Способ и система локализации неуправляемого потока текучих сред коллектора в окружающую среду

Способ и система локализации неуправляемого потока текучих сред коллектора в окружающую среду

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение, в общем, относится к подводным скважинным операциям на промысле и, конкретнее, к системе и способу доступа в скважину и локализации неуправляемого потока текучих сред коллектора в окружающую среду.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Бурение и эксплуатация подводных скважин являются сложными и опасными операциями. Одной такой опасностью является выброс скважины. Выброс является неконтролируемым выпуском сырой нефти и/или природного газа (углеводородов) из нефтяной скважины, когда пластовое давление превосходит давление, производимое в скважине столбом бурового раствора. Обычно, выброс происходит в результате отказа систем управления давлением, или потери герметичности скважины на поверхности вследствие природных катастроф или других событий.

Обычная скважина включает в себя комплект оборудования, разработанного и эксплуатирующегося с возможностью предотвращения выбросов. Одним примером такого оборудования является противовыбросовый превентор. В общем, первая линия защиты в управлении скважиной состоит в надлежащем поддержании равновесия бурового раствора в циркуляционной системе скважины для обеспечения равенства или небольшого превышения давления гидростатического столба, или давления от бурового раствора над пластовым давлением. Когда управление пластовым давлением становится невозможным, обычную вторую линию защиты создает противовыбросовый превентор, который является частью оборудования скважины. Противовыбросовый превентор представляет собой большой набор задвижек, соединяющихся с оборудованием устья скважины. Дополнительно, противовыбросовый превентор может управляться дистанционно с поверхности и используется в рутинных мероприятиях бурения. Противовыбросовый превентор может закрываться в случае потери управления пластовым давлением, когда скважина начинает неуправляемо фонтанировать.

Несмотря на широкую номенклатуру обычного оборудования, выброс, выводящий из строя или разрушающий оборудование и сооружения управления скважиной, особенно оборудование управления противовыбросовым превентором, эксплуатационное оборудование, и связанные с ним системы, может давать в результате значительную потерю нефти и газа из неуправляемой скважины и не поддающийся оценке ущерб окружающей среде. В таких аварийных ситуациях у операторов скважин остается мало средств ликвидации аварии, большинство из которых являются скорее теоретическими, а не реальными и испытанными. Как показал выброс Бритиш Петролеум в Мексиканском заливе, средства ликвидации аварии были либо нереальными, или когда их использовали, неэффективными.

Одним реальным средством ликвидации аварии является бурение разгрузочной наклонно-направленной скважины, которая бурится для пересечения скважины с аварийной скважиной. Разгрузочную скважину используют для глушения неконтролируемой скважины нагнетанием нужного бурового раствора для задавливания в пласт текучей среды коллектора, создающей приток. Бурение разгрузочной скважины, вместе с тем, продолжается долго, часто отнимает много недель или месяцев в то время, когда каждая минута непрекращающегося потока нефти и газа дорого обходится и наносит вред окружающей среде.

С учетом вышеизложенного существует необходимость создания способа более быстрого, безопасного и надежного доступа, ликвидации и последующего глушения неуправляемой скважины с выбросом, не требующего исправности подводного скважинного или надводного оборудования после возникновения выброса.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящим изобретением созданы способ и система надлежащей герметизации скважины без использования существующего установленного скважинного оборудования. В общем, в вариантах осуществления настоящего изобретения создают миниатюрный ствол скважины от наружной обсадной колонны, проходящий через различные обсадные колонны меньшего диаметра, в конечном итоге в ствол скважины.

Одной целью настоящего изобретения является создание систем и способов повторного входа в любую подводную скважину в условиях любого давления или температуры вне зависимости от глубины водоема.

Другой целью настоящего изобретения является создание системы, полностью управляемой дистанционно, которую можно устанавливать и оставлять на части начальной конфигурации скважины, как последнее устройство безопасности, срабатывающее при отказе других обычных систем.

Дополнительной целью настоящего изобретения является создание систем и способов повторного входа в любую скважину ниже границы ила через многочисленные обсадные колонны с поддержанием герметичности между каждой соответствующей колонной с проверкой состояния скважины.

Другой целью настоящего изобретения является создание способа ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и инструментов в ствол скважины с места ниже границы ила.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание систем и способов локализации скважины с выбросом, где другие основные способы локализации не сработали.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание систем и способов, обеспечивающих доступ в ствол скважины с поврежденным сооружением на поверхности, в случае, если скважина потеряла герметичность вследствие природной катастрофы или других катастрофических событий, где изобретение можно использовать ниже границы ила или выше границы ила с помощью присоединения к буровому или эксплуатационному райзеру.

Другой целью настоящего изобретения является создание систем и способов, обеспечивающих горячую врезку в работающую скважину через несколько труб для оборудования скважины устройством доступа в ствол скважины кроме обычных способов входа, для работ по консервации.

Для достижения указанных выше целей предложен, согласно одному аспекту настоящего изобретения, способ создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины ниже морского дна. Способ содержит этапы охвата, по меньшей мере, участка системы труб, содержащего по меньшей мере две трубы, системой локализации с защитной оболочкой, при этом система труб расположена ниже морского дна и в ней проходит неконтролируемый поток текучей среды или существует угроза его возникновения; уплотнение защитной оболочки вокруг системы труб для образования барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки; соединение первой трубы системы труб с первой втулкой; выдвижение первой втулки в зазор между первой трубой и второй трубой, установленной в первой трубе; создание герметичного уплотнения между первой втулкой и первой трубой; проходка первой трубы системы труб устройством проходки, являющимся частью системы локализации; ввод гибкой насосно-компрессорной трубы или текучей среды через систему локализации внутрь системы труб, достаточной для управления потоком текучей среды.

В предпочтительном варианте осуществления на этапе проходки выполняется механическая резка прохода через первую трубу, при этом средство выполнения механической резки выбрано из группы средств дробления, бурения, резки струей воды и фрезерования.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления способ включает в себя мониторинг давления потока текучей среды для определения угла, скорости и давления для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы или текучей среды в систему труб.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения, предложена система для создания доступа к потоку текучей среды и его управления через систему труб подводной скважины ниже морского дна. Данная система содержит защитную оболочку, выполненную с возможностью охвата, по меньшей мере, участка системы труб, содержащей по меньшей мере две трубы, расположенной ниже морского дна и включающей неуправляемый поток текучей среды, первую линию текучей среды для подачи герметика в защитную оболочку для создания барьера давления между давлением снаружи защитной оболочки и давлением внутри защитной оболочки, устройство проходки, выполненное с возможностью проходки первой трубы системы труб и содержащее первую втулку, выполненную с возможностью механической резки прохода через первую трубу, средство уплотнения для прикрепления втулки к системе труб, при этом первая втулка проходит между первой трубой и второй трубой и, по меньшей мере, участок второй трубы расположен в первой трубе, и вторую линию текучей среды, выполненную с возможностью ввода гибкой насосно-компрессорной трубы или текучей среды через устройство проходки в систему труб, достаточной для управления потоком текучей среды.

В альтернативном варианте осуществления система используется для доступа и управления потоком текучей среды через подводную систему труб эксплуатационного или бурового райзера ниже поверхности воды.

Выше описаны весьма широко признаки и технические преимущества настоящего изобретения для лучшего понимания подробного описания изобретения, приведенного ниже. Дополнительные признаки и преимущества изобретения описаны ниже в данном документе, который образует предмет формулы изобретения. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что раскрытые концепция и конкретные варианты осуществления можно использовать, как основу для модификации или разработки других конструкций для выполнения задач, аналогичных задачам настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники также должно быть понятно, что эквивалентные конструкции не должны отходить от сущности и объема изобретения, определенных в прилагаемой формуле изобретения.

Патентоспособные признаки, которые считаются отличиями изобретения, как в организации, так и в способе операций, вместе с дополнительными задачами и преимуществами должны стать понятными из следующего описания в соединении с прилагаемыми Фигурами. Следует ясно понимать, вместе с тем, что каждая Фигура дана иллюстративно для помощи в описании и не направлена на ограничение настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведено описание со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.

На Фиг.1 показана типичная известная конфигурация системы горячей врезки для использования на поверхности или в морских операциях на мелководье.

На Фиг.2 показано сечение известной системы горячей врезки фиг.1.

На Фиг.3A-3F показан первый вариант осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.4 показан пример подводного земснаряда, описанного в настоящем изобретении.

На Фиг.5A показано вертикальное сечение второго варианта осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.5B показано горизонтальное сечение второго варианта осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗВЕСТНОЙ ТЕХНИКИ

Одним обычным способом доступа в находящуюся под давлением трубную систему является горячая врезка, которая представляет собой способ сверления прохода в находящуюся под давлением трубу или резервуар, в котором используют специальное оборудование и процедуры, обеспечивающие безопасное удержание давления и текучих сред в процессе создания доступа. Типичные блоки горячего доступа строятся для работы на поверхности и на берегу или для морских вариантов применения на малых морских глубинах, и могут создавать только доступ в трубы с одной стенкой. В таких морских вариантах применения, водолазы обеспечивают доступ к трубе и выполняют горячую врезку трубы.

На фиг.1 показан пример обычной системы 10 горячей врезки. Типичное соединение системы 10 горячей врезки с трубой 12 состоит из соединительной части 14 отвода врезки, изолирующей задвижки 16 и машины 18 прорезания отверстия в трубопроводе. Показанная на фиг.1 и 2, машина 18 прорезания отверстия в трубопроводе включает в себя кольцевую пилу 22 и направляющее сверло 24 с метчиком, установленное в кольцевой пиле 22.

В процессе работы кольцевая пила 22 проходит через изолирующую задвижку 16 к трубе 12. Машина 18 прорезания отверстия в рабочем трубопроводе входит в контакт, и резка начинается. Когда резка закончена, машина 18 прорезания отверстия в рабочем трубопроводе выводится из контакта и убирается за шибер задвижки 16, который закрывается, и машину 18 прорезания отверстия в рабочем трубопроводе можно убирать. Вырезанный участок трубы 12, также называемый вырезанной пластиной, удерживается с использованием направляющего сверла 24 с метчиком. Метчик на направляющем сверле 24 ввинчивается, захватывая вырезанный участок и предотвращая его выпадение. В настоящее время большинство систем горячей врезки является оборудованием для работы при максимальном рабочем давлении 1500 фунт/дюйм² (10 МПа) и максимальной рабочей температуре 100°F (38°С).

Горячую врезку давно используют для доступа в находящиеся под давлением трубопроводы, при этом способ часто требует ручного труда и работает, создавая доступ только в трубные системы с одной стенкой на малой глубине над блоком противовыбросовых превенторов или эксплуатационной фонтанной арматурой. Условия работы и ручной труд налагают существенные ограничения. Поэтому, обычные системы горячей врезки не используются в оборудовании в море, с высокой температурой и высоким давлением, таком как оборудование, работающее на подводных скважинах. Следовательно, обычные системы горячей врезки нельзя использовать для создания доступа в обсадную колонну ниже противовыбросового превентора и нельзя использовать для доступа к скважине с выбросом и ее локализации. Кроме того, трубная система ниже и выше границы ила содержит несколько слоев обсадных колонн, с которыми обычные системы горячей врезки работать не могут.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В отличие от обычных систем горячей врезки, описанных выше, настоящее изобретение делает возможным горячую врезку в действующую скважину, т.е. создание доступа в скважину, когда текучая среда коллектора выходит из ствола скважины ниже, а также выше границы ила на более значительных водных глубинах и при более высоких давлениях и температурах. Дополнительно, настоящее изобретение обеспечивает горячую врезку в трубы с множеством стенок, такие как обсадные колонны выше или ниже оборудования устья скважины высокого давления. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает ввод гибкой насосно-компрессорной трубы, специального инструмента на гибкой насосно-компрессорной трубе, пробки, корректируемых уплотняющих устройств и/или утяжеленного раствора глушения, герметика, цемента или другого материала для восстановления управления скважиной и остановки неконтролируемого потока.

На фиг.3A показана обычная подводная скважина 302, которая включает в себя блок 304 противовыбросового превентора, соединенный с подводным оборудованием 306 устья скважины. Блок 304 противовыбросового превентора установлен над морским дном или границей 308 ила. Оборудование 306 устья скважины создает опору для обсадных колонн 312, которые создают крепление и поддержку ствола 310 скважины. Обсадная колонна 312 содержит многочисленные вставленные в нее обсадные колонны меньшего диаметра с последовательным цементированием после установки в колонны большего диаметра.

В общем, обсадная колонна 312 содержит следующие обсадные колонны, перечисленные в порядке уменьшения диаметра: обсадная колонна направления, обсадная колонна кондуктора, промежуточная обсадная колонна и эксплуатационная обсадная колонна. Число обсадных колонн, используемых в скважине, меняется и зависит от конкретных требований к данной конкретной скважине. Обсадная колонна направления выполняет ряд функций, включающих в себя опору ствола скважины и блока противовыбросового превентора, герметизацию ствола скважины и исключение миграции углеводородов в окружающую среду из потока текучей среды к поверхности. Обсадная колонна направления в нормальных условиях имеет диаметр, меняющийся в зависимости от скважины, подлежащей бурению. Три типичных диаметра обсадной колонны направления составляют тридцать шесть дюймов (92 см), двадцать шесть дюймов (66 см) и двадцать дюймов (51 см). Удержание давления ствола скважины обычно получают с использованием двадцатидюймовой (51 см) обсадной колонны направления. Как упомянуто выше, число и диаметр обсадных колонн, используемых в скважине, зависит от условий работы и требований данной скважины. Обычно в двадцатидюймовую (51 см) обсадную колонну высокого давления устанавливают последовательно обсадные колонны, обычно, включающие в себя промежуточную колонну диаметром шестнадцать дюймов (41 см), но чаще диаметром тринадцать и три восьмых дюйма 35 см). Последний интервал обсадных колонн занимает эксплуатационная обсадная колонна, которая обычно имеет диаметр девять и пять восьмых дюйма (24 см). В конкретных вариантах применения, может дополнительно применяться обсадная колонна диаметром семь дюймов (18 см). Эксплуатационная обсадная колонна проходит по длине ствола скважины в коллектор.

Обсадные колонны, такие как обсадная колонна 312, опираются на подвески обсадных колонн, установленные в оборудовании устья скважины, и в конкретных вариантах применения некоторые промежуточные колонны могут устанавливаться в предыдущей обсадной колонне ниже оборудования устья скважины. При этом все обсадные колонны крепления ствола обычно подвешиваются на оборудовании устья скважины на уровне морского дна или вблизи него. Длина каждой обсадной колонны варьируется, чем дальше от оси ствола обсадные колонны, тем они обычно короче и последняя эксплуатационная обсадная колонна имеет наибольшую длину. После установки каждой обсадной колонны на место используется цементирование для заполнения полости между каждой колонной и стволом скважины для скрепления обсадной колонны со стволом скважины и предыдущей обсадной колонной. Обсадная колонна с цементированием дает улучшенную герметизацию с продвижением ствола скважины вглубь к проектному коллектору. Обсадные колонны с цементированием по месту установки и подвеской в оборудовании устья скважины обеспечивают удержание пластового давления во время проведения бурения и испытательных мероприятий. Также, противовыбросовый превентор, соединенный с оборудованием устья скважины, создает безопасное место входа в скважину и обеспечивает активное управление скважиной во время бурения в нормальном режиме. Когда противовыбросовый превентор исправен, его можно использовать во время эксплуатации для удержания полного скважинного давления и закрытия скважины для выпуска текучей среды при проявлениях, или удержания неожиданного притока пластовых текучих сред в ствол скважины.

На фиг.3A и 3B показан выброс 314 на блоке 304 противовыбросового превентора, указывающий на выход из строя блока 304 противовыбросового превентора, неспособного закрыть скважину 302, при этом углеводороды и другие текучие среды получают возможность ухода в окружающую среду. В такой ситуации требуется доступ в скважину для ликвидации выброса углеводородов. Согласно одному аспекту настоящего изобретения, локализацию неконтролируемого потока текучей среды коллектора, выходящего из ствола 310 скважины, можно получить повторным входом в обсадную колонну 312 для ввода достаточного объема текучей среды глушения для остановки потока текучих сред коллектора и восстановления управления скважиной. Предпочтительным является место повторного входа ниже морского дна 308 и вблизи места установки вышедшего из строя блока 304 противовыбросового превентора и оборудования 306 устья скважины. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, необходима разработка выемки на площади морского дна, окружающей нужное место повторного входа в обсадную колонну 312. Показанная на фиг.3B, такая процедура выемки должна также учитывать любые цементные скопления 320, образованные во время установки обсадной колонны 312, описанной выше, и в результате прикрепленные к обсадной колонне 312.

Следовательно, для получения доступа к обсадной колонне 312 для закрытия скважины 302 в зоне ниже блока 304 противовыбросового превентора и цементных скоплений 320 может потребоваться выполнение адекватной выемки с обнажением чистого участка обсадной колонны 312. Выемку можно производить различными средствами. Предпочтительным, как показано на фиг.3A и 3B, является подводный земснаряд 316, в котором обычно используются большие рабочие колеса для выемки ила на морском дне, развертываемый с судна 338, или других судов, для производства выемки в зоне 318 ниже блока 304 противовыбросового превентора и цементных скоплений 320 для обнажения чистого участка наружной обсадной колонны 312. Кроме того, один или несколько аппаратов дистанционного управления могут развертываться для очистки зоны обсадной колонны для обеспечения входа в контакт системы 324 локализации скважины с обсадной колонной 312. На фиг.4 показан пример подводного земснаряда 316 для выемки ила на морском дне, имеющий большие рабочие колеса 402 для выемки частиц с морского дна. Хотя в предпочтительном варианте осуществления используется подводный земснаряд, предусматривается, что в других вариантах осуществления можно использовать другое средство для аналогичного производства выемки достаточной площади для доступа и повторного входа в обсадную колонну 312.

На фиг.3B также показано развертывание линейной системы 324 локализации аварийной скважины с вспомогательного судна 338 с поверхности на подъемном тросе 326 и одного или двух аппаратов 328 дистанционного управления. Система 324 локализации предпочтительно имеет защитную оболочку 360 из двух частей, разъемного устройства для обеспечения охвата системой 324 локализации обсадной колонны 312. Как показано на фиг.5A, в некоторых вариантах осуществления система 324 локализации может развертываться в раме (например, раме 502), которая действует как первичное направляющее устройство и установочное устройство для прикрепления системы 324 локализации к обсадной колонне 312. В другом варианте осуществления, рама развертывания (например, рама 502) может удерживаться в иле или устанавливаться на опорный башмак или другое средство, обеспечивающее развертывание системы 324 локализации на опорной платформе. При этом система 324 локализации может перемещаться на опорной платформе в конечное место установки без использования подъемных тросов или других направляющих. Предпочтительно, защитная оболочка 360 имеет гидравлические исполнительные механизмы (не показано), приводящиеся в действие для образования барьера давления между давлением снаружи системы 324 локализации и давлением внутри системы 324 локализации. Другие варианты осуществления могут использовать различные средства, отличные от гидравлических исполнительных механизмов для создания аналогичного барьера давления вокруг обсадной колонны 312.

Дополнительно, система 324 локализации имеет перфорирующую компоновку 330, соединенную с каналом 332 внешнего доступа с двойным барьером. Предпочтительно, перфорирующая компоновка 330 используется для прохода через систему колонн в обсадной колонне 312. Перфорирующая компоновка 330 может проходить сквозь обсадную колонну 312 с помощью различных средств. Ниже в данном документе, термин "перфорирование" использован для описания любого способа, создающего доступ в ствол скважины, который может включать в себя без ограничения этим дробление, бурение, резку, резку струей воды под давлением и фрезерование. Другое средство, вместе с тем, можно использовать для прохода сквозь обсадную колонну 312. Как показано на фиг.3C, основная линия 334 текучей среды и линия 336 подачи электропитания/текучей среды соединяются с каналом 332 внешнего доступа. В вариантах осуществления, представленных на фиг.5A, соединение может осуществляться с помощью стыковочного устройства 510 рамы развертывания. В предпочтительном варианте осуществления основная линия 334 текучей среды может включать в себя жесткие или гибкие райзеры высокого давления. Линия 336 подачи электропитания/текучей среды включает в себя линии подачи электропитания и обеспечения управления системой 324 локализации, а также подачи различных текучих сред, таких как герметик, таких как эпоксидная смола или смазочная жидкость для процесса резки. Основная линия 334 текучей среды создает связь между вспомогательным судном 338 и системой 324 локализации, действуя как трубопровод для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и или утяжеленного раствора для глушения скважины. В одном варианте осуществления гибкую насосно-компрессорную трубу можно использовать для ввода комплексных пробок в ствол 310 скважины для закупоривания и изоляции потока в осуществлении мероприятий локализации. Альтернативно, другие применимые виды инструментов могут использоваться для обеспечения входа гибкой насосно-компрессорной трубы в скважину и продвижения вглубь для ввода утяжеленного раствора глушения или раствора управления скважиной. Утяжеленный раствор глушения имеет такие физические свойства, что при нагнетании в достаточном количестве с нужным давлением и скоростью подачи, может останавливать неконтролируемый поток текучей среды коллектора, выходящий из ствола 310 скважины, и приводить скважину в равновесное состояние. Обычно, точный состав утяжеленного раствора глушения приспосабливается к условиям конкретной скважины, например, давлению в коллекторе, плотности, составу и скорости потока. Другим концом линии 334 и 336 соединяются с вспомогательным судном 338. На фиг.3C также показана скважинная система 324 локализации, установленная на чистом участке обсадной колонны 312.

На фиг.3D, 3E, и 3F схематично показано вертикальное сечение устройства 324 локализации с защитной оболочкой 360, перфорирующей компоновкой 330 и обсадной колонной 312 с несколькими обсадными колоннами внутри. В предпочтительном варианте осуществления перфорирующая компоновка 330 имеет подобранные по диаметрам перфорирующие втулки 340, 342, 344 и 346, выполненные с возможностью плотного прилегания и уплотнения при расчетном давлении в обсадных колоннах, установленных в скважине 302. Число и размеры перфорирующих втулок 340, 342, 344 и 346 выбираются индивидуально для конкретной скважины в зависимости от числа обсадных колонн и размеров обсадных колонн, установленных в данной скважине. Информация по обсадным колоннам может быть получена из бурового журнала данной конкретной скважины. Как упомянуто выше, перфорирующая компоновка 330 соединяется с каналом 332 внешнего доступа, который содержит две шаровых или шиберных задвижки в предпочтительном варианте осуществления. Данные задвижки функционируют как двойной барьер, сохраняющий изоляцию давления внутри перфорирующей компоновки 330 от основной линии 334 текучей среды и вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C). Задвижки серийно выпускаются и имеются в продаже и могут выдерживать различные давления, например, до 20000 фунт/дюйм² (140 МПа). В данном варианте осуществления на фиг.3D-3F показано типичное устройство шаровой задвижки со сферическим элементом, регулирующим расход через нее. Сферический элемент имеет отверстие, или канал, по центру элемента, так что когда канал выставлен по линии впуска и выпуска задвижки, поток должен проходить через канал. Когда задвижка закрыта, канал перпендикулярен линии впуска и выпуска задвижки, и поток блокирован. Хотя шаровые задвижки описаны в данном документе, задвижки с другим устройством можно использовать для получения аналогичной изоляции давления внутри защитной оболочки 360. Предпочтительно, задвижки, образующие канал 332 внешнего доступа с двойным барьером выполнены с возможностью среза, при этом обеспечивается использование гибкой насосно-компрессорной трубы или другого аналогичного оборудования с системой 324 локализации.

Перфорирующая компоновка 330 также включает в себя резервированные двигатели гидравлического привода (не показано), соединенные с линией 336 подачи электропитания/текучей среды. Резервированные двигатели гидравлического привода приводят в действие шпиндельную головку подобранных по размеру перфорирующих втулок 340, 342, 344 и 346, при этом каждая втулка фрезерует свое сквозное отверстие в соответствующей обсадной колонне. Хотя на фиг.3D, 3E и 3F показана система 324 локализации с четырьмя перфорирующими втулками 340, 342, 344 и 346, показанное число перфорирующих втулок является только примером и не служит ограничением. Число и размер перфорирующих втулок в системе 324 локализации подбирается индивидуально для соответствия спецификации обсадных колонн скважины. Например, число втулок предпочтительно является одинаковым с числом обсадных колонн скважины с выбросом, и размеры перфорирующей втулки выбираются соответствующими несущей способности соответствующей обсадной колонны. Когда система 324 локализации развертывается, она уже содержит перфорирующие втулки, соответствующие требованиям скважины согласно спецификации в буровом журнале скважины. Соответственно, число и размер перфорирующих втулок в системе локализации меняется для каждого варианта осуществления и зависит от спецификации обсадных колонн скважины, на которую система локализации устанавливается. Также, в других вариантах осуществления перфорирующая компоновка 330 может быть выполнена с конфигурацией для ввода в контакт и вращения многочисленных втулок или компоновок сразу для резки или фрезерования труб или других конструкций. В частности, перфорирующая компоновка 330 может выборочно отсоединяться от любой или всех втулок с помощью дистанционного управления компоновкой для изоляции одной втулки от другой.

На фиг.3E показаны шаровые задвижки канала 332 внешнего доступа, открытые для ввода гибкой насосно-компрессорной трубы и/или нагнетания утяжеленного раствора глушения с вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) через основную линию 334 текучей среды в ствол 310 скважины. Следом за вводом гибкой насосно-компрессорной трубы могут спускаться инструменты для установки пробки и изоляции ствола скважины для обеспечения прямого доступа к стволу, если применимо. В другом варианте осуществления утяжеленный раствор глушения может вводиться в скважину для восстановления управления с помощью различных средств, таких как гибкая насосно-компрессорная труба. С надводного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) затем нагнетается цемент для пробки, изолирующей ствол скважины. Скважина после этого достаточно задраена, так что внешний канал 332 внешнего доступа с двойным барьером может быть закрыт и на него установлена крышка. На фиг.3F показано, что все съемное оборудование поднято на борт вспомогательного судна 338 (показано на фиг.3A-3C) и система 324 локализации загерметизирована для создания постоянной герметизации скважины 302. Как показано, система 324 локализации остается постоянно прикрепленной к интервалу обсадной колонны 312 после герметизации скважины. Имеющиеся поврежденные противовыбросовый превентор и соответствующее оборудование могут теперь быть устранены, и скважина может закрываться пробкой и защищаться соответственно обычным правилам буровых работ. За консервацией скважины по требованиям безопасности можно выполнить обратную засыпку отрытого объема вокруг обсадной колонны 312 направления для завершения работ.

В других вариантах осуществления системы локализации настоящего изобретения могут использоваться в способе, одинаковом с подробно описанным выше способом создания доступа к эксплуатационному или буровому райзеру или трубе выше границы ила. Например, система локализации согласно настоящему изобретению может развертываться с надводных судов аналогичным способом и прикрепляться к секции бурового или эксплуатационного райзера между границей ила и поверхностью воды. В данном конкретном варианте применения, принято, что потеря герметичности скважины, возникшая вследствие потери сооружения на поверхности, оставляет находящиеся под высоким давлением буровые и эксплуатационные райзеры разорванными и открытыми в окружающую среду. В данной ситуации система локализации настоящего изобретения может развертываться в любом месте, где имеется безопасная зона райзера или трубы. После прикрепления система локализации должна выполнять функции, аналогичные подробно описанным выше.

На фиг.5A показано вертикальное сечение системы 500 локализации. Система 500 локализации имеет раму 502 развертывания, в которой установлена защитная оболочка 504. Рама 502 развертывания обеспечивает легкий доступ для аппаратов дистанционного управления для управления и контроля операций перфорирующей компоновки 508. Также, рама 502 развертывания обеспечивает выставление и создает опорную конструкцию для защитной оболочки 504, исполнительных механизмов защитной оболочки (не показано) для закрытия и герметизации защитной оболочки 504 и перфорирующей компоновки 508. Предпочтительно, рама 502 развертывания выполнена с возможностью несения нагрузки некоторых или всех компонентов системы 500 локализации, включающих в себя, без ограничения этим, панель работы аппаратов дистанционного управления, аккумуляторы и стыковочные устройства системы. Перфорирующая компоновка 508 предпочтительно закреплена по центру или вблизи центра рамы 502 развертывания. Предпочтительно, исполнительные механизмы защитной оболочки установлены вблизи мест закрепления перфорирующей компоновки 508. Рама 502 развертывания и перфорирующая компоновка 508 вместе с защитной оболочкой 504 выполнены так, что обеспечивают системе 500 локализации возможность развертывания с надводного судна (не показано) на подъемном тросе.

Рама 502 развертывания может также быть выполнена с установочными и захватывающими манипуляторами (не показано) для осуществления правильного прикрепления системы 500 локализации на нужное место обсадной колонны 506 направления или райзера выше границы ила. При работе манипуляторы с захватами подтягивают раму 502 развертывания к обсадной колонне 506 направления так, что защитная оболочка 504 может закрыться вокруг колонны 506 направления. Данную операцию можно использовать в вариантах применения выше или ниже поверхности ила для скрепления системы 500 локализации с наружной обсадной колонной направления, райзером или обсадной колонной. Как показано на фиг.5A после установки манипуляторами с захватами рамы 502 развертывания фиксаторы рамы (не показано) могут приводиться в действие для закрытия и запирания на наружной колонне 506 направления. Предпочтительно, рама выполнена в конфигурации с открытой одной стороной для обеспечения данных операций.

После надлежащей установки рамы 502 развертывания и закрепления на обсадной колонне 506 направления, исполнительные механизмы защитной оболочки приводятся в действие для закрытия и уплотнения половин защитной оболочки 504 вокруг наружной обсадной колонны 506 направления. Предпочтительно, аппараты дистанционного управления могут приводить в действие исполнительные механизмы защитной оболочки для закрытия и уплотнения защитной оболочки 504. После получения адекватного уплотнения основная линия текучей среды (показано на фиг.3C, линия 334), проходящая от надводного судна, может прикрепляться к перфорирующей компоновке 508 и раме 502 развертывания на устройстве 510. В предпочтительном варианте осуществления основная линия текучей среды содержит райзеры высокого давления с каналом малого диаметра, и устройство 510 представляет собой вставное и шарнирное устройство. Прикрепление основной линии текучей среды или линии райзеров высокого давления к устройству 510 совмещает соединительное устройство райзера со стыковочным устройством 512 для райзера перфорирующей компоновки 508. После совмещения соединительное устройство райзера высокого давления можно приводить в действие для закрепления райзеров в стыковочном устройстве 512 райзера высокого давления. В предпочтительном варианте осуществления аппараты дистанционного управления обеспечивают поддержку и наведение линии райзера высокого давления во время операции соединения райзеров с перфорирующей компоновкой 508. Соединение линии райзера высокого давления обеспечивает ввод гибкой насосно-компре