Система глубоководной добычи нефти Российский патент 2018 года по МПК E21B43/01 E21B43/36 

Область техники

Настоящее изобретение относится к системе глубоководной добычи нефти в областях, в которых условия могут требовать прекращения работы поверхностных устройств и оборудования и их удаления. Условия, требующие прекращения работы оборудования на поверхности и его удаления, могут представлять собой приближающиеся суровые ледовые условия или экстремальные погодные условия, или их сочетание.

Уровень техники

Большие запасы нефти обнаруживают в отдаленных от берега областях, где можно ожидать сложные метеоусловия и даже лед. Чтобы избежать или уменьшить воздействие льда и/или экстремальных погодных условий, или чтобы обеспечить добычу на малорентабельном нефтяном или газовом месторождении, используют подводные установки для добычи и хранения добытого материала.

Даже наиболее прочные созданные человеком конструкции могут быть повреждены или полностью разрушены огромными силами дрейфующего айсберга или ледяных островов при тяжелых погодных условиях. Нефтедобывающие установки, расположенные на морском дне, дают возможность избежать опасностей, связанных с тяжелыми погодными условиями и льдом. Такие нефтедобывающие установки хорошо известны, см., например, US 6817809. Подводные нефтедобывающие установки часто размещают в качестве вспомогательных установок, соединенных с «головной установкой», такой как платформа, с помощью трубопровода(ов) и/или силовой и управляющей линии или линий, для эффективной добычи на малорентабельных нефтяных или газовых месторождениях или для глубоководной добычи.

Текучая среда, извлекаемая из подземной нефтяной скважины, представляет собой смесь углеводородов в форме природного газа, таких как метан, этан, пропан и бутан, и нефти, газообразного СO₂ и воды. Ее точный состав изменяется от одного нефтяного месторождения к другому и зависит от срока службы нефтяной скважины. Нефть и воду разделяют посредством гравитационного разделения в одном или более резервуаров, расположенных на морском дне. Нефть и газ можно разделять в подводной технологической системе. Добытую нефть можно перемещать на суда для транспортировки на продажу. Природный газ можно перемещать на суда или транспортировать по трубопроводам на продажу, или можно повторно закачивать в месторождение для поддержки пластового давления совместно с СО₂, присутствующим в газе. Отделенную воду можно повторно закачивать в месторождение для поддержки пластового давления и/или выпускать в окружающее море.

WO 2012/102806 относится к системе подводной добычи, включающей арктическую нефтедобывающую башню, где нефтедобывающая башня представляет собой находящуюся под поверхностью конструкцию, имеющую посадочную площадку для приема и посадки плавучей буровой установки, и буровую установку можно отсоединять и перемещать в безопасное место при тяжелых погодных условиях, или если айсберг приближается к нефтедобывающей системе. Буровую установку и подводный блок можно снова повторно соединять и продолжать добычу, как только позволят условия.

US 2012/0047942 относится к переработке сырой нефти, СПГ (сжиженного природного газа) и СНГ (сжиженного нефтяного газа) на удалении от берега с использованием плавучих комплексов, таких как нефтедобывающие судна, для разделения и дальнейшей обработки сырой нефти/газа из подводных скважин с отводом в плавучие комплексы в форме любого из упомянутых продуктов. Отмечено, что попутный газ можно вывозить из месторождения или повторно закачивать, однако отсутствует конкретное описание повторного закачивания.

СА 2751810 относится к системе и способу добычи углеводородов вдали от берега при неблагоприятных окружающих условиях. Система включает подводное хранилище для приема углеводородов из подводной добычи. Система также включает технологическую установку для обработки добытой нефти с целью ее стабилизации и нагнетатели для повторного закачивания отделенной попутно добываемой воды и отделенного газа. Установка получает энергию от судна, соединенного с системой посредством шлангокабеля, и турели, которую можно быстро отсоединить, если того требуют условия. Система может работать при отсоединении от судна на энергии от подводной силовой установки.

US 6893486 относится к способу и системе морского базирования для обработки углеводородов. Система включает подводный сепаратор высокого давления для первой стадии отделения воды и попутного газа от добытой нефти. Воду и газ, отделенные на этой стадии отделения, повторно закачивают посредством многофазных насосов, при этом частично стабилизированную нефть закачивают на борт судна через шлангокабель. На борту судна нефть дополнительно стабилизируют и отделенный остаточный газ используют в качестве топлива для выработки энергии.

WO 2010/144187 относится к подводной системе и способам извлечения углеводородов, причем система включает емкости для гравиметрического разделения и подводную нефтедобывающую систему для разделения газа, воды и нефти, и нагнетатели для закачивания попутно добываемой воды и/или газа в месторождение или другую подземную структуру. Также можно обеспечить отгрузочную систему.

Разделение нефти и газа, или стабилизацию, выполняют, в том числе, чтобы обеспечить транспортировку добытой нефти при примерно атмосферном давлении. Даже если большая часть метана самопроизвольно отделяется от нефти при высоких давлениях, разделение нефти и газа наиболее эффективно выполняют при низком давлении, таком как атмосферное давление, чтобы обеспечить эффективное отделение даже газовых фракций с более высокой молекулярной массой, таких как этан, пропан, бутан и пентан. Разделение при более низких давлениях обычно является более затратным по энергии и/или не дает достаточной стабилизации нефти для транспортировки.

Работа в суровых природных условиях, например, в областях, в которых могут появляться айсберги, требует технических решений, которые обеспечивают отсоединение надводных судов, либо плавучего нефтедобывающего устройства, либо транспортных судов, загружаемых нефтью, в случае тяжелых погодных условий и/или приближающихся айсбергов, и требует специально приспособленных технических решений, не разработанных в каком-либо из упомянутых выше документов предшествующего уровня техники.

Целью настоящего изобретения является создание улучшенного способа и улучшенной системы, обеспечивающих по существу непрерывную или по меньшей мере полунепрерывную, удаленную глубоководную добычу нефти в водах, в которых погодные и/или ледовые условия требуют отсоединения нефтедобывающих установок на поверхности от устройств, расположенных на морском дне, на короткий или длительный период. Другие цели изобретения станут ясны специалисту из настоящего описания и формулы изобретения.

Краткое описание изобретения

Согласно первому аспекту, настоящее изобретение относится к способу добычи нефти в удаленных глубоководных областях, включающему следующие стадии:

добыча углеводородов из одной или более подводных скважин и введение добытых углеводородов в один или более резервуаров для разделения и хранения в подводной нефтедобывающей установке (СГД), установленной на морском дне,

обеспечение отделения добытых углеводородов от попутных газа и воды в одном или более резервуаров с получением газовой фазы, нефтяной фазы и фазы попутно добываемой воды,

отведение по меньшей мере части попутно добываемой воды, отделенной от нефти в СГД, в подводные нагнетательные скважины посредством нагнетающего насоса,

обеспечение временного соединения по текучей среде между резервуаром(ами) для разделения и хранения и нефтедобывающим и транспортным судном для транспортировки отделенной нефти из резервуара(ов) на судно и газа и воды из судна,

отведение отделенной нефти из резервуара(ов) для разделения и хранения на судно,

разделение потока углеводородов на стабилизированную нефть, газ и воду в системе разделения на борту судна,

введение стабилизированной нефти в резервуар(ы) для хранения на борту судна,

возвращение отделенных газа и воды в СГД,

закачивание возвратной воды и/или газа в скважины нагнетания воды и/или газа, соответственно,

отсоединение судна от соединения по текучей среде, если требуется отсоединение,

продолжение добычи углеводородов из подводной скважины или скважин, когда СГД и судно разъединены, до тех пор, пока резервуар(ы) для разделения и хранения не заполнятся.

Настоящий способ обеспечивает по существу непрерывную добычу нефти, по меньшей мере в течение определенного периода, когда подводная нефтедобывающая установка (СГД) и нефтедобывающее судно разъединены, так что добычу можно продолжать в течение некоторого времени, даже если погодные или ледовые условия не позволяют соединить судно с СГД, или если судно должно покинуть свое расположение для транспортировки нефти из месторождения.

Кроме того, путем выполнения первого разделения потока, добытого из подводной нефтяной скважины, и последующего дополнительного отделения нефтяной фазы от попутного газа и воды на борту судна, объемы, транспортируемые через вертикальные трубы вверх из подводного устройства на судно и снова вниз, существенно уменьшаются по сравнению с выполнением всего разделения на борту судна. Это позволяет уменьшить пропускную способность трубопровода и, таким образом, его стоимость, и сократить оборудование для разделения на борту. Выполнение последней стадии разделения, так называемой стабилизации нефти, то есть удаления газа из нефти, является намного более эффективным при атмосферном давлении или близком к нему давлении, чем при более высоких давлениях, на борту судна, что также обеспечивает эффективную и экономичную стадию стабилизации для всего способа.

Согласно одному воплощению, газ, отделенный от нефти внутри резервуара(ов) для разделения и хранения, извлекают из резервуара(ов) и закачивают в скважину(ы) нагнетания газа. По меньшей мере часть газа самопроизвольно отделяется от нефти в резервуаре для разделения и хранения и образует газовую фазу поверх нефти. Количество самопроизвольно отделяющегося газа в расположенном на морском дне резервуаре для разделения и хранения зависит от окружающего давления, температуры, количества летучих соединений в добытых углеводородах и состава летучих компонентов. Большая часть метана самопроизвольно отделяется в резервуаре на морском дне и его извлекают из резервуара для закачивания.

Согласно одному воплощению, закачивание газа и/или воды продолжают, даже когда судно отсоединено. Непрерывное закачивание газа и/или воды обеспечивает эффективное извлечение нефти путем сохранения давления в нефтяном месторождении на оптимальном для эффективной добычи уровне, и возможность оптимизировать добычу, как только судно соединяют с установкой.

Согласно другому воплощению, бассейн вытесненной воды дополнительно включает гравитационную очистку вытесненной воды перед ее выпуском в море или перед закачиванием излишка вытесненной воды в море.

Согласно одному воплощению, воду, отделенную от добытой нефти на борту судна и возвращенную в СГД, обрабатывают путем гравитационной очистки в резервуаре для отделения воды перед выпуском в море. Очистка воды путем гравиметрического разделения оказалась очень эффективной для смесей воды и нефти. Специальный резервуар или резервуары для отделения воды помогает увеличить время пребывания воды перед выпуском в море и, таким образом, уменьшить концентрацию нефти в высвобождаемой воде.

Согласно одному воплощению, попутно добываемую воду, возвращенную в СГД после отделения от нефти в системе разделения на борту судна, закачивают непосредственно в пласт. Это выполняют, чтобы избежать смешивания этой воды с морской водой, так как смешивание морской воды и попутно добываемой воды может привести к солевым отложениям в нагнетательной скважине и трубопроводной системе.

Согласно конкретному воплощению, судно представляет собой нефтедобывающее судно, и способ дополнительно включает перемещение нефти из резервуара(ов) для хранения в танкеры для вывоза нефти. При использовании специализированного нефтедобывающего судна можно использовать любой подходящий танкер, одобренный для рассматриваемых вод, для транспортировки нефти от нефтяного месторождения. Перемещение нефти из нефтедобывающего судна в транспортное судно можно выполнять способами, которые хорошо известны специалисту в данной области техники, и которые применяют во всем мире для такого перемещения текучих сред.

Согласно другому конкретному воплощению, судно представляет собой объединенное нефтедобывающее и транспортное судно, и судно отсоединяют для вывоза нефти, когда резервуар для хранения заполняется. При использовании объединенных нефтедобывающих и транспортных судов, существенно уменьшаются капиталовложения в монтаж нефтедобывающего оборудования по сравнению с использованием специализированных нефтедобывающих судов, на величину стоимости нефтедобывающей установки на борту каждого транспортного судна. Однако, это техническое решение не улучшает гибкость по производительности для добычи из расположенных вдали от берега месторождений различных размеров.

Согласно второму аспекту, в настоящем изобретении предложена система добычи нефти в удаленных глубоководных областях, содержащая СГД, включающую один или более резервуаров для нефти и газа, расположенных на морском дне, одну или более скважин для добычи углеводородов, соединенных с СГД посредством трубопровода(ов) для сырой нефти, одну или более скважин нагнетания газа и/или воды, соединенных посредством водных и/или газовых трубопроводов, силовой, контролирующий и управляющий кабель, соединенный с СГД и удаленным пунктом, гибкие вертикальные трубы для газа, нефти и воды, соответственно, соединенные с СГД, выполненные с возможностью разъемного соединения с объединенным нефтедобывающим и транспортным судном или суднами, где система дополнительно включает нефтедобывающие судна, снабженные системой для разделения добытой нефти на отделенную нефть, заливаемую в резервуары на борту судна, газ и воду, и обеспечена вертикальная труба для воды и/или вертикальная труба для газа для возврата воды и газа, соответственно, на морское дно для закачивания с целью поддержания пластового давления для добычи нефти вторичным методом.

Согласно одному воплощению, вертикальная труба для воды соединена с трубопроводом нагнетания воды на СГД для обеспечения возможности прямого закачивания возвратной воды.

Согласно другому воплощению, система дополнительно включает якорные тросы, соединенные с якорями на одном конце, и выполненные с возможностью разъемного соединения с нефтедобывающим судном.

Согласно одному воплощению, вертикальные трубы для текучей среды выполнены с возможностью разъемного соединения с судном посредством погружного добычного турельного буя, который выполнен с возможностью соединения с суднами, оборудованными турелью.

Согласно одному конкретному воплощению, нефтедобывающее судно представляет собой объединенное нефтедобывающее и транспортное судно.

Согласно другому конкретному воплощению, система дополнительно включает устройство для отгрузки нефти в танкеры для вывоза нефти.

Общим для всех воплощений является то, что настоящее изобретение обеспечивает возможность добычи нефти из небольших удаленных от берега нефтяных и газовых месторождений, в водах, где можно ожидать ледовых условий и/или экстремальных погодных условий.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 представляет собой блок-схему первого воплощения настоящего изобретения,

Фиг. 2 представляет собой блок-схему второго воплощения настоящего изобретения, и

Фиг. 3 представляет собой блок-схему третьего воплощения настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения Фиг. 1 представляет собой блок-схему, иллюстрирующую одно воплощение настоящего изобретения. На морском дне 9 расположена система 10 глубоководной добычи (СГД), содержащая один или более резервуаров 12 для разделения нефти, газа и воды, насосы, компрессоры и оборудование для регулирования и контроля СГД и ее частей. Резервуар(ы) 12 для разделения всегда наполнен(ы) нефтью (О), газом (G) и/или водой (W), так как резервуары находятся в гидравлическом соединении с окружающей водой. Вода, нефть и газ самопроизвольно образуют три отчетливо разделенные фазы в резервуаре 12, причем слой воды располагается на дне резервуара, газ - в верхней части, а нефть - между водой и газом. Из-за высокого давления, часть газа обычно растворена в нефтяной фазе, при этом часть нефти может присутствовать в водной фазе из-за неполного разделения. Воду в резервуаре(ах) 12 для разделения замещают нефтью и/или газом, по мере того, как текучие углеводороды заполняют резервуары, и вода замещает текучие углеводороды, когда углеводороды удаляют из резервуара(ов) 12 для разделения.

Также предпочтительно обеспечен резервуар 13 для очистки воды в качестве буфера и резервуара для очистки любой воды, высвобождаемой из СГД в окружающую среду или повторно закачиваемой, как описано подробно ниже. Поскольку смешивание морской воды и попутно добываемой воды, т.е. воды, извлекаемой из нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом, обычно приводит к образованию отложений в виде нерастворимых солей, по мере возможности избегают попадания морской воды в резервуар 13 для очистки воды. Попутно добываемую воду, отделенную от потока добываемой нефти в резервуаре для разделения и далее очищенную в резервуаре 13 для очистки, можно выпускать в окружающее море, если объем попутно добываемой воды больше объема, который можно закачать. Такую избыточную попутно добываемую воду можно отводить через водный трубопровод 28. Для регулирования потока воды в трубопроводе 28 и для того, чтобы избежать проникновения морской воды в резервуар 13 для очистки воды, в трубопроводе 28 можно установить клапан 28'.

Водный соединительный трубопровод 17 расположен между резервуарами 12 и 13 для извлечения воды из резервуара 12 для разделения и подачи воды в резервуар 13 для очистки воды вблизи верхней части резервуара для очистки воды, чтобы обеспечить время для разделения в нем воды и какого-либо количества нефти.

Подводный резервуар или резервуары 12 для отделения нефти принимает добытые углеводороды из одной или более подводных скважин 36 через регулировочный клапан 22 для нефти и трубопровод 26 для добываемой нефти, когда углеводороды добывают из скважины. Потоком добываемых углеводородов из трубопровода 26 заполняют резервуар(ы) 12 близко к его верхней части через вход 30 для добываемых углеводородов, чтобы избежать нежелательного введения углеводородов в нижележащую воду. Добываемый поток содержит смесь нефти, природного газа, газообразного СО₂ и воды. В резервуаре(ах) 12 для разделения добываемый поток самопроизвольно разделяется под действием силы тяжести на водную фазу, нефтяную фазу, а также газовую фазу, включающую, помимо СO₂, любые легкие углеводороды, т.е. углеводороды, которые обычно находятся в газовой фазе при давлении и температуре морского дна.

Отделенная вода, также называемая попутно добываемой водой, погружается в слой менее плотной нефти до тех пор, пока не достигнет уже присутствующей в резервуаре воды и не объединится с этой водой. На чертежах водные фазы обозначены W, газовая фаза обозначена G, а нефтяная фаза обозначена О.

Резервуар 13 для очистки воды обеспечен для отделения и, таким образом, удаления любого количества нефти, все еще присутствующей в воде, перед выпуском воды в окружающее море или повторным закачиванием в пласт, путем увеличения времени разделения нефти воды. К тому же, резервуар для очистки воды может служить в качестве дополнительной меры безопасности в случае переполнения резервуара 12 для разделения и хранения нефти, что приводит к введению нефти или богатой нефтью воды в резервуар 13 для очистки воды.

В зависимости от времени пребывания нефти в резервуарах 12, часть воды в нефти и, в основном, более легкого газа в ней, может отделиться от нефти. Вода, отделенная в резервуарах 12, смешивается с водяной подушкой, уже присутствующей в резервуарах, тогда как любой газ образует газовый карман в верхней части резервуара. Из-за высокого давления в резервуаре(ах) 12 для разделения и хранения, отделение нефти от газа далеко от эффективного, и количество отделенного газа в резервуаре(ах) обычно ограничено наиболее легкими фракциями, такими как метан.

Газ, отделенный от жидкой углеводородной фазы в углеводородном резервуаре, можно извлекать из резервуара 12 для разделения через газовый трубопровод 15, сжимать с помощью компрессора 20 и закачивать в пласт через скважину 35 для нагнетания газа, управляемую клапаном 24.

Нефть извлекают из резервуара(ов) для разделения через трубопровод 16 для извлечения нефти и направляют на нефтедобывающее судно 1 через вертикальную трубу 6 для нефти. Клапаны 6’ и 6” расположены в верхней части вертикальной трубы для нефти и на морском дне, соответственно, для открытия и перекрытия потока в вертикальной трубе 6. Нефтедобывающее судно 1 может представлять собой судно для добычи и хранения или, согласно одному конкретному воплощению, оно представляет собой объединенное нефтедобывающее и транспортное судно.

На борту судна 1 нефть подают через нефтяной трубопровод 51 в расположенный на борту сепаратор 40, в котором давление нефти понижают до атмосферного или близкого к атмосферному давления, чтобы получить дополнительное разделение жидкости и газа. Газ, отделенный в сепараторе 40, сжимают, извлекают через газовый трубопровод 43 и возвращают на морское дно через вертикальную трубу 5 для возврата газа. Клапаны 5’, 5” обеспечены в верхней части вертикальной трубы для возврата газа и на морском дне, соответственно, чтобы открывать и прекращать поток в вертикальной трубе 5 для возврата газа.

На морском дне возвратный газ направляют в трубопровод 15’ для возвратного газа, объединяют с любым газом из резервуара 12 для разделения и закачивают в скважину 35 нагнетания газа, как описано выше. Альтернативно, часть газа или весь газ в трубопроводе 15’ можно ввести в резервуар(ы) 12 для разделения и извлечь из него через трубопровод 15 для закачивания.

Стабилизированную нефть, т.е. нефть, которую можно транспортировать в танкере при атмосферном давлении без высвобождения газа или с высвобождением только небольшого количества газа, извлекают через трубопровод 48 для извлечения нефти и вводят в резервуар 41 для хранения нефти. Нефть из резервуара 41 можно переместить в челночный танкер, или судно 1 можно отсоединить от вертикальных труб и СГД и транспортировать нефть на берег. Если судно 1 представляет собой объединенное нефтедобывающее и транспортное судно, другое судно обычно соединяют с вертикальными трубами и СГД, как только первое судно отсоединяют для транспортировки загруженной нефти.

Воду, отделенную в системе 40 разделения, извлекают через трубопровод 47 для возвратной воды и возвращают в СГД через вертикальную трубу 7 для возврата воды. Специалисту в данной области техники понятно, что для перекачки воды обратно на морское дно обеспечен насос. Клапаны 7’, 7” обеспечены в верхней части вертикальной трубы для возвратной воды и на морском дне, соответственно, чтобы открывать и прекращать поток в вертикальной трубе 7 для возвратной воды. Воду, возвращенную в СГД через вертикальную трубу 7 для возвратной воды, предпочтительно направляют через трубопровод 27' для возвратной воды в скважину 37 нагнетания воды, управляемую клапаном 23, для закачивания в пласт. Альтернативно, возвратную воду можно ввести в резервуар 13 для очистки воды через водный трубопровод 27”, при условии, что морская вода не попадет в резервуар 13.

Воду извлекают из резервуара 13 для очистки воды посредством трубопровода 27 для нагнетания воды и нагнетающего насоса 21, и е закачивают через скважину 37 нагнетания воды вместе с любой водой в трубопроводе 27’, возвращающейся из судна 1.

Меньшее количество нефти и газа отделяют в резервуаре(ах) 13 для очистки воды и непрерывно или периодически отводят через трубопровод 14 для извлечения газа и нефти и перемещают через вертикальную трубу 8 для нефти и газа на судно 1, и вводят для разделения в сепаратор 40 через находящийся на борту трубопровод 46 для нефти и газа. Клапаны 8’, 8” обеспечены в верхней части вертикальной трубы для нефти и газа и на морском дне, соответственно, чтобы открывать и прекращать поток в вертикальной трубе 8 для нефти и газа.

При необходимости, небольшое количество воды из резервуара 13 для разделения можно извлечь через трубопровод 31 для отбора проб воды через вертикальную трубу 32 для отбора проб воды на судно для исследования состава воды в резервуаре 13 для разделения. Клапаны 32’, 32” обеспечены в верхней части вертикальной трубы для возврата воды и на морском дне, соответственно, чтобы открывать и прекращать поток в вертикальной трубе 32 для отбора проб воды. После забора проб воды для исследования качества воды и ее состава для того, чтобы убедиться, что вода обладает качеством и составом, которые находятся в пределах технических требований, допускающих либо сброс воды в окружающее море, либо ее закачивание, воду из находящегося на борту трубопровода 46 для отбора проб воды вводят в сепаратор 40.

Сепаратор 40 представляет собой устройство для разделения текучей среды, работающее при атмосферном давлении или давлении, близком к атмосферному. Все поступающие потоки текучей среды, введенные в сепаратор 40, т.е. поток нефти из трубопровода 51, нефть и газ, введенные через трубопровод 46, и воду для отбора проб воды из трубопровода 33 обрабатывают для разделения газовой фазы, содержащей низшие углеводороды и СО₂, водной фазы и нефтяной фазы. Как отмечено выше, газовую фазу и водную фазу возвращают в СГД для закачивания в нагнетательные скважины 35, 37, тогда как нефтью заполняют резервуар 41 для вывоза из месторождения.

Вертикальные трубы 5, 6, 7, 8, 32 представляют собой трубчатые элементы, которые можно расположить по отдельности, или два или более расположить в общем шлангокабеле, ведущем от морского дна к соединительному устройству, соединяемому с судном 1. Предпочтительно соединительное устройство для соединения вертикальных труб с судном 1 является турелью хорошо известного типа, обеспечивающей быстрое соединение и отсоединение от судна, как при нормальной работе, так и, если это необходимо из-за условий, быстрое отсоединение. Турель представляет собой буй, приспособленный для встраивания в соединительное устройство на корабле и обеспечивающий как якорную стоянку судна, так и соединение судна с вертикальными трубами. Клапаны 5’, 6’, 7’, 8’, 32’ расположены на морском дне, в то время, как клапаны 5”, 6”, 7”, 8”, 32” расположены на турельном буе, чтобы закрывать вертикальные трубы на обоих концах для прекращения потока текучей среды и для того, чтобы избежать какой-либо утечки или остановить какую-либо утечку из них.

Чтобы избежать смешивания морской воды и попутно добываемой воды, резервуар 12 для разделения предпочтительно эксплуатируют в установившемся режиме. В установившемся режиме уровни жидкости в резервуаре 12 для разделения регулируют так, что они по существу являются постоянными. Соответственно, отведение газа для закачивания через трубопровод 15, отведение попутно добываемой воды для закачивания напрямую из резервуара 12 или через резервуар 13 для очистки воды, и объем нефти в резервуаре 12 для разделения регулируют так, чтобы поддерживать по существу постоянный уровень жидкости. Предпочтительно объем в единицу времени отводимой попутно добываемой воды для закачивания меньше, чем объем в единицу времени добавляемой воды в поступающем добываемом потоке, чтобы сохранить уровень воды по существу постоянным путем выпускания попутно добываемой воды через трубопровод 28, чтобы избежать попадания морской воды в резервуар(ы) 12 для разделения и/или резервуар(ы) 13 для очистки.

На Фиг. 2 показано другое воплощение настоящего изобретения, в которое включены один или более дополнительных и возможных резервуаров для хранения добытой и не стабилизированной нефти и/или для стабилизации нефти. На Фиг. 2 показано воплощение, имеющее два резервуара 3, 4 для хранения нефти. Резервуар 3 для хранения нефти представляет собой резервуар для хранения стабилизированной нефти, сообщающийся с нефтяным резервуаром 41 на борту судна через расположенный на борту трубопровод 52 для стабилизированной нефти, вертикальную трубу 53 для стабилизированной нефти и подводный трубопровод 54 для стабилизированной нефти. Клапаны 53', 53” обеспечены в верхней части вертикальной трубы для стабилизированной нефти и на морском дне, соответственно, чтобы открывать и прекращать поток в вертикальной трубе 53 для стабилизированной нефти. Резервуар 3 для хранения нефти соединен с окружающим морем посредством трубопровода 55 для морской воды. Вертикальная труба для стабилизированной нефти приспособлена для транспортировки стабилизированной нефти из судна 1 в резервуар 3 для хранения стабилизированной нефти и в противоположном направлении, в зависимости от ситуации. В течение периода стабильной добычи резервуар 3 можно заполнять стабилизированной нефтью для дальнейшего вывоза к месту назначения. По мере отделения стабилизированной нефти от попутно добываемой воды, морскую воду можно использовать в объеме резервуара, не заполненном нефтью, не вызывая отложения солей.

Другой возможный резервуар или резервуары, показанный на Фиг. 2, представляет собой резервуар(ы) 4 для добытой нефти, который соединен с нефтяной фазой резервуара 12 для разделения. Элементы, специально не упомянутые в описании Фиг. 2, соответствуют таким же элементам, имеющим такие же номера позиций, на Фиг. 1. На Фиг. 2 трубопровод 16' из резервуара для добытой нефти соединен с нефтяным трубопроводом 16 с возможностью залива нефти из резервуара для разделения в резервуар 4 для добытой нефти в качестве буферного резервуара, например, в течение периодов, когда судно 1 не соединено с СГД посредством вертикальных труб. Нефтяная фаза в резервуаре 4 размещена на водяной подушке, предпочтительно из морской воды, обеспечиваемой посредством показанного водного соединительного трубопровода 56, выполненного в соединении с водной фазой в резервуаре 3. Если резервуар 3 отсутствует, водный соединительный трубопровод 56 находится в сообщении с окружающим морем. Специалисту в данной области техники понятно, что воду в резервуаре(ах) 3 и/или 4 можно использовать для закачивания, если количество попутно добываемой воды слишком низкое по сравнению с потребностью в закачиваемой воде. Воду из резервуаров 3, 4 следует закачивать в другую, не показанную нагнетательную скважину или скважины, чтобы избежать образования солевых отложений при смешивании морской воды с попутно добываемой водой.

На Фиг. 3 показано другое воплощение, включающее два возможных резервуара, один резервуар 4 для хранения добытой нефти, как описано в связи с Фиг. 2, и резервуар 2 для хранения газа, являющийся буферным резервуаром для газа, если это требуется. Резервуар 2 для хранения газа соединен с трубопроводом 15 для возвратного газа и выполнен с возможностью приема газа из резервуара 12 для разделения через трубопровод 15. Резервуар 2 для хранения газа находится в сообщении с водой окружающего моря и/или резервуаром 4 через водный соединительный трубопровод 57.

Специалисту в данной области техники понятно, что воплощения, показанные на Фиг. 1, 2 и 3, можно объединить и что возможные резервуары можно заменить другими резервуарами. К тому же, специалисту понятно, что объем и количество соответствующих резервуаров могут быть различными, в зависимости от типа резервуара. Специалисту также понятно, что один резервуар, проиллюстрированный на чертежах, может представлять один или более резервуаров. Подводные резервуары также показаны как резервуары, имеющие одинаковый размер, однако это сделано только с целью иллюстрации. В качестве примера, обычная установка, включающая резервуары для хранения добытой нефти, извлекаемой из резервуара для разделения и/или резервуара для стабилизированной нефти, имеющая емкость резервуара для разделения примерно 25000 м³, может иметь емкость резервуара для хранения нефти обычно составляющую примерно 200000 м³.

СГД периодически соединяют с объединенным нефтедобывающим, запасающим и транспортным судном 1 посредством гибких вертикальных труб 5, 6, 7, 8, 32 для транспортировки текучих сред из СГД на судно 1 или из судна в СГД. Гибкие вертикальные трубы 5, 6, 7, 8, 32 и судно 1 выполнены с возможностью быстрого соединения или отсоединения. При соединении с гибкими вертикальными трубами 5, 6, 7, 8, 32, 53 судно предпочтительно соединяют с якорными тросами для удержания судна в определенном положении.

Подходящим устройством для быстрого и легкого соединения гибких вертикальных труб и якорных тросов с судном 1 и отсоединения их от судна 1 является погружной добычной турельный буй, выполненный с возможностью соединения с судном посредством не показанной турели, расположенной на дне судна 1. Специалисту в данной области техники понятно, что добычной турельный буй, соединенный с вертикальными трубами для текучей среды и якорными тросами, является примером предпочтительного в настоящее время технического решения для простого, быстрого и надежного соединения и отсоединения судна 1 и вертикальных труб 5, 6, 7, 8, 32, 53 для текучей среды, а также не показанных якорных тросов, и что возможны другие технические решения. Турели для этой цели хорошо известны и присутствуют на рынке в течение десятилетий.

Вертикальные трубы для текучей среды предназначены для транспортировки нефти, газа и воды, соответственно, и для отбора проб воды на исследование из резервуара 13 для очистки воды. Вертикальные трубы, соответственно, представляют собой вертикальную трубу 5 для газа, вертикальную трубу 6 для нефти, вертикальную трубу 7 для воды, вертикальную трубу 8 для отбора газа, вертикальную трубу 32 для отбора образцов вытесненной воды и вертикальную трубу 53 для стабилизированной нефти. Специалисту понятно, что любая из показанных вертикальных труб может представлять более одной вертикальной трубы, если это необходимо для получения достаточной производительности.

Все вертикальные трубы для текучей среды соединены с СГД. Специалист понимает, что две или более гибких вертикальных трубы 5, 6, 7, 8, 32, 53 можно объединить в общем шлангокабеле и/или объединить с силовыми кабелями, управляющими кабелями и/или гидравлическими трубопроводами. Погружные турельные буи и соединение таких буев с турелями на судах или плавучими нефтедобывающими платформами для загрузки/выгрузки судов и/или для обработки добытой нефти и газа на плавающих нефтедобывающих платформах хорошо известны специалисту.

Резервуар 13 для очистки воды предназначен для отделения и, таким образом, удаления какого-либо количества нефти, все еще присутствующей в воде, перед выпуском воды в окружающее море путем увеличения времени разделения нефти и воды. К тому же, резервуар для очистки воды может служить в качестве дополнительной меры безопасности в случае переполнения резервуара 12 для разделения и хранения нефти, что приводит к введению нефти или богатой нефтью воды в резервуар 13 для очистки воды.

Так как резервуары 2, 3 находятся в сообщении по текучей среде с окружающей водой, давление внутри резервуаров 2, 3, 4, 12, 13 является давлением окружающей среды на соответствующей глубине моря. Нефть и/или газ в резервуаре(ах) 12 размещены на водяных подушках, которые находятся в сообщении с окружающей водой, как упоминали выше, предпочтительно посредством резервуара 13 для очистки воды. Соответственно, вода может поступать в резервуары или выходить из них, в зависимости от режима работы системы, как будет описано далее ниже. Резервуары для добытой нефти описанного типа широко используют для добычи нефти вдали от берега, и вытесненная вода, выпускаемая из таких резервуаров, имеет содержание нефти, составляющее 5 частей на млн. или менее, тогда как предел, установленный для выпускаемой воды в большинстве областей составляет 40 частей на млн.

Когда СГД и судно 1 соединены, СГД может получать электрическую энергию с судна 1, и можно частично или полностью осуществлять управление ей с судна 1. Электрическую энергию, управляющие сигналы и т.п. можно передавать в отдельном кабеле или шлангокабеле, или их передачу можно объединить в шлангокабеле вместе с одной или более вертикальных труб, как отмечено выше. Чтобы обеспечить непрерывную работу СГД в течение периодов, когда она не соединена с судном 1, как описано выше, не показанный кабель или ряд кабелей располагают на морском дне, которые проводят от силового и управляющего центра на берегу или от находящейся вдали от берега установки, расположенной в области, менее подверженной упомянутым выше суровым условиям, таким как лед, айсберги и т.п., или на меньших глубинах, для обеспечения добычи нефти в отсутствии судна 1, соединенного с вертикальными трубами.

Объединенное нефтедобывающее и транспортное судно 1 представляет собой танкер, оборудованный разъемными швартовами и подводными трубопроводами, такими как турельная загрузочная и нефтедобывающая соединительная система для соединения с буем. Судно также можно оборудовать устройством отгрузки, чтобы обеспечить возможность отгрузки нефти непосредственно в челночные танкеры, избегая таким образом отсоединения только для опорожнения судовых резервуаров для хранения.

Сепараторная система 40 расположена на борту судна для приема добытой нефти из СГД через вертикальную трубу 6, разделения нефти, газа и любой воды, присутствующей в добытой нефти. Сепараторную систему 40 эксплуатируют при давлении, подходящем для эффективного разделения нефти и высших фракций газа, так как эффективность разделения нефти и газа сильно зависит от давления. Разделение при давлении, близком к окружающему давлению на поверхности, то есть при примерно атмосферном давлении, является намного более эффективным, чем разделение при более высоких давлениях, и является необходимым предварительным условием для транспортировки нефти в резервуары, которые не находятся под повышенным давлением.

Разделение нефти и газа на нефтедобывающем и транспортном судне представляет собой обычный способ разделения нефти и газа, который можно упростить, так как большая часть метана отделяется на морском дне. Никаких деталей расположенного на борту сепаратора не показано, так как количество стадий разделения следует выбирать в соответствии с составом рассматриваемой текучей среды для каждого конкретного пласта. К тому же, сепаратор как таковой не является частью изобретения и конструирование такого сепаратора находится в компетенции специалиста в данной области, если заданы состав и относительные объемы подлежащей разделению текучей среды.

Воду, отделенную в сепараторе 40, возвращают через трубопровод 47 для возвратной воды, закачивают с помощью насоса 34 для возвратной воды и пропускают через вертикальную трубу 7. Воду, возвращенную в СГД, предпочтительно закачивают непосредственно в скважину нагнетания воды, чтобы избежать смешивания возвращаемой попутно добываемой воды с морской водой. Альтернативно, возвратную воду можно подавать в водный трубопровод 17 или сеть водных трубопроводов 17, соединенных с водяной подушкой в резервуарах 11, 12, с получением общего водяного бассейна в резервуарах, или с верхней частью резервуара для очистки воды. Смешивания возвращаемой воды с морской водой предпочтительно избегают, так как это может вызвать отложение солей в трубах и резервуарах, в зависимости от свойств пласта. Соответственно, предпочтительно сохраняют баланс между количеством закачиваемой попутно добываемой воды и количеством попутно добываемой воды, отделяемой в резервуаре 12 для разделения, а также каким-либо количеством попутно добываемой воды, возвращаемой из судна 1 через вертикальную трубу 7. В ситуациях, когда требуется больше воды для закачивания, воду, взятую из окружающего моря, при необходимости, из воды в резервуарах 3 или 4 для хранения, можно использовать для закачивания, предпочтительно в скважины нагнетания воды, отличные от скважины или скважин 37 нагнетания воды для повторного закачивания попутно добываемой воды, чтобы избежать образования солевых отложений.

Нефть, отделенную в сепараторе 40, вводят в резервуары 41 на борту судна 1 через трубопровод 48 для отделенной нефти. Газ, отделенный в сепараторе 40, сжимают и возвращают на морское дно через трубопровод для возврата газа и закачивают непосредственно в пласт или вывозят как газ, предназначенный для продажи, если обеспечено наличие такой сети трубопроводов.

Энергию для работы управляющих систем, насосов, компрессоров, клапанов и т.п. обеспечивают из удаленного пункта, как отмечено выше, через один или более не показанных кабелей. Регулирование и контроль СГД также осуществляют дистанционно из удаленного пункта посредством кабеля. Специалисту в данной области техники также понятно, что подачу энергии, регулирование и/или контроль СГД можно временно осуществлять с судна, когда судно 1 соединено с вертикальными трубами. При отсоединении вертикальные трубы обычно соединены с буем или подобным устройством, таким как погружной добычной буй. Тогда буй может плавать ниже поверхности на глубине, достаточной для того, чтобы избежать непосредственного контакта со льдом или айсбергами на поверхности, когда судно отсоединено либо в связи с вместимостью наполненного резервуара судна, либо из-за погодных или ледовых условий.

Клапаны 5”, 6”, 7”, 8”, 32”, 53” в верхней части вертикальных труб закрыты, когда буй не соединен с судном на поверхности, чтобы избежать утечки нефти. Клапаны 5’, 6’, 7’, 8’, 32’, 53’ предпочтительно закрыты, когда судно отсоединено, в качестве меры предосторожности в случае повреждения вертикальных труб или клапанов 5”, 6”, 7”, 8”, 32”, 53”.

Как только начинается добыча из нефтедобывающей скважины, нефть заполняет резервуары 12 для разделения и хранения, вытесняя воду. Воду постоянно закачивают через скважину 23 нагнетания воды. Как отмечено выше, воду для закачивания отбирают из резервуаров. Всю или существенную часть воды, вытесненной нефтью, закачивают в пласт месторождения через скважину(ы) нагнетания воды. Если из резервуаров 12, 13 извлекают большее количество воды, чем количество воды, отделенное в резервуаре 12 для разделения, дополнительная вода вытекает естественным путем в трубопровод 28 для морской воды. Как отмечено выше, попадание морской воды в попутно добываемую воду может привести к образованию отложений из-за образования труднорастворимых солей, и его предпочтительно избегают, как это описано выше. Как отмечено выше, концентрация нефти в попутно добываемой воде в резервуаре 12 для разделения или резервуаре 13 для очистки воды, которая может быть выпущена из СГД, намного ниже, чем допускают современные нормативные требования. К тому же, так как всю или большую часть вытесненной воды используют для закачивания, объем воды, выпускаемой из СГД в течение ее эксплуатации является низким или близким к нулю.

После определенного периода добычи «без подключения к системе» или добычи без соединения с каким-либо судном 1, объем для хранения нефти в СГД заполняется нефтью. Предпочтительно СГД содержит резервуар(ы) для хранения добытой нефти для увеличения объема для хранения добытой нефти и, таким образом, продолжительности добычи без подключения к системе. После заполнения объема для хранения нефти в СГД в режиме без подключения к системе, добычу необходимо остановить, если погодные или ледовые условия или доступность судна 1 не позволяют соединиться с судном 1.

Как только судно 1 соединяют с вертикальными трубами и обеспечивают внутренние соединения на борту судна 1, соответствующие клапаны 5’, 6’, 7’, 8’, 32’, 53’, 5”, 6”, 7”, 8”, 32”, 53” можно открыть и может начаться описанное выше разделение. Нефть затем извлекают из резервуаров 12 для разделения и хранения или из резервуара 4 для хранения добытой нефти, благодаря разности плотности между продуктом и морской водой, отделяют в сепараторе 40 на борту судна, и газ и воду возвращают в СГД для закачивания или дальнейшей обработки. Если количество добытого и отделенного газа велико, сначала необходимо добыть из ячейки газ для погружения в нефть трубопровода для отвода нефти, чтобы обеспечить его функционирование. Отделенную воду, возвращаемую через вертикальную трубу 7 для воды, предпочтительно проводят непосредственно в скважину 37 нагнетания воды для закачивания. При закачивании отделенной воды непосредственно в вертикальную трубу 7 отделенная вода может иметь относительно высокое содержание нефти, и тогда ее не следует вводить в общий резервуар для очистки воды, в котором снова устанавливают низкое содержание нефти для любой воды, выпускаемой из трубопровода 28 для морской воды.

Добычу и разделение затем продолжают до тех пор, пока не заполнятся нефтяные резервуары 41 на борту судна, или до тех пор, пока ледовые и/или погодные условия не вынудят отсоединить судно от вертикальных труб.

Если позволяют погодные и ледовые условия, условия СГД обеспечивают непрерывную добычу нефти, и это означает, что нефтяные резервуары 41 на борту объединенного нефтедобывающего и транспортного судна 1 заполняются нефтью в то время, как резервуары 12 для разделения и хранения или резервуар(ы) 4 для хранения добытой нефти СГД по существу являются пустыми. Добычу затем можно продолжать путем заполнения нефтяных резервуаров нефтью из нефтедобывающей скважины и извлечения газа для закачивания газа, как описано выше, до тех пор, пока следующее объединенное нефтедобывающее и транспортное судно 1 не прибудет и не будет готово для начала разделения. Чтобы обеспечить такую максимальную добычу и транспортировку, количество и размер объединенных нефтедобывающих и транспортных судов 1, обслуживающих нефтяное месторождение, необходимо подобрать согласно темпу добычи нефтяной скважины и расстоянию до порта приема нефти.

Специалисту в данной области техники понятно, что признаки, не упомянутые специально в связи с воплощением, показанным на Фиг. 2 или 3, соответствуют соответствующим признакам воплощения, показанного на Фиг. 1, и что описаны только различия между воплощениями, чтобы избежать повторения уже описанного выше. Большое преимущество настоящего изобретения состоит в том, что добычу из нефтедобывающей скважины или скважин можно продолжать до тех пор, пока резервуар(ы) 12 для разделения нефти и/или резервуар(ы) 4 для хранения добытой нефти способны вмещать дополнительное количество нефти. Соответственно, нефть можно добывать непрерывно, даже если ледовые и/или погодные условия не позволяют обеспечить постоянное соединение объединенного нефтедобывающего и транспортного судна 1 с СГД через буй. Обеспечивая достаточную производительность трубопроводов и разделительного оборудования на борту судна, непрерывную добычу можно поддерживать, даже если условия позволяют соединять объединенное нефтедобывающее и транспортное судно 1 только в течение относительно коротких периодов. Подводный резервуар или резервуары 3 для стабилизированной нефти на СГД обеспечивает возможность добычи большего количества стабилизированной нефти в периоды, обеспечивающие более длительное время соединения между судном 1 и СГД, чем требуется для заполнения резервуара 41 для стабилизированной нефти на борту. Стабилизированную нефть из резервуара 3 можно загружать на другие суда 1 при недостатке рабочей емкости сепаратора 4, или загружать на судно, если ожидаемый интервал времени для соединения является слишком коротким для полной обработки добытой нефти.

Настоящие технические решения, таким образом, обеспечивают непрерывную или по существу непрерывную добычу нефти, даже в водах с чрезвычайно тяжелыми погодными и ледовыми условиями, когда условия могут чрезвычайно быстро меняться.

Другим преимуществом системы по изобретению является то, что избегая перемещения добытой нефти в челночный танкер, уменьшают опасность утечки нефти в море, что является большой проблемой в удаленных областях. Система является наиболее производительной, если условия окружающей среды таковы, что отсоединения осуществляют не слишком частыми, и транспортное судно для отделенной нефти используют для транспортировки нефти. Тогда СГД используют для поддержания регулярной добычи, независимо от возмущения на поверхности.

Альтернативой закачивания газа является отправка газа по подводному трубопроводу в другое устройство для вывоза газа. Это может быть реалистичной альтернативой при падении добычи, когда большая часть нефти добыта и поддержка давлением больше не требуется.

Соединение судна и трубопроводов, то есть объединение турели, расположенной на судне, и буя выполнено так, что оно является простым и быстро соединяемым и отсоединяемым, при этом не вызывая утечки нефти. Также подходят другие технические решения, отличные от технических решений типа турели и буя, обеспечивающие простое и быстрое соединение и отсоединение вертикальных труб и, в тоже время, обеспечивающие оборот судов без скручивания якорных тросов, трубопроводов и/или разъемных соединений.

Нефть, добываемая на некоторых месторождением, загрязнена солью, и из нее необходимо удалять соль для продажи на общем рынке. СГД сама по себе пригодна для обеспечения удаления солей путем распыления морской воды поверх нефти в резервуарах хранения. Вода оседает через нефть и вымывает некоторые из солей.

Разделение нефти и воды часто улучшают с помощью электростатического коагулятора. Такое оборудование можно ввести в систему для увеличения размера капель и, таким образом, улучшения разделения, если это требуется.

Изобретение относится к системе глубоководной добычи нефти в областях, в которых условия могут требовать прекращения работы поверхностных устройств и оборудования и их удаления. Способ включает добычу углеводородов из одной или более подводных скважин (36) и введение добытых углеводородов в один или более резервуаров (12) для разделения в подводной нефтедобывающей установке (СГД) (10), установленной на морском дне. Обеспечивают отделение добытых углеводородов от попутных газа и воды в одном или более резервуарах (12) с получением газовой фазы и нефтяной фазы и фазы попутно добываемой воды. Отводят по меньшей мере часть попутно добываемой воды, отделенной от нефти в СГД (10), в подводную нагнетательную скважину или скважины (37) посредством нагнетающего насоса (22). Обеспечивают временное соединение по текучей среде между резервуаром(ами) (12) для разделения и нефтедобывающим и транспортным судном (1) для транспортировки отделенной нефти из резервуара(ов) (12) для разделения на судно (1) и газа и воды из судна (1). Отводят отделенную нефть из резервуара(ов) (12) для разделения и хранения на судно. Разделяют поток углеводородов на стабилизированную нефть, газ и воду в системе (40) разделения на борту судна (1). Вводят отделенную нефть в резервуар(ы) (41) для хранения на борту судна. Осуществляют возвращение отделенных газа и воды в СГД (10). Закачивают возвратную воду и/или газ в скважины (35, 37) нагнетания воды и/или газа соответственно и отсоединяют судно (1) от соединения по текучей среде, если требуется отсоединение. При этом способ дополнительно включает продолжение добычи углеводородов из подводной скважины или скважин (36), когда СГД (10) и судно (1) разъединены, до тех пор, пока резервуар(ы) (12) для разделения и/или резервуар(ы) для хранения добытой нефти не заполнятся добытой нефтью. При этом по меньшей мере часть газа, возвращаемого с судна (1) в СГД (10) временно хранят в резервуаре (12) для разделения и хранения поверх нефти или в отдельном резервуаре для газа в СГД (10) перед закачиванием в скважину(ы) нагнетания газа. Техническим результатом является повышение эффективности и непрерывности добычи нефти. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ добычи нефти в удаленных глубоководных областях, включающий следующие стадии:

добыча углеводородов из одной или более подводных скважин (36) и введение добытых углеводородов в один или более резервуаров (12) для разделения в подводной нефтедобывающей установке (СГД) (10), установленной на морском дне,

обеспечение отделения добытых углеводородов от попутных газа и воды в одном или более резервуарах (12) с получением газовой фазы и нефтяной фазы и фазы попутно добываемой воды,

отведение по меньшей мере части попутно добываемой воды, отделенной от нефти в СГД (10), в подводную нагнетательную скважину или скважины (37) посредством нагнетающего насоса (22),

обеспечение временного соединения по текучей среде между резервуаром(ами) (12) для разделения и нефтедобывающим и транспортным судном (1) для транспортировки отделенной нефти из резервуара(ов) (12) для разделения на судно (1) и газа и воды из судна (1),

отведение отделенной нефти из резервуара(ов) (12) для разделения и хранения на судно,

разделение потока углеводородов на стабилизированную нефть, газ и воду в системе (40) разделения на борту судна (1),

введение отделенной нефти в резервуар(ы) (41) для хранения на борту судна,

возвращение отделенных газа и воды в СГД (10),

закачивание возвратной воды и/или газа в скважины (35, 37) нагнетания воды и/или газа соответственно и

отсоединение судна (1) от соединения по текучей среде, если требуется отсоединение,

отличающийся тем, что он дополнительно включает:

продолжение добычи углеводородов из подводной скважины или скважин (36), когда СГД (10) и судно (1) разъединены, до тех пор, пока резервуар(ы) (12) для разделения и/или резервуар(ы) (3, 4) для хранения добытой нефти не заполнятся добытой нефтью,

где по меньшей мере часть газа, возвращаемого с судна (1) в СГД (10), временно хранят в резервуаре (12) для разделения и хранения поверх нефти или в отдельном резервуаре (2) для газа в СГД (10) перед закачиванием в скважину(ы) нагнетания газа.

2. Способ по п. 1, в котором газ, отделенный от нефти внутри резервуара(ов) (12) для разделения и хранения, извлекают из резервуара(ов) и закачивают в скважину(ы) (35) нагнетания газа.

3. Способ по п. 1, в котором объем в единицу времени попутно добываемой воды, отводимой из резервуара (12) для разделения для закачивания, регулируют так, чтобы он был равен или меньше объема в единицу времени отделяемой в указанном резервуаре попутно добываемой воды.

4. Способ по п. 1, в котором закачивание газа и/или воды продолжают, даже когда судно (1) отсоединено.

5. Способ по п. 1, в котором попутно добываемая вода бассейна дополнительно включает гравитационную очистку вытесненной воды перед ее выпуском в море или перед закачиванием излишка вытесненной воды в море.

6. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере часть воды, отделенной от добытой нефти на борту судна (1) и возвращенной в СГД (10), обрабатывают путем гравитационной очистки в резервуаре (13) для очистки воды перед выпуском в море.

7. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере часть воды, возвращенной в СГД (10) после отделения от нефти в системе (40) разделения на борту судна (1), закачивают непосредственно в пласт.

8. Способ по любому из пп. 1-7, в котором судно (1) представляет собой нефтедобывающее судно и способ дополнительно включает перемещение нефти из резервуара(ов) (41) для хранения в танкеры для вывоза нефти.

9. Способ по любому из пп. 1-7, в котором судно (1) представляет собой объединенное нефтедобывающее и транспортное судно и судно (1) отсоединяют для вывоза нефти, когда резервуар (41) для хранения заполняется.