FR2890683A1 - Systeme de production a tubes pour l'extraction d'hyrdocarbures en eaux profondes et procede de raccordement de tels tubes - Google Patents
Systeme de production a tubes pour l'extraction d'hyrdocarbures en eaux profondes et procede de raccordement de tels tubes Download PDFInfo
- Publication number
- FR2890683A1 FR2890683A1 FR0607895A FR0607895A FR2890683A1 FR 2890683 A1 FR2890683 A1 FR 2890683A1 FR 0607895 A FR0607895 A FR 0607895A FR 0607895 A FR0607895 A FR 0607895A FR 2890683 A1 FR2890683 A1 FR 2890683A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- production
- extension tubes
- different
- support frame
- vertical
- 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.)
- Granted
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 238000010420 art technique Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013587 production medium Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/013—Connecting a production flow line to an underwater well head
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)
- Supports For Pipes And Cables (AREA)
Abstract
Le tube prolongateur selon le concept SLOR(R) est une solution connue en eaux profondes pour des tubes prolongateurs de production servant à extraire du pétrole et du gaz. La conception du tube prolongateur SLOR(R) n'est pas compatible avec des grands nombres de tubes prolongateurs, aussi a-t-on besoin d'un tube prolongateur pour eaux profondes qui puisse être mis en oeuvre en grands nombres, par exemple 20 à 30 tubes prolongateurs. La présente invention propose un bâti de support (130) pouvant servir à recevoir plusieurs tubes prolongateurs (20a,...,20f), qui peuvent ensuite être reliés à un support de surface (10).
Description
SYSTEME DE PRODUCTION A TUBES POUR L'EXTRACTION
D'HYDROCARBURES EN EAUX PROFONDES, ET PROCEDE DE
RACCORDEMENT DE TELS TUBES
La présente invention est relative à des tubes prolongateurs servant à l'extraction d'hydrocarbures, et en particulier à des tubes prolongateurs servant à extraire du pétrole ou du gaz de gisements au large et en eaux profondes.
Les tubes prolongateurs sont des structures tubulaires dynamiques à haute pression utilisées pour l'extraction de pétrole et de gaz de gisements au large. Ils s'étendent du fond de la mer jusqu'au support de production en surface et servent à transporter du pétrole, du gaz et des fluides d'injection.
En eaux profondes (par exemple à une profondeur supérieure à 1000 mètres), on dispose souvent d'un nombre limité de solutions réalisables faisant appel à des tubes prolongateurs pour l'exploitation d'un gisement particulier. Cela est dû à de nombreuses contraintes de conception, de fonctionnement, de considérations commerciales et contractuelles. Ces limites sont particulièrement évidentes à l'occasion d'exploitations dans des eaux ultra profondes (à une profondeur ordinairement de 1500 à 3000 mètres) qui nécessitent normalement un grand nombre de tubes prolongateurs, utilisent des supports de production à positionnement dynamique tels que des navires FPSO (supports flottants de production, stockage et transfert) et sont souvent situées dans un environnement caractérisé par de fortes sollicitations dues à la houle, aux courants et aux vents. Pour ces applications, il existe une demande de technologie perfectionnée des tubes prolongateurs et de configurations de systèmes pour faciliter de futures exploitations.
La Fig. 1 illustre schématiquement le concept de SLOR (Single Line Offset Riser, soit tube prolongateur décalé à simple ligne), qui est reconnu comme un système de tubes prolongateurs pour eaux profondes qui a fait ses preuves sur le terrain, ayant été mis en oeuvre avec succès sur deux sites d'Afrique occidentale. Le SLOR comprend un tronçon de canalisation verticale en acier 20 qui est maintenu tendu par un module de flottabilité 30 situé près de la surface. Le raccordement au support de production 10 se fait par l'intermédiaire d'un tronçon de conduite flexible en caténaire 40. Au fond de la mer, une réaction à la tension verticale est exercée par un massif de fondation (non représenté) qui peut être un pieu battu, un pieu à succion ou une plate-forme à embase- poids.
On s'attend à ce que le concept de SLOR soit utilisé partout dans le monde à l'avenir dans des exploitations en eaux profondes. Cependant, le risque de collisions entre SLORs voisins nécessite le maintien d'une grande séparation. La Fig. 1 montre schématiquement que même si le support 10 peut être capable de recevoir un nombre élevé de tubes prolongateurs, il est nécessaire de ménager une séparation entre les deux SLORs représentés sur la Fig. 1. En outre, un espace doit être maintenu par rapport aux amarres, aussi le champ d'application des SLORs est-il très limité à des exploitations dans lesquelles ne sont nécessaires que peu de tubes prolongateurs. Cela peut constituer un inconvénient majeur sur des grands sites en eaux profondes où il faut ordinairement de 20 à 30 tubes prolongateurs.
On sait utiliser des bouées placées près de la surface pour supporter une pluralité de tubes prolongateurs en caténaires, qui se raccordent à une pluralité respective de caténaires flexibles qui assurent une liaison avec un support de surface. On pourra trouver des exemples de tels agencements notamment dans US 5 957 074 et US 5 639 187.
Selon un premier aspect de la présente invention, il est proposé un système de production comprenant: plusieurs tubes prolongateurs verticaux; plusieurs caténaires de production; plusieurs modules de flottabilité, chacun des différents modules de flottabilité étant relié à l'extrémité supérieure d'un tube prolongateur respectif parmi les différents tubes prolongateurs verticaux; un bâti de support comportant une pluralité de moyens de guidage destinés à recevoir chacun des différents tubes prolongateurs verticaux, chacun des différents tubes prolongateurs étant reçu dans un moyen de guidage respectif; chaque tube de la pluralité de tubes prolongateurs verticaux étant relié à une extrémité inférieure respective d'une caténaire parmi les différentes caténaires de production au niveau du bâti de support; et les extrémités supérieures de chaque caténaire parmi les différentes caténaires de production étant reliées à un support de surface.
Ainsi, la flottabilité de chaque tube prolongateur vertical est assurée par le module de flottabilité fixé au tube prolongateur vertical correspondant. Il s'agit d'une solution qui n'est pas adoptée dans les techniques antérieures telles que celles décrites dans US 5 957 974 et US 5 639 187, dans lesquelles une seule bouée assure la flottabilité pour la totalité des tubes prolongateurs en caténaires reliées à la bouée. Selon ces techniques connues, tout mouvement de la bouée fait bouger la totalité des tubes prolongateurs en caténaires supportés. Dans la présente invention, le bâti supporte et guide les tubes prolongateurs verticaux pour les empêcher de se heurter ou de se gêner les uns les autres. Comme chacun des tubes prolongateurs verticaux a son propre module de flottabilité respectif, chacun des tubes prolongateurs est à même de bouger indépendamment du bâti et des autres tubes prolongateurs, par exemple sous l'effet d'une dilatation thermique ou de la pression interne. Ces différences constituent de grands avantages industriels lorsqu'il s'agit d'installer et de mettre en service plusieurs tubes prolongateurs.
Selon un deuxième aspect de la présente invention, il est proposé un procédé de raccordement d'un tube prolongateur vertical de production à un support de surface, le procédé comprenant les étapes consistant à : a) relier le tube prolongateur vertical de production à un moyen de flottabilité, au niveau de l'extrémité supérieure du tube prolongateur vertical de production, b) supporter le tube prolongateur vertical de production et le moyen de flottabilité à l'intérieur d'un bâti de support; c) relier le tube prolongateur de production à une caténaire de production au niveau du bâti de support; et d) relier la caténaire de production à un support de surface.
Selon un troisième aspect de la présente invention, il est proposé un procédé de raccordement de plusieurs tubes prolongateurs de production à un support de surface, le procédé comprenant les étapes consistant à : a) mettre en place une ossature de support à un emplacement proche de plusieurs tubes prolongateurs verticaux; b) fixer un module de flottabilité respectif à chacun des différents tubes prolongateurs verticaux; c) lever chacun des différents tubes prolongateurs verticaux; d) relier chacun des différents tubes prolongateurs verticaux à l'ossature de support de façon que l'extrémité supérieure de chacun des différents tubes prolongateurs verticaux soit fixée à l'ossature de support; e) relier une caténaire de production respective à chacun des différents tubes prolongateurs verticaux au niveau de l'ossature de support; et f) relier chacune des différentes caténaires de production au support de surface.
Dans des modes de réalisation préférés d'un système de production selon l'invention, on a recours notamment aux dispositions suivantes prises isolément ou en combinaison: - le bâti de support est fixé au fond de la mer par plusieurs amarres, - les différentes amarres sont fixées à plusieurs massifs de fondations d'amarres, - les différents tubes prolongateurs verticaux sont fixés à plusieurs massifs de fondations de tubes prolongateurs et les différentes fondations d'amarres sont séparées des différentes fondations de tubes prolongateurs, - le bâti de support comporte en outre un ou plusieurs moyens de flottabilité, - chacun des différents moyens de guidage comporte un entonnoir de guidage, - chacun des différents moyens de guidage comporte un moyen de serrage pour fixer chacun des différents tubes prolongateurs verticaux à un moyen de guidage respectif, - chacun des différents tubes prolongateurs verticaux est reçu dans le moyen de guidage respectif de façon que chacun des tubes prolongateurs verticaux puisse bouger librement dans une direction parallèle à l'axe du tube prolongateur.
L'invention sera mieux comprise à l'étude de la description détaillée d'un mode de réalisation pris à titre d'exemple non limitatif et illustré par les dessins annexés sur lesquels: la Fig. 1 représente schématiquement un agencement selon la technique antérieure dans lequel deux SLORs sont reliés à un support de surface; la Fig. 2 représente schématiquement un agencement de plusieurs SLORs selon la présente invention; la Fig. 3 représente une vue latérale de l'illustration schématique d'un agencement de plusieurs SLORs selon la présente invention représenté sur la Fig. 2; et la Fig. 4 représente schématiquement le bâti du support représenté sur les figures 2 et 3.
La Fig. 2 représente schématiquement un agencement 100 constitué de plusieurs SLORs selon la présente invention et la Fig. 3 représente une vue latérale de l'illustration schématique d'un agencement de plusieurs SLORs selon la présente invention représenté sur la Fig. 2.
La Fig. 2 montre que l'agencement 100 comprend un support de surface 10, plusieurs tubes prolongateurs verticaux 20a, ..., 20f, reliés chacun au support de surface 10 par un tronçon respectif souple de caténaire 40a, .. . 40f d'une conduite flexible. Chacun des tubes prolongateurs est fixé au fond de la mer à l'aide d'une fondation respective 22a, ..., 22f Au lieu de l'unique module de flottabilité installé près de la surface, associé à chacun des tubes prolongateurs, qui est représenté sur la Fig. 1, les tubes prolongateurs sont supportés par un bâti de support léger 130 qui est ancré à des fondations au fond de la mer par l'intermédiaire de deux amarres 140 qui sont ancrées à des fondations 145 d'amarres. La Fig. 3 montre que les fondations respectives 22a,..., 22f des tubes prolongateurs sont décalées latéralement par rapport aux fondations 145 des amarres de façon qu'il n'y ait pas de gêne entre les tubes prolongateurs et les amarres.
En service, le bâti du support 130 est installé avant les tubes prolongateurs et, de préférence, il a une flottabilité suffisante pour être auto-porteur, indépendamment des tubes prolongateurs (voir plus bas). Le bâti et ses fondations sont compacts et légers, aussi peuvent-ils être installés depuis un petit navire d'installation tel qu'un navire de manipulation d'ancres. Les tubes prolongateurs verticaux 20a, ..., 20f sont ensuite installés verticalement, de la manière habituelle, du côté extérieur du bâti, à l'aide d'un navire d'installation classique.
Après le raccordement de chaque tube prolongateur 20a, ..., 20f à sa fondation respective 22a, ..., 22f au fond de la mer, un bidon associé 132a, ..., 132f (voir Fig. 4) est entièrement rempli d'air de façon que le tube prolongateur puisse être auto-porteur sans support de la part du navire d'installation en surface. Ensuite, l'ensemble supérieur de tube prolongateur est dévié latéralement pour se placer dans une zone de guidage du bâti du support. Cela peut se faire à l'aide d'un câble tendu depuis le navire d'installation, avec l'assistance d'une structure de guidage présente sur le bâti et à l'aide d'une assistance optique au moyen d'une caméra télécommandée.
La Fig. 4 illustre schématiquement le bâti de support 130 une fois qu'il a été garni de plusieurs tubes prolongateurs 20. De préférence, le bâti de support comporte un certain nombre de régions de flottabilité 135 qui permettent au bâti d'être auto-porteur, indépendant des tubes prolongateurs et/ou d'un support de surface. Chacun des tubes prolongateurs verticaux 20a, ..., 20f est relié à un bidon d'air correspondant 132a, ..., 132f qui est ensuite reçu dans un guide 137 formé dans le bâti. Après la fixation de chaque tube prolongateur vertical dans le bâti de support, la caténaire 40a, ..., 40f qui relie le haut du tube prolongateur vertical au navire de production est installée et le tube prolongateur vertical peut être mis en service dans un but de production.
Pour faciliter la réception sûre des tubes prolongateurs verticaux, chacun des guides 137 comporte un entonnoir, et un ensemble de serrage 139 à trappe pivotante sert à fixer l'ensemble supérieur du tube prolongateur dans le bâti de support. Le système de serrage à trappe pivotante comporte de préférence des roulements de type Orkot à demi- coussinets qui créent une interface à faibles frottements et permet la survenance d'un mouvement relatif entre le bâti de support et chaque tube prolongateur vertical individuel. Ce mouvement peut survenir du fait de fluctuations de température et de pression ainsi qu'à la suite d'un mouvement latéral du bâti de support résultant de dérives des courants et du support. Une fois raccordés au bâti de support, tous les tubes prolongateurs verticaux sont guidés et amenés à se déplacer conjointement et sans risques de collisions puisque le bâti de support maintient une séparation constante à la hauteur de guidage.
Les dimensions du bâti de support peuvent être conçues pour convenir à chaque exploitation particulière, mais les installations typiques sont prévues pour jusqu'à six tubes prolongateurs verticaux. Dans ce cas, le bâti de support mesure environ 36 mètres de longueur sur 6 mètres de largeur. Il est entendu que le bâti de support peut recevoir un nombre plus grand ou plus petit de tubes prolongateurs verticaux et que, pour des bâtis de support recevant un nombre différents de tubes prolongateurs verticaux, le bâti de support peut très bien avoir des dimensions différentes.
Pour le reste, la conception du tube prolongateur vertical et de la caténaire est celle d'un SLOR classique. La conception du bâti de support et du moyen de fixation permet une installation des tubes prolongateurs verticaux dans n'importe quel ordre et absorbe également tous les mouvements anticipés entre les différents tubes prolongateurs verticaux et le bâti de support par suite de conditions de fonctionnement normales et extrêmes.
Un avantage supplémentaire du système est que les mouvements latéraux en haut de l'ensemble de tubes prolongateurs verticaux sont réduits en comparaison d'un SLOR classique en raison de l'interaction de la tension existant dans chacune des conduites individuelles et des amarres produisant un effet "d'arrimage". Cet effet permet que le bâti de support et les bidons d'air soient placés plus près de la surface de l'eau que ne le permettrait autrement un SLOR classique, ce qui simplifie donc l'accès à la bretelle de raccordement et l'installation de celle-ci et réduit sa longueur requise. En outre, le perfectionnement proposé ne fait pas perdre les avantages techniques théoriques et la rentabilité du concept de SLOR: faible sensibilité aux mouvements du support, grande résistance à la fatigue, aptitudes avant installation, faible charge utile du support et faibles efforts de traction et bonnes performances thermiques.
Il est entendu que les références ci-dessus à des tubes prolongateurs verticaux ne constituent pas une limite géométrique mais définissent une différence fonctionnelle par rapport à un tube prolongateur en caténaire. En service, un tube prolongateur vertical définira un trajet vertical ou sensiblement vertical.
Claims (11)
1. Système de production, caractérisé en ce qu'il comprend: plusieurs tubes prolongateurs verticaux (20a,...,20f) ; plusieurs caténaires de production (40a,...,40f) plusieurs modules de flottabilité, chacun des différents modules de flottabilité étant relié à l'extrémité supérieure d'un tube respectif parmi les différents tubes prolongateurs verticaux; un bâti de support (130) comportant plusieurs moyens de guidage (137) destinés à recevoir chacun des différents tubes prolongateurs verticaux (20a,...,20f), chacun des différents tubes prolongateurs étant reçu dans un moyen de guidage respectif (137) ; chacun des différents tubes prolongateurs verticaux (20a,...,20f) étant relié à une extrémité inférieure respective d'une caténaire parmi les différentes caténaires de production (40a,...,40f) au niveau du bâti de support (130) ; et les extrémités supérieures de chacune des différentes caténaires de production (40a,...,40f) étant reliées à un support de surface (10).
2. Système de production selon la revendication 1, caractérisé en ce que le bâti de support (130) est fixé au fond de la mer par plusieurs amarres (140).
3. Système de production selon la revendication 2, caractérisé en ce que les différentes amarres (140) sont fixées à plusieurs massifs de fondations (145) d'amarres.
4. Système de production selon la revendication 3, caractérisé en ce que les différents tubes prolongateurs 'verticaux (20a,...,20f) sont fixés à plusieurs massifs de fondations (22a,...,22f) de tubes prolongateurs et les différentes fondations (145) d'amarres sont séparées des différentes fondations (22a,...,22f) de tubes prolongateurs.
5. Système de production selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le bâti de support (130) comporte en outre un ou plusieurs moyens de flottabilité (132a,...,132f).
6. Système de production selon la revendication 1, caractérisé en ce que chacun des différents moyens de guidage (137) comporte un entonnoir de guidage.
7. Système de production selon la revendication 1 ou la revendication 6, caractérisé en ce que chacun des différents moyens de guidage (137) comporte un moyen de serrage (139) pour fixer chacun des différents tubes prolongateurs verticaux (20a,...,20f) à un moyen de guidage respectif.
8. Système de production selon l'une quelconque des revendications 1, 6 et 7, caractérisé en ce que chacun des différents tubes prolongateurs verticaux 5 (20a,...,20f) est reçu dans le moyen de guidage respectif (137) de façon que chacun des tubes prolongateurs verticaux puisse bouger librement dans une direction parallèle à l'axe du tube prolongateur.
9. Procédé de raccordement d'un tube prolongateur vertical de production (20a,...,20f) à un support de surface (10), le procédé étant caractérisé en 10 ce qu'il comprend les étapes consista=nt à : a) relier le tube prolongateur vertical de production (20a,...,20f) à un moyen de flottabilité (132a,...,132f) au niveau de l'extrémité supérieure du tube prolongateur vertical de production, b) supporter le tube prolongateur vertical de production et le moyen de flottabilité dans un bâti de support (130) ; c) relier le tube prolongateur de production (20a,...,20f) à une caténaire de production (40a,...,40f) au niveau du bâti de support (130) ; et d) relier la caténaire de production (40a,...,40f) à un support de surface (10).
10. Procédé de raccordement de plusieurs tubes prolongateurs de production (20a,...,20f) à un support de surface (10), le procédé étant caractérisé en ce qu'il comprend les étapes consistant à : a) mettre en place une ossature de support (130) à proximité de plusieurs tubes prolongateurs verticaux (20a,...,20f) ; b) fixer un module de flottabilité respectif (132a,...,132f) à chacun des différents tubes prolongateurs verticaux; c) lever chacun des différents tubes prolongateurs verticaux; d) relier chacun des différents tubes prolongateurs verticaux à l'ossature de support afin que l'extrémité supérieure de chacun des différents tubes prolongateurs verticaux soit fixée à l'ossature de support; e) relier une caténaire de production respective (40a,...,40f) à chacun des différents tubes prolongateurs verticaux au niveau de l'ossature de support; et f) relier chacune des différentes caténaires de production au support de surface.
11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce que l'ossature de support (130) est amarrée à proximité des différents tubes prolongateurs verticaux.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0518430A GB2429992A (en) | 2005-09-09 | 2005-09-09 | Production system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2890683A1 true FR2890683A1 (fr) | 2007-03-16 |
| FR2890683B1 FR2890683B1 (fr) | 2014-08-01 |
Family
ID=35221207
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR0607895A Expired - Fee Related FR2890683B1 (fr) | 2005-09-09 | 2006-09-08 | Systeme de production a tubes pour l'extraction d'hydrocarbures en eaux profondes et procede de raccordement de tels tubes |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7591316B2 (fr) |
| BR (1) | BRPI0603775A (fr) |
| FR (1) | FR2890683B1 (fr) |
| GB (2) | GB2429992A (fr) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005090152A1 (fr) * | 2004-03-23 | 2005-09-29 | Single Buoy Moorings Inc. | Exploitation d'un gisement a l'aide d'une unite de generation d'energie centralisee |
| GB0409361D0 (en) * | 2004-04-27 | 2004-06-02 | Stolt Offshore Sa | Marine riser tower |
| GB2429992A (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 2H Offshore Engineering Ltd | Production system |
| US20110017465A1 (en) * | 2008-04-09 | 2011-01-27 | AMOG Pty Ltd. | Riser support |
| FR2933124B1 (fr) * | 2008-06-27 | 2010-08-13 | Technip France | Procede d'installation d'une tour hybride dans une etendue d'eau, tour hybride et installation d'exploitation de fluides associee |
| GB2472644A (en) * | 2009-08-14 | 2011-02-16 | Acergy France Sa | Marine riser apparatus and method of installation |
| FR2952671B1 (fr) * | 2009-11-17 | 2011-12-09 | Saipem Sa | Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail |
| GB0920640D0 (en) * | 2009-11-25 | 2010-01-13 | Subsea 7 Ltd | Riser configuration |
| FR2954966B1 (fr) * | 2010-01-05 | 2012-01-27 | Technip France | Ensemble de support d'au moins une conduite de transport de fluide a travers une etendue d'eau, installation et procede associes. |
| US9074428B2 (en) * | 2010-03-19 | 2015-07-07 | Seahorse Equipment Corp | Connector for steel catenary riser to flexible line without stress-joint or flex-joint |
| FR2967451B1 (fr) * | 2010-11-17 | 2012-12-28 | Technip France | Tour d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau et procede d'installation associe. |
| GB2488828B (en) * | 2011-03-10 | 2014-08-20 | Subsea 7 Ltd | Restraint systems for hybrid decoupled risers |
| FR2983233B1 (fr) * | 2011-11-30 | 2016-01-01 | Saipem Sa | Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux |
| GB2506938B (en) * | 2012-10-15 | 2015-08-05 | Subsea 7 Ltd | Improvements relating to buoyancy-supported risers |
| US9745027B2 (en) * | 2014-01-22 | 2017-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deployment of high-pressure iron from marine vessel to offshore rig |
| US10184589B2 (en) * | 2015-03-04 | 2019-01-22 | Ge Oil & Gas Uk Limited | Riser assembly and method |
| FR3033358B1 (fr) * | 2015-03-06 | 2017-03-31 | Saipem Sa | Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface comprenant des risers verticaux relies par des barres articulees |
| US10961677B2 (en) | 2016-12-14 | 2021-03-30 | Trendsetter Vulcan Offshore, Inc. | Monitoring system for marine risers |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000031372A1 (fr) * | 1998-11-23 | 2000-06-02 | Foster Wheeler Energy Limited | Support flottant ancre pour systeme de tubes ascenseur relie a un vaisseau de production flottant |
| FR2839110A1 (fr) * | 2002-04-29 | 2003-10-31 | Technip Coflexip | Systeme de colonne montante reliant une installation sous-marine fixe a une unite de surface flottante |
Family Cites Families (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3601075A (en) * | 1969-07-02 | 1971-08-24 | North American Rockwell | Riser support structure |
| US4182584A (en) * | 1978-07-10 | 1980-01-08 | Mobil Oil Corporation | Marine production riser system and method of installing same |
| US4423984A (en) * | 1980-12-29 | 1984-01-03 | Mobil Oil Corporation | Marine compliant riser system |
| US4400109A (en) * | 1980-12-29 | 1983-08-23 | Mobil Oil Corporation | Complaint riser yoke assembly with breakway support means |
| NL8100564A (nl) * | 1981-02-05 | 1982-09-01 | Shell Int Research | Beweeglijk leidingsysteem voor een drijvend lichaam. |
| US4478586A (en) * | 1982-06-22 | 1984-10-23 | Mobil Oil Corporation | Buoyed moonpool plug for disconnecting a flexible flowline from a process vessel |
| EP0251488B1 (fr) * | 1986-06-05 | 1991-11-06 | Bechtel Limited | Dispositif de colonnes montantes souples et son procédé d'utilisation |
| GB2191230A (en) | 1986-06-05 | 1987-12-09 | Bechtel Ltd | Flexible riser system |
| FR2600709B1 (fr) * | 1986-06-26 | 1988-11-10 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et methode de mise en place et de connexion d'un raccord coude |
| US4762180A (en) * | 1987-02-05 | 1988-08-09 | Conoco Inc. | Modular near-surface completion system |
| US4913238A (en) * | 1989-04-18 | 1990-04-03 | Exxon Production Research Company | Floating/tensioned production system with caisson |
| US5275510A (en) * | 1992-01-16 | 1994-01-04 | Jacob De Baan | Offshore tanker loading system |
| US5615977A (en) * | 1993-09-07 | 1997-04-01 | Continental Emsco Company | Flexible/rigid riser system |
| US5505560A (en) * | 1993-10-26 | 1996-04-09 | Offshore Energie Development Corporation (Oecd) | Fluid transfer system for an offshore moored floating unit |
| US5480264A (en) * | 1994-09-07 | 1996-01-02 | Imodco, Inc. | Offshore pipeline system |
| US5639187A (en) * | 1994-10-12 | 1997-06-17 | Mobil Oil Corporation | Marine steel catenary riser system |
| AU1164397A (en) | 1995-12-19 | 1997-07-14 | Foster Wheeler Energy Limited | Catenary riser system |
| GB9600231D0 (en) * | 1996-01-05 | 1996-03-06 | Foster Wheeler Petrol Dev Ltd | Spacing bouy for flexible risers |
| GB2322834B (en) | 1996-01-05 | 2000-01-19 | Foster Wheeler Energy Ltd | Spacing buoy for flexible risers |
| NO307210B1 (no) * | 1996-11-27 | 2000-02-28 | Norske Stats Oljeselskap | System for utvinning av olje eller gass |
| US6161620A (en) * | 1996-12-31 | 2000-12-19 | Shell Oil Company | Deepwater riser system |
| NO313500B1 (no) * | 1997-01-15 | 2002-10-14 | Abb Offshore Technology As | Oppdriftslegeme samt fremgangsmate for anvendelse av dette |
| US5957074A (en) * | 1997-04-15 | 1999-09-28 | Bluewater Terminals B.V. | Mooring and riser system for use with turrent moored hydrocarbon production vessels |
| FR2766869B1 (fr) * | 1997-08-01 | 1999-09-03 | Coflexip | Dispositif de transfert de fluide entre un equipement de fond sous-marin et une unite de surface |
| FR2768457B1 (fr) * | 1997-09-12 | 2000-05-05 | Stolt Comex Seaway | Dispositif de transport sous-marin de produits petroliers a colonne montante |
| GB2334048B (en) * | 1998-02-06 | 1999-12-29 | Philip Head | Riser system for sub sea wells and method of operation |
| NO981701D0 (no) * | 1998-04-16 | 1998-04-16 | Kvaerner Oilfield Prod As | Sammensatt hybridstiger÷r |
| US6206614B1 (en) * | 1998-04-27 | 2001-03-27 | Deep Oil Technology, Incorporated | Floating offshore drilling/producing structure |
| EP0962384A1 (fr) * | 1998-06-05 | 1999-12-08 | Single Buoy Moorings Inc. | Dispositif de chargement d'un navire |
| US6062769A (en) * | 1998-08-06 | 2000-05-16 | Fmc Corporation | Enhanced steel catenary riser system |
| US6176646B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-01-23 | Deep Oil Technology, Incorporated | Riser guide and support mechanism |
| GB2346188A (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-02 | 2H Offshore Engineering Limite | Concentric offset riser |
| NO20000831L (no) * | 1999-03-25 | 2000-09-26 | Pgs Offshore Technology As | Produksjonsplattform med brønnventiler pÕ dekk |
| US6402431B1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-06-11 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Composite buoyancy module with foam core |
| US6415828B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-07-09 | Fmc Technologies, Inc. | Dual buoy single point mooring and fluid transfer system |
| US6712560B1 (en) * | 2000-12-07 | 2004-03-30 | Fmc Technologies, Inc. | Riser support for floating offshore structure |
| GB0100565D0 (en) * | 2001-01-10 | 2001-02-21 | 2H Offshore Engineering Ltd | Operating a subsea well |
| NO313920B1 (no) * | 2001-03-20 | 2002-12-23 | Statoil Asa | Stigerorsystem for anvendelse ved produksjon av hydrokarboner med et fartoy av FPSO-typen med et dynamisk posisjoneringssystem (DP) |
| FR2826051B1 (fr) * | 2001-06-15 | 2003-09-19 | Bouygues Offshore | Installation de liaison fond-surface d'une conduite sous-marine reliee a un riser par au moins un element de conduite flexible maintenu par une embase |
| US6688348B2 (en) * | 2001-11-06 | 2004-02-10 | Fmc Technologies, Inc. | Submerged flowline termination buoy with direct connection to shuttle tanker |
| US6558215B1 (en) * | 2002-01-30 | 2003-05-06 | Fmc Technologies, Inc. | Flowline termination buoy with counterweight for a single point mooring and fluid transfer system |
| WO2005009842A1 (fr) * | 2002-01-30 | 2005-02-03 | Single Buoy Moorings, Inc. | Support de colonne montante en eau peu profonde |
| US7096957B2 (en) * | 2002-01-31 | 2006-08-29 | Technip Offshore, Inc. | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
| US7434624B2 (en) * | 2002-10-03 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tension-leg riser |
| US7063158B2 (en) * | 2003-06-16 | 2006-06-20 | Deepwater Technologies, Inc. | Bottom tensioned offshore oil well production riser |
| GB2429992A (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 2H Offshore Engineering Ltd | Production system |
-
2005
- 2005-09-09 GB GB0518430A patent/GB2429992A/en not_active Withdrawn
-
2006
- 2006-09-05 US US11/515,964 patent/US7591316B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-06 GB GB0617531A patent/GB2429993B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-08 BR BRPI0603775-5A patent/BRPI0603775A/pt active Search and Examination
- 2006-09-08 FR FR0607895A patent/FR2890683B1/fr not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000031372A1 (fr) * | 1998-11-23 | 2000-06-02 | Foster Wheeler Energy Limited | Support flottant ancre pour systeme de tubes ascenseur relie a un vaisseau de production flottant |
| FR2839110A1 (fr) * | 2002-04-29 | 2003-10-31 | Technip Coflexip | Systeme de colonne montante reliant une installation sous-marine fixe a une unite de surface flottante |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2429992A (en) | 2007-03-14 |
| GB2429993A (en) | 2007-03-14 |
| GB2429993B (en) | 2010-05-19 |
| GB0518430D0 (en) | 2005-10-19 |
| FR2890683B1 (fr) | 2014-08-01 |
| BRPI0603775A (pt) | 2007-08-14 |
| US20070056742A1 (en) | 2007-03-15 |
| US7591316B2 (en) | 2009-09-22 |
| GB0617531D0 (en) | 2006-10-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2890683A1 (fr) | Systeme de production a tubes pour l'extraction d'hyrdocarbures en eaux profondes et procede de raccordement de tels tubes | |
| EP1073823B1 (fr) | Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous-marine installee a grande profondeur | |
| EP2342488B1 (fr) | Procédé de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une étendue d'eau et tour d'exploitation associée | |
| EP1917416B1 (fr) | Installation comprenant au moins deux liaisons fond-surface d au moins deux conduites sous-marines reposant au fond de la mer. | |
| FR2927651A1 (fr) | Methode d'installation de colonne sous-marine montante | |
| EP2401468B1 (fr) | Installation de liaison fond-surface de type tour hybride multi-riser comprenant des modules de flottabilite coulissants | |
| OA12820A (en) | Système de colonne montante reliant deux installations sous-marines fixes à une unité de surface flottante. | |
| EP2785952B1 (fr) | Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux | |
| FR2932215A1 (fr) | Installation d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau, et procede associe | |
| EP2571753B1 (fr) | Installation de liaison fond-surface comprenant une structure de guidage de conduite flexible | |
| FR2938001A1 (fr) | Procede de montage d'une tour d'exploitation d'un fluide dans une etendue d'eau et tour d'exploitation associee. | |
| EP2164752B1 (fr) | Bouée sous-marine à éléments modulaires | |
| WO2010007225A1 (fr) | Installation de transport sous-marin d'hydrocarbures | |
| EP2640923B1 (fr) | Tour d'exploitation de fluide dans une étendue d'eau et procédé d'installation associé. | |
| OA16429A (fr) | Tour d'exploitation de fluide dans une étendue d'eau et procédé d'installation associé. | |
| FR2591655A1 (fr) | Installation a conduites montantes de conformation en j pour la production d'hydrocarbures au large des cotes; sa combinaison avec un manifold; procede de raccordement du manifold | |
| FR2757896A1 (fr) | Systeme pour le forage et la production d'effluents petroliers | |
| OA16986A (rf) | Installation de liaisons fond-surface flexibles multiples sur au moins deux niveaux. | |
| FR2860828A1 (fr) | Dispositif de transport de produits petroliers entre le fond marin et une unite de surface, et procede d'installation d'un tel dispositif |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20090529 |
|
| D3 | Ip right revived | ||
| CA | Change of address |
Effective date: 20140321 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 10 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 11 |
|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20180531 |