CC BY
25
УДК 622.324:622.24
Технология безрайзерного доступа в скважины с подводным расположением устья для проведения внутрискважинных работ
В.Б. Зак1*, С.В. Греков1, М.И. Грешняков2
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, Проектируемый проезд № 5537, вл. 15, стр. 1
2 ПАО «Газпром», Российская Федерация, 196105, г. Санкт-Петербург, Московский пр-т, д. 156, лит. А * E-mail: [email protected]
Тезисы. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин периодически возникает необходимость организации доступа в скважину в целях выполнения либо промыслово-геофизических исследований, либо внутрискважинных работ. Однако организация таких работ в отношении скважин с подводным расположением устья характеризуется весьма высокой стоимостью аренды плавучей буровой установки или бурового судна, требуемых для проведения работ с применением райзера высокого давления. Альтернативой плавучей буровой установке и буровому судну является технология безрайзерного доступа в скважину, которая позволяет проводить широкий спектр внутрискважинных работ с использованием специального судна, стоимость аренды которого значительно ниже. Статья посвящена описанию технологии безрайзерного доступа в подводные скважины с перечислением основных функций соответствующего специализированного оборудования.
В процессе эксплуатации подводных скважин неизбежно появляется необходимость выполнения внутрискважинных работ, связанных либо с проведением промыслово-геофизических исследований, либо с обслуживанием и/или ремонтом внутрискважинного оборудования. Традиционно доступ в подводную скважину для проведения технологических мероприятий и внутрискважинных работ осуществлялся с привлечением плавучей буровой установки (ПБУ), в качестве которой использовались буровая платформа или буровое судно с установкой водоотделяющей колонны и райзера высокого давления, соединяющего подводную фонтанную арматуру (ПФА) и оборудование на ПБУ
Райзер для внутрискважинных работ состоит из ряда трубных секций и своей нижней частью соединен с ПФА, образуя герметичный канал между скважиной и размещенным на палубе оборудованием. Кроме того, в конструкцию райзера1 входят подводная система аварийного отсоединения, надводное оборудование, система управления, др. оборудование. В зависимости от конструкции система райзера может включать также параллельный райзер для доступа в межтрубное пространство скважины. Даже при отсутствии необходимости использовать именно буровое оборудование для проведения внутрискважинных работ ПБУ часто используют в связи с тем, что при этом обеспечивается полный контроль над скважиной.
По мере роста количества скважин на морских месторождениях возрастает и объем внутрискважинных работ различного вида. Однако традиционные технологии доступа в скважины, предусматривающие использование обычных ПБУ, являются весьма дорогостоящими, и этот фактор существенно влияет на принятие оператором решения о проведении таких работ. Поэтому западными нефтегазодобывающими компаниями активно велись исследования, направленные на снижение стоимости проведения внутрискважинных операций.
В настоящее время применительно к внутрискважинным работам альтернативой ПБУ являются специализированные суда, не имеющие буровых комплексов.
1 cm. ISO 13628-7:2005 Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production
systems - Part 7: Completion/workover riser systems.
Ключевые слова:
подводная
фонтанная
арматура,
внутрискважинные
работы,
безрайзерный
доступ в скважину,
блок подводного
лубрикатора,
верхнее
герметизирующее устройство, блок временного управления скважиной.
Отказ от использования ПБУ конечно, сужает функциональные возможности при выполнении внутрискважинных работ, однако затраты при использовании специализированного судна существенно ниже, чем при аренде ПБУ [1].
Одной из перспективных технологий выполнения работ в скважинах с подводным расположением устья является система без-райзерного доступа в скважину (СБДС, англ. riserless light well intervention - RLWI), впервые предложенная совместно компаниями FMC Technologies, AKER Kvaerners Maritime WELL Services AS и Island Offshore Management. При этом FMC Technologies первой предложила коммерческое использование данной технологии [2]. На сегодняшний день оборудование для безрайзерного доступа в подводные скважины предлагают несколько западных компаний. Среди них помимо FMC Technologies можно отметить Helix Energy Solutions в кооперации с компанией Schlumberger [3], OneSubsea вкупе с FTO Services [4]. Совместными усилиями перечисленные компании смогли существенно (более чем в 3 раза) снизить стоимость работ в подводных скважинах за счет использования специализированного судна с СБДС вместо ПБУ В настоящее время наблюдается быстрое повышение спроса на СБДС, что, в свою очередь, приводит к ее интенсивному совершенствованию. Закономерным итогом развития технологии СБДС стала разработка соответствующего отраслевого стандарта, которая осуществляется в рамках работы подкомитета 17G4 API2. Стандарт будет называться API RP17W Riserless Subsea Well Intervention Systems.
Независимо от производителя СБДС, в ее состав входит типовой набор оборудования. Принципиальной особенностью СБДС является использование для подводных внут-рискважинных работ специального судна, оснащенного оборудованием, позволяющим производить как промыслово-геофизические исследования в скважинах, так и несложный ремонт скважинного оборудования. Первым судном, предназначенным для проведения работ по технологии СБДС, стало принадлежащее компании Island Offshore однокорпусное судно Island Frontier, оснащенное системой динамического позиционирования, 70-тонной
англ. American Petroleum Institute (API) Американский нефтяной институт.
вышкой, 130-тонным краном, телеуправляемым необитаемым подводным аппаратом (ТНПА) с видеосистемой для работы на глубинах до 500 м [5].
Внутрискважинные работы по технологии СБДС безопасны, поскольку исключается утечка углеводородов в окружающую среду, а входящая в состав СБДС гидравлическая система высокого давления располагается под водой в блоке управления скважиной, вследствие чего уменьшается риск для выполняющего работы персонала. СБДС обладает следующими достоинствами:
• увеличивается доля времени, затрачиваемого на полезную работу, в общей продолжительности работ;
• уменьшаются финансовые затраты по сравнению с традиционным доступом в скважину с использованием бурового райзера;
• допускается большее смещение (дрейф) судна относительно подводного устья скважины;
• после установки на ПФА блока временного управления скважиной (БУС) судно имеет возможность при необходимости в любой момент приостановить работы и уйти;
• исключается выброс углеводородов на палубу судна;
• гидравлическая система высокого давления СБДС полностью находится под водой, поэтому нарушение герметичности трубной обвязки и прочие отказы в гидросистеме не создают опасности для персонала;
• перемещение компонентов СБДС на палубе сервисного судна реализуется системой направляющих салазок без применения кранового оборудования, что сокращает количество тяжелых грузоподъемных операций и уменьшает связанные с этим риски.
Для визуального контроля работ по доступу к скважине при безрайзерной технологии используются ТНПА, оснащенные видеокамерами. Они позволяют осуществить мониторинг процессов подключения СБДС, спуска приборов в скважину и ряда других работ.
На газовых месторождениях, особенно на начальной стадии их эксплуатации, когда отсутствуют такие проблемы, как обводнение забоя скважин, выпадение конденсата и вынос песка, работы в скважинах обусловлены главным образом потребностями контроля разработки. Поскольку промыслово-геофизические исследования являются более простыми по сравнению с другими внутрискважинными
работами, их целесообразно осуществлять с применением СБДС, которая не требует использования традиционных противовыбросо-вых превенторов и предварительного глушения скважины.
Технология СБДС может использоваться для спуска в скважину оборудования для проведения сервисных или ремонтных операций либо измерительных приборов для оценки свойств и насыщенности коллектора, оценки технического состояния скважины и т.д. Инструмент или скважинные приборы крепятся на кабеле (тросе) и опускаются в скважину под действием силы тяжести (рис. 1).
Подводное оборудование СБДС (рис. 2) представляет собой нескольких функционально связанных подводных блоков, последовательно установленных друг на друга и герметично соединенных между собой. СБДС устанавливается на ПФА, обеспечивая ввод и извлечение сква-жинного инструмента (исследовательских приборов), безопасность внутрискважинных работ, а также управление ПФА в процессе проведения внутрискважинных работ.
СБДС оснащается набором вспомогательного оборудования, предназначенного для диагностики состояния скважины, а также замены клапанов, установки и удаления пробок, очистки скважины от песка, отложений, обломков и т.д. Суммарная длина компоновки СБДС составляет 30...35 м, а ее общий вес достигает 55 т. Производители предлагают разные конструктивные исполнения СБДС, однако в состав СБДС обязательно включаются следующие основные блоки3 [6, 7]:
• блок временного управления (БУС, англ. well control package, WCP);
• блок подводного лубрикатора (БПЛ, англ. lubricator), состоящий из трех частей: верхней секции, или ВСЛ (англ. upper lubricator package, ULP), буферной (шлюзовой) камеры, или БКЛ (англ. lubricator tubular, LT) и нижней секции, или НСЛ (англ. lower lubricator package, LLP);
• верхнее герметизирующее устройство (ВГУ, англ. pressure control head, PCH).
В процессе выполнения работ в скважине основным барьером между скважинным флюидом и окружающей средой является БУС (рис. 3) [8]. Как правило, в состав БУС входит
Рис. 1. Схема применения СБДС-комплекса для проведения внутрискважинных работ
Верхнее герметизирующее устройство (ВГУ) Верхняя секция БПЛ
Буферная камера БПЛ (шлюз) и емкости с запасом флюида
>
Нижняя секция БПЛ Интерфейс шлангокабеля и БУС
Блок БУС
Адаптер для соединения БУС с ПФА
Рис. 2. Общий вид СБДС
J
Блоки перечислены в порядке следования от ПФА снизу вверх.
гидравлическая линия, имеющая не менее двух независимых контролируемых барьеров, предотвращающих утечку скважинного флюида в окружающую среду. Линия используется для закачки в скважину реагентов, опрессовки и промывки СБДС от углеводородов перед демонтажем.
БУС непосредственно соединяется с ПФА и фиксируется с помощью подводного адаптера фонтанной арматуры (ПАФА), оборудованного замком быстрого соединения (рис. 4). ПАФА имеет устройство для передачи и распределения в ПФА гидравлической энергии. Линии гидравлической силовой установки БУС подключаются к ПФА через гидравлический соединитель размерами 183/4" или 135/8" для ПФА горизонтального либо вертикального типа соответственно.
Рис. 3. БУС
БУС оснащен герметизирующими и срезающими плашками, гидравлической силовой установкой, интерфейсом для подключения шлангокабеля управления. На БУС располагается интерфейс (разъем) подключения оконечного устройства шлангокабеля для управления ПФА. БУС позволяет операторам специализированного сервисного судна в ходе внутрискважинных работ осуществлять управление запорно-регулирующей арматурой ПФА.
Основные функции БУС:
• управление клапанами ПФА при проведении скважинных работ;
• при возникновении аварийных ситуаций герметизация скважины посредством герметизирующих и срезающих плашек входящего в состав БУС превентора при срезании троса/ гибких труб;
• предотвращение случайного падения инструмента в скважину;
• закачка химических реагентов и флюидов в скважину;
• обеспечение давления в гидравлической системе СБДС посредством входящей в компоновку гидравлической силовой установки (гидравлического насоса и аккумулятора).
В конструкцию БУС дополнительно входят:
• циркуляционный клапан;
• интерфейс подключения оконечного устройства шлангокабеля с электрическими и оптоволоконными линиями для управления ПФА;
• гидравлическая силовая установка и гидроаккумулятор;
• устройство для подачи раствора для глушения скважины;
• плашечный превентор, имеющий два клапана изоляции насосно-компрессорных труб и клапаны доступа в затрубное пространство;
• контроллер, дублирующий функции гидравлической системы ПФА для управления внутрискважинным оборудованием;
• две емкости с гидравлической жидкостью на 1000 и 500 л. Большая емкость предназначена для управления ПФА, емкость на 500 л предназначена для управления самим БУС.
Рис. 4. БПЛ
БПЛ (рис. 4) используется в качестве камеры для временного размещения инструмента, выравнивания давления и безопасного ввода инструмента в скважину. Общая длина БПЛ обычно составляет около 20...25 м.
НСЛ содержит устройство аварийного отсоединения шарнирного типа, обеспечивающее отклонение системы лубрикатора при горизонтальном смещении судна относительно устья скважины и безопасное отсоединение лубрикатора при критическом смещении. НСЛ является интерфейсом между шлюзовой камерой лубрикатора и БУС. В НСЛ расположены модуль управления, разъемы подключения шлангокабеля, линии подачи раствора глушения скважины, линии подачи герметизирующей смазки. В состав НСЛ входит емкость жидкости гидравлической системы управления, которая используется для управления клапанами непосредственно в НСЛ. НСЛ также содержит гидравлическую насосную станцию с аккумуляторами, создающую требуемое давление уплотняющей смазки для БПЛ и ВГУ.
В некоторых конструкциях системы безрай-зерного доступа НСЛ в верхней своей части может иметь интерфейс для присоединения идущего от судна шлангокабеля с линиями управления (гидравлическими, электрическими, оптоволоконными), в нижней части - интерфейс для соединения этих линий с БУС. В некоторых вариантах СБДС шлангокабель управления соединяет НСЛ с оконечным устройством шлангокабеля, которое устанавливается с судна на морское дно рядом с устьем скважины.
К нижней части НСЛ прикреплен узел соединителя с БУС, состоящий из шарнирной муфты, которая позволяет нивелировать небольшие смещения судна относительно устья скважины, а также выполнить аварийное отсоединение при критическом смещении судна. Перед началом работ в зависимости от глубины моря на плане размещения судна указываются зоны допустимого смещения судна со следующими условными цветовыми обозначениями: зеленый - допустимый диапазон смещения; оранжевый - смещение приближается к предельно допустимому; красный - недопустимое смещение. При пересечении судном границы между оранжевой и красной зонами осуществляется аварийное отсоединение.
Буферная (шлюзовая) камера БКЛ служит для размещения инструмента перед его
спуском в скважину после выравнивания давлений флюида в БКЛ и на устье скважины. БКЛ содержит резервуары герметизирующей смазки и насосы. Диаметр проходного сечения БКЛ определяет максимально возможный диаметр инструмента, используемого для внутрискважинных работ. Камера оснащена двумя емкостями для герметизирующей смазки объемом около 185 л каждая. Эта часть блока лубрикатора служит промежуточным буфером в процессе операций спуска в скважину и последующего подъема комплекта инструментов. Максимально возможная длина компоновки инструмента для выполнения внутри-скважинных работ определяется длиной трубы лубрикатора.
При спуске инструмента в скважину первоначально инструмент размещается внутри лубрикатора, затем лубрикатор герметизируют, и выполняется его опрессовка. После монтажа на ПФА клапаны, изолирующие буферную камеру (шлюз) лубрикатора от скважины, открываются, давление в лубрикаторе сравнивается со скважинным, и компоновка инструментов может быть спущена в скважину. При извлечении из скважины инструмент помещается в БКЛ, изолирующие клапаны закрываются, давление в шлюзе сбрасывается, и инструмент может быть извлечен на поверхность.
ВСЛ непосредственно и герметично соединяется с ВГУ Основная функция ВСЛ - формирование уплотнительного барьера в процессе работ в скважине. В этой секции установлена шаровая срезающая задвижка, которая позволяет перерезать канат (трос) в аварийной ситуации. Также есть циркуляционный клапан, через который осуществляется промывка камеры лубрикатора от углеводородов.
ВСЛ имеет соединитель диаметром 10" для подключения ВГУ. Входящий в компоновку срезающий клапан с циркуляционной линией является одним из барьеров безопасности в процессе доступа в скважину. Хотя шаровой клапан в нештатной ситуации способен перерезать рабочий трос для обеспечения герметизации скважины, данная функция не является для него основной в отличие от плашек превентора в составе БУС.
ВГУ используется для спуска БПЛ и его подсоединения к БУС. В состав ВГУ (рис. 5) входят устройство для прикрепления к кабелю (тросу) скважинного инструмента, устройство герметизации кабеля (троса), а также ловушка,
выполняющая две основные функции - удержание кабеля (троса) при контроле давления перед вводом инструмента в скважину и его извлечением и предотвращение падения инструмента в скважину при обрыве троса. При прохождении скважинного инструмента через ловушку вниз последняя опускается на упор, стопорится и удерживается в открытом положении.
Для обеспечения непрерывности работ на судне необходимо иметь не менее 2 ВГУ К каждому ВГУ заранее (на палубе судна) прикрепляется собранный и протестированный блок скважинного инструмента, и пока на скважине производятся операции с одной компоновкой скважинного инструмента, на судне готовится комплект инструмента для следующей операции.
Основные функции ВГУ:
• создание уплотнительного барьера между тросом, внешней средой и лубрикатором при проведении работ в скважине путем использования двух типов уплотнительных устройств -сальниковой набивки и закачки смазки под давлением (из нижней секции лубрикатора) в пространство вокруг кабеля (троса);
• захват кабеля (троса) ловушкой для предотвращения падения инструмента в скважину при возникновении нештатной ситуации;
• формирование барьера между скважиной и окружающей средой;
Рис. 5. ВГУ
• подача в скважину ингибитора гидрато-образования.
ВГУ обычно содержит как минимум два динамических уплотнительных устройства и одно статическое уплотнительное устройство. ВГУ устанавливается на верхнюю секцию БПЛ и выступает в качестве одного из барьеров безопасности при проведении работ, обеспечивая герметичность вокруг спускаемого в скважину троса и позволяя проводить работы в находящейся под давлением скважине. Перед установкой блока контроля давления трос должен быть размещен внутри блока.
Герметичность системы достигается за счет закачивания вязкой смазки в размещаемую внутри блока трубу малого диаметра, по которой проходит трос. Для обеспечения герметичности системы вязкость смазки должна выбираться с учетом диаметра используемого троса. Давление герметизирующей смазки поддерживается системой нагнетания смазки, расположенной в нижнем блоке лубрикатора. В дополнение к указанному (нагнетательному) типу уплотнения в блоке контроля давления установлены два набивных сальника, создающие постоянное уплотнение вокруг троса в случае отказа системы нагнетания. Один из набивных сальников имеет разъем для подключения внешней линии, что позволяет при необходимости использовать его для подачи в скважину ингибитора гидратообразования.
Правильное ориентирование ВГУ при спуске его на СБДС достигается при помощи специализированного инструмента и тросов, проходящих через отверстия в двух направляющих боковых крыльях ВГУ. Длина ВГУ составляет 4 м, диаметр в широкой части - 1 м.
СБДС позволяет при необходимости судну оперативно остановить работы, отсоединить шлангокабель и гидравлические линии и отойти от скважины. При этом на устье скважины остается БУС, что позволяет сократить продолжительность монтажа системы при возобновлении работ.
При подготовке к работам с использованием СБДС исходя из технических параметров используемого судна в целях обеспечения безопасности определяются требования к гидрометеорологическим условиям, продолжительность окна погоды, максимальный и минимальный уровни приливов. Существенным фактором безопасности работ является создание процедуры передачи функций управления
ПФА от центрального пункта управления системой подводной добычи судну, осуществляющему работы в скважине, и обратной передачи управления; согласованы процедуры, определяющие последовательность действий и порядок управления элементами ПФА.
До спуска оборудования СБДС проводится осмотр устья и прилегающего участка морского дна с помощью ТНПА для выявления отклонений от проектных решений или наличия посторонних предметов, способных сказаться на выполнении работ. При наличии значительного обрастания ПФА проводится очистка ее основных интерфейсов и верхней части.
До начала работ оператором разрабатываются процедуры действий в нештатной или аварийной ситуации, включая остановку работ, перевод оборудования в безопасное состояние и отход судна от скважины без извлечения из скважины инструмента.
До погрузки на судно или непосредственно перед выходом его в море сервисная компания проверяет комплектность, техническое состояние и работоспособность оборудования СБДС и инструмента, в том числе (но не ограничиваясь):
• источников гидравлической энергии, гидравлической арматуры, уплотнительных устройств, трубопроводов. Элементы оборудования, работающие под давлением, и соединительные устройства должны быть гидравлически испытаны;
• устройств для закачки химических реагентов и раствора для глушения скважины;
• электрических кабелей, шлангокабелей, их интерфейсов;
• элементов соединения блоков между собой;
• скважинных приборов, скважинного и монтажного инструмента;
• системы лебедок для направляющих тросов и шлангокабеля;
• системы управления работой ПФА;
• плашек превентора, входящего в состав БУС.
Также проверяется заполненность резервуаров и емкостей соответствующими техническими жидкостями.
При выполнении операций спуска и монтажа СБДС и скважинного инструмента обеспечивается постоянный визуальный мониторинг оборудования с помощью ТНПА. Возможен
следующий порядок спуска инструмента в скважину для проведения исследований:
• перед началом работ закрываются задвижки ПФА;
• снимается защитная крышка ПФА, после чего проводится осмотр интерфейса подключения на наличие отложений или следов коррозии, препятствующих установке ПАФА. При необходимости производится очистка интерфейса подключения;
• на ПФА устанавливается БУС, состыкованный с ПАФА. Установка БУС может проводиться с использованием направляющих тросов и/или с применением ТНПА для ориентирования и выравнивания БУС относительно ПФА;
• после установки БУС на ПФА горизонтального типа подключают гидравлическую перемычку между ПФА и БУС. При установке БУС на ПФА вертикального типа подключение гидравлических функций обеспечивается через внутренний интерфейс;
• в ВГУ размещается инструмент для извлечения пробок из стволового прохода ПФА, после чего ВГУ устанавливается на лубрикатор;
• из ПФА извлекаются пробки и поднимаются на сушу;
• ВГУ с инструментом для извлечения пробок заменяется на ВГУ со скважинными инструментами и приборами;
• с помощью ТНПА подключается шлан-гокабель с линиями управления от судна к БУС, после чего управление функциями ПФА передается оператору на судне и проверяется;
• на БУС устанавливается БПЛ;
• ВГУ устанавливается на верхнюю секцию лубрикатора, инструмент вводится в БКЛ;
• из БКЛ в ВГУ подается смазка для герметизации кабеля. При этом обеспечивается постоянное превышение давлением, создаваемым в системе смазки лубрикатора, давления на устье скважины;
• открываются задвижки ПФА, и инструмент/приборы спускаются в скважину.
Извлечение инструмента из скважины осуществляется в обратной последовательности.
На сегодняшний день проведение работ в скважинах регулируется рядом зарубежных нормативных документов4 и отдельными разделами международных стандартов
4 См., в частности, NORSOK D02. System requirements well intervention equipment и NORSOK D010. Well integrity in drilling and well operations.
серии ISO 13628, но, как уже отмечено выше, вопросы проведения внутрискважинных работ с применением СБДС будут рассмотрены в отдельных рекомендациях API.
Задача создания отечественных технологий для проведения работ в скважинах с подводным расположением устья крайне актуальна для российских нефтегазовых компаний. Учитывая, что большая часть запасов углеводородов на российском шельфе находится в замерзающих акваториях, освоение месторождений на глубинах свыше 60...70 м потребует применения подводных технологий. По мере роста числа подводных скважин вопрос доступа российских компаний к без-райзерным технологиям будет вставать все острее. В настоящее время российскими предприятиями начаты и успешно выполняются работы по созданию отечественного оборудования для подводной добычи нефти и газа. Необходимость в проведении указанных работ во многом обусловлена введением в отношении РФ санкционных ограничений в области высокотехнологичного оборудования шельфо-вых проектов. Представляется целесообразным расширить номенклатуру создаваемого в РФ подводного оборудования, включив в нее СБДС. Формирование технического задания на разработку такой системы необходимо осуществлять в тесном контакте с российскими нефтегазодобывающими и сервисными компаниями. В ООО «Газпром ВННИГАЗ» разработаны корпоративные рекомендации на выполнение промыслово-геофизических исследований в скважинах с подводным расположением устья с использованием безрай-зерных технологий. Положения указанных рекомендаций могут быть использованы в процессе разработки технических решений для отечественной СБДС.
Список литературы
1. Morrison B. State of the industry of riserless light well interventions (RLWI) / Bevan Morrison // Subsea Asia 2012. - Kuala Lumpur: Welltec, 2012. - https://www.subseauk. com/documents/presentations/subsea_asia_ riserless_light_well_interventions.pdf
2. Sbordone A. Riserless light well intervention increases production, operating efficiency / A. Sbordone // Offshore magazine. -February 2016. - https://www.offshore-mag. com/production/article/16754878/riserless-light-well-intervention-increases-production-operating-efficiency
3. Morrice I.W. Well intervention campaign's across 3 continents &
Q7000 overview / Iain W. Morrice // Proc. of the MCEDD 2014 conf. - Hellix Well Ops, 2014.
4. Beaubouef B. Riserless intervention gains momentum / Bruce Beaubouef // Offshore Magazine. - 2017. -https://www.offshore-mag.com/drilling-completion/article/16756123/riserless-intervention-gains-momentum
5. MOU island frontier // Island Offshore [электронный ресурс]. -https://www.islandoffshore.com/vessel/mv-island-frontier
6. Introducing riserless light well intervention stack, systems to monitor subsea production // WorldOil. - April 2015.
7. Riserless light well intervention. Reducing the cost of offshore intervention operations / TechnipFMC plc. - 2018.
8. Drilling and Well. RLWI - Riserless Well Intervention - The equipment // Drilling and Well. - February 19, 2013. -https://drillingwellsolutions.wordpress. com/2013/02/19/rlwi-riserless-well-intervention-the-equipment
Riserless intervention technique for downhole treatment of light wells with subsea heads
V.B. Zak1*, S.V. Grekov1, M.I Greshnyakov2
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
2 Gazprom PJSC, Bld. 156A, Moskovskiy prospekt, St. Petersburg, 196105, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. During operation of oil and gas wells, it is periodically necessary to organize access to the well, either for the purpose of field geophysical surveys, or for performing downhole operations. However, the organization of such work for subsea wells is characterized by a very high cost of renting a floating drilling rig or a drilling vessel
required for work using a drilling riser. An alternative to a floating drilling rig and a drilling vessel is a riserless wellbore access technology, which allows a wide range of interventions to be carried out by means of a special vessel, which rental cost is much lower. The article describes the technology of riserless access to subsea wells, including the main functions of the specialized equipment used for these works.
Keywords: subsea christmas tree, well intervention, riserless well intervention, subsea lubricator package, pressure control head, well control package.
References
1. MORRISON, B. State of the industry of riserless light well interventions (RLWI) [online]. In: Subsea Asia 2012. Kuala Lumpur: Welltec, 2012. Available from: https://www.subseauk.com/documents/presentations/subsea_ asia_riserless_light_well_interventions.pdf
2. SBORDONE, A. Riserless light well intervention increases production, operating efficiency [online]. Offshore Magazine, February 2016. Available from: https://www.offshore-mag.com/production/ article/16754878/riserless-light-well-intervention-increases-production-operating-efficiency
3. MORRICE, I.W. Well intervention campaign's across 3 continents & Q7000 overview. In: Proc. of the MCEDD 2014 conf. Hellix Well Ops, 2014.
4. BEAUBOUEF, B. Riserless intervention gains momentum [online]. Offshore Magazine, 2017. Available from: https://www.offshore-mag.com/drilling-completion/article/16756123/riserless-intervention-gains-momentum
5. MOU island frontier [online]. Island Offshore. Available from: https://www.islandoffshore.com/vessel/mv-island-frontier
6. Introducing riserless light well intervention stack, systems to monitor subsea production. In: WorldOil. April 2015.
7. TECHNIPFMC PLC. Riserless light well intervention. Reducing the cost of offshore intervention operations. 2018.
8. Drilling and Well. RLWI - Riserless Well Intervention - The equipment [online]. Drilling and Well, February 19, 2013. Available from: https://drillingwellsolutions.wordpress.com/2013/02/19/rlwi-riserless-well-intervention-the-equipment/
