RU2566162C1

RU2566162C1 - Offshore well for oil and gas recovery with above-water placement of wellhead equipment

Info

Publication number: RU2566162C1
Application number: RU2014144373/03A
Authority: RU
Inventors: Сергей Александрович Скрылев; Александр Викторович Красовский; Алексей Владимирович Немков; Александр Васильевич Кустышев; Роман Петрович Гресько; Сергей Геннадьевич Кочетов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз"
Priority date: 2014-10-31
Filing date: 2014-10-31
Publication date: 2015-10-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: surface well for oil and gas recovery at open sea comprises marine riser and wellhead placed at offshore platform complete with column head and X-mas tree equipment mounted on it including casing head and X-mas tree with gate valves equipped with actuators coupled to the control centre. Case of the column head is connected to a conductor placed inside the respective marine riser. In the column head at slip hanger the production string is suspended with tubing string installed in it and equipped with subsurface equipment. The marine riser is run in below the sea bottom to the depth covering the area of caving rock. The upper end of the marine riser is placed over the offshore platform deck below the casing head, and the conductor is run in up to the depth of shale break and fixed in solid clay rock. The production string placed in vertical part of the borehole is complete with s shank run in up to the roof of producing formation. The following equipment is used as subsurface equipment of the tubing string: wellhead shutdown valve, circulating valve, column disconnector, production packer with a landing nipple and gas lift mandrel placed under it, at that the above mandrel comprises measurement tools such as pressure and temperature sensor. The wellhead shutdown valve is designed for remote control option, and tools measuring pressure and temperature of produced fluid are designed to transmit data.EFFECT: improved reliability of the well construction.1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкциям интеллектуальных газовых скважин, эксплуатирующих морские и шельфовые месторождения, включая и арктическую зону.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to designs of intelligent gas wells exploiting offshore and offshore fields, including the Arctic zone.

В настоящее время эксплуатация морских газовых скважин осуществляется в основном с морских платформ, реже - в подводном исполнении [Золотухин А.Б. и др. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство морских сооружений в Арктике. - Ставангер, М., С-Пб., Трондхейм: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - С. 133-141].Currently, the exploitation of offshore gas wells is carried out mainly from offshore platforms, less often - underwater performance [Zolotukhin AB etc. The basics of the development of offshore oil and gas fields and the construction of offshore structures in the Arctic. - Stavanger, M., St. Petersburg., Trondheim: Publishing House "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas. THEM. Gubkina, 2000. - S. 133-141].

Известна подводная скважина для добычи нефти и газа, содержащая устье скважины, расположенное на бетонном основании на морском дне, фонтанную арматуру, установленную на устье скважины, восходящую трубу для соединения с добывающим судном на поверхности моря, направляющую трубу, которая известным образом уходит на десятки метров вглубь в морское дно, и модуль управления для выполнения функций управления и контроля в фонтанной арматуре [RU 2186933 С2, МПК 7 Е21В 33/038, Е21В 43/013, опубл. 27.12.2000]. Внутри направляющей трубы подвешена НКТ, которая заканчивается в верхней части непосредственно в устье скважины.A well-known subsea well for oil and gas production, comprising a wellhead located on a concrete base on the seabed, flowing fittings installed at the wellhead, an ascending pipe for connecting to a producing vessel on the sea surface, a guide pipe that goes tens of meters in a known manner deep into the seabed, and a control module for performing control and monitoring functions in fountain fittings [RU 2186933 C2, IPC 7 Е21В 33/038, Е21В 43/013, publ. 12/27/2000]. A tubing is suspended inside the guide tube, which ends in the upper part directly at the wellhead.

К недостаткам эксплуатации скважин с подводным размещением устьевого оборудования относят необходимость специальной подводно-водолазной техники и водолазов высокой квалификации для обеспечения монтажа, обслуживания и ремонта подводного устьевого оборудования.The disadvantages of operating wells with underwater placement of wellhead equipment include the need for special underwater diving equipment and highly qualified divers to ensure installation, maintenance and repair of underwater wellhead equipment.

Известно устройство для обвязки устья при бурении с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, установленный на кондукторе, опорную втулку, концентрично установленную между кондуктором и водоотделяющей колонной с упором в верхний торец последней [SU 1609962 А1, МПК 5 Е21В 33/038, опубл. 1980].A device for strapping the wellhead during drilling with surface placement of blowout equipment, comprising a column head housing mounted on a conductor, a support sleeve concentrically mounted between the conductor and the riser with an emphasis in the upper end of the latter [SU 1609962 A1, IPC 5 Е21В 33/038, publ. 1980].

Известно устройство для герметизации устья скважины с надводным размещением противовыбросового оборудования, содержащее корпус колонной головки, жестко связанный с кондуктором, размещенным внутри водоотделяющей колонны [SU 1799996 А1, МПК 5 Е21В 33/035, опубл. 1993].A device is known for sealing a wellhead with surface placement of blowout equipment, comprising a column head housing rigidly connected to a conductor located inside a water separating column [SU 1799996 A1, IPC 5 ЕВВ 33/035, publ. 1993].

Известна подвеска обсадных труб морских скважин с надводным устьем, содержащая направление, кондуктор, на торцах которых установлена опорная плита, и обсадную колонну, подвешенную на клиновую подвеску [RU 2169251 С1, МПК 7 Е21В 33/04, Е21В 33/035, опубл. 27.12.2001].Known suspension of casing pipes of sea wells with a surface mouth, containing a direction, a conductor at the ends of which a base plate is installed, and a casing suspended on a wedge suspension [RU 2169251 C1, IPC 7 Е21В 33/04, Е21В 33/035, publ. 12/27/2001].

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, заключается в разработке конструкции морской надводной скважины при ее эксплуатации с возможностью дистанционного управления работой скважины с оперативным получением информации о пластовом давлении и температуре в реальном времени без абразивного износа скважинного оборудования.The problem to which the claimed technical solution is directed is to develop the design of an offshore surface well during its operation with the ability to remotely control the operation of the well with real-time real-time information about reservoir pressure and temperature without abrasive wear of the downhole equipment.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности скважины и ее безопасной эксплуатации за счет обеспечения оперативного реагирования на аварийные ситуации путем возможности разъединения и подъема на платформу колонн, ремонта или замены элементов устьевого оборудования и исключения возможности попадания морской воды в полость устьевого оборудования.In the implementation of the proposed technical solution, the problem is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the reliability of the well and its safe operation by providing quick response to emergency situations by the possibility of separation and lifting on the platform of the columns, repair or replacement of elements of wellhead equipment and eliminating the possibility ingress of sea water into the cavity of the wellhead equipment.

Указанный технический результат достигается тем, что надводная скважина для добычи нефти и газа в открытом море содержит водоотделяющую колонну и расположенное на морской платформе устье скважины, имеющее колонную головку, и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку и фонтанную елку с задвижками, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления. Корпус колонной головки соединен с кондуктором, расположенным внутри указанной водоотделяющей колонны. К колонной головке на клиновой подвеске подвешена эксплуатационная колонна, в которой концентрично установлена лифтовая колонна, снабженная подземным оборудованием. Водоотделяющая колонна спущена ниже морского дна на глубину, перекрывающую зону горных пород, склонных к обвалам, причем ее верхний торец расположен над палубой морской платформы ниже колонной головки. Кондуктор спущен до глубины глинистого пропластка и закреплен в прочных глинистых горных породах. Эксплуатационная колонна, расположенная в вертикальной части ствола скважины, снабжена эксплуатационным хвостовиком, спущенным до кровли продуктивного пласта. В качестве подземного оборудования лифтовой колонны применены приустьевой клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, разъединитель колонны, эксплуатационный пакер, под которым расположены посадочный ниппель и скважинная камера, содержащая средства измерения измерения температуры и давления добываемой среды, и подпакерный хвостовик. Указанные приустьевой клапан-отсекатель выполнен с возможностью дистанционного управления, а средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных.The specified technical result is achieved by the fact that the surface well for oil and gas production in the open sea contains a water separating column and a wellhead located on the offshore platform, having a column head, and fountain fittings mounted on it, including a pipe head and a Christmas tree with valves equipped with actuating valves mechanisms associated with the control station. The housing of the column head is connected to a conductor located inside the specified riser. A production casing is suspended from a column head on a wedge suspension, in which an elevator casing is provided concentrically equipped with underground equipment. The water separating column is lowered below the seabed to a depth that covers the zone of rocks prone to collapses, and its upper end is located above the deck of the sea platform below the column head. The conductor is lowered to the depth of the clay interbed and fixed in strong clay rocks. The production string, located in the vertical part of the wellbore, is equipped with a production liner, lowered to the roof of the reservoir. As the underground equipment of the elevator column, a wellhead valve-cutter, a circulation valve, a column disconnector, an operational packer, under which a landing nipple and a borehole chamber containing means for measuring temperature and pressure of the produced medium, and a sub-packer shank are used. Said estuarine shutoff valve is made with the possibility of remote control, and the means of measuring the temperature and pressure of the produced medium are configured to transmit data.

Кроме того, эксплуатационный хвостовик снабжен хвостовиком-фильтром, верхняя часть хвостовика-фильтра размещена в верхней низкопроницаемой части продуктивного пласта, сложенной из заглинизированных горных пород, а фильтр хвостовика-фильтра расположен в высокопроницаемой части продуктивного пласта, сложенного из рыхлых горных пород. Скважинная камера со средствами измерения температуры и давления добываемой среды соединена с устьем скважины посредством погружного электрического кабеля, проложенного вдоль лифтовой колонны по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие, выполненное эксцентрично в эксплуатационном пакере, а приустьевой клапан-отсекатель соединен с устьем скважины с помощью линии управления, проложенной вдоль лифтовой колонны аналогичным способом.In addition, the production shank is equipped with a filter shank, the upper part of the filter shank is located in the upper low-permeability part of the reservoir, composed of clay rocks, and the filter shank filter is located in the highly permeable part of the reservoir, composed of loose rocks. The downhole chamber with means for measuring the temperature and pressure of the produced medium is connected to the wellhead by means of a submersible electric cable laid along the elevator string along its outer surface and passing through a through hole made eccentrically in the production packer, and the wellhead shutoff valve is connected to the wellhead by control lines laid along the elevator column in a similar way.

На чертеже схематично изображена заявляемая надводная скважина.The drawing schematically depicts the inventive surface well.

Конструкция надводной скважины содержит водоотделяющую колонну 1 и устье 2 скважины, расположенное на морской платформе 3 и имеющее колонную головку 4, и смонтированную на ней фонтанную арматуру, включающую трубную головку 5 и фонтанную елку 6 с задвижками 7, снабженными исполнительными механизмами, связанными со станцией управления 8 кабелем 35.The design of the surface water well includes a water separating column 1 and a wellhead 2 located on the offshore platform 3 and having a column head 4, and a fountain arm mounted on it, including a pipe head 5 and a Christmas tree 6 with valves 7 provided with actuators associated with the control station 8 cable 35.

Внутри водоотделяющей колонны 1 концентрично друг другу размещены обсадные колонны: кондуктор 9 и эксплуатационная колонна 10. Указанные колонны снабжены разъединительными герметичными устройствами (не показаны) для обеспечения возможности их разъединения и поднятия над поверхностью морского дна с последующим их подъемом на морскую платформу 3.Casing is arranged concentrically to each other inside the water separating column 1: a conductor 9 and a production string 10. These columns are equipped with sealed disconnecting devices (not shown) to enable them to be disconnected and raised above the surface of the seabed with their subsequent rise to the sea platform 3.

В нижней части эксплуатационной колонны 10, расположенной в вертикальной части ствола скважины, с помощью подвесного устройства 11 подвешен эксплуатационный хвостовик 12. В нижней части эксплуатационного хвостовика 12 с помощью подвесного устройства 13 меньшего типоразмера подвешен хвостовик-фильтр 14. Верхняя часть подвесного устройства 13 меньшего типоразмера выполнена в виде патрубка 15 с полированной внутренней поверхностью для соединения с подпакерным хвостовиком 16. Нижняя часть хвостовика-фильтра 14 оборудована противопесочным фильтром 17 или фильтрующей секцией из нескольких фильтров для обеспечения исключения абразивного износа скважинного оборудования. Во внутренней полости эксплуатационной колонны 10 и эксплуатационном хвостовике 12 размещена лифтовая колонна 18.In the lower part of the production casing 10, located in the vertical part of the wellbore, with the help of the suspension device 11, the operational shank 12 is suspended. In the lower part of the production shank 12 with the help of the suspension device 13 of a smaller size, a filter shank 14. The upper part of the suspension device 13 of a smaller size is suspended made in the form of a pipe 15 with a polished inner surface for connection with the under-packer shank 16. The lower part of the filter shank 14 is equipped with a sand filter ohm 17 or a filter section of several filters to ensure the abrasion of the downhole equipment is eliminated. In the inner cavity of the production casing 10 and the production liner 12 is placed an elevator 18.

Лифтовая колонна 18 снабжена подземным оборудованием (сверху вниз): приустьевым клапаном-отсекателем 19 с линией управления 20, циркуляционным клапаном 21, разъединителем колонны 22, эксплуатационным пакером 23 манжетного типа, позволяющего некоторое перемещение по вертикали в зависимости от удлинения или сокращения лифтовой колонны 18, посадочным ниппелем 24, скважинной камерой 25 с установленным в ней средствами измерения температуры и давления добываемой среды, например скважинным датчиком измерения давления и температуры (не показаны), и подпакерным хвостовиком 16. Подпакерный хвостовик 16 соединен с хвостовиком-фильтром 14 посредством полированного наконечника (не показан), плотно входящего в патрубок 15 хвостовика-фильтра 14, создавая единую конструкцию скважины для добычи нефти и газа.The elevator column 18 is equipped with underground equipment (from top to bottom): the estuarine shutoff valve 19 with a control line 20, the circulation valve 21, the disconnector of the column 22, the operational packer 23 of the cuff type, which allows some vertical movement depending on the elongation or contraction of the elevator column 18, a landing nipple 24, a borehole chamber 25 with means for measuring the temperature and pressure of the produced medium installed therein, for example, a downhole pressure and temperature sensor (not shown), and dpakernym packer shank 16. Shank 16 is connected to shank 14 by means of filter-polished tip (not shown) tightly entering the pipe 15 the filter liner 14, creating a single well structure for oil and gas.

Корпус колонной головки 4 соединен с кондуктором 9, расположенным внутри водоотделяющей колонны 1. К колонной головке 4 на клиновой подвеске (не показана) подвешена эксплуатационная колонна 10, в которой концентрично установлена лифтовая колонна 18, снабженная подземным оборудованием. Лифтовую колонну 18 подвешивают в трубной головке 5, на которой размещена фонтанная елка 6. Задвижки 7 фонтанной елки 6 снабжены исполнительными механизмами с возможностью дистанционного управления (на открытие и закрытие) от гидравлической станции управления 8, расположенной на морской платформе 3 рядом с пультом управления 33 средствами измерения давления и температуры.The casing of the column head 4 is connected to a conductor 9 located inside the riser 1. The production column 10 is suspended from the column head 4 on a wedge suspension (not shown), in which the lift column 18 is provided concentrically equipped with underground equipment. The elevator column 18 is suspended in the pipe head 5, on which the fountain tree 6 is placed. The valves 7 of the fountain tree 6 are equipped with actuators with the possibility of remote control (for opening and closing) from the hydraulic control station 8, located on the offshore platform 3 near the control panel 33 pressure and temperature measuring instruments.

Водоотделяющая колонна 1 спущена ниже морского дна 26 на глубину h₁, перекрывающую зону горных пород 27, склонных к обвалам, и зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 26. Водоотделяющая колонна 1 выше головы цементного камня оборудована разъединителем колонны (не показан). Верхний торец водоотделяющей колонны 1 расположен над палубой морской платформы 3 ниже колонной головки 4.The riser column 1 is lowered below the seabed 26 to a depth of h ₁ , covering the rock zone 27 prone to collapses and cemented with the rise of cement behind the column to the level of the seabed 26. The riser column 1 above the head of the cement stone is equipped with a column disconnector (not shown) . The upper end of the riser column 1 is located above the deck of the offshore platform 3 below the column head 4.

Кондуктор 9 спущен до глубины глинистого пропластка h₂ и закреплен в прочных глинистых горных породах 28 с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 26 и выше цементного камня оборудован разъединителем колонны (не показан).The conductor 9 is lowered to the depth of the clay layer h ₂ and fixed in strong clay rocks 28 with the rise of cement behind the column to the level of the seabed 26 and above the cement stone is equipped with a column disconnector (not shown).

Эксплуатационная колонна 10 зацементирована с подъемом цемента за колонной до уровня морского дна 26 и выше цементного камня оборудована разъединителем колонны (не показан).The production column 10 is cemented with the rise of cement behind the column to the level of the seabed 26 and above the cement stone is equipped with a column disconnector (not shown).

Эксплуатационный хвостовик 12 спущен до кровли 29 продуктивного пласта 30. Хвостовик-фильтр 14 размещен в продуктивном пласте 30. Верхняя часть хвостовика-фильтра 14 размещена в верхней низкопроницаемой части 31 продуктивного пласта 30, сложенной из заглинизированных горных пород. Противопесочный фильтр 17 (фильтрующая секция) размещена в высокопроницаемой части 32 продуктивного пласта 30, сложенного из рыхлых горных пород.The production liner 12 is lowered to the roof 29 of the reservoir 30. The liner-filter 14 is located in the reservoir 30. The upper part of the liner-filter 14 is located in the upper low-permeability portion 31 of the reservoir 30, composed of clay rocks. The anti-sand filter 17 (filter section) is located in the highly permeable part 32 of the reservoir 30, composed of loose rocks.

Лифтовая колонна 18 спущена до проектной глубины и соединена с хвостовиком-фильтром 14.The elevator column 18 is lowered to the design depth and is connected to the filter shank 14.

Скважинная камера 25 размещена под эксплуатационным пакером 23.The downhole chamber 25 is located under the production packer 23.

Средства измерения температуры и давления добываемой среды выполнены с возможностью передачи данных на дневную поверхность, например, скважинный датчик давления и температуры соединен с пультом управления 33, размещенным на морской платформе 3 на устье 2 скважины посредством погружного кабеля 34, проложенного вдоль лифтовой колонны 18 по ее наружной поверхности и проходящего через сквозное отверстие (не показано), выполненного эксцентрично в эксплуатационном пакере 23 и закрепленного с помощью протектора (не показан) с возможностью компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны 18. Датчик давления и температуры может быть выполнен с дистанционным управлением.Means for measuring the temperature and pressure of the produced medium are capable of transmitting data to the day surface, for example, a downhole pressure and temperature sensor is connected to a control panel 33 located on the offshore platform 3 at the wellhead 2 by means of an immersion cable 34 laid along the lift string 18 along its the outer surface and passing through a through hole (not shown) made eccentrically in the operational packer 23 and secured with a tread (not shown) with the possibility of ation temperature changes of length of tubing 18. The pressure and temperature sensor can be configured with a remote control.

Приустьевой клапан-отсекатель 19 выполнен с возможностью дистанционного управления от гидравлической станции управления 8, размещенной на морской платформе 3 на устье 2 скважины, посредством линии управления 20, проложенной и закрепленной к лифтовой колонне 18 аналогично погружному кабелю 34.The estuarine shutoff valve 19 is made with the possibility of remote control from the hydraulic control station 8, located on the offshore platform 3 at the wellhead 2, by means of a control line 20 laid and fixed to the elevator column 18 similarly to the submersible cable 34.

Надводную скважину заявляемой конструкции монтируют следующим образом.A surface well of the claimed design is mounted as follows.

В водоотделяющую колонну 1, спущенную с морской платформы 3, спускают последовательно: кондуктор 9, эксплуатационную колонну 10, которую подвешивают на клиновой подвеске колонной головки 4. В эксплуатационную колонну 10 спускают эксплуатационный хвостовик 12, подвешивают его в нижней части эксплуатационной колонны 10 с помощью подвесного устройства 11. В эксплуатационный хвостовик 12 спускают хвостовик-фильтр 14, подвешивают его в нижней части эксплуатационного хвостовика 12 с помощью подвесного устройства 13 меньшего типоразмера. При этом противопесочный фильтр 17 располагают в высокопроницаемой части 31 продуктивного пласта 30.The riser 1, lowered from the offshore platform 3, is lowered sequentially: the conductor 9, the production string 10, which is suspended on the wedge suspension of the column head 4. The production string 12 is lowered into the production string 10, suspended in the lower part of the production string 10 using a suspension devices 11. In the production shank 12 lower the filter shank 14, suspend it in the lower part of the production shank 12 using a suspension device 13 of a smaller size. In this case, the anti-sand filter 17 is located in the highly permeable part 31 of the reservoir 30.

Во внутренние полости эксплуатационной колонны 10 и эксплуатационного хвостовика 12 спускают лифтовую колонну 18, оборудованную приустьевым клапаном-отсекателем 19 с линией управления 20, циркуляционным клапаном 21, разъединителем колонны 22, эксплуатационным пакером 23, посадочным ниппелем 24, скважинной камерой 25 с устанавливаемым впоследствии в ней скважинным датчиком измерения давления и температуры (не показано) и подпакерным хвостовиком 16. Эксплуатационный пакер 23 манжетного типа размещают в интервале эксплуатационного хвостовика 12, имеющем внутреннюю полированную поверхность, при этом полированный наконечник (не показан) подпакерного хвостовика 16 плотно входит в патрубок 15 хвостовика-фильтра 14. На трубной головке 5 монтируют фонтанную елку 6. В лифтовую колонну 18 сбрасывают шарик, перекрывающий внутреннее пространство, или в посадочный ниппель 24 спускают глухую пробку (не показано) и созданием давления жидкости осуществляют запакеровку эксплуатационного пакера 23. При этом уплотнительные элементы, представляющие собой манжеты, эксплуатационного пакера 23 герметично перекроют затрубное пространство скважины между лифтовой колонной 18 и эксплуатационным хвостовиком 12. Все соединительные линии (линия управления 20, например, оптоволоконный кабель), погружной кабель 34 датчика давления и температуры соединяют со станцией управления 8 и пультом управления 33. Далее скважину осваивают и вводят ее в эксплуатацию, осуществляя подъем добываемой среды: нефти или газа по лифтовой колонне 18 непосредственно на морскую платформу 3.In the internal cavities of the production casing 10 and production liner 12, an elevator 18 is lowered, equipped with an estuarine shutoff valve 19 with a control line 20, a circulation valve 21, a disconnector 22, a production packer 23, a landing nipple 24, and a downhole chamber 25 with subsequently installed therein downhole pressure and temperature measurement sensor (not shown) and under-packer shank 16. The operational packer 23 of the cuff type is placed in the interval of the operational shank 12, them having an inner polished surface, while a polished tip (not shown) of the under-packer shank 16 fits snugly into the nozzle 15 of the filter shank 14. A fountain tree 6 is mounted on the pipe head 5. A ball covering the inner space is dropped into the lift string 18 or into the landing nipple 24, a blank plug (not shown) is lowered, and the packer 23 is packaged by the creation of a liquid pressure. In this case, the sealing elements, which are cuffs, of the packer 23 are hermetically sealed the annular space of the well is closed between the elevator string 18 and the production liner 12. All connecting lines (control line 20, for example, an optical fiber cable), immersion cable 34 of the pressure and temperature sensor are connected to the control station 8 and the control panel 33. Next, the well is mastered and introduced into operation, lifting the extracted medium: oil or gas through the lift column 18 directly to the offshore platform 3.

Пример реализации.Implementation example.

В скважине, имеющей водоотделяющую колонну диаметром 820 мм, размещен кондуктор диаметром 508 мм, внутри которого размещена эксплуатационная колонна диаметром 340 мм, к нижней части которой с помощью подвесного устройства ПХЦ 340/245 подвешен эксплуатационный хвостовик диаметром 245 мм, в нижней части которого, в свою очередь,посредством подвесного устройства ПХЦ 245/168 подвешен хвостовик-фильтр диаметром 168 мм с фильтром ФС-168. В эксплуатационной колонне размещена лифтовая колонна диаметром 168 мм, оборудованная приустьевым клапаном-отсекателем типа КОУ-168, циркуляционный клапан ЦК-168, разъединитель колонны РК-168, эксплуатационный пакер типоразмера 168/245, посадочный ниппель НП-168, скважинная камера, содержащая средства измерения в виде датчика давления и температуры фирмы «Weatherford» модели OSS, и подпакерный хвостовик диаметром 168 мм. Лифтовая колонна подвешена в фонтанной арматуре АФ6Д-150(180)/100×21, установленной на колонной головке ОКК1-210-508×340 К1 ХЛ завода «Нефтегаздеталь (Воронеж).A conductor with a diameter of 508 mm is placed in a well with a water separating column with a diameter of 820 mm, inside of which there is a production string with a diameter of 340 mm, to the bottom of which a production shank with a diameter of 245 mm is suspended with a suspension device ПХЦ 340/245, in the lower part of which, in in turn, through the suspension device ПХЦ 245/168, a filter shank 168 mm in diameter with a FS-168 filter is suspended. In the production casing there is a 168 mm diameter casing equipped with a mouth flange shut-off valve type KOU-168, a circulation valve TsK-168, a disconnector for a column RK-168, a production packer of frame size 168/245, a landing nipple NP-168, and a borehole containing means measurements in the form of a Weatherford pressure and temperature sensor of the OSS model and a sub-packer shank with a diameter of 168 mm. The elevator column is suspended in the AF6D-150 (180) / 100 × 21 fountain fittings mounted on the OKK1-210-508 × 340 K1 column head of the plant Neftegazdetal (Voronezh).

Заявляемое конструктивное выполнение скважины обеспечивает надежную работу за счет обеспечения возможности оперативного реагирования и управления задвижками фонтанной арматуры и приустьевым клапаном-отсекателем. Расположение кондуктора и водоотделяющей колонны и их конструктивное исполнение обеспечивает стабильность работы устьевого оборудования, исключает попадание морской воды, а в случае необходимости (аварийной ситуации, прорыва газа, подвижек льда в арктической зоне) возможно дистанционное закрытие приустьевого клапана-отсекателя и принудительное разъединение колонн на уровне морского дна и их подъем на поверхность, на морскую платформу.The inventive design of the well ensures reliable operation by providing the possibility of rapid response and control valves of the fountain valves and estuarine shutoff valve. The location of the conductor and the riser and their design ensures the stability of the wellhead equipment, eliminates the ingress of sea water, and in case of need (emergency, gas breakthrough, ice shifts in the Arctic zone), remote closing of the estuarine shutoff valve and forced separation of the columns at the level is possible the seabed and their rise to the surface, to the sea platform.

Claims

1. A well with surface placement of wellhead equipment for oil and gas production in the high seas, characterized in that it comprises a water separating column and a wellhead located on the offshore platform, having a column head and mounted fountain fittings including a pipe head and a fountain tree with valves equipped with actuators associated with the control station, while the housing of the column head is connected to a conductor located inside the specified riser column in the column g A production casing is suspended on the wedge suspension, in which an elevator casing is installed concentrically, equipped with underground equipment, while the water separating column is lowered below the seabed to a depth that overlaps the zone of rocks prone to collapse, with the upper end of the water separating column located below the deck of the sea platform column head, and the conductor is lowered to the depth of the clay layer and fixed in strong clay rocks, production casing located in a vertical th part of the wellbore, equipped with an operational liner, lowered to the top of the reservoir, and as the underground equipment of the elevator string, a wellhead valve-shutoff valve, a circulation valve, a disconnector string, an operational packer are located under which the landing nipple and the well chamber containing pressure measuring instruments and the temperature of the produced medium, and the under-packer shank, while the specified estuarine shutoff valve is made with the possibility of remote control, and The means for measuring the temperature and pressure of the produced medium are configured to transmit data.

2. The well according to claim 1, characterized in that the production liner is provided with a liner-filter, the upper part of the liner-filter is located in the upper low-permeable part of the reservoir, composed of clogged rocks, and the filter liner-filter is located in the highly permeable part of the reservoir, composed of friable rocks.

3. The well according to claim 1, characterized in that the borehole chamber with means for measuring the temperature and pressure of the produced medium is connected to the wellhead by means of an immersion cable laid along the elevator string along its outer surface and passing through a through hole made eccentrically in the production packer, and the estuarine shutoff valve is connected to the wellhead using a control line laid along the elevator string in a similar manner.