FI75026B - Utblaosningssaekringssystem vid en çoffshoreç-konstruktion. - Google Patents
Utblaosningssaekringssystem vid en çoffshoreç-konstruktion. Download PDFInfo
- Publication number
- FI75026B FI75026B FI790157A FI790157A FI75026B FI 75026 B FI75026 B FI 75026B FI 790157 A FI790157 A FI 790157A FI 790157 A FI790157 A FI 790157A FI 75026 B FI75026 B FI 75026B
- Authority
- FI
- Finland
- Prior art keywords
- riser
- borehole
- pack
- seabed
- shut
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 6
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 8
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 7
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 5
- 239000003433 contraceptive agent Substances 0.000 description 4
- 230000002254 contraceptive effect Effects 0.000 description 4
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000004347 surface barrier Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/061—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
- E21B33/062—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams
- E21B33/063—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams for shearing drill pipes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
Description
[7Ι&&Γ7Ί KUULUTUSJULKAISU neo «fib [β] (H) UTLÄQGNINQSSKRIFT / Ö U Ζ Ο C (45) V. - 111 ,-:-0.::: : tty (51) Kv.lkVlntCI- E 21 B 33/06*t
SUOMI-FIN LAND
(FI) (21) Patenttihakemus - Patentansökning 790157 (22) Hakemispäivä-Ansökningsdag 18.01 .79
Patentti-ja rekisterihallitus (23) Alkupäivä-Giltighetsdag 18.01.79
Patent- och ragistarstyrelsan (41 j junut julkiseksi - Biivit offentiig 15.10.79 (44) Nähtäväksipanon ja kuul.julkaisun pvm. - 31.12.87
Ansökan utlagd och utl.skriften publicerad (86) Kv. hakemus - Int. ansökan (32)(33)(31) Pyydetty etuoikeus - Begärd prioritet 1 **.0^.78 USA(US) 89626^ (71) Chevron Research Company, 200 Bush Street, San Francisco, California, USA(US) (72) Riddle Eugene Steddum, Houston, Texas, Donald Reagan Ray, Houston, Texas,
Bruce Lee Crager, Houston, Texas, USA(US) (7^) Oy Koister Ab (5*0 PurkauksenehkäisyjMrjestelmä "offshore"-rakennelmaan -UtblSsningssäkringssystem vid en "offshore"-konstruktion
Esillä oleva keksintö koskee purkauksenehkäisyjärjestelmiä ns. "offshore"-rakennelmiin ja erityisesti purkauksenehkäisyjärjestelmää, joka on tarkoitettu käytettäväksi pohjaan tuettavassa "offshore"-ra-kennelmassa, joka sijoitetaan arktisille tai muille jäisille vesille, joissa rakennelmaan törmäävä jäämässä voisi siirtää sen pois paikaltaan .
Viime vuosina on öljyn offshore-tyyppinen etsintä ja tuottaminen ulotettu arktisille ja muille jäisille vesille, kuten Alaskan ja Kanadan pohjoisille seuduille. Nämä vedet ovat yleensä laajoilta alueilta jään peitossa 9 kuukauden tai pitemmänkin ajan vuodesta. Jää-peite voi saavuttaa 1,5-3 metrin ja suuremmankin vahvuuden ja sillä voi olla n. 140-700 kg/cm puristus- tai murskausvoima. Vielä vakavamman ongelman muodostavat arktisilla vesillä esiintyvät suuret jää-massat, kuten ahtojääharjänteet, ajelehtivat jäälautat tai -vuoret. Suurten jäämassojen paksuus voi olla yli 15 metriä, jolloin ne liikkuessaan meren pohjaa pitkin muodostavat siihen yli metrinkin syvyi- t, 2 75026 siä hankausjälkiä. Levyjää ja suuret jäämassat kohdistavat valtavia voimia jokaiseen kiinteään, niiden kulkutielle sattuvaan rakenteeseen. Näin ollen on siis hyvin mahdollista, että "offshore"-rakennel-ma saattaa siirtyä pois paikaltaan siihen törmäävän jäämassan johdosta .
Mahdollisuus, että pohjaan tuettu rakennelma saattaa siirtyä pois paikoiltaan, so. porausreikäpaikasta, aiheuttaa eräitä epätavallisia ongelmia rakennelman purkauksenehkäisyjärjestelmän suhteen (purkaus tarkoittaa tässä öljyn tms. hallitsematonta ulospurkautumis-ta). Pohjavaraisissa rakennelmissa käytetään pinnan yläpuolista "blowout preventer (BOP) stack"-nimistä rakennetta, eli purkauksen-ehkäisinpakkaa porausreiän sulkemisen hallitsemiseksi, kun siihen kehittyy epänormaali paine, ja tavallisesti mainittu yläpuolinen BOP-pakka sijoitetaan heti rakennelman poraustason tai -kannen alapuolelle. Jos jää kohdistaa hyvin suuria voimia rakennelmaan, on olemassa mahdollisuus, että tämä siirtyy pois paikaltaan. Jos näin sattuisi porausreiän pää vahingoittuisi ja pinnan yläpuolinen purkauksenehkäi-sypakka irtautuisi porausreiän päästä, mikä estäisi porausreiän hallintaa .
Aiemmin on ehdotettu käytettäväksi tavanomaisen, pinnan yläpuolisen purkauksenehkäisypakan kanssa mutakerrossuojuksen ripustuslait-teistoa, joka on tavanomainen poraustornista käsin tapahtuvissa nos-totöissä. Suojuksen ripustuslaitteisto on asennettu porausreiän pään yhteyteen meren pohjassa olevaan kammioon nousujohdon poistamisen sallimiseksi pohjasta, jos rakennelma siirtyisi pois paikaltaan, ja tässä tapauksessa porausreiän pää on suojattu vahingoittumiselta sijoittamalla se kyseiseen kammioon. Ripustuslaitteisto voi myös käsittää suojuksen siltatulpan ja varoventtiilirakennelman, jotka molemmat on siirrettävä porausreiän päähän, kun rakennelma siirtyy pois paikaltaan, tai hydraulisesti ohjattu palloventtiili, joka on sijoitettu porausreiän pään ja nousujohdon liittimen väliin.
Yllä kuvattu järjestelmä on kuitenkin puutteellinen ainakin kahdesta syystä. Ensiksikin nuosujohdon poistaminen kestää liian kauan. Toiseksi porausreiän hallintaan ei ole järjestetty purkauksenehkäisy järjestelmää rakennelman paikaltaan siirtymistä silmälläpitäen. Niinpä esillä oleva keksintö on suunnattu purkauksenehkäisyjärjestelmään, joka kykenee hyvin nopeasti poistamaan nousujohdon pohjasta ja antaa riittävän purkauksenehkäisysuojän.
3 75026
Eräs toinen aikaisemmin tunnettu ratkaisu on esitetty US-pa-tenttijulkaisussa 3 866 676. Tässä on kyse "offshore"-järjestelystä, jossa porauskaivo on kokonaisuudessaan vedenpinnan alapuolella. Kaivo 10 on tavanomaista rakennetta, jossa on suojarakenne (11,12,13), putkilo 15 ja virtausta säätävät välineet 14. Laitteisto käsittää myös purkauksenehkäisimen 17. Kaivo 10 on varustettu kammiolla 21, joka on upotettu pohjaan, jolloin porausreiän pää on suojattuna jäiden mahdolliselta vaikutukselta.
US-patenttijulkaisussa 3 324 943 koskee myös vedenalaista po-rausreikää. Purkauksenehkäisypakka käsittää sarjan purkauksenehkäi-simiä 26,27,28 ja 29. Sulku- tai kuristinputket 36 ovat yhteydessä sisimpään ehkäisimeen 26 ja kuristinjohdot voidaan irrottaa varmuus-liitäntöjen 46 kohdalta. Kaukokytkintä 55 käytetään ohjaimen 48 kiinnittämiseksi ja irrottamiseksi.
Esillä oleva keksintö aikaansaa purkauksenehkäisyjärjestelmän, joka on tarkoitettu käytettäväksi meren pohjan varassa porausreiän yläpuolella sijaitsevassa ns. "offshore"-rakennelmassa sellaisilla vesialueilla, joissa voi esiintyä liikkuvia jäämassoja, jotka voisivat siirtää rakennelman pois paikaltaan. Järjestelmä käsittää vedenalaiseen porausreiän päähän liitetyn pinnan yläpuolisen purkauksen-ehkäisypakan, nousujohdon, joka ulottuu pinnan yläpuolisesta pakasta vedenalaiseen porausreiän päähän, merenpohjassa olevan pinnanalaisen purkauksenehkäisypakan, kaksoisleikkaussulkimet porausreiän sulkemiseksi, ja kuristus- ja sulkujohdot, jotka on liitetty nousujohtoon ja jotka ulottuvat rakennelmasta alaspäin sulkuventtiileihin ja ku-ristusventtiileihin, jolloin järjestelmälle on tunnusomaista, että merenpohjassa on ensimmäinen hydraulinen liitin, joka alapäästään on irrotettavasti liitetty vedenalaisen purkauksenehkäisypakan yläpäähän siten, että nousujohto voidaan liittää mainittuun pakkaan ja irrottaa tästä, merenpohjassa on toinen hydraulinen liitin, joka yläpäästään on liitetty pinnanalaiseen purkauksenehkäisypakkaan ja alapäästään vedenalaisen porausreiän päähän, porausreiän pään ollessa sijoitettu kammioon, jonka syvyys on oleellisesti suurempi kuin pinnanalaisen purkauksenehkäisypakan ja ensimmäisen ja toisen hydraulisen liittimen yhteinen korkeus, jolloin pinnanalainen purkauksenehkäisypakka ja ensimmäinen ja toinen hydraulinen liitin sijaitsevat merenpohjan alapuolella ollen suojattuna merenpohjaa, porausreiän kohdalta kosketta- 4 75026 van jääraassojen aiheuttamilta vahingoilta, pinnan yläpuoliseen pur-kauksenehkäisypakkaan on yhdistetty teleskooppiliitos, joka sallii nousujohdon pystysuuntaisen liikkeen, ja teleskooppiliitoksen alapäähän on liitetty nostovälineet pinnan yläpuolisen purkauksenehkäi-sypakan, nousujohdon ja ensimmäisen hydraulisen liittimen nostamiseksi nousujohdon siirtämiseksi kammiosta rakennelmaan.
Tämän jälkeen kuvataan keksinnön yhtä suoritusmuotoa viitaten oheisiin piirustuksiin, joissa kuvio 1 on kaaviollinen yleiskuva keksinnön laitteesta toiminta-asennossa, kuvio 2 on suurennettu kaaviollinen kuva kuvion 1 osista, kuvio 2A on kaaviollinen kuva kuvion 2 esittämän pinnan alapuolisen purkauksenehkäisypakan toiselta puolelta ja kuvio 3 on kaaviollinen kuva kuvion 2 linjalta 3-3 nousujohdon päästä ja sen liitännästä pinnan yläpuoliseen purkauksenehkäisypak-kaan, teleskooppiliitoksesta ja nousujohdon nostojärjestelmästä.
Kuvio 1 esittää veteen 31 sijoitetun ns. "offshore"-rakennelman 5, joka on erityisesti suunniteltu sijoitettavaksi arktisille tai muille jäisille vesille, joille voi muodostua paksuja jääpeitteitä tai suuria jäämassoja. Rakennelma pysyy paikoillaan merenpohjassa 14 oman painon ja siihen lisätyn painolastin avulla. Rakennelman pohjan 12 yhteyteen voidaan järjestää helmaosia (ei esitetty), jotka edesauttavat rakennelman paikallaan pysymistä siihen törmäävien jää-massojen aiheuttamien vaakasuorien ja pystysuorien voimien vaikutusta vastaan. Nämä helmaosat lisäävät rakennelman pohjan ja meren pohjan välistä leikkausvastusta maan estämiseksi liikkumasta rakennelmalta, mikä auttaa pitämään rakennelman suhteellisen pysyvässä asennossa meren pohjassa.
Kuviossa 1 on esitetty rakennelman 5 työskentelykansi 10, jonka päälle on sijoitettu poraustorni 45 yhdessä muiden porauslait-teiden (ei esitetty) kanssa, joita käytetään reiän 90 poraamisen meren pohjaan mahdollisen öljylähteen yhteyteen. Kannelta 10 lähtee rakennelman läpi pohjaan 14 ulottuvat porakuilu 50, jotta poratanko 92 voidaan viedä porausreikään 90.
Kuten kuvioissa 1 ja 2 on esitetty, meren pohjassa olevaan poh-jakammioon, merkitty yleisesti viitenumerolla 30, on sijoitettu po-rausreiän 90 yhteyteen porausreiän pää 20. Pohjakammio 30 on kai- 5 75026 vettu riittävän syvälle mutarajan alapuolelle pohjaa pitkin poraus-reiän läheisyydessä liikkuvien jäämassojen estämiseksi vahingoittamasta kammioon sijoitettuja laitteita. Pohjaa pitkin liikkuvat suuret jäämassat saattavat saada aikaan yli metrinkin syvyisiä hankausjälkiä, minkä vuoksi kammioon sijoitetun laitteiston yläpään ja meren pohjan välimatkan pitää olla ko. alueella ennakoitua jään maksimihankaus-syvyyttä suurempi. Kaivettuun kammioon voidaan myös asentaa suoja-vaippa 35 sen seinien sortumisen estämiseksi.
Porausreiän päähän 20 on hydraulisella liittimellä 40 tai muulla sopivalla elimellä alapäästään irrotettavasti liitetty pinnanalainen purkauksenehkäisypakka 60. Tämä pakka 60 muodostaa välttämättömän varmistuksen hätätilanteissa, kun rakennelmaan törmäävä jäämässä pakottaa sen pois paikaltaan. Koska pakka 60 on tarkoitettu vain hätätilanteita varten, siltä vaaditaan ainoastaan rajoitettu kapasiteetti ja siksi se on paljon pienempi, yksinkertaisempi ja halvempi kuin useimmat vastaavat kelluvissa rakenteissa tai lautoissa käytettävät pinnanalaiset purkauksenehkäisylaitteet. Purkauksenehkäisypakassa 60 voi olla kaksoisleikkaussuljin 62, vaikka olisikin mahdollista käyttää yksinkertaista leikkaussul jinta esitetyn kaksoisrakenteen asemesta . Jos porauspaikka on hätätilanteessa jätettävä ja jos porausputki vielä kulkee ehkäisypakan 60 läpi, leikkaussulkimet voidaan sulkea porausputken leikkaamiseksi ja reiän sulkemiseksi. Jos porausreiässä ei ole putkea, leikkaussulkimet voidaan sulkea suurpainesulun aikaansaamiseksi avoimeen reikään.
Pinnanalainen ehkäisypakka 60 pidetään minimikokoisena ja mahdollisimman yksinkertaisena siitä syystä, että pinnan yläpuolinen pakka 70 on tavanomaista varmistusta varten, so. toimimaan silloin, kun rakennelmaan törmäävä jäämässä ei ole siirtänyt sitä pois paikaltaan. Pinnan yläpuolinen pakka 70 on sitä tyyppiä, jota yleisesti käytetään pohjaan tuetuissa rakennelmissa ja jossa voi olla pallomainen purkauksenehkäisin 74, joka on alapäästään liitetty kaksoisputki-suljinpurkauksenehkäisimeen 72. Muutkin purkauksenehkäsinsovellutuk-set ovat tietenkin mahdollisia pinnan yläpuolisessa ehkäisypakassa.
Hydraulinen liitin 40, on kuten yllä on mainittu, liitetty porausreiän päähän 20. Toinen hydraulinen liitin 42, tai muut sopiva laite, on alapäästään irrotettavasti liitetty pinnanalaisen ehkäisy-pakan 60 yläpäähän. Liittimen 42 yläpää on yhdistetty nousujohtoon _.__ — T“ 6 75026 100, joka ulottuu rakennelmasta 5 kammioon 30, joten nousujohto 100 voidaan liittää tai irrottaa pinnanalaisesta purkauksenehkäisypakas-ta. Jos rakennelma 5 pakotetaan pois paikaltaan, hydraulista liitintä 42 voidaan käyttää sopivalla ohjauslaitteella (ei esitetty) nou-sujohdon 100 irrottamiseksi pinnanalaisesta ehkäisypakasta 60. Pinnan yläpuolinen ohjauslaite on yhteydessä vedenalaiseen laitteistoon, hydraulisiin liittimiin 40 ja 42 ja pinnanalaiseen ehkäisypakkaan 60 hydraulisilla ohjausjohdoilla 171 ja 181, jotka kumpikin on liitetty omaan vedenalaiseen ohjauskapseliinsa 15 ja 16. Ohjauslaite käyttää selektiivisesti vedenalaista laitteistoa jommankumman ohjauskapselin 15 tai 16 avulla, joten kammiossa olevaa laitteistoa voidaan käyttää silloinkin, kun toinen ohjauskapseli vioittuu. Ohjausjärjestelmä on myös rakennettu sellaiseksi, että ohjauskapselit 15 ja 16 voidaan vetää ylös vastaavien köysien 151 ja 161 avulla toisen kapselin tarkastamiseksi ja huoltamiseksi vedenalaisen laitteiston ja toisen kapselin jäädessä paikoilleen toimintaa varten. Ohjauskapselien poiston sallimiseksi niiden urosliittimet yhtyvät johdepylväisiin 25 ja 26 asennettuihin naarasliittimiin.
Ainakin kaksi johdepylvästä 25 ja 26 lähtee pystysuorasti ylöspäin välimatkan päässä toisistaan peruslaatasta 27, joka on tuettu kammion pohjalle ainakin kahdella tuella 28 ja 29. Johdepylväistä 25 ja 26 rakennelmaan ulottuvia ohjausköysiä 251 ja 261 käytetään vedenalaisen laitteiston ohjailemiseen, kun se lasketaan rakennelmasta ja sijoitetaan porausreiän päähän 20. Esiasennuksessa edellytetään, että vedenalainen ehkäisypakka 60 ja hydraliset liittimet 40 ja 42 kootaan valmiiksi ylhäällä ja lasketaan ohjausköysillä 251 ja 261 meren pohjaan, missä liitin 40 liitetään porausreiän päähän 20.
Pohjakammioon 30 on järjestetty sulkuventtiilipari 154 ja 156 sekä puristusventtiilipari 254 ja 256 (vrt. kuvio 2A), porausreikään menevän nestevirran ja siitä pois tulevan nestevirran hallitsemiseksi. Nämä sulku- ja kuristusventtiilit on sijoitettu vedenalaiseen pakkaan 60 molempien leikkaussulkimien alapuolelle, niin että ne ovat yhteydessä porausreikään senkin jälkeen, kun sulkimet on suljettu.
Tämä on edullista, koska se mahdollistaa yhteyden aikaansaannin uudelleen porausreikään silloinkin, kun rakennelma on siirtymisen jälkeen sijoitettava samaan porauspaikkaan. Sulku- ja kuristusjohdot, merkitty yleisesti viitenumerolla 150, jotka voidaan kiinnittää nousujoh- 7 75026 toon 100, lähtevät rakennelmasta ja liittävät sulku- ja kuristusvent-tiilit niitä vastaavaan jakoputkistoon, joka on sijoitettu rakennelmaan.
Kuten yllä puhuttiin, nousujohto 100 ulottuu rakennelmasta kammioon 30, jossa se on liittimellä 42 irrotettavasti liitetty vedenalaiseen ehkäisypakkaan 60, josta se siis voidaan tarvittaessa irrottaa ja nostaa rakennelman 5 sisään, kun tämä siirtyy pois paikaltaan. Jotta nousujohtoa voitaisiin pystysuunnassa liikkuttaa sen nostamiseksi rakennelmaan 5, on siihen yhdistetty teleskooppiliitos 80. Jos teleskooppiliitoksen sijasta käytettäisiin putkea pinnan yläpuolisen ehkäisypakan 70 ja kääntimen 95 välissä, olisi pakko irrottaa putki ennen kuin nousujohto voitaisiin nostaa. Tämä tietysti pidentäisi nousujohdon poistamisaikaa pohjasta. Kuten kuvioissa 2 ja 3 on esitetty, teleskooppiliitos 80 on yhdistetty pakan 70 yläpäähän, mutta on myös mahdollista liittää se tämän pakan alapäähän.
Nousujohdon 100 nostamiseen kammiosta 30 rakennelman 5 sisään on järjestetty nostojärjestelmä. Kaksi nostoköysiparia, 801 ja 802 (kuviossa 2) ja 803 ja 804 (kuviossa 3), on liitetty teleskooppiliitoksen 80 alapäässä olevaan kaulukseen 84. Nostoköydet kulkevat ensiksi ylöspäin ja ovat köysipyörät kierrettyään liitetyt porakuilun 50 seiniin kiinnitettyihin hydraulisylintereihin. Nämä sylinterit saavat aikaan tarvittavan nostovoiman nousujohdon 100 ja pakan 70 nostamiseksi ja siten nousujohdon poistamiseksi kammiosta 30. Kuvio 3 esittää, miten nostoköydet 803 ja 804 kulkevat ensiksi ylöspäin, sitten köysipyörien 86 ja 88 ympäri ja alaspäin hydraulisylintereihin 87 ja 89. Nostoköydet 801 ja 802 on järjestetty samalla tavalla kuin köydet 803 ja 804 kummankin kulkiessa oman köysipyöränsä ympäri omalle hydraulisylinterilleen.
Jos rakennelmaan 5 törmäävä jäämässä siirtää sen paikaltaan, vedenalaisen pakan 60 leikkaussulkimet suljetaan. Myös kuristusvent-tiilit 254 ja 256 ja sulkuventtiilit 154 ja 156 suljetaan. Nousujohto 100 irrotetaan vedenalaisesta pakasta 60 irrottamalla hydraulinen liitin 42. Nostojärjestelmän hydraulisylinterit 87, 89 ja kaksi muuta sylinteriä (ei esitetty) aktivoidaan, niin että nousujohto 100, hydraulinen liitin 42 ja pakka 70 nostetaan, teleskooppiliitoksen 80 salliessa nostoliikkeen, riittävän matkan nousujohdon 100 poistamiseksi kammiosta 30 rakennelman 5 porakuilun 50 alemmalle alueelle.
8 75026
Jos porausputki on viety nousujohdon läpi, se voidaan nostaa nousu-johdon mukana sulkemalla yläpuolisen pakan putkensulkimet ja pallomainen purkauksenehkäisin. Kun rakennelma siirtyy pois paikaltaan, ohjausköydet ja ohjausjohdot katkaistaan. Kuristus- ja sulkujohdot, jotka on irrotettavasti liitetty pistoliittimellä kuristus- ja sulku-venttiileihin, irrotetaan ja nostetaan nousujohdon mukana porakuilun ala-alueelle. Vedenalaisen pakan sulkimien sulkemisen jälkeen arvioidaan voitavan irrottaa nousujohto tästä pakasta ja nostaa se porakuilun alaosaan likimäärin 30 sekunnissa.
Esillä olevan keksinnön purkauksenehkäisyjärjestelmä mahdollistaa tarvittavan porausreiän hallinnan rakennelman siirtyessä pois paikoiltaan ja se kykenee irrottamaan nousujohdon ja vetämään sen pois pohjasta suhteellisen lyhyessä ajassa. Tällä järjestelmällä tulee normaalissa poraustyössä kysymykseen vain tavanomaisen pinnan yläpuolisen purkauksenehkäisypakan käyttö, ja koska tähän pakkaan pääsee käsiksi huoltamoa varten, rakennelman purkauksenehkäisyjärjestelmä on paljon yksinkertaisempi ja halvempi kuin jos käytettäisiin täydellistä pinnanalaista porauspakkaa. Toisaalta minimaalinen pinnanalainen pakka takaa riittävän reiän tai -lähteen hallinnan, jos rakennelmaan törmäävä jäämässä siirtää sen pois paikaltaan.
Vaikka tässä on yksityiskohtaisesti selitetty keksinnön eräitä erityisiä suoritusmuotoja, sitä ei tarkoitus ole rajoittaa pelkästään näihin suoritusmuotoihin, vaan se on toteutettavissa patenttivaatimusten puitteissa.
Claims (3)
1. Purkauksenehkäisyjärjestelmä siirrettävään "Offshore"-rakennelmaan (5), joka sijaitsee merenpohjassa (14) porausreiän yläpuolella vedessä (31), jossa voi olla liikkuvia jäämassoja, jotka voivat pakottaa rakennelman pois paikaltaan, joka järjestelmä käsittää vedenalaiseen porausreiän päähän (20) liitetyn pinnan yläpuolisen purkauksenehkäisypakan (70), nousujohdon (100), joka ulottuu pinnan yläpuolisesta pakasta vedenalaiseen porausreiän päähän, merenpohjassa (14) olevan pinnanalaisen purkauksenehkäisypakan (60), kaksoisleikkaussulkimet (62) porausreiän sulkemiseksi, ja kuristus- ja sulkujohdot (150), jotka on liitetty nousujohtoon ja jotka ulottuvat rakennelmasta alaspäin sulkuventtiileihin (154, 156) ja kuristusventtiileihin (254,256), tunnettu siitä, että merenpohjassa (14) on ensimmäinen hydraulinen liitin (42), joka alapäästään on irrotettavasti liitetty vedenalaisen purkauksenehkäisypakan (60) yläpäähän siten, että nousujohto (100) voidaan liittää mainittuun pakkaan ja irrottaa tästä, merenpohjassa (14) on toinen hydraulinen liitin (40), joka yläpäästään on liitetty pinnanalaiseen purkauksenehkäisypakkaan (60) ja alapäästään vedenalaisen porausreiän päähän (20), porausreiän pään ollessa sijoitettu kammioon (30) , jonka syvyys on oleellisesti suurempi kuin pinnanalaisen purkauksenehkäisypakan (60) ja ensimmäisen ja toisen hydraulisen liittimen (42,40) yhteinen korkeus, jolloin pinnanalainen purkauksenehkäisypakka ja ensimmäinen ja toinen hydraulinen liitin sijaitsevat merenpohjan alapuolella ollen suojattuna merenpohjaa, porausreiän kohdalta koskettavan jäämassojen aiheuttamilta vahingoilta, pinnan yläpuoliseen purkauksenehkäisypakkaan (70) on yhdistetty teleskooppiliitos (80) , joka sallii nousujohdon (100) pystysuuntaisen liikkeen, ja teleskooppiliitoksen (80) alapäähän on liitetty nostovälineet (801,802,803,804) pinnan yläpuolisen purkauksenehkäisypakan (70) , nousujohdon (100) ja ensimmäisen hydraulisen liittimen (42) nostamiseksi nousujohdon siirtämiseksi kammiosta (30) rakennelmaan (5).
2. Patenttivaatimuksen 1 mukainen järjestelmä, tunnet-t u siitä, että ainakin yksi sulkuventtiili (154,156) ja kuristus- _ _ .. τη 10 7502 6 venttiili (254,256) on sijoitettu pinnanalaisen purkauksenehkäi-sypakan (60) leikkaussulkimien (62) alapuolelle, jolloin ne ovat yhteydessä porausreikään myös sen jälkeen, kun leikkaussulkimet on suljettu, jolloin sekä sulku -että kuristusventtiili on liitetty omaan rakennelmasta (5) lähtevään sulku- ja kuristusjohtoon (150).
3. Patenttivaatimuksen 1 tai 2 mukainen järjestelmä, tunnettu siitä, että se käsittää johtovälineen (25-29,251,261) pinnanalaisen purkauksenehkäisypakan (60) ja ensimmäisen ja toisen liittimen (42,40) asettamiseksi kammiossa (30) olevan vedenalaisen porausreiän päähän (20). 11 75026
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US89626478 | 1978-04-14 | ||
US05/896,264 US4193455A (en) | 1978-04-14 | 1978-04-14 | Split stack blowout prevention system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FI790157A FI790157A (fi) | 1979-10-15 |
FI75026B true FI75026B (fi) | 1987-12-31 |
FI75026C FI75026C (fi) | 1988-04-11 |
Family
ID=25405914
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FI790157A FI75026C (fi) | 1978-04-14 | 1979-01-18 | Utblaosningssaekringssystem vid en çoffshoreç-konstruktion. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4193455A (fi) |
JP (1) | JPS54137402A (fi) |
CA (1) | CA1095401A (fi) |
DK (1) | DK153963C (fi) |
FI (1) | FI75026C (fi) |
GB (1) | GB2018864B (fi) |
NO (1) | NO154025C (fi) |
SE (1) | SE7901085L (fi) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4624318A (en) * | 1983-05-26 | 1986-11-25 | Chevron Research Company | Method and means for storing a marine riser |
US5184686A (en) * | 1991-05-03 | 1993-02-09 | Shell Offshore Inc. | Method for offshore drilling utilizing a two-riser system |
NO305138B1 (no) * | 1994-10-31 | 1999-04-06 | Mercur Slimhole Drilling And I | Anordning til bruk ved boring av olje/gass-bronner |
NO951624L (no) * | 1995-04-27 | 1996-10-28 | Harald Moeksvold | Undervannstrykk-kontrollutstyr |
US5706897A (en) * | 1995-11-29 | 1998-01-13 | Deep Oil Technology, Incorporated | Drilling, production, test, and oil storage caisson |
DE69713798T2 (de) * | 1996-12-09 | 2003-02-27 | Hydril Co., Houston | Kontrollsystem für einen blowoutpreventer |
US6179057B1 (en) * | 1998-08-03 | 2001-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for killing or suppressing a subsea well |
US7779917B2 (en) | 2002-11-26 | 2010-08-24 | Cameron International Corporation | Subsea connection apparatus for a surface blowout preventer stack |
US20110315393A1 (en) | 2010-06-24 | 2011-12-29 | Subsea IP Holdings LLC | Method and apparatus for containing an undersea oil and/or gas spill caused by a defective blowout preventer (bop) |
US9243467B2 (en) * | 2011-07-06 | 2016-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety system for oil and gas drilling operations |
US9187973B2 (en) | 2013-03-15 | 2015-11-17 | Cameron International Corporation | Offshore well system with a subsea pressure control system movable with a remotely operated vehicle |
WO2015108987A1 (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-23 | Conocophillips Company | Method of forming a mudline cellar for offshore arctic drilling |
CN113982504B (zh) * | 2021-10-14 | 2023-08-18 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种深水修井隔水管单向缓冲伸缩节装置及其使用方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3195639A (en) * | 1961-10-16 | 1965-07-20 | Richfield Oil Corp | Off-shore drilling and production apparatus |
US3179179A (en) * | 1961-10-16 | 1965-04-20 | Richfield Oil Corp | Off-shore drilling apparatus |
US3189098A (en) * | 1961-12-29 | 1965-06-15 | Shell Oil Co | Marine conductor pipe assembly |
US3324943A (en) * | 1964-07-13 | 1967-06-13 | Texaco Inc | Off-shore drilling |
GB1118944A (en) * | 1966-05-27 | 1968-07-03 | Shell Int Research | Underwater wellhead installation |
US3592263A (en) * | 1969-06-25 | 1971-07-13 | Acf Ind Inc | Low profile protective enclosure for wellhead apparatus |
US3561526A (en) * | 1969-09-03 | 1971-02-09 | Cameron Iron Works Inc | Pipe shearing ram assembly for blowout preventer |
US3793840A (en) * | 1971-10-18 | 1974-02-26 | Texaco Inc | Mobile, arctic drilling and production platform |
US3866676A (en) * | 1973-05-23 | 1975-02-18 | Texaco Development Corp | Protective structure for submerged wells |
US3871184A (en) * | 1974-04-08 | 1975-03-18 | Sea Log Corp | Position and anchoring system for off-shore drilling platform |
US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US4080797A (en) * | 1976-07-30 | 1978-03-28 | Exxon Production Research Company | Artificial ice pad for operating in a frigid environment |
-
1978
- 1978-04-14 US US05/896,264 patent/US4193455A/en not_active Expired - Lifetime
- 1978-12-05 CA CA317,414A patent/CA1095401A/en not_active Expired
-
1979
- 1979-01-12 JP JP286479A patent/JPS54137402A/ja active Granted
- 1979-01-18 FI FI790157A patent/FI75026C/fi not_active IP Right Cessation
- 1979-02-07 SE SE7901085A patent/SE7901085L/ not_active Application Discontinuation
- 1979-04-06 DK DK142879A patent/DK153963C/da not_active IP Right Cessation
- 1979-04-09 GB GB7912347A patent/GB2018864B/en not_active Expired
- 1979-04-11 NO NO791241A patent/NO154025C/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO791241L (no) | 1979-10-16 |
DK153963C (da) | 1989-02-06 |
FI790157A (fi) | 1979-10-15 |
US4193455A (en) | 1980-03-18 |
NO154025C (no) | 1986-07-02 |
DK142879A (da) | 1979-10-15 |
SE7901085L (sv) | 1979-10-15 |
JPS6145032B2 (fi) | 1986-10-06 |
NO154025B (no) | 1986-03-24 |
GB2018864A (en) | 1979-10-24 |
JPS54137402A (en) | 1979-10-25 |
FI75026C (fi) | 1988-04-11 |
DK153963B (da) | 1988-09-26 |
GB2018864B (en) | 1982-06-30 |
CA1095401A (en) | 1981-02-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FI75026B (fi) | Utblaosningssaekringssystem vid en çoffshoreç-konstruktion. | |
CA1123729A (en) | Subsea wellhead protective enclosure | |
US4568220A (en) | Capping and/or controlling undersea oil or gas well blowout | |
US3063500A (en) | Underwater christmas tree protector | |
US4126183A (en) | Offshore well apparatus with a protected production system | |
US6352114B1 (en) | Deep ocean riser positioning system and method of running casing | |
US4456071A (en) | Oil collector for subsea blowouts | |
US3179179A (en) | Off-shore drilling apparatus | |
US4740107A (en) | Method and apparatus for protecting a shallow-water well | |
JPS61290193A (ja) | チヨ−クバルブ | |
CN107859499B (zh) | 一种带压作业装置 | |
US5875848A (en) | Weight management system and method for marine drilling riser | |
CA1243495A (en) | Pressure balanced buoyant tether for subsea use | |
US8820411B2 (en) | Deepwater blow out throttling apparatus and method | |
WO2015009413A1 (en) | Pre-positioned capping device and diverter | |
US3866676A (en) | Protective structure for submerged wells | |
AU2009323070A1 (en) | Wellhead having an integrated safety valve and method of making same | |
DK201470712A1 (en) | A mobile offshore drilling unit, a method of using such a unit and a system comprising such a unit | |
US3221817A (en) | Marine conductor pipe assembly | |
US2965174A (en) | Off-shore well installation and method | |
US3705623A (en) | Offshore well equipment with pedestal conductor | |
US9109430B2 (en) | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system | |
EP2670946B1 (en) | Subsea crude oil and/or gas containment and recovery system and method | |
US9850729B2 (en) | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system | |
CA2825930C (en) | Method and system for installing subsea well trees |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FD | Application lapsed | ||
MM | Patent lapsed |
Owner name: CHEVRON RESEARCH COMPANY |