EA006866B1 - System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber - Google Patents
System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber Download PDFInfo
- Publication number
- EA006866B1 EA006866B1 EA200500308A EA200500308A EA006866B1 EA 006866 B1 EA006866 B1 EA 006866B1 EA 200500308 A EA200500308 A EA 200500308A EA 200500308 A EA200500308 A EA 200500308A EA 006866 B1 EA006866 B1 EA 006866B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- adjustable
- connecting component
- lower connecting
- chamber
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/012—Risers with buoyancy elements
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится в широком аспекте к разведке и добыче нефти и газа, тогда как конкретный, неограничивающий вариант осуществления изобретения относится к установке и поддерживанию в заданном положении системы для морской разведки и бурения, снабженной камерой с регулируемой плавучестью.The present invention relates in a broad aspect to the exploration and production of oil and gas, while a specific, non-limiting embodiment of the invention relates to the installation and maintenance of a system for offshore exploration and drilling, equipped with a camera with adjustable buoyancy.
Уровень техникиState of the art
В целях поиска и извлечения запасов углеводородов в мире предпринимались многочисленные попытки с использованием очень большого количества различных систем и способов. Первоначально эти усилия ограничивались наземными операциями, в которых применялись простые, но эффективные методы бурения, обеспечивающие удовлетворительное извлечение ресурсов из крупных продуктивных месторождений. Однако, по мере того как количество известных продуктивных месторождений сокращалось, в поисках новых ресурсов стало необходимым производить разведку все более удаленных месторождений и переходить к морскому (оффшорному) бурению. Со временем разработка мощных систем бурения и совершенствование техники обработки сигналов сделали для нефте- и газодобывающих компаний возможным осуществлять разведку пригодных для извлечения углеводородных ресурсов практически в любой точке мира.In order to search and extract hydrocarbon reserves in the world, numerous attempts have been made using a very large number of different systems and methods. Initially, these efforts were limited to ground operations, which used simple but effective drilling methods to ensure satisfactory extraction of resources from large productive deposits. However, as the number of known productive deposits decreased, in search of new resources it became necessary to explore more and more remote deposits and move on to offshore drilling. Over time, the development of powerful drilling systems and the improvement of signal processing techniques have made it possible for oil and gas producers to conduct exploration of hydrocarbon resources suitable for extraction practically anywhere in the world.
Первоначально усилия по глубоководной разведке и добыче предусматривали осуществление дорогостоящих крупномасштабных операций по бурению в сочетании с использованием систем накопления и транспортировки на базе танкеров. Такой принцип, в первую очередь, был обусловлен тем, что большинство зон морского бурения ассоциируется со сложными и опасными морскими условиями. Как следствие, крупномасштабные операции обеспечивали наиболее стабильный и экономически эффективный подход к разведке и добыче углеводородных ресурсов. Однако, предпочтение, отдаваемое крупным установкам, имеет тот главный недостаток, что организации, проводящие разведку и добычу, имеют мало стимулов к использованию небольших месторождений. Действительно, потенциальный возврат вложенных финансовых средств обычно осложняется длительным разрывом во времени между разведкой и началом добычи (составляющим, как правило, от 3 до 7 лет). Кроме того, использование обычных платформ и применяемого совместно с ними оборудования для бурения и добычи требует крупных инвестиций. Далее, сложности правовой регламентации и регулирования, а также желание избегать каких-либо рисков, характерное для данной отрасли, привело к стандартизации, которая оставляет операторам мало возможностей внести существенные изменения в преобладающий подход. В результате операции по морскому бурению традиционно осложнялись наличием больших разрывов во времени между инвестициями и получением прибыли, недопустимыми перерасходами средств и медленными и негибкими стратегиями добычи, определяемыми условиями работы.Initially, deepwater exploration and production efforts included the implementation of costly large-scale drilling operations in conjunction with the use of storage and transportation systems based on tankers. This principle, primarily, was due to the fact that most areas of offshore drilling are associated with complex and dangerous marine conditions. As a result, large-scale operations provided the most stable and cost-effective approach to the exploration and production of hydrocarbon resources. However, the preference given to large installations has the main drawback that exploration and production organizations have little incentive to use small fields. Indeed, the potential return on invested funds is usually complicated by the long time gap between exploration and the start of production (typically 3 to 7 years). In addition, the use of conventional platforms and the drilling and production equipment used with them requires large investments. Further, the complexity of legal regulation and regulation, as well as the desire to avoid any risks specific to this industry, has led to standardization, which leaves operators with few opportunities to make significant changes to the prevailing approach. As a result, offshore drilling operations have traditionally been complicated by the presence of large time gaps between investment and profit, unacceptable cost overruns and slow and inflexible production strategies determined by working conditions.
Относительно недавно были обнаружены морские месторождения, применительно к которым становится возможным избежать значительной части опасностей и нестабильностей, свойственных операциям по добыче. Например, в шельфовых зонах Западной Африки, Индонезии и Бразилии были идентифицированы такие потенциальные участки для бурения, для которых окружающие морские и погодные условия являются сравнительно мягкими и спокойными по сравнению с другими, менее стабильными зонами, например, в Мексиканском заливе или в Северном море. Ожидается, что эти недавно найденные участки способны обеспечить благоприятные производственные показатели и высокий уровень успешных результатов разведки, а также позволят организовать добычу с использованием простых технологий бурения, подобных применяемым на наземных или прибрежных установках.Relatively recently, offshore deposits have been discovered, in relation to which it becomes possible to avoid a significant part of the dangers and instabilities inherent in mining operations. For example, potential offshore areas for offshore areas in West Africa, Indonesia, and Brazil have been identified for which the surrounding marine and weather conditions are relatively mild and calm compared to other, less stable areas, such as the Gulf of Mexico or the North Sea. It is expected that these recently discovered sites will be able to provide favorable production performance and a high level of successful exploration results, as well as allow organizing production using simple drilling technologies similar to those used on land or offshore installations.
Однако в соответствии с логарифмически нормальным (логнормальным) распределением пригодные к эксплуатации запасы имеют тенденцию быть распределенными по большому количеству малых месторождений. При этом каждое из них способно дать меньше, чем это обычно требуется для того, чтобы оправдать затраты на традиционную крупномасштабную добычу. По данной причине подобные области до настоящего времени оставались недоразведанными и, соответственно, их потенциал использовался неполностью. Как следствие, хотя уже обнаружено большое количество потенциально продуктивных малых месторождений, по экономическим соображениям они остаются неразработанными. С учетом этого обстоятельства, разведочные и добывающие организации адаптировали свои технологии в стремлении достичь более высокой прибыльности за счет уменьшения масштаба операций, а также использования других методов сокращения затрат. В результате добыча из меньших месторождений становится более привлекательной в финансовом отношении, а временной разрыв между инвестированием и получением прибыли сокращается.However, in accordance with the lognormal (lognormal) distribution, serviceable reserves tend to be distributed over a large number of small deposits. At the same time, each of them is able to produce less than is usually required in order to justify the costs of traditional large-scale production. For this reason, such areas to date have remained underdeveloped and, accordingly, their potential was not fully utilized. As a result, although a large number of potentially productive small deposits have already been discovered, for economic reasons they remain undeveloped. Given this circumstance, exploration and production organizations adapted their technologies in an effort to achieve higher profitability by reducing the scale of operations, as well as using other methods to reduce costs. As a result, production from smaller fields becomes more financially attractive, and the time gap between investment and profit is narrowing.
Например, в опубликованной патентной заявке И8 2001/0047869 А1, а также в ряде других заявок и патентов, связанных с указанной заявкой, предложены различные способы бурения глубоководных скважин, согласно которым буровая система может настраиваться таким образом, чтобы достичь коэффициента нефтеотдачи, более высокого, чем в традиционных технологиях с фиксированными скважинами. Однако система, описанная в этих патентных публикациях, не может быть настроена в процессе завершения бурения, испытаний и эксплуатации скважины. Кроме того, данная система неэффективна в случаях, когда ствол скважины начинается в вертикальном направлении у границы ила на морском дне. Известная система непригодна также в условиях широкого диапазона поверхностных нагрузок и, следоFor example, in the published patent application I8 2001/0047869 A1, as well as in a number of other applications and patents related to this application, various methods for drilling deep-water wells are proposed, according to which the drilling system can be adjusted so as to achieve a higher oil recovery factor, than in traditional fixed well technologies. However, the system described in these patent publications cannot be tuned during completion of drilling, testing and well operation. In addition, this system is ineffective in cases where the wellbore begins in the vertical direction at the boundary of the silt on the seabed. The known system is also unsuitable under a wide range of surface loads and, therefore,
- 1 006866 вательно, имеет ограниченные возможности в отношении гибкости, которая представляется желательной для буровиков в процессе реальной проходки.- 1 006866, it has limited capabilities with respect to the flexibility that is desirable for drillers in the process of actual penetration.
В патенте США № 4233737 описан способ, направленный на решение проблем, ассоциированных с традиционными операциями бурения в вертикальном направлении. Данный способ предусматривает размещение группы взаимосвязанных горизонтальных труб в виде плети непосредственно над морским дном (в совокупности с противовыбросовым превентором и другим необходимым оборудованием). Затем с помощью привода или дистанционно управляемого механизма эта плеть с усилием вводится в горизонтальном направлении в зону бурения. Однако данная система является недостаточно гибкой в том отношении, что она не может быть использована на практике на завершающих этапах бурения и испытания скважины. Способ, предлагаемый в данном патенте, тем более не в состоянии обеспечить требуемую функциональность на этапах добычи или выполнения операций для увеличения дебита скважины. Иными словами, решения по данному патенту могут быть полезными только на начальных стадиях проходки скважины, т.е. их нельзя рассматривать в качестве системных решений для осуществления и обслуживания операций глубоководной разведки и добычи.US Pat. No. 4,233,737 describes a method aimed at solving the problems associated with conventional vertical drilling operations. This method involves placing a group of interconnected horizontal pipes in the form of a whip directly above the seabed (in conjunction with a blowout preventer and other necessary equipment). Then, with the help of a drive or a remotely controlled mechanism, this lash is inserted with force in the horizontal direction into the drilling zone. However, this system is not flexible enough in that it cannot be used in practice at the final stages of drilling and well testing. The method proposed in this patent is all the more unable to provide the required functionality at the stages of production or operations to increase well production. In other words, the solutions of this patent may be useful only in the initial stages of well sinking, i.e. they cannot be considered as systemic solutions for the implementation and maintenance of deepwater exploration and production operations.
Другие операторы морских (оффшорных) установок предпринимали попытки решить проблемы, связанные с глубоководным бурением, за счет повышения исходного уровня подводной скважины путем размещения погруженного устья скважины над автономной жесткой трубчатой конструкцией, которая удерживается в напряжении с помощью заполненной газом камеры, обладающей плавучестью (подъемной силой). Например, как можно видеть из патента США № 6196322 В1, фирма АНапИк Эссрюа1сг Тсе11по1оду Ηο1άίη§ Огоир разработала систему, названную искусственным подводным основанием (ИПО). Данная система, по существу, представляет собой заполненную газом камеру, которая обладает плавучестью, связана с одним или более сегментами колонны труб и устанавливается на глубине от 180 до 300 м от поверхности воды. После того, как головка ИПО будет укомплектована противовыбросовым превентором (на стадии бурения) или устьевой эксплуатационной арматурой (на стадии добычи), система ИПО сообщает подъемную силу и натяжение нижнему соединительному компоненту и всем находящимся внутри него трубопроводным компонентам. Противовыбросовый превентор и водоотделяющая колонна (райзер) на стадии бурения и устьевая эксплуатационная арматура на стадии добычи поддерживаются за счет подъемной силы, создаваемой камерой, обладающей плавучестью. Смещения головки скважины контролируются в допустимых пределах за счет вертикального натяжения, создаваемого благодаря плавучести ИПО.Other operators of offshore (offshore) rigs attempted to solve the problems associated with deepwater drilling by increasing the initial level of a subsea well by placing the submerged wellhead above an autonomous rigid tubular structure that is held in tension by a gas-filled chamber with buoyancy (lift) ) For example, as can be seen from US Pat. No. 6,196,322 B1, ANapIc Essryua1sg Tse11po1odo Ηο1άίη§ Ogoir has developed a system called artificial submarine base (IPO). This system is essentially a gas-filled chamber that has buoyancy, is connected to one or more segments of the pipe string and is installed at a depth of 180 to 300 m from the surface of the water. After the IPO head is equipped with a blowout preventer (at the drilling stage) or wellhead production fittings (at the production stage), the IPO system reports the lifting force and tension to the lower connecting component and all piping components inside it. The blowout preventer and riser at the drilling stage and wellhead production valves at the production stage are supported by the lifting force generated by the buoyancy chamber. The displacement of the borehole head is controlled within acceptable limits due to the vertical tension created due to the buoyancy of the IPO.
Однако система ИПО фирмы АБапБк обладает несколькими практическими недостатками. Например, указанный патент США № 6196322 прямо ограничивает зону установки камеры, обладающей плавучестью, глубинами, на которых влияние поверхностных волн пренебрежимо мало, т. е. составляющими более 150 м от поверхности воды. Специалистам в соответствующей отрасли техники будет понятно, что размещение камеры на таких глубинах представляет собой дорогостоящее и довольно рискованное решение. Действительно, установка и поддерживание системы в заданном положении могут в этом случае производиться только глубоководными водолазами или дистанционно управляемыми аппаратами. Кроме того, для того чтобы инициировать добычу из скважины, между верхней частью камеры и днищем взаимодействующего с ней надводного судна должна быть дополнительно установлена сравнительно дорогостоящая транспортная система.However, the ABapBk IPO system has several practical drawbacks. For example, the aforementioned US patent No. 6196322 directly limits the installation area of the camera, which has buoyancy, depths at which the influence of surface waves is negligible, that is, more than 150 m from the surface of the water. Specialists in the relevant technical field will understand that placing the camera at such depths is an expensive and rather risky decision. Indeed, the installation and maintenance of the system in a given position can in this case be carried out only by deep-sea divers or remotely controlled devices. In addition, in order to initiate production from the well, a relatively expensive transport system must be additionally installed between the upper part of the chamber and the bottom of the interacting surface vessel with it.
Известная система ИПО непригодна также для применения совместно с системой якорения, использующей несколько якорей, даже в ситуациях, когда существует значительная вероятность столкнуться с грунтами, представляющими сложности при бурении. Более того, известная система не содержит каких-либо управляющих средств для регулировочных настроек либо вертикального натяжения, либо глубины погружения головки скважины при выполнении операций добычи и капитального ремонта скважины. Кроме того, в указанном патенте содержатся прямые рекомендации против использования поперечных стабилизаторов, которые позволили бы устанавливать головку скважины на малых глубинах, на которых проявляется более сильное влияние со стороны приливных сил и поверхностных волн.The well-known IPO system is also unsuitable for use in conjunction with an anchoring system that uses several anchors, even in situations where there is a significant probability of collision with soils that are difficult to drill. Moreover, the known system does not contain any control means for adjusting settings or vertical tension, or the depth of immersion of the wellhead during the operations of production and overhaul of the well. In addition, the said patent contains direct recommendations against the use of lateral stabilizers, which would allow the wellhead to be installed at shallow depths, which exert a stronger influence from tidal forces and surface waves.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Таким образом, явно существует широкая потребность в разработке системы и способа установки головки подводной скважины таким образом, чтобы операторы имели возможность регулировки глубины ее погружения, а также вертикального натяжения, прикладываемого к используемым колоннам труб при осуществлении операций, как разведки, так и добычи. Существует также потребность в создании системы на основе камеры с регулируемой плавучестью, способной поддерживать примерно постоянное натяжение, воздействующее на соответствующую буровую или эксплуатационную колонну, а также обеспечивать возможность регулировки высоты головки скважины в любой момент на стадиях разведки и добычи путем выпуска дополнительных отрезков натяжных тросов из компонента, предназначенного для регулировки высоты камеры. Существует также потребность в создании системы для морской разведки и добычи, которая легко приспосабливается к условиям больших глубин или мелководья без необходимости конфигурирования применительно к конкретной эксплуатационной глубине.Thus, there is clearly a widespread need to develop a system and method for installing the head of a subsea well so that operators have the ability to adjust the depth of its submersion, as well as the vertical tension applied to the pipe columns used in both exploration and production operations. There is also a need to create a system based on a camera with adjustable buoyancy that can maintain approximately constant tension acting on the corresponding drill or production string, as well as provide the ability to adjust the height of the wellhead at any time during the exploration and production stages by releasing additional stretch of stretch cables from component for adjusting the height of the camera. There is also a need to create a system for offshore exploration and production that can easily adapt to conditions of great depths or shallow waters without the need for configuration for a specific operational depth.
- 2 006866- 2 006866
Перечень фигур чертежейList of drawings
На фиг. 1 представлена, на виде сбоку, система для морской разведки и добычи, в которой, с целью регулировки высоты (глубины) головки скважины применена камера с регулируемой плавучестью.In FIG. 1 shows, in side view, a system for marine exploration and production, in which, with the aim of adjusting the height (depth) of the well head, a camera with adjustable buoyancy is used.
Фиг. 2А и 2В иллюстрируют, на виде сбоку, систему для морской разведки и добычи, в которой поперечные и вертикальные усилия, действующие на камеру с регулируемой плавучестью, в процессе настройки высоты головки скважины путем выпуска дополнительных отрезков натяжных тросов, поддерживаются примерно постоянными.FIG. 2A and 2B illustrate, in side view, a system for offshore exploration and production in which the transverse and vertical forces exerted on a camera with adjustable buoyancy, while adjusting the height of the wellhead by releasing additional stretches of tension cables, are kept approximately constant.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention
В соответствии с конкретным, не вносящим каких-либо ограничений вариантом изобретения, представленным на фиг. 1, система для морской разведки и добычи содержит крепление 2 обсадными трубами, установленное внутри подводной скважины 1, и камеру 9 с регулируемой плавучестью. При этом между указанным креплением и камерой с регулируемой плавучестью установлен нижний соединительный компонент 5. Согласно варианту, который представляется предпочтительным, доступ внутрь скважины 1 осуществляется сверху, через ствол 3 скважины, который пробурен в поверхности морского дна. В типичном случае обсадные трубы, входящие в состав крепления 2, устанавливаются в стволе скважины прочным и надежным образом, после чего они закрепляются в заданном положении с помощью цементного раствора в соответствии с известной технологией. В других вариантах обсадные трубы с высокой надежностью устанавливают внутрь ствола 3 скважины, после чего внутрь образованного крепления вводят компонент для транспортирования текучей среды, такой как труба меньшего диаметра или колонна из труб. После того, как будет обеспечено заданное положение введенного компонента для транспортирования текучей среды, он фиксируется относительно крепления 2 обсадными трубами с помощью цементирования или пакера. Специалистам в данной области должно быть понятно, что хотя рассмотренный вариант соответствует случаю единственной скважины, не выходя за пределы настоящего изобретения, предлагаемая система для морской разведки и добычи может быть легко адаптирована к одновременной работе на группе близко расположенных скважин.In accordance with the specific, non-limiting embodiment of the invention shown in FIG. 1, a system for offshore exploration and production comprises a casing fastening 2 mounted inside a subsea well 1 and a buoyancy chamber 9. At the same time, a lower connecting component 5 is installed between the indicated mount and the adjustable buoyancy chamber. According to an option that seems to be preferable, the inside of the well 1 is accessed from above through the well bore 3, which is drilled in the surface of the seabed. Typically, the casing included in the fastener 2 is installed in the wellbore in a strong and reliable manner, after which they are fixed in position with a cement mortar in accordance with known technology. In other embodiments, casing pipes are installed with high reliability inside the wellbore 3, after which a component for transporting a fluid, such as a pipe of a smaller diameter or a string of pipes, is introduced into the formed mount. After the specified position of the introduced component for transporting the fluid is ensured, it is fixed relative to the fastening by 2 casing pipes using cementing or a packer. Specialists in this field should be clear that although the considered option corresponds to the case of a single well, without going beyond the scope of the present invention, the proposed system for offshore exploration and production can be easily adapted to work simultaneously on a group of closely spaced wells.
Согласно одному из вариантов изобретения между креплением 2 обсадными трубами и нижним соединительным компонентом 5 расположен компонент 4 для перекрытия скважины. Этот компонент 4 для перекрытия скважины может содержать один или несколько шариковых клапанов, которые, в случае удаления нижнего соединительного компонента 5, можно закрыть и тем самым эффективно запереть скважину. В других вариантах компонент 4 для перекрытия скважины может содержать противовыбросовый превентор или срезную плашку, которые могут находиться в нормально открытом или закрытом состоянии для того, чтобы обеспечить доступ к содержимому скважины 1 или, наоборот, перекрыть доступ к нему.According to one embodiment of the invention, between the fastening 2 of the casing and the lower connecting component 5 is a component 4 for blocking the well. This component 4 for blocking the well may contain one or more ball valves, which, in the case of removal of the lower connecting component 5, can be closed and thereby effectively close the well. In other embodiments, the wellbore closure component 4 may comprise a blowout preventer or shear ram, which may be in a normally open or closed state in order to provide access to the contents of well 1 or, conversely, to block access to it.
В других вариантах нижний соединительный компонент 5 содержит один или более стыковочных (приемных) элементов, расположенных и выполненных с возможностью взаимодействия с крепежным элементом, установленным на компоненте 4 для перекрытия скважины. В альтернативном варианте, наоборот, нижний соединительный компонент 5 содержит крепежный элемент, служащий для прикрепления нижнего соединительного компонента 5 к приемному элементу, имеющемуся на компоненте 4 для перекрытия скважины. Способы и средства жесткого прикрепления нижнего соединительного компонента 5 к компоненту 4 для перекрытия скважины хорошо известны специалистам в данной области. Эти средства в контексте настоящего изобретения могут быть основаны на одной или нескольких технологиях крепления и, в частности, представлять собой гидравлические муфты, различные узлы с использованием болтов и гаек, сварных швов, штуцеров (с применением или без применения уплотняющих прокладок), гидравлического обжатия и т. д.In other embodiments, the lower connecting component 5 contains one or more docking (receiving) elements located and configured to interact with a fastener installed on the component 4 for blocking the well. Alternatively, on the contrary, the lower connection component 5 comprises a fastener element for attaching the lower connection component 5 to the receiving element provided on the well shutoff component 4. Methods and means for rigidly attaching the lower connecting component 5 to the component 4 for blocking the well are well known to those skilled in the art. These means in the context of the present invention can be based on one or more fastening technologies and, in particular, can be hydraulic couplings, various units using bolts and nuts, welds, fittings (with or without sealing gaskets), hydraulic crimping and etc.
Аналогичным образом нижний соединительный компонент 5 может содержать любые известные присоединительные средства, пригодные для выполнения конкретных функций, предусмотренных операторами системы по изобретению. Например, в различных вариантах осуществления изобретения нижний соединительный компонент 5 содержит один или более сегментов вертикального трубопровода, райзера или каркаса. В некоторых вариантах нижний соединительный компонент содержит концентрический элемент, например, элемент для транспортирования текучей среды с меньшим наружным диаметром, чем внутренний диаметр каркаса, внутри которого он установлен.Similarly, the lower connecting component 5 may comprise any known connecting means suitable for performing the specific functions provided by the operators of the system of the invention. For example, in various embodiments of the invention, the lower connecting component 5 comprises one or more segments of a vertical pipe, riser, or frame. In some embodiments, the lower connecting component comprises a concentric element, for example, an element for transporting a fluid with a smaller outer diameter than the inner diameter of the frame within which it is mounted.
В других вариантах нижний соединительный компонент 5 соединен с одним или более поперечными стабилизаторами 6, которые во взаимодействии с множеством натяжных тросов 7 задают смещение системы в горизонтальной плоскости. За счет использования подъемных сил, создаваемых камерой 9 с регулируемой плавучестью, нижний соединительный компонент 5 находится в натянутом состоянии и удерживается в стабильном положении.In other embodiments, the lower connecting component 5 is connected to one or more lateral stabilizers 6, which, in conjunction with a plurality of tension cables 7, determine the horizontal displacement of the system. Due to the use of the lifting forces created by the camera 9 with adjustable buoyancy, the lower connecting component 5 is in a tense state and is held in a stable position.
В альтернативном варианте один или более стабилизаторов 6 задают горизонтальное смещение нижнего соединительного компонента 5. При этом высота (глубина) головки 14 скважины регулируется варьированием длины верхнего соединительного компонента 12. В некоторых вариантах вертикальное натяжение нижнего соединительного компонента 5 поддерживается приблизительно постоянным, тогда как высота (глубина) головки 14 скважины может регулироваться. Согласно другим вариантам высота (глубина) головки 14 скважины поддерживается примерно постоянной, тогда как вертикальное натяжеAlternatively, one or more stabilizers 6 define the horizontal displacement of the lower connecting component 5. In this case, the height (depth) of the well head 14 is controlled by varying the length of the upper connecting component 12. In some embodiments, the vertical tension of the lower connecting component 5 is maintained approximately constant, while the height ( depth) of the head 14 of the well can be adjusted. According to other options, the height (depth) of the head 14 of the well is maintained approximately constant, while the vertical tension
- 3 006866 ние нижнего соединительного компонента 5, создаваемое камерой 9 с регулируемой плавучестью, может регулироваться. Предусмотрены также варианты, в которых и высота (глубина) головки 14 скважины, и вертикальное натяжение, воздействующее на нижний соединительный компонент 5, поддерживаются примерно постоянными, тогда как, с помощью поперечных стабилизаторов 6 и одного или более натяжных тросов 7, производится регулировка положения в поперечном направлении (горизонтальной плоскости).- 3 006866 The lower connection component 5 created by the variable buoyancy chamber 9 can be adjusted. There are also options in which both the height (depth) of the borehole head 14 and the vertical tension acting on the lower connecting component 5 are kept approximately constant, while using the transverse stabilizers 6 and one or more tension cables 7, the position is adjusted in transverse direction (horizontal plane).
В некоторых вариантах один или более натяжных тросов 7 имеют индивидуальную регулировку, в то время как в других вариантах регулировка натяжных тросов 7 производится совместно. Имеются также варианты, согласно которым регулировка натяжных тросов 7 может производиться как совместно, так и индивидуально. Предусматриваются также варианты, в которых один или более поперечных стабилизаторов 6 связаны со средствами измерения натяжения. Тем самым обеспечивается возможность придания нижнему соединительному компоненту 5 фиксированного или предварительно задаваемого поперечного натяжения с целью более точного управления смещением системы в поперечном направлении. В некоторых вариантах натяжные тросы 7 закреплены на морском дне посредством якорей 8, например, самозасасывающихся (вакуумных) якорей. Альтернативно, могут использоваться якоря традиционных конструкций.In some embodiments, one or more of the tension cables 7 are individually adjustable, while in other embodiments, the adjustment of the tension cables 7 is done together. There are also options according to which the adjustment of the tension cables 7 can be carried out both jointly and individually. Variants are also contemplated in which one or more lateral stabilizers 6 are coupled to tension measuring means. This makes it possible to impart a fixed or predefined transverse tension to the lower connecting component 5 in order to more accurately control the lateral displacement of the system. In some embodiments, the tension cables 7 are fixed to the seabed by means of anchors 8, for example, self-absorbing (vacuum) anchors. Alternatively, traditional design anchors may be used.
В варианте осуществления изобретения, который представляется предпочтительным, камера 9 с регулируемой плавучестью имеет приближенно кольцевую форму, так что нижний соединительный компонент 5 может быть проведен через полость, предусмотренную в центральной части камеры с регулируемой плавучестью. Согласно другим вариантам камера 9 с регулируемой плавучестью содержит множество внутренних отсеков. Возможны также варианты, согласно которым каждый из таких отсеков настраивается индивидуально, т.е. для лучшей регулировки плавучести камеры в отдельные отсеки могут закачиваться различные количества воздуха или газа (или иной текучей среды). Согласно одному из вариантов камера 9 с регулируемой плавучестью содержит также балластную текучую среду, которая может быть удалена из камеры, с приданием тем самым камере большей плавучести (подъемной силы) и с созданием дополнительного вертикального натяжения, воздействующего на нижний соединительный компонент 5. Специалистам в данной области должно быть понятно, что в качестве балластной текучей среды, служащей для повышения или ограничения плавучести, могут быть использованы различные среды. Примером такой среды, которая является одновременно и недорогой, и легкодоступной, может служить сжатый воздух.In an embodiment of the invention, which is preferred, the adjustable buoyancy chamber 9 is approximately annular in shape, so that the lower connecting component 5 can be guided through the cavity provided in the central part of the buoyancy control chamber. In other embodiments, the adjustable buoyancy chamber 9 comprises a plurality of internal compartments. There are also options according to which each of these compartments is individually configured, i.e. to better control the buoyancy of the chamber, different amounts of air or gas (or other fluid) can be pumped into separate compartments. According to one embodiment, the adjustable buoyancy chamber 9 also contains ballast fluid that can be removed from the chamber, thereby giving the chamber greater buoyancy (lifting force) and create additional vertical tension acting on the lower connecting component 5. Specialists in this it should be understood that as a ballast fluid serving to enhance or limit buoyancy, various fluids may be used. An example of such an environment, which is both inexpensive and easily accessible, is compressed air.
В некоторых вариантах камера 9 с регулируемой плавучестью дополнительно снабжена впускным клапаном для подачи в нее балласта. В этом случае в камеру может нагнетаться балластная текучая среда от внешнего источника, например, с земли или от дистанционно управляемого подвижного аппарата по разъемной линии. Благодаря этому оператор может добиваться желаемых характеристик плавучести (подъемной силы), подавая в камеру 9 с регулируемой плавучестью определенное количество сжатого газа. В других вариантах впускной клапан связан с одним или несколькими насосами или компрессорами, что позволяет подавать балластную текучую среду под высоким давлением внутрь камеры, обеспечивая тем самым более быстрое и надежное изменение плавучести до желательного значения.In some embodiments, the variable buoyancy chamber 9 is further provided with an inlet valve for supplying ballast thereto. In this case, ballast fluid may be pumped into the chamber from an external source, for example, from the ground or from a remotely controlled mobile device via a split line. Thanks to this, the operator can achieve the desired buoyancy (lift) characteristics by supplying a certain amount of compressed gas to the chamber 9 with adjustable buoyancy. In other embodiments, the inlet valve is associated with one or more pumps or compressors, which allows the ballast fluid to be supplied under high pressure into the chamber, thereby providing a faster and more reliable change in buoyancy to the desired value.
Согласно другим вариантам камера 9 с регулируемой плавучестью дополнительно снабжена также выпускным клапаном для удаления из нее балласта. В тех случаях, когда в камеру с регулируемой плавучестью нагнетается воздух или иная легкая текучая среда, в то время как из камеры удаляется вода или иная тяжелая текучая среда, камера с регулируемой плавучестью приобретает дополнительную плавучесть и соответственно увеличивает вертикальное натяжение, действующее на нижний соединительный компонент 5. И наоборот, если в камеру с регулируемой плавучестью нагнетается вода или иная тяжелая текучая среда, в то время как из камеры удаляется воздух, камера с регулируемой плавучестью будет терять плавучесть, ослабляя за счет этого вертикальное натяжение, действующее на нижний соединительный компонент 5.In other embodiments, the variable buoyancy chamber 9 is further provided with an exhaust valve for removing ballast from it. In cases where air or another light fluid is injected into the chamber with adjustable buoyancy, while water or other heavy fluid is removed from the chamber, the chamber with adjustable buoyancy acquires additional buoyancy and, accordingly, increases the vertical tension acting on the lower connecting component 5. Conversely, if water or other heavy fluid is injected into the camera with adjustable buoyancy while air is being removed from the camera, the camera with adjustable buoyancy will lose Ie to buoyancy, thereby weakening the vertical tension acting on the lower connecting component 5.
В альтернативных вариантах выпускной клапан связан с одним или несколькими насосами или компрессорами, что позволяет выводить балласт из камеры с регулируемой плавучестью более быстро и надежно. В некоторых вариантах выпускной клапан соединен с разъемной линией, так что балласт, удаляемый из камеры с регулируемой плавучестью, может быть собран на поверхности или использован повторно. В любом случае принципиальным достоинством настоящего изобретения является наличие различных средств управления подачей и выведением балласта, обеспечивающих возможность регулировать плавучесть камеры и соответственно параметры натяжения, а также высоту головки 14 скважины в любой момент на стадии как разведки, так и эксплуатации скважины.In alternative embodiments, the exhaust valve is associated with one or more pumps or compressors, which allows you to remove the ballast from the chamber with adjustable buoyancy more quickly and reliably. In some embodiments, the exhaust valve is connected to a split line so that ballast removed from the buoyancy controlled chamber can be assembled on the surface or reused. In any case, the fundamental advantage of the present invention is the availability of various means of controlling the supply and removal of ballast, which makes it possible to control the buoyancy of the chamber and, accordingly, the tension parameters, as well as the height of the head 14 of the well at any time during both exploration and well operation.
Согласно дальнейшим вариантам изобретения камера 9 с регулируемой плавучестью связана с одним или с несколькими натяжными тросами 10, предназначенными для прикрепления этой камеры к морскому дну. Как и в предыдущем случае, натяжные тросы 10 закреплены на морском дне с использованием известной технологии якорения, например, посредством самозасасывающихся (вакуумных) якорей или якорей традиционных конструкций. Один или несколько натяжных тросов 10 могут обеспечить также дополнительную стабильность системы в поперечном направлении, особенно при осуществлении операций, связанных с использованием более чем одной скважины. Согласно одному из вариантов одинAccording to further variants of the invention, the camera 9 with adjustable buoyancy is connected with one or more tension cables 10, designed to attach this camera to the seabed. As in the previous case, the tension ropes 10 are fixed on the seabed using the well-known anchoring technology, for example, by means of self-absorbing (vacuum) anchors or traditional anchors. One or more tension cables 10 can also provide additional stability of the system in the transverse direction, especially when performing operations involving the use of more than one well. According to one of the options one
- 4 006866 или более натяжных тросов 10 проходят от камеры 9 с регулируемой плавучестью на поверхность, где они крепятся к дополнительным камерам с регулируемой плавучестью, поплавкам, надводному судну и т. д. Тем самым достигается дополнительное натяжение в поперечном направлении и повышенная стабильность системы. В других вариантах предусматривается индивидуальное или совместное регулирование натяжных тросов 10. В соответствии с дополнительными вариантами один или более натяжных тросов 10 выполняются с возможностью индивидуального или совместного регулирования.- 4 006866 or more tension ropes 10 pass from the chamber 9 with adjustable buoyancy to the surface, where they are attached to additional chambers with adjustable buoyancy, floats, surface vessel, etc. Thus, additional tension in the transverse direction and increased stability of the system are achieved. In other embodiments, individual or joint control of the tension cables 10 is provided. In accordance with further embodiments, one or more tension cables 10 are individually or jointly adjustable.
В соответствии с одним из вариантов камера 9 с регулируемой плавучестью функционально связана с компонентом 11, воспринимающим вертикальное натяжение. Согласно другому варианту компонент 11, воспринимающий вертикальное натяжение, снабжен средством измерения натяжения (например, динамометрическим или тензометрическим датчиком). Наличие подобного средства позволяет прикладывать усилие, создающее вертикальное натяжение нижнего соединительного компонента 5, более управляемым и эффективным образом. В другом варианте подъемная сила, прикладываемая к компоненту 11, воспринимающему вертикальное натяжение, настраивается регулировкой длины натяжных тросов 10, при поддержании плавучести камеры 9 с регулируемой плавучестью (т.е. создаваемой ею подъемной силы) примерно постоянной. Еще в одном варианте плавучесть камеры 9 с регулируемой плавучестью регулируется с использованием одного или нескольких индивидуально выбираемых выпускных отверстий, распределенных по поверхности камеры с регулируемой плавучестью, через которые избыточная балластная текучая среда выводится в море. При этом открытое или закрытое состояние выпускных отверстий индивидуально определяется с помощью контроллеров выпускных отверстий (таких как заглушки, кингстоны и др.).In accordance with one of the options, the camera 9 with adjustable buoyancy is functionally connected with the component 11, perceiving vertical tension. According to another embodiment, the vertical tension sensing component 11 is provided with a tension measuring means (for example, a torque or strain gauge). The presence of such a tool allows you to apply a force that creates the vertical tension of the lower connecting component 5, in a more manageable and efficient manner. In another embodiment, the lifting force applied to the vertical tension sensing component 11 is adjusted by adjusting the length of the tension cables 10 while maintaining the buoyancy of the chamber 9 with adjustable buoyancy (i.e., the lifting force generated by it) is approximately constant. In yet another embodiment, the buoyancy of the variable buoyancy chamber 9 is controlled using one or more individually selectable outlet openings distributed over the surface of the variable buoyancy chamber through which excess ballast fluid is discharged into the sea. In this case, the open or closed state of the outlet is individually determined using the outlet controllers (such as plugs, kingstones, etc.).
В варианте, представляющемся предпочтительным, система по изобретению выполнена таким образом, что головка 14 скважины, которая расположена над камерой 9 с регулируемой плавучестью, погружена на глубину, на которой ее обслуживание и проверка могут производиться водолазамиаквалангистами, использующими легкое и гибкое водолазное оборудование. В частности, глубина погружения головки скважины может составлять 30-100 м. В некоторых вариантах головка 14 скважины погружена только на минимальную глубину, необходимую для обеспечения доступа к корпусам различных надводных судов, обслуживающих скважину. В этом случае головка 14 скважины может находиться на существенно меньшей глубине, например, лежащей в интервале 15-30 м. В альтернативных вариантах, с учетом конкретных условий работы, головка 14 скважины может находиться либо на глубине, меньшей 15 м, либо превышающей 100 м. Возможны также варианты, в которых головка 14 скважины расположена на поверхности или над поверхностью воды, так что противовыбросовый превентор или устьевая эксплуатационная арматура (например, типа фонтанной елки) устанавливаются рабочими, находящимися на сервисной платформе или на борту надводного судна. Подобный вариант поверхностной елки позволяет избежать монтажа длинной колонны райзера, что обычно необходимо в случае глубоководных скважин. Кроме того, установка головки скважины на поверхности воды или вблизи нее также позволит производить проверки и обслуживание водолазами-аквалангистами или бригадами, действующими с поверхности воды, без необходимости использования дорогостоящих и длительных операций с применением дистанционно управляемых подвижных средств.In a preferred embodiment, the system according to the invention is designed so that the well head 14, which is located above the adjustable buoyancy chamber 9, is submerged to a depth where it can be serviced and checked by divers using lightweight and flexible diving equipment. In particular, the immersion depth of the borehole head may be 30-100 m. In some embodiments, the borehole head 14 is submerged only to the minimum depth necessary to provide access to the hulls of various surface vessels serving the borehole. In this case, the head 14 of the well may be at a substantially shallower depth, for example, lying in the range of 15-30 m. In alternative embodiments, taking into account specific operating conditions, the head 14 of the well may be either at a depth of less than 15 m or exceeding 100 m There are also options in which the head 14 of the well is located on or above the surface of the water, so that a blowout preventer or wellhead production armature (for example, like a Christmas tree) are installed by workers located on a service platform yoke or on board a surface vessel. Such a variant of the surface Christmas tree avoids the installation of a long riser column, which is usually necessary in the case of deep water wells. In addition, the installation of a borehole head on or near a water surface will also allow inspections and maintenance by scuba divers or crews operating from the water surface, without the need for expensive and lengthy operations using remotely controlled vehicles.
В некоторых вариантах головка 14 скважины может иметь в своем составе противовыбросовый превентор или устьевую эксплуатационную арматуру. В варианте, который представляется предпочтительным, головка 14 скважины содержит и противовыбросовый превентор, и устьевую эксплуатационную арматуру с целью упростить операции, связанные с доступом к скважине.In some embodiments, the wellhead 14 may include a blowout preventer or wellhead well reinforcement. In an embodiment that is preferred, the wellhead 14 includes both a blowout preventer and wellhead wellheads to simplify operations associated with accessing the well.
В некоторых вариантах нижний соединительный компонент 5 завершается на уровне внутри полости, имеющейся в центральной части кольцевой камеры 9 с регулируемой плавучестью. Начиная с этого уровня, флюиды транспортируются наверх, к головке скважины по верхнему соединительному компоненту 12. Согласно другим вариантам нижний соединительный компонент 5 не завершается внутри полости, образованной в центральной части кольцевой камеры с регулируемой плавучестью, а проходит сквозь эту полость и далее функционирует как верхний соединительный компонент 12, расположенный между камерой с регулируемой плавучестью и головкой скважины. В других вариантах между камерой 9 с регулируемой плавучестью и верхним соединительным компонентом 12 расположен компонент 11, воспринимающий вертикальное натяжение. В этом случае подъемная сила, создаваемая камерой с регулируемой плавучестью, прикладывается к данному компоненту 11 и через него передается на буровую или на эксплуатационную обсадную колонну, расположенную ниже камеры с регулируемой плавучестью.In some embodiments, the lower connecting component 5 is completed at a level within the cavity existing in the central part of the annular chamber 9 with adjustable buoyancy. Starting from this level, fluids are transported upward to the wellhead through the upper connecting component 12. According to other options, the lower connecting component 5 does not end inside the cavity formed in the central part of the annular chamber with adjustable buoyancy, but passes through this cavity and then functions as the upper a connecting component 12 located between the camera with adjustable buoyancy and the borehole head. In other embodiments, between the camera 9 with adjustable buoyancy and the upper connecting component 12 is a component 11 that receives vertical tension. In this case, the lifting force generated by the camera with adjustable buoyancy is applied to this component 11 and transmitted through it to the drill or production casing located below the camera with adjustable buoyancy.
В некоторых вариантах верхний соединительный компонент 12 дополнительно содержит компонент 13 для перекрытия скважины, который может содержать один или несколько шариковых клапанов или противовыбросовых превенторов. Данные клапаны служат для прерывания потока флюидов в случае, если головка 14 скважины будет снята или выведена из рабочего состояния, например, в связи с испытаниями или проведением обслуживания. Специалистам в данной области должно быть понятно, что конкретные типы и конкретное расположение перекрывающих клапанов в составе компонента 13, входящего в систему по изобретению, могут подбираться гибким образом. Единственное существенное требование заключается в том, что эти клапаны должны быть способны открывать поток флюидов из скваIn some embodiments, the upper connecting component 12 further comprises a well shutoff component 13, which may comprise one or more ball valves or blowout preventers. These valves are used to interrupt the flow of fluids in the event that the head 14 of the well is removed or taken out of service, for example, in connection with tests or maintenance. Specialists in this field should be clear that the specific types and specific location of the shutoff valves as part of the component 13 included in the system according to the invention can be selected in a flexible way. The only essential requirement is that these valves must be able to open the fluid flow from the well.
- 5 006866 жины 1, а также перекрывать этот поток в периоды проведения испытаний и обслуживания, а также в экстренных случаях, связанных с обеспечением безопасности работы.- 5 006866 zhina 1, and also to block this flow during the periods of testing and maintenance, as well as in emergency cases associated with ensuring the safety of work.
Например, головка 14 скважины может быть оборудована фонтанной арматурой, благодаря чему к системе по изобретению может быть подключен гибкий трубопровод с надводного судна, после чего может быть начата эксплуатация скважины. Альтернативно, головка 14 скважины может завершаться противовыбросовым превентором для того, чтобы исключить возможность выброса в процессе бурения. В других, уже упоминавшихся вариантах, головка 14 скважины может содержать и противовыбросовый превентор, и устьевую эксплуатационную арматуру с целью упростить операции, связанные с доступом к скважине.For example, the head 14 of the well can be equipped with gushing, so that a flexible pipe from a surface vessel can be connected to the system according to the invention, after which the well can be launched. Alternatively, the borehole head 14 may terminate with a blowout preventer in order to eliminate the possibility of an ejection during drilling. In other options already mentioned, the well head 14 may include a blowout preventer and wellhead well reinforcement in order to simplify operations associated with access to the well.
На фиг. 2А и 2В представлены конкретные, но не вносящие каких-либо ограничений варианты осуществления изобретения. Эти варианты относятся к системе и способу формирования головки скважины, регулируемой по высоте. В состав системы входит нижний трубопровод 21 для транспортирования флюидов, внутренняя обсадная колонна 22, наружная обсадная колонна 23 и головка 24 скважины. В некоторых вариантах над головкой 24 скважины устанавливается компонент 25 для перекрытия скважины, позволяющий, когда это желательно, перекрыть или запереть скважину.In FIG. 2A and 2B show specific but non-limiting embodiments of the invention. These options relate to a system and method for forming a height-adjustable wellhead. The system includes a lower pipeline 21 for transporting fluids, an inner casing 22, an outer casing 23, and a well head 24. In some embodiments, a well shutoff component 25 is installed above the wellhead 24, allowing, when desired, to shut off or lock the well.
В примере, представленном на фиг. 2А, данный компонент 25 для перекрытия скважины содержит один или более шариковых клапанов, которые могут селективно открываться или закрываться оператором. Нижний соединительный компонент 26 содержит одно или более внутренних герметичных уплотнений 27 и калиброванный полированный канал 28, причем внутри этого компонента установлен элемент 29 для транспортирования флюидов. Высота данного элемента в пределах корпуса нижнего соединительного компонента 26 может настраиваться в зависимости от вертикальных подъемных усилий, создаваемых камерой 30 с регулируемой плавучестью. Трубопровод, определяющий высоту верхнего соединительного компонента, расположенного между камерой 30 с регулируемой плавучестью и головкой 36 скважины, может иметь различную длину. В некоторых вариантах с верхним соединительным компонентом, расположенным между камерой 30 и головкой 36 скважины, может быть связан элемент 35 для перекрытия скважины, такой как шариковый клапан или противовыбросовый превентор.In the example of FIG. 2A, this well shutoff component 25 includes one or more ball valves that can be selectively opened or closed by an operator. The lower connecting component 26 contains one or more internal sealed seals 27 and a calibrated polished channel 28, and an element 29 for transporting fluids is installed inside this component. The height of this element within the housing of the lower connecting component 26 can be adjusted depending on the vertical lifting forces generated by the camera 30 with adjustable buoyancy. The pipeline determining the height of the upper connecting component located between the camera 30 with adjustable buoyancy and the head 36 of the well may have a different length. In some embodiments, an element 35 for blocking the well, such as a ball valve or blowout preventer, may be associated with an upper connecting component located between the chamber 30 and the well head 36.
В некоторых вариантах система по изобретению закреплена на морском дне с помощью одной или нескольких якорных оттяжек 31, присоединенных к первым средствам 32а, воспринимающим вертикальное натяжение. При этом подъем или опускание камеры 30 с регулируемой плавучестью осуществляется сматыванием (выпуском) и наматыванием одного или более натяжных тросов 37, которые расположены между вторыми средствами 32Ь, воспринимающими вертикальное натяжение, и средствами 33 регулировки высоты камеры с регулируемой плавучестью. Когда камера 30 с регулируемой плавучестью поднимается, вертикальное натяжение прикладывается к элементу 34, воспринимающему вертикальное натяжение, который, в свою очередь, поднимает головку 36 скважины, т.е. перемещает ее в направлении к поверхности.In some embodiments, the system of the invention is secured to the seabed with one or more anchor braces 31 connected to first vertical tension means 32a. In this case, raising or lowering the camera 30 with adjustable buoyancy is carried out by winding (releasing) and winding one or more tension cables 37, which are located between the second means 32b, perceiving vertical tension, and means 33 for adjusting the height of the camera with adjustable buoyancy. When the adjustable buoyancy chamber 30 rises, a vertical tension is applied to the vertical tension sensing member 34, which in turn raises the well head 36, i.e. moves it towards the surface.
В соответствии с примером выполнения, представленным на фиг. 2В, высота головки 36 скважины и высота элемента 29 для транспортирования флюидов регулируются за счет увеличения длины натяжных тросов 37 с помощью средств 33 регулировки высоты камеры с регулируемой плавучестью. При этом натяжение якорных оттяжек 31 и натяжных тросов 37 как в вертикальном, так и в поперечном направлениях остается примерно постоянным. В соответствии с одним из вариантов во время этого процесса регулировки вертикальное натяжение, действующее на нижний соединительный компонент 26, также поддерживается примерно постоянным, поскольку элемент 29 для транспортирования флюидов перемещается в вертикальном направлении внутри корпуса нижнего соединительного компонента 26. Согласно другому варианту в состав системы дополнительно входит вторая камера с регулируемой плавучестью, служащая для того, чтобы поддерживать постоянным натяжение, действующее на нижний соединительный компонент 26 во время выполнения описанной настройки головки скважины по высоте.According to the exemplary embodiment shown in FIG. 2B, the height of the borehole head 36 and the height of the fluid transporting member 29 are controlled by increasing the length of the tension cables 37 by means of adjustable buoyancy chamber height adjustment means 33. In this case, the tension of the anchor braces 31 and the tension cables 37 both in the vertical and transverse directions remains approximately constant. In one embodiment, during this adjustment process, the vertical tension acting on the lower connection component 26 is also kept approximately constant, since the fluid transporting element 29 moves vertically inside the case of the lower connection component 26. According to another embodiment, the system further includes a second chamber with adjustable buoyancy, which serves to maintain a constant tension acting on the lower connecting to component 26 during the execution of the described height adjustment of the wellhead.
Приведенное описание служит только в качестве иллюстрации и не должно рассматриваться как описывающее все возможные аспекты настоящего изобретения. Действительно, хотя настоящее изобретение было представлено и описано на примерах нескольких предпочтительных вариантов, для специалистов в данной области будет понятно, что в форму и детали осуществления изобретения могут быть внесены также различные другие модификации и дополнения, не выходящие за границы идеи и объема изобретения.The description given is for illustration only and should not be construed as describing all possible aspects of the present invention. Indeed, although the present invention has been presented and described by way of examples of several preferred options, it will be understood by those skilled in the art that various other modifications and additions can be made to the form and details of the invention without departing from the scope and scope of the invention.
Claims (17)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/994,799 US7458425B2 (en) | 2004-09-01 | 2004-11-22 | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA006866B1 true EA006866B1 (en) | 2006-04-28 |
| EA200500308A1 EA200500308A1 (en) | 2006-04-28 |
Family
ID=34927956
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200500308A EA200500308A1 (en) | 2004-11-22 | 2005-03-03 | SYSTEM AND METHOD OF INSTALLATION AND SUPPORT IN THE SPECIFIED POSITION OF THE MARINE EXPLORATION AND EXTRACTION SYSTEM CONTAINING A CAMERA WITH ADJUSTABLE FLOATING |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1659257B1 (en) |
| AP (1) | AP2054A (en) |
| AR (1) | AR050592A1 (en) |
| AT (1) | ATE456727T1 (en) |
| AU (1) | AU2004317502B2 (en) |
| BR (1) | BRPI0500381B1 (en) |
| CA (1) | CA2491273A1 (en) |
| DE (1) | DE602004025356D1 (en) |
| DK (1) | DK1659257T3 (en) |
| EA (1) | EA200500308A1 (en) |
| ES (1) | ES2338651T3 (en) |
| OA (1) | OA13023A (en) |
| WO (1) | WO2006057646A2 (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101191408A (en) * | 2007-12-27 | 2008-06-04 | 中国海洋石油总公司 | Ocean underwater device |
| US8657012B2 (en) | 2010-11-01 | 2014-02-25 | Vetco Gray Inc. | Efficient open water riser deployment |
| CN102322245B (en) * | 2011-05-26 | 2013-11-06 | 上海交通大学 | Gas hydrate exploitation device |
| CN107288585B (en) * | 2017-07-26 | 2023-09-05 | 北京探矿工程研究所 | Base system for deep water investigation and use method thereof |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3280908A (en) * | 1962-05-21 | 1966-10-25 | Fmc Corp | Apparatus for underwater drilling and well completion |
| US4223737A (en) | 1979-03-26 | 1980-09-23 | Reilly Dale O | Method for well operations |
| US4448266A (en) * | 1980-11-14 | 1984-05-15 | Potts Harold L | Deep water riser system for offshore drilling |
| US4448766A (en) * | 1982-04-29 | 1984-05-15 | Colgate-Palmolive Company | Dentifrice composition |
| US4646840A (en) * | 1985-05-02 | 1987-03-03 | Cameron Iron Works, Inc. | Flotation riser |
| US4702321A (en) * | 1985-09-20 | 1987-10-27 | Horton Edward E | Drilling, production and oil storage caisson for deep water |
| US5657823A (en) * | 1995-11-13 | 1997-08-19 | Kogure; Eiji | Near surface disconnect riser |
| GB2337069B (en) * | 1995-11-29 | 2000-03-15 | Deep Oil Technology Inc | Offshore structures including vertical flowlines |
| NO303028B1 (en) | 1996-03-12 | 1998-05-18 | Terje Magnussen | The subsea installation |
| AU5444298A (en) * | 1996-11-12 | 1998-06-03 | H.B. Zachry Company | Precast, modular spar system |
| EP0952301B1 (en) | 1998-03-27 | 2006-05-17 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for drilling an offshore underwater well |
| US6155748A (en) * | 1999-03-11 | 2000-12-05 | Riser Systems Technologies | Deep water riser flotation apparatus |
-
2004
- 2004-12-16 WO PCT/US2004/042322 patent/WO2006057646A2/en active Application Filing
- 2004-12-16 AU AU2004317502A patent/AU2004317502B2/en active Active
- 2004-12-23 ES ES04030599T patent/ES2338651T3/en active Active
- 2004-12-23 EP EP04030599A patent/EP1659257B1/en active Active
- 2004-12-23 AT AT04030599T patent/ATE456727T1/en not_active IP Right Cessation
- 2004-12-23 DE DE602004025356T patent/DE602004025356D1/en active Active
- 2004-12-23 DK DK04030599.7T patent/DK1659257T3/en active
- 2004-12-30 CA CA002491273A patent/CA2491273A1/en not_active Abandoned
-
2005
- 2005-02-10 BR BRPI0500381A patent/BRPI0500381B1/en active IP Right Grant
- 2005-02-15 AP AP2005003228A patent/AP2054A/en active
- 2005-03-03 EA EA200500308A patent/EA200500308A1/en unknown
- 2005-05-13 AR ARP050101960A patent/AR050592A1/en unknown
- 2005-08-05 OA OA1200500222A patent/OA13023A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE602004025356D1 (en) | 2010-03-18 |
| CA2491273A1 (en) | 2006-05-22 |
| EA200500308A1 (en) | 2006-04-28 |
| EP1659257A1 (en) | 2006-05-24 |
| AP2054A (en) | 2009-10-09 |
| EP1659257B1 (en) | 2010-01-27 |
| AU2004317502A1 (en) | 2006-06-08 |
| BRPI0500381B1 (en) | 2016-02-16 |
| ES2338651T3 (en) | 2010-05-11 |
| DK1659257T3 (en) | 2010-05-03 |
| AR050592A1 (en) | 2006-11-08 |
| ATE456727T1 (en) | 2010-02-15 |
| WO2006057646A2 (en) | 2006-06-01 |
| AU2004317502B2 (en) | 2008-05-29 |
| AP2005003228A0 (en) | 2005-03-31 |
| WO2006057646A3 (en) | 2007-03-01 |
| BRPI0500381A (en) | 2006-07-18 |
| OA13023A (en) | 2006-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10329860B2 (en) | Managed pressure drilling system having well control mode | |
| US7458425B2 (en) | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber | |
| RU2362005C2 (en) | Method of conservation, completion and repair of well | |
| US6692194B2 (en) | Method for installing a conductor casing through a suction substructure | |
| EP1837482A1 (en) | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber | |
| US8826989B2 (en) | Method for capping a well in the event of subsea blowout preventer failure | |
| NO20120189A1 (en) | Offshore Drilling System | |
| US3211224A (en) | Underwater well drilling apparatus | |
| US8820411B2 (en) | Deepwater blow out throttling apparatus and method | |
| US20140338918A1 (en) | Self-Standing Riser with Artificial Lift System | |
| NO344733B1 (en) | Efficient installation of risers in open waters | |
| US3221817A (en) | Marine conductor pipe assembly | |
| US20120024533A1 (en) | Apparatus for collecting oil escaped from an underwater blowout | |
| EA006866B1 (en) | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber | |
| US8881827B2 (en) | Wellhead having an integrated safety valve and method of making same | |
| AU2016259436B2 (en) | Side entry flow spool and use thereof | |
| Moreira et al. | Guideline/ess Completions Offshore Brazil | |
| US3853183A (en) | Methods and apparatus for underwater drilling of oil and gas wells | |
| Huber et al. | The ‘British Argyll’DSV Wirelining System | |
| NO20131183A1 (en) | Method and system for installing subsea well valve trees | |
| Rodrigues et al. | Free Standing Risers for Extended Ultra Deepwater Tests | |
| KR20150108548A (en) | Supply Barge for Installing BOP Test Apparatus | |
| KR20150108549A (en) | Test Apparatus and Method for Drilling Equipment | |
| WO2014142774A1 (en) | Technology and devices for the underwater production of hydrocarbons |