способ консервации, заканчивания и ремонта скважины

Формула изобретения

1. Способ консервации, заканчивания или ремонта скважины, заключающийся в том, что устанавливают в скважине первую перегородку, проверяют целостность первой перегородки, устанавливают в скважине над первой перегородкой, по меньшей мере, одну вторую перегородку с образованием пространства между первой и второй перегородками и проверяют целостность второй перегородки, причем первая и вторая перегородки находятся под нижним концом колонны для заканчивания скважины, установленной в скважину и остающейся на месте, пока она законсервирована.

2. Способ по п.1, в котором проверку целостности второй перегородки осуществляют посредством измерения давления в пространстве между первой и второй перегородками.

3. Способ по п.1, в котором одну или обе из первой и второй перегородок выбирают из следующей группы: цементная пробка, неперфорированный хвостовик, секция неперфорированной обсадной трубы, клапан головки хвостовика, глухой пакер, изолирующая заглушка, расширяющийся пакер, опускаемая заглушка, разрывной диск или гидравлический пакер-пробка.

4. Способ по п.1, в котором одну или обе, первую и вторую, перегородки устанавливают в виде комбинации физического устройства, средства его фиксации в скважине и герметизирующего средства.

5. Способ по п.4, в котором герметизирующее средство выбирают из следующей группы: шаровой клапан, заслонка, скользящая муфта, герметичная заглушка циклического действия, съемная канатная пробка, разрывной диск, средство разобщения пластов, дисковый нож и/или открываемое давлением средство.

6. Способ по п.5, в котором герметизирующее средство размещают на удалении от указанного физического устройства.

7. Способ по п.1, в котором устанавливают в скважину подвеску первого хвостовика или подвески первого и второго хвостовиков.

8. Способ по п.7, в котором первую и вторую перегородки устанавливают внутри подвески первого или второго хвостовика.

9. Способ по п.7, в котором устанавливают в скважину первый хвостовик или первый и второй хвостовики.

10. Способ по п.9, в котором первую и вторую перегородки устанавливают внутри первого или второго хвостовика.

11. Способ по п.1, в котором скважина снабжена, по меньшей мере, одной обсадной колонной, внутри которой устанавливают одну или обе, первую и вторую, перегородки.

12. Способ по п.1, в котором при осуществлении заканчивания или ремонта скважины обеспечивают посредством первой и второй перегородок возможность контроля над скважиной во время установки в скважину колонны для заканчивания, под нижним концом которой находятся первая и вторая перегородки, когда она установлена в скважину.

13. Способ по п.12, в котором на скважину устанавливают устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины для регулирования потока флюидов через скважину.

14. Способ по п.12, в котором перед установкой в скважину колонны для заканчивания скважины в устье скважины устанавливают трубную головку.

15. Способ по п.13, в котором в качестве устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины устанавливают фонтанную арматуру.

16. Способ по п.15, в котором устанавливают горизонтальную или вертикальную фонтанную арматуру.

17. Способ по п.12, в котором при заканчивании скважины верхний конец колонны для заканчивания скважины крепят в подвеске колонны и подвешивают за нее, причем перед установкой на скважину устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины собирают узел, включающий в себя указанное устройство регулирования и подвеску колонны, посредством посадки подвески колонны на устройство регулирования и фиксирования ее на нем.

18. Способ по п.17, в котором указанный узел устанавливают на скважину в ходе единой операции.

19. Способ по п.12, в котором при ремонте законченной скважины из устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины удаляют подвеску колонны и/или колонну для заканчивания скважины путем отцепления подвески колонны от устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины.

20. Способ по п.12, в котором при ремонте законченной скважины устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины и колонну для заканчивания скважины удаляют в виде единого узла.

21. Система сдвоенных перегородок для использования при консервации, заканчивании или ремонте скважин, содержащая первую и вторую перегородки, размещенные в стволе скважины на расстоянии друг от друга с образованием между ними пространства, средство измерения давления для генерирования сигнала, характеризующего значение давления в пространстве между первой и второй перегородками, средство приема сигнала давления, генерированного средством измерения давления, и средство передачи сигнала от средства измерения давления к средству приема сигнала давления.

22. Система по п.21, в которой средство измерения давления представляет собой датчик.

23. Система по п.21, в которой одна или обе из первой и второй перегородок выбраны из следующей группы: цементная пробка, неперфорированный хвостовик, секция неперфорированной обсадной трубы, клапан головки хвостовика, глухой пакер, изолирующая заглушка, расширяющийся пакер, опускаемая заглушка, разрывной диск или гидравлический пакер-пробка.

24. Система по п.21, в которой одна или обе из первой и второй перегородок включает в себя комбинацию физического устройства, средства его фиксации и герметизирующего средства.

25. Система по п.24, в которой герметизирующее средство выбрано из следующей группы: шаровой клапан, заслонка, скользящая муфта, герметичная заглушка циклического действия, съемная канатная пробка, разрывной диск, средство разобщения пластов, дисковый нож и/или открываемое давлением средство.

26. Система по п.24, в которой герметизирующее средство размещено на удалении от указанного физического устройства.

27. Система по п.21, дополнительно содержащая установленные в скважине подвеску первого хвостовика или подвески первого и второго хвостовиков, а одна или обе, первая и вторая, перегородки расположены внутри подвески первого или второго хвостовика.

28. Система по п.21, дополнительно содержащая установленные в скважине первый хвостовик или первый и второй хвостовики, а одна или обе, первая и вторая, перегородки расположены внутри первого или второго хвостовика.

29. Система по п.21, дополнительно содержащая, по меньшей мере, одну установленную в скважине обсадную колонну, внутри которой установлены одна или обе, первая и вторая, перегородки.

30. Способ установки фонтанной арматуры на подводное устье скважины, в котором колонну труб соединяют с фонтанной арматурой над поверхностью воды и спускают фонтанную арматуру на находящееся под водой устье скважины, обеспечивая при этом контроль над скважиной посредством, по меньшей мере, двух независимо проверяемых глубоко посаженных перегородок для осуществления контроля над скважиной.

31. Способ по п.30, в котором при соединении колонны труб с фонтанной арматурой устанавливают на самое верхнее соединение колонны труб подвеску колонны и фиксируют ее на фонтанной арматуре.

32. Способ по п.30, в котором спускают фонтанную арматуру, подвеску колонны и колонну труб через открытую воду к скважине, отходящей от подводного устья.

33. Способ по п.32, в котором спуск фонтанной арматуры, подвески колонны и колонны труб осуществляют без противовыбросового превентора.

34. Способ по п.30, в котором при соединении колонны труб с фонтанной арматурой устанавливают подвеску труб на самое верхнее соединение колонны труб, фиксируют подвеску труб на трубной головке и прикрепляют трубную головку к фонтанной арматуре.

35. Способ установки фонтанной арматуры на подводное устье скважины, в котором соединяют над поверхностью воды колонну труб и подвеску колонны, спускают подвеску колонны на находящееся под водой устье скважины, и спускают на это устье скважины фонтанную арматуру, обеспечивая при этом контроль над скважиной посредством, по меньшей мере, двух независимо проверяемых глубоко посаженных перегородок для осуществления контроля над скважиной.

36. Способ по п.35, в котором фиксируют подвеску колонны на фонтанной арматуре.

37. Способ по п.35, в котором подвеску колонны фиксируют на устье скважины.

38. Способ по п.35, в котором подвеску колонны сажают на подводное устье скважины посредством трубной головки и фиксируют подвеску колонны на трубной головке.

39. Способ заканчивания подводной скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры для регулирования эксплуатационного дебита скважины, заключающийся в том, что собирают над поверхностью воды узел, устанавливая и подвешивая верхний конец колонны для заканчивания скважины в подвеске колонны, на корпусе горизонтальной фонтанной арматуры, и спускают собранный узел к подводной скважине, причем при нахождении во время сборки указанного узла подвески колонны и горизонтальной фонтанной арматуры над поверхностью воды обеспечивают контроль над скважиной посредством, по меньшей мере, двух независимо проверяемых глубоко посаженных перегородок для осуществления контроля над скважиной.

40. Способ по п.39, в котором при сборке указанного узла осуществляют посадку подвески колонны на корпус фонтанной арматуры и фиксирование подвески на ней.

41. Способ по 40, в котором проверяют целостность собранного узла при нахождении его над поверхностью воды.

42. Способ по п.41, в котором при проверке целостности осуществляют проверку гидравлических и электрических мест стыковки подвески колонны с корпусом фонтанной арматуры.

43. Способ по п.41, в котором при проверке целостности осуществляют проверку герметичности узла.

44. Способ по п.39, в котором при спуске узла к устью скважины используют модуль нижней части водоотделяющей колонны.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу консервации, заканчивания и ремонта скважины, в частности к способу консервации, заканчивания и капитального ремонта скважины с использованием по меньшей мере двух глубоко посаженных перегородок. Настоящее изобретение относится также к законсервированным или законченным скважинам, оборудованным по меньшей мере двумя глубоко посаженными перегородками. Способы по настоящему изобретению применимы к любому типу скважин, включая подводные скважины, скважины с надводным устьевым оборудованием и наземные скважины. В частности, настоящее изобретение относится к скважинам, используемым для добычи нефти и/или газа, а также к водонагнетательным и/или газонагнетательным скважинам.

Уровень техники

Для обеспечения надлежащего контроля над скважиной и для удовлетворения сложившихся требований к безопасности, предусмотренных национальными законодательствами многих стран мира, большинство компаний-разработчиков придерживается принципа гарантированного наличия на месте в течение всего времени строительства или консервации скважин по меньшей мере двух независимо проверенных перегородок. Термин "перегородка" при использовании в тексте настоящей заявки означает физические меры, посредством которых можно создавать затвор с целью предотвращения неконтролируемого выхода потока флюида со стороны перегородки, находящейся под давлением. Операции по строительству скважины охватывают все действия, начиная с момента бурения скважины до ее полного заканчивания и готовности к эксплуатации по установке устройства регулирования дебита скважины. Наиболее широко используемые устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины обычно называются фонтанной арматурой.

Когда во время строительства скважины в ствол скважины устанавливают по меньшей мере две перегородки, после проверки их установки скважину можно считать "законсервированной". Скважину нельзя консервировать на время или ликвидировать, не имея гарантии того, что требуемые по меньшей мере две независимо проверенные перегородки находятся на месте.

Периодически во время срока эксплуатации скважины требуется проводить ремонтные работы, такие как наладка и техническое обслуживание. Ремонтные работы, предполагающие вмешательство в функционирование скважины, в настоящей заявке обозначаются термином "ремонтные операции". При необходимости провести ремонтную операцию, обычно также руководствуются сложившимися требованиями к безопасности, предусмотренных национальными законодательствами многих стран мира, которые требуют гарантированного наличия на месте по меньшей мере двух независимо проверенных перегородок в течение всего времени проведения ремонтной операции.

Часто строят несколько скважин, которые входят в какой-либо один нефтяной и/или газовый коллектор или пласт. В зависимости от геологических условий данного месторождения, а также исходя из соображений очередности обслуживания, обычно одна или несколько скважин должны на какой-то период времени временно консервироваться. Эти законсервированные скважины могут быть впоследствии возвращены в действие и закончены как эксплуатационные или оконтуривающие скважины. На некоторых месторождениях каждую из скважин последовательно бурят и заканчивают. На других месторождениях операции по строительству скважин могут производиться одновременно. При одновременной схеме работы процессы строительства скважин проводятся отдельными этапами. Например, первая последовательность этапов выполняется на нескольких скважинах, после чего на этих скважинах выполняют вторую последовательность этапов. Этот процесс повторяется до тех пор, пока каждая из скважин не будет закончена. Одновременная схема используется для обеспечения логистической оптимизации операций по строительству скважин или для того, чтобы проводить операции по заканчиванию с использованием других, обычно меньших, буровых установок и судов, чем те, что были использованы при бурении.

Как правило, первый этап строительства скважины включает бурение ствола скважины. На фиг.1 показан пример типовой подводной скважины 10, которая пробурена, но еще не законсервирована. В соответствии с фиг.1 скважина 10 имеет устье 11 и оснащена донной направляющей платформой 12. Подводный блок противовыбросового превентора 40 и связанную с ним водоотделяющую колонну 42 располагают на устье 11 скважины для обеспечения контроля над скважиной в процессе бурения. Последующий контроль над скважиной обеспечивают путем размещения по меньшей мере двух независимо проверенных перегородок в другие места.

При бурении продолжают расширять ствол скважины, и в скважину 10 последовательно устанавливают дополнительные колонны обсадных труб. В примере, показанном на фиг.1, в первую очередь устанавливают первую обсадную колонну 14 номинального диаметра 30 дюймов. Вторую обсадную колонну 16 номинального диаметра 20 дюймов вводят в устье 11 скважины и фиксируют цементом на месте. Третью обсадную колонну 18 номинального диаметра 13³ /₈ дюйма устанавливают внутри второй обсадной колонны 16. Четвертую и последнюю обсадную колонну 20, имеющую номинальный диаметр 9⁵/₈ дюйма, устанавливают внутри третьей обсадной колонны 18.

У скважин с надводным устьевым оборудованием обсадной колонны могут простираться от дна моря к полу буровой вышки 46 или к нижней палубе 44 морской платформы. Устье скважины обычно расположено на верхнем крае ствола скважины на линии морского дна для подводных скважин, на уровне платформы для скважин с надводным устьевым оборудованием или на уровне поверхности земли для наземных скважин.

После установки требуемого числа обсадных колонн, обычно, хотя и не обязательно, устанавливают хвостовик (колонну-хвостовик) 22, которая на поверхность не выходит. Хвостовик обычно подвешивают за подвеску 24 хвостовика, установленную внутри самой глубокой обсадной колонны 20.

Во время бурения скважины в стволе обычно поддерживают достаточно высокий уровень гидростатического напора бурового раствора, превышающий ожидаемое давление со стороны коллектора или пласта, внутрь которого пробуривается скважина. Но при необходимости консервации скважины, должны устанавливаться дополнительные перегородки.

Требованию постоянного наличия второй перегородки в ходе операций по бурению и обсаживанию ствола скважины удовлетворяет размещение на устье скважины блока противовыбросовых превенторов. Некоторые обсадные колонны, хвостовик и подвеску (подвесное устройство) хвостовика, первую перегородку и колонну для заканчивания скважины спускают через канал блока противовыбросовых превенторов. Для подводных скважин, у которых блок противовыбросовых превенторов находится не на поверхности, спускаемое в скважину оборудование следует спускать по каналу водоотделяющей колонны, связанной с подводным блоком противовыбросовых превенторов.

Для обеспечения возможности спускать внутрискважинное оборудование через блок противовыбросовых превенторов, номинальный диаметр его внутреннего канала обычно составляет 18³/₄ дюйма, что является причиной того, что блок представляет собой крайне габаритную часть оборудования. На подводных скважинах время, требуемое на спуск и/или подъем блока противовыбросовых превенторов, зависит от расстояния между поверхностью воды и морским дном и при больших глубинах может составлять несколько суток. Экономическая эффективность морских работ находится в прямой зависимости от времени, затрачиваемого на различные операции по строительству. Поэтому спуск и подъем блока противовыбросовых превенторов считается одной из наиболее дорогостоящих операций в строительстве подводных скважин.

При использовании известных из уровня техники способов, первую перегородку "В1" обычно устанавливают над коллектором или пластом, как показано на фиг.2. Если скважина должна консервироваться, следует установить вторую перегородку "В2" в какое-либо другое место в стволе скважины и проверить ее перед удалением блока противовыбросовых превенторов.

Многолетняя общепринятая в промышленности практика состоит в размещении второй перегородки В2 вблизи верхнего торца скважины, обычно в устье 11 скважины, либо в верхнем торце последней из обсадных колонн 20, как показано на фиг.2. Эта вторая перегородка В2 обычно реализуется в виде цементной пробки. Однако с недавних пор цементные пробки стали заменять механическими перегородками, что связано с проблемами сохранения чистоты при удалении цементных пробок. Типы механических перегородок, используемых в качестве второй перегородки, включают устройства, удаляемые при помощи каната или бурильной трубы, такие как заглушки и пакеры.

Имеется ряд факторов, обусловливающих мотивацию компаний-разработчиков размещать вторую перегородку поблизости от верха скважины. Один из основных - это невысокая стоимость спуска и/или подъема второй перегородки, когда она размещается в верхней части ствола скважины. Также распространено мнение, что первая и вторая перегородки должны отстоять друг от друга как можно дальше, чтобы облегчить независимую проверку каждой из них. При близком расположении первой и второй перегородок, независимая проверка целостности второй перегородки считалась практически невозможной. Целостность первой перегородки проверяют, заполняя ствол скважины буровым раствором и создавая избыточное давление в столбе раствора до заданного значения. Вследствие сжимаемости раствора или увлеченного им газа, давление, перед тем как выровняться, обычно кратковременно падает. Если перегородка протекает, выравнивания давления не происходит.

Эту методику повторяют после установки второй перегородки. Когда вторая перегородка расположена вблизи верхнего торца ствола скважины, то количество бурового раствора, требуемого для испытания на герметичность и к которому прилагается избыточное давление, при сохранении целостности второй перегородки, весьма мало. Поэтому проникновение раствора через верхнюю перегородку легко обнаруживать.

Для подготовки скважины к эксплуатации в ствол скважины устанавливают "колонну для заканчивания скважины". Термин "колонна для заканчивания скважины", используемый далее в настоящей заявке, обозначает трубы и оборудование, которые устанавливают в ствол скважины для обеспечения добычи углеводородов из пласта. На верхнем торце колонна для заканчивания скважины обычно оканчивается трубной подвеской, за которую она и подвешена. Колонна для заканчивания скважины обычно включает в себя кольцеобразный эксплуатационный пакер, расположенный вблизи нижнего конца колонны. Пакер изолирует затрубное пространство ствола скважины от колонны для заканчивания скважины, причем затрубное пространство - это пространство, через которое может протекать флюид, расположенное между колонной для заканчивания скважины и обсадной колонной и/или хвостовиком. Нижний конец колонны для заканчивания скважины обычно называют "хвостовой трубой".

Когда скважина готова для эксплуатации, нефть, вода и/или газ проходят через хвостовик или обсадную трубу и через колонну для заканчивания скважины к устройству регулирования эксплуатационного дебита скважины, расположенному на устье скважины или над ним.

Способы консервации скважины, известные из уровня техники, требуют удалять верхнюю перегородку перед заканчиванием скважины. Чтобы обеспечить наличие требуемой второй перегородки, следует переустановить над скважиной блок противовыбросовых превенторов, что является давно и повсеместно используемой промышленной практикой. При этом блок противовыбросовых превенторов нельзя удалять до установки по меньшей мере двух перегородок где-либо в скважине. Требование устанавливать блок противовыбросовых превенторов порождает ряд проблем. Во-первых, все операции, которые необходимо провести до снятия блока превенторов, ограничены таким оборудованием, которое способно пройти через внутренний диаметр канала блока противовыбросовых превенторов. Во-вторых, в канале блока противовыбросовых превенторов (и связанной с ним водоотделяющей колонны для подводных скважин) может находиться мусор, такой как продукты износа, цемент и/или стружка в плашках (запорных элементах) или кольцеобразных полостях блока превенторов, а также обломки выбуренной породы в буровом снаряде и/или в штуцерной линии, и/или продукты коррозии в водоотделяющей колонне. Следовательно, одна из проблем в практике строительства скважин предшествующего уровня техники состоит в большом количестве мусора, который накапливается по мере прохождения колонны для заканчивания скважины и другого оборудования через канал блока противовыбросовых превенторов и/или связанной с ним водоотделяющей колонны. В-третьих, с необходимостью спускать и возвращать на место блок противовыбросовых превенторов при операциях по строительству скважины связаны значительные издержки, увеличивающие стоимость этих операций, которая прямо пропорциональна продолжительности отводимого на эти операции времени нахождения буровой установки на скважине.

Имеется потребность в разработке занимающего меньше времени и, следовательно, более дешевого способа строительства скважин.

Следует понимать, что хотя в заявке используются ссылки на предшествующий уровень техники, эти ссылки не являются признанием того, что заявка является частью общеизвестного уровня техники, как в Австралии, так и в любой другой стране.

В кратком изложении сущности изобретения, а также в дальнейшем описании и последующей формуле изобретения, за исключением тех случаев, когда это связано с необходимостью, диктуемой языком, или необходимостью особенным образом выразить смысл, слова "содержать/включать в себя" или их формы, такие как "содержит/включает в себя" или "содержащий/включающий в себя", используются в охватывающем значении, т.е. с целью точно определить наличие заявляемых признаков, но не с целью априорного исключения наличия или добавления дальнейших признаков в различных вариантах осуществления изобретения.

Краткое изложение сущности изобретения

Настоящее изобретение основано на реализации открытия, что операции по строительству скважин можно радикально упростить, размещая каждую из по меньшей мере двух независимо проверяемых перегородок (герметичность каждой из которых может быть независимо проверена) ниже ожидаемого уровня глубины нижнего конца колонны для заканчивания скважины. При отказе от размещения каждой из этих перегородок в стволе скважины выше, обе перегородки могут оставаться на своем месте во время операций по консервации и заканчиванию, что приводит к устранению необходимости использования блока противовыбросовых превенторов в качестве дополнительного средства контроля над скважиной. Результатом этого является значительная экономия времени нахождения на скважине буровой установки и, следовательно, стоимость строительства скважины существенно снижается.

Термин "перегородка", используемый в данном описании и формуле изобретения, обозначает физическое средство, способное образовать затвор с целью предотвращения неконтролируемого выхода потока флюида с той стороны перегородки, которая находится под давлением. Для выполнения функции перегораживания указанное средство должно быть способно сохранять свое положение в стволе скважины. Перегородку не обязательно извлекать. Несколько средств могут использоваться комбинированно для создания перегородки и в этом случае одно или несколько соответствующих средств служат в качестве средства герметизации, а одно или несколько средств используются для закрепления перегородки по месту, обычно вплотную с внутренней стенкой одной из обсадных труб или хвостовика.

Термин "глубоко посаженная перегородка", используемый в настоящем описании, относится к перегородке, которая помещена ниже уровня нижнего конца насосно-компрессорной колонны (обычно подвешенной посредством подвески насосно-компрессорной колонны или другого устройства), когда колонну устанавливают в окончательное положение в скважине.

Термин "блок противовыбросовых превенторов", используемый в настоящей заявке, включает как блоки превенторов, устанавливаемые на поверхности, так и подводные блоки. Блок противовыбросовых превенторов обычно содержит комбинацию труб и глухих плашек, кольцеобразных защитных средств, штуцерных линий и линий глушения, а также может включать в себя находящуюся в самом низу соединительную муфту и уходящую вверх и/или вниз водоотделяющую колонну.

В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения предлагается способ консервации скважины, в соответствии с которым:

устанавливают в скважине первую перегородку,

проверяют целостность первой перегородки,

устанавливают в скважине над первой перегородкой по меньшей мере одну вторую перегородку с образованием пространства между первой и второй перегородками, и

проверяют целостность второй перегородки,

причем первая и вторая перегородки находятся под нижним концом колонны для заканчивания скважины, установленной в скважину и остающейся на месте, пока она законсервирована.

В предпочтительном варианте проверка целостности второй перегородки включает измерение давления в пространстве между первой и второй перегородками.

В предпочтительном варианте одну или обе из первой и второй перегородок выбирают из следующей группы: цементная пробка, неперфорированный хвостовик, секция неперфорированной обсадной трубы, клапан головки хвостовика, глухой пакер, изолирующая заглушка, расширяющийся пакер, опускаемая заглушка, разрывной диск, или гидравлический пакер-пробка.

Одна или обе из первой и второй перегородок могут быть выполнены в виде комбинации физического устройства, средства его фиксации в скважине герметизирующего средства. В предпочтительном варианте герметизирующее средство выбирают из следующей группы: шаровой клапан, заслонка, скользящая муфта, герметичная заглушка циклического действия, извлекаемая канатная пробка, разрывной диск, средство разобщения пластов, дисковый нож, и открываемое давлением средство.

Герметизирующее средство может быть размещено на удалении от указанного физического устройства или в том же месте.

В предпочтительном варианте способа дополнительно устанавливают подвеску первого хвостовика или подвеску первого и второго хвостовиков. Наиболее предпочтительно, чтобы одна или обе из первой и второй перегородок были установлены внутри подвески первого или второго хвостовика.

В качестве альтернативы или дополнения в скважину устанавливают первый хвостовик или первый и второй хвостовики. В этом случае наиболее предпочтительно, чтобы одна или обе из первой и второй перегородок были установлены внутри первого или второго хвостовика.

В предпочтительном варианте скважина содержит по меньшей мере одну обсадную колонну, и первая и/или вторая перегородки установлены внутри по меньшей мере одной обсадной колонны.

В соответствии со вторым из аспектов настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, в соответствии с которым:

устанавливают в скважине первую перегородку,

проверяют целостность первой перегородки,

устанавливают в скважине по меньшей мере одну вторую перегородку в положении над первой перегородкой, с образованием пространства между первой и второй перегородками,

проверяют целостность второй перегородки,

посредством первой и второй перегородок обеспечивают возможность контроля над скважиной во время установки в скважину колонны труб для заканчивания скважины, причем у этой колонны имеется нижний конец, и

устанавливают устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины для регулирования потока флюидов через скважину,

причем первая и вторая перегородки находятся под нижним концом установленной в скважину колонны для заканчивания скважины.

В предпочтительном варианте способа перед этапом установки в скважину колонны для ее заканчивания в устье скважины устанавливают трубную головку.

Устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины может представлять собой фонтанную арматуру.

В предпочтительном варианте устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины может быть горизонтальной фонтанной арматурой. Наиболее предпочтительно, чтобы горизонтальная фонтанная арматура имела корпус, в котором своим верхним концом оканчивалась бы колонна для заканчивания скважины, подвешенная за подвеску колонны, а способ дополнительно включает этап сборки узла, содержащего горизонтальную фонтанную арматуру и подвеску колонны, посредством посадки подвески колонны на корпус горизонтальной фонтанной арматуры и фиксации подвески на корпусе, перед этапом установки на скважину устройства регулирования эксплуатационного дебита.

В качестве альтернативы фонтанная арматура может быть вертикальной фонтанной арматурой.

В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения предлагается способ ремонта законченной скважины, содержащей устройство регулирования эксплуатационного дебита и колонну для заканчивания, установленную в ствол и имеющую нижний конец и верхний конец, закрепленный в подвеске колонны, за которую она подвешена, заключающийся в том, что:

устанавливают в скважине первую перегородку,

проверяют целостность первой перегородки,

устанавливают в скважине над первой перегородкой по меньшей мере одну вторую перегородку с образованием пространства между первой и второй перегородками,

проверяют целостность второй перегородки,

посредством первой и второй перегородок обеспечивают возможность контроля над скважиной во время удаления из скважины подвески колонны, колонны для заканчивания скважины или устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины, или и того и другого,

причем первая и вторая перегородки находятся под нижним концом установленной в скважину колонны для заканчивания скважины.

В предпочтительном варианте горизонтальная фонтанная арматура имеет корпус и способ дополнительно содержит этап удаления подвески колонны и/или колонны для заканчивания скважины из корпуса горизонтальной фонтанной арматуры путем отсоединения подвески колонны от корпуса фонтанной арматуры.

В качестве альтернативы горизонтальная фонтанная арматура имеет корпус, и способ включает в себя этап удаления горизонтальной фонтанной арматуры и колонны для заканчивания скважины в виде единого узла.

В предпочтительном варианте способ ремонта скважины включает этап использования первой и второй перегородок для обеспечения контроля над скважиной до тех пор, пока подвеска колонны, колонна для заканчивания скважины и/или устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины не будут повторно установлены в скважину.

В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения предлагается законсервированная скважина, содержащая:

ствол скважины, имеющий верхний конец,

оборудование устья скважины, установленное в зоне верхнего конца ствола скважины, и

по меньшей мере одну первую и одну вторую независимо проверенные перегородки, размещенные в стволе скважины на расстоянии друг от друга с образованием пространства между ними, причем первая и вторая перегородки расположены ниже предполагаемой глубины нижнего конца установленной в скважину колонны для заканчивания скважины.

В соответствии с пятым аспектом настоящего изобретения предлагается законченная скважина, содержащая:

ствол скважины, имеющий верхний конец,

оборудование устья скважины, установленное в зоне верхнего конца ствола скважины,

устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины, установленное на устье скважины или над ним,

колонну для заканчивания скважины, установленную в скважину и имеющую нижний конец, и

по меньшей мере одну первую и одну вторую независимо проверенные перегородки, размещенные в стволе скважины на определенном расстоянии друг от друга с образованием пространства между ними и под нижним концом колонны для заканчивания скважины.

В предпочтительном варианте законсервированная или законченная скважины содержат дополнительно устройство измерения давления для генерирования сигнала, характеризующего значение давления в пространстве между первой и второй перегородками. Более предпочтительно, чтобы законсервированная или законченная скважина дополнительно содержала средство приема сигнала, генерированного устройством измерения давления. Еще более предпочтительно, чтобы законсервированная или законченная скважина дополнительно содержала средство передачи сигнала от средства измерения давления к средству приема сигнала давления.

В предпочтительном варианте устройство измерения давления представляет собой датчик.

Законсервированная или законченная скважина может быть подводной, наземной или скважиной с надводным устьевым оборудованием.

В предпочтительном варианте законсервированная или законченная скважина дополнительно содержат первый хвостовик или первый и второй хвостовики, установленные в скважину. Наиболее предпочтительно, что одна или обе из первой и второй перегородок были размещены в первом или втором хвостовике.

В предпочтительном варианте законсервированная или законченная скважина содержит по меньшей мере одну обсадную колонну и одна или обе из первой и второй перегородок размещены внутри обсадной колонны.

В предпочтительном варианте законченная скважина содержит дополнительно трубную головку, установленную в устье скважины.

В предпочтительном варианте устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины является фонтанной арматурой. Более предпочтительно, чтобы устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины представляло собой горизонтальную фонтанную арматуру. В качестве альтернативы, устройство регулирования эксплуатационного дебита скважины может быть вертикальной фонтанной арматурой.

В соответствии с шестым аспектом настоящего изобретения предлагается система сдвоенных перегородок для использования при консервации, заканчивании или ремонте скважин, содержащая:

первую и вторую перегородки, размещенные в стволе скважины на расстоянии друг от друга с образованием между ними пространства,

средство измерения давления для генерирования сигнала, характеризующего значение давления в пространстве между первой и второй перегородками,

средство приема сигнала давления, генерированного средством измерения давления, и

средство передачи сигнала от средства измерения давления к средству приема сигнала давления.

В соответствии с седьмым аспектом настоящего изобретения предлагается способ заканчивания подводной скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры для регулирования эксплуатационного дебита скважины, заключающийся в том, что:

собирают узел, устанавливая верхний конец колонны для заканчивания скважины в подвеске колонны, за которую ее подвешивают и которая удерживается в горизонтальной фонтанной арматуре, и

спускают собранный узел к подводной скважине,

причем при сборке указанного узла подвеску колонны и горизонтальную фонтанную арматуру располагают над поверхностью воды.

В предпочтительном варианте сборка узла дополнительно включает посадку подвески колонны на корпус фонтанной арматуры и фиксацию подвески на корпусе. В более предпочтительном варианте способ заканчивания подводной скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры для регулирования эксплуатационного дебита дополнительно включает в себя проверку целостности собранного узла над поверхностью воды.

В предпочтительном варианте проверка целостности включает в себя проверку гидравлических и электрических мест стыковки подвески колонны с корпусом фонтанной арматуры. В наиболее предпочтительном варианте проверка целостности дополнительно включает проверку герметичности узла.

В предпочтительном варианте при спуске узла к скважине осуществляют установку модуля (блока) нижней части водоотделяющей колонны на горизонтальную фонтанную арматуру.

Краткое описание чертежей

Ниже сущность изобретения поясняется на примере его предпочтительного осуществления со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых для обозначения однотипных элементов конструкции использованы аналогичные ссылочные номера и на которых показано:

на фиг.1 - типовая буровая скважина перед консервацией с использованием способов консервации предшествующего уровня техники,

на фиг.2 - скважина, законсервированная в соответствии с обычным способом консервации предшествующего уровня техники,

на фиг.3 - первый этап последовательности заканчивания скважины по первому варианту настоящего изобретения с изображением размещения обсадных колонн и хвостовика, а также двойных глубоки посаженных перегородок при нахождении на месте блока противовыбросовых превенторов,

на фиг.4 - следующий этап последовательности заканчивания скважины по первому варианту настоящего изобретения с изображением законсервированной скважины с двойными глубоко посаженными перегородками,

на фиг.5 - один из вариантов системы двойного перегораживания, используемый при консервации скважины,

на фиг.6 - очередной этап последовательности заканчивания скважины в соответствии с настоящим изобретением с изображением узла горизонтальной фонтанной арматуры и подвески колонны после консервации скважины в соответствии с фиг.4,

на фиг.7 - очередной этап последовательности заканчивания скважины в соответствии с настоящим изобретением с изображением использования модуля нижней части водоотделяющей колонны для спуска узла горизонтальной фонтанной арматуры и подвески колонны к устью скважины,

на фиг.8 - очередной этап последовательности заканчивания скважины в соответствии с настоящим изобретением с изображением узла горизонтальной фонтанной арматуры и подвески колонны в положении у устья скважины,

на фиг.9 - очередной этап последовательности заканчивания скважины в соответствии с настоящим изобретением с изображением установки двойных перегородок в подвеску колонны и/или защитный колпак подводной фонтанной арматуры или в комбинированный узел подвески и колпака,

на фиг.10 - заключительный этап последовательности заканчивания скважины в соответствии с настоящим изобретением с изображением законченной скважины с двойными перегородками в подвеске колонны и в колпаке подвески колонны,

на фиг.11 - один из этапов последовательности заканчивания скважины в соответствии с первым вариантом настоящего изобретения с использованием вертикальной фонтанной арматуры для регулирования эксплуатационного дебита, с изображением использования инструмента для спуска подвески колонны и направляющего механизма для ориентирования, посадки и фиксирования подвески колонны на устье скважины,

на фиг.12 - следующий этап последовательности заканчивания скважины по первому варианту настоящего изобретения с изображением вертикальной фонтанной арматуры вместе с модулем нижней части водоотделяющей колонны и соединительным устройством, способным к аварийной расстыковке, которые подготовлены на нижней палубе,

на фиг.13 - очередной этап последовательности заканчивания скважины по первому варианту настоящего изобретения с изображением скважины после того, как вертикальная фонтанная арматура, модуль нижней части водоотделяющей колонны и соединительное устройство, способное к аварийной расстыковке, установлены над подвеской колонны,

на фиг.14 - очередной этап последовательности заканчивания скважины по первому варианту настоящего изобретения с изображением скважины, когда глубоко посаженные перегородки удалены, а за надежность контроля над скважиной отвечает фонтанная задвижка вертикальной фонтанной арматуры и/или модуль нижней части водоотделяющей колонны с выполнением предписанных законом требований к наличию по меньшей мере двух проверяемых перегородок,

на фиг.15 - законченная скважина по первому варианту настоящего изобретения, когда защитный колпак подводной фонтанной арматуры установлен на место,

на фиг.16 - один из этапов последовательности заканчивания скважины в соответствии со вторым предпочтительным вариантом настоящего изобретения с изображением размещения трубной головки в устье скважины после консервации скважины в соответствии с фиг.4,

на фиг.17 - следующий этап последовательности заканчивания скважины в соответствии со вторым вариантом настоящего изобретения с изображением использования инструмента для спуска подвески колонны и направляющего механизма для ориентирования, посадки подвески колонны на трубную головку и фиксирования подвески на головке,

на фиг.18 - очередной этап последовательности заканчивания скважины в соответствии со вторым вариантом настоящего изобретения с изображением вертикальной фонтанной арматуры вместе с модулем нижней части водоотделяющей колонны и соединительным устройством, способным к аварийной расстыковке, подготовленными на нижней палубе, в то время как двойные глубоко посаженные перегородки сохранены на месте,

на фиг.19 - очередной этап последовательности заканчивания скважины в соответствии со вторым вариантом настоящего изобретения с изображением скважины после того, как вертикальная фонтанная арматура, модуль нижней части водоотделяющей колонны и соединительное устройство, способное к аварийной расстыковке, установлены над подвеской колонны, глубоко посаженные перегородки удалены, а за надежность контроля над скважиной отвечают регуляторы расхода в каждом из вертикальных каналов вертикальной фонтанной арматуры и/или модуль нижней части водоотделяющей колонны, и

на фиг.20 - законченная скважина по второму варианту настоящего изобретения, когда защитный колпак подводной фонтанной арматуры установлен на свое место, и

на фиг.21-23 - альтернативные варианты конструкции системы сдвоенных перегородок по сравнению с теми, что изображены на фиг.5.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения

Перед тем, как приступить к описанию предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, следует отметить, что оно не ограничивается какой-либо конкретной последовательностью операций или какими-либо типами описываемых перегородок. Нужно также понимать, что используемая здесь терминология применяется исключительно в целях описания конкретных вариантов реализации и не направлена на ограничение объема притязаний настоящего изобретения. Если не оговаривается иное, все используемые в заявке технические и научные термины имеют тот смысл, какой в него вкладывают обычные специалисты в области техники, к которой относится настоящее изобретение.

В настоящей заявке, касающейся консервации, заканчивания и ремонта подводных скважин описываются предпочтительные варианты перегородок и способов осуществления, однако и другие типы перегородок и конкретные последовательности заканчивания и/или ремонта скважин, аналогичные или эквивалентные тем, что описываются в заявке, могут быть использованы на практике или для проверки в различных аспектах настоящего изобретения. Следует понимать, что настоящее изобретение в равной мере применимо как к наземным скважинам, так и к скважинам с надводным устьевым оборудованием.

Необходимо отметить, что фиг.1-20 не сведены к определенному масштабу, и что длина различных лифтовых и обсадных колонн и/или хвостовиков будет различной в зависимости от условий конкретного месторождения, таких как глубина воды над линией дна, а также глубина залегания и геологические характеристики конкретного коллектора или пластового резервуара, куда направлено бурение. Например, для подводных скважин линия дна может находиться как на 20, так и на 3000 метров ниже уровня воды, а коллекторы или пластовые резервуары могут залегать на глубине порядка одного-трех километров ниже линии дна.

Следует также отметить, что подводная фонтанная арматура варианта, показанного на фиг.3-10, относится к одноканальному типу, тогда как подводная фонтанная арматура варианта, показанного на фиг.11-15 и 17-20, принадлежит к двухканальному типу. Следует понимать, что различные аспекты настоящего изобретения равным образом применимы к одноканальным, двухканальным и многоканальным скважинам.

Первый предпочтительный вариант способа консервации скважины проиллюстрирован последовательностью фиг.3 - фиг.4. В соответствии с фиг.3 подводную скважину 10 пробурили, оборудовали устье 11 и установили донную направляющую платформу 12. Для временного контроля над скважиной на устье 11 устанавливают подводный блок противовыбросовых превенторов 40, а также связанную с ним водоотделяющую колонну 42. Впоследствии контроль над скважиной будет осуществляться размещением в определенном месте по меньшей мере двух независимо проверяемых перегородок.

В скважину 10 установлено требуемое число обсадных колонн. В варианте, иллюстрируемом на фиг.3, первая обсадная колонна 14 номинального размера 30 дюймов устанавливается в первую очередь. Вторую обсадную колонну 16 номинального размера 20 дюймов спускают через устье 11 и цементируют в заданной позиции. Третью обсадную колонну 18, имеющую номинальный размер 13³ /₈ дюйма, устанавливают внутри второй обсадной колонны 16. Четвертую, и последнюю, обсадную колонну 20, имеющую номинальный размер 9⁵/8 дюйма, устанавливают внутри третьей обсадной трубы 18.

Следует понимать, что тогда как на фиг.3 показаны четыре концентрические обсадные колонны, настоящее изобретение равным образом применимо к подводным скважинам, оборудованным любым числом обсадных колонн с другими номинальными размерами, которые могут потребоваться.

На фиг.3 показано, что далее внутрь последней обсадной колонны 20 устанавливают первый хвостовик 22. Хвостовик 22 подвешен за подвеску 24 первого хвостовика. Следует иметь в виду, что тогда как хвостовик 22 и его подвеска 24 использованы в варианте, иллюстрируемом на фиг.3, показанный способ консервации скважины равным образом применим к скважинам, в которых не используются хвостовики и подвески для них. Первую глубоко посаженную перегородку 26 устанавливают в подвеску 24 первого хвостовика и/или в первый хвостовик 22. Затем проверяют целостность первой перегородки 26. Далее в последней обсадной колонне 20 над подвеской 24 первого хвостовика размещают подвеску 28 второго хвостовика совместно со вторым хвостовиком 23, задавая пространство 35 между ними. Вторую глубоко посаженную перегородку 30 устанавливают в подвеску 28 второго хвостовика и/или во второй хвостовик 23 и независимо проверяют целостность второй перегородки 30.

Один из предпочтительных вариантов установки двух независимо проверяемых глубоко посаженных перегородок в виде системы 32 сдвоенных перегородок (двойного перегораживания) показан на фиг.5. В соответствии с фиг.5 первая перегородка 26 выполнена в виде комбинации физического устройства в форме первой заглушки (пробки) 25 и отдельного герметизирующего средства в форме первого кольцевого уплотнения 27. Первая заглушка 25 зафиксирована и перекрывает канал подвески 24 первого хвостовика и/или первого хвостовика 22. Первым кольцевым уплотнением 27 совместно с подвеской 24 первого хвостовика и/или первым хвостовиком 22 перекрывают промежуток между наружной стенкой подвески 24 первого хвостовика и/или первого хвостовика 22 и внутренней стенкой последней обсадной колонны 20. Затем с использованием известных методик проверяют целостность первой перегородки 26.

Вторую перегородку 30 системы 32 сдвоенных перегородок, как показано на фиг.5, образуют вначале посредством установки второй подвески 28 второго хвостовика совместно со вторым хвостовиком 23 над подвеской 24 первого хвостовика с формированием пространства 35 между ними.

Вторую перегородку 26 выполняют в виде комбинации физического устройства в форме второй заглушки 27, представляющей собой съемную канатную пробку, и отдельного герметизирующего средства в форме второго кольцевого уплотнения 29. Вторая заглушка 27 зафиксирована и перекрывает канал подвески 28 второго хвостовика и/или второго хвостовика 23. Вторая кольцевая перемычка 29 совместно с подвеской 28 второго хвостовика и/или вторым хвостовиком 23 перекрывает промежуток между наружной стенкой подвески 28 второго хвостовика и/или вторым хвостовиком 23 и внутренней стенкой последней обсадной колонны 20.

Далее может быть проверена целостность второй перегородки 30. Ранее считалось, что перегородки, на которые полагаются для осуществления контроля над скважиной во время операций по заканчиванию и ремонту скважин, не должны, как обсуждалось выше, располагаться близко одна к другой. Это связано с бытовавшим мнением о затруднительности проверки независимости второй перегородки при относительно малом объеме пространства между перегородками.

Данную проблему удается обойти в варианте, показанном на фиг.5, путем установки средства измерения давления в виде датчика 34 давления в пространство 35 между первой и второй перегородками. Датчик 34 давления способен генерировать сигнал, характеризующий значение давления в пространстве 35. Сигнал от датчика 34 давления передается к приемнику сигнала давления с использованием любого из подходящих средств, например в виде радиосигнала, по разрушаемой проводной линии или разъемной проводной линии.

В варианте, показанном на фиг.5, приемник 36 сигнала давления встроен в спускной инструмент 38 заглушки, который имеет электрическое соединение с устройством расшифровки сигнала давления (не показано), расположенным над поверхностью воды, обычно на площадке 46 буровой вышки или, что менее предпочтительно, на нижней палубе 44.

Следует понимать, что датчик 34 давления не обязательно должен быть связан со второй перегородкой 30, и единственное условие состоит в том, чтобы датчик 34 давления был способен генерировать сигнал, характеризующий значение давления в пространстве между первой и второй перегородками. Датчик 34 давления можно, следовательно, располагать как на верхней поверхности первой перегородки, так и на наружной стенке подвески хвостовика или на внутренней стенке секции самой нижней обсадной колонны.

При работе сигнал от датчика 34 давления принимается и расшифровывается приемником 36 сигнала давления, что обеспечивает независимую проверку целостности второй перегородки 30 после того, как целостность первой перегородки 26 была независимо проверена.

Размещение по меньшей мере двух независимо проверяемых перегородок внутри подвесок хвостовиков в предпочтительном варианте представляет собой один из путей размещения этих перегородок. Другие варианты установки первой и второй перегородок в системе сдвоенных перегородок описаны ниже со ссылкой на фиг.21-23.

На фиг.21 первая (нижняя) перегородка 26 образована либо средством изоляции верха хвостовика, многофункциональным поршневым устройством, шаровым клапаном или заслонкой, которые образуют перегородку поперек полной ширины канала хвостовика 22. Вторая (верхняя) перегородка 30 создается посредством механического устройства, такого как канатная пробка, и также устанавливаемого в первом хвостовике 22.

На фиг.22 первая перегородка 26 образована закрывающим весь канал извлекаемым канатным устройством или цементной пробкой в первом хвостовике 22. Вторая перегородка 30 образована средством изоляции верха хвостовика, многофункциональным поршневым устройством, шаровым клапаном или заслонкой, также установленными в первом хвостовике 22.

На фиг.23 первая перегородка 26 образована закрывающим весь канал извлекаемым канатным устройством или цементной пробкой в первом хвостовике 22. Вторая перегородка 30 образована извлекаемой (съемной) канатной или цементной пробкой, установленной так, чтобы полностью перекрывать канал последней обсадной колонны 20.

Первая и/или вторая перегородки, таким образом, могут в равной мере быть выбраны из следующей группы: цементная пробка, неперфорированный хвостовик, секция неперфорированной обсадной трубы, клапан головки хвостовика, глухой пакер, изолирующая заглушка, расширяющийся пакер, опускаемая заглушка, разрывной диск, или гидравлический пакер-пробка.

Любая одна или обе из первой и второй перегородок могут быть устроены в комбинации со средством для закрепления положения заглушки или оснащены отдельным герметизирующим средством. Средство для закрепления положения заглушки и герметизирующее средство не обязательно должны быть расположены в одном и том же положении как в обсадной колонне, так и в хвостовике и/или в подвеске хвостовика. Подходящие герметизирующие средства включают в свое число, но не ограничиваются им, следующие устройства: шаровые клапаны, заслонки, скользящие муфты, герметичные заглушки циклического действия, канатные пробки, разрывные диски, устройства для разобщения пластов, дисковые ножи, и/или открываемые давлением устройства.

Как одну из возможных перегородок можно рассматривать и гидростатический напор бурового раствора, заполняющего ствол скважины, при условии, что имеется возможность наблюдать за уровнем столба бурового раствора и при необходимости производить доливание до верха скважины. Этот случай может использоваться для заканчивания скважины в соответствии с предпочтительными вариантами осуществления настоящего изобретения. Однако, когда возникает необходимость удаления столба бурового раствора, чтобы облегчить установку в ствол колонны для заканчивания скважины, полагаться на такую перегородку обычно не приходится, особенно при консервации скважины, разве что за исключением пластов, характеризующихся пониженным пластовым давлением.

Оснастив скважину 10 двумя независимо проверенными глубоко посаженными перегородками 26 и 30, можно демонтировать и поднять на буровую вышку блок противовыбросовых превенторов 40. Скважина, как показано на фиг.4, при этом может считаться законсервированной и теперь ее можно заканчивать или оставить в таком положении для заканчивания спустя какое-то время.

Преимущество консервации скважины в таком состоянии, т.е. с первой и второй глубоко посаженными перегородками, находящимися на своем месте, заключается в том, что впервые становится возможным устанавливать колонну для заканчивания скважины без необходимости использовать блок противовыбросовых превенторов для функционального обеспечения одной или обеих перегородок.

Другое преимущество, предоставляемое возможностью консервировать скважину в таком положении, с по меньшей мере двумя глубоко посаженными перегородками, состоит в том, что становится возможным бурить и консервировать по нескольку скважин на пласте одного месторождения с использованием буровых установок, оборудованных блоком противовыбросовых превенторов 40 и системой трубопроводов для обсадных труб, хвостовиков и колонн для заканчивания скважин. Когда таким образом, как показано на фиг.4, консервируют несколько скважин, блок противовыбросовых превенторов 40 уже не нужен, и буровую установку можно перемещать в другое место. Более того, когда проводят бурение и консервацию нескольких скважин с использованием вариантов настоящего изобретения, блок противовыбросовых превенторов 40 можно перемещать в горизонтальном направлении (под водой) от одной скважины к другой без необходимости поднимать его на буровую вышку при переходе от скважины к скважине. Следовательно, существует потенциальная возможность заканчивания законсервированных скважин с использованием судов меньшего типа, чем обычно требуется для устанавливания подвески эксплуатационных труб и вертикальной фонтанной арматуры.

Еще одно преимущество консервации скважины способом, показанным на фиг.4, состоит в возможности проведения периодических измерений подвески обсадной колонны посредством подводного аппарата дистанционного управления, в то время как скважина при необходимости остается законсервированной.

Последовательность этапов, используемых для заканчивания скважины с готовностью к ее эксплуатации, отчасти зависит от типа устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины или фонтанной арматуры, выбранной для регулирования потока из скважины во время эксплуатации. Следует понимать, что варианты осуществления настоящего изобретения не ограничиваются конкретным типом устройства, используемого для регулирования потока флюида в скважину и/или из скважины. Фонтанная арматура подразделяется на два обширных типа, а именно горизонтальная фонтанная арматура и вертикальная фонтанная арматура.

Ниже описан способ заканчивания и/или ремонта подводной скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры в качестве устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины. Типовой для уровня техники способ заканчивания скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры заключается в следующей последовательности этапов: а) блок противовыбросовых превенторов используют для контроля над скважиной во время бурения, обсаживания и (по желанию) установки хвостовика, б) первую перегородку устанавливают на место над коллектором или пластовым резервуаром, в) проверяют целостность первой перегородки, г) после этого устанавливают вторую перегородку ближе к верхнему концу ствола скважины или в устье скважины, д) проверяют целостность второй перегородки, е) после этого с устья скважины удаляют блок противовыбросовых превенторов для облегчения установки на устье горизонтальной фонтанной арматуры, ж) блок противовыбросовых превенторов вновь спускают и устанавливают на горизонтальной фонтанной арматуре для обеспечения контроля над скважиной, когда вторая (верхняя) перегородка удалена, чтобы пропустить колонну для заканчивания скважины через ствол, з) инструмент спуска подвески колонны используют в комбинации с фонтанным оборудованием для испытания скважин с подводным устьевым оборудованием с целью спустить, через внутренний канал подводного блока противовыбросовых превенторов и связанную с ним водоотделяющую колонну, колонну для заканчивания скважины, подвешенную за подвеску колонны, и) подвеску колонны направляют, сажают на корпус подводной горизонтальной фонтанной арматуры и фиксируют подвеску на корпусе, к) удаляют нижнюю перегородку, л) устанавливают новую первую перегородку внутри подвески колонны и проверяют ее, м) новую вторую перегородку устанавливают над первой, обычно во внутреннем защитном колпаке подводной фонтанной арматуры, и проверяют ее, и н) когда целостность новых первой и второй перегородок проверена, подводный блок противовыбросовых превенторов может быть извлечен, и скважина при этом готова к эксплуатации.

Вариант способа заканчивания скважины в этом аспекте настоящего изобретения для скважин, где в качестве устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины используется горизонтальная фонтанная арматура, проиллюстрирован в связи с законсервированной скважиной, показанной на фиг.3, 4 и 6-10. Подводную скважину 10 бурят и консервируют, как описано выше (см. фиг.3 и 4).

В соответствии с фиг.6, горизонтальная фонтанная арматура 50 размещена на нижней палубе 44 под площадкой 46 буровой вышки. Подвеска 60 колонны установлена внутри корпуса горизонтальной фонтанной арматуры 50. Колонна 62 для заканчивания скважины подвешена за подвеску колонны 60 и оборудована забойным предохранительным клапаном 64 и узлом пакера 65. У горизонтальной фонтанной арматуры 50 имеется корпус 52 с выступом 54 напротив выступа 63 соответствующей формы у подвески 60 колонны; выступы совмещаются, когда подвеска 60 колонны сажается на корпус 52 горизонтальной фонтанной арматуры 50. Горизонтальная фонтанная арматура 50 может быть также снабжена винтовой поверхностью (не показана) для ориентации подвески 60 колонны внутри горизонтальной фонтанной арматуры 50.

Установку подвески 60 колонны в горизонтальную фонтанную арматуру проводят над поверхностью воды, а более конкретно - на нижней палубе 44 под площадкой 46 буровой вышки с образованием объединенного узла 70 горизонтальной фонтанной арматуры и подвески колонны (ГФА/ПК), который можно спускать на место в скважине после проверки качества сборки. Для проверки целостности узла 70 ГФА/ПК проверяют все гидравлические и электрические места стыковки. Узел 70 ГФА/ПК можно также проверить на герметичность.

Возможность выполнять установку подвески колонны в корпус горизонтальной фонтанной арматуры над поверхностью воды и предпочтительно на нижней палубе буровой установки или судна является значительным преимуществом по сравнению с необходимостью выполнять установку и проверять соединения под водой.

В соответствии с фиг.7 над узлом 70 ГФА/ПК расположен модуль 80 нижней части водоотделяющей колонны (НВК) в то время, когда узел 70 ГФА/ПК находится на нижней палубе 44. Модуль 80 НВК оборудован плашками и/или клапанами в вертикальном канале в качестве перегораживающих средств. Модуль 80 НВК соединен с соединительным средством 90, способным к аварийной расстыковке, чтобы обеспечивать возможность разъединения с модулем 80 НВК при необходимости, например во время шторма.

В соответствии с фиг.8, как только модуль 80 НВК установлен, узел 70 ГФА/ПК и модуль 80 НВК спускают на устье скважины в одну операцию. Во время спуска узла 70 ГФА/ПК на устье 11 скважины, контроль над скважиной обеспечивается первой и второй перегородками 26 и 30 соответственно, которые остаются на месте.

Над модулем НВК устанавливают надставную вертикальную трубу в данном варианте одноканальный хвостовик 92 для заканчивания скважины, который оканчивается в расположенной на поверхности фонтанной арматуре 88. Хвостовик 92 для заканчивания скважины удерживают и напрягают обычным способом для приспособления к движениям буровой платформы в зависимости от состояния моря. Расположенная на поверхности фонтанная арматура 88 в сопряжении с модулем 80 НВК обеспечивает надлежащее регулирование давления для облегчения канатных операций и/или очистки скважины при необходимости.

Как только узел 70 ГФА/ПК установлен на устье 11 скважины, проводят испытание целостности сборки. Перегораживание при этом осуществляется плашками и/или клапанами модуля 80 НВК и/или клапанами расположенной на поверхности фонтанной арматуры 88 и/или клапанами фонтанной арматуры 50 с тем, чтобы соблюсти предписанные требования к наличию двух независимо проверяемых перегородок во время удаления, обычно с помощью каната, первой и второй перегородок 26 и 30 соответственно. Первую и вторую перегородки 26 и 30 соответственно, на этом этапе удаляют для подготовки скважины к эксплуатации.

В соответствии с фиг.9 после удаления второй и первой перегородок 30 и 26 соответственно, необходимо установить две новых независимых перегородки выше уровня отверстия выпуска флюида 68 в узле 70 ГФА/ПК. Заглушку 96 подвески колонны и заглушку 98 верхней подвески колонны или защитного колпака подводной фонтанной арматуры спускают по одноканальному хвостовику 92 для заканчивания скважины и устанавливают в подвеске 60 колонны и/или защитном колпаке 74 подводной фонтанной арматуры соответственно, чтобы обеспечить новые перегородки. Как только целостность заглушки 96 подвески колонны и заглушки 98 защитного колпака подводной фонтанной арматуры проверены, модуль 80 НВК и связанный с ним хвостовик 92 для заканчивания скважины из узла 70 ГФА/ПК удаляют.

В соответствии с фиг.10 заключительным этапом иллюстрируемой последовательности операций по заканчиванию скважины является установка колпака 71 для улавливания обломков породы; обычно для этого используют подводный аппарат дистанционного управления. После этого скважина готова к эксплуатации.

Когда требуется провести ремонтную операцию скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры для регулирования эксплуатационного дебита скважины, этапы, аналогичные описанным выше, выполняются в другом порядке. Ремонт может производиться с целью извлечения поврежденной фонтанной арматуры или поврежденной подвески колонны или обеих конструкций. При использовании глубоко посаженных перегородок ремонтную операцию можно проводить без необходимости спускать к скважине блок противовыбросовых превенторов.

Пример способа ремонта подводной скважины с использованием горизонтальной фонтанной арматуры в качестве устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения описан ниже со ссылкой на фиг.6-10, на которых для обозначения однотипных элементов конструкции использованы аналогичные ссылочные номера. Как уже отмечалось выше, - по отношению к заканчиванию скважин при использовании горизонтальной фонтанной арматуры в качестве устройства регулирования эксплуатационного дебита, следует понимать, что конкретная последовательность этапов может быть разной в зависимости от цели конкретной ремонтной операции. Последующее описание относится к удалению узла 70 ГФА/ПК. На первом этапе удаляют, обычно с использованием подводного аппарата дистанционного управления, колпак 71 для улавливания обломков породы. Модуль 80 НВК и соединительное средство 90, подготавливают на нижней палубе 44. Этот узел модуля 80 НВК и соединительного устройства затем спускают на хвостовике 92 для заканчивания скважины в положение над вертикальной фонтанной арматурой. Расположенную на поверхности фонтанную арматуру 88 монтируют обычным способом, а модуль 80 НВК устанавливают на вершину горизонтальной фонтанной арматуры 50.

Герметичность соединений между модулем 80 НВК и горизонтальной фонтанной арматурой 50 проверяют обычно под давлением или с использованием другой функциональной диагностики. Как только модуль 80 НВК установлен в позицию, плашки и/или клапаны, находящиеся в вертикальном канале модуля 80 НВК, удовлетворяют требованию к наличию двух независимо проверяемых перегородок, что дает возможность удалить заглушку 98 защитного колпака подводной фонтанной арматуры и заглушку 96 подвески колонны. Эти заглушки обычно извлекают при помощи каната.

Следующий этап состоит в восстановлении прежнего положения первой глубоко посаженной перегородки 26, в данном варианте, в подвеске 24 первого хвостовика. Проверяют целостность первой перегородки 26. Затем устанавливают вторую глубоко посаженную перегородку 30, в данном варианте, в подвеску второго хвостовика 28, и целостность перегородки проверяют обычным образом.

Как только целостность первой и второй перегородок 26 и 30 соответственно проверена, узел 70 ГФА/ПК можно отсоединить от устья 11 скважины и поднять над поверхностью водного горизонта 66. Можно рассчитывать, что первая и вторая перегородки 26 и 30 соответственно удовлетворяют предписанным требованиям к наличию двух независимо проверяемых перегородок во время ремонтной операции.

Требуемые наладочные, профилактические и прочие ремонтные работы горизонтальной фонтанной арматуры и/или подвески колонны, обычно проводят на площадке 46 буровой вышки или на нижней палубе 44. По окончании ремонта узел 70 ГФА/ПК восстанавливают над линией водного горизонта 66 и возвращают в скважину 10 с использованием методики, описанной выше в отношении осуществления заканчивания скважины при использовании горизонтальной фонтанной арматуры в качестве устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины.

Следует понимать, что ремонтную операцию в соответствии с данным аспектом настоящего изобретения при желании можно производить и без удаления горизонтальной фонтанной арматуры. В этом случае модуль 80 НВК и связанный с ним хвостовик 92 для заканчивания скважины спускают в скважину, как описано выше, что дает возможность удалить защитный колпак 74 подводной фонтанной арматуры и заглушки 98 и 96 в подвеске колонны. Первую и вторую глубоко посаженные перегородки 26 и 30 устанавливают и проверяют, как описано выше. Модуль 80 НВК затем поднимают на палубу 44.

Для удаления только подвески 60 колонны (совместно с колонной 62 для заканчивания скважины, подвешенной за подвеску 60), в скважину спускают инструмент для спуска подвески колонны (не показан), при помощи которого разъединяют подвеску 60 и корпус фонтанной арматуры и поднимают подвеску 60 вместе с колонной 62, оставляя горизонтальную фонтанную арматуру 50 на устье скважины 11.

Для скважин, где для регулирования эксплуатационного дебита используют горизонтальную фонтанную арматуру, примеры заканчивания и/или ремонта в соответствии с вариантами настоящего изобретения подробно описаны ниже со ссылкой на фиг.11-20, на которых для обозначения однотипных элементов конструкции использованы аналогичные ссылочные номера. Сначала скважину бурят, обсаживают и консервируют, как это описано со ссылкой на фиг.3 и 4.

В соответствии с фиг.11 колонну 62 для заканчивания скважины собирают на площадке 46 буровой вышки, оборудуя ее верхний конец подвеской 60. Инструмент 200 для спуска подвески колонны располагают над подвеской 60 колонны и используют для ориентирования, посадки и фиксирования подвески колонны на устье 11 скважины. Инструмент 200 для спуска подвески колонны используют также для обеспечения уплотнения между подвеской 60 колонны и устьем 11 скважины. Инструмент 200 для спуска подвески колонны оборудован механизмом 202 ориентации подвески колонны, который отконфигурирован для обеспечения сопряжения с направляющими устройствами, расположенными на донной направляющей платформе 12. При использовании концентрической фонтанной арматуры можно обойтись без указанного механизма 202.

Подвеску 60 колонны и подвешенную за нее колонну 62 для заканчивания скважины спускают в скважину через открытую воду вместе с инструментом 200 для спуска подвески колонны и механизмом 202 ориентации подвески колонны. Хвостовик 92 для заканчивания скважины или колонна для спуска отходит от инструмента 200 для спуска подвески колонны к площадке 46 буровой вышки. Во время спуска в скважину колонны 62 инструмента 200 для спуска подвески колонны с механизмом 202, основной контроль над скважиной обеспечивают по меньшей мере две независимо проверяемые перегородки 26 и 30. Эти перегородки остаются на месте по меньшей мере до того момента, пока колонна 62 для заканчивания не будет установлена в устье 11 скважины.

Проверив ориентацию подвески 60 колонны относительно устья 11 скважины, при необходимости используя инструмент 200 для спуска подвески колонны и механизм 202 ориентации подвески колонны, подвеску 60 колонны усаживают на устье 11 скважины и фиксируют на месте. Качество установки подвески 60 колонны в скважину контролируют, проверяя гидравлические и электрические места стыковки подвески 60 колонны с устьем 11 скважины и/или каким-либо внутрискважинным оборудованием.

Инструмент 200 для спуска подвески колонны и связанный с ним механизм 202 ориентации подвески колонны, а также хвостовик 92 для заканчивания скважины затем извлекают на пол буровой. Как показано на фиг.12, вертикальная фонтанная арматура 51 с таким же числом каналов потока, что и в подвеске 60 колонны, расположена на нижней палубе 44. При необходимости вертикальную фонтанную арматуру 51 оборудуют средством ориентации для содействия в ее правильном ориентировании относительно уже установленной подвески 60 колонны.

В соответствии с фиг.12 модуль 80 НВК располагается над вертикальной фонтанной арматурой 51 на нижней палубе 44. Модуль 80 НВК оборудован плашками и/или клапанами в вертикальном канале в качестве средства обеспечения перегораживания. Модуль 80 НВК представляет собой значительно меньший узел, чем блок противовыбросовых превенторов 40 и поэтому его можно спускать с меньшего судна, по сравнению с тем, которое требуется для размещения и спуска блока противовыбросовых превенторов 40. Модуль 80 НВК используется совместно с соединительным средством 90, чтобы обеспечивать возможность разъединения хвостовика 92 для заканчивания скважины с модулем 80 НВК при необходимости, например во время шторма.

В соответствии с фиг.13 модуль 80 НВК, соединительное средство 90 и горизонтальную фонтанную арматуру 51 спускают в скважину и устанавливают на устье 11 скважины. Надставная вертикальная труба в данном варианте - двухканальный хвостовик 92 для заканчивания скважины отходит вверх от соединительного средства 90 к площадке 46 буровой вышки. Хвостовик 92 для заканчивания скважины удерживают и напрягают обычным способом, известным из уровня техники, для приспособления к движениям буровой платформы в зависимости от состояния моря. Расположенную на поверхности фонтанную арматуру 88 используют совместно с модулем 80 НВК и/или фонтанной арматурой 51 для регулирования давления во время очистки скважины и с целью облегчить операции, связанные с каротажем и/или перфорированием.

В соответствии с фиг.14, как только вертикальная фонтанная арматура 51 сориентирована, посажена на устье 11 скважины и зафиксирована на нем, выполняют проверку гидравлических и электрических мест стыковки подвески 60 колонны и/или устья 11 скважины с вертикальной фонтанной арматурой 51. Каждый из проточных каналов вертикальной фонтанной арматуры 70 ГФА/ПК оборудован по меньшей мере двумя клапанами, заглушками и/или колпаками 75, которые используются для регулирования потока из скважины во время эксплуатации.

При этом рассчитывают на плашки в модуле 80 НВК, клапаны в узле расположенной на поверхности фонтанной арматуры 88 и/или клапаны в фонтанной арматуре 51 как на средства удовлетворения предписанных требований к наличию двух независимо проверяемых перегородок. В это время вторую и первую перегородки, 30 и 26 соответственно удаляют, обычно при помощи каната или любого другого подходящего средства для их извлечения в зависимости от типа используемых перегородок. Модуль 80 НВК и соединительное средство 90, а также связанный с ними хвостовик 92 для заканчивания скважины поднимают на пол буровой 46.

В соответствии с фиг.15 на вертикальную фонтанную арматуру 51 затем надевают защитный колпак 77 подводной фонтанной арматуры, и на этом скважина считается законченной.

Способ заканчивания подводной скважины, включающей трубную головку, проиллюстрирован фиг.16-20. Трубные головки используют в тех случаях, когда внутрискважинные условия диктуют необходимость большого числа путей потока и коммуникаций от ствола скважины к вертикальной фонтанной арматуре 51. При использовании трубной головки некоторые пути коммуникации могут быть направлены через головку, а не подвеску колонны. В данном варианте имеется возможность спускать подвесную головку лифтовой колонны с судна, отличающегося типом от бурового судна, требуемого для размещения и спуска блока противовыбросовых превенторов.

Первую и вторую независимо проверяемые перегородки 26 и 30 соответственно устанавливают в положение, описанное в первом варианте со ссылками на фиг.3 и 4. В соответствии с фиг.16 донную направляющую платформу 115 трубной головки устанавливают поверх донной направляющей платформы 15 для заканчивания скважины. Затем трубную головку 110 устанавливают в устье 11 скважины, законсервированной в соответствии с фиг.4. Донную направляющую платформу 115 трубной головки можно использовать в качестве вспомогательного средства при ориентации подвески 60 колонны относительно трубной головки 110. В виде альтернативы для осуществления этой функции трубная головка 110 может включать в себя задатчик положения.

В соответствии с фиг.17 колонна 62 для заканчивания скважины собрана так, что ее верхний конец находится в подвеске 60 колонны, как было описано выше. Инструмент 200 для спуска подвески колонны и связанный с ним механизм 202 ориентации подвески колонны используются для ориентирования подвески 60 колонны относительно трубной головки 110. В виде альтернативы при желании, вместо инструмента 200 для спуска подвески колонны на трубную головку 110 можно установить указанный механизм 202. По достижении правильной ориентации подвеску 60 колонны усаживают на трубную головку 110 и фиксируют в этом положении. Затем проверяют герметичность поверхностей контакта подвески 60 колонны и трубной головки 110. Инструмент 200 удаляют, чтобы получить возможность установить вертикальную фонтанную арматуру 51.

В соответствии с фиг.18 вертикальная фонтанная арматура 51 с тем же числом проточных каналов, что и в подвеске 60 колонны, размещена на нижней палубе 44. При необходимости, вертикальную фонтанную арматуру 51 можно оборудовать направляющим средством, способствующим правильному ориентированию вертикальной фонтанной арматуры 51 относительно уже установленной подвески 60 колонны. Модуль 80 НВК расположен над вертикальной фонтанной арматурой 51 на нижней палубе 44. Модуль 80 НВК используется совместно с соединительным средством 90, способным к аварийной расстыковке, чтобы обеспечивать возможность разъединения хвостовика 92 для заканчивания скважины с модулем 80 НВК при необходимости, например во время шторма.

Модуль 80 НВК, соединительное средство 90 и вертикальную фонтанную арматуру 51 спускают в скважину и устанавливают над трубной головкой 110. Надставная вертикальная труба, в данном варианте - двухканальный хвостовик 92 для заканчивания скважины отходит над соединительным средством 90 к площадке 46 буровой вышки.

В соответствии с фиг.19 после установки фонтанной арматуры над трубной головкой 110 и подвеской 60 колонны, первую и вторую глубоко посаженные перегородки 26 и 30 соответственно удаляют, как описано было выше, для первого предпочтительного варианта осуществления изобретения. Клапаны подачи 75 фонтанной арматуры 51 закрыты, чтобы обеспечить возможность удалить модуль НВК; при желании скважину оборудуют защитным колпаком 77 подводной фонтанной арматуры, что показано на фиг.20.

Когда требуется провести ремонтную операцию подводной скважины, где для регулирования эксплуатационного дебита скважины используют вертикальную фонтанную арматуру, этапы, аналогичные описанным выше, выполняются в ином порядке. Цель ремонта может заключаться в восстановлении поврежденной фонтанной арматуры, поврежденной подвески колонны и/или поврежденной колонны для заканчивания скважины. В качестве первого этапа ремонтной операции первую и вторую перегородки 26 и 30 соответственно по очереди переустанавливают и проверяют с целью обеспечения контроля над скважиной перед удалением вертикальной фонтанной арматуры 51 и/или подвески 60 колонны. И вновь, использование двух глубоко посаженных и независимо проверяемых перегородок позволяет проводить ремонтную операцию без необходимости спуска к скважине блока противовыбросовых превенторов.

Типовая последовательность ремонтной операции для скважины с использованием вертикальной фонтанной арматуры для регулирования эксплуатационного дебита скважины описана ниже со ссылкой на проиллюстрированный на фиг.11-15 вариант осуществления. Следует отметить, что если скважина содержит трубную головку, то трубная головка обычно остается на своем месте на устье скважины, пока ремонтные работы выполняются на подвеске колонны и/или на вертикальной фонтанной арматуре.

Для выполнения ремонтной операции, требующей удаления подвески 60 колонны, снимают защитный колпак 77 подводной фонтанной арматуры, обычно с использованием подводного аппарата дистанционного управления. Модуль 80 НВК и соединительное средство 90 подготавливают на нижней палубе 44 и спускают в скважину. Расположенную на поверхности фонтанную арматуру 88 монтируют обычным образом, и на вертикальную фонтанную арматуру устанавливают модуль 80 НВК. Герметичность соединений между модулем 80 НВК и вертикальной фонтанной арматурой проверяют обычным способом.

Когда модуль 80 НВК установлен, плашки и/или клапаны в его вертикальном канале способны обеспечить удовлетворение требования к наличию двух независимо проверяемых перегородок, давая возможность открываться регуляторам 75 расхода в вертикальных каналах потока вертикальной фонтанной арматуры 51.

Следующим этапом является переустановка первой и второй перегородок 26 и 30, как описано выше со ссылкой на фиг.4. Как только целостность первой перегородки 26 проверена, устанавливается и затем проверяется вторая перегородка 30. Вертикальную фонтанную арматуру 51 можно затем отсоединить от подвески 60 колонны и извлечь на буровую платформу, где проводятся ремонтные работы. Подвеску 60 колонны можно также отсоединить и извлечь на буровую платформу для ремонтных, наладочных и прочих необходимых работ.

Ремонтные работы проводят обычно на платформе 46 буровой вышки или на нижней палубе 44. По выполнении ремонта подвеску 60 колонны возвращают и устанавливают в устье 11 скважины или на трубную головку 110 таким способом, как было описано выше для заканчивания скважин. Вертикальную фонтанную арматуру 51 затем также вновь устанавливают на устье 11 скважины с использованием методики, описанной выше в связи со способами проведения заканчивания скважины.

Настоящее изобретение, подробно описанное на примере предпочтительных вариантов осуществления, имеет ряд преимуществ над уровнем техники, включая следующие:

а) избежание от необходимости повторного спуска блока противовыбросовых превенторов во время операций по заканчиванию скважины,

б) возможность использовать модуль нижней части водоотделяющей колонны вместо блока противовыбросовых превенторов во время установки на подводные скважины устройства регулирования эксплуатационного дебита скважины,

в) возможность ограничиться использованием модуля нижней части водоотделяющей колонны вместо блока противовыбросовых превенторов для ремонтных операций и работ по предотвращению аварийных ситуаций дает существенную экономию расходов благодаря снятию традиционного требования на применение для подводных скважин бурильного блока противовыбросовых превенторов и водоотделяющей колонны,

г) снижается риск попадания породы в подвеску колонны, так как подвеску колонны не требуется устанавливать в канал блока противовыбросовых превенторов (а также в водоотделяющую колонну для подводных скважин).

Для скважин, где для регулирования эксплуатационного дебита используется горизонтальная фонтанная арматура, способы настоящего изобретения представляют дополнительные преимущества, включая следующие:

д) возможность выполнять установку подвески колонны в корпус горизонтальной фонтанной арматуры над поверхностью воды, что намного легче, чем выполнение этой операции под водой, причем любые ремонтные действия упрощаются,

е) возможность монтировать и проверять все электрические и гидравлические соединения и проемы над поверхностью воды,

ж) избежание необходимости использования подводной испытательной фонтанной арматуры для подводных скважин с горизонтальной фонтанной арматурой, и

з) возможность использовать для скважин с горизонтальной фонтанной арматурой модуль нижней части водоотделяющей колонны вместо фонтанного оборудования для испытания скважин с подводным устьевым оборудованием. Указанный модуль представляет собой значительно более прочное и надежное оборудование, кроме того, исчезает необходимость искать дорогостоящую арендуемую аппаратуру.

Осуществление изобретения было рассмотрено выше на примере его конкретных вариантов, однако специалисту должны быть очевидны возможности осуществления изобретения и в других, видоизмененных, вариантах. Предполагается, что любые такие изменения подпадают под притязания, изложенные в прилагаемой формуле изобретения.