EP2340349B1 - Methode pour alleger une colonne montante avec piece d'usure optimisee - Google Patents
Methode pour alleger une colonne montante avec piece d'usure optimisee Download PDFInfo
- Publication number
- EP2340349B1 EP2340349B1 EP09747874.7A EP09747874A EP2340349B1 EP 2340349 B1 EP2340349 B1 EP 2340349B1 EP 09747874 A EP09747874 A EP 09747874A EP 2340349 B1 EP2340349 B1 EP 2340349B1
- Authority
- EP
- European Patent Office
- Prior art keywords
- riser
- end part
- elastic limit
- steel
- sections
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Not-in-force
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 27
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 27
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 23
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 10
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 10
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 6
- 229910000883 Ti6Al4V Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 claims description 3
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 3
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 16
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 5
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 101100446506 Mus musculus Fgf3 gene Proteins 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 3
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004459 forage Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000195940 Bryophyta Species 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000006181 electrochemical material Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 229940025016 jointflex Drugs 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 235000011929 mousse Nutrition 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000013585 weight reducing agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/08—Casing joints
- E21B17/085—Riser connections
- E21B17/0853—Connections between sections of riser provided with auxiliary lines, e.g. kill and choke lines
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1035—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers for plural rods, pipes or lines, e.g. for control lines
Definitions
- the present invention relates to the field of drilling and exploitation of oil or gas deposits located at sea. It relates to a specific column riser architecture.
- a riser commonly called “riser” consists of a set of tubular elements called “joints”, assembled by mechanical connectors.
- the tubular elements generally consist of a main tube whose ends are welded connection pieces.
- the main tube is provided with auxiliary lines commonly called “kill line”, “choke line”, “booster line” and “hydraulic line” which allow the circulation of fluids between the bottom and the surface.
- Auxiliary lines are usually installed around the main tube, hence their common name for peripheral lines.
- the tubular elements are assembled on the drilling site, from a floating support. The column descends into the water portion as the assembly of the tubular elements, until reaching the wellhead located on the seabed. Float elements are arranged along the column to reduce weight in the water.
- the present invention proposes to modify the connecting piece, commonly called “replaceable stab", of the tubes forming the auxiliary lines, in order to reduce the sealing section of the connecting piece, in order to reduce the forces applied to the assembly of the riser and, therefore, reduce the size of the various elements constituting the riser, including reducing the thickness of the tubes and the diameter of the floats.
- the invention describes a method for reducing the weight of a riser for drilling an offshore well according to claim 1.
- the invention also describes a riser obtained by implementing the method according to the invention.
- said material may be composed of a metal alloy comprising at least 80% by weight of titanium, for example Ti-6-4 or Ti-6-6-2.
- said material may be composed of a steel and at least the inner surface of said end piece may be coated with a protective layer against corrosion.
- each of said tubular sections may comprise a tubular metal body shrunk by windings of fibers coated with polymer matrix.
- the figure 1 schematically a riser 1 installed at sea, intended to drill a well P to exploit the deposit G.
- the riser 1 extends the well P and extends from the wellhead 3 to the floating support 2, for example a platform floating, a barge or a boat.
- the wellhead 3 is provided with shutters commonly called “BOP” or "Blow Out Preventer”.
- the riser 1 consists of the assembly of several tube sections 4, as shown in detail in FIG. figure 2 , assembled end to end by the connectors 5.
- the connectors may be of the type bayonet connector for example described by the documents FR 2,432,672 and FR 2 866 942 or flange type connector, or any other type of connector.
- auxiliary lines are arranged in parallel and at the periphery of the main tube formed by the assembly of the tubes 4.
- the auxiliary lines called “kill line” and “choke line” are used to circulate fluids between the well and the surface, or conversely, when the BOPs are closed in order, in particular, to enable the control procedures to be carried out on the flow of fluids under pressure into the well.
- the auxiliary line called “booster line” allows to inject mud at the foot of the riser.
- the auxiliary line (s) called “hydraulic” line (s) “allows (tent) to transfer a fluid under pressure to control the" BOP "shutters of the wellhead.
- the auxiliary lines consist of several tube sections 7 attached to the main tube elements and assembled at the connectors 5.
- the tubes 7 can be mechanically reinforced.
- elements of optimized resistance tubes are used by a hoop made of a composite material composed of fibers coated with a polymer matrix.
- a tube hooping technique can be one that consists in winding under tension of the strips of composite material around a metal tubular body, described in the documents FR 2,828,121 , FR 2 828 262 , US 4,514,254 .
- composite material ribbons are wound around the metal tubular body without inducing significant stresses in the metal tubular body. Then, a determined pressure is applied inside the metal body so that the metal body deforms plastically. After returning to the zero pressure, residual compressive stresses remain in the metal body and tensile stresses in the composite material ribbons.
- the riser 1 is connected to the wellhead 3 via the "L.M.R.P.” or “Lower Marine Riser Package” 8.
- the connection between the connecting means 8 and the riser may comprise a hinge, commonly called “joint lease” or “joint flex", which allows an angular deflection of several degrees.
- the riser 1 is hooked to the floating support 2 by a tensioner system 9, for example consisting of a set of hydraulic cylinders, oleo-pneumatic accumulators, transfer cables and return pulleys.
- a tensioner system 9 for example consisting of a set of hydraulic cylinders, oleo-pneumatic accumulators, transfer cables and return pulleys.
- the hydraulic continuity of the riser 1 to the drilling floor is achieved through a sliding joint 10, commonly called “slip joint”, and a hinge 11 which allows an angular deflection of several degrees.
- Floats 12 made in the form of syntactic foam modules or other materials of lower density than that of seawater are attached to the main tube 4.
- the floats 12 allow to lighten the riser 1 when immersed and to reduce the voltage that it is necessary to apply at the top of the riser by means of the tensioners.
- the figure 2 represents in detail a riser section.
- the main tube 4 is provided at its ends with the elements of a connector 5 which are able to cooperate with each other.
- the floats 12 are distributed along the tube 4.
- the auxiliary pipe 7 is positioned at the periphery of the floats 12.
- the riser 1 of the figure 1 consists of an assembly of several sections described with reference to the figure 2 .
- the figure 3 represents in detail a connector 5 which makes it possible to assemble two tubes referenced 4, as well as two tubes referenced 7, on the figure 1 .
- the two tubes 4 of the figure 1 are referenced 4a and 4b
- the two tubes 7 of the figure 1 are referenced 7a and 7b.
- the end of a tube 4a is provided with a male tubular piece 21 which cooperates with a female tubular piece 20 constituting the end of the adjacent tube 4b.
- a locking ring 22 is mounted on the male part 21.
- the female tubular part 20 comprises tenons (that is to say shoulders extending in the radial direction on a small angular portion) which cooperate with the pins of the locking ring 22 to lock the assembly of the part 20 with the part 21.
- the parts 20 and 21 are welded to the ends of the tubes 4b and 4a.
- the ends of the tubes 7a and 7b are respectively provided with female connector parts 24 and 23.
- the parts 23 and 24 are generally welded to the ends of the tubes 7b and 7a.
- a male end 25 of tubular shape cooperates with the parts 23 and 24 to ensure the hydraulic continuity of the auxiliary pipe.
- the tip 25 is screwed inside the female connector 24.
- the seals 26 mounted in grooves formed inside the female connector 24 seals the fixed connection between the nozzle 25 and the fitting 24.
- the connector 23 has an inside diameter slightly greater than the outside diameter of the end of the nozzle 25 so as to allow it to fit into it and slide.
- the tube 7b is held fixed relative to the tube 4b by means of the connection 28 which connects the connecting piece 23 to the connector 5.
- the tube 7a is simply guided by the support plate 29 which allows the sliding of the male end 25 through an orifice made in said plate 29.
- the male end 25 freely enters the female end 23 of the adjacent line and, rubbing on the seals 27 in opposite, automatically ensures the hydraulic sealing of the connection.
- the sliding stroke is calculated so that in the worst situation of elongation of the main tube and shortening of the tube of the auxiliary pipe under the effect of forces, moments, pressures and temperatures, the hydraulic continuity of the link is maintained.
- a safety nut 30 screwed onto the spigot 25 bears on the plate 29 to prevent disengagement.
- the spigot 25 is a wear part, also called “replaceable stab", the replacement by simple screwing / unscrewing can be performed if necessary during the life of the "riser".
- the effective tension must be positive in all sections with a margin depending on the operating conditions (water depth, density and fluid pressure, etc.) and on the environment (swell, currents,. ..) considered.
- this effective voltage at the z-coordinate is to consider that it is equal to the sum of the voltages in the various components (solid and fluids) of the column. If the column were a simple tube, it would be the sum of the so-called “true” voltage in the wall (which generates stresses and deformations in the metal) and the (negative) voltage in the pressurized fluid located at the inside (due to the pressure of the mud), less the tension (also negative) exerted by the sea water (Archimedes thrust).
- the effective tension in a line is simply expressed as a function of the seal section S seal and the pressure difference between the inside and the outside of the tube.
- the present invention proposes to optimize the dimensioning of a riser by reducing as much as possible the sealing section S seal of the auxiliary ducts, in particular that of the safety lines ("kill line” and "choke line”) that support the strongest pressures. Due to the impact of the sealing section on the forces in the auxiliary lines 7 and the main tube 4, its reduction makes it possible to reduce globally and significantly the dimensions of the various elements of the riser.
- the inside diameter of the cylindrical end piece 25 is referenced D int .
- the inside diameter of the auxiliary pipe is generally imposed by the users of the "riser” so as to limit the losses of load in the line to acceptable values and compatible with the procedures of control of blowout.
- the inside diameter D int of the spigot 25 is usually equal to the specified inside diameter of the auxiliary pipe.
- the outer diameter D ext of the nozzle 25 can therefore be determined by calculating the stresses exerted on the nozzle under the effect of the fluid pressure internal and external and applying the criterion of the API which states that this constraint must not exceed 2/3 of the elastic limit Rp 0.2 of the material used to make the tip 25.
- the elastic limit Rp 0.2 here is defined as the stress that causes a permanent residual strain of 0.2% in the material.
- the various elements constituting the auxiliary lines are made of steel resistant to corrosion by H2S, for example to meet the ISO-15156-2 standard, international version of NACE MR0175-91.
- H2S high corrosion resistance
- steels with high corrosion resistance generally have relatively low mechanical performances and, conversely, high-strength steels corrode rapidly in the presence of fluids loaded with H2S and other acid gases often contained in the effluents from the wells. oil. Therefore, the various elements constituting an auxiliary pipe 7 are made of steel with good corrosion resistance, but whose elastic limit is in practice limited to 552 MPa.
- the present invention proposes to make the male end 25 in a stronger material than the steel used to make the other elements of the column 1, in particular the tubes 7 and / or the connector 5 composed of the male tubular parts 21, female 20 and the ring 22.
- a metal is chosen whose elastic limit is at least 25%, or even 49%, greater than the elastic limit of the steel of the tubes 7 and / or the connector 5.
- An excellent value of the elastic limit of the metal of the endpiece 25 is at least 98% greater than the elastic limit of the steel of the tubes 7 and / or the connector 5.
- a resistant material is chosen corrosion and which can be screwed into the fitting part 24.
- the tip 25 is made of titanium alloy.
- a titanium alloy Ti-6-4 alloy comprising, in percent by weight, at least 85% titanium, about 6% aluminum and 4% vanadium
- Ti-6-6-2 comprising, in weight percent, about 6% aluminum, 6% vanadium and 2% tin and at least 80% titanium.
- Ti-6-6-2 has a minimum elastic limit of 965 MPa in the annealed state and even 1100 MPa in the aged state.
- the tip 25 may also be made of high tensile steel.
- high tensile steel For example, it is possible to use X100 or X120 steels which respectively have an elastic limit of 690 MPa and 830 MPa.
- the inner surface of the nozzle 25, that is to say the tubular surface in contact with the fluid is coated with a protective layer against corrosion.
- the techniques that can be used are the deposition of a coating, commonly called "cladding", by bonding or explosion.
- a coating may for example be made in a stainless steel.
- the establishment of a coating can also be achieved for example by soldering or plasma powder spraying, and then reworking to the specified dimension.
- each of the nozzles 25 forms a restriction of the internal passage in the auxiliary pipe 7. This restriction causes an additional pressure drop in the auxiliary pipe, which can be compensated for by a slight increase in the internal diameter of the tubes 7 in the current portion.
- riser sizing examples presented below compare and illustrate the advantages of a riser provided with a titanium ferrule according to the invention with respect to a clastic riser.
- Examples No. 2 and No. 3 propose a reduction in the outer sealing diameter D ext of the nozzle 25.
- Example No. 2 the steel of the spigot 25 (and it only) was replaced by a titanium alloy with 6% aluminum and 4% vanadium (Ti-6-4) significantly more resistant.
- the minimum elastic limit of Ti-6-4 is in fact 830 MPa.
- this material is characterized by an excellent behavior in the marine environment and in the presence of fluid or gases charged with H 2 S and CO 2 .
- Example No. 3 in addition to using the titanium alloy tip 25, a 1 ⁇ 2 "(12.7 mm) passage restriction is allowed inside the tip 25, c. i.e., the diameter D int is reduced to 88.9 mm (3.5 ").
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
- La présente invention concerne le domaine du forage et de l'exploitation de gisements pétroliers ou gaziers situés en mer. Elle concerne une architecture spécifique de colonne montante.
- Une colonne montante de forage, couramment appelée "riser", est constituée par un ensemble d'éléments tubulaires appelés "joints", assemblés par des connecteurs mécaniques. Les éléments tubulaires sont généralement constitués d'un tube principal aux extrémités duquel sont soudées les pièces de connexion. Le tube principal est pourvu de conduites auxiliaires couramment nommées "kill line", "choke line", "booster line" et "hydraulic line" qui permettent la circulation de fluides entre le fond et la surface. Les conduites auxiliaires sont habituellement installées autour du tube principal d'où leur nom usuel de lignes périphériques. Les éléments tubulaires sont assemblés sur le lieu de forage, à partir d'un support flottant. La colonne descend dans la tranche d'eau au fur et à mesure de l'assemblage des éléments tubulaires, jusqu'à atteindre la tête de puits située sur le fond marin. Des éléments flotteurs sont agencés le long de la colonne afin d'en alléger le poids dans l'eau.
- L'exploitation de gisements situés en mer à très grandes profondeurs d'eau et/ou de gisements à haute pression impose d'utiliser des colonnes montantes dont le poids et le coût sont pénalisants.
- Le document
US 6,415,867 décrit une colonne montante, ayant au moins une partie en alliage d'aluminium et sa méthode de fabrication. - Le document R.W.SCHUTZ, C.F.BAXTER, P.L.BOSTER: "Applying titanium alloys in drilling and offshore production systems", JOM, 1 avril 2001, pages 33-35, XP002529858, décrit l'utilisation de titane pour des application telles que les colonnes montantes.
- La présente invention propose de modifier la pièce de raccord, couramment nommée "replaceable stab", des tubes formant les conduites auxiliaires, afin de réduire la section d'étanchéité de la pièce de raccord, dans le but de réduire les efforts appliqués à l'ensemble de la colonne montante et, donc, de réduire le dimensionnement des différents éléments constituant la colonne montante, notamment réduire l'épaisseur des tubes et le diamètre des flotteurs.
- De manière générale, l'invention décrit une méthode pour alléger le poids d'une colonne montante pour le forage d'un puits en mer selon la revendication 1. Selon l'invention, on peut choisir le diamètre intérieur de la pièce d'embout inférieur au diamètre intérieur des tronçons tubulaires de la conduite auxiliaire.
- De préférence, on peut choisir un matériau ayant une limite élastique au moins 49% supérieure à la limite élastique de l'acier des tronçons tubulaires pour composer ladite pièce d'embout.
- L'invention décrit également une colonne montante obtenue en mettant en oeuvre la méthode selon l'invention. Dans la colonne selon l'invention, ledit matériau peut être composé d'un alliage métallique comportant au moins 80% en poids de titane, par exemple du Ti-6-4 ou du Ti-6-6-2.
- Alternativement, ledit matériau peut être composé d'un acier et au moins la surface interne de ladite pièce d'embout peut être revêtue d'une couche de protection contre la corrosion.
- Dans la colonne montante selon l'invention, chacun desdits tronçons tubulaires peut comporter un corps tubulaire métallique fretté par des enroulements de fibres enrobées de matrice polymère.
- D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels :
- la
figure 1 représente une colonne montante installée en mer, - la
figure 2 représente un tronçon de la colonne montante, - la
figure 3 schématise un assemblage de lignes auxiliaires selon l'invention. - La
figure 1 schématise une colonne montante 1 installée en mer, destinée à forer un puits P pour exploiter le gisement G. La colonne montante 1 prolonge le puits P et s'étend depuis la tête de puits 3 jusqu'au support flottant 2, par exemple une plateforme flottante, une barge ou un bateau. La tête de puits 3 est munie d'obturateurs couramment nommés "B.O.P." ou "Blow Out Preventer". - La colonne montante 1 est constituée par l'assemblage de plusieurs tronçons de tubes 4, tels que représentés en détail à la
figure 2 , assemblés bout à bout par les connecteurs 5. Les connecteurs peuvent être du type connecteur à baïonnette par exemple décrit par les documentsFR 2 432 672 FR 2 866 942 - En référence à la
figure 1 , des conduites auxiliaires sont disposées en parallèle et à la périphérie du tube principal formé par l'assemblage des tubes 4. Les conduites auxiliaires dénommées "kill line" et "choke line" sont utilisées pour circuler des fluides entre le puits et la surface, ou inversement, lorsque les BOP sont fermés afin de permettre notamment le déroulement des procédures de contrôle des venues de fluides sous pression dans le puits. La conduite auxiliaire dénommée "booster line" permet d'injecter de la boue au niveau du pied de la colonne montante. La (ou les) conduite(s) auxiliaire(s) dénommée(s) "hydraulic line(s)" permet(tent) de transférer un fluide sous pression pour commander les obturateurs "B.O.P." de la tête de puits. - Les conduites auxiliaires sont constituées de plusieurs tronçons de tubes 7 attachés aux éléments de tube principal et assemblés au niveau des connecteurs 5.
- Les tubes 7 peuvent être mécaniquement renforcés. Pour cela, on utilise des éléments de tubes de résistance optimisée par un frettage en matériau composite composé de fibres enrobées de matrice polymère.
- Une technique de frettage de tubes peut être celle qui consiste à enrouler sous tension des rubans en matériau composite autour d'un corps tubulaire en métal, décrite dans les documents
FR 2 828 121 FR 2 828 262 US 4,514,254 . On peut également utiliser une technique connue sous le nom d'autofrettage qui consiste à créer la contrainte de frettage lors d'une épreuve hydraulique du tube à une pression provoquant le dépassement de la limite élastique dans le corps métallique. En d'autres termes, on enroule des rubans en matériau composite autour du corps tubulaire en métal sans induire de contraintes significatives dans le corps tubulaire en métal. Puis, on applique une pression déterminée à l'intérieur du corps en métal de sorte que le corps métallique se déforme de manière plastique. Après retour à la pression nulle, il subsiste des contraintes résiduelles de compression dans le corps en métal et des contraintes de traction dans les rubans en matériau composite. - En partie inférieure, la colonne montante 1 est connectée à la tête de puits 3 par l'intermédiaire du "L.M.R.P." ou "Lower Marine Riser Package" 8. La liaison entre le moyen de connexion 8 et la colonne montante peut comporter une articulation, couramment nommée "bail joint" ou "flex joint", qui permet un débattement angulaire de plusieurs degrés.
- En partie supérieure, la colonne montante 1 est accrochée au support flottant 2 par un système de tensioneurs 9, par exemple constitué d'un ensemble de vérins hydrauliques, d'accumulateurs oléo-pneumatiques, de câbles de transfert et de poulies de renvoi.
- La continuité hydraulique de la colonne montante 1 jusqu'au plancher de forage s'effectue grâce à un joint coulissant 10, couramment nommé "slip joint", et par une articulation 11 qui autorise un débattement angulaire de plusieurs degrés.
- Des flotteurs 12 réalisés sous forme de modules de mousse syntactique ou d'autres matériaux de densité inférieure à celle de l'eau de mer sont attachés au tube principal 4. Les flotteurs 12 permettent d'alléger la colonne montante 1 lorsqu'elle est immergée et de réduire la tension qu'il est nécessaire d'appliquer en tête du riser au moyen des tensioneurs.
- La
figure 2 représente en détail un tronçon de colonne montante. Le tube principal 4 est muni à ses extrémités des éléments d'un connecteur 5 qui sont aptes à coopérer l'un avec l'autre. Les flotteurs 12 sont répartis le long du tube 4. Le tube de conduite auxiliaire 7 est positionné en périphérie des flotteurs 12. La colonne montante 1 de lafigure 1 est constituée d'un assemblage de plusieurs tronçons décrits en référence à lafigure 2 . - La
figure 3 représente en détail un connecteur 5 qui permet d'assembler deux tubes référencés 4, ainsi que deux tubes référencés 7, sur lafigure 1 . Sur lafigure 3 , les deux tubes 4 de lafigure 1 sont référencés 4a et 4b, les deux tubes 7 de lafigure 1 sont référencés 7a et 7b. - L'extrémité d'un tube 4a est munie d'une pièce tubulaire mâle 21 qui coopère avec une pièce tubulaire femelle 20 constituant l'extrémité du tube adjacent 4b. Une bague de verrouillage 22 est montée sur la pièce mâle 21. La pièce tubulaire femelle 20 comporte des tenons (c'est-à-dire des épaulements s'étendant dans la direction radiale sur une faible portion angulaire) qui coopèrent avec les tenons de la bague de verrouillage 22 pour verrouiller l'assemblage de la pièce 20 avec la pièce 21. En général, les pièces 20 et 21 sont soudées aux extrémités des tubes 4b et 4a.
- Les extrémités des tubes 7a et 7b sont respectivement munies de pièces de raccords femelles 24 et 23. Les pièces 23 et 24 sont en général soudées aux extrémités des tubes 7b et 7a. Un embout mâle 25 de forme tubulaire coopère avec les pièces 23 et 24 pour assurer la continuité hydraulique de la conduite auxiliaire. Par exemple, l'embout 25 est vissé à l'intérieur du raccord femelle 24. Les joints 26 montés dans des gorges pratiquées à l'intérieur du raccord femelle 24 assure l'étanchéité de la liaison fixe entre l'embout 25 et le raccord 24. Le raccord 23 présente un diamètre intérieur légèrement supérieur au diamètre extérieur de l'extrémité de l'embout 25 de manière à permettre son emboîtement dans celui-ci et son coulissement. Le tube 7b est maintenu fixe par rapport au tube 4b au moyen de la liaison 28 qui relie la pièce de raccord 23 au connecteur 5. A l'autre extrémité, le tube 7a est simplement guidé par la plaque support 29 qui autorise le coulissement de l'embout mâle 25 à travers un orifice pratiqué dans ladite plaque 29.
- Ainsi, lorsqu'on effectue l'assemblage de deux éléments adjacents au moyen du connecteur 5 du tube principal, l'embout mâle 25 pénètre librement dans l'embout femelle 23 de la ligne adjacente et, venant frotter sur les joints d'étanchéité 27 en vis-à-vis, assure automatiquement l'étanchéité hydraulique de la liaison. La course de coulissement est calculée de manière à ce que dans la pire situation d'allongement du tube principal et de raccourcissement du tube de la conduite auxiliaire sous l'effet des efforts, des moments, des pressions et des températures, la continuité hydraulique de la liaison est maintenue. Au delà, dans le cas où un dysfonctionnement tendrait à provoquer le désaccouplement de l'embout 25 par rapport au raccord 23, un écrou de sécurité 30 vissé sur l'embout mâle 25 vient prendre appui sur la plaque 29 pour empêcher le désemboîtement.
- L'embout mâle 25 constitue une pièce d'usure, aussi appelée "replaceable stab", dont le remplacement par simple vissage/dévissage peut être effectué si nécessaire au cours de la vie du "riser".
- De manière générale, le dimensionnement d'une colonne montante pour le forage en mer est notamment décrit dans le document API RP 2RD (Design of risers for FPs and TLPs), ainsi que dans le document API Spec 16Q.
- Pour dimensionner une colonne montante, on peut montrer que la tension dite "effective" N(z) à la cote z est égale à la tension Ttête appliquée par les tensioneurs en tête de la colonne diminuée du poids dans l'eau de la colonne et de tout ce qu'il contient entre la tête et la cote z considérée. Si on considère que la colonne est pleine de boue de forage et qu'elle est immergée dans l'eau de mer, on obtient la tension N(z) au moyen de la formule ci-après qu'on peut utiliser en additionnant élément par élément le poids de la colonne Prisér le poids de la boue Pboue et en retranchant la poussée d'Archimède Δ archi.
- Pour assurer la stabilité latérale du "riser", la tension effective doit être positive en toutes sections avec une marge dépendant des conditions opérationnelles (profondeur d'eau, densité et pression de fluide, ...) et environnementales (houle, courants, ...) considérées.
- Une autre manière indépendante d'exprimer cette tension effective à la cote z est de considérer qu'elle est égale à la somme des tensions dans les divers composants (solide et fluides) de la colonne. Si la colonne était un simple tube, ce serait la somme de la tension dite "vraie" dans la paroi (qui génère des contraintes et des déformations dans le métal) et de la tension (négative) dans le fluide sous pression situé à l'intérieur (du fait de la pression de la boue), diminuée de la tension (également négative) exercée par l'eau de mer (poussée d'Archimède). On a alors :
- On peut montrer que, dans une section à la cote z donnée, la tension effective dans la colonne montante est la somme des tensions effectives dans ses composants tubulaires. On a donc :
-
-
- La tension effective dans une ligne s'exprime simplement en fonction de la section des joints d'étanchéité Sseal et de la différence de pression entre l'intérieur et l'extérieur du tube.
-
- Cette équation permet de réaliser que la tension TTP qui s'exerce dans la paroi du tube principal 4 de la colonne montante 1 (donc les contraintes et les déformation axiales dans le tube principal) est égale à la tension effective dans la colonne montante à laquelle on ajoute l'effet des pressions, couramment nommé "effet de fond", dans le tube principal 4 et dans les conduites auxiliaires 7. La pression dans les conduites auxiliaires 7 pouvant être très élevée, notamment dans les conduites de sécurité, la tension supplémentaire induite par cette pression ne doit pas être négligée lors du dimensionnement du tube principal 4.
- Selon l'invention, on remarque que la section intérieure des joints d'étanchéité des conduites auxiliaires intervient directement dans le calcul de nombreux paramètres influant sur le dimensionnement de la colonne montante 1, notamment dans les paramètres suivants :
- les efforts, les contraintes et les déformations dans la paroi des conduites auxiliaires 7,
- les conditions d'apparition du flambage des tubes constituant les conduites auxiliaires 7,
- les efforts, les contraintes et les déformations dans le tube principal 4.
- La présente invention propose d'optimiser le dimensionnement d'une colonne montante en réduisant autant que possible la section d'étanchéité Sseal des conduites auxiliaires, en particulier celle des conduites de sécurité ("kill line" et "choke line") qui supportent les pressions les plus fortes. Du fait de l'impact de la section d'étanchéité sur les efforts dans les conduites auxiliaires 7 et du tube principal 4, sa réduction permet en effet de réduire de manière globale et significative les dimensions des différents éléments de la colonne montante.
- Le diamètre intérieur de l'embout mâle 25 de forme cylindrique est référencé D int. Le diamètre intérieur de la conduite auxiliaire est généralement imposé par les utilisateurs du "riser" de manière à limiter les pertes de charge dans la ligne à des valeurs acceptables et compatibles avec les procédures de contrôle d'éruption. Le diamètre intérieur D int de l'embout mâle 25 est habituellement pris égal au diamètre intérieur spécifié de la conduite auxiliaire. Le diamètre extérieur Dext de l'embout 25 peut donc être déterminé en calculant les contraintes qui s'exercent sur l'embout sous l'effet de la pression des fluides interne et externe et en appliquant le critère de l'API qui stipule que cette contrainte ne doit pas excéder les 2/3 de la limite élastique Rp0,2 du matériau utilisé pour réaliser l'embout 25. La limite élastique Rp0,2 est ici définie comme la contrainte qui provoque une déformation résiduelle permanente de 0,2% dans le matériau.
- De manière générale, les différents éléments constituant les conduites auxiliaires, notamment les lignes de sécurité "kill & choke lines" sont réalisés en acier résistant à la corrosion par l'H2S, de manière par exemple à satisfaire la norme ISO-15156-2, version internationale de la norme NACE MR0175-91. Malheureusement, les aciers à haute résistance à la corrosion présentent en général des performances mécaniques relativement faibles et, inversement, les aciers à haute limite élastique se corrodent rapidement en présence de fluides chargés en H2S et autres gaz acides souvent contenus dans les effluents provenant des puits pétroliers. De ce fait, les différents éléments constituant une conduite auxiliaire 7 sont réalisés en acier à bonne résistance à la corrosion, mais dont la limite élastique est en pratique limitée à 552 MPa.
- La présente invention propose de réaliser l'embout mâle 25 dans un matériau plus résistant que l'acier utilisé pour réaliser les autres éléments de la colonne 1, notamment les tubes 7 et/ou le connecteur 5 composé des pièces tubulaire male 21, femelle 20 et de la bague 22. Par exemple, on choisit un métal dont la limite élastique est au moins 25%, voire 49%, supérieure à la limite élastique de l'acier des tubes 7 et/ou du connecteur 5. Une excellente valeur de la limite élastique du métal de l'embout 25 est au moins 98% supérieure à la limite élastique de l'acier des tubes 7 et/ou du connecteur 5. Pour satisfaire aux normes sur la résistance à la corrosion, on choisit un matériau résistant à la corrosion et qui peut être vissé dans la pièce de raccord 24.
- Par exemple on réalise l'embout 25 en alliage de titane. Par exemple on peut utiliser un alliage de titane Ti-6-4 (alliage comportant, en pourcent du poids, au moins 85% de titane, environ 6% d'aluminium et 4% de vanadium) qui présente une limite élastique minimale de 830 MPa. Un autre alliage de titane utilisé selon l'invention est le Ti-6-6-2 comportant en, pourcent du poids, environ 6% d'aluminium, 6% de vanadium et 2% d'étain et au moins 80% de titane. Le Ti-6-6-2 présente une limite élastique minimale de 965 MPa à l'état recuit et même de 1100 MPa à l'état vieilli.
- L'embout 25 peut également être réalisé en acier à haute limite élastique. Par exemple, on peut utiliser les aciers X100 ou X120 qui présentent respectivement une limite élastique de 690 MPa et 830 MPa. Dans ce cas, pour palier au problème de corrosion, la surface intérieure de l'embout 25, c'est-à-dire la surface tubulaire en contact avec le fluide, est revêtue d'une couche de protection contre la corrosion. Les techniques utilisables sont le dépôt d'un revêtement, couramment nommé "cladding", par colaminage ou explosion. Un tel revêtement peut par exemple être réalisé dans un acier inoxydable. La mise en place d'un revêtement peut aussi être réalisé par exemple par rechargement de soudure ou par projection plasma de poudre, puis réusinage à la cote spécifiée.
- Le fait d'utiliser un métal plus résistant pour réaliser les pièces d'embout 25 permet, en conservant le diamètre intérieur spécifié D int, de réduire le diamètre extérieur Dext . En effet, l'utilisation d'un métal à haute limite élastique permet de réduire l'épaisseur de la pièce tubulaire 25 pour résister aux pressions interne et externe. Ainsi, on peut réduire les sections d'étanchéité au niveau des joints 27.
-
- D'autres méthodes de dimensionnement de l'embout mâle 25 prenant en compte des formules plus générales pour le calcul des contraintes, et/ou procédant à la linéarisation des contraintes dans l'épaisseur de la paroi, et/ou considérant des marges de sécurité et des tolérances de fabrication peuvent être utilisées. Elles aboutissent toutes à des résultats similaires. Notamment, elles mettent toutes en évidence le fait que le diamètre extérieur d'étanchéité Dext est directement influencée par la limite élastique du matériau Rp0,2, ce qui rend possible son optimisation.
- Le fait de modifier la nature du métal constituant les pièces d'embout 25 en choisissant un métal à plus haute limite élastique procure des avantages sur l'intégralité de la colonne. En effet, l'utilisation d'un métal à haute résistance mécanique permet de réduire la section d'étanchéité
- De plus, selon l'invention, pour réduire la section d'étanchéité de l'embout 25, on peut aussi réduire le diamètre intérieur D int de l'embout 25. La réduction du diamètre intérieur permet, en maintenant l'épaisseur de la paroi constante, de réduire le diamètre extérieur d'étanchéité D ext. Ainsi, chacun des embouts 25 forme une restriction du passage intérieur dans la conduite auxiliaire 7. Cette restriction provoque une perte de charge supplémentaire dans la conduite auxiliaire, qui peut être compensée par une légère augmentation du diamètre intérieur des tubes 7 en partie courante.
- Les exemples de dimensionnement d'une colonne montante présentée ci-après permettent de comparer et d'illustrer les avantages d'une colonne montante munie d'un embout 25 en titane selon l'invention par rapport à une colonne montante clastique.
- Dans l'exemple N°1, on considère une colonne montante selon l'art antérieur dans laquelle le diamètre de passage à l'intérieur des conduites auxiliaire est fixé à 4" (soit 101,6 mm) et le matériau des embouts mâles 25 est choisi en acier X80 possédant une limite élastique minimale de 552 MPa. Le diamètre extérieur Dext des embouts 25 est coté à 5,88 inch, soit 149,4 mm. Une colonne montante a été dimensionnée sur la base des données principales d'ingénierie suivantes :
- profondeur d'eau : 3000 m
- diamètre extérieur du tube principal 4 : 533,4 mm (21 ")
- pression de service des conduites auxiliaires 7 "kill & choke" : 1034 bar (15000 psi)
- densité maximale de la boue de forage : 1,8 (15 ppg)
- acier du tube principal et des lignes de sécurité : X80 avec limite élastique 552 MPa.
- Les principales caractéristiques de la colonne montante qu'on obtient sont, à titre indicatif, les suivantes :
- épaisseur de la paroi des tube 7 des conduites auxiliaires "kill & choke" : 24,2 mm
- épaisseur de la paroi du tube principal : 22,5 mm
- diamètre des flotteurs (selon un calcul approché) : 1454 mm
- masse totale du riser : 3511 t, décomposable en 1895 t d'acier et 1616 t de mousse syntactique (flotteurs)
- poids dans l'eau : 113 t
- tension maximale en tête : 710 t
- Le prix approximatif d'une telle colonne est de 40 M$, décomposable en 19 M$ d'acier et 21 M$ de flotteurs. Ces prix sont estimés sur la base d'un coût moyen des pièces en acier de 10 $/kg et d'un coût moyen de 13 $/kg de mousse syntactique.
- Les exemples N°2 et N°3 proposent une réduction du diamètre extérieur d'étanchéité Dext de l'embout 25.
- Dans l'exemple N°2, on a remplacé l'acier de l'embout mâle 25 (et lui seulement) par un alliage de titane à 6% d'Aluminium et 4% de Vanadium (Ti-6-4) nettement plus résistant. La limite élastique minimale du Ti-6-4 est en effet de 830 MPa. De plus, ce matériau se caractérise par un excellent comportement dans l'environnement marin et en présence de fluide ou gaz chargés en H2S et CO2.
- Dans l'exemple N°3, en plus de l'utilisation de l'embout 25 en alliage de titane, on admet une restriction du passage de ½" (12,7 mm) à l'intérieur de l'embout 25, c'est-à-dire que le diamètre D int est réduit à 88,9 mm (3,5").
- Les résultats du dimensionnement des colonnes montantes sont présentés dans le tableau suivant :
Exemple diamètre interne de l'embout 25 matériau de l'embout 25 épaisseur de l'embout 25 diamètre d'étanchéité épaisseur des tube K&C 7 épaisseur du tube principal 4 Diamètre des flotteurs mm mm mm mm mm mm mm N° 1 101.6 acier 23,9 149,4 24,2 22,5 1454 N° 2 101.6 titane 11,3 124,2 21,5 20,5 1412 N° 3 88.9 titane 9,9 108,7 20,3 19,4 1389 cas masse d'acier masse de mousse masse du riser prix d'acier prix de mousse prix total écart de prix tonne tonne tonne M$ M$ M$ M$ N° 1 1895 1616 3511 19 21 40 --- N° 2 1760 1512 3272 17,6 19,7 37,3 2,7 N° 3 1693 1457 3150 16,9 18,9 35,9 4,1 - Ainsi, même si les chiffrages ci-dessus ne tiennent pas compte du surcoût de fabrication de l'embout 25 en titane, matériau coûteux, les écarts indiqués sont très significatifs :
- La réduction des épaisseurs de paroi rendue possible par la diminution des efforts induits par la pression interne dans les lignes est directement à l'origine des gains sur la masse d'acier de la colonne montante.
- A compensation de flotteurs identique, donc à comportement dynamique de la colonne montante déconnectée similaire, le diamètre des flotteurs, donc leur masse, se trouvent nettement réduits.
- Les gains sur le poids des matériaux se chiffrent en centaines de tonnes et en millions de dollars. Ils ne prennent pas en considération les économies induites par la réduction de la masse de la colonne sur les opérations (logistique, manutention, stockage) qui pourraient être du même ordre.
- La colonne montante avec un embout en matériau à haute résistance selon l'invention présente des performances opérationnelles (enveloppes de fonctionnement) aussi bonnes sinon meilleures que la colonne montante de référence (comportement dynamique amélioré, prise au courant plus faible).
- La résistance à la corrosion des alliages de titane dans des environnements agressifs (eau de mer, fluides pétroliers, boues de forage) est réputée excellente. La question du couplage galvanique entre l'embout en titane et l'acier des conduites auxiliaire peut être étudié afin d'éviter tout risque d'attaque rapide de l'acier, matériau moins noble sur le plan électro-chimique.
Claims (7)
- Méthode pour alléger le poids d'une colonne montante pour le forage d'un puits en mer, la colonne comportant un tube principal (4) prolongeant le puits (P) jusqu'à un support flottant (2), au moins une conduite auxiliaire (7) étant disposée parallèlement au tube principal, la conduite auxiliaire comportant des tronçons tubulaires (7a, 7b) en acier assemblés bout à bout, les extrémités desdits tronçons tubulaires (7a, 7b) étant respectivement munies de pièces de raccord femelle (23, 24), chacun desdits tronçons étant raccordé au tronçon adjacent par l'intermédiaire d'une pièce d'embout (25), ladite pièce d'embout (25) étant montée solidaire sur l'extrémité d'un tronçon dans ladite pièce de raccord femelle (24) et montée par emboîtement coulissant dans l'extrémité d'un autre tronçon dans ladite pièce de raccord femelle(23), des moyens d'étanchéité (27) étant disposés entre la pièce d'embout et le tronçon au niveau de l'emboîtement coulissant, caractérisée en ce qu'on choisit un matériau ayant une limite élastique au moins 25% supérieure à la limite élastique de l'acier des tronçons tubulaires pour réaliser ladite pièce d'embout (25) et en ce qu'on dimensionne la pièce d'embout (25) et l'extrémité desdits tronçons en tenant compte de la limite élastique dudit matériau de manière à réduire la section externe de la pièce d'embout au niveau des moyens d'étanchéité (27).
- Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce qu'on choisit le diamètre intérieur de la pièce d'embout inférieur au diamètre intérieur des tronçons tubulaires de la conduite auxiliaire.
- Méthode selon l'une des revendications 1 et 2, caractérisée en ce qu'on choisit un matériau ayant une limite élastique au moins 49% supérieure à la limite élastique de l'acier des tronçons tubulaires pour composer ladite pièce d'embout.
- Colonne montante obtenue par une méthode selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que ledit matériau est composé d'un alliage métallique comportant au moins 80% en poids de titane.
- Colonne montante selon la revendication 4, caractérisée en ce que ledit matériau est choisi parmi les alliages de titane suivants : Ti-6-4 et Ti-6-6-2 .
- Colonne montante obtenue par une méthode selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisée en ce que ledit matériau est composé d'un acier et en ce qu'au moins la surface interne de ladite pièce d'embout est revêtue d'une couche de protection contre la corrosion.
- Colonne montante selon l'une des revendications 4 à 6, caractérisée en ce que chacun desdits tronçons tubulaires comportent un corps tubulaire métallique fretté par des enroulements de fibres enrobées de matrice polymère.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0806016A FR2937676B1 (fr) | 2008-10-29 | 2008-10-29 | Methode pour alleger une colonne montante avec piece d'usure optimisee |
PCT/FR2009/001137 WO2010049602A1 (fr) | 2008-10-29 | 2009-09-23 | Méthode pour alléger une colonne montante avec pièce d'usure optimisée |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EP2340349A1 EP2340349A1 (fr) | 2011-07-06 |
EP2340349B1 true EP2340349B1 (fr) | 2017-11-15 |
Family
ID=40639614
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EP09747874.7A Not-in-force EP2340349B1 (fr) | 2008-10-29 | 2009-09-23 | Methode pour alleger une colonne montante avec piece d'usure optimisee |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8800666B2 (fr) |
EP (1) | EP2340349B1 (fr) |
BR (1) | BRPI0919950B1 (fr) |
FR (1) | FR2937676B1 (fr) |
WO (1) | WO2010049602A1 (fr) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2956693B1 (fr) * | 2010-02-23 | 2012-02-24 | Inst Francais Du Petrole | Connecteur de troncon de colonne montante avec brides, bague de verrouillage interieur et anneau de verrouillage exterieur |
US10087687B2 (en) * | 2012-04-02 | 2018-10-02 | Cameron International Corporation | Seal sub system |
JP6198452B2 (ja) * | 2013-05-08 | 2017-09-20 | 株式会社神戸製鋼所 | 中間媒体式気化器 |
US9453375B2 (en) * | 2013-12-18 | 2016-09-27 | Cameron International Corporation | Riser with slim pin auxiliary line |
FR3020655B1 (fr) * | 2014-05-05 | 2016-05-06 | Ifp Energies Now | Troncon de colonne montante equipee d'une bague de verrouillage disposee entre le tube principal et le tube auxiliaire |
FR3024748B1 (fr) * | 2014-08-11 | 2016-09-02 | Ifp Energies Now | Connecteur de colonne montante equipee d'une bague de verrouillage externe |
FR3045707B1 (fr) * | 2015-12-17 | 2018-01-26 | IFP Energies Nouvelles | Connecteur pour assembler deux troncons de colonne montante avec bague de verrouillage externe et pions demontables |
FR3045708B1 (fr) * | 2015-12-17 | 2018-01-26 | IFP Energies Nouvelles | Connecteur pour assembler deux troncons de colonne montante avec bague de verrouillage interne et pions demontables |
FR3070472B1 (fr) * | 2017-08-24 | 2019-08-23 | IFP Energies Nouvelles | Element de conduite avec tube frette et embouts en acier a haute limite elastique, et procede pour faire evoluer une colonne montante avec un tel element de conduite |
GB2596077B (en) | 2020-06-16 | 2022-10-05 | Mhwirth As | Riser assembly |
US11536092B2 (en) * | 2020-07-27 | 2022-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Breech lock connection for drilling riser auxiliary line |
US11920422B2 (en) * | 2021-08-27 | 2024-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Riser collet connector systems and methods |
Family Cites Families (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3729756A (en) * | 1971-02-17 | 1973-05-01 | Data Packaging Corp | Flotation assembly |
US3858401A (en) * | 1973-11-30 | 1975-01-07 | Regan Offshore Int | Flotation means for subsea well riser |
GB1519203A (en) * | 1974-10-02 | 1978-07-26 | Chevron Res | Marine risers in offshore drilling |
US3952526A (en) * | 1975-02-03 | 1976-04-27 | Regan Offshore International, Inc. | Flexible supportive joint for sub-sea riser flotation means |
US3992889A (en) * | 1975-06-09 | 1976-11-23 | Regan Offshore International, Inc. | Flotation means for subsea well riser |
US4176986A (en) * | 1977-11-03 | 1979-12-04 | Exxon Production Research Company | Subsea riser and flotation means therefor |
US4188156A (en) * | 1978-06-01 | 1980-02-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Riser |
US4182584A (en) * | 1978-07-10 | 1980-01-08 | Mobil Oil Corporation | Marine production riser system and method of installing same |
FR2432672A1 (fr) | 1978-08-03 | 1980-02-29 | Inst Francais Du Petrole | Connecteur a anneau tournant, en particulier pour colonne montante utilisee dans l'exploration ou la production petroliere en mer |
US4299260A (en) * | 1979-06-18 | 1981-11-10 | Amtel, Inc. | Hydrocarbon production terminal |
US4374595A (en) * | 1980-06-16 | 1983-02-22 | Hughes Tool Company | Metal to metal sealed joint for tubing string |
CA1197385A (fr) * | 1983-09-23 | 1985-12-03 | Fathom Oceanology Limited | Bequilles a supports flottants pour plate-forme de forage en mer |
US4514254A (en) * | 1983-09-26 | 1985-04-30 | International Business Machines Corporation | Groundplane post-etch anodization |
US4616707A (en) * | 1985-04-08 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Riser braking clamp apparatus |
US4646840A (en) * | 1985-05-02 | 1987-03-03 | Cameron Iron Works, Inc. | Flotation riser |
US4762180A (en) * | 1987-02-05 | 1988-08-09 | Conoco Inc. | Modular near-surface completion system |
FR2653162B1 (fr) * | 1989-10-17 | 1995-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Colonne montante pour grande profondeur d'eau. |
US5117914A (en) * | 1990-12-13 | 1992-06-02 | Blandford Joseph W | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbon formations |
FR2726601B1 (fr) * | 1994-11-04 | 1997-01-17 | Inst Francais Du Petrole | Colonne montante pour grande profondeur d'eau |
US6004074A (en) * | 1998-08-11 | 1999-12-21 | Mobil Oil Corporation | Marine riser having variable buoyancy |
FR2784417B1 (fr) * | 1998-10-13 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de reglage de la flottabilite d'une colonne montante de forage sous-marin |
US6155748A (en) * | 1999-03-11 | 2000-12-05 | Riser Systems Technologies | Deep water riser flotation apparatus |
US6578637B1 (en) * | 1999-09-17 | 2003-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for storing gas for use in offshore drilling and production operations |
US6419277B1 (en) * | 1999-10-29 | 2002-07-16 | Hydril Company | Conduit section having threaded section connectors and external conduits attached thereto |
US7008141B2 (en) * | 1999-12-07 | 2006-03-07 | Fmc Technologies, Inc. | Collapsible buoyancy device for risers on offshore structures |
US6415867B1 (en) * | 2000-06-23 | 2002-07-09 | Noble Drilling Corporation | Aluminum riser apparatus, system and method |
FR2825116B1 (fr) * | 2001-05-25 | 2003-12-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode de dimensionnement d'un riser de forage |
FR2828262B1 (fr) | 2001-08-01 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Element de conduite haute pression en tube frette |
FR2828121B1 (fr) | 2001-08-01 | 2003-10-24 | Inst Francais Du Petrole | Methode de dimensionnement d'un tube frette |
WO2003025331A1 (fr) * | 2001-09-15 | 2003-03-27 | Crp Group Ltd. | Element et module de flottaison |
FR2866942B1 (fr) | 2004-03-01 | 2006-04-14 | Inst Francais Du Petrole | Connecteur pour colonne montante haute pression |
US7328741B2 (en) * | 2004-09-28 | 2008-02-12 | Vetco Gray Inc. | System for sensing riser motion |
US20070044972A1 (en) * | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Roveri Francisco E | Self-supported riser system and method of installing same |
FR2891578B1 (fr) * | 2005-10-04 | 2013-04-26 | Inst Francais Du Petrole | Colonne montante avec conduites auxiliaires integrees. |
-
2008
- 2008-10-29 FR FR0806016A patent/FR2937676B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-09-23 EP EP09747874.7A patent/EP2340349B1/fr not_active Not-in-force
- 2009-09-23 US US13/126,843 patent/US8800666B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-23 BR BRPI0919950-0A patent/BRPI0919950B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-09-23 WO PCT/FR2009/001137 patent/WO2010049602A1/fr active Application Filing
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
None * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US8800666B2 (en) | 2014-08-12 |
BRPI0919950A2 (pt) | 2016-02-16 |
FR2937676A1 (fr) | 2010-04-30 |
WO2010049602A1 (fr) | 2010-05-06 |
FR2937676B1 (fr) | 2010-11-19 |
BRPI0919950B1 (pt) | 2019-07-16 |
EP2340349A1 (fr) | 2011-07-06 |
US20110209878A1 (en) | 2011-09-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2340349B1 (fr) | Methode pour alleger une colonne montante avec piece d'usure optimisee | |
EP1461560B2 (fr) | Joint filete tubulaire superieur comprenant au moins un element filete avec levre d extremite | |
EP0424225B1 (fr) | Colonne montante pour grande profondeur d'eau | |
US6811189B1 (en) | Corrosion seal for threaded connections | |
FR2950924A1 (fr) | Colonne montante avec conduites auxiliaires rigides et connecteurs decales | |
FR3046208A1 (fr) | Conduite flexible de transport de fluide petrolier comprenant une barriere contre la diffusion | |
FR2946082A1 (fr) | Colonne montante avec conduites auxiliaires ajustables. | |
US8733452B2 (en) | Riser section connector with flanges and external locking ring | |
EP3140493B1 (fr) | Tronçon de colonne montante equipee d'une bague de verrouillage interne et d'un moyen de reglage de jeu entre les elements de tube auxiliaire et les elements de tube principal | |
EP2360346A1 (fr) | Connecteur de tronçon de colonne montante avec bridges, bague de verrouillage intérieur et anneau de verrouillage extérieur | |
EP1066450A2 (fr) | Assemblage filete de tubes metalliques destines a contenir un fluide corrosif | |
EP1461561B1 (fr) | Joint filete tubulaire comportant des surfaces d'etancheite | |
FR2939490A1 (fr) | Joint tubulaire etanche utilise dans l'industrie du petrole et procede de realisation d'un tel joint | |
FR3027338A1 (fr) | Connexion polyvalente etanche a double butee | |
EP3140492B1 (fr) | Ensemble de jonction pour former une conduite | |
Chastain et al. | Deepwater Drilling Riser System | |
FR3011309A1 (fr) | Butee pour un composant tubulaire recouverte d'un depot metallique composite | |
FR2891578A1 (fr) | Colonne montante avec conduites auxiliaires integrees. | |
EP2985407B1 (fr) | Connecteur de colonne montante equipee d'une bague de verrouillage externe | |
EP2585749A1 (fr) | Procédé de frettage pour renforcer un tube à la tenue axiale et à la tenue à la pression interne | |
Lassesen et al. | NORSOK L-005—Compact Flanged Connections (CFC): The New Flange Standard |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUAI | Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012 |
|
17P | Request for examination filed |
Effective date: 20110530 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: A1 Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR |
|
AX | Request for extension of the european patent |
Extension state: AL BA RS |
|
DAX | Request for extension of the european patent (deleted) | ||
17Q | First examination report despatched |
Effective date: 20121108 |
|
GRAP | Despatch of communication of intention to grant a patent |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1 |
|
INTG | Intention to grant announced |
Effective date: 20170602 |
|
GRAS | Grant fee paid |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3 |
|
GRAA | (expected) grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210 |
|
RAP1 | Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred) |
Owner name: IFP ENERGIES NOUVELLES |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: B1 Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: CH Ref legal event code: EP Ref country code: GB Ref legal event code: FG4D Free format text: NOT ENGLISH Ref country code: AT Ref legal event code: REF Ref document number: 946472 Country of ref document: AT Kind code of ref document: T Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: IE Ref legal event code: FG4D Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: FRENCH |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R096 Ref document number: 602009049378 Country of ref document: DE |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: NL Ref legal event code: MP Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: LT Ref legal event code: MG4D |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: AT Ref legal event code: MK05 Ref document number: 946472 Country of ref document: AT Kind code of ref document: T Effective date: 20171115 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: SE Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: LT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: NL Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: ES Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: FI Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: NO Ref legal event code: T2 Effective date: 20171115 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: HR Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: LV Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: GR Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20180216 Ref country code: BG Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20180215 Ref country code: AT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DK Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: SK Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: CY Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: CZ Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: EE Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R097 Ref document number: 602009049378 Country of ref document: DE |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: SM Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: PL Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: IT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: RO Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: PLFP Year of fee payment: 10 |
|
PLBE | No opposition filed within time limit |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261 |
|
STAA | Information on the status of an ep patent application or granted ep patent |
Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: MT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
26N | No opposition filed |
Effective date: 20180817 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: SI Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: DE Ref legal event code: R119 Ref document number: 602009049378 Country of ref document: DE |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: MC Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: CH Ref legal event code: PL |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: BE Ref legal event code: MM Effective date: 20180930 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: IE Ref legal event code: MM4A |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LU Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20180923 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20190402 Ref country code: IE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20180923 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: LI Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20180930 Ref country code: BE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20180930 Ref country code: CH Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20180930 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: TR Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: PT Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20171115 Ref country code: HU Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO Effective date: 20090923 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: MK Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20171115 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: IS Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT Effective date: 20180315 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Payment date: 20200928 Year of fee payment: 12 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Payment date: 20210927 Year of fee payment: 13 Ref country code: NO Payment date: 20210917 Year of fee payment: 13 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20210930 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: NO Ref legal event code: MMEP |
|
GBPC | Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee |
Effective date: 20220923 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NO Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20220930 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20220923 |