Система и судно для технического обслуживания шельфовых месторождений - RU2330154C1

Чертежи

Описание

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение, в общем, относится к системе, предназначенной для технического обслуживания множества углеводородных скважин, включая системы для обеспечения производственной эксплуатации морских месторождений с множеством скважин.

Описание предшествующего уровня техники

За последние тридцать лет поиск морских месторождений нефти и газа постоянно перемещался на все большие глубины. В настоящее время скважины обычно бурят на глубинах несколько сотен футов и даже несколько тысяч футов ниже уровня поверхности океана. Кроме того, скважины в настоящее время бурят в местах, наиболее удаленных от берега.

В местах, где вода слишком глубока для установки на дне океана фундамента для эксплуатационной платформы, на дне океана может быть расположено подводное устье скважины. В качестве альтернативы используют плавучую эксплуатационную платформу для технического обслуживания расположенного на поверхности устья скважины, пробуренной на большой глубине. В любой конфигурации устье скважины обычно физически поддерживает концентрические колонны труб, таких как обсадная труба и насосно-компрессорная колонна, при этом обсадная труба и насосно-компрессорная колонна продолжаются внутрь скважины. Добываемые текучие среды направляют из подземной формации вверх через насосно-компрессорную колонну в устье скважины. От него добываемые текучие среды подают через напорный трубопровод в систему сбора.

Бурение и техническое обслуживание глубоких и расположенных на большом расстоянии от берега скважин связано с большими затратами. Для снижения затрат, расходуемых на бурение и техническое обслуживание, скважины, находящиеся на большом удалении от берега, часто бурят группами. Это позволяет использовать одну плавучую оснастку или полупогружное судно для проведения операций бурения, по существу, из одного местоположения в океане. Кроме того, это способствует сбору добываемых текучих сред, благодаря использованию локального эксплуатационного манифольда после вскрытия нефтяного пласта. Текучие среды из сгруппированных скважин часто смешивают в манифольде и совместно передают по одному промысловому трубопроводу. Напорный трубопровод, проходящий от эксплуатационного манифольда, иногда называется линией отвода продукта. Группирование скважин также позволяет использовать одну или несколько линий управления, проложенных от одного места на поверхности океана вниз к группе скважин. Линия управления соединена с модулем управления на манифольде и затем разветвляется к разным устьям скважины. Такая линия управления позволяет обеспечить мониторинг и управление клапанами, датчиками и другим подводным оборудованием. Линии управления также обеспечивают возможность использования одной или нескольких линий электропередачи или линий подачи химикатов с поверхности океана вниз к группе скважин.

Группа скважин в подводной компоновке иногда называется "местом расположения скважин". Место расположения скважин обычно включает в себя эксплуатационные скважины, в которых нефтегазоносные пласты вскрыты для добычи из одной и часто из нескольких продуктивных зон. Кроме того, место расположения скважин часто включает в себя одну или несколько нагнетательных скважин, способствующих добыче для резервуара вытесняющей воды и расширительного газа. Скважины могут иметь "влажные" устья скважин, то есть фонтанная арматура может быть расположена на дне океана (известна как морская донная фонтанная арматура или подводная скважина), или скважины могут иметь "сухие" устья скважин, что означает, что фонтанная арматура расположена на эксплуатационной платформе, над поверхностью океана. Желательно обеспечить возможность установки сети управления между местами расположения скважины, с помощью которой можно управлять работой более чем одного места расположения скважины из любого места.

Иногда необходимо выполнять подземное обслуживание этих скважин. Операции подземного обслуживания включают в себя транспортирование судна для капитального ремонта к месту расположения скважины под водой, затем управление инструментальными средствами и подачу текучей среды в скважину для ремонтных или диагностических работ. Таким образом, также желательно создать плавучее судно, с которого можно выполнять подземное обслуживание в одном месте расположения скважины, используя сеть управления между местами расположения скважин для управления операциями в этом и в других местах расположения скважин. Дополнительную относящуюся к предмету информацию можно найти в US 4052703 авторов Collins и др. и GB 2299108 компании Norske Stats Oljeselskap a.s.

Сущность изобретения

Ниже описаны различные системы технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважины. Каждое место расположения скважины содержит одну или несколько скважин. Система, прежде всего, содержит плавучее судно. Плавучее судно можно перемещать из первого места расположения скважины в, по меньшей мере, второе место расположения морской скважины.

Система предпочтительно включает в себя систему управления операциями, которая соединяет различные места расположения скважин. Система управления операциями может быть соединена с плавучим судном для одновременного обеспечения операций управления морскими скважинами в первом и втором местах расположения морских скважин. Операции управления включают в себя линии передачи данных, предназначенные для подачи команд управления в оборудование и для получения данных от датчиков, установленных в эксплуатационной системе. По таким линиям управления операциями также можно подавать электрическое питание, гидравлические текучие среды или эксплуатационные химикаты. Система управления операциями выполнена с возможностью обеспечения операций управления скважиной для одной или нескольких отдельных скважин как в первом месте расположения скважины, так и во втором месте расположения скважины (или больше), при этом плавучее судно может быть расположено в любом из мест расположения скважины.

Кроме того, система технического обслуживания места расположения скважины также может включать в себя систему подземного обслуживания. Система подземного обслуживания установлена на борту плавучего судна и предназначена для выполнения подземного обслуживания в отдельной скважине. Подземное обслуживание включает в себя, по меньшей мере, одно из ремонтного обслуживания и эксплуатационного обслуживания. Система подземного обслуживания выполнена с возможностью подземного обслуживания любой отдельной скважины в первом месте расположения скважины, в то время как плавучее судно расположено в первом месте расположения скважины, а также любой скважины (или другого предмета подводного оборудования) во втором месте расположения скважины после перемещения плавучего судна во второе место расположения скважины. Плавучее судно можно перемещать в любое место расположения скважины для подземного обслуживания в данном месте расположения скважины.

Краткое описание чертежей

Описание некоторых вариантов выполнения изобретения представлено ниже. Для пояснения этого описания представлены следующие чертежи.

Фиг.1 представляет систему, предназначенную для технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважины. В представленной на фиг.1 системе показаны три отдельных подводных места расположения скважины, в каждом из которых множество скважин сгруппированы вместе. Каждая скважина имеет устье скважины, закрепленное на дне под водой. Плавучее судно расположено над первым местом расположения скважины, но может быть перемещено в любое из других мест расположения скважины.

Фиг.2 также представляет систему, предназначенную для технического обслуживания множества мест расположения скважины на морском месторождении, но в альтернативной компоновке. На этом чертеже показано, что для каждого места расположения скважины предусмотрена эксплуатационная платформа, в результате чего устья отдельных скважин расположены на поверхности воды. Плавучее судно расположено в первом месте расположения скважины.

Фиг.3 представляет вид сверху на множество мест расположения морских скважин. Для иллюстрации показаны четыре места, и плавучее судно в соответствии с настоящим изобретением расположено в одном из мест расположения скважины. На чертеже также показаны поверхностные и подводные линии управления эксплуатационной системы, которые демонстрируют, что места расположения скважины взаимно соединены для передачи данных и, возможно, энергии питания для работы подводного оборудования. Канал передачи данных может быть кабельным или беспроводным.

Фиг.4 изображает вид в перспективе с разрезом для иллюстрации интегрированной линии, которую можно использовать для передачи сигналов управления в систему. В случае необходимости также может быть предусмотрен трубопровод подачи текучей среды.

Фиг.5 представляет систему для технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважин, в общем, в соответствии с системой, показанной на фиг.1. Здесь представлены три отдельных подводных места расположения скважины, причем в каждом месте сгруппировано множество скважин. Каждая скважина имеет устье, расположенное на дне. Плавучее судно расположено над первым местом расположения скважины. В такой компоновке показано вспомогательное подводное оборудование, включающее в себя подводный сепаратор и линии возврата газообразного топлива.

Подробное описание изобретения

Описание конкретных вариантов выполнения

Ниже приведено описание некоторых конкретных вариантов выполнения настоящего изобретения.

Предложена система технического обслуживания множества морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважин. На месторождении или месторождениях каждое место расположения скважин имеет одну или несколько скважин. В одном варианте выполнения система включает в себя плавучее судно, которое можно перемещать из положения над первым подводным местом расположения скважин в положение над вторым подводным местом расположения скважин. Система также включает в себя систему управления операциями, которая может быть соединена с плавучим судном для обеспечения подводных операций в первом и втором подводных местах расположения скважин.

В одном варианте выполнения система управления операциями включает в себя модуль управления в первом месте расположения скважин, модуль управления во втором месте расположения скважин и сеть управления, проложенную между местами расположения скважин, соединяющую модуль управления в первом месте расположения скважин с модулем управления во втором месте расположения скважин, и отсоединяемое соединение управления судна, выполненное с возможностью избирательного соединения с модулем управления в первом месте расположения скважин и модулем управления во втором месте расположения скважин. Система управления операциями обеспечивает возможность выполнения операций управления как в первом месте расположения скважин, так и во втором месте расположения скважин из любого из мест расположения скважин. Операции управления системы управления операциями включают в себя передачу данных для передачи, по меньшей мере, одной из команд в оборудование, установленное на месте расположения скважин, и сбора данных, получаемых от датчиков, установленных в оборудовании на месте расположения скважин. Передача данных управления может быть выбрана из группы, содержащей передачу электрических сигналов, оптических сигналов, радиосигналов и их комбинаций. Операции управления могут дополнительно включать в себя подачу химикатов в выбранные напорные трубопроводы, подачу гидравлической текучей среды в выбранное подводное оборудование, подачу низковольтной электроэнергии в контрольно-измерительное оборудование и подачу электроэнергии для мощного эксплуатационного оборудования.

В одном варианте выполнения плавучее судно дополнительно содержит систему подземного обслуживания, установленную на борту и предназначенную для проведения подземного обслуживания отдельной скважины. Подземное обслуживание включает в себя, по меньшей мере, одно из ремонтного обслуживания и эксплуатационного обслуживания.

В другом варианте выполнения систему используют как в качестве системы управления операциями, так и в качестве системы подземного обслуживания с использованием плавучего судна. Система позволяет обслуживать места расположения скважин, которые имеют сухую фонтанную арматуру, то есть эксплуатационное устье скважины которых расположено на эксплуатационной платформе на поверхности океана, или влажную фонтанную арматуру, то есть устье скважины которых расположено на дне океана. В последнем случае место расположения скважин представляет собой подводное место расположения скважин. В одной компоновке система дополнительно включает в себя подводный сепаратор, который обеспечивает возможность отделения добываемого газа от добываемых жидкостей, причем подводный сепаратор принимает добываемые текучие среды из скважин в подводном месте расположения скважин, и обратную линию для газообразного топлива, предназначенную для подачи отделенного газа на судно.

В одной компоновке сеть управления между местами расположения скважин системы образует, по меньшей мере, один кабель, первый конец которого соединен с модулем управления в первом месте расположения скважин, а второй конец соединен с модулем управления во втором месте расположения скважин.

В одном варианте выполнения система для технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважин включает в себя плавучее судно, имеющее нос, корму, один или несколько винтов и двигатель, соединенный с одним или несколькими винтами, систему подземного обслуживания скважины, выбранную из группы, состоящей из буровой вышки, бобины с гибкими трубами, кабельной линии и подводного аппарата с дистанционным управлением, при этом система подземного обслуживания по существу установлена на судне, и один или несколько гибких кабелей, проходящих вниз с судна, когда оно плавает по морю, к подводному месту расположения скважин, причем один или несколько кабелей обеспечивают операции управления, содержащие, по меньшей мере, передачу данных для передачи команд, передаваемых к оборудованию, установленному в месте расположения скважин, и сбора данных, принимаемых от датчиков оборудования, установленного на месте расположения скважин, а также передачи электроэнергии для подачи энергии от судна к подводному оборудованию, расположенному в первом месте расположения подводной скважины и во втором месте расположения подводной скважины. Один или несколько гибких кабелей могут образовывать электропроводную линию, предназначенную для передачи электроэнергии от судна к подводным местам расположения скважин. Один или несколько гибких кабелей также могут образовывать линию связи для передачи команд и данных между судном и подводными местами расположения скважин. Один или несколько гибких кабелей также могут содержать трубопровод, предназначенный для подачи химикатов с судна в подводные места расположения скважин.

Плавучее судно также предназначено для технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважин. Плавучее судно можно перемещать из первого места расположения скважин во второе место расположения скважин для выполнения операций управления как в первом месте расположения скважин, так и во втором месте расположения скважин из любого из мест расположения скважин. Плавучее судно выполнено с возможностью соединения со съемным соединением управления судна, которое выполнено с возможностью избирательного соединения с модулем управления в первом месте расположения скважин или модулем управления во втором месте расположения скважин. Модуль управления в первом месте расположения скважин и модуль управления во втором месте расположения скважин соединены с помощью сети управления, проложенной между местами расположения скважин, формируя, таким образом, систему управления операциями, которая может быть соединена с плавучим судном для одновременного выполнения операций в местах расположения скважин, как в первом, так и во втором местах расположения скважин. Такие операции могут включать в себя передачу данных для передачи, по меньшей мере, одной из команд в оборудование, установленное в месте расположения скважин, и данных, принимаемых от датчиков оборудования в месте расположения скважин.

В одной компоновке плавучее судно дополнительно включает в себя систему подземного обслуживания, установленную на борту плавучего судна и предназначенную для подземного обслуживания отдельной скважины, причем подземное обслуживание содержит, по меньшей мере, одно из ремонтного обслуживания и эксплуатационного обслуживания, и система подземного обслуживания выполнена с возможностью подземного обслуживания в отдельной скважине как в первом месте расположения скважин, в то время, как плавучее судно расположено в первом месте расположения скважин, так и в отдельной скважине во втором месте расположения скважин после перемещения плавучего судна во второе место расположения скважин.

Также предусмотрено судно для технического обслуживания морских углеводородных месторождений, которое включает в себя средство удержания на месте, предназначенное для поддержания требуемого положения судна относительно первого подводного места расположения скважин. Судно также включает в себя, по меньшей мере, часть системы управления операциями, которая может быть соединена с судном, для предоставления операций в месте расположения скважин одновременно как в первом месте расположения скважин, так и во втором месте расположения скважин. Система управления операциями может включать в себя, по меньшей мере, передачу данных для передачи команд в оборудование, расположенное в месте расположения скважин, и сбора данных, принимаемых от датчиков оборудования на месте расположения скважин, и подачи электроэнергии для подачи электроэнергии от судна в подводное оборудование, расположенное в первом подводном месте расположения скважин и во втором подводном месте расположения скважин. Судно также включает в себя ремонтный стояк, предназначенный для проведения подземного обслуживания отдельной подводной скважины, причем ремонтный стояк можно избирательно соединять с отдельной скважиной, конструкцию, предназначенную для удержания эксплуатационной колонны труб через ремонтный стояк, причем эксплуатационную колонну труб можно подавать в отдельную скважину для выполнения, по меньшей мере, одного из ремонтного обслуживания и эксплуатационного обслуживания.

Судно в одном варианте выполнения дополнительно содержит систему для подачи электроэнергии, причем система подачи энергии получает энергию, по меньшей мере, от одного из следующих видов энергии: энергия, генерируемая силой ветра, энергия, генерируемая от солнечной энергии, сжигания топливного газа, подаваемого от подводного сепаратора, и сжигания жидкого углеводородного топлива, подаваемого из резервуара на борту судна.

Также предусмотрен способ технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважин. Каждое из мест расположения скважин имеет одну или несколько скважин. Способ включает в себя этапы обеспечение модуля управления в первом месте расположения скважин; обеспечение модуля управления во втором месте расположения скважин; соединение модуля управления в первом месте расположения скважин с модулем управления во втором месте расположения скважин с помощью кабеля сети управления, проложенной между местами расположения скважин; перемещение плавучего судна в положение над первым подводным местом расположения скважин; и соединение соединения управления судна с модулем управления в первом месте расположения скважин. Плавучее судно может иметь соединение управления судна, которое можно избирательно соединять с модулем управления в первом месте расположения скважин и с модулем управления во втором месте расположения скважин, что позволяет выполнять операции управления как в первом месте расположения скважин, так и во втором месте расположения скважин из любого из мест расположения скважин. Операции управления могут содержать, по меньшей мере, передачу данных для подачи команд, передаваемых в оборудование, установленное в место расположения скважин, и сбор данных, принимаемых от датчиков оборудования в месте расположения скважин.

Передача данных для управления может быть выбрана из группы, содержащей передачу электрических сигналов, оптических сигналов, радиосигналов и их комбинации. Операции управления могут дополнительно содержать операции, выбранные из группы, содержащей следующее: подачу химикатов в выбранные напорные трубопроводы; подачу гидравлической текучей среды в выбранное подводное оборудование; подачу низковольтной электроэнергии в контрольно-измерительное оборудование; и подачу электроэнергии для мощного эксплуатационного оборудования.

В данном способе плавучее судно может дополнительно включать в себя систему подземного обслуживания, предназначенную для выполнения подземного обслуживания на отдельной скважине, причем подземное обслуживание содержит, по меньшей мере, одно из ремонтного обслуживания и эксплуатационного обслуживания.

Подробное описание предпочтительного варианта осуществления

Ниже приведено описание конкретных вариантов выполнения, показанных на чертежах, предназначенных для технического обслуживания морских углеводородных месторождений с множеством мест расположения скважин. Также описаны конкретные плавучие суда, местоположение которых можно перемещать, предназначенные для технического обслуживания морских углеводородных месторождений. Приложены подробные ссылки на чертежи.

Система, прежде всего, включает в себя плавучее судно. Плавучее судно можно перемещать от первого места морского расположения скважин во второе место морского расположения скважин. Плавучее судно может иметь вид корабля или может представлять собой плавучую баржу или платформу. Предусмотрены функции удержания на месте, предназначенные для поддержания требуемого местоположения судна.

Система также может включать в себя систему управления операциями. Конкретные операции управления включают в себя передачу данных, предназначенную для передачи и приема команд управления в оборудование и для сбора данных от датчиков в системе добычи с целью отслеживания. "Операции управления", в случае необходимости, также могут включать в себя подачу электрического питания, включая питание низкого напряжения для контрольно-измерительного оборудования, такого как датчики, клапаны, измерители и другое оборудование с малой мощностью потребления энергии, и питание высокой мощности, предназначенное для обеспечения работы электрических погружных насосов, многофазных насосов, компрессоров, сепараторов и другого оборудования с высоким уровнем потребления энергии. Операции управления также могут включать в себя подачу гидравлической текучей среды в эксплуатационное или обрабатывающее оборудование, такое как закрывающие клапаны. Операции управления могут дополнительно включать в себя закачку химикатов, таких как ингибиторы парафина или воска, в напорные трубопроводы. "Контрольное соединение" всегда включает в себя канал для передачи данных в места расположения скважин и от них и чаще всего включает в себя "питание для средства управления" в местах расположения скважин, хотя можно использовать местное "питание для средства управления".

В одном варианте выполнения система управления операциями выполнена с возможностью технического обслуживания эксплуатационных операций на отдельных скважинах и в других элементах подводного оборудования как в первом месте расположения скважин, так и во втором месте расположения скважин (или более), в то время как плавучее судно расположено в первом месте расположения скважин. Используемый здесь термин "техническое обслуживание" или "техническое обеспечение" места расположения скважин, скважин, углеводородных месторождений или эксплуатационных операций включает в себя использование любой из описанных здесь систем подземного обслуживания или систем управления операциями. В одном варианте выполнения система управления операциями выполняет операции с использованием сетей кабелей. Вначале устанавливают соединительный кабель управления от судна на поверхности, так что он продолжается от судна, которое можно перемещать к модулю управления в заданном месте расположения скважин. В случае, когда место расположения скважин представляет собой подводное место расположения скважин (в отличие от конфигурации места расположения скважин, в которой используется эксплуатационная платформа), модуль управления находится на дне океана. Соединение управления судна представляет собой линию управления, предназначенную для обеспечения управления операциями, как описано выше. Это означает, что судно, по меньшей мере, включает в себя соединение для передачи данных, по которому передают сигналы и по которому принимают сигналы, а также данные от датчиков, исполнительных механизмов инструментов или другого оборудования. Пример датчика представляет собой скважинный датчик температуры. Такое соединение управления судна на поверхности может работать с использованием электрических сигналов, оптических сигналов или их комбинации. Также могут быть включены дополнительные функции управления, такие как подача гидравлической энергии, электрической энергии или подача химикатов, как описано выше.

Соединение управления судна можно отсоединять от модуля управления в одном месте расположения скважин, и его можно повторно соединять с модулем управления во втором месте расположения скважин при перемещении плавучего судна. Термины "возможность отсоединения" и "возможность избирательного соединения" можно использовать взаимозаменяемо с термином "возможность повторного соединения". В каждом случае соединение управления судна выполнено с возможностью соединения с модулем управления в выбранном месте расположения скважин. Соединение управления судна может представлять собой соединение с модулем управления на эксплуатационной платформе, расположенной на поверхности океана. Плавучее судно может быть также выполнено с возможностью избирательного соединения с поверхностным модулем управления после швартовки с выбранной эксплуатационной платформой. В качестве альтернативы, плавучее судно может соединяться с подводным модулем управления. Можно использовать множество соединений, предназначенных для быстрого соединения, для соединения между соединением управления судна и модулем управления.

Система управления операциями может включать в себя сеть управления, проложенную между местами расположения скважин, которая соединяет одно или несколько мест расположения скважин. Более конкретно, сеть управления местами расположения скважин соединяет модули управления, ассоциированные с отдельными местами расположения скважин. Такая сеть обеспечивает возможность передачи команд управления от поверхностного судна через соединение управления поверхностного судна в модуль управления, связанный с первым местом расположения скважин, и затем через сеть управления, проложенную между местами расположения скважин, в каждый модуль управления, связанный с другими местами расположения скважин. Отсюда команду управления передают в клапан, насос, линию или датчик (в зависимости от требуемой функции управления), связанный с манифольдом сбора или с отдельной скважиной, или напорным трубопроводом. Сеть управления, проложенная между местами расположения скважин, таким образом, обеспечивает канал передачи данных между местами расположения скважин и также может включать в себя распределение гидравлической энергии, электрической энергии и/или химикатов.

Система технического обслуживания мест расположения скважин также может включать в себя систему подземного обслуживания. Система подземного обслуживания предпочтительно установлена на борту плавучего судна и предназначена для проведения подземного обслуживания в отдельной скважине. Подземное обслуживание включает в себя, по меньшей мере, одно из ремонтного обслуживания и эксплуатационного обслуживания. В настоящем описании термин "ремонт" относится как к капитальному, так и к текущему подземному обслуживанию скважины. Капитальное подземное обслуживание включает в себя обслуживание, при котором требуется подъем насосно-компрессорной колонны из скважины. Примеры его включают в себя замену соединительных муфт для насосно-компрессорных колонн и замену электрического погружного насоса. При текущем обслуживании, с другой стороны, не требуется подъем насосно-компрессорной колонны. Примеры его включают в себя использование регистрирующего оборудования, замену датчиков давления или температуры, используя кабельную линию или смотанные трубы, закачку кислоты или других обрабатывающих текучих сред и т.п."Эксплуатационное обслуживание" относится к установке оборудования на дне или на платформе устья скважины, включая оборудование, ассоциированное с устьем скважины, манифольд сбора и любые подводные сепараторы текучих сред. Пример представляет собой замену запорного клапана.

Система подземного обслуживания выполнена с возможностью обеспечения, по меньшей мере, одной из функций ремонтных работ и технического обслуживания на отдельных скважинах. При выполнении процедур ремонта для скважин, имеющих подводную фонтанную арматуру, в системе подземного обслуживания предпочтительно используют ремонтный стояк. Ремонтный стояк проходит от судна, положение которого можно менять, вниз к устью отдельной скважины. Ремонтный стояк предпочтительно соединяют с устьем скважины перед проведением операций подземного обслуживания. После этого ремонтный стояк отсоединяют от устья одной скважины и повторно соединяют с устьем другой скважины в этом подводном месте расположения скважин. В качестве альтернативы, судно можно переместить ко второму подводному месту расположения скважин, где ремонтный стояк можно соединить с эксплуатационной скважиной или скважиной накачки в этом втором месте расположения скважин. В системе подземного обслуживания, в случае необходимости, можно использовать буровую вышку, бобину для намотки гибких труб и насос для закачки или кабельную линию, а также устройство для смазки, в зависимости от выполняемого подземного обслуживания.

При выполнении процедуры ремонта или технического обслуживания скважин, имеющих подводное устье скважины, в системе подземного обслуживания предпочтительно используется система ПАДУ. Система ПАДУ включает в себя механический составной шланг, предназначенный для погружения ПАДУ рабочего класса в океан и затем подъема его обратно на судно. Она также может включать в себя вспомогательное оборудование, такое как кабели сети управления, проходящие от судна, а также устройство для хранения на судне. На судне также может быть размещена командная станция, предназначенная для управления ПАДУ во время выполнения процедур ремонта или технического обслуживания.

Систему подземного обслуживания также можно использовать для ремонта скважин, имеющих устье, расположенное на эксплуатационной платформе. В этом случае насосно-компрессорная колонна продолжается вверх от дна океана к эксплуатационной платформе. Таким образом, отсутствует необходимость использовать систему ПАДУ для процедуры подземного обслуживания. Аналогично, не требуется использовать ремонтный стояк для подводного обслуживания под водой. В любом случае, плавучее судно оборудовано устройством подземного обслуживания скважины, причем устройство подземного обслуживания скважины выбирают из группы, состоящей из, по меньшей мере, одного из буровой вышки, бобины для намотки гибких труб, кабельной линии и ПАДУ, погружаемых на дно океана с использованием составного шланга.

На фиг.1 представлена схема, по меньшей мере, одного варианта системы 100 для технического обслуживания месторождений с множеством мест расположения скважин. Различные месторождения 10, 20 и 30 расположены в море. Поверхностная линия воды имеет позицию 102, в то время как линия дна, в общем, обозначена ссылочной позицией 104.

На фиг.1 три месторождения 10, 20, 30 представлены отдельно друг от друга, то есть так, что они не имеют сообщения по текучим средам или по давлению. Однако настоящее изобретение не ограничивается данным объемом. При этом на месторождениях 10, 20, 30 может использоваться одно или несколько общих подземных месторождений.

В системе 100 добычу на трех месторождениях 10, 20, 30 производят, используя три отдельных подводных места 110, 120, 130 расположения скважин. Каждое место 110, 120, 130 расположения скважин имеет множество скважин 112, 122, 132, сгруппированных вместе. Например, и только в качестве примера, первое и второе места расположения скважин могут быть отделены расстоянием до одной мили (1,6 километра). Расстояния между разными местами расположения скважин могут быть разными в зависимости от расположения месторождений или их структуры. Типично расстояние может находиться в диапазоне, без ограничений, от 0,5 до 20 миль (0,8-32 километра). В различных вариантах выполнения изобретения места расположения скважин могут находиться на расстоянии больше, чем 0,5 мили (0,8 километра) друг от друга, в качестве альтернативы, больше, чем 1 или 2 мили (1,6-3,2 километра) друг от друга, или, в качестве альтернативы, от 1 до 20 миль (1,6-32 километра) друг от друга. Устье каждой скважины 112, 122, 132, в свою очередь, закреплено на дне 104. Устья скважин системы 100 имеют подводную фонтанную арматуру 114, 124, 134, которая закреплена на них.

Различные скважины 112, 122, 132 и подводная фонтанная арматура 114, 124, 134, показаны на фиг.1 схематично. Следует понимать, что каждая скважина 112, 122, 132 включает в себя ствол скважины, имеющий поверхностную обсадную трубу, которая проходит от дна 104 вниз до подземной формации. Кроме того, следует понимать, что каждая скважина 112, 122, 132 имеет, по меньшей мере, одну обсадную колонну, зацементированную внутри скважины, для изоляции формаций, находящихся за обсадными колоннами. Такие обсадные колонны могут образовывать одну скважину или могут формировать боковые скважины, отходящие от родительской скважины. Также следует понимать, что одна или больше колонн напорных насосно-компрессорных труб установлены в стволе каждой скважины 112, 122, 132 для обеспечения канала для потока добываемых текучих сред в устье скважины. Также следует понимать, что фонтанная арматура 114, 124, 134 каждой скважины имеет клапаны, предназначенные для управления или для перекрытия потока текучих сред из скважин. Такие различные компоненты скважин 112, 122, 132 не показаны. Наконец, следует понимать, что одна или больше скважин, обслуживающих каждое месторождение, может представлять собой напорную скважину, а не эксплуатационную скважину и может иметь фонтанную арматуру в устье скважины.

Как отмечено выше, в каждом месте 110, 120, 130 расположения скважин расположено множество скважин 112, 122, 132, сгруппированных вместе. Каждая скважина 112, 122, 132 имеет перемычку 116, 126, 136 напорного трубопровода, проходящую от фонтанной арматуры 114, 124, 134, предназначенную для передачи эксплуатационных и закачиваемых текучих сред. Перемычки 116, 126, 136 напорного трубопровода в каждом из соответствующих мест 110, 120, 130 расположения скважин соединены с манифольдами 115, 125, 135 сбора. Таким образом, добываемые текучие среды с места расположения скважины можно смешивать для одновременной их транспортировки в другое место (такое как приспособление 190 для сбора, показанное на фиг.5).

На фиг.1 показаны различные напорные трубопроводы. Первый напорный трубопровод 142 проходит от манифольда 115 в первое подводное местоположение 110. Второй напорный трубопровод 144 проходит от манифольда 125 во второе подводное местоположение 120. Наконец, третий напорный трубопровод 146 проходит от манифольда 135 в третье подводное местоположение 130. Первый напорный трубопровод 142 соединен со вторым манифольдом 125. Таким образом, первый 115 и второй 125 манифольды сбора в действительности используют одну линию 144 отвода продукта. Третий манифольд 135 имеет свою собственную специальную напорную колонну 146 отвода продукта. По каждой из линий 144, 146 отвода продукта добываемые текучие среды передают к устройству сбора и обработки. Конечно, следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничивается компоновкой линий отвода продукта.

Система 100 включает в себя плавучее судно 150. Плавучее судно 150, как можно видеть, расположено на поверхности 102 воды, обычно над первым местом 110 расположения скважин. Следует понимать, что термин "над" не ограничивается непосредственно вертикальным расположением для какой-либо конкретной скважины или скважинного оборудования. Плавучее судно 150 выполнено с возможностью перемещения в местоположение обычно над любым из других мест расположения подводных скважин, например местом 120. Плавучее судно 150 может представлять собой полупогружную платформу или другое буксируемое судно. Однако предпочтительно, чтобы плавучее судно 150 было самодвижущимся и имело вид корабля.

Судно 150 содержит два вида систем. Первая система представляет собой систему 180 управления операциями. Конкретные операции управления включают в себя передачу данных. "Передача данных" относится к передаче данных с целью мониторинга, или для передачи и приема команд, или для выполнения обеих этих операций. Термин "операции управления" в случае необходимости также может включать в себя подачу электрического питания, включая низковольтное питания для контрольно-измерительного оборудования, такого как измерители и клапаны, и питание высокой мощности для обеспечения работы подводного оборудования, как описано выше. Гидравлическое питание и электрическое питание малой мощности считается "питанием управления". Термин "питание управления" включает в себя подачу гидравлического или электрического питания малой мощности для обеспечения работы измерителей, клапанов, датчиков и другого оборудования с малой потребляемой мощностью. Термин "высокая мощность" относится к подаче гидравлической или электрической высокой мощности для электрических погружных насосов, многофазных насосов, компрессоров и другого оборудования с высоким потреблением энергии. "Соединения управления" предпочтительно включают в себя вид передачи данных в место расположения скважин и от него и предпочтительно включают в себя "питание управления" в местах расположения скважин, хотя также можно использовать локальное "питание управления". Операции управления могут дополнительно включать в себя нагнетание химикатов, таких как гидрат, ингибиторы парафина или воска, в напорные трубопроводы. Подводное оборудование, которое подвергают операциям управления, включает в себя, без ограничений, клапаны и штуцеры (не показаны), соединенные с устьем скважины, например 114, 124 и 134, и соответствующими напорными трубопроводами, например трубопроводами 142, 144 и 146, и фонтанной арматурой. Они также могут включать в себя насосы и другое электрическое или гидравлическое оборудование. Они также могут включать в себя измерители.

В системе 180 управления операциями предпочтительно используют два соединения управления. Первое соединение представляет собой соединение 182 управления судна, которое проходит от перемещаемого судна 150 вниз к одному из манифольдов сбора, например к манифольду 115. Второе соединение формирует сеть 184 управления, проложенную между местами расположения скважин, которая соединяет места 110, 120, 130 расположения подводных скважин вместе. В одной компоновке сеть 184 управления между местами расположения скважин взаимно соединяет модули управления, установленные в соответствующих манифольдах 115, 125, 135 сбора. В альтернативном варианте выполнения (не показан) сеть управления местами расположения скважин может быть выполнена с использованием одной или больше основных линий, содержащих ответвления, которые соединяются с каждым из модулей управления. При такой компоновке модули управления, установленные в манифольдах сбора, не входят в состав цепи сети управления местами расположения скважин, но расположены на конце ответвлений от такой цепи. Термин "модуль управления" включает в себя любое электрическое или гидравлическое устройство распределения текучих сред для направления передаваемых данных, энергии, сигналов и/или текучих сред к подводному оборудованию. Таким образом, управление может быть передано к клапанам, фонтанной арматуре 114, 124, 134 и другому оборудованию, находящемуся под водой или на эксплуатационной платформе.

Соединение передачи данных для соединения 180 управления поверхностным судном и подводной сети 184 управления может включать в себя подачу питания управления или химикатов и может быть интегрировано или может не быть интегрировано в тот же составной трубопровод или кабель, что и соединение 180, 184 передачи данных. На фиг.4 показан вид в перспективе с разрезом примера интегрированной линии 420, которую можно использовать для передачи энергии и других элементов управления в систему 100. Кабели электропитания обозначены ссылочной позицией 422, в то время как линии передачи данных и линии связи обозначены ссылочной позицией 424. Линия 424 представляет собой линию цифрового кабеля и может представлять собой оптоволоконную линию. Также в данном примере линией 420 показаны линии 428, 428' распределения текучих сред. Линии 428 и 428' предназначены для подачи химикатов, таких как текучие среды-ингибиторы гидрата. Химикаты можно подавать по линиям 428, 428' и затем через манифольд 115 для обработки насосно-компрессорных напорных колонн, клапанов и даже скважин в соответствии с необходимостью. Линия 428" предназначена для подачи гидравлических жидкостей. Наконец, кабель 420 включает в себя перемычку 425 и пару армирующих слоев 427.

Следует понимать, что кабель 420 по фиг.4 представляет собой иллюстрацию. Настоящие изобретения не ограничиваются конкретной конфигурацией кабеля. В этом отношении, отдельную линию передачи электроэнергии, химикатов и гидравлические кабели можно использовать как "линию управления". На фиг.1 в ссылочной позиции 180 показаны две отдельные линии. Кроме того, при ссылке на линию управления термин "линия передачи данных" может представлять собой соединения для передачи данных любого типа, включая как кабельную линию передачи данных, так и беспроводную передачу данных. Примеры беспроводной передачи данных включают в себя передачу данных по РЧ каналу и акустическую передачу данных.

Как показано на фиг.1, соединения 180 управления судна соединены на одном конце с плавучим судном 150. На другом конце соединения 180 управления судна соединены с манифольдом 115 сбора. Предпочтительно модуль управления ассоциирован с каждым манифольдом 115 сбора с обеспечением возможности отключения соединения 180. Соединение 180 можно отсоединять от подводного модуля управления в одном из мест расположения подводных скважин, например в месте 110, и повторно соединять с модулем управления во втором месте расположения скважин, например, в месте 120. Таким образом, соединение 180 можно отсоединять от или соединять с модулем управления в выбранном месте расположения скважин и можно повторно соединять с модулем управления во втором месте расположения скважин после перемещения плавучего судна.

Вторая система, которая может быть размещена на борту плавучего судна 150, представляет собой систему 170 подземного обслуживания скважины. Система 170 подземного обслуживания скважины позволяет выполнять функции ремонта отдельных скважин 112, 122, 132 внутри скважины и/или функции эксплуатационного обслуживания подводного оборудования. В данном раскрытии термин "ремонт" относится к значительному подземному обслуживанию, при котором требуется поднимать насосно-компрессорную колонну из скважины. Примеры включают в себя замену насосно-компрессорных колонн и замену электрического погружного насоса. Термин "ремонт" также относится к меньшим ремонтным работам, для которых не требуется подъем насосно-компрессорной колонны. Примеры включают в себя работу регистрационного оборудования, замену датчиков давления или температуры через кабельную линию или наматываемую насосно-компрессорную колонну, закачку кислоты или других обрабатывающих текучих сред, повторное заполнение подводных узлов, запуск скребков и т.п. Термин "эксплуатационное обслуживание" относится к эксплуатационному обслуживанию оборудования на уровне подвески, включая оборудование, связанное с устьем скважины, манифольд сбора и любые подводные сепараторы текучих сред. В качестве примера можно привести замену запорного клапана (не показан) на фонтанной арматуре.

В одной компоновке система 170 подземного обслуживания скважины работает с использованием ремонтного стояка 172 подземного обслуживания и системы 508 ПАДУ. Ремонтный стояк 172 используется при проведении ремонтного обслуживания. Систему 508 ПАДУ используют как при ремонте, так и при эксплуатационном обслуживании.

Система 508 ПАДУ обычно содержит механический составной шланг 506, предназначенный для погружения и подъема ПАДУ рабочего класса в воду и из нее. Система 508 также включает в себя сам ПАДУ 508'. ПАДУ 508′ помогает проводить техническое обслуживание подводного оборудования, как известно специалистам в данной области техники, при обслуживании скважин на шельфе. Система 508 также включает в себя другие свойства, не показаны, такие как контрольное оборудование судна 150, кабель электропитания, по которому подают электропитание в ПАДУ 508′, и устройство хранения на судне 150.

Ремонтный стояк 172 может представлять собой любой известный ремонтный стояк, который обеспечивает соединение под давлением от морского дна до поверхности моря. Он может быть изготовлен из стандартной эксплуатационной насосно-компрессорной колонны труб, бурильной трубы или может представлять собой специальные соединения завершающего/ремонтного стояка. Стояк 172 проходит от судна 150, которое можно перемещать вниз через воду до устья отдельной скважины. Стояк 172 соединен со скважиной до начала проведения операций подземного обслуживания. Как показано на фиг.1, стояк 172 закреплен в скважине 112 в первом месте 110 расположения подводной скважины. Однако стояк 172 может быть отсоединен от устья скважины 112 и может быть повторно соединен с устьем любой другой скважины в месте 110 расположения подводной скважины. В качестве альтернативы, судно 150 может быть переведено во второе место расположения подводной скважины, например, в место 120, где ремонтный стояк 172 может быть соединен с эксплуатационной скважиной или скважиной накачки во втором месте расположения скважин, например, в месте расположения скважины 122.

Как указано выше, систему 100 можно использовать для технического обслуживания множества мест расположения скважин на шельфе. Система 100 включает в себя судно 150, которое можно перемещать, как описано выше. Система 100 дополнительно обеспечивает сеть 184 управления, проложенную между местами расположения скважин, соединяющую одно или несколько мест 110, 120 расположения скважин. В одной компоновке сеть 184 управления, проложенная между местами расположения скважин, соединена с модулями управления, расположенными на соответствующих манифольдах 115, 125 сбора, ассоциированных с отдельными группами мест 110, 120 расположения скважин. Линии 184 сети управления между местами расположения скважин обеспечивают возможность передачи команд из соединения 180 управления судна на поверхности вниз в модуль управления, ассоциированный с первым местом 110 расположения подводной скважины, и затем через сеть 184 управления между местами расположения скважин в модуль управления, ассоциированный со вторым местом 120 расположения подводной скважины. От этого места передаваемые команды направляют к клапану или насосу, ассоциированному с манифольдом сбора, например, 115 или 125, или к отдельной скважине, например, 112, 122. Таким образом, предусматривается система 100, с помощью которой можно обеспечить управление оборудованием в одном месте расположения скважин, в то время как плавучее судно 150 расположено для проведения подземных работ или по другим причинам в другом месте расположения скважин.

В частности, как показано на фиг.1, судно 150 представляет собой корабль. Корабль может самостоятельно перемещаться, используя известные средства, такие как двигатель с электрогидравлическим приводом, руль и система управления. Таким образом, корабль 150 может самостоятельно перемещаться из первого места 110 расположения подводной скважины во второе место 120 или в третье место 130 расположения подводных скважин. Следует понимать, что плавучее судно 150 не обязательно должно быть самодвижущимся. При этом судно 150 можно буксировать из одного места расположения скважин в другое место расположения скважин, используя отдельный буксирный катер (не показан). Однако судно 150 имеет основной корпус 152, обеспечивающий плавучесть и стабильность судна 150. Основной корпус 152 может представлять собой одиночный корпус в форме корабля, основной корпус для полупогружного плавучего судна или другую компоновку.

Судно 150, в случае необходимости, включает в себя систему подачи электроэнергии. Система подачи электроэнергии показана схематично в позиции 156. Система 156 подачи электроэнергии передает электроэнергию от судна 150 к подводному оборудованию, расположенному в местах 110, 120, 130 расположения подводных скважин. Система 156 подачи электроэнергии включает в себя известную систему подачи электроэнергии, такую как генератор, работающий на топливе. В типичном варианте выполнения энергия может генерироваться в результате сгорания топливного газа, подаваемого через обратную линию подачи топливного газа, такую как линия 162, показанная в варианте выполнения на фиг.5. Газ подают через подводный сепаратор 160. Жидкое углеводородное топливо можно использовать во время отсоединения или когда топливный газ не доступен. В альтернативном варианте выполнения используют силу ветра или энергию солнца. Система 156 подачи электроэнергии также содержит соединение передачи, такое как один из кабелей 180, или беспроводное соединение.

Судно 150, в случае необходимости, также включает в себя систему подачи сигнала управления. Система подачи сигнала управления установлена на борту судна 150 и обеспечивает возможность управления подводным оборудованием, расположенным на местах 110, 120, 130 расположения подводных скважин. Система подачи сигнала управления схематично показана на фиг.1 в позиции 158. Система 158 подачи сигнала управления может представлять собой любую систему управления. Она также содержит соединение передачи данных, такое как один из кабелей 182, или беспроводное соединение.

Как указано выше, судно 150 также может включать в себя систему 170 подводного обслуживания, расположенную на борту судна 150. Система 170 подводного обслуживания включает в себя любую известную конструкцию 174 для технического обслуживания, предназначенную для технического обслуживания эксплуатационной колонны труб (не показана). Эксплуатационную колонну труб можно подавать в отдельную скважину, например в скважину 112, для выполнения, по меньшей мере, одного из подземного обслуживания и эксплуатационного обслуживания. Эксплуатационная колонна труб обычно имеет инструментальную колонну (также не показана), предназначенную для проведения операций внутри скважины. Эксплуатационную колонну труб и инструментальную колонну погружают в скважину, используя ремонтный стояк 172.

На фиг.2 представлена система 200 для технического обслуживания морских углеводородных месторождений, содержащих множество мест расположения скважин, в альтернативной компоновке. Так же, как и на фиг.1, различные месторождения показаны в позициях 10, 20 и 30. Поверхностная линия воды показана в позиции 202, в то время как линия подвески инструментов в общем обозначена ссылочной позицией 204. Три месторождения 10, 20, 30 также разрабатываются с использованием трех отдельных мест расположения скважин. Места расположения скважин показаны позициями 210, 220 и 230 на линии 202 воды. Каждое место 210, 220, 230 расположения скважин имеет множество скважин 212, 222, 232, сгруппированных вместе. Скважина продолжается вниз вглубь земли от линии 204 дна.

В компоновке, описанной выше со ссылкой на фиг.1, к каждой скважине 112, 122, 132 присоединена фонтанная арматура 114, 124, 134 на линии 104 дна под водой. С каждой скважиной 112, 122, 132 также соединена перемычка напорной колонны 116, 126, 136, продолжающаяся от соответствующих фонтанных арматур 114, 124, 134. Перемычки 116, 126, 136 напорных колонн соединены с соответствующими подводными манифольдами 115, 125, 135 сбора. Однако в компоновке, показанной на фиг.2, фонтанная арматура 214, 224, 234 для скважин 212, 222, 232 расположена на соответствующих эксплуатационных платформах 210′, 220′, 230′. Это означает, что стволы каждой из скважин 212, 222, 232, по существу, проходят вверх от морского дна 204 до эксплуатационных платформ 210′, 220′, 230′ через стояки. В такой компоновке фонтанная арматура 214, 224, 234 на поверхности 202 является "сухой" фонтанной арматурой. Перемычки напорных колонн для отдельных скважин (не показаны) продолжаются от фонтанной арматуры 214, 224, 234 на платформах до манифольдов 215, 225, 235 сбора на эксплуатационных платформах 210′, 220′, 230′.

На фиг.2 можно видеть, что в системе 200 используется подводная линия 246 отвода продукта. Добываемые текучие среды, собираемые в манифольдах 215, 225, 235 сбора на платформах 210′, 220′, 230′ перенаправляют на дно 204 океана через специальные обратные линии 242, 244 текучих сред. Эти эксплуатационные линии 244 соединены через подводный манифольд 225′. Линия 246 отвода продукта затем передает текучие среды в устройство сбора (не показано на фиг.2). Также следует понимать, что система 200 представлена только в качестве примера, и что объем изобретения в данном описании не ограничивается какой-либо конкретной сетью линий отвода продукта.

В системе 200 по фиг.2 эксплуатационные платформы 210′, 220′, 230′ закреплены якорями на дне 204 океана любым удобным способом. На чертеже показано, что швартовочные линии 218, 228, 238 закрепляют эксплуатационные платформы в требуемом положении. Однако объем изобретения в данном описании не ограничивается какой-либо конкретной компоновкой швартовки. Например, платформы 210′, 220′, 230′ могут быть установлены динамически.

В системе 200 по фиг.2 также используется плавучее судно 150, как описано выше. Когда используют эксплуатационные платформы, например платформу 210′, плавучее судно 150 расположено на месте 210 расположения скважин, рядом с платформой 210′. Плавучее судно 150 показано на фиг.2 рядом с платформой 210′. При этом используется удержание судна 150 на месте. Удержание на месте может быть обеспечено с использованием системы якорей, динамической установки положения или обоих вариантов.

Можно видеть, что одно или несколько соединений 182′ управления судна на поверхности соединено с системой 200 технического обслуживания множества мест расположения скважин. В компоновке, показанной на фиг.2, соединения 182′ управления судна соединяют плавучее судно 150 с эксплуатационной платформой, например платформой 210′, к которой судно 150 "пришвартовано". Таким образом, передаваемые сигналы и данные можно передавать через соединение 182′ управления между судном 150 и эксплуатационным оборудованием на платформе 210′. Например, когда плавучее судно 150 "пришвартовано" к платформе, например платформе 210′, обеспечивается электрическое соединение между судном 150 и модулем управления на платформе 210′ для подачи электропитания или выполнения других операций управления на месте 210 расположения скважин. Соединение управления судна продолжается от плавучего судна 150 и соединено с возможностью отсоединения с эксплуатационной платформой 210′ для обеспечения избирательного управления в месте 210 расположения скважин.

Сети 184′ управления, проложенные между местами расположения скважин, также используются для взаимного соединения мест 210, 220, 230 расположения скважин. В компоновке, показанной на фиг.2, изображены кабели 184′, которые представлены в конфигурации "гирлянды" и которые соединяют эксплуатационные платформы 210′, 220′, 230′. Сеть 184′ управления между местами расположения скважин позволяет выполнять с судна 150 операции управления над эксплуатационным оборудованием и скважинами в различных местах расположения скважин, независимо от того, где пришвартовано судно 150. В альтернативных вариантах выполнения изобретения кабели 184′ сети управления, проложенные между местами расположения скважин, могут быть расположены таким образом, что они будут уложены, по меньшей мере, частично вдоль дна моря.

Что касается системы подземного обслуживания, судно 150 также может включать в себя такую систему, как описана выше. В системе 200 по фиг.2 ремонтный стояк не требуется, поскольку доступ к различным скважинам 212, 222, 232 может быть обеспечен непосредственно с соответствующих эксплуатационных платформ 210′, 220′, 230′ с помощью буровой вышки 171 (или, в случае необходимости, через бобину гибких труб). Однако система технического обслуживания ПАДУ также может быть предусмотрена для технического обслуживания, может использоваться в связи с обслуживанием внутри скважин и может транспортироваться на судне 150. Система подземного обслуживания может быть закреплена на судне 150 и может быть подвешена на платформе 210′ во время обслуживания внутри скважины, или систему подземного обслуживания можно перемещать с судна 150 на платформу 210′, в случае необходимости, для проведения обслуживания внутри скважины. В компоновке, показанной на фиг.2, буровая вышка 171 установлена над центральной линией скважины 212 для проведения подземного обслуживания.

На фиг.3 представлен вид сверху множества мест расположения скважин в системе 300, используемой для добычи углеводородов из мест расположения скважин. Здесь показаны четыре места 310, 320, 330, 340 расположения скважин и плавучее судно 150 в соответствии с настоящим изобретением, которое расположено рядом с первым из мест 310 расположения скважин. Отдельные скважины здесь не показаны, хотя следует понимать, что скважины расположены в группах в пределах схематично представленных мест 310, 320, 330, 340 расположения скважин. Также показаны линии передачи данных на поверхности 182 и под водой 184 для системы 300 добычи, что демонстрирует, что места 310, 320, 330, 340 расположения скважин взаимно соединены с целью подачи электропитания и/или управления в подводное оборудование. Возможное положение судна 150 представлено пунктирными линиями рядом с местами 320, 330, 340 расположения скважин. Возможное положение ремонтного стояка 172 и поверхностных линий 182 управления, продолжающихся от судна 150, также показано рядом с каждым из мест расположения скважин. Пунктирные линии используются для демонстрации того, что судно 150 может быть расположено рядом с любым из мест расположения скважин для одновременного проведения подземного обслуживания в одной скважине и обслуживания управления для всех скважин. Линии 144 и 146 также представляют линии отвода продукта.

Наконец, на фиг.5 представлена система 500 технического обслуживания множества углеводородных морских месторождений с множеством мест расположения скважин, в общем, в соответствии с системой, показанной на фиг.1. Линия воды обозначена позицией 502, и линия дна обозначена позицией 504. Также представлены три отдельных подводных места 110, 120, 130 расположения подводных скважин, причем каждое место имеет множество скважин 112, 122, 132, сгруппированных вместе. Каждая скважина 112, 122, 132 имеет устье скважины и фонтанную арматуру 114, 124, 134, закрепленные на дне под водой. Плавучее судно 150 также показано над первым местом 110 расположения скважин. В этой компоновке показано вспомогательное подводное оборудование. Этот оборудование включает в себя подводный сепаратор 160 и обратные линии 162, 164 топливного газа.

Подводный сепаратор 160 сообщен по текучим средам со вторым манифольдом 125 сбора и линией 144 отвода продукта. Добываемые текучие среды, которые поступают с выхода манифольда 125 сбора, подают в подводный сепаратор 160 на пути в удаленное устройство 190 сбора и обработки. Сепаратор 160 представляет собой двухфазный или трехфазный сепаратор. В любом случае сепаратор 160 обеспечивает возможность отделения получаемого газа от получаемых жидкостей. Добываемые текучие среды направляют в линию 144 отвода продукта, в то время как некоторое количество или весь отделенный газ передают обратно на плавучее судно 150. В случае необходимости, некоторая часть газа может быть скомбинирована с жидкостями для подачи в устройство 190 сбора. В альтернативном варианте выполнения третий манифольд 135 сбора может быть соединен с подводным сепаратором 160 через отдельную линию топливного газа (не показана), продолжающуюся между третьим манифольдом 135 сбора и подводным сепаратором 160.

На фиг.5 показана подводная линия 164 газа. В подводную линию 164 газа подают газ, отделенный сепаратором 160. Кроме того, можно видеть поверхностную линию 162 газа. По поверхностной линии 162 газа отделенный газ подают на поверхность океана. В компоновке, показанной на фиг.5, поверхностный газ 162 подают на плавучее судно, где его собирают и используют как источник топлива для генераторов электроэнергии. Генераторы, в свою очередь, используют для подачи электропитания в подводное оборудование, такое как электрические погружные насосы, клапаны управления текучими средами, многофазный насос для текучих сред и даже сам подводный сепаратор 160. Кроме того, генераторы могут поставлять энергию для выполнения отдельных операций на плавучем судне 150.

Выше приведено описание некоторых вариантов выполнения изобретения. Однако объем изобретения определен следующей формулой изобретения. Каждый из приложенных пунктов формулы изобретения определяет отдельное изобретение, которое с целью защиты от нарушений рассматривают, как включающее в себя эквиваленты различных элементов или ограничений, определенных в формуле изобретения.

Выше также были определены различные термины. В случае если заявленный термин не был определен, его следует рассматривать в самом широком определении, которое специалисты в данной области техники могут дать этому термину, что отражено в печатных публикациях, словарях и выданных патентах.

Реферат

Изобретение относится к эксплуатации морских месторождений углеводородов и предназначено для технического обслуживания месторождений с множеством мест расположения подводных скважин (ПС), имеющих, каждое, одну или несколько ПС. Система содержит плавучее судно, которое можно перемещать из первого места расположения ПС во второе место расположения ПС, и две отдельные системы: систему управления операциями, предназначенную для выполнения операций на месте расположения ПС, таких как подача энергии и передача данных, и систему подземного обслуживания, предназначенную для проведения подземного обслуживания в отдельной ПС, такого как ремонтное обслуживание и эксплуатационное обслуживание. Система операций может обеспечивать управление ПС и другим подводным оборудованием (ПО) либо в первом месте расположения ПС, или во втором месте расположения ПС, независимо от местоположения судна. Система подземного обслуживания может обеспечивать ремонт и/или эксплуатационное обслуживание ПО или отдельных ПС в месте расположения ПС, в котором ПО расположено. 5 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 ил.

Формула