CN103180542A

CN103180542A - 水面多井

Info

Publication number: CN103180542A
Application number: CN2011800517205A
Authority: CN
Inventors: 刘汉中
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 2010-10-27
Filing date: 2011-10-26
Publication date: 2013-06-26
Also published as: GB201305721D0; BR112013009397A2; AU2011319925B2; US20130213663A1; WO2012058290A3; WO2012058290A2; NO20130473A1; GB2498469A; AU2011319925A1; MY168797A

Abstract

一种海上采油系统，包括：位于水体中的结构，该结构具有在水体表面上方伸展的部分；位于水体顶部的水面井口装置；位于水体底部的第一井口装置；位于水体底部的第二井口装置；第一立管，该第一立管从第一井口装置延伸至水面井口装置；以及第二立管，该第二立管从第二井口装置延伸至水面井口装置。

Description

水面多井

技术领域

本发明涉及深海场合下位于单井口装置内的多个立管。

背景技术

美国专利申请公开2010/0126729号公开了一些系统和方法，该系统和方法可用于在通过单个主井眼的多个井上运行。一个或更多个腔室接头被设置为与单个主井眼内的一个或多个管道通过流体相通。每个腔室接头包括第一孔和一个或更多个另外的孔，第一孔通过主井眼与水面相通，而所述另外的孔与所述多个井的单独的井流体相通。通过腔室接头，可单独地或同时地进入每个井。具有上开口和至少一个下开口的井眼选择工具可插入到腔室接头中，从而使得一个或更多个下开口与腔室接头中的孔对准，从而，可通过选井工具进入选定的单个或更多个井中，同时使其他井与腔室接头隔离。美国专利申请公开2010/0126729号的全部内容以引用的方式引入于此。

美国专利5,775,420号公开了用于气井的双层完井装置，该双层完井装置包括双基架，双基架中结合有主吊架。第一和第二盘卷管柱以2度或更小的向下会聚角延伸通过基架。双基架安装在环形防喷器上。位于环形防喷器顶部的油管扶正器使两个相互平行的油管柱对齐。防喷器具有位于囊状物下方的两个侧孔，从而允许操作者从环形空间产出气体、将气体燃到大气中或在紧急情况下泵入压井液。油管柱的对齐允许生产记录器在任一管柱内运行。美国专利5,775,420号的全部内容以引用的方式引入于此。

美国专利3,601,196号公开了一种用于在无油管井中射孔的方法，该无油管井具有平行的双层管柱。交叉通道或交叉孔连接这些管柱。每个管柱在交叉孔下方的大致相同深度处设置有坐放短节。放射源工具包括放射球粒和座构件，放射球粒在角方向上发射放射物，座构件使放射源工具固定在设置在其中一个管柱中的坐放短节中。该放射源工具被泵送通过所述的一个管柱中，直到座构件到达坐放短节中。放射球粒悬在与座构件相距预定距离的位置处，即，大致位于需要射孔的高度处。一种射孔组件包括：定向射孔枪；定向辐射探测器；对放射性敏感的枪射击机构，该枪射击机构包括用于致动射孔枪的电源；用于使射孔枪旋转的旋转装置；座构件，该座构件用于将射孔组件固定在设置在另一管柱中的坐放短节中；以及，运动装置，该运动装置用于使射孔组件运动通过所述另一管柱。然后将该射孔组件泵送通过所述另一管柱，直到座构件到达坐放短节中。射孔组件的探测器悬置在与座构件相距预定距离的位置处，从而该探测器定位于与相邻管柱中的放射球粒高度相同的位置处。射击机构利用了开关，当放射探测器检测的放射性计数达到预定值时，致动该开关。设置定向枪的目的是：使定向枪在定向探测器面向放射球粒时在预定角方向上射击。通过让流体在管柱内循环来旋转射孔组件。在射孔枪已经射击之后，射孔组件从所述另一管柱上移走。放射源工具然后从所述的一个管柱移走。再定位放射源工具和射孔组件之后，可再装载射孔枪，并在井眼中的不同高度重复进行射孔程序。美国专利3,601,196号的全部内容以引用的方式引入于此。

美国专利7,066,267号公开了一种在导管内定位在井下的分离器组件，该分离器组件用于分离布置在导管内的两个或更多个管柱。分离器壳体可包括第一孔眼和第二孔眼、和插塞，第一孔眼和第二孔眼用于使第一井与第二井分开，插塞定位于其中一个孔眼内，该孔眼包括朝另一孔眼向下倾斜的顶面。被固定到分离器壳体并定位于插塞导向件上方的一个或更多个导向板朝第一孔眼和第二孔眼之一引导钻头或其它工具。在导管被射到合适位置之后，分离器壳体可沿导管布置。根据该方法，在套管被下送到一个井中之后，可取回一个孔眼中的插塞，这样，第二钻头和第二套管将穿过先前包含插塞的孔眼。该美国专利7,066,267的全部内容以引用的方式引入于此。

发明内容

本发明的一个方面提供了一种海上采油系统，包括：位于水体中的结构，该结构具有在水体表面上方延伸的部分；水面井口装置，该水面井口装置位于水体顶部；第一井口装置，该第一井口装置位于水体底部；第二井口装置，该第二井口装置位于水体底部；第一立管，该第一立管从第一井口装置延伸至水面井口装置；以及第二立管，该第二立管从第二井口装置延伸至水面井口装置。

本发明包括一个或更多个以下优点：

海上结构上的树形台面尺寸减小；

海上结构尺寸减小；和/或

连接到海上结构上的立管数量增加。

附图说明

图1是根据在此公开的实施例的多井口装置系统的示意图，该系统构造有张力腿平台；

图2是根据在此公开的实施例的多井口装置系统的截面图；

图3是根据在此公开的实施例的多井口装置系统的示意图，该系统构造有筒状平台；

图4是筒状平台的传统树形台面的顶视图，该筒状平台上设置有单井口装置；

图5是根据在此公开的实施例的筒状平台上的树形台面的顶视图，该筒状平台具有多井口装置系统。

具体实施方式

在一个方面，在此公开的实施例涉及多井口装置系统。更具体而言，在此公开的实施例涉及一种可用于深海应用场合的多井口装置系统，例如，这种深海应用场合具有张力腿平台（TLP）或筒状平台，或现有技术中公知的其他固定或浮式结构。

图1：

参照图1，示出了根据在此公开的实施例的TLP多井口装置系统的示意图。在该实施例中，多井口装置110可连接到TLP100，以让流体从多个海底井口装置（如海底井口装置140和150）流到TLP100。在该实施例中，TLP100可以是位于海平面181上方的海上浮式平台。另外，TLP100可用于在深海应用场合中生产流体，并可通过索链或钢筋束（未示出）竖向地拴系到海底180以抑制TLP100的竖向和/或水平运动。索链或钢筋束可具有较高的轴向刚度和较低的弹性，以抑制TLP100的任何竖向运动。但是，本领域的普通技术人员将能理解到，索链或钢筋束可以是设置在TLP和海底之间的可抑制TLP的竖向和/或水平运动的任何类型的结构。

TLP100可包括多个台面和高度位置（如，主台面102，露天台面104，钻机滑动基座105、以及钻台109），钻井立管和生产立管（如，钻井立管108和生产立管124和134）固定到这些台面和高度位置处并从这些台面和高度位置处悬垂。在该实施例中，在钻台109下方，钻井立管108通过钻井立管张紧器107悬置在钻机滑动基座105处。但是，本领域的普通技术人员将能理解到，立管可通过张紧器悬置在TLP的其他不同位置处。水流、暴风雨等会引起TLP100竖向运动从而会产生过大的作用力，钻井立管张紧器107可用来防止外钻井立管108承受该过大的作用力。例如，如果TLP100将向下运动，钻井立管张紧器107可防止钻井立管108弯曲。类似地，如果TLP100将向上运动，钻井立管张紧器107可防止外钻井立管108承受过大的张力。在该实施例中，尽管所示出的TLP100具有与生产立管和生产立管张紧器（如，生产立管124和134以及生产立管张紧器117）分离的钻井立管和钻井立管张紧器（如，钻井立管108和钻井立管张紧器107），但是，本领域的普通技术人员将能理解到，并不是必须要使钻井立管和钻井立管张紧器与生产立管和生产立管张紧器分开。例如，一旦已经完成了钻井，钻井立管可从立管张紧器上拆卸掉，然后从TLP上拆卸掉，一个或更多个生产立管可被构造为与所述张紧器接合并可取代TLP中的钻井立管。

如图1所示，防喷器（BOP）叠组106连接到外钻井立管108。在该实施例中，防喷器叠组106被构造为密封、控制和监测油或气井（未示出）。防喷器叠组106也可被构造为控制外钻井立管108内的压力变化，从而可防止外钻井立管108或钻井流体或生产流体从油或气井中喷出。本领域的普通技术人员将能理解到，防喷器叠组106可以包括一个或更多个冲压式防喷器、环形防喷器、或上述两种防喷器的组合件。尽管所示出的防喷器叠组106连接到外钻井立管108，但是本领域普通技术人员将能理解到，防喷器叠组可连接到若干不同管件。例如，防喷器叠组可连接到钻管、生产管、或井套管。

如图1所示，在露天台面104下方，多井口装置110通过生产立管张紧器117悬置在主台面102处。但是，本领域普通技术人员将能理解到，多井口装置可定位在TLP上的其他不同位置上。例如，生产立管张紧器117可用来防止生产立管124和134承受由于TLP100的竖向运动而引起的过大的作用力。另外，如果TLP将向下运动，生产立管张紧器117可防止生产立管124和134弯曲。类似地，如果TLP100将向上运动，生产立管张紧器117可防止生产立管124和134承受过大的张力。本领域普通技术人员将理解到，张紧器可以是可控制管件的竖向位置的任何装置或机构。例如，张紧器可以是液压控制缸系统，可操作和调节该液压控制缸系统来控制管件的竖向位置。

如图所示，多井口装置100连接到生产立管124和134。多井口装置110可让一个或更多个立管同时连接到浮式平台（如，TLP100）上的单井口装置上，并让它们向下朝多个海底井口装置（如，海底井口装置140和150）延伸。尽管所示出的多井口装置110连接到两个立管—生产立管124和134，但是本领域的普通技术人员将理解到，多井口装置可连接到一个或更多个立管。例如，多井口装置可连接到三个或四个立管，可使用这些立管从多个海底井口装置中产出流体。

如图1所示，海底井口装置140和150位于海底180，并可为管件—如套管柱、管或立管（如，生产立管124和134）—提供悬置点和压力密封。通过海底井口装置140和150从地层产出流体时，生产立管124和134可让产出的流体从海底井口装置140和150流到TLP100上的多井口装置110。

图2：

参照图2，示出了根据在此公开的实施例的多井口装置系统的截面图。在该实施例中，外生产立管212连接到多井口装置210。如图2所示，外生产立管212从多井口装置210延伸，并被分成两个外生产立管224和234。本领域的普通技术人员也将能理解到，为了让流体分别地流到水面（如，流到多井口装置210），连接两个分离的立管（如，生产立管224和234）的外生产立管（如，外生产立管212）并不是必须的。例如，两个分离的生产立管可分别连接到多井口装置，而不需使用外立管来连接这两个立管，并可让流体分别地通过这两个生产立管到达水面。

另外，如图2所示，生产立管224包括外生产立管220和内生产立管222，其中内生产立管222设置在外生产立管220内。类似地，生产立管234包括外生产立管230和内生产立管232，其中内生产立管232设置在外生产立管230内。将内生产立管（如，内生产立管222和232）设置在外生产立管（如，外生产立管220和230）内，可允许生产立管在作用力过大的环境下（如，深海环境下）运行。例如，在深海环境下将内生产立管设置在外生产立管内，可减轻作用在内生产立管上的压力，这是因为外生产立管在内生产立管和深海环境之间起到缓冲器的作用。另外，将内生产立管设置在外生产立管内，还可将内生产立管受到周围环境的损害降低到最小或防止内生产立管受到周围环境的损害，这是因为外生产立管通过罩住内生产立管可保护内生产立管，另外，外生产立管再次在内生产立管和周围环境之间起到缓冲器的作用。

如图所示，扶正器260设置在外生产立管212内，并可为也设置在外生产立管212内的内生产立管222和232提供横向和竖向这两个方向上的稳定性。扶正器260可以是能为内生产立管222和232提供横向和竖向稳定性的任何部件或机构。例如，扶正器260可以是板，该板被构造为与内生产立管222和232相接合从而为内生产立管提供横向上的稳定性。另外，扶正器260可以是弹性元件或滑轮机构，所述弹性元件或滑轮机构被构造成与内生产立管222和232相接合从而为内生产立管222和232提供竖向上的稳定性。另外，在一个实施例中，外生产立管212内可设置有隔离器215。隔离器215在外生产立管222内从多井口装置210延伸到接头219处，外生产立管212在该接头处分成生产立管224和234。在该实施例中，隔离器215可在外生产立管212内使内生产立管222和232分离开。隔离器215可以是能使内生产立管222和232物理分离的任何板、分隔器、构件或部件。

尽管所示出的接头219位于水面之下，但是在某些实施例中，接头219位于水面之上。

另外，如图2所示，生产立管224和234分别连接到海底井口装置240和250。海底井口装置240和250位于海底280，并可为管件—如套管柱、管、立管（如，生产立管224和234）—提供悬置点和压力密封。从海底井口装置240和250产出流体时，生产立管224和234可让产出的流体从海底井口装置240和250流到多井口装置210。在该实施例中，从海底井口装置240和250产出的流体分别通过内生产立管222和232内部的管道（未示出）到达多井口装置210。但是，本领域的普通技术人员将能理解到，为了让流体从海底井口装置流到水面（如，流到多井口装置），设置在外生产立管内的内生产立管不一定是必须的。例如，流体可通过连接到海底井口装置上的、内部未设置内管件的管件（如，管或立管）从海底井口装置流到水面。

图3：

参照图3，示出了根据在此公开的实施例的多井口装置系统的示意图，该系统构造有筒状平台。在该实施例中，多井口装置310可连接到筒状平台300，以让流体从多个海底井口装置（如，海底井口装置340和350）流到筒状平台300。在该实施例中，筒状平台300可以是位于海面381上的海上浮式平台。另外，筒状平台300可包括配重311，该配重设置在筒状平台300的主体部分301内，且有助于稳定筒状平台300。筒状平台311的配重311可填充有水或现有技术中公知的可有助于稳定海上环境下的筒状平台的任何其他材料。另外，缆绳（未示出）可连接到筒状平台300，并可有助于将筒状平台300锚固到海底380。缆绳可以是可将筒状平台300连接到海底380的柔性构件。主体部分301上还可设置有垂荡板和浮舱（未示出）。

筒状平台300可包括多个台面和高度位置（如钻台309和底台面302），钻井立管和生产立管固定到这些台面和高度位置并从这些台面和高度位置处悬垂。在该实施例中，在钻台309下方，生产立管324和334通过生产立管张紧器317悬置在底台面302处。但是，本领域的普通技术人员将能理解到，立管可通过张紧器悬置在筒状平台上的其他不同位置处。生产立管张紧器317可用于防止生产立管324和334承受由于筒状平台300的竖向运动而产生的过大的作用力。例如，如果筒状平台300将向下运动，生产立管张紧器317可防止生产立管324和334弯曲。类似地，如果筒状平台300将向上运动，生产立管张紧器317可防止生产立管324和334承受过大的张力。

如图3所示，多井口装置310连接到生产立管324和334。在该实施例中，多井口装置310可允许多个立管同时连接到浮式平台（如筒状平台300）上的单井口装置，并允许所述多个立管向下朝多个海底井口装置（如海底井口装置340和350）延伸。如上所述，尽管所示出的多井口装置310连接到两个立管，即连接到生产立管324和334，但是，本领域的普通技术人员将能理解到，多井口装置可连接到一个或更多个立管。例如，多井口装置可连接到三个或四个立管，可使用这些立管从多个海底井口装置中产出流体。

另外，如图3所示，生产立管324和334在龙骨位置319离开筒状平台300的主体部分301，并分别连接到海底井口装置340和350上。海底井口装置340和350位于海底380，并可为管件—如套管柱、管或立管（如生产立管324和334）—提供悬置点和压力密封。从地层产出的流体通过管（未示出）流到海底井口装置340和350时，生产立管324和334可允许生产流体通过管从海底井口装置340和350流到水面（如，流到筒状平台300上的多井口装置310中）。

图4：

参照图4，其示出了筒状平台的传统树形台面的顶视图，该筒状平台上设置有单井口装置。特别地，图4示出了筒状平台402的传统树形台面474，该树形台面上设置有32个单井口装置412，每个单井口装置被构造为与单个立管（未示出）相接合。每个立管被构造为与单个海底井口装置（未示出）连接。如此，筒状平台402的树形台面474可被构造为与32个海底井口装置连接。树形台面（如树形台面474）可以是海上平台（如筒状平台402）上的任何台面，井口装置和/或防喷器树（如，单井口装置412）位于该海上平台上。

图5：

现在参照图5，其示出了根据在此公开的实施例的筒状平台上的树形台面的顶视图，该筒状平台具有多个井口装置。具体而言，图5示出了筒状平台500上的树形台面572的顶视图，该树形台面具有16个多井口装置510，每个多井口装置均被构造为与两个立管相接合。如上所述，每个立管均被构造为与单个海底井口装置连接。如此，筒状平台500的树形台面572可被构造为与32个海底井口装置连接。

参照图4和5，尽管多井口装置510的数量（16个）可以是井口装置412数量（32个）的一半，但是，树形台面572和474都可连接到相同数量（32个）的立管上，因而，可连接到相同数量（32个）的海底井口装置上。因为多井口装置510的数量小于井口装置412的数量，分别如图5和图4所示，因而，树形台面572的表面积可小于树形台面474的表面积。如此，筒状平台500的总尺寸可小于筒状平台402的总尺寸。尽管图4和图5分别示出了具有32个和16个井口装置，但是，本领域的普通技术人员将能理解到，海上平台上的井口装置数量并不仅限于这些数量。例如，海上平台包括的井口装置数量可以比上述数量大或小。

在图4和图5中，尽管可让海底井口装置（立管可进入该海底井口装置中）的数量相等（如，32个），但是，具有多井口装置510的树形台面572所需的表面积可小于具有井口装置412的树形台面474所需的表面积。因而，通过增加树形台面上的每个井口装置可配置的立管的数量，就可减小筒状平台上的树形台面所需的表面积。尽管图4和图5涉及了筒状平台上的树形台面的结构，但是本领域的普通技术人员将能理解到，通过增加每个井口装置可配置的立管的数量，可减小任何深海平台上的树形台面所需的表面积。例如，通过增加每个井口装置可配置的立管的数量，可减小张力腿平台上的树形台面所需的表面积。

示例性实施例：

在一个实施例中，公开了一种海上采油系统，该系统包括：位于水体中的结构，该结构具有在水体表面上方延伸的部分；位于水体顶部的水面井口装置；位于水体底部的第一井口装置；位于水体底部的第二井口装置；从第一井口装置延伸到水面井口装置的第一立管；以及，从第二井口装置延伸到水面井口装置的第二立管。在某些实施例中，该系统还包括第一井眼，所述第一井眼进一步延伸到位于水体之下并且位于第一井口装置之下的海底地层中；该系统还包括第二井眼，所述第二井眼进一步延伸到位于水体之下并且位于第二井口装置之下的海底地层中。在某些实施例中，该系统还包括位于第一井眼和第二井眼中的每一个井眼内的生产油管。在某些实施例中，每个生产油管均从第一井眼和第二井眼延伸到水面井口装置。在某些实施例中，该系统还包括外立管；外立管从水面井口装置朝第一井口装置和第二井口装置延伸至少一部分距离，第一立管和第二立管位于外立管内。在某些实施例中，外立管包括至少一个隔离器以将立管分成至少两个区域。在某些实施例中，第一井眼还包括套管柱。在某些实施例中，水面井口装置包括至少两个水面树形结构。在某些实施例中，所述位于水体中的结构包括张力腿平台。在某些实施例中，所述位于水体中的结构包括筒状平台。

在此所述的实施例具有一个或多个下述优点。根据本发明的公开内容，产出流体可从多个海底井口装置产出，流到布置在浮式平台（如张力腿平台或筒状平台）上的单个多井口装置中。但是，本领域的普通技术人员将能理解，可对上述多井口装置系统进行改变以使其除了适用于张力腿平台或筒状平台，还适用于浮式平台。由于建造和维护成本随着海上平台尺寸的增加而增加，因此对于深海流体生产的应用场合，在海上平台上用于多井口装置的空间有限。另外，随着海上平台尺寸的增加，建造和维护海上平台的成本也会变得更高昂。上述多井口装置系统可减小在深海条件下生产流体所需的浮式海上平台的数量，这是因为多井口装置系统可允许流体从多个海底井口装置产出、流到海上平台上的单个多井口装置。可供选择地，上述多井口装置系统可让现有海上平台上存在额外的可利用空间，任何这种额外空间可用于其他设备和过程。

尽管已经根据各种实施例描述了本发明，但是，在不脱离本发明基本原理的情况下，可对在此所述的装置和技术进行改进。应该理解为，前面所述的实施例和技术是阐述性的，并未限制本发明的范围。

Claims

1.一种海上采油系统，包括：

位于水体中的结构，该结构具有在水体表面上方延伸的部分；

水面井口装置，该水面井口装置位于水体顶部；

第一井口装置，该第一井口装置位于水体底部；

第二井口装置，该第二井口装置位于水体底部；

第一立管，该第一立管从第一井口装置延伸至水面井口装置；以及

第二立管，该第二立管从第二井口装置延伸至水面井口装置。

2.根据权利要求1的系统，该系统还包括：第一井眼，该第一井眼进一步延伸到位于水体之下且位于第一井口装置之下的海底地层中；该系统还包括第二井眼，该第二井眼进一步延伸到位于水体之下且位于第二井口装置之下的海底地层中。

3.根据权利要求2的系统，该系统还包括生产油管，该生产油管位于第一井眼和第二井眼中的每一个内。

4.根据权利要求3的系统，其中，每个生产油管均从第一井眼和第二井眼延伸到水面井口装置。

5.根据权利要求1的系统，该系统还包括外立管，外立管从水面井口装置朝第一井口装置和第二井口装置延伸至少一部分距离，所述第一立管和第二立管位于外立管内。

6.根据权利要求5的系统，其中，外立管包括至少一个分隔器，该分隔器用于将该外立管分成至少两个区域。

7.根据权利要求2的系统，其中，第一井眼还包括套管柱。

8.根据权利要求1的系统，其中，水面井口装置包括至少两个水面树形结构。

9.根据权利要求1的系统，其中，所述位于水体中的结构包括张力腿平台。

10.根据权利要求1的系统，其中，所述位于水体中的结构包括筒状平台。