Морской автономный комплекс для добычи нефти, полупогружная плавучая буровая платформа, морская добычная стойка для откачки нефти, морская ледостойкая плавучая платформа для добычи нефти, ледостойкий плавучий резервуар для сбора и хранения нефти, якорь для плавучих конструкций в море

Морской автономный комплекс для добычи нефти, полупогружная плавучая буровая платформа, морская добычная стойка для откачки нефти, морская ледостойкая плавучая платформа для добычи нефти, ледостойкий плавучий резервуар для сбора и хранения нефти, якорь для плавучих конструкций в море относятся к области освоения подводных жидких и газообразных месторождений, к сооружению технологических комплексов при широком диапазоне внешних условий и характеристик грунтов морского дна. Для повышения надежности и расширения технологических возможностей при бурении скважин и круглогодичной эксплуатации куста скважин на морском шельфе в т.ч. в ледовых условиях на больших глубинах без использования водолазов и роботов - манипуляторов предлагается: - Морской автономного комплекса для добычи нефти, содержащий: добычной надводный объект для куста скважин, снабженный средством для позиционирования, продуктовые трубопроводы для соединения с добывающими скважинами и добычным надводным объектом, - взаимосвязанный с фонтанной арматурой, по меньшей мере, одной подводной скважины, монифольд для откачиваемой нефти, фонтанную арматуру для подводной скважины, бурильное оборудование, бурильную колонну, выполненную от бурильного оборудования, в котором, согласно полезной модели, добычной надводный объект выполнен в виде морской добычной плавучей платформы, соединенной с плавучим резервуаром, монифольд, выполнен в виде морской добычной стойки для соединения продуктовых трубопроводов с морской добычной плавучей платформой, снабженной полостью для воды для закачки в скважины, фонтанная арматура смонтирована на ввинченном в морское дно крупногабаритном цилиндре с резьбой на наружной поверхности с направляющим фиксатором, выпускными клапанами и содержит полость низкого давления с захлопками для соединения продуктового и водяного трубопроводов и бетонируемый перед отсоединением бурильной колонны затвор, бурильное оборудование установлено на полупогружной плавучей буровой платформе повышенной устойчивости, бурильная колонна выполнена с жестким каркасом, возможностью вращения и снабжена средством для соединения с фонтанной арматурой и корректировочными двигателями с гребными винтами, а средства для позиционирования надводного объекта и других элементов комплекса выполнены в виде систем винтоприсосных якорей. - Полупогружная плавучая буровая платформа с монтажно-буровым оборудованием, снабженная основными понтонами со стойками, в которой, согласно изобретению, она (платформа) выполнена двухпалубной, при этом на нижней палубе расположена с возможностью регулирования по высоте монтажно-буровая подпалуба, стойки основных понтонов выполнены телескопическими, кроме того, платформа снабжена вспомогательными понтонами со стойками, активно-пассивной системой горизонтальной стабилизации и якорной системой. - Морская добычная стойка для откачки нефти, взаимосвязанная продуктовым трубопроводом с фонтанной арматурой, по меньшей мере, одной подводной скважины и с добычным надводным объектом с энергоносителями, содержащая корпус, установленный на основании с возможностью закрепления на морском дне, в которой, согласно полезной модели, корпус выполнен из секций с полостью для нефти с погружными насосами и патрубками продуктовых трубопроводов и полостью для воды, снабженной входной трубой и патрубками для воды, связанными с фонтанной арматурой скважин. - Морская ледостойкая плавучая платформа для добычи нефти, взаимосвязанная с кустом скважин, содержащая цилиндрический корпус с технологическим оборудованием для добычи нефти, жилым блоком и постом управления, снабженная ледоразрушающим устройством и якорной системой, в которой, согласно полезной модели, корпус выполнен обогреваемым, а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов, кроме того, платформа снабжена понтонами, установленными на телескопических стойках, а якорная система выполнена в виде винтоприсосных якорей. - Ледостойкий плавучий резервуар для сбора и хранения нефти, содержащий корпус, продуктопровод для связи с нефтедобывающим объектом, ледоразрушающее устройство, средство для крепления резервуара к грунту, в котором, согласно полезной модели, корпус выполнен обогреваемым, а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов, а средство для крепления резервуара к грунту выполнено в виде системы винтоприсосных якорей со средствами для удержании резервуара, при этом резервуар снабжен механизмом натяжения средств для удержания резервуара выполненным в виде приводных винтов, по которым перемещается ползун, соединенный со средствами для удержания резервуара. - Якорь для плавучих конструкций в море, преимущественно плавучих платформ для добычи нефти и/или газа, содержащий корпус, выполненный с возможностью углубления в морское дно, и средство для удержания плавучих платформ, в которым, согласно полезной модели, на торцевой поверхности корпуса выполнены зубья, а в корпусе отверстие, в котором установлен цилиндр с резьбой на наружной поверхности для ввинчивания в морское дно и выпускными клапанами.

Полезная модель относится к области освоения подводных жидких и газообразных месторождений, к сооружению технологических комплексов при широком диапазоне внешних условий и характеристик грунтов морского дна

В качестве прототипа для морского автономного комплекса для морской добычи нефти выбран морской автономный комплекс для морской добычи нефти, содержащий добычной надводный объект (надводное судно) для куста скважин, снабженный средством для позиционирования, придонную установку на морском дне для, по меньшей мере, двух добывающих скважин, продуктовые трубопроводы для соединения с добывающими скважинами, судно снабжено бурильным оборудованием для скважин на морском дне с технологическим оборудованием для переработки добытой нефти или газа, причем придонная установка содержит опорную плиту для бурения, имеющую основание, расположенное на морском дне, и монифольд для откачиваемой нефти и выполненную с, по меньшей мере, двумя позициями или секциями устья скважины, приспособленными для установки фонтанных арматур на морском дне, причем бурильная колонна выполнена проходящей oт бурильного оборудования на судне к противовыбросовому устройству, установленному с операционным модулем на придонной установке, а продуктовый трубопровод приспособлен для соединения, по меньшей мере, одной из добывающих скважин на придонной установке, к технологическому оборудованию на судне (см. п. 2191888 от 21.11.97., опубл. 27.10.02.).

Данный комплекс обладает следующими недостатками. Применение его возможно только на небольшой глубине, т.к. очень дорогое и громоздкое оборудование придонной установки и операционного модуля требуют работы водолазов. Судно очень чувствительно к волнению моря. Система не герметична при повороте судна. Придонная установка с манифольдом ограничена в габаритах, поэтому может обеспечить добычу нефти только от скважин, находящихся в непосредственной близости друг от друга.

В качестве прототипа для полупогружной плавучей буровой платформы (ППБУ) выбрана известная ППБУ типа «Шельф», содержащая полупогружную буровую платформу с монтажно-буровым оборудованием, снабженную основными понтонами со стойками (см. п. 2118268 от 03.03.97., опубл. 27.08.98.).

Для повышения устойчивости платформы к штормам понижают их осадку и соответственно центр тяжести. С этой целью в понтоны заливается какое-то количество воды.

К недостаткам прототипа следует отнести то, что платформа продолжает опираться на полузаполненные понтоны. При этом длина рычага, на который действует внешняя сила (ветер, волны) не изменилась, а лишь часть его ушла под воду. Поэтому устойчивость платформы повысилась незначительно.

Бурение производится открытым способом. Главной сложностью при таком бурении является смена бурового инструмента. Повторное опускание колонны буровых труб в скважину (например, после замены бура) представляет собой технически сложную и дорогостоящую процедуру. Неизбежны выбросы нефти в окружающую водную среду.

В качестве прототипа для морской добычной стойки взят монифольд для соединения подводной скважины для морской добычи нефти или газа СС добычным надводным объектом с энергоносителями, установленный в придонной установке комплекса для морской добычи нефти или газа, содержащий корпус, установленный на основании с возможностью для закрепления на морском дне, (см. п. 2191888 от 21.11.97., опубл. 27.10.02.).

К недостаткам прототипа следует отнести то, что придонная установка с манифольдом ограничена в габаритах, поэтому может обеспечить добычу нефти только от скважин, находящихся в непосредственной близости друг от друга. Поэтому технологические возможности такой конструкции манифольда ограничены.

В качестве прототипа для морской ледостойкой плавучей платформы взята морская ледостойкая плавучая платформа для добычи нефти и газа, взаимосвязанная с кустом скважин и содержащая цилиндрический корпус с технологическим оборудованием для добычи нефти или газа, жилым блоком и постом управления, снабженный ледоразрушающим устройством и якорной системой (см. ПМ 67542 от 01.06.07, опубл. 27.10.07.)

К недостаткам прототипа следует отнести сложность конструкции.

В качестве прототипа для ледостойкого плавучего резервуара для сбора и хранения нефти, взят плавучий резервуар для сбора и хранения нефти, содержащий корпус, выполненный разгруженным от внешнего гидростатического давления, с установленной в центре корпуса герметичной уравнительной цистерной с клапаном заполнения забортной водой и цистернами постоянной и переменной плавучести, продуктопровод для связи с нефтедобывающим объектом, средство для крепления резервуара к грунту, включающий, по меньшей мере, один гибкий элемент, и механизм натяжения его, выполненный в виде пружины с расчетным усилием срабатывания, соединенный с клапаном заполнения забортной водой (см. 2021959 от 29.04.91., опубл. 30.10.94)

К недостаткам прототипа следует отнести сложность расчета пружины и недостаточную надежность конструкции механизма натяжения средства для крепления резервуара к грунту, и появления опасности срыва резервуара при волнении и шторме. Кроме того, технологические возможности его ограничены, вследствие невозможности круглогодичной его эксплуатации, т.к. резервуар находится в подводном положении до освобождении акватории ото льда.

В качестве прототипа якоря для плавучих конструкций в море, преимущественно плавучих платформ для добычи нефти и/или газа выбран якорь, содержащий пустотелый корпус, выполненный многоугольным с вогнутыми боковыми поверхностями с возможностью углубления в морское дно посредством засасывания и соединенное с корпусом средство для удержания платформы. Технологические возможности такой конструкции якоря ограничены, вследствие того, что тяговые усилия незначительны и применение его возможно на небольших глубинах.

Технической задачей данной полезной модели является, повышение надежности и расширение технологических возможностей при бурении скважин и круглогодичной эксплуатации куста скважин на морском шельфе в т.ч. в ледовых условиях на больших глубинах без использования водолазов и роботов - манипуляторов.

Поставленная задача решается группой полезных моделей, представленных ниже, объединенных единым изобретательским замыслом.

Морской автономного комплекса для добычи нефти, содержащий: добычной надводный объект для куста скважин, снабженный средством для позиционирования, продуктовые трубопроводы для соединения с добывающими скважинами и добычным надводным объектом, - взаимосвязанный с фонтанной арматурой, по меньшей мере, одной подводной скважины, монифольд для откачиваемой нефти, фонтанную арматуру для подводной скважины, бурильное оборудование, бурильную колонну, выполненную от бурильного оборудования, в котором, согласно полезной модели, добычной надводный объект выполнен в виде морской добычной плавучей платформы, соединенной с плавучим резервуаром, монифольд, выполнен в виде морской добычной стойки для соединения продуктовых трубопроводов с морской добычной плавучей платформой, снабженной полостью для воды для закачки в скважины, фонтанная арматура смонтирована на ввинченном в морское дно крупногабаритном цилиндре с резьбой на наружной поверхности с направляющим фиксатором, выпускными клапанами и содержит полость низкого давления с захлопками для соединения продуктового и водяного трубопроводов и бетонируемый перед отсоединением бурильной колонны затвор, бурильное оборудование установлено на полупогружной плавучей буровой платформе повышенной устойчивости, бурильная колонна выполнена с жестким каркасом, возможностью вращения и снабжена средством для соединения с фонтанной арматурой и корректировочными двигателями с гребными винтами, а средства для позиционирования надводного объекта и других элементов комплекса выполнены в виде систем винтоприсосных якорей.

Морская добычная плавучая платформа может быть выполнена ледостойкой.

Плавучий резервуар также может быть выполнен ледостойким.

Полупогружная плавучая буровая платформа повышенной устойчивости снабжена понтонами с телескопическими стойками.

Бурильная колонна состоит из трех частей, при этом, верхняя часть выполнена в виде стойки крестообразной формы для вращения бурильной колонны и гидроподъемника, средняя с жестким каркасом в виде отдельных секций, а нижняя часть содержит средство для соединения с фонтанной арматурой и корректировочные двигатели с гребными винтами.

Бурильная колонна снабжена поплавками.

Полупогружная плавучая буровая платформа с монтажно-буровым оборудованием, снабженная основными понтонами со стойками, в которой, согласно полезной модели, она (платформа) выполнена двухпалубной, при этом на нижней палубе расположена с возможностью регулирования по высоте монтажно-буровая подпалуба, стойки основных понтонов выполнены телескопическими, кроме того, платформа снабжена вспомогательными понтонами со стойками, активно-пассивной системой горизонтальной стабилизации и якорной системой.

Монтажно-буровое оборудование включает: большой ротор, снабженный расположенными в двух уровнях монтажными фермами, и монтажно-буровую плиту с буровой вышкой, смонтированную с возможностью горизонтального перемещения.

Монтажно-буровая подпалуба снабжена в нижней части периодически заполняемой водой горообразной цистерной и горообразным понтоном, установленным с возможностью вертикального перемещения.

Телескопические стойки основных понтонов снабжены гидротормозом и выполнены из трех звеньев, при этом первое звено выполнено в виде герметичного цилиндра, второе звено выполнено в виде решетчатого цилиндра, третье звено выполнено в виде негерметичного цилиндра.

Стойки вспомогательных понтонов выполнены телескопическими.

Активно-пассивная система горизонтальной стабилизации выполнена в виде жестко соединенных со стойками основных понтонов горизонтальных плоскостей, снабженных двигателями с расположенными вертикально осями гребных винтов.

Горизонтальные плоскости активно-пассивной системы горизонтальной стабилизации выполнены негерметичными.

Якорная система выполнена в виде винтоприсосных якорей.

Морская добычная стойка для откачки нефти, взаимосвязанная продуктовым трубопроводом с фонтанной арматурой, по меньшей мере, одной подводной скважины и с добычным надводным объектом с энергоносителями, содержащая корпус, установленный на основании с возможностью закрепления на морском дне, в которой, согласно полезной модели, корпус выполнен из секций с полостью для нефти с погружными насосами и патрубками продуктовых трубопроводов и полостью для воды, снабженной входной трубой и патрубками для воды, связанными с фонтанной арматурой скважин.

Основание выполнено с отверстием, а нижний конец корпуса выполнен в виде резьбового цилиндра для ввинчивания в морское дно.

Корпус снабжен горизонтально расположенными корректирующими двигателями.

Морская ледостойкая плавучая платформа для добычи нефти, взаимосвязанная с кустом скважин, содержащая цилиндрический корпус с технологическим оборудованием для добычи нефти, жилым блоком и постом управления, снабженная ледоразрушающим устройством и якорной системой, в которой, согласно полезной модели, корпус выполнен обогреваемым, а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов, кроме того, платформа снабжена понтонами, установленными на телескопических стойках, а якорная система выполнена в виде винтоприсосных якорей.

Морская ледостойкая плавучая платформа имеет малогабаритную ТЭС, работающую на попутном газе.

Морская ледостойкая плавучая платформа взаимосвязана с ледостойким плавучем резервуаром.

Ледостойкий плавучий резервуар для сбора и хранения нефти, содержащий корпус, продуктопровод для связи с нефтедобывающим объектом, ледоразрушающее устройство, средство для крепления резервуара к грунту, в котором, согласно полезной модели, корпус выполнен обогреваемым, а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов, а средство для крепления резервуара к грунту выполнено в виде системы винтоприсосных якорей со средствами для удержании резервуара, при этом резервуар снабжен механизмом натяжения средств для удержания резервуара выполненным в виде приводных винтов, по которым перемещается ползун, соединенный со средствами для удержания резервуара.

Якорь для плавучих конструкций в море, преимущественно плавучих платформ для добычи нефти и/или газа, содержащий корпус, выполненный с возможностью углубления в морское дно, и средство для удержания плавучих платформ, в которым, согласно полезной модели, на торцевой поверхности корпуса выполнены зубья, а в корпусе отверстие, в котором установлен цилиндр с резьбой на наружной поверхности для ввинчивания в морское дно и выпускными клапанами.

Средство для удержания платформы соединено с цилиндром посредством замка, взаимодействующим с тросом.

Средство для удержания платформы может быть выполнено в виде цепи с поплавками.

Средство для удержания платформы может быть также выполнено в виде шарнирно соединенных стальных стержней с поплавками.

На корпусе закреплена опалубка.

Опалубка закреплена на корпусе посредством растяжек с поплавками.

Нижний торец опалубки расположен на уровне вершины зубьев корпуса.

Якорь снабжен бетонируемой в скважине обсадной трубой, проходящей через резьбовой цилиндр.

Предлагаемый морской автономный комплекс с использованием многофункциональной полупогружной плавучей буровой платформы повышенной устойчивости расширяет технологических возможностей, т.к. обеспечивает без использования водолазов и роботов - манипуляторов независимо от погоды не только бурение нефтяных скважин на больших глубинах на морском шельфе, установку фонтанной аппаратуры в устье скважины, но также установку манифольда и якорных систем всех основных установок комплекса: не только для самой полупогружной плавучей буровой платформы, но и для добычной платформы и для платформы-резервуара. Несмотря на свои небольшие размеры, безопорная платформа может нести значительную полезную нагрузку, за счет наличия вспомогательных понтонов, что увеличивает время ее автономной работы и увеличивает КПД.

Опущенные на глубину основные понтоны на телескопических стойках придают плавучей буровой платформе повышенную устойчивость. Во-первых, за счет того, что понтоны опустившись на глубину (около 80 м) попадают в спокойную зону относительно поверхности. Понтоны на этой глубине слабо зависят от поверхностного волнения. Поэтому эффективно препятствуют раскачиванию платформы. Во-вторых, при опускании понтонов, опускается и центр тяжести плавучей буровой платформы, что также повышает ее устойчивость.

Предлагаемая конструкция полупогружной плавучей буровой платформы повышенной устойчивости, закрепленная с помощью даже обычных корабельных якорей, не будет дрейфовать от скважины и уменьшит проблемы с заменой бурового инструмента и утечки нефти.

Ледостойкие добычная платформа и платформа-резервуар обеспечивают круглогодичную эксплуатацию нефтяных скважин по добыче нефти на ледовом шельфе.

Использование в предлагаемом морском автономном комплексе конструкции буровой колонны, обеспечивающей установку полностью готовой фонтанной арматуры, смонтированной на ввинченном в грунт крупногабаритном цилиндре, будет дешевле монтажа с помощью роботов манипуляторов и экологически безопаснее, проще и надежнее.

Надежная установка фонтанной аппаратуры в устье скважины на ввинченном в грунт крупногабаритном цилиндре обеспечивает экологическую чистоту добычи нефти.

Ввинченный в грунт крупногабаритный цилиндр создает противовыбросный эффект, одновременно являясь, благодаря выпускным клапанам, винтоприсосным якорем.

Использование в комплексе систем с винтоприсосными якорями повышают надежность работы всех установок комплекса независимо от погоды при бурении и добыче.

Использование в комплексе предлагаемой конструкции манифольда в виде добычной стойки также расширяет технологические возможности комплекса, т.к. обеспечивает откачку нефти и газа из куста скважин, находящихся на значительном расстоянии друг от друга.

Проведенные патентные исследования не выявили идентичных технических решений, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемых технических решений.

Отечественная промышленность располагает всеми средствами (материалами, технологией, оборудованием), необходимыми для изготовления и использования предлагаемой группы полезных моделей.

Рекомендации по использованию предлагаемого комплекса по добыче нефти. В Баренцевом море при средней глубине моря 220 м имеются впадины глубиной до 600 м. Впадины расположены в основном между 70° и 80° северной широты и несколько выше. По мнению ученых, впадины появились около 120 тысяч лет назад во время последнего схода ледника. Во впадинах нефтеносные слои должны находиться ближе к поверхности дна, чем на мелководье, как минимум на несколько сот метров. Кроме этого, донный грунт во впадинах должен быть менее плотный, чем на мелководье. Ледник вырвал донный грунт в местах нынешних впадин и занес его на места, где в настоящее время находятся мелководья. Особенно центральных и северных районов моря. Двигаясь дальше по нанесенному грунту, ледник дополнительно утрамбовал его. Эта гипотеза имеет косвенное подтверждение. В настоящее время на мелководье Баренцева моря ведется бурение скважин. При этом, как известно из СМИ, бурильщики испытывают серьезные трудности с бурением из-за плотности донного грунта. При всех прочих равных условиях, бурить на глубине экономически выгодно. Меньше потребуется бурового инструмента на скважину. Эффект будет ощутимее при большом количестве скважин. Но, самое главное, будет экономия времени на бурении скважин. Предлагаемый комплекс по добыче нефти соответствует требованиям суровых климатических условий северных арктических широт. Только бурение скважин требует свободной ото льда водной поверхности. Добыча же возможна практически в любых погодных условиях северных широт.

Сущность полезных моделей поясняется чертежами, на которых изображены:

на фиг.1 - общая схема морского автономного комплекса для добычи нефти из куста скважин, где:

1 - Плавучая буровая платформа;

2 - Бурильная колонна;

3 - Фонтанная арматура;

4 - Скважина;

5 - Добычная стойка;

6 - Винтоприсосный якорь для плавучих конструкций в море;

7 - Морская ледостойкая плавучая платформа для добычи нефти;

8 - Ледостойкий плавучий резервуар для сбора и хранения нефти;

9 - Танкер для отгрузки нефти;

10 - Продуктоводы;

на фиг.2- схема заякоревания плавучей буровой платформы для бурения куста скважин, где:

11 - пробуренные скважины;

12 - место бурения очередной скважины;

на фиг.3 - плавучая буровая платформа в транспортном положении, где:

13 - нижняя палуба;

14 - верхняя палуба;

15 - мостовой кран;

16 - электростанция;

17 - бытовые и служебные надстройки;

18 - цистерна;

19 - горообразный понтон;

20 - якорная система;

21 - резервуар с буровым промывочным раствором;

22 - вспомогательные понтоны;

23 - основные понтоны;

24 - телескопические стойки основных понтонов в сборе;

25 - перемычка телескопических стоек;

26 - технологический проход в основной понтон;

27 - активно-пассивная система горизонтальной стабилизации;

28, 29 - продольные перемычки стоек платформы;

на фиг.4 - плавучая буровая платформа в транспортном положен (вид сбоку), где:

30 - горизонтальная плоскость активно-пассивная система горизонтальной стабилизации;

31 - вертикальный двигатель активно-пассивной системы горизонтальной стабилизации;

32 - технологический отсек основного понтона;

33 - насосы и другое оборудование управления заполнением и выкачиванием воды из отсеков основного понтона;

34 - первый отсек;

35 - второй отсек;

36 - третий отсек;

37 - четвертый отсек;

38 - пятый отсек;

на фиг.5 - плавучая буровая платформа в рабочем положении, где:

39 - якорная цепь

40 - стойки горообразного понтона;

41 - верхняя секция телескопической стойки;

42 - средняя секция телескопической стойки;

43 - нижняя секция телескопической стойки;

44 - поплавок опускаемой буровой стойки;

45 - опускаемая буровая стойка;

46 - монтажно-буровая подпалуба;

на фиг.6 - понтон (с гидротормозом) на телескопических стойках, где:

47 - гидротормоз, соединяющий среднюю секцию с нижней;

48 - гидротормоз, соединяющий среднюю секцию с верхней;

на фиг.7 - гидротормоз телескопических стоек, где:

49 - отверстия для выдавливания воды;

50 - обратный клапан;

51 - технологический проход в понтон;

на фиг.8 - монтажно-буровая подпалуба (вид сверху), где:

52 - буровая лебедка;

53 - буровая плита;

54 - буровая вышка;

55 - лебедка большого ротора;

56 - штоки, на которых фиксируется подпалуба;

57 - лебедки для перемещения буровой плиты в сборе;

58 - большой ротор;

59 - малый ротор;

60 - стеллаж для бурового оборудования;

на фиг.9 - подпалуба, где:

61 - жесткий цилиндр, являющийся частью большого ротора;

62 - фиксатор штока торообразного понтона к подпалубе;

63 - фиксатор подпалубы к штоку 56;

на фиг.10 - большой ротор с нижними и верхними фермами, где:

64 - привод вращения большого ротора;

65 - гидроцилиндр опускания и подъема верхних ферм;

66 - верхняя ферма;

67 - площадка для покладки груза на нижние фермы;

68 - нижняя ферма;

69 - гидроцилиндр;

на фиг.11 - верхние фермы большого ротора (вид сверху), где:

70 - площадка для покладки груза;

71 - зев для захвата выступа стойки с последующим ее вращением;

на фиг.12 - секция средней части бурильной колонны, где:

72 - прочный каркас секции;

73 - монтажный поясок секции;

74 - узлы крепления водовода и нефтевода;

75 - монтажный узел;

76 - водоотталкивающая труба;

77 - гайка с резьбой для крепления водоотталкивающей трубы внутри прочного каркаса;

78 - узлы стыковки секций;

на фиг.13 - верхняя часть бурильной колонны, где:

79 - полый цилиндр с выступами;

80 - выступы;

81 - монтажный поясок буровой стойки;

82 - гидроподъемник;

83 - выдвигаемая гильза для фиксации на ней псевдообсадных труб;

84 - калибровочная секция;

на фиг.14 - полость низкого давления, где:

85 - псевдообсадная труба;

86 - пружины;

87 - подвижный нижний край;

на фиг.15 - монтажно-герметизационная головка, где:

88 - обсадная труба;

на фиг.16 - монтажно-герметизационная головка обсадной трубы, где:

89 - корпус монтажно-герметезацинной головки

90 - цилиндр большего диаметра

91 - направляющий поясок

92 - ограничитель пружин

93 - герметизационные пробки цилиндра большего диаметра;

94 - гуттаперчевая масса;

95 - труба, на которой фиксируется обсадная колонна обсадных труб;

96 - тяга;

97 - клин;

98 - цилиндрический фиксатор;

99 - насадка;

100 - утолщенный ободок монтажно-герметизационной головки;

101 - кронштейн крепления клина;

102 - фиксатор, клина в поджатом положении;

103 - утолщенный ободок верхнего среза трубы на которой фиксируется очередная колонна обсадных труб;

104 - герметизационные пробки цилиндра меньшего диаметра;

105 - эластичный материал по окружности герметизационного желоба;

106 - круговой герметизационный желоб;

на фиг.17 - нижняя часть бурильной колонны, где:

107 - донный фиксатор;

108 - направляющая гайка ввинчиваемого цилиндра;

109 - фиксатор;

110 - полый цилиндр с резьбой на внешней поверхности;

111 - направляющая труба;

112 - стопор;

113 - обратный клапан;

114 - полость низкого давления;

115 - затвор;

116 - привод редуктора затвора;

117 - водовод;

118 - узел стыковки привода редуктора затвора;

119 - верхняя часть привода редуктора затвора;

120 - монтажный поясок нижней части стойки;

121 - первая секция средней части стойки;

106 - корректирующий двигатель (мотор);

123 - узел стыковки нижней части стойки со средней;

124 - соединительный узел;

125 - нефтевод;

126 - труба, являющаяся продолжением трубы 76;

127 - захлопка водовода;

128 - захлопка нефтевода;

на фиг.18 - нижняя часть добычной стойки, где:

129 - полый цилиндр с резьбой на внешней поверхности;

130 - основание;

131 - корпус;

132 - обратный клапан;

133 - полость для закачки воды;

134 - патрубок водовода;

135 - патрубок нефтевода;

136 - полость для нефти;

137 - трубопровод откачки воды;

138 - узел свинчивания стойки с нижней части после окончания добычи нефти и бетонирования полостей 133 и 136;

139 - трубопровод для поднятия давления в полости 136;

140 - корректирующий двигатель (мотор);

141 - затвор водной трубы;

142 - погружной электронасос;

143 - туба подачи воды в полость для воды, для последующей закачки в скважины 146;

на фиг.19 - схема взаимодействия добычной стойки с кустом нефтяных скважин (на примере одной скважины), где:

144 - вторая обсадная труба - промежуточная;

145 - третья обсадная труба - эксплуатационная;

146 - продуктовый слой;

147 - бетонированный нижний край эксплуатационной трубы;

148 - эксплуатационное отверстие;

на фиг.20 - ледостойкая добычная платформа, где:

149 - лед;

150 - насосы;

151 - цилиндрический корпус;

152 - трубы обогрева;

153 - оборудование технологическое (погружные электронасосы);

154 - трубы обогрева служебно-бытового корпуса;

155 - теплоэлектростанция;

156 - жилой блок;

157 - водозабор;

158 - понтон;

159 - телескопическая стойка;

160 - поплавок добычной стойки;

161 - ледолом;

162 - продуктопровод;

на фиг.21 - типовая ТЭС, адаптированная к добычной платформе, где:

163 - баллон со сжиженным газом;

164 - сгораемый газ (метан);

165 - вода, полученная из охлажденного пара;

166 - насос, подающий холодную воду в охладитель пара;

167 - генератор;

168 - паровая турбина;

169 - паровой котел;

170 - насос перекачки подогретого воздуха для обогрева служебных и жилых помещений;

171 - нагреватель воздуха;

172 - трубы обогрева прочного цилиндрического корпуса платформы;

173 - Трубы обогрева ледолома;

174 - охладитель пара;

на фиг.22 - ледостойкий плавучий резервуар для сбора и хранения нефти, где:

175 - обогреваемый прочный корпус резервуара;

176 - обогреваемый ледолом;

177 - механизм натяжения якорных цепей;

178 - электропарогенератор;

179 - насосы;

180 - емкость резервуара;

181 - труба дожигания остаточного попутного газа из емкости резервуара;

182 - дополнительный понтон;

на фиг.23 - механизм натяжки якорных цепей (растяжек), где:

183 - троса;

184 - каток - опора для тросов;

185 - кронштейн фиксатор тросов;

186 - тяга;

187 - винты;

188 - ползун;

189 - электродвигатель;

190 - редуктор;

191 - узел крепления механизма натяжки якорных цепей (растяжек) к плавучему резервуару;

на фиг.24 - якорь для плавучих конструкций, где:

192 - корпус;

193 - зубья корпуса;

194 - цилиндр;

195 - стопор;

196 - фиксатор стопора;

197 - узел крепления цепи к якорю;

198 - замок;

199 - тросик открытия замка;

200 - цепь;

201 - поплавок цепи;

на фиг.25 - якорь для плавучих конструкций с бетонированием, где:

202 - стержень;

203 - якорная стойка;

204 - узел свинчивания стойки с якоря;

205 - кольцевая опалубка;

206 - нижний торец опалубки;

207 - растяжка опалубки;

208 - обсадная труба;

209 - скважина;

210 - бетон;

Морской автономный комплекс для добычи нефти, содержит:

- надводный объект в виде морской добычной плавучей платформы 7 для куста скважин 4, соединенной с плавучим резервуаром 8, снабженные средством для позиционирования в виде систем винтоприсосных якорей 6. Морская добычная плавучая платформа 7 с плавучим резервуаром выполнены ледостойкими.

- монифольд, в виде морской добычной стойки 5, взаимосвязанной продуктовым трубопроводом 10 с фонтанной арматурой 3, по меньшей мере, одной подводной скважины 4, снабженной полостью 133 для воды для закачки в скважины 4, продуктовым трубопроводом 10, соединенных с добычным надводным объектом (с морской добычной плавучей платформой 7 с энергоносителями),

- полупогружную плавучую буровую платформу 1 повышенной устойчивости для бурильного оборудования и монтажа фонтанной арматуры 3 на морском дне, снабженную системой винтоприсосных якорей 6. Основные понтоны 23 полупогружной плавучей буровой платформы 1 смонтированы на телескопических стойках 24,

- бурильную колонну 2, состоящую из трех частей, при этом, верхняя часть (Фиг.13) выполнена в виде стойки крестообразной формы 79 (полый цилиндр с выступами) для вращения бурильной колонны 2 и гидроподъемника 82, средняя часть (Фиг.12) выполнена с жестким каркасом в виде отдельных секций 72 с трубами 76, а нижняя часть (Фиг.17) содержит средство 124 для соединения с фонтанной арматурой 3 и корректировочные двигатели 122 с гребными винтами. Бурильная колонна 2 снабжена поплавками 44.

- фонтанную арматуру 3 на морском дне, смонтированную на ввинченном в грунт крупногабаритном цилиндре 110 с резьбой на наружной поверхности с направляющим фиксатором 107 и выпускными клапанами 113. Фонтанная арматура 3 содержит полость низкого давления 114 с захлопками 128 и 127 для соединения соответственно продуктового 125 и водяного 117 трубопроводов и бетонируемый перед отсоединением бурильной колонны 2 затвор 115.

Полупогружная плавучая буровая платформа (Фиг.3, 4, 5) снабжена основными понтонами 23 со стойками 24, выполненными телескопическими, вспомогательными понтонами 22 со стойками, которые тоже могут быть выполнены телескопическими, активно-пассивной системой горизонтальной стабилизации 27 и якорной системой.

Телескопические стойки 24 основных понтонов 23 выполнены из трех звеньев: при этом, первое звено 41 выполнено в виде герметичного цилиндра, второе звено 42 выполнено в виде решетчатого цилиндра, третье звено 43 выполнено в виде негерметичного цилиндра.

Активно-пассивная система горизонтальной стабилизации 27 выполнена в виде жестко соединенных со стойками 24 основных понтонов 23 горизонтальных плоскостей 30, снабженных двигателями 31 с расположенными вертикально осями гребных винтов. Горизонтальные плоскости 30 активной-пассивной системы горизонтальной стабилизации 27 выполнены негерметичными.

Полупогружная плавучая буровая платформа 1 выполнена двухпалубной, на нижней палубе 13 расположена с возможностью регулирования по высоте монтажно-буровой подпалуба 46 (Фиг.8) с монтажно-буровым оборудованием. Монтажно-буровое оборудование включает: большой ротор 58, снабженный расположенными в двух уровнях монтажными фермами 66 и 68, для монтажа бурильной колонны и ввинчивания в донный грунт резьбового цилиндра 110 с фонтанным оборудованием 3 и монтажно-буровую плиту 53 с буровой вышкой 52, смонтированную с возможностью горизонтального перемещения. Монтажно-буровая подпалуба 46 снабжена в нижней части для ее регулирования по высоте периодически заполняемой водой горообразной цистерной 18 и горообразным понтоном 19, установленным с возможностью вертикального перемещения. Якорная система выполнена в виде винтоприсосных якорей 6.

Морская добычная стойка 5 (Фиг.18) для откачки нефти взаимосвязана продуктовым трубопроводом 125 с фонтанной арматурой 3, по меньшей мере, одной подводной скважины 4 и с добычным надводным объектом (морская ледостойкая плавучая платформа 7 с энергоносителями), содержащая корпус 131, установленный на основании 130 с возможностью закрепления на морском дне. Корпус 131 выполнен из секций с полостью для нефти 136 с погружными насосами 142 и патрубками 135 продуктовых трубопроводов 125 и полостью 133 для воды, снабженной входной трубой 143 и патрубками 134 для воды, связанными с фонтанной арматурой 3 скважин 4. Основание 130 выполнено с отверстием, а нижний конец корпуса 131 выполнен в виде резьбового цилиндра 129 для ввинчивания в морское дно. Корпус снабжен горизонтально расположенными корректирующими двигателями 140 с винтами.

Морская ледостойкая плавучая платформа 7 (Фиг.20) для добычи нефти, взаимосвязана с кустом скважин 4 (Фиг.1) и содержит цилиндрический обогреваемый корпус 15 с технологическим оборудованием 153 для добычи нефти, жилым блоком 156 и постом управления, снабжена ледоразрушающим устройством в нижней части по периметру основания корпуса 151 в виде наклонных обогреваемых ледоломов 161, и якорной системой в виде ввинчиваемых якорей 6, имеет малогабаритную ТЭС 155, работающую на попутном газе и взаимосвязана с ледостойким плавучем резервуаром 8.

Морская ледостойкая плавучая платформа 7 также снабжена понтонами 158, установленными на телескопических стойках 159.

Ледостойкий плавучий резервуар 8 для сбора и хранения нефти (Фиг.22), содержит обогреваемый корпус 175, продуктопровод 162 для связи с нефтедобывающим объектом (морской ледостойкой плавучей платформой 7), а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов 176, средство для крепления резервуара к грунту выполнено в виде системы винтоприсосных якорей 6 со средствами для удержания резервуара 8, механизм натяжения 177 средств для удержания резервуара 8 (Фиг.23), выполненное в виде приводных винтов 187, по которым перемещается ползун 188, соединенный со средствами для удержания резервуара.

Якорь 6 для плавучих конструкций в море (Фиг.24, 25), преимущественно плавучих платформ для добычи нефти и/или газа, содержит корпус 192 с зубьями 193 на торцевой поверхности для углубления в морское дно и отверстием в котором установлен цилиндр 194 с резьбой на наружной поверхности для ввинчивания в морское дно и выпускными клапанами 113, средство для удержания конструкций и платформ, соединенное с цилиндром 194 посредством замка 198, взаимодействующим с тросом 199. Средство для удержания конструкций и платформ выполнено в виде цепи 200 с поплавками 201 или в виде шарнирно соединенных растяжек 202 (в виде стальных стержней) с поплавками. На корпусе 192 якоря закреплена опалубка 205, закрепленная посредством растяжек 207. При этом нижний торец 206 опалубки 205 расположен на уровне вершины зубьев 193 корпуса 192. Якорь 6 снабжен бетонируемой в скважине 209 обсадной трубой 208, проходящей через резьбовой цилиндр 194.

Предлагаемый морской автономный комплекс для добычи нефти работает следующим образом:

1. На территории осуществления бурения куста скважин (Фиг.2) плавучая буровая платформа 1 устанавливает систему винтоприсосных якорей 6, становится в центр будущего куста скважин и подсоединяет к якорям 6;

2. Поочередно бурятся скважины куста следующим образом:

2.1. Опускается бурильная колонна 2 с фонтанной арматурой 3 и резьбовым цилиндром 110 с направляющей трубой 111 и резьбовой цилиндр 110 посредством бурильной колонны 2 ввинчивается в морское дно;

2.2. В бурильную колонну 2 опускается колонна псевдообсадных труб 85 равных по диаметру направляющей трубе 111 до тех пор, пока нижняя псевдообсадная труба не состыкуется с верхним срезом направляющей трубы 111 (Фиг.14);

2.3. Бурится скважина под первую колонну обсадных труб (кондуктор 88);

2.4. В скважину опускается кондуктор 88 и крепится к направляющей трубе 111;

2.5. В бурильную колонну 2 опускается очередная псевдообсадная труба с диаметром равным диаметру кондуктора 88, до тех пор, пока она не состыкуется с верхним срезом кондуктора 88;

2.6. Через образовавшуюся трубу (псевдообсадная труба+кондуктор 88) бетонируется кондуктор 88 (задача кондуктора 88-отсечь грунтовые воды от скважины);

27. Через эту же трубу бурится скважина под промежуточную колонну обсадных труб 144 (если на пути к нужному продуктовому слою - нефти, находится непродуктовый слой, например, вода или газ, то для отсечения его от скважины и служит промежуточная колонна обсадных труб. Если на пути к нужному продуктовому слою ничего нет, тогда бурится скважина сразу под колонну эксплуатационных обсадных труб 145);

2.8. В скважину опускается промежуточная колонна обсадных труб 144 и крепится к кондуктору 88;

2.9. В бурильную колонну 2 опускается очередная псевдообсадная груба с диаметром равным диаметру промежуточной колонне обсадных труб до тех пор, пока она не состыкуется с верхним срезом промежуточной колонны обсадных труб;

2.10. Через образовавшуюся трубу (колонна псевдообсадных труб+промежуточная колонна обсадных труб) бетонируется промежуточная колонна обсадных труб;

2.11. Бурится скважина дальше до продуктового слоя под эксплуатационную колонну обсадных труб 145;

2.12. Опускается эксплуатационная колонна обсадных труб и крепится к промежуточной колонне обсадных труб;

2.13. В бурильную колонну опускается очередная колонна псевдообсадных труб, равная по диаметру колонне эксплуатационных обсадных труб, до тех пор, пока она не состыкуется с верхним срезом колонны эксплуатационных обсадных труб 145;

2.14. Через образовавшуюся трубу (колонна псевдообсадных труб+колонна эксплуатационных обсадных труб 145) бетонируется колонна эксплуатационных обсадных труб 145;

2.15. В колонне эксплуатационных обсадных труб 145 тяжелый промывочный раствор заменяется на воду;

2.16. В колонну эксплуатационных обсадных труб 145 на уровень продуктового слоя опускается патрон с кумулятивным зарядом и подрывается, проделывая в трубе эксплуатационное отверстие 148 для откачки нефти;

2.17. Патрон (на тросике) быстро поднимается;

2.18. Как только патрон пройдет полость низкого давления 114, гидроподъемник 82 поднимет все колонны псевдообсадных труб;

2.19. Закрывается затвор 115, блокируя нефть в полости низкого давления 114;

2.20. Затвор 115 бетонируется;

2.21. Свинчивается бурильная колонна 2 с фонтанной арматурой 3 (скважина закончена);

2.22. Аналогично бурятся остальные скважины куста;

3. Буровая платформа 1 становится в центр куста скважин и устанавливает добычную стойку 5;

4. Буровая платформа 1 заменяется на добычную платформу 7, которая крепится к тем же якорям 6, что и буровая платформа 1;

5. Продуктоводы 10 скважин 4 подсоединяются к добычной стойке 5;

6. По добычной стойке 5 нефть поступает на добычную платформу 7 и далее по продуктопроводу 162 в резервуар 8;

7. С резервуара 8 периодически (по заполнению) нефть отгружается в танкер 9;

Ниже предлагается подробное описание отдельных операций работы предлагаемого морского автономного комплекса для добычи нефти.

На границе предполагаемой зоны расположения куста скважин (Фиг.2), (не более 1 квадратного километра) многофункциональная полупогружная плавучая буровая платформа 1 устанавливает систему ввинчиваемых якорей 6 (4 усиленных винтоприсосных якоря) и подсоединяется к ним. Буровая платформа 1 перемещается внутри образовавшегося прямоугольника. К буровой платформе, остановленной над предполагаемым местом бурения первой скважины, подтягиваются якорные цепи. Опускаются понтоны 23 на телескопических стойках 41, 42, 43, и производится бурение скважины с поледующим ее заканчиванием. Буровая платформа последовательно перемещается к очередному месту бурения скважины 12, пока не будут пробурены все скважины куста.

Бурение отдельно взятой скважины осуществляется в следующей последовательности.

Производится заполнение водой основных понтонов 23 и опускание их на телескопических стойках 41, 42, 43. Для этого, отключаются фиксаторы звеньев стойки. Затем открываются входные клапана первого 34 и последнего 38 отсека обоих понтонов. Эти отсеки заполняются водой полностью. Далее открываются входные клапана средних отсеков 36. В процессе их заполнения должны начать опускаться понтоны. Заполнение прекращается. Оба понтона должны опускаться равномерно. После полного опускания обоих понтонов все оставшиеся отсеки заполняются полностью. Платформа 1 при этом увеличит осадку и полностью ляжет на вспомогательные понтоны 22.

Монтаж, опускание и ввинчивание бурильной колонны в донный грунт производится следующим образом. После того, как платформа 1 будет установлена над местом бурения (опущены понтоны и натянуты якорные цепи), производится подготовка подпалубы к ввинчиванию бурильной колонны 2 в донный грунт. Ослабляются фиксаторы 62, фиксирующие штоки к подпалубе 46. Штоки крепятся к горообразному понтону 19. Горообразный понтон 19 опускается на воду и свободно плавает. Фиксаторы 62 вновь закрепляются. Затем ослабляются фиксаторы 63, фиксирующие подпалубу к штокам 56. Подпалуба всей массой опирается на горообразный понтон, притопляя его на какую - то величину. Далее заполняется водой цистерна 18. Общая масса подпалубы становится больше грузоподъемности торообразного понтона 19. Подпалуба 46 опускается по штокам вниз до конца. После этого фиксаторы 63 закрепляются. Таким образом, подпалуба 46 опустилась относительно палубы 1 на 15 метров. Подпалуба 46 встала над поверхностью воды на высоте 5-6 метров. Она готова для монтажа, опускания и ввинчивания бурильной колонны и фонтанного оборудования. (В транспортном положении высота нижней палубы находится над поверхностью воды на высоте 25 м. Во время бурения эта высота, исходя из мер безопасности, составляет 20 м. Высота подпалубы над поверхностью воды 5-6 м. Это экстремальные условия и работа при таких условиях допустима ввиду скоротечности операции по монтажу, опусканию и ввинчиванию в донный грунт бурильной колонны 2 и только в штиль, в крайнем случае, при небольшом волнении).

Перед монтажом бурильной колонны 2 необходимо поднять верхние 66 и нижние 68 фермы. Мостовой кран поднимает нижнюю часть бурильной колонны 2 (включая фонтанную арматуру, закрепив ее за узел стыковки 123 нижней части колонны со средней частью, опускает ее вниз через большой ротор 58 на половину. Затем верхние фермы 66 опускаются. Нижняя часть буровой стойки ложится своим монтажным пояском 120 на площадки 70 верхних ферм 66. Далее мостовой кран доставляет первую секцию с корректирующими двигателями (моторами) 122. Она закрепляется на нижней части бурильной колонны. После этого поднимается вся колонна, состоящая из нижней части и секции с коррекционными моторами. Верхние фермы 66 поднимаются, вся бурильная колонна опускается до половины секции 121. Верхние фермы 66 опускаются. Вся бурильная колонна опускается до покладки монтажного пояска секции 121 на площадки 70. Далее мостовой кран доставляет третью секцию. Она монтируется на верх секции 121. После этого поднимется вся получившаяся бурильная колонна (нижняя часть плюс две секции). Верхние фермы 66 поднимаются. Вся бурильная колонна опускается до половины третьей секции. Верхние фермы 66 опускаются. Вся бурильная колонна опускается до покладки ее на монтажный поясок уже третьей секции. Далее все монтируется аналогично.

Монтаж и опускание бурильной колонны производится до тех пор, пока опускание не начнет тормозиться. Это значит, что фиксатор 107 достиг твердого донного грунта. Опускание бурильной колонны прекращается. Над большим ротором останется часть последней закрепленной секции бурильной колонны. Если она окажется меньше 10 м, то необходимо надставить ее до 10 м. Так как бурильную колонну больше опускать нельзя, то сама подпалуба поднимается до поджатия монтажного пояска последней секции верхними фермами 66. Для этого ослабляются фиксаторы 63 и из цистерны 18 сливается вода до тех пор, пока не начнет подниматься подпалуба 46. Как только площадки 70 поддавят снизу монтажный поясок последней секции (часть которой осталась над большим ротором), закрепятся фиксаторы 63 и прекратится слив воды из цистерны 18. После этого мостовой кран доставляет недостающую часть секции 84 (калибровочную). Например, над большим ротором осталось 3 м последней секции. Тогда кран доставит калибровочную секцию 84 длиной 7 м. Доставленная калибровочная секция 84 закрепляется. Мостовой кран держит всю бурильную колонну. В цистерну 18 вновь заливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются и подпалуба 46 немного (на 2 м) опускается. Фиксаторы 63 зажимаются. Верхние фермы 66 поднимаются. Из цистерны 18 вновь сливается вода. Подпалуба 46 поднимается до тех пор, пока большой ротор 58 не станет выше узла состыковки последней секции с калибровочной секцией 84. Фиксаторы 63 закрепляются. Подпалуба 46 останавливается. Верхние фермы 66 опускаются. Фиксаторы 63 ослабляются. Из цистерны 18 сливается вода. Подпалуба 46 поднимется вверх до тех пор, пока площадки 70 не поддавят монтажный поясок 73. Фиксатор 63 закрепляется. Мостовой кран закрепляет с помощью талиевой системы верхнею час бурильной колонны 79 и доставляет ее на калибровочную секцию 84. Верхняя часть крепится к калибровочной секции 84. Вся бурильная колонна 2 в сборе и держится мостовым краном. В цистерну 18 заливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются. Подпалуба 46 немного (на 2 м) опускается вниз. Верхние фермы 66 (Фиг.6) поднимаются. Фиксаторы 57 (Фиг.5) закрепляются. Из цистерны 18 выливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются. Подпалуба 46 поднимается вверх. Необходимо поднять большой ротор выше узла состыковки полого цилиндра 79 с выступами 80 с калибровочной секцией 84. Затем фиксаторы 63 закрепляются. Слив воды прекращается.

Верхние фермы 66 опускаются, так чтобы каждый выступ 80 попал в зев 71 для захвата выступа 80 бурильной колонны 2 с последующим вращением ее. После этого в цистерну 18 заливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются и подпалуба 46 опускается вниз до узла состыковки. Фиксаторы 63 закрепляются. Бурильная колонна 2 готова к ввинчиванию в донный грунт.

Включаются лебедки 55. Большой ротор 58 начинает вращать бурильную колонну. Зная частоту вращения большого ротора 58 и шаг резьбы на внешней поверхности полого цилиндра 110, можно определить скорость опускания бурильной колонны мостовым краном для равномерного ввинчивания полого цилиндра 110 в донный грунт. В процессе ввинчивания полый цилиндр опускается вниз. Как только поясок 81 ляжет на верхние фермы 66, вращение большого ротора 58 прекращается. Дополнительную информацию о ввинчивании полого цилиндра в донный грунт можно получать от телекамеры, закрепленной на корректирующих двигателях (моторах) 122. Фиксаторы 109 зафиксируют стопора 112, противодействуя вывинчиванию бурильной колонны.

Бурильная колонна удерживается мостовым краном. Фиксаторы 63 ослабляются. Цистерна 18 заполняется водой. Подпалуба 46 опускается вниз на 3 м. Верхние фермы 66 поднимаются. Фиксаторы 63 закрепляются. Нижние фермы 68 опускаются. Из цистерны 18 выливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются. Подпалуба 46 поднимается до тех пор, пока площадки 67 нижних ферм 68, не поддавят поясок 81. Фиксаторы 63 закрепляются. После наращивания оставшейся над большим ротором части секции до 10 м подпалуба 46 была поднята на эту высоту. После покладки пояска 81 на площадки 67, подпалуба 46 еще поднялась на 5 м. Так как высота жесткого цилиндра 61 равна 5 м, подпалуба всего поднялась на высоту около 15 м и почти сравнялась по высоте с палубой 13. Общая высота подпалубы на водой составит, таким, образом около 20 м. Ввинченый в донный грунт полый цилиндр 110 имеет характеристики винтоприсосного якоря (Фиг.24) и заменяет собой плиту для крепления фонтанной арматуры 3 и противовыбрасное устройство.

При бурении скважины прежде всего буровая плита 53 вместе с смонтированными на ней буровой вышкой 52 и буровой лебедкой устанавливается над большим ротором 58 с помощью лебедки 57 так, чтобы малый ротор 59 встал над выдвигаемой гильзой 83. В таком положении буровая плита 53 закрепляется. Водоотталкивающая труба 126 имеет диаметр больше диаметра направляющей трубы 111.

Работы по бурению скважин, монтажу и опусканию колонн обсадных труб с последующим их бетонированием производятся по штатной технологии с помощью бурового оборудования и мостового крана. В водоотталкивающую трубу 126 опускается колонна псевдообсадных труб 85 с диаметром равным диаметру направляющей трубы 111. Колонна псевдообсадных труб 85 служит для создания единой трубы вместе с обсадными трубами 88 скважины, что удобно для бурения и бетонирования колонн обсадных труб. Нижняя труба этой колонны 85 должна точно состыковаться с верхним срезом направляющей трубы 111, образуя единую трубу (Фиг.14). Поэтому нижняя псевдообсадная труба выполнена с нижним подвижным краем 87 и пружиной подвижного края трубы 230. Стыковка колонны псевдообсадных труб показана на Фиг 14. Длина колонны псевдообсадных труб рассчитывается до средины подвижного края 87 трубы 85. Ошибка в расчете длины колонны псевдообсадных труб допускается в этом случае равной половине длины подвижного края 87. После опускания колонны псевдообсадных труб, верхний край ее закрепляется на выдвигаемой гильзе 83. Гидроподъемник 82 может поднять колонну псевдообсадных труб на высоту до 2 м. После соединения колонны псевдообсадных труб 85 с направляющей трубой 111 получилась одна сплошная труба. В нее опускается буровой инструмент и бурится скважина.

После того как будет пробурена скважина, в нее опускается колонна обсадных труб по следующей технологии.

Последняя (верхняя) обсадная труба колонны обсадных труб берется с монтажно-герметизационной головкой 89. В нее опускается труба с насадкой 99. Бондажом поджимаются цилиндрические фиксаторы 98 и клинья 97. Колонна обсадных труб начинает опускаться. По мере входа монтажно-герметезационной головки 89 в колонну псевдообсадных труб 85, бондаж отделяется. Роль бандажа в дальнейшем будет играть сама колонна псевдообсадных труб. Как только колонна обсадных труб 88 пройдет полость низкого давления 114 и войдет в направляющую трубу 111, гироподъемник 82 поднимет псевдообсадную трубу 85 на какую-то высоту относительно верхнего среза направляющей трубы 111.

Таким образом, между этими трубами создается разрыв. Когда в этот разрыв попадут клинья 97, они под действием пружин поднимутся и зафиксируют колонну обсадных труб 88 на верхнем срезе направляющей трубы 111, как это показано на Фиг 16. При дальнейшем опускании колонны труб с насадкой 99 цилиндрические стопора 98 отойдут, освобождая насадку 99. Колонну труб с насадкой можно поднимать. Опущенную колонну обсадных труб необходимо забетонировать, для того, чтобы исключить несанкционированное попадание в нее посторонних жидкостей и газов. Как правило, первая обсадная труба после бетонирования отсекает попадание в нее грунтовых вод и называется «кондуктором».

В бурильную колонну опускается (описанным выше способом) вторая колонна псевдообсадных труб. Теперь подвижный край нижней трубы второй колонны псевдообсадных труб состыкуется с верхним срезом первой колонны обсадных труб (кондуктором).

Получилась сплошная труба состоящая из второй колонны псевдообсадных труб и первой колонны обсадных труб. В нее под давлением закачивается раствор бетона (застывающего в воде). На нижней трубе колонны обсадных труб имеется обратный клапан, через который раствор бетона попадает в кольцевой зазор между скважиной и внешней поверхностью обсадных труб. После снятия давления, раствор из-за обратного клапана не может попасть обратно в колонну обсадных труб и через некоторое время застывает в кольцевом зазоре.

В скважину опускается буровой инструмент и разбуривается бетон и обратный клапан. Скважина бурится дальше. Скважина может иметь две либо три колонны обсадных труб. Если после бетонирования первой колонны обсадных труб на пути к желаемому продуктовому слою, имеются другие (непродуктовые) слои, например, вода или газ, тогда используется промежуточная колонна обсадных труб. Если таких слоев нет, тогда вторая колонна обсадных труб будет эксплуатационной. Промежуточная колонна обсадных труб нужна для того, чтобы отсечь другие непродуктовые слои.

Опускание промежуточной колонны обсадных труб и последующее ее бетонирование производится также, как описано выше (для первой обсадной трубы-кондуктора). То же касается эксплуатационной колонны обсадных труб. Перед тем как бур проникнет в требуемый продуктовый слой промывочный буровой раствор утяжеляют частично либо полностью, заменяют его на более тяжелый раствор для исключения несанкционированного выброса нефти. После того, как пробурится требуемый продуктовый слой, в скважину опускается эксплуатационная колонна обсадных труб 145. Бетонируется нижний край 147 эксплуатационной трубы.

Герметизация кольцевого зазора между колоннами обсадных труб с помощью монтажно-герметизационной головки (Фиг.16). Выше описано, что как только клинья 97 попадут в разрыв между нижним краем 87 колонны псевдообсадных труб 85 и верхним срезом направляющей трубы 111, они под действием пружин поднимутся и встанут, как показано на Фиг16. Колонна обсадных труб продолжает опускаться. Клинья 97 зафиксировались на верхнем срезе 103 направляющей трубы (либо на верхнем срезе предыдущей колонны обсадных труб). Часть клиньев имеет свободу перемещения по вертикали. Они расположены ниже и первыми касаются верхнего среза трубы, на которой будет зафиксирована опускаемая колонна обсадных труб. Эти клинья тягами 96 (цилиндр малого диаметра) связаны с цилиндрами большего диаметра 90. Клинья 97 зафиксировались на верхнем срезе 103 направляющей трубы 111, а монтажно-герметизационная головка 90 продолжает двигаться, выбирая зазор между кронштейном крепления клина 101 и утолщенным ободком 100 монтажно-герметизационной головки 89. Таким образом, круговой герметизационный желоб 106 наезжает на цилиндры малого диаметра 98 и большого диаметра 90. Из кругового монтажно-герметизационного желоба 106 выходят цилиндры меньшего диаметра 96, а входят цилиндры большего диаметра 90. Таким образом, объем кругового монтажно-герметизационного желоба 106, занимаемый гуттаперчевой массой (эпоксидная смола) уменьшается. Гуттаперчевая масса несжимаема и вынуждена растягивать эластичный материал 105, выбирая зазор между внешней поверхностью кругового монтажно-герметизационного желоба покрытой эластичным материалом 105 и внутренней поверхностью трубы 95. Это может быть направляющая труба 111, либо предыдущая колонна обсадных труб. Через какое-то время гуттаперчевая масса затвердевает и надежно герметизирует полость низкого давления 114.

Подготовка пробуренной скважины к эксплуатации осуществляется следующим образом. После бетонирования эксплуатационной колонны обсадных труб и замены тяжелого бурового раствора на воду, в эксплуатационную колонну обсадных труб опускается кумулятивный заряд (патрон) на стальном тросике. На уровне продуктового слоя он подрывается, проделывая в трубе эксплуатационное отверстие 148. Затем патрон на тросике быстро поднимается, за ним должна подниматься нефть. Как только тросик поднимется выше полости низкого давления 114 и пройдет затвор 115 (желательно, чтобы нефть не успела подняться выше затвора 115) с подпалубы 46 нужно незамедлительно вращать привод редуктора 116 затвора 115. При повороте на 90°, затвор 115 перекрывает трубу 126. Нефть, таким образом, заблокирована в полости низкого давления 114. Для повышения надежности при длительной эксплуатации скважины затвор 115 бетонируется. Для этого поднимается верхняя часть 119 привода редуктора 116 затвора 115 до выхода привода из стыковочного узла 118. Через последнюю псевдообсадную трубу раствор подается вниз в затвор 115. Затвор внутри полый и весь заполняется раствором, включая полый привод редуктора 116 затвора 115 и часть трубы 126. Нефтевод 125 и водовод 117 заполнены водой, перекрыты, отведены и прикреплены к поплавкам.

Поднятие и демонтаж псевдообсадных труб проводится в обратном порядке. Буровая плита 53 в сборе с буровой вышкой 52 и буровой лебедкой 55 с помощью лебедки 57 передвигается в исходное нерабочее положение и там фиксируется. Верхние фермы 66 поднимаются. Мостовой кран натягивает и удерживает бурильную колонну 2. В цистерну 18 заливается вода. Фиксаторы 63 ослабляются. Подпалуба 46 опускается вниз до тех пор, пока поднятые верхние фермы 66 не станут ниже пояска 81. Слив воды прекращается. Фиксаторы 63 закрепляются. Верхние фермы 66 опускаются так, чтобы каждый выступ 80 бурильной колонны вошел в зев 71. Включаются лебедки большого ротора 55 на свинчивание. Бурильная колонна 2 свинчивается в соединительном узле 124. Подъем и демонтаж бурильной колонны производится в обратном порядке. На дне остается фонтанная арматура (все, что ниже 124).

Скважина закончена и готова к работе. Для этого водовод 117 и нефтевод 125 подсоединяют к соответствующим трубопроводам на добычной стойке. Нефтевод и водовод выполнены с захлопками. У нефтевода захлопка 128 на откачку нефти из полости низкого давления 114, а у водовода захлопка 127 на закачку воды в полость низкого давления 114.

Добыча нефти из скважины. На Фиг19 показано взаимодействие добычной стойки с кустом нефтяных скважин на примере одной скважины.

Глубина погружения насосов 142 должна быть такой, чтобы они были ниже уровня нефти и должны погружаться на допустимую для них глубину. Бурильная колонна имея поплавки 44 и корректирующие двигатели (моторы) 122 может быть опущена практически на любую глубину.

Включаются погружные насосы 142 и начинают откачивать нефть из полости 136. В этой полости падает давление. Нефть из нефтевода 125 устремляется в полость 136, создавая низкое давление в полости 114, куда в свою очередь из скважины поступает нефть. Фактически нефть качается из полости 114. В процессе добычи нефти затвор 141, перекрывающий воду, закрыт. При падении давления в полости 114 захлопка 127 не откроется, так в этом случае в полости 133 будет падать давление без компенсации (затвор 141 закрыт). При необходимости можно часть воды из полости 133 откачать с помощью трубопровода 135. Если возникнет необходимость закачать воду в скважину (скважины), тогда с помощью трубопровода 139 в полости 136 создается повышенное давление, чтобы закрыть захлопку 128. Затвор 141 открывается и вода под давлением по трубе 143 подается в полость 133 оттуда по скважинам.

Организация эксплуатации куста нефтяных скважин.

После заканчивания скважины, подъема и демонтажа бурильной колонны 2, за исключением оставшейся на дне фонтанной арматуры 3, буровая платформа 1 должна отойти к очередной точки бурения скважины в пределах заданного куста нефтяных скважин (Фиг2).

Поднимаются понтоны на телескопических стойках. Для этого продуваются первые 34 и последние 38 отсеки обоих понтонов одновременно. После этого продуваются средние отсеки 36 понтонов. В конце продувки средних отсеков понтоны должны подняться. Так как перемещение буровой платформы будет в пределах куста скважин, то в целях экономии времени, откачивать остальные отсеки понтонов не обязательно. Прибыв к очередной точке бурения, буровая платформа на полупогруженных понтонах, опускает основные понтоны на телескопических стойках. Подтягиваются якорные цепи. Затем проделывается весь комплекс работ по подготовке и проведению бурения и подготовке скважины к эксплуатации.

После того, как будет закончена последняя скважина, буровая платформа на полупогруженных понтонах встанет в центр куста нефтяных скважин. Опустит и ввинтит в донный грунт добычную стойку 5. Затем соединяются водоводы и нефтеводы кустовые и добычной стойки. Далее буровая платформа на полупогруженных понтонах заменяется на добычную платформу 7. Добычная платформа может быть любой. Для добычи нефти в условиях крайнего севера предлагается использовать ледостойкую добычную платформу представленную на Фиг 20.

Для промышленной добычи нефти из организованного куста скважин необходимо решить вопрос транспортировки добытой нефти. Если добыча ведется на шельфе незамерзающего моря, то возможна прокладка по дну гибкого нефтепровода до берега. Если добыча ведется далеко от берега и в условиях ледовой обстановки, то необходим ледостойкий резервуар (Фиг.20). Транспортировку нефти можно осуществлять танкерами 9 в сопровождении ледокола, либо специальными ледокольными танкерами. (Один такой ледокольный танкер в настоящее время строится в России).

1. Морской автономный комплекс для добычи нефти, содержащий: добычной надводный объект для куста скважин, снабженный средством для позиционирования, продуктовые трубопроводы для соединения с добывающими скважинами и добычным надводным объектом, взаимосвязанный с фонтанной арматурой, по меньшей мере, одной подводной скважины, монифольд для откачиваемой нефти, фонтанную арматуру для подводной скважины, бурильное оборудование, бурильную колонну, выполненную от бурильного оборудования, отличающийся тем, что добычной надводный объект выполнен в виде морской добычной плавучей платформы, соединенной с плавучим резервуаром, монифольд выполнен в виде морской добычной стойки для откачки нефти, взаимосвязанной продуктовыми трубопроводами с морской добычной плавучей платформой, и снабженной полостью для воды для закачки в скважины, фонтанная арматура смонтирована на ввинченном в морское дно крупногабаритном цилиндре с резьбой на наружной поверхности с направляющим фиксатором, выпускными клапанами и содержит полость низкого давления с захлопками для соединения продуктового и водяного трубопроводов и бетонируемый перед отсоединением бурильной колонны затвор, бурильное оборудование установлено на полупогружной плавучей буровой платформе повышенной устойчивости, бурильная колонна выполнена с жестким каркасом, с возможностью вращения и снабжена средством для соединения с фонтанной арматурой и корректировочными двигателями с гребными винтами, средства для позиционирования надводного объекта и других элементов комплекса выполнены в виде систем винтоприсосных якорей.

2. Морской автономный комплекс по п.1, отличающийся тем, что морская добычная плавучая платформа выполнена ледостойкой.

3. Морской автономный комплекс по п.1, отличающийся тем, что плавучий резервуар выполнен ледостойким.

4. Морской автономный комплекс по п.1, отличающийся тем, что полупогружная плавучая буровая платформа повышенной устойчивости снабжена понтонами с телескопическими стойками.

5. Морской автономный комплекс по п.1, отличающийся тем, что бурильная колонна состоит из трех частей, верхняя часть выполнена в виде стойки крестообразной формы для вращения бурильной колонны и гидроподъемника, средняя с жестким каркасом в виде отдельных секций, а нижняя часть содержит средство для соединения с фонтанной арматурой и корректировочные двигатели с гребными винтами.

6. Морской автономный комплекс по п.5, отличающийся тем, что бурильная колонна снабжена поплавками.

7. Полупогружная плавучая буровая платформа, снабженная монтажно-буровым оборудованием и основными понтонами со стойками, отличающаяся тем, что она выполнена двухпалубной, при этом на нижней палубе расположена с возможностью регулирования по высоте монтажно-буровая подпалуба, стойки основных понтонов выполнены телескопическими, кроме того, платформа снабжена вспомогательными понтонами со стойками, активно-пассивной системой горизонтальной стабилизации и якорной системой.

8. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.7, отличающаяся тем, что монтажно-буровое оборудование включает: большой ротор, снабженный расположенными в двух уровнях монтажными фермами, и монтажно-буровую плиту с буровой вышкой, смонтированную с возможностью горизонтального перемещения.

9. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.7, отличающаяся тем, что монтажно-буровая подпалуба снабжена в нижней части периодически заполняемой водой горообразной цистерной и горообразным понтоном, установленным с возможностью вертикального перемещения.

10. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.7, отличающаяся тем, что телескопические стойки основных понтонов снабжены гидротормозом и выполнены из трех звеньев, при этом первое звено выполнено в виде герметичного цилиндра, второе звено выполнено в виде решетчатого цилиндра, третье звено выполнено в виде негерметичного цилиндра.

11. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.7, отличающаяся тем, что стойки вспомогательных понтонов выполнены телескопическими.

12. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.7, отличающаяся тем, что активно-пассивная система горизонтальной стабилизации выполнена в виде жестко соединенных со стойками основных понтонов горизонтальных плоскостей, снабженных двигателями с расположенными вертикально осями гребных винтов.

13. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.12, отличающаяся тем, что горизонтальные плоскости активно-пассивной системы горизонтальной стабилизации выполнены негерметичными.

14. Полупогружная плавучая буровая платформа по п.7, отличающаяся тем, что якорная система выполнена в виде винтоприсосных якорей.

15. Морская добычная стойка для откачки нефти, взаимосвязанная продуктовым трубопроводом с фонтанной арматурой, по меньшей мере, одной подводной скважины и с добычным надводным объектом с энергоносителями, содержащая корпус, установленный на основании с возможностью закрепления на морском дне, отличающаяся тем, что корпус выполнен из секций с полостью для нефти с погружными насосами и патрубками продуктовых трубопроводов и полостью для воды, снабженной входной трубой и патрубками для воды, связанными с фонтанной арматурой скважин.

16. Морская добычная стойка по п.15, отличающаяся тем, что основание выполнено с отверстием, а нижний конец корпуса выполнен в виде резьбового цилиндра для ввинчивания в морское дно.

17. Морская добычная стойка по п.15, отличающаяся тем, что корпус снабжен горизонтально расположенными корректирующими двигателями.

18. Морская ледостойкая добычная плавучая платформа, взаимосвязанная с кустом скважин, содержащая цилиндрический корпус с технологическим оборудованием для добычи нефти, жилым блоком и постом управления, снабженная ледоразрушающим устройством и якорной системой, отличающаяся тем, что корпус выполнен обогреваемым, а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов, кроме того, платформа снабжена понтонами, установленными на телескопических стойках, а якорная система выполнена в виде винтоприсосных якорей.

19. Морская ледостойкая добычная плавучая платформа по п.18, отличающаяся тем, что она имеет малогабаритную ТЭС, работающую на попутном газе.

20. Морская ледостойкая добычная плавучая платформа по п.18, отличающаяся тем, что она взаимосвязана с ледостойким плавучем резервуаром.

21. Ледостойкий плавучий резервуар, содержащий корпус, продуктопровод для связи с нефтедобывающим объектом, ледоразрушающее устройство, средство для крепления резервуара к грунту, отличающийся тем, что корпус выполнен обогреваемым, а в нижней части по периметру основания расположено ледоразрушающее устройство в виде наклонных обогреваемых ледоломов, а средство для крепления резервуара к грунту выполнено в виде системы винтоприсосных якорей со средствами для удержания резервуара, при этом резервуар снабжен механизмом натяжения средств для удержания резервуара, выполненным в виде приводных винтов, по которым перемещается ползун, соединенный со средствами для удержания резервуара.

22. Якорь для плавучих конструкций в море, преимущественно плавучих платформ для добычи нефти и/или газа, содержащий корпус, выполненный с возможностью углубления в морское дно, и средство для удержания плавучих платформ, отличающийся тем, что на торцевой поверхности корпуса выполнены зубья, а в корпусе - отверстие, в котором установлен цилиндр с резьбой на наружной поверхности для ввинчивания в морское дно и выпускными клапанами.

23. Якорь по п.22, отличающийся тем, что средство для удержания платформы соединено с цилиндром посредством замка, взаимодействующим с тросом.

24. Якорь по п.22, отличающийся тем, что средство для удержания платформы выполнено в виде цепи с поплавками.

25. Якорь по п.22, отличающийся тем, что средство для удержания платформы выполнено в виде шарнирно соединенных стальных стержней с поплавками.

26. Якорь по п.22, отличающийся тем, что на корпусе закреплена опалубка.

27. Якорь по п.26, отличающийся тем, что опалубка закреплена на корпусе посредством растяжек с поплавками.

28. Якорь по п.26, отличающийся тем, что нижний торец опалубки расположен на уровне вершины зубьев корпуса.

29. Якорь по п.22, отличающийся тем, что он снабжен бетонируемой в скважине обсадной трубой, проходящей через резьбовой цилиндр.