давления можно приводить в действие для закрепления райзеров в стыковочном устройстве 512 райзера высокого давления. В предпочтительном варианте осуществления аппараты дистанционного управления обеспечивают поддержку и наведение линии райзера высокого давления во время операции соединения райзеров с перфорирующей компоновкой 508. Соединение линии райзера высокого давления обеспечивает ввод гибкой насосно-компрессорной трубы и/или утяжеленного раствора глушения в скважину. Основной рабочий шлангокабель (не показано), подводящий различные электрические линии, линии управления и трубы с текучей средой, может соединяться с системой 500 локализации на стыковочном устройстве 514 шлангокабеля на раме 502 развертывания. В предпочтительном варианте осуществления шлангокабель выполнен в конфигурации для спуска в открытой воде, где дополнительная поддержка не требуется. Основной рабочий шлангокабель снабжает систему 500 локализации, по меньшей мере, (1) электропитанием для работы различных компонентов, (2) средством управления и мониторинга стыковочного устройства райзера, стыковочного устройства шлангокабеля и стыковочного устройства управления скважиной, и (3) отрезания и изоляции текучей среды. Средство мониторинга обеспечивает мониторинг давления потока текучей среды в скважине. Измерения, полученные средством мониторинга, дают значения скорости и давления, при которых вводится гибкая насосно-компрессорная труба и/или текучая среда во внутренний объем трубы, как рассмотрено дополнительно ниже. Когда основной рабочий шлангокабель является адекватным для обеспечения работы системы 500 локализации, аппараты дистанционного управления можно использовать для содействия в операции глушения скважины, при необходимости.

На фиг.5A и 5B показана защитная оболочка 504 разъемного устройства, две половины которой соединены поворотным шарниром для обеспечения охвата половинами наружной обсадной колонны 506 направления. Один или несколько исполнительных механизмов защитной оболочки можно приводить в действие для закрытия и уплотнения защитной оболочки 504 для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки 504 и давлением внутри защитной оболочки 504. В предпочтительном варианте осуществления защитная оболочка 504 приводится в действие одним или несколькими гидравлическими цилиндрами, создающими требуемое усилие для сжатия и уплотнения разрезных гильз снаружи обсадной колонны 506 направления. Предпочтительно, защитная оболочка 504 выполнена с возможностью выдерживать и регулировать силы уплотнения, требуемые для герметизации давления до 15000 фунт/дюйм² (105 МПа) от многочисленных обсадных колонн, например, 506, 516, и ствола 518 скважины. В предпочтительном варианте осуществления герметизацию получают с помощью многочисленных металлических и эластомерных элементов уплотнения, выполненных с возможностью прикрепления для герметизации разнообразных поверхностей и различных диаметров наружной обсадной колонны 506.

На фиг.5B показана защитная оболочка 504, вмещающая перфорирующую компоновку 508, интегрированную в часть, предпочтительно, в одну половину защитной оболочки 504. Предпочтительно, в защитной оболочке 504 размещены датчики 520 ультразвукового отображения, установленные напрямую поперек пути инструмента и направления. Их функцией является отображение в режиме реального времени процесса перфорирования, в частности, операций перфорирующих втулок 522. Защитная оболочка 504 имеет каналы подачи давления и датчики 524 для обеспечения опрессовки защитной оболочки 504 и герметичности уплотнения между шпинделем 542 перфорирующей компоновки и наружной обсадной колонной 506 направления. В зависимости от операции и сложности конструкции, защитная оболочка 504 может быть выполнена с конфигурацией для размещения и управления многочисленными шпинделями перфорирующей компоновки в одной защитной оболочке.

На фиг.5A и 5B показана перфорирующая компоновка 508 с фланцем 526, обеспечивающим соединение перфорирующей компоновки 508 с защитной оболочкой 504 на стыковочном устройстве, где фланец 526 стыкуется с приемным гнездом 528 в защитной оболочке 504. В предпочтительном варианте осуществления фланец 526 является стандартным фланцем API BX высокого давления. В некоторых вариантах применения приемное гнездо 528 выполнено с возможностью частично или полностью выступать из защитной оболочки 504, как требуется. Как рассмотрено выше, перфорирующая компоновка 508 поддерживается в раме 502 развертывания при стыковке перфорирующей компоновки 508 на устройстве 510 с рамой 502 развертывания и основной линией текучей среды, развертываемой с надводного судна, такого как вспомогательное судно 338, показанное на фиг.3C.

Корпус 530 активирования перфорирующей компоновки соединяется с перфорирующей компоновкой фланцем 526 через кольцевую прокладку высокого давления либо болтами или напрямую сваркой со стыковочным устройством, как диктует вариант применения. В корпусе 530 активирования размещен основной приводной цилиндр 532. В предпочтительном варианте осуществления приводной цилиндр 532 приводится в действие гидравлическим давлением из системы управления (не показано), и гидравлическое давление обеспечивает перемещение перфорирующих втулок 522 в перфорирующую компоновку 508 и из нее при требуемом давлении для врезки в соответствующую обсадную колонну. Предпочтительно, система управления установлена на надводном вспомогательном судне. В предпочтительном варианте осуществления приводной цилиндр 532 имеет пружинную систему возврата и стопорения, так что перфорирующую компоновку 508 можно удалить в случае отказа электропитания, или застопорить на месте после получения доступа в ствол скважины.

Предпочтительно, приводной цилиндр 532 имеет поворотную опору и уплотнение 534 высокого давления для герметизации и изоляции центрального вала 536 управляющей гидравлики в системе. Приводные двигатели 538 создают необходимый гидравлический привод для работы приводной компоновки 540. Приводные двигатели 538 соединяются с приемными гнездами на корпусе 530 активирования перфорирующей компоновки и закрепляются в них. В предпочтительном варианте осуществления приводные двигатели 538, используемые в перфорирующей компоновке 508, являются спаренными гидравлическими двигателями, которые может заменить аппарат дистанционного управления.

Приводной вал 536 является центральным компонентом перфорирующей компоновки 508. Приводной вал 536 выполнен с возможностью работать при расчетных максимальных давлениях для конкретной скважины. В частности, приводной вал 536 создает связь приводных двигателей 538, приводной компоновки 540 и системы управления с шпинделем 542 перфорирующей компоновки. В предпочтительном варианте осуществления приводной вал 536 является полым и выполнен из стойкого к коррозии сплава. По центру приводного вала 536 проходит основной путь текучей среды, являющийся, единственным путем доступа в ствол 518 скважины. Приводной вал 536 выполнен с возможностью перемещения в перфорирующей компоновке 508, как одна компоновка с вращением приводного вала 536, совершаемым приводными двигателями 538.

В предпочтительном варианте осуществления приводной вал 536 содержит гидролинии управления, соединяющие гидравлическое контактное кольцо 544 со шпинделем 542 перфорирующей компоновки. Гидравлическое контактное кольцо 544 установлено сзади и снаружи приводного вала 536. Данные гидролинии управления создают сигналы гидравлического управления в приводном валу 536, передаваемые на шпиндель 542 перфорирующей компоновки для работы перфорирующих втулок 522 без помех от поверхностей 534 и 546 уплотнения.

Предпочтительно, приводной вал 536 содержит задвижку 548 внутреннего доступа, аналогичную предохранительной задвижке. Задвижка 548 внутреннего доступа обеспечивает оператору управление доступом к центральной линии приводного вала для различных операций. Задвижка 548 внутреннего доступа является устройством гарантированного срабатывания при аварии, которая должна изолировать приводной вал 536 и предотвращать любой доступ в обсадные колонны или ствол скважины 518 или из них в случае отказа электропитания и потери сигнала. Проход через приводной вал 536 имеет достаточно большой диаметр для обеспечения доступа гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины, и труба может перемещаться напрямую в ствол скважины ("с уходом от вертикали") для спуска в скважину.

Как показано на фиг.5B, приводная компоновка 540 соединяет приводные двигатели 538 и приводные цилиндры 532 с приводным валом 536 перфорирующей компоновки 508. Предпочтительно, приводная компоновка 540 включает в себя спаренные гидравлические двигатели и стыковочные устройства прямого зубчатого привода вала, выполненные с конфигурацией для вращения приводного вала 536 по часовой стрелке или против часовой стрелки. Предпочтительно, приводные двигатели 538 и приводная компоновка 540 соединяются с перфорирующей компоновкой 508 болтами и уплотняются напрямую с корпусом 530 активирования. Предпочтительно, приводная компоновка 540 имеет двойные подшипники 546 вращения и уплотнения, изолирующие приводной вал 536 от гидравлических систем управления, используемых для приведения в действие перфорирующей компоновки для выполнения операции. В предпочтительном варианте осуществления приводная система в целом, включающая в себя приводной цилиндр 532 и приводную компоновку 540, плавает на двух реактивных штангах, являющихся частью приводной компоновки 540. Это обеспечивает перемещение приводной системы в соединении с приводным валом 536, когда перфорирующая компоновка 508 проводит свои операции перфорирования.

Как показано на фиг.5A, во время работы перфорирующей компоновки 508 требуется управление шпинделем 542 перфорирующей компоновки и его регулирование. Как показано на фиг.5B, это получается с использованием гидравлического контактного кольца 544, соединяющегося с приводным валом 536 и установленного в компоновке 550 связи и приведения в действие привода или вблизи нее. Контактное кольцо 544 принимает сигналы от системы управления и передает сигналы на шпиндель 542 перфорирующей компоновки через гидролинии управления, проточенные вдоль приводного вала 536. Сигналы управления дают команды на перфорирующий шпиндель 542 для выбора правильной перфорирующей втулки 522 и работы задвижки 548 внутреннего доступа на конце перфорирующей компоновки 508.

На фиг. 5А и 5В показана в задней части корпуса 530 активирования задвижка 552 доступа в скважину. Задвижка 552 доступа в скважину соединяется с корпус 530 активирования болтами и изолирующими прокладками высокого давления для обеспечения удержания задвижкой 552 доступа в скважину давления для верхнего конца перфорирующей компоновки 508. В предпочтительном варианте осуществления задвижка 552 доступа в скважину содержит две срезающих и изолирующих шаровых или шиберных задвижки. Задвижка 552 доступа в скважину создает только доступ к центральному валу 536 и, вместе с задвижкой 548 внутреннего доступа, обеспечивает доступ в ствол скважины только после того, как доступ в скважину получен.

Корпус 530 активирования имеет подшипник качения и зону 546 уплотнения для изоляции приводной компоновки 540 от задвижки 552 доступа в скважину. Приводной вал 536 выполнен с возможностью свободного перемещения в задвижке 552 доступа в скважину во время нормальной работы без компромисса с герметичностью уплотнения. Задвижка 552 доступа в скважину заканчивается на стыковочном устройстве 512 райзера высокого давления, которое может соединяться с основной линией текучей среды через соединение райзера высокого давления, как рассмотрено выше. Предпочтительно, стыковочное устройство 512 райзера высокого давления является стыковочным устройством вставного соединения.

На фиг. 5А и 5В показаны заключенные в корпус задвижки 552

доступа в скважину спаренные задвижки 554 доступа. Предпочтительно, спаренные задвижки 554 доступа имеют конфигурацию шаровой или шиберной задвижки, и они являются частью корпуса задвижки 552 доступа в скважину. В предпочтительном варианте осуществления спаренные задвижки 554 доступа не соединяются с приводным валом 536, но, вместо этого, они установлены в полости сзади приводного вала 536. В предпочтительном варианте осуществления спаренные задвижки 554 доступа выполнены с возможностью срезать и герметизировать гибкую насосно-компрессорную трубу, которая используется в скважине, или они могут создавать регулирующий барьер между стволом скважины и окружающей средой снаружи ствола скважины. Как рассмотрено выше, спаренные задвижки 554 доступа обеспечивают доступ от сооружений на поверхности к перфорирующей компоновке 508 и, таким образом, ствол скважины после операции перфорирования становится укомплектованным соединением с райзером высокого давления. Райзеры высокого давления, используемые в работах, зависят от конструкции скважины и условий окружающей среды и операций глушения скважины.

На фиг. 5А и 5В, показаны два канала 556 доступа высокого давления, расположенные с каждой стороны перфорирующей компоновки 508. Предпочтительно, оба канала 556 доступа защищены спаренными задвижками гарантированного срабатывания при аварии для изоляции полости перфорирующей компоновки 508 в случае отказа электропитания. Каналы 556 доступа обеспечивают подачу смазывающе-охлаждающей жидкости и жидкости гидравлического затвора к перфорирующим втулкам 522 благодаря соединению каналовдоступа с пусковой панелью (не показано), установленной на раме 502 развертывания, и рабочим шлангокабелем, соединенным со стыковочным устройством шлангокабеля 514. Каналы 556 доступа также обеспечивают подачу герметика в компоновку перфорирования для заполнения герметиком полостей между каждой обсадной колонной по ходу операции перфорирования.

Как показано фиг.5A и 5B и как рассмотрено выше, перфорирующие втулки 522 выбирают подходящими к обсадным колоннам, установленным в конкретной скважине так, что каждая втулка подходит к колонне, используемой в конструкции скважины. Перфорирующие втулки 522 имеют поверхность перфорирования на переднем конце, перед шпинделем перфорирующей компоновки 508. Другой конец имеет зоны 558 спаренного уплотнения и закрепления на наружной стороне перфорирующей втулки.

В предпочтительном варианте осуществления в каждой втулке 522 выполняется пилотное сверление для обеспечения входа текучей среды циркуляции во втулку 522 сзади и выхода из переднего конца для смазки и промывки поверхности перфорирования или резания. Предпочтительно, во втулке 522 имеется зона шагового перемещения, обеспечивающая шпинделю 542 перфорирующей компоновки соединение и вращение либо всех втулок или только выбранной втулки. Перфорирующая компоновка 508 выполнена с возможностью активного управления процессом перфорирования с помощью управления перемещением вперед и назад втулок 522, установленных на шпинделе 542 перфорирующей компоновки и приводном валу 536. Перемещением вперед и назад управляет гидравлический цилиндр 532 основного привода и сама система управления. Система управления, установленная на надводном вспомогательном судне, вычисляет нужное давление для поддержания оптимальной силы резания, требуемой для фрезерования или резки прохода через каждую обсадную колонну, начиная с наружной обсадной колонны 506 направления. Во время операции, постоянное давление предпочтительно поддерживается на перфорирующих втулках 522 при их вращении.

Может существовать много различных комбинаций втулок, связанных с конструкцией конкретной скважины, на которой они используются. Перфорирующие втулки 522 используются вместе для фрезерования необходимого канала доступа в обсадной колонне 506, 516, например, который фрезеруется или прорезается. В предпочтительном варианте осуществления, за операцией можно наблюдать с помощью системы 520 ультразвукового отображения, встроенной в корпус 504 захвата. После перемещения на необходимую глубину и расстояние между наружной обсадной колонной 506 направления и внутренней обсадной колонной 516 перфорирующая втулка 522 стопорится на месте шпинделем 542 перфорирующей компоновки. Конкретная втулка 522 может затем герметизироваться по месту и опрессовываться на соответствующей обсадной колонне 516, например, и корпусе 530 активирования. Активирование герметизирующего компаунда дает постоянное уплотнение конкретной втулки 522 к соответствующей обсадной колонне, 516, например. После получения герметичного уплотнения следующая втулка 522, подобранная для следующей обсадной колонны, может активироваться для начала фрезерования или резки обсадной колонны.

Шпиндель 542 перфорирующей компоновки оборудован необходимыми компонентами, которые активируются системой управления для соединения шпинделя 542 перфорирующей компоновки с одной или несколькими перфорирующими втулками 522. Шпиндель 542 перфорирующей компоновки выполнен с возможностью соединения, вращения и стопорения каждой втулки 522. Задвижка 548 внутреннего доступа шпинделя 542 перфорирующей компоновки может управляться системой управления для обеспечения удаления циркуляцией шлама из перфорирующей компоновки 508 и для изоляции приводного вала для активирования следующей втулки 522. Предпочтительно, задвижка 548 внутреннего доступа представляет собой встроенную заслонку. После завершения операции перфорирования и получения доступа в скважину 518, последнюю втулку 522 и шпиндель 542 перфорирующей компоновки изолируют от остальной перфорирующей компоновки 508, герметизирующей и стопорящей зоной 558.

Хотя описание и соответствующие Фигуры, дают варианты осуществления, где отдельное судно подает систему локализации настоящего изобретения к поврежденной скважине после отказа других инструментов обеспечения безопасности, в других вариантах осуществления предусмотрено, что система локализации может развертываться как основная система безопасности и заранее устанавливаться в конструкции скважины для оборудования дополнительного устройства для обеспечения безопасности работ на случай несостоятельности других основных способов управления скважиной. Также, в дополнение к использованию в вариантах применения в глушении и восстановлении управления аварийными скважинами, система локализации настоящего изобретения может использоваться в отрасли для выполнения других функций, в случае, если требуется доступ в скважину снаружи от вертикальной плоскости.

Ниже дополнительно рассмотрен предложенный настоящим изобретением способ использования устройства 324 локализации для надлежащей локализации скважины в ситуациях подводного выброса, или потери герметичности на идущих из под воды на поверхность райзерах высокого давления или других катастрофических событий, делающих основное и вспомогательное управление скважиной нерабочим, либо вследствие загромождения обломками от взрыва, деформации противовыбросового превентора, повреждения противовыбросового превентора не поддающегося ремонту, или потери платформы на поверхности. Как показано на фиг.3A, для ликвидации такой аварии изобретение предусматривает развертывание вспомогательного судна 338 на площадке выброса или другого случая для локализации скважины 302. Предпочтительно, вспомогательное судно 338 имеет необходимое оборудование для доступа в скважину 302 и ее глушения, включающее в себя, по меньшей мере, емкости с текучей средой циркуляции, утяжеленный раствор для глушения скважины и текучий герметик; систему гибкой насосно-компрессорной трубы с соответствующими инструментами; цементные насосы высокого давления; установку электроснабжения; земснаряд 316; аппараты 328 дистанционного управления; и систему 324 локализации, описанную выше. Оборудование на вспомогательном судне 338 обеспечивает доступ и повторный вход в скважину ниже противовыбросового превентора, или в подходящем месте доступа на райзере выше границы ила, если такое применимо. В результате, изобретение обеспечивает ввод гибкой насосно-компрессорной трубы и/или утяжеленного раствора для глушения скважины или цемента напрямую в ствол скважины и проходящего через зоны кольцевого пространства обсадных колонн.

Как показано на фиг.3A, после прибытия вспомогательного судна 338 к площадке скважины 302 для ликвидации выброса или другой аварии, с него развертывают подводный земснаряд 316, если необходимо, для выемки грунта на участке морского дна непосредственно под противовыбросовым превентором 304 для открытия доступа к чистому участку обсадной колонны 312. В варианте применения системы локализации 312 на идущем из под воды на поверхность райзере система должна развертываться на чистой зоне колонны райзера. Обычно, для варианта применения ниже границы ила, чистый участок обсадной колонны 312 должен начинаться на около десять футов (3 м) ниже морского дна 308. Предпочтительно, подводный земснаряд 316 обнажает около тридцати футов (9 м) обсадной колонны 312. Как описано выше, обнаженный участок обсадной колонны 312 должен обычно включать в себя, по меньшей мере, обсадную колонну диаметром тридцать шесть дюймов (92 см), двадцать шесть дюймов (69 см), двадцать дюймов (51 см), тринадцать и три восьмых дюйма (35 см) и девять и пять восьмых дюйма (24 см), где обсадные колонны в порядке уменьшения диаметров установлены одна внутри другой. Конкретное число и размер обсадных колонн зависят от скважинных условий и местоположения зоны доступа выше или ниже границы ила, то и другое также диктует конфигурацию системы 324 локализации. Предпочтительно, система 324 локализации устанавливается насколько возможно близко к блоку 304 противовыбросового превентора для операции ниже границы ила. Иначе, установка системы 324 локализации на большей глубине может воздействовать на верхнюю несущую конструкцию скважины. Поскольку обсадная колонна 312, а не морское дно 308, создает основание для блока 304 противовыбросового превентора, система 324 локализации должна прикладывать увеличенную силу давления и напряжение на обсадную колонну 312 с увеличением глубины установки.

На фиг.3B показано, как с вспомогательного судна 338 развертывают для ликвидации аварии скважины систему 324 локализации, спуская ее с поверхности на подъемном тросе 326. Как показано на фиг.3B и 5A, вместо системы 324 локализации, с вспомогательного судна 338 может также развертываться система 500 локализации. На фиг.3B не показано все оборудование, необходимое для спуска системы 324 локализации, которое может включать в себя модуль с регулируемой плавучестью для осуществления данной операции на средних глубинах на идущих из под воды на поверхность райзерах и направлениях. Техника для развертывания системы 324 локализации на нужной глубине в таких глубоководных морских операциях известна, серийно производится и имеется в продаже. Аппараты 328 дистанционного управления используются для наведения и маневрирования системы 324 локализации на место захвата вокруг очищенной секции обсадной колонны 312. Система 324 локализации является разъемным устройством из двух частей для обеспечения охвата им наружной обсадной колонны 312 и скрепления с обсадной колонной.

Показанная на фиг.5A система 500 локализации может развертываться без управляющего шлангокабеля, соединенного с рамой 502 развертывания, поскольку аппараты дистанционного управления должны подводить электропитание и сигналы управления для наведения и позиционирования системы 500 локализации. Когда рама 502 развертывания установлена в нужное положение, аппараты дистанционного управления подводят электропитание и обеспечивают управление манипуляторами выставления (не показано) защитной оболочки 504 для соединения с обсадной колонной 506 направления и затем приводят в действие исполнительные механизмы для закрытия двух половин защитной оболочки 504 вокруг наружной обсадной колонны 506 направления.

В одном варианте осуществления манипуляции с двумя половинами защитной оболочки 360 производятся гидравлическими средствами управления, создающими усилие закрытия и закрепления двух частей. Две части защитной оболочки 360 с исполнительными механизмами, имеют зажимающие уплотнения в виде разрезных гильз, фиксирующиеся как гидравлически, так и механически к интервалу обсадной колонны 312 и образующие барьер давления между наружным давлением и внутренним давлением системы 324 локализации. Уплотнения в виде зажимающихся разрезных гильз или пакерных уплотнений, когда приводятся в действие, сжимаются в системе 324 локализации для создания уплотнения высокой герметичности между обсадной колонной 312 направления и корпусом системы 324 локализации. Как рассмотрено выше, другие средства можно использовать для изоляции давления в системе 324 локализации. Полость между захватами и системой 324 локализации является постоянно уплотненной нагнетанием герметика, такого как цемент или герметизирующий компаунд, для заполнения любой полости между защитной оболочкой 360 и обсадной колонной 312, при этом давление удерживается постоянно. Хотя предпочтительным герметиком является цемент или герметизирующий компаунд, другие серийные и имеющиеся в продаже герметики можно также использовать. Герметик подается по линии 336 подачи электроэнергии/текучей среды.

Как показано на фиг.5A, защитная оболочка 504 системы 500 локализации может уплотняться способом, аналогичным описаному выше, относительно системы 324 локализации для создания барьера давления. После уплотнения защитной оболочки 504, с надводного судна можно развертывать основные линии текучей среды (не показано), которые предпочтительно содержат райзер высокого давления с каналом малого диаметра. Райзеры высокого давления могут соединяться с перфорирующей компоновкой 508 с использованием соединительного устройства райзера высокого давления на стыковочном устройстве 512 райзера. В предпочтительном варианте осуществления используются райзеры высокого давления с каналом малого диаметра. Райзеры высокого давления могут развертываться короткими плетями и могут развертываться для спуска за борт судна с использованием установки развертывания райзера или с носовой части судна с использованием другого известного средства или имеющегося в распоряжении на конкретном судне. Райзер может развертываться с любого обычного бурового судна или судна капремонта скважин с использованием существующего оборудования. Как рассмотрено выше, основные линии текучей среды могут также быть гибкими и заканчиваться на надводном судне.

На фиг.3C показана защитная оболочка 360, закрепленная на месте вокруг наружной обсадной колонны 312 направления. Защитная оболочка 360 создает барьер давления относительно заключенного в ней участка, но не ствола скважины. Давление в системе 324 локализации проверяется с помощью оборудования на вспомогательном судне 338 через линию 336 подачи электроэнергии/текучей среды для обеспечения его надлежащей локализации. После установки системы 324 локализации на обсадной колонне 312, развернутые аппараты 328 дистанционного управления находятся в резерве, когда система 324 локализации занимается перфорированием наружной обсадной колонны 312 направления и запускает процесс герметизации. В другом варианте осуществления, аппараты 328 дистанционного управления можно использовать для обеспечения необходимой поддержки описанными выше действиями, такими как локальное управление системой 324 локализации для проведения скрепления и операции перфорирования и открытия канала 332 внешнего доступа для обеспечения ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и или растворов глушения в перфорирующую компоновку 330 с вспомогательного судна 338.

Как показано на фиг.3D, после уплотнения защитной оболочки 360 к наружной обсадной колонне 312 направления. Система 324 локализации начинает операцию проходки перфорирующей компоновкой 330. Как рассмотрено выше, для скважины 302, перфорирующая компоновка 330 имеет четыре втулки, 340, 342, 344 и 346, поскольку скважина 302 имеет четыре обсадных колонны, и каждая перфорирующая втулка специально изготовлена подходящей к расчетному давлению соответствующей обсадной колонны. Каждая из перфорирующих втулок 340, 342, 344 и 346 соединяется с шпиндельной головкой, приводящейся в действие для фрезерования прохода сквозь соответствующую обсадную колонну. Каждая перфорирующая колонна уплотняется к соответствующей своей обсадной колонне, при этом производится герметизация между обсадной колонной и зоной кольцевого пространства. Уплотнение каждой перфорируемой колонны проверяется опрессовкой для обеспечения надлежащей локализации давления перед началом перфорирования следующей обсадной колонны.

Хотя операции перфорирования предпочтительно проводятся с использованием привода от резервированных гидравлических двигателей, другие типы двигателей можно использовать. Как упомянуто выше, информация по обсадным колоннам, например, число и размер, для конкретной скважины может быть получена из бурового журнала, программы бурения или проекта скважины. Соответственно, система 324 локализации развертывается с перфорирующими втулками, выполненными в конфигурации, подходящей для числа, размеров и расчетного давления скважины подлежащей локализации. Конкретно, имеется перепад расчетного давления между обсадными колоннами. Как упомянуто выше, обсадные колонны направления и кондуктора диаметром тридцать шесть дюймов (92 см) и двадцать шесть дюймов (66 см) создают опорную конструкцию, а давление удерживается обсадной колонной диаметром двадцать дюймов (51 см). При этом создается перепад расчетного давления между обсадными колоннами опорной конструкции, (например, диаметром тридцать шесть дюймов (92 см) и двадцать шесть дюймов (66 см)) и удерживающей давление обсадной колонной, (например, диаметром двадцать дюймов (51 см)). Вследствие такого перепада давления важна проходка каждой обсадной колонны втулкой, обеспечивающей работу при одинаковом расчетном давлении при проходке между первой и второй обсадной колонной сквозь барьер заключенного в цементную оболочку кольцевого пространства. То есть втулки действуют как мини обсадные колонны и их уплотнение при проходке поддерживает расчетные давления как удерживающих давление обсадных колонн, так и обсадных колонн опорной конструкции. Также во время операции перфорирования смазочные жидкости могут вводиться с вспомогательного судна 338 через линию 336 подачи электроэнергии/текучей среды в перфорирующую компоновку 330 через внешнее окно 332.

Как показано на фиг.3D, перфорирование на интервале наружной обсадной колонны 312 направления начинается первой перфорирующей втулкой 340 самого большого заранее выбранного диаметра. Втулки соединяются со шпиндельной головкой, которая может приводить в действие и герметизировать каждую втулку во время фрезерования/резки прохода сквозь конкретную обсадную колонну. Втулка 340 приводится в действие для бурения прохода сквозь первую обсадную колонну направления и выдвигается в положение упора во вторую обсадную колонну кондуктора. Поскольку расстояние между обсадными колоннами известно по информации бурового журнала, установку втулки 340 в упор со второй обсадной колонной направления можно задавать. Герметизирующий материал, такой как цемент или герметизирующий компаунд нагнетается для прикрепления и уплотнения перфорирующей втулки 340 на интервале обсадной колонны 312. Нагнетаемый герметик представлен позицией 348. Уплотнение перфорирующей втулки 340 герметиком эффективно создает перемычку между первой и второй обсадной колоннами, направлением и кондуктором. Данная перемычка может опрессовываться для гарантирования, что имеет расчетное давление, одинаковое с первой обсадной колонной направления. Также, герметизация перфорирующей втулки 340 образует зону локализации между системой 324 локализации, первой обсадной колонной направления, например, диаметром тридцать шесть дюймов (92 см), и второй обсадной колонной кондуктора, например, диаметром двадцать шесть дюймов (66 см).

Как также показано на фиг.3D, после испытания перемычки между первой и второй обсадной колоннами направления и кондуктора, следующая режущая колонну перфорирующая втулка 342 приводится в действие для резки прохода сквозь вторую обсадную колонну кондуктора. Перфорирующая втулка 342 также устанавливается вплотную к третьей обсадной колонне направления, например, диаметром двадцать дюймов (51 см), для аналогичного уплотнения герметизирующим материалом, нагнетаемым по линии 336 подачи электроэнергии/текучей среды для создания второй перемычки между второй (например, диаметром двадцать шесть дюймов (66 см)) и третьей (например, диаметром двадцать дюймов (51 см)) обсадной колонной. Процесс перфорирования и затем уплотнения повторяется столько раз, сколько необходимо до достижения работающей скважины. То есть, следующая заранее подобранная по размеру режущая колонна, например, перфорирующая втулка 344, приводится в действие и герметик нагнетается между обсадными колоннами до прохода последнего используемого инструмента в эксплуатационный хвостовик 362. Каждая перфорирующая втулка устанавливается в верхней части перфорирующей компоновки 330 в гнездовой конфигурации, где каждая втулка изолирована стопорящими уплотнениями высокой прочности, и последняя втулка имеет доступ к каналу 332 внешнего доступа с двойным барьером. Благодаря локализации давления обсадных колонн по одной, настоящее изобретение обеспечивает доступ к работающей скважине без ущерба для конструкции скважины.

Как показано на фиг.5A и 5B, работой перфорирующих втулок 522, установленных на шпинделе 542 перфорирующей компоновки, управляют способом, аналогичным описанному выше, для перфорирующей компоновки 330. То есть, каждая втулка 522 выполнена в конфигурации, соответствующей техническим условиям, например, давлению соответствующей колонны 506, 516, например, и втулка прикрепляется и уплотняется к соответствующей обсадной колонне перед активированием следующей втулки. На фиг.5A и 5B показано завершение операций перфорирования, где каждая втулка 522 прикреплена и уплотнена к своей обсадной колонне и получен доступ в ствол 518 скважины.

В других вариантах осуществления предусмотрено, что обсадные колонны внутри обсадной колонны 312 изготавливаются с заранее встроенным местом доступа для установки системы 324 локализации для осуществления операций системы 324 локализации, при этом потенциально наполовину сокращается время локализации выброса или другого неконтролируемого потока.

Как также показано на фиг.3D, перфорирующая втулка 346 проходит сквозь эксплуатационный хвостовик 362 ствола 310 скважины и входит в поток текучей среды коллектора. Дополнительно, перфорирующая втулка 346 выполнена с возможностью ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и или утяжеленных растворов для глушения скважины и цемента для установления управления скважиной и ввода цементной пробки. В другихих вариантах осуществления использование жесткой основной линии 334 текучей среды обеспечивает системе 324 локализации ввод гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины для развертывания пробок или других устройств для осуществления управления скважиной. Конечная перфорирующая втулка 346 может выполняться с конфигурацией для пересечения любой бурильной трубы, которая может оставаться в работающем стволе скважины. Как рассмотрено выше, утяжеленный раствор для глушения скважины, такой как буровой раствор, нагнетается в ствол скважины для создания достаточного гидростатического давления, останавливающего поток углеводородов по такому стволу скважины. Конкретный состав утяжеленного раствора глушения является известным в технике и обычно зависит от условий конкретной скважины. После прохода в эксплуатационный хвостовик 362 и перед вводом какого-либо утяжеленного раствора глушения должен осуществляться мониторинг давления потока скважины 302 для определения нужных параметров нагнетания утяжеленного раствора глушения для локализации скважины. Вычисляемые параметры включают в себя, по меньшей мере, скорость ввода утяжеленного раствора глушения насосом, вес используемого утяжеленного раствора для глушения скважины и давление, которое насос должен подавать на место входа в ствол 310 скважины для запуска процесса глушения. При вычислении данных параметров также необходимо учитывать угол входа утяжеленного раствора для глушения скважины. Хотя на фиг.3D и 3E показана перфорирующая компоновка 330 и вход утяжеленного раствора глушения приблизительно под углом около 45 градусов, угол входа в других вариантах осуществления может являться любым. Предпочтительно, угол входа должен быть оптимизирован для конкретной скважины, в зависимости от плотности и давления потока в такой скважине и возможности для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы.

После определения и программирования параметров, шаровые или шиберные задвижки канала 332 внешнего доступа открываются для начала ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и/или утяжеленного раствора для глушения скважины. Гибкую насосно-компрессорную трубу можно также использовать для установки пробок или других инструментов, для остановки потока скважины и ввода насосно-компрессорной трубы в скважину для нагнетания утяжеленных растворов для глушения скважины на глубине. Давление, при котором вводится утяжеленный раствор глушения, значительно выше давления потока углеводорода, выходящего из скважины 302. Вначале нагнетание утяжеленного раствора глушения должно создавать существенную турбулентность, которая помогает прерывать поток текучей среды в стволе скважины. На фиг.3E поток углеводородов, представленный стрелками 350, остановлен и вытесняется. С продолжением закачки утяжеленного раствора глушения в ствол 310 скважины, вес столба увеличивается. Это называется "задавливанием" притока скважины 302. Когда введено достаточно утяжеленного раствора глушения, углеводород и пластовые текучие среды перемещаются назад в скважине 302. Когда давление скважины 302 уравновешивается, коллектор перестает давать приток под действием гидростатического давления, созданного нагнетанием утяжеленного раствора для глушения скважины. Для постоянного поддержания данного равновесия, вводится цемент для создания цементной пробки, постоянно герметизирующей скважину 302. После герметизации скважины 302, цементная пробка опрессовывается для гарантирования ее надлежащей связи со стволом скважины и соответствующими обсадными колоннами.

Как показано на фиг.5A и 5B, раствор глушения аналогично вводится с поверхности в ствол 518 скважины через соединенную основную линию текучей среды (не показано) в приводной вал 536 перфорирующей компоновки 508 и, в конце концов, в ствол 518 скважины. Конкретный состав утяжеленного раствора для глушения скважины, количество раствора и скорость закачки раствора в ствол 518 скважины можно вычислить, как описано выше для системы 324 локализации. Тип и размеры используемых райзеров можно также учитывать при вычислении.

В других вариантах осуществления система 324 локализации может обеспечивать использование гибкой насосно-компрессорной трубы с малым диаметром канала для дополнительных операций управления скважиной. Гибкая насосно-компрессорная труба развертывается в основной линии 334 текучей среды с вспомогательного судна 338. В данном варианте осуществления канал 332 внешнего доступа с двойным барьером выполнен с возможностью срезания гибкой насосно-компрессорной трубы, когда требуется. Также, вспомогательное судно 338 должно обеспечивать размещение системы гибкой насосно-компрессорной трубы. Обычно, гибкая насосно-компрессорная труба используется в некоторых ситуациях, поскольку текучие среды можно перекачивать через гибкую насосно-компрессорную трубу. Другая выгода состоит в том, что ее можно проталкивать в скважину, не рассчитывая на действие силы тяжести. Гибкая насосно-компрессорная труба может использоваться для ввода специальных пробок на гибкой насосно-компрессорной трубе, которые можно использовать для дополнительного улучшения возможностей системы 324 локализации для ликвидации скважинных выбросов различных типов или в других случаях потери первичной защитной оболочки скважины. Как показано на фиг.5A и 5B, система 500 локализации также имеет возможность размещения гибкой насосно-компрессорной трубы в случае, если приводной вал 536 имеет достаточный диаметр для обеспечения доступа гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол 518 скважины и спаренные задвижки 554 выполнены с возможностью срезания и герметизации гибкой насосно-компрессорной трубы, использующейся в стволе 518 скважины.

На фиг.3F показана скважина, заглушенная цементным столбом 352, и загерметизированная и закрытая крышкой система 324 локализации. После герметизации и закрытия крышкой система 324 локализации становится частью законсервированной скважины 302. Подводный земснаряд 316 (показан на фиг.3A) можно использовать для заполнения выемки. После демобилизации оборудования вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) поврежденный противовыбросовый превентор и связанное с ним буровое оборудование становятся доступными и могут быть подняты. Стандартная процедура консервации скважины может запускаться по обычной схеме. Показанную на фиг.5A и 5B систему 500 локализации можно аналогично герметизировать и закрывать крышкой, делая ее частью скважины, подлежащей консервации.

Для настоящего изобретения приводится подробное описание различных вариантов осуществления для ликвидации выброса подводных скважин, и других проявлений, где потеря первичного и вторичного управления скважиной и другими системами безопасности приводит к катастрофическому выпуску углеводородов в окружающую среду. Хотя настоящее изобретение описано для одного из предпочтительных вариантов применения, одновременно обрисованы другие варианты осуществления и предусмотрено, что настоящее изобретение можно использовать в других вариантах применения. Например, данное изобретение может также применяться для локализации аналогичных неконтролируемых потоков углеводородов в окружающую среду из подводных эксплуатационных и нагнетательных скважин, которые потеряли эксплуатационную герметичность и имеют поврежденные конструкции систем эксплуатации. Изобретение может также применяться для доступа к скважинам с поврежденными сооружениями на поверхности, где райзеры высокого давления транспортируют углеводороды от блоков подводного оборудования устья скважин на находящиеся на поверхности эксплуатационное или буровое оборудование. В такой ситуации изобретение может развертываться аналогичным способом на эксплуатационной или водонагнетательной скважине. Затем, к эксплуатационному стволу можно создать доступ для ввода устройства прямого управления скважиной или текучих сред для восстановления управления скважиной. В данном варианте осуществления, учитывается, что подводные предохранительные задвижки могут отказать и штатно не сработать, т.е. не закрыться в случае потери сигнала от системы эксплуатационного управления, как локальной, так и дистанционной. Дополнительно, в других вариантах осуществления изобретение может использоваться для создания средства проведения регулярной горячей врезки в существующие трубопроводы или аналогичную линию, установленную на больших морских глубинах, с использованием процедур, подробно описанных выше.

Также, варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать в способах обследования для получения статистики скважин, которые могут быть не поврежденными. В частности, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают доступ в скважину в любом месте и/или на любой глубине без ущерба для герметичности скважины и обеспечивают при этом мониторинг давления потока текучей среды в скважине в любом месте. Измерения, выполняемые средством мониторинга, обеспечивают определение соответствия скважины стандартным требованиям эксплуатации, и если нет, обеспечивают любые необходимые ремонтные работы для поддержания общей герметичности скважины.

Хотя настоящее изобретение и его преимущества подробно описаны, следует понимать, что различные изменения, замены и корректировки можно выполнять в нем без отхода от сущности и объема изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения. Кроме того, объем настоящей заявки не направлен на ограничение конкретными вариантами осуществления процесса, механизма, изготовления, состава вещества, средства, способов и этапов, приведенных в описании. Специалисту в данной области техники должно быть ясно из описания настоящего изобретения, что процессы, механизмы, способы изготовления, составы веществ, средства, способы и этапы, уже существующие или подлежащие разработке, которые выполняют, по существу, аналогичные функции или достигают, по существу, результата, аналогичного соответствующим вариантам осуществления, описанным в данном документе, можно использовать согласно настоящему изобретению. Соответственно, прилагаемая формула изобретения включает в себя в своем объеме такие процессы, механизмы, способы изготовления, составы веществ, средства, способы и этапы.

Изобретение относится к средствам для локализации неуправляемого потока текучих сред коллектора в окружающую среду. Техническим результатом является обеспечение надежного и эффективного доступа к скважине через многочисленные обсадные колонны с поддержанием герметичности каждой из них. Предложен способ создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины выше или ниже морского дна, содержащий следующие этапы: охват, по меньшей мере, участка системы труб, содержащей по меньшей мере две трубы, системой локализации с защитной оболочкой, при этом система труб расположена выше или ниже морского дна; уплотнение защитной оболочки вокруг системы труб для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки; соединение первой трубы системы труб с первой втулкой устройства пенетрации, являющегося частью системы локализации; пенетрация первой трубы системы труб первой втулкой; выдвижение первой втулки между первой трубой и второй трубой, установленной в первой трубе; прикрепление первой втулки к первой трубе и создание герметичного уплотнения между первой втулкой и первой трубой. Предложены также система и устройство пенетрации для осуществления указанного способа. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины выше или ниже морского дна, содержащий следующие этапы:
охват, по меньшей мере, участка системы труб, содержащей по меньшей мере две трубы, системой локализации с защитной оболочкой, при этом система труб расположена выше или ниже морского дна;
уплотнение защитной оболочки вокруг системы труб для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки;
соединение первой трубы системы труб с первой втулкой устройства пенетрации, являющегося частью системы локализации;
пенетрация первой трубы системы труб первой втулкой;
выдвижение первой втулки между первой трубой и второй трубой, установленной в первой трубе;
прикрепление первой втулки к первой трубе
и создание герметичного уплотнения между первой втулкой и первой трубой.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап ввода первой текучей среды через систему локализации в систему труб, при этом система труб имеет поток второй текучей среды, проходящий через систему труб.

3. Способ по п. 2, дополнительно содержащий этап спуска гибкой насосно-компрессорной трубы в систему труб через систему локализации для ввода первой текучей среды, при этом поток второй текучей среды является неуправляемым, и первая текучая среда вводится в достаточном количестве для управления потоком второй текучей среды.

4. Способ по п. 1, в котором герметичное уплотнение между первой втулкой и первой трубой создается герметизацией любой полости между первой втулкой и первой и второй трубами.

5. Способ по п. 1, в котором на этапе пенетрации первой трубы выполняют механическую резку прохода через первую трубу средством, выбранным из группы, состоящей из средств резки, дробления, бурения и фрезерования.

6. Способ по п. 4, в котором герметичное уплотнение обеспечивается вводом достаточного объема герметика для герметизации любого зазора между первой втулкой и первой и второй трубами.

7. Способ по п. 5, в котором механическая резка осуществляется приведением в действие первой втулки для фрезерования прохода через первую трубу.

8. Способ по п. 1, содержащий дополнительно этап выемки, по меньшей мере, участка морского дна, окружающего систему труб, достаточного для обнажения участка системы труб, подлежащего охвату.

9. Способ по п. 3, содержащий дополнительно этап мониторинга давления потока второй текучей среды для определения скорости и давления для ввода первой текучей среды или гибкой насосно-компрессорной трубы в систему труб.

10. Способ по п. 1, содержащий дополнительный этап изоляции давления внутри защитной оболочки от давления на поверхности моря.

11. Способ по п. 3, содержащий дополнительный этап уплотнения защитной оболочки после ввода достаточного количества первой текучей среды для остановки потока второй текучей среды.

12. Способ по п. 1, в котором охват защитной оболочкой обеспечивается с помощью одного или нескольких дистанционно управляемых устройств.

13. Способ по п. 2, дополнительно содержащий этап мониторинга давления текучей среды, проходящей через систему труб, для определения нахождения давления в заданном диапазоне.

14. Система для создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины выше или ниже морского дна, содержащая защитную оболочку, приспособленную для охвата, по меньшей мере, участка системы труб, содержащей по меньшей мере две трубы, расположенной выше или ниже морского дна и содержащей неуправляемый поток текучей среды, первую линию текучей среды для подачи герметика в защитную оболочку для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки, устройство пенетрации для пенетрации первой трубы системы труб, содержащее первую втулку для механической резки прохода через первую трубу, средство уплотнения для прикрепления первой втулки к системе труб, при этом первая втулка проходит между первой трубой и второй трубой и, по меньшей мере, участок второй трубы расположен в первой трубе, и вторую линию текучей среды для ввода текучей среды через устройство пенетрации в систему труб, достаточной для управления потоком текучей среды.

15. Система по п. 14, в которой средство уплотнения обеспечивает удержание давления между первой и второй трубами.

16. Система по п. 14, в которой герметик выбран из группы, состоящей из цемента и герметизирующего компаунда.

17. Система по п. 14, в которой устройство пенетрации содержит перфорирующее устройство для фрезерования прохода через первую трубу.

18. Система по п. 14, в которой устройство пенетрации дополнительно содержит вторую втулку для фрезерования/резки прохода через вторую трубу системы труб.

19. Система по п. 14, дополнительно содержащая вспомогательное судно для подачи электропитания и управления перфорирующим устройством.

20. Система по п. 14, в которой устройство пенетрации дополнительно содержит канал доступа с двойным барьером для изоляции давления в защитной оболочке.

21. Система по п. 20, в которой канал доступа с двойным барьером содержит по меньшей мере две шаровые или шиберные задвижки, выполненные с возможностью среза.

22. Способ создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины выше или ниже морского дна, содержащий следующие этапы:
охват, по меньшей мере, участка системы труб системой локализации с защитной оболочкой, при этом система труб расположена выше или ниже морского дна и содержит неуправляемый поток текучей среды;
уплотнение защитной оболочки вокруг системы труб для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки;
пенетрация системы труб устройством пенетрации, являющимся частью системы локализации; и
прикрепление первой втулки к системе труб для создания герметичного уплотнения, достаточного для ввода текучей среды через первую втулку в систему труб, достаточной для управления потоком текучей среды.

23. Устройство пенетрации, создающее доступ к множеству труб, содержащее множество втулок, каждая из которых приспособлена для механической резки прохода через множество труб, при этом, по меньшей мере, участок одной трубы расположен в другой трубе и, по меньшей мере, участок одной втулки расположен коаксиально в другой втулке, и средство уплотнения для прикрепления прорезанной трубы к первой соответствующей втулке, выполняющей механическую резку, перед резкой другой трубы второй соответствующей втулкой.

24. Устройство пенетрации по п. 23, в котором по меньшей мере одна из втулок выполнена с возможностью соединения с по меньшей мере другой втулкой для создания компоновки втулок для механической резки прохода через по меньшей мере одну из множества труб.