Подводная скважина
Cтраница 1
Подводные скважины работали удовлетворительно в сложных гидрометеорологических условиях. [1]
Для оборудования устья подводных скважин применялась уникальная двойная устьевая арматура, позволяющая вводить ингибитор коррозии в 7 обсадную колонну и 41 / 2 подъемные трубы. Подводный узел включает три предохранительные задвижки, с помощью которых регулировался расход газа в 41 / 2 колонне. Дополнительно к этим задвижкам ниже блока гидравлического управления установлено 3 ручных задвижки. [2]
При сухом заканчивании подводных скважин используют применяемую на суше скважинную головку 4 ( рис. 15.4), заключенную в погружную стальную камеру 3, в которой поддерживают атмосферное давление. При эксплуатации скважины камера заполнена азотом; при работах по обслуживанию или ремонту устьевого оборудования в нее через шланг подают воздух от спущенной с надводного судна капсулы 1, в которой находится бригада из трех-четырех человек. Такая система применяется также для соединения напорных трубопроводов отдельных скважин с центральным подводным пунктом сбора нефти. При этом все необходимые операции проводят без участия водолазов. [3]
Заканчивание и ремонт подводной скважины осуществляют с ППБУ или бурового судна. В первом случае подводную арматуру монтируют на устье при использовании специального технологического стояка и автономной гидравлической станции управления. Ремонт, обследование и техническое обслуживание проводят или с помощью водолазов, или телеуправляемых необитаемых подводных аппаратов либо роботов-манипуляторов. [5]
Операции по закрытию устья подводной скважины отличаются в зависимости от применяемого устьевого оборудования, но, как известно авторам, все фирмы требуют, чтобы замок бурильной колонны опирался на плашки. Выбор превентора зависит от компоновки сборки ОП и должен быть оговорен в описании процесса закрытия. Расстояния от всех превенторов и их плашек до ротора должны быть отмечены на схеме, которая помещается на видном месте в пределах буровой; кроме того, эти расстояния должны быть привязаны к среднему уровню моря. [7]
Модульная система оборудования разрабатывается для подводных скважин. Комплект подводного оборудования включает несколько модулей: фундамент и подводное устьевое оборудование для бурения с плавучего судна разведочных скважин, подводную платформу для обслуживания эксплуатационных скважин, двухсекционную подводную платформу ( путем наращивания еще одной платформы) для больших глубин моря. Модульная конструкция позволяет ускорить ввод в эксплуатацию подводных скважин, демонтировать только надводную платформу в случае урагана без повреждения подводного оборудования, увеличивает возможности освоения глубоководных морских месторождений. [8]
Важное значение имеет защита устьев подводных скважин от механических повреждений льдом, тралами судов, якорями, при прокладке трубопроводов. [9]
 |
Баржа-трубоукладчик М-211, оборудованная рампой с переменным углом наклона. [10] |
Современное усовершенствованное пусковое и контрольно-измерительное оборудование для устьев подводных скважин позволяет контролировать работу последних с дневной поверхности. [11]
В водах Бразилии оборудование фирмы Lockheed приобретено для девяти подводных скважин. Устьевая арматура 9 скважин и центральный пункт сбора нефти находится под водой. Техническое обслуживание и текущий ремонт скважин осуществляются с помощью камер-капсул, в которых операторы доставляются к месту работы. Камеры-капсулы прикрепляются к устьевой арматуре. [12]
Рама комплекса обеспечивает: наведение и посадку фонтанной арматуры на колонную головку подводной скважины; прочную и плотную стыковку петель рабочего, обслуживающего и затрубного каналов выкидных трубопроводов фонтанной арматуры с тремя линиями подводного трубопровода. [13]
Для эксплуатации месторождений на больших глубинах работа проводится в направлении создания плавучего основания больших размеров и гибкой связи с устьем подводных скважин. [14]
Подобная система, между прочим, уже действует в Персидском заливе, где на морском нефтепромысле Ум - Шаиф из подводных скважин нефть по подводным трубопроводам длиной до 35 км подается на Центральный нефтесборный пункт, находящийся на острове Дас. [15]
Страницы: 1 2