СПОСОБ ОЧИСТКИ ГИБКИХ ТРУБОПРОВОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКОГО ШЛАНГА ОТ ПРОМЫСЛОВОЙ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ Российский патент 2024 года по МПК E21B37/00 E21B19/22 B63B21/50 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Данное изобретение относится к решениям более сложных случаев засорения гибких подводных трубопроводов, когда традиционно применяемый подход является неэффективным. Кроме того, данное изобретение обеспечивает более дешевую альтернативу для очистки указанных гибких подводных трубопроводов.

ОПИСАНИЕ УРОВНЯ ТЕХНИКИ

[0002] Засорение промысловых трубопроводов относится к довольно распространенным явлениям в нефтяной промышленности и может возникать по нескольким причинам, среди которых наиболее частой является образование гидратов и парафинов, осадка, а также отложение твердых частиц и мусора.

[0003] В зависимости от характера и серьезности препятствия его можно устранить путем операций, выполняемых непосредственно из производственного узла, что подразумевает более низкие затраты по сравнению с вмешательствами, производимыми с помощью буровой установки.

[0004] Некоторыми примерами таких операций могут быть, в порядке возрастания затрат, прохождение скребка через засоренную трубу, циклические повышение и сброс давления в трубе, а также спуск гибкого шланга с производственной платформы внутрь подводной трубы.

[0005] Однако часто встречаются случаи, когда очистка подводного трубопровода с помощью производственной платформы неосуществима, причем наиболее типичным сценарием является ситуация, в которой промысловые и обслуживающие (кольцевые) трубы забиты гидратами.

[0006] В данной ситуации производственная платформа не способна обеспечивать низкие давления на самых глубоких участках трубопроводов для диссоциации гидрата, и требуется вмешательство с использованием буровой установки, которое обычно включает следующие этапы:

a) восстановление антикоррозийного колпака,

b) подготовка подводных инструментов - TRT (инструмент для проведения операций, представляющий фонтанную нефтегазопромысловую арматуру (фонтанная «елка»)), BOPW (защитная устьевая арматура) и FIBOP (быстроразъемный инструмент),

c) снятие колпака фонтанной арматуры (заглушки фонтанной арматуры),

d) спуск завершающего хвостовика или райзера бурильной трубы (DPR),

e) заполнение завершающего хвостовика азотом,

f) подключение подводных инструментов к WCT (заполненной фонтанной арматуре),

g) испытания WCT,

h) операции с канатным оборудованием (троса для работ в скважине) для проведения замеров эксплуатационной колонны и установки BRV (клапана для блокирования пульсаций в скважине),

i) заполнение эксплуатационной колонны азотом,

j) сброс давления в эксплуатационной колонне и завершающем хвостовике,

k) открытие боковых клапанов в WCT и обеспечение гидравлического сообщения закупоренной подводной трубы с внутренним пространством завершающего хвостовика и эксплуатационной колонны, и ожидание заполнения эксплуатационной колонны и завершающего хвостовика жидкостью, образующейся в результате диссоциации гидрата,

l) повторение этапов 9, 10 и 11 (i, j, k) до тех пор, пока подводная труба не будет очищена.

[0007] Однако данное традиционное вмешательство может длиться от 15 дней и до более 100 дней (в крайних случаях), и можно считать, что средняя продолжительность обычно составляет 30 дней. Кроме того, необходимо учитывать, что подводные инструменты для подключения к WCT, как правило, не находятся в непосредственном доступе, что задерживает восстановление производственного процесса. Кроме того, традиционный подход с вмешательством с использованием буровой установки дает хороший результат при удалении гидратов, но может оказаться неэффективным для удаления препятствий иного характера, когда недостаточно сбросить давление в трубе, чтобы очистить ее, а необходимо механическим образом воздействовать на засор для его устранения.

[0008] В документе BRPI0817188A2 описана система добычи углеводородов и способ управления образованием гидратов в системе подводной добычи. В указанном документе также описан способ, включающий этапы сброса давления в эксплуатационном трубопроводе для существенного снижения концентрации газа в растворе добываемых углеводородных флюидов и последующего повышения давления в эксплуатационном трубопроводе вновь для вытеснения любого газа, оставшегося в указанном трубопроводе в свободной газовой фазе, из эксплуатационного трубопровода обратно в раствор. Кроме того, указанный способ включает вытеснение добываемых флюидов, находящихся внутри эксплуатационного трубопровода, путем перемещения вытесняющих текучих сред из обслуживающей линии в шлангокабель и эксплуатационный трубопровод. Вытесняющие текучие среды предпочтительно содержат текучую среду на основе углеводородов, содержащую ингибитор гидратообразования, используемый в малых дозировках (LDHI).

[0009] В документе US20100018693A1 описано устройство для введения гибкого шланга в подводные трубы во время, например, операций по устранению гидрата, которое содержит изогнутую направляющую, предназначенную для переориентации гибкого шланга, находящегося в вертикальной ориентации на входном конце, в горизонтальную или почти горизонтальную ориентацию на выходном конце, при этом вертикальное положение выходного конца изогнутой направляющей может регулироваться для конкретной ситуации при помощи переходника с предотвращением отклонения от заданной ориентации без использования крутых колен в переходном элементе, что обеспечивает плавное перемещение гибкого шланга вдоль переходного элемента, уменьшая трение между гибким шлангом и переходным элементом.

[0010] В документе WO2004053935A2 описано устройство для шлангокабеля, которое содержит электрически нагреваемый составной шлангокабель, установленный внутри подводного трубопровода для транспортировки добытых углеводородов, в котором нагреватель выполняет функцию предотвращения образования гидратов в трубопроводе.

[0011] В документе US20080067129A1 описан способ обработки системы трубопроводов для передачи углеводородов, подходящий для уменьшения отложения парафинов и включающий впрыск катализаторной текучей среды и создание индукции электромагнитного поля в углеводородах, переносимых по системе трубопроводов.

[0012] В документе ЕР1794408В1 описан способ удаления гидратных пробок из трубы, включающий следующие этапы: введение лопастного скребка в трубопровод, с которым соединена линия обратного потока, продвижение скребка вперед по трубопроводу, закачка проталкивающей текучей среды в закольцованный участок между нефтепроводом и линией обратного потока при непрерывном или периодическом удалении отложений и соответствующий возврат потока от передней части скребка через линию обратного потока.

[0013] В документе WO2017135941A1 описан модуль для устранения гидратных засоров, предназначенный для установки на дистанционно управляемом транспортном средстве (ROV) и используемый для эффективного удаления засоров из подводного трубопровода и подводного оборудования. Система указанного модуля обеспечивает снижение давления на стороне засора, расположенной выше по потоку, с обеспечением создания на засоре перепада давления, при этом на стороне засора, расположенной ниже по потоку, создается более высокое давление для выталкивания засора через коллектор в емкость сепаратора, расположенную в модуле для восстановления трубопровода.

[0014] Однако, как будет понятно из изложенного ниже, ни в одном из указанных документов не описан способ очистки гибких труб с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки, предложенный в данном изобретении.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0015] Ниже приведено более подробное описание данного изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, изображающие пример варианта выполнения, не ограничивающий объем изобретения. На чертежах:

фиг. 1 изображает исходное состояние, при котором подводный трубопровод подсоединен между FPSO (плавучей нефтепромысловой платформой) и скважиной,

фиг. 2 иллюстрирует этап способа согласно данному изобретению, для которого показано устройство для размыкания подводного соединения между участками подводного трубопровода,

фиг. 3 иллюстрирует один из этапов способа согласно данному изобретению, для которого показан только один из участков, соединенный со скважиной,

фиг. 4 иллюстрирует один из этапов способа согласно данному изобретению, для которого проиллюстрирован захват закупоренной гибкой трубы с помощью буровой установки,

фиг. 3 изображает подробный вид узла для подъема гибкой трубы согласно данному изобретению,

фиг. 6 подробно иллюстрирует закрепление подводной трубы на поворотном столе буровой установки с использованием подъемника с боковой створкой,

фиг. 7 иллюстрирует присоединение кабеля к подъемной головке,

фиг. 8 иллюстрирует сборку надводной фонтанной арматуры на конце подводной трубы,

фиг. 9 изображает схему расположения частей оборудования, собранных на поверхности,

фиг. 10 изображает блок-схему способа согласно данному изобретению, представляющую траекторию потока текучей среды, которая прокачивается через гибкий шланг. Текучая среда закачивается в гибкий шланг с использованием стандартного насосного блока, выходит через конец гибкого шланга, возвращается в буровую установку через кольцевое пространство, образованное между гибким шлангом и эксплуатационным трубопроводом, поступает в надводную фонтанную арматуру и отводится к установке для испытания скважины, где углеводороды отделяются от воды в водоочистной установке, при этом чистая вода сбрасывается в море, а углеводороды сжигаются в атмосфере.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0016] В данном изобретении предложен способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки, причем указанный способ включает следующие этапы:

a) размыкание фланцевого соединения (10) между двумя фланцами (13 и 15) двух участков (12 и 14) подводного трубопровода (40) и установку подъемной головки (16 и 17) в каждом из указанных участков (12 и 14), причем этап размыкания соединения (10) и установки подъемных головок (16 и 17) предпочтительно выполняется с помощью ROV и включает крепление поплавков (18 и 19) к каждому из участков (12 и 14), так что каждый участок (12 и 14) имеет часть, изогнутую по направлению к поверхности подобно горбу (20), с ограничением тем самым объема нефти, которая может вытечь. Дополнительно могут использоваться колпак (08) и челночный резервуар (09), служащие для предотвращения любой утечки нефтяной жидкости из трубопровода в морскую среду,

b) перемещение буровой установки (30) в местоположение согласно географическим координатам, где оставлен конец трубы, подлежащий извлечению на поверхность,

c) сборку подъемного узла (58), предназначенного для подъема участка (14) подводного трубопровода (40), с бурильной колонной (50), при этом подъемный узел (58) предпочтительно содержит элеватор (47) бурильных труб, собранный в перевернутом «вверх дном» положении (поддерживаемом над трубным соединением) (52) с прикреплением к бурильной колонне (50), и прикрепленные к указанному перевернутому элеватору (52) анкерные связи (54), содержащие крюк (56),

d) спуск бурильной колонны (50) с подъемным узлом (58) и присоединение крюка (56)к подъемной головке (17) при помощи ROV,

e) подъем участка (14) подводного трубопровода (40) за конец указанного участка с использованием подъемного узла (58), соединенного с подъемной головкой (16),

f) закрепление конца участка (14) подводного трубопровода (40) на поворотном столе (60) буровой установки (120) с использованием элеватора (47) с боковой створкой, причем данное закрепление достигается благодаря посадке с геометрическим сопряжением между фланцем элеватора и концевым фитингом гибкого трубопровода, при этом после установки указанный фланец просто опирается на поворотный стол,

g) сброс внутреннего давления в трубопроводе при помощи соединения между трубой (67) и подъемной головкой (16), предпочтительно содержащего соединение ЛС-8 согласно американскому стандарту для труб,

h) отсоединение подъемной головки (17) и монтаж надводной фонтанной арматуры (70) на конце участка (14) подводного трубопровода (40) и, при необходимости, соединительных переходников (90) и (91) для сопряжения конца участка с указанной арматурой,

i) сборку гибкого шланга (80) с надводной фонтанной арматурой (70) и надводными линиями (72),

j) выполнение операции очистки участка (14) подводного трубопровода (40) с помощью гибкого шланга (80), во время которой через внутреннюю часть гибкого шланга прокачивают жидкость (например дизельное топливо), способную растворить засор или механически устранить его,

k) очистку участка (14) подводного трубопровода (40) при высокой скорости циркуляции морской воды, до тех пор пока содержание масла в возвратной морской воде не будет соответствовать предельным нормам принятых экологических стандартов, допускающим удаление очищенной воды в море,

l) демонтаж гибкого шланга (80), надводных линий (72) и элементов оборудования надводной фонтанной арматуры (70),

m) установку подъемной головки (16) на конце участка (14) очищенного подводного трубопровода (40), монтаж подъемного узла (58) для поднятия участка (14) трубопровода (40) с помощью бурильной колонны (50) и спуск участка (14) на морское дно, где расположен участок (12) подводного трубопровода (40),

n) снятие подъемных головок (16 и 17) с участков (12 и 14) подводного трубопровода (40) и сочленение участков (12 и 14) при помощи фланцевого соединения (10).

[0017] В конце выполнения описанных выше этапов а-m при необходимости подводный трубопровод передвигают, чтобы приблизить концы очищенного участка к участку, оставленному на морском дне.

[0018] Фланцевое соединение (10) представляет собой сочленение двух участков (12 и 14), при котором каждый участок имеет на своем конце фланец (15).

[0019] На фиг. 8 изображен покомпонентный вид надводной фонтанной арматуры (70), на котором видны ее основные компоненты. Поднятый участок (14) эксплуатационного трубопровода прикреплен к поворотному столу, фланцевый конец (15) указанного участка опирается на элеватор (47), используемый для подъема обсадных колонн скважины, известный как элеватор с боковой створкой. К фланцевому концу (15) эксплуатационного трубопровода присоединен переходный фланец (90) для обеспечения возможности сопряжения фланца, расположенного на участке указанного трубопровода, с фланцем надводной фонтанной арматуры (70), а над указанным переходным фланцем присоединен другой переходный элемент (91) фланцевого соединения, используемый в базовой соединительной части надводной фонтанной арматуры (обычно выполненной с трапецеидальной резьбой 8 ¼ дюйма) для ее дальнейшего подсоединения, причем указанная соединительная часть состоит из компонентов (92), (93), (94), (95), (96), которые уже предварительно собраны на складе производителя указанного оборудования.

[0020] На фиг. 9 показана схема расположения элементов оборудования, собранных на поверхности, при этом на чертеже можно видеть инжектор (101) гибкого шланга, сочлененные линии (102), ВОР (противовыбросовое оборудование) (103), подъемник (104) с выдвинутыми рычагами, шланг (105), коллектор (106), надводная фонтанная арматура (70), эксплуатационный трубопровод (15), участок (14) и поворотный стол (60).

[0021] По сравнению с традиционными подходами данное изобретение имеет определенные преимущества, такие как отсутствие необходимости использования подводных инструментов для подключения к WCT или завершающих хвостовиков (или DPR), что сокращает время мобилизации ресурсов и исключает простои буровой установки на этапах подготовки и спуска указанных инструментов, продолжающихся в среднем от 7 до 10 дней, при этом по-прежнему имеется возможность механического воздействия непосредственно на пробку, что может быть более эффективным, чем косвенное воздействие путем нагнетаний и сбросов давления, а также возможность устранения более сложных засоров, которые не могут быть устранены традиционным способом.

Изобретение относится к способу очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки. Техническим результатом является повышение эффективности очистки гибких трубопроводов и упрощение очистки гибких трубопроводов. Способ включает размыкание фланцевого соединения между двумя фланцами двух участков подводного трубопровода. Также способ включает установку подъемной головки в каждом из указанных участков. Этап размыкания соединения и установки подъемных головок включает крепление поплавков к каждому из участков. Каждый участок имеет часть, изогнутую по направлению к поверхности. В случае протечки используют колпак и челночный резервуар для сбора нефтесодержащей жидкости. Также способ включает перемещение буровой установки в заданное местоположение. Также способ включает сборку подъемного узла, предназначенного для подъема участка подводного трубопровода, с бурильной колонной. Также способ включает спуск бурильной колонны с подъемным узлом и присоединение крюка к подъемной головке. А также подъем участка подводного трубопровода за конец указанного участка с использованием подъемного узла, соединенного с подъемной головкой. Также способ включает закрепление конца участка подводного трубопровода на поворотном столе буровой установки с использованием элеватора с боковой створкой. А также сброс внутреннего давления в трубопроводе при помощи соединения между трубой и подъемной головкой. Также способ включает отсоединение подъемной головки и монтаж надводной фонтанной арматуры на конце участка подводного трубопровода и, при необходимости, соединительных переходников и для сопряжения конца участка с указанной арматурой. Также способ включает сборку гибкого шланга с надводной фонтанной арматурой и надводными линиями. А также выполнение операции очистки участка подводного трубопровода с помощью гибкого шланга. Также способ включает очистку участка подводного трубопровода при циркуляции морской воды. Также способ включает демонтаж гибкого шланга, надводных линий и элементов оборудования надводной фонтанной арматуры. А также установку подъемной головки на конце участка очищенного подводного трубопровода, монтаж подъемного узла для поднятия участка трубопровода с помощью бурильной колонны и спуск участка на морское дно, где расположен участок подводного трубопровода. Также способ включает снятие подъемных головок с участков подводного трубопровода и сочленение участков при помощи фланцевого соединения. 4 з.п. ф-лы, 10 ил.

1. Способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки, отличающийся тем, что включает следующие этапы:

a) размыкание фланцевого соединения (10) между двумя фланцами (13 и 15) двух участков (12 и 14) подводного трубопровода (40) и установку подъемной головки (16 и 17) в каждом из указанных участков (12 и 14), причем этап размыкания соединения (10) и установки подъемных головок (16 и 17) включает крепление поплавков (18 и 19) к каждому из участков (12 и 14), так что каждый участок (12 и 14) имеет часть, изогнутую по направлению к поверхности, при этом в случае протечки используют колпак (08) и челночный резервуар (09) для сбора нефтесодержащей жидкости,

b) перемещение буровой установки (30) в заданное местоположение,

c) сборку подъемного узла (58), предназначенного для подъема участка (14) подводного трубопровода (40), с бурильной колонной (50),

d) спуск бурильной колонны (50) с подъемным узлом (58) и присоединение крюка (56) к подъемной головке (17),

e) подъем участка (14) подводного трубопровода (40) за конец указанного участка с использованием подъемного узла (58), соединенного с подъемной головкой (16),

f) закрепление конца участка (14) подводного трубопровода (40) на поворотном столе (60) буровой установки (120) с использованием элеватора (47) с боковой створкой,

g) сброс внутреннего давления в трубопроводе при помощи соединения между трубой (67) и подъемной головкой (16),

h) отсоединение подъемной головки (17) и монтаж надводной фонтанной арматуры (70) на конце участка (14) подводного трубопровода (40) и, при необходимости, соединительных переходников (90) и (91) для сопряжения конца участка с указанной арматурой,

i) сборку гибкого шланга (80) с надводной фонтанной арматурой (70) и надводными линиями (72),

j) выполнение операции очистки участка (14) подводного трубопровода (40) с помощью гибкого шланга (80),

k) очистку участка (14) подводного трубопровода (40) при циркуляции морской воды,

l) демонтаж гибкого шланга (80), надводных линий (72) и элементов оборудования надводной фонтанной арматуры (70),

m) установку подъемной головки (16) на конце участка (14) очищенного подводного трубопровода (40), монтаж подъемного узла (58) для поднятия участка (14) трубопровода (40) с помощью бурильной колонны (50) и спуск участка (14) на морское дно, где расположен участок (12) подводного трубопровода (40),

n) снятие подъемных головок (16 и 17) с участков (12 и 14) подводного трубопровода (40) и сочленение участков (12 и 14) при помощи фланцевого соединения (10).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап размыкания фланцевого соединения (10) и установки подъемных головок (16 и 17) выполняют с помощью дистанционно управляемого транспортного средства.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прикрепление поплавков (18 и 19) к каждому из участков (12 и 14) обеспечивает наличие в каждом участке (12 и 14) части, изогнутой по направлению к поверхности подобно горбу (20).

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подъемный узел (58) содержит перевернутый элеватор (52) бурильных труб, который прикреплен к бурильной колонне (50) и к которому прикреплены анкерные связи (54), содержащие крюк (56).

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что труба (67) содержит соединение JIC-8.