NO149238B

NO149238B - PROCEDURE AND SYSTEM FOR ANCHORING A VESSEL

Info

Publication number: NO149238B
Application number: NO791346A
Authority: NO
Inventors: Kenneth Ardley Blenkarn; Pierre Albert Beynet
Original assignee: Standard Oil Co
Priority date: 1978-04-24
Filing date: 1979-04-23
Publication date: 1983-12-05
Also published as: IE48134B1; ES479874A1; JPS6027798B2; NO149238C; SG45682G; JPS54142795A; GB2019471B; GB2019471A; IT7948756A0; CA1126038A; IT1115997B; IE790825L; FR2424182A1; NL7903164A; DE2916561A1; FR2424182B1; NO791346L

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en konstruksjon som flyter The present invention relates to a construction that floats

i et vannområde. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en flytende konstruksjon fra hvilken boring av brønner og/eller produksjon av olje og gass e.l. operasjoner, eller begge deler, utføres. I sine mer spesifikke aspekter vedrører oppfinnelsen en flytende konstruksjon som har oppdriftsmidler som holder konstruksjonen flytende og hvor konstruksjonen er forankret ved hjelp av flere stort sett parallelle og vertikale kanaler som vanligvis kalles "stigerør". Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en slik konstruksjon hvor konsentriske foringsstrenger inne i stigerør danner en viktig del av forankringssystemet. in a water area. More specifically, the invention relates to a floating construction from which the drilling of wells and/or the production of oil and gas etc. operations, or both, are performed. In its more specific aspects, the invention relates to a floating structure which has buoyancy means which keep the structure afloat and where the structure is anchored by means of several largely parallel and vertical channels commonly called "risers". More specifically, the invention relates to such a construction where concentric casing strings inside risers form an important part of the anchoring system.

I senere år er det blitt ønskelig å benytte et flytende fartøy In recent years, it has become desirable to use a floating vessel

for å bore brønner i marint miljø. Mange av disse konstruksjoner er blitt holdt på plass ved hjelp av konvensjonelle kjedeline-fortøyninger eller ved hjelp av fremdriftstrusterenheter. En type flytende fartøy som har fått oppmerksomhet for boring eller produksjon av brønner i vann er den vertikalt fortøyde plattform så som beskrevet i US patent nr. 3 648 638. En avgjørende faktor for vertikalt fortøyde plattformer er at den flytende plattform kun er forbundet med forankringsmidler på sjøbunnen ved hjelp av langstrakte parallelle deler som for-trinnsvis er kanaler med stor diameter, vanligvis kalt stigerør. Disse langstrakte deler eller stigerør holdes i strekk ved hjelp av overskuddsoppdrift i plattformen. for drilling wells in a marine environment. Many of these structures have been held in place by conventional catenary moorings or by propulsion trusting units. One type of floating vessel that has received attention for drilling or producing wells in water is the vertically moored platform as described in US patent no. 3,648,638. A decisive factor for vertically moored platforms is that the floating platform is only connected by anchoring means on the seabed by means of elongated parallel parts which are preferably large-diameter channels, usually called risers. These elongated parts or risers are kept in tension by means of excess buoyancy in the platform.

Foreliggende oppfinnelse er en forbedring av det forankringssystem som er beskrevet i ovennevnte US patent nr. 3 648 638. Dette patent anses for å representere den nærmeste kjente teknikk, og foreliggende oppfinnelse er en forbedring av denne. Andre patenter som vedrører vertikalt fortøyde plattformer omfatter The present invention is an improvement of the anchoring system described in the above-mentioned US patent no. 3,648,638. This patent is considered to represent the closest known technique, and the present invention is an improvement of this. Other patents relating to vertically moored platforms include

US patent nr. 3 559 410, 3 559 411, 3 572 272, 3 976 021, 3 978 804, 3 983 828, 3.993 273, 4 062 313 og 3 154 039. Det finnes også tidligere patenter og teknikk som viser konsentriske foringsstrenger som strekker seg fra en undervannsbrønn til en plattform over vannflaten. I den siste henseende henvises til US patent nr. 3 971 576. US patent nr. 3 705 623 viser konsentriske rør 33 og 17 som er forbundet med én oppdriftsdel 19. Imidlertid utgjør disse konsentriske rør ingen del av forankringssystemet. Ingen av disse patenter eller tidligere kjent teknikk viser forankring av en vertikalt fortøyet plattform ved hjelp av konsentriske strekkbelastede foringsstrenger inne i et ytre, strekkbelastet stigerør. Det er ikke kjent tidligere teknikk som gjør dette. US Patent Nos. 3,559,410, 3,559,411, 3,572,272, 3,976,021, 3,978,804, 3,983,828, 3,993,273, 4,062,313, and 3,154,039. There are also prior patents and art showing concentric casing strings which extends from an underwater well to a platform above the water surface. In the latter respect, reference is made to US Patent No. 3,971,576. US Patent No. 3,705,623 shows concentric tubes 33 and 17 which are connected to one buoyancy part 19. However, these concentric tubes do not form part of the anchoring system. None of these patents or prior art disclose anchoring of a vertically moored platform by means of concentric tension-loaded casing strings inside an outer tension-loaded riser. There is no known prior art that does this.

Oppfinnelsen vedrører et forankringssystem og en fremgangsmåte for å forbinde et fartøy som flyter i et vannområde med en undersjøisk brønn som har en første foringsstreng innsatt og festet i et'hull i bunnen av nevnte vannområde, og en andre foringsstreng som er understøttet i den første streng og som strekker seg dypere enn den første foringsstreng og ér festet i hullet. En første stigerørskanal (vanligvis kalt et "stigerør") er forbundet ved sin nedre ende til første foringsstreng på The invention relates to an anchoring system and a method for connecting a vessel floating in a water area with an underwater well which has a first casing string inserted and fixed in a hole in the bottom of said water area, and a second casing string which is supported in the first string and which extends deeper than the first casing string and is fixed in the hole. A first riser channel (commonly called a "riser") is connected at its lower end to a first casing string on

tett måte slik at den første stigerørskanal og den første foringsstreng danner en fluidumstett kanal. Den øvre ende av den første stigerørskanal er understøttet fra fartøyet under strekk. Den nedre ende av en andre stigerørskanal eller stigerørsforing er forbundet med den andre foringsstreng på tightly so that the first riser channel and the first casing string form a fluid-tight channel. The upper end of the first riser channel is supported from the vessel under tension. The lower end of a second riser channel or riser liner is connected to the second liner string on

tett måte slik at nevnte andre foringsstreng og den andre stige-rørskanal danner en andre fluidumstett kanal. Den øvre ende av den andre stigerørskanal understøttes fra et øvre parti av den første stigerørskanal slik at strekk utøves i den andre stigerørs-kanal når strekk utøves i den første stigerørskanal. tightly so that said second casing string and the second riser channel form a second fluid-tight channel. The upper end of the second riser channel is supported from an upper part of the first riser channel so that tension is exerted in the second riser channel when tension is exerted in the first riser channel.

De øvre og nedre ender åv den første stigerørskanal (eller stige-rør) er forsynt med avslutninger som i virkeligheten er avstivede seksjoner av stigerøret for å distribuere krumning over en lengde eller et parti av lengden av stigerøret. De andre eller indre, stigerørkanaler er forsynt med sentreringsanordninger inne i den ytre eller første stigerørskanals avslutninger. De øvre og nedre ender av de indre stigerørsstrenger trenger ingen avslut- The upper and lower ends of the first riser channel (or riser) are provided with terminations which are actually stiffened sections of the riser to distribute curvature over a length or part of the length of the riser. The second or inner riser channels are provided with centering devices inside the outer or first riser channel terminations. The upper and lower ends of the inner riser strings do not need any termination

ninger. Det vises forøvrig til kravene. nings. Reference is also made to the requirements.

Andre formål ved oppfinnelsen vil fremgå av følgende beskrivelse av det utførelseseksempel på oppfinnelsen som er vist på vedføyede tegninger. Other objects of the invention will be apparent from the following description of the embodiment of the invention shown in the attached drawings.

Fig. 1 er et oppriss av en vertikalt fortøyet plattform. Fig. 1 is an elevation of a vertically moored platform.

Fig. 2 viser delvis i snitt en stigerørsanordning i et ben av den vertikalt fortøyede plattform på fig. 1. Fig. 3 viser et forstørret snitt av innretningen på fig. 2 for forbindelse av toppendene av de indre foringsstrenger med stigerøret. Fig. 4 viser en innretning for å forbinde stigerøret med foringsstrengen forankret i en brønnboring. Fig. 1 viser et sideriss av en vertikalt fortøyet plattform. Der er plattformen 10 understøttet i et vannområde 12 som har en bunn 14. Konstruksjonen 10 omfatter stort sett en flottørinnretning 16 som understøtter et arbeidsdekk 18 over overflaten 20 av vannområdet 12. Det gjøres oppmerksom på-at en vertikalt for-tøyet plattform er beskrevet i detalj i US patent 3 648 638. Flottørinnretningen 16 er eksempelvis sammensatt av fire flaskeformede flytende ben 22. Hvert ben 22 er forankret ved hjelp av flere stigerør 2%4 som er forsynt med av stands ho lde re 26. Stigerørene 24 er forbundet med foringer 28 som er fastsementert i hull i bunnen av vannområdet. En mal 30 er vist på bunnen 24, gjennom hvilken brønner for foringene 28 ble styrt. Stigerør 24 er vanligvis laget av stål av god kvalitet og er typisk 0,5 m i diameter. Stigerørene 24 er parallelle og holdes i strekk av den vertikale kraft som utøves på den flytende konstruksjon. Den typiske lengde av disse stigerør 24 kan være fra 150 m til mer enn 1000 m fra basisen av benelementet 22 av den vertikalt fortøyede plattform til sjøbunnen 14. Fig. 2 shows a partial cross-section of a riser device in a leg of the vertically moored platform in fig. 1. Fig. 3 shows an enlarged section of the device in fig. 2 for connecting the top ends of the inner casing strings with the riser. Fig. 4 shows a device for connecting the riser with the casing string anchored in a wellbore. Fig. 1 shows a side view of a vertically moored platform. There, the platform 10 is supported in a water area 12 which has a bottom 14. The construction 10 largely comprises a float device 16 which supports a working deck 18 above the surface 20 of the water area 12. Please note that a vertically moored platform is described in detail in US patent 3 648 638. The float device 16 is, for example, composed of four bottle-shaped floating legs 22. Each leg 22 is anchored by means of several risers 2%4 which are provided with stand holders 26. The risers 24 are connected with liners 28 which are cemented in holes at the bottom of the water area. A template 30 is shown on the bottom 24, through which wells for the liners 28 were guided. Risers 24 are usually made of good quality steel and are typically 0.5 m in diameter. The risers 24 are parallel and are held in tension by the vertical force exerted on the floating structure. The typical length of these risers 24 can be from 150 m to more than 1000 m from the base of the leg member 22 of the vertically moored platform to the seabed 14.

På fig. 2 er det vist en forbedret forankringsforbindelsesinn-retning mellom den vertikalt fortøyede plattform og sjøbunnen. Her er det vist et ben 22 som utgjør en av de fire flytedeler av"den vertikalt fortøyde plattform på fig. 1. For enkelhets og oversiktens skyld er det kun vist en stigerørsinnretning som strekker seg mellom benet 22 og sjøbunnen 14. En vertikal passasje 32 strekker seg gjennom den nedre del eller det utvidede parti av benet 22. Den øvre ende av stigerørinnretningen 24 er forsynt med en øvre stigerørsavslutning 34. Det er tidligere kjent at dersom en rørformet del holdes under strekk og utsettes for bøyning, vil spenningene bli konsentrert ved endene. En måte å imøtekomme dette problem på er å gjøre endeseksjonen tilstrekkelig stiv til å fordele den eventuelt opptredende bøyningsdeformasjon over en større lengde. Dette er hva som gjøres her, og det forsterkede parti kalles "en avslutning", In fig. 2 shows an improved anchoring connection device between the vertically moored platform and the seabed. Here, a leg 22 is shown which forms one of the four floating parts of the vertically moored platform in Fig. 1. For the sake of simplicity and overview, only a riser device is shown which extends between the leg 22 and the seabed 14. A vertical passage 32 extends through the lower part or the extended part of the leg 22. The upper end of the riser device 24 is provided with an upper riser termination 34. It is previously known that if a tubular part is held under tension and subjected to bending, the stresses will be concentrated at the ends. One way to accommodate this problem is to make the end section sufficiently stiff to distribute the bending deformation that may occur over a greater length. This is what is done here, and the reinforced portion is called "a termination",

i dette tilfelle "den øvre stigerørsavslutning 34". En avslutning er således en avstivet seksjon av stigerøret for å fordele kurvaturen over et bestemt parti av stigerøret. in this case "the upper riser termination 34". A termination is thus a stiffened section of the riser to distribute the curvature over a certain part of the riser.

Øvre horisontale lagre 36 og nedre horisontale lagre 38 er anordnet mellom den øvre avslutning 34 og veggen av passasjen 32 gjennom benet 22. Over det horisontale lager 36 er det en vertikal lagerinnretning 40. Detaljer av dette vertikale lager 40 er vist i US patent nr. 3 976 021, fig. 17 og 18. Det omfatter primært en jekk 42, en brakett 44, anleggsskuldere 46 for den øvre ende av den øvre stigerørsavslutning 34 og mellomlegg og lågere 48. Den vertikale kraft fra strekket i stigerøret 24 overføres gjennom det vertikale lager 4 0 til benet 22 av den vertikalt fortøyede plattform. Upper horizontal bearings 36 and lower horizontal bearings 38 are arranged between the upper end 34 and the wall of the passage 32 through the leg 22. Above the horizontal bearing 36 there is a vertical bearing device 40. Details of this vertical bearing 40 are shown in US patent no. 3,976,021, fig. 17 and 18. It primarily comprises a jack 42, a bracket 44, installation shoulders 46 for the upper end of the upper riser termination 34 and spacers and lowers 48. The vertical force from the tension in the riser 24 is transferred through the vertical bearing 40 to the leg 22 of the vertically moored platform.

Den nedre ende av stigerøret 24 er forbundet med en nedre avslutning 50 som passerer gjennom et drivrør 52 i malen 30. En 0,5 m's ledningsføring 54 er opphengt fra drivrøret 52 gjennom en slamrørsopphengning 56 som i realiteten kan være en oppad-vendede skulder 58 på drivrøret 52, og en skulder 60 som har en nedadvendende skulder, festet til ytterveggen av. den 50 cm's ledeforing 54. Dersom bunnen 14 er tilstrekkelig bløt, kan driv-røret 52 drives den nødvendige dybde ned i bunnen 14. I motsatt fall kan et hull bores gjennom styrerøret. Et hull kan bores gjennom drivrøret 52, og den 50 cm's ledeforing 54 kan plasseres og sementeres på plass ved bruk av konvensjonelt sjøboreutstyr. The lower end of the riser 24 is connected to a lower termination 50 which passes through a drive pipe 52 in the template 30. A 0.5 m conduit 54 is suspended from the drive pipe 52 through a mud pipe suspension 56 which in reality may be an upward facing shoulder 58 on the drive tube 52, and a shoulder 60 having a downward facing shoulder, attached to the outer wall of. the 50 cm guide liner 54. If the bottom 14 is sufficiently soft, the drive pipe 52 can be driven the required depth down into the bottom 14. Otherwise, a hole can be drilled through the guide pipe. A hole can be drilled through the drive pipe 52, and the 50 cm guide liner 54 can be placed and cemented in place using conventional offshore drilling equipment.

Etter at den 50 cm's foring er blitt sementert på plass, kan det bores et hull i bunnen av denne med mindre diameter for å gi plass for neste foringsstørrelse. Dette kan være en foring med 35 cm diameter, som er vist som foring 62, og som under-støttes av slamrørunderstøttelsen 64, som er lik slamrørunder-støttelsen 56. Den andre eller 35 cm's foring 62 føres så ned og sementeres på plass. Deretter føres en 35 cm's stigerørs-foringsstreng 78 på plass og forbindes med foringen 62. Etter at dette er gjort, bores et ytterligere hull for å gi plass for den neste mindre foringsstørrelse, som kan være ca. 2 5 cm. Igjen føres den innerste foringsstreng inn og sementeres på After the 50 cm liner has been cemented in place, a hole can be drilled in the bottom of this with a smaller diameter to make room for the next liner size. This may be a 35 cm diameter liner, which is shown as liner 62, and which is supported by mud pipe support 64, which is similar to mud pipe support 56. The second or 35 cm liner 62 is then brought down and cemented in place. Next, a 35 cm riser casing string 78 is fed into place and connected to the casing 62. After this is done, a further hole is drilled to accommodate the next smaller casing size, which can be approx. 2 5 cm. Again, the innermost casing string is fed in and cemented on

plass og understøttes av slamrørunderstøttelsen 68. Ethvert ønsket antall av disse foringsstrenger kan føres på plass i borede hull på den ovenfor beskrevne måte, som i og for seg er vel kjent. De øvre ender av hver av foringene 54, 62 og 66 er forsynt med en låseinnretning, så som J-spor 70, 72 og 74. place and is supported by the mud pipe support 68. Any desired number of these casing strings can be placed in place in drilled holes in the manner described above, which in and of itself is well known. The upper ends of each of the liners 54, 62 and 66 are provided with a locking device, such as J-slots 70, 72 and 74.

Den nedre ende av stigerøret 24 er forbundet med den øvre ende The lower end of the riser 24 is connected to the upper end

av ledeforingen 54 ved hjelp av en J-knast 76 som passer inn. i J-sporet 70. Tetningsmidler er også anordnet slik at en fluidumstett kanal dannes fra lederen eller ytre foring 54 oppover til den flytende konstruksjon som her er eksemplifisert ved benet 22. Låsemidler, ikke vist, mellom foringsstrengen 54 og drivrøret 52 kan installeres for å begrense vertikal bevegelse mellom foringsstrengen 54 og drivrøret 52. En lignende anordning kan installeres for påfølgende par av foringsstrenger så som strengene 62 og 66. of the guide liner 54 by means of a J-clamp 76 which fits in. in the J-groove 70. Sealing means are also provided so that a fluid-tight channel is formed from the conductor or outer casing 54 upwards to the floating structure exemplified here by the leg 22. Locking means, not shown, between the casing string 54 and the drive pipe 52 can be installed to limit vertical movement between casing string 54 and drive pipe 52. A similar device can be installed for successive pairs of casing strings such as strings 62 and 66.

Inne i stigerøret 24 er det vist to konsentriske foringsstrenger, en midlere streng 78 og en innerste streng 80. Naturligvis kan ethvert fornuftig antall indre foringsstrenger benyttes. Den nederste ende av den midlere streng 78 er forbundet ved hjelp av J-spor 72 til den sementerte foringsstreng 62 i borehullet, Inside the riser 24, two concentric casing strings are shown, a middle string 78 and an innermost string 80. Naturally, any reasonable number of inner casing strings can be used. The lower end of the middle string 78 is connected by means of J-groove 72 to the cemented casing string 62 in the borehole,

og likeledes er den nederste ende av den innerste foringsstreng 80 forbundet med den sementerte foringsstreng 66, som er vist som den minste på tegningen. Man har således en foringsstreng 62 og en midlere foringsstreng 78 som danner en fluidumstett kanal som strekker seg fra bunnen av foringen til toppen av den midlere foring 78. Likeledes dannes det en mindre fluidumstett kanal som fører fra den nedre ende av den innerste fastsementerte foring 66 gjennom foringsstrengen 80 til toppen av plattformen. Om ønskelig kan den midlere foringsstreng 78 installeres før and likewise the lower end of the innermost casing string 80 is connected to the cemented casing string 66, which is shown as the smallest in the drawing. One thus has a casing string 62 and a middle casing string 78 which forms a fluid-tight channel that extends from the bottom of the casing to the top of the middle casing 78. Likewise, a smaller fluid-tight channel is formed that leads from the lower end of the innermost cemented casing 66 through casing string 80 to the top of the platform. If desired, the middle casing string 78 can be installed earlier

hullet for den indre foringsstreng 66 bores. the hole for the inner casing string 66 is drilled.

Forbindelsesarrangementet mellom stigerøret og foringen plassert i brønnboringen er vist på fig. 4. Der er også vist det J-formede spor 70 på den øvre ende av det utvidede endeparti The connection arrangement between the riser and the casing placed in the wellbore is shown in fig. 4. Also shown is the J-shaped groove 70 on the upper end of the extended end portion

av foringen 54 og en J-knast 76 som er anordnet på den nedre ende av stigerøret 24. Tetningsmidler 82 er anordnet mellom den nedre ende av stigerøret 24 og det utvidede parti av den øvre ende av foringsstrengen 54. Forbindelsen 72 for den midlere foringsstreng 78 og den sementerte foring 62 og forbindelsen 74 for den innerste foringsstreng 80 og den sementerte foring 66 kan være lik den som er vist på fig. 4. of the liner 54 and a J-clamp 76 which is arranged on the lower end of the riser 24. Sealing means 82 are arranged between the lower end of the riser 24 and the extended portion of the upper end of the casing string 54. The connection 72 for the middle casing string 78 and the cemented casing 62 and the connection 74 for the innermost casing string 80 and the cemented casing 66 may be similar to that shown in FIG. 4.

Det henvises nå til midlene for understøttelse av den øvre ende av den midlere streng 78 og den innerste stigerørskanal 8 0 med den øvre ende av stigerøret slik at de indre foringsstigerørs-strenger 78 og 80 danner en del av forankringssystemet. Dette er tydelig vist på fig. 3. Den øvre ende av stigerørforlengelsen 24A er forsynt med en flens 81. Et opphengningsstykke 84 for foringen er anordnet på toppen av flensen 81. Det er anordnet midler for å forbinde opphengningsdelen 84 med den midlere foringsstreng 78. Dette omfatter en låseinnretning 86. Skruer 88 benyttes til å feste en tetning for ringen mellom foringen 78 og foringsopphengningsdelen 84. Således er den øvre ende av foringen 78 understøttet fra stigerørforlengelsen 24A gjennom foringsopphengningsdelen 84. Foringsopphengningsdelen 84 har en øvre flens 92 som understøtter en foringsopphengningsdel 94. Således er den innerste foringsstreng 80 understøttet fra stige-rørsfprlengelsen 24A gjennom foringsopphengningsdelen 84 '•og 94. Bolter 100, 102 og 104 med egnet behandling og tetning er anordnet for å sikre fluidumstett ringformede rom 106 mellom stigerørsforlengelsen 24A og stigerørsforingskanalen 78 og ringen 108 mellom de to indre foringsstrenger 78 og 80. Plugger 110 og 112 kan fjernes og manometere installeres for å bestemme trykket i disse ringformede rom. Konvensjonelle ventiler og annet utstyr kan plasseres på forlengelsen 114 for produksjon fra brønnen boret gjennom disse foringer. Reference is now made to the means for supporting the upper end of the middle string 78 and the innermost riser channel 80 with the upper end of the riser so that the inner casing riser strings 78 and 80 form part of the anchoring system. This is clearly shown in fig. 3. The upper end of the riser extension 24A is provided with a flange 81. A liner suspension piece 84 is provided on top of the flange 81. Means are provided to connect the suspension member 84 to the middle liner string 78. This includes a locking device 86. Screws 88 is used to attach a seal for the ring between the liner 78 and the liner suspension portion 84. Thus, the upper end of the liner 78 is supported from the riser extension 24A through the liner suspension portion 84. The liner suspension portion 84 has an upper flange 92 which supports a liner suspension portion 94. Thus, the innermost casing string is 80 supported from the riser extension 24A through the casing suspension portion 84 and 94. Bolts 100, 102 and 104 with suitable treatment and sealing are provided to ensure fluid-tight annular spaces 106 between the riser extension 24A and the riser casing channel 78 and the annulus 108 between the two inner casing strings 78 and 80. Plugs 110 and 112 can be removed and manom ethers are installed to determine the pressure in these annular spaces. Conventional valves and other equipment can be placed on the extension 114 for production from the well drilled through these casings.

Den foretrukne installasjonsprosedyre er først å sette stigerøret 24 under strekk med en forutbestemt verdi ved hjelp av jekken 4 2 og deretter benytte mellomlegg for å bringe lageret 48 på plass. Hullet for foringen 62 bores. Foringen 62 føres på plass og sementeres. Stigerørsforingen 78 innføres så og låses til foringen 62 ved J-sporet 72. Deretter settes foringsstigerøret 78 under strekk ved hjelp av heiseutstyret på boreriggen inntil en forutbestemt verdi nås som er en funksjon av strekket i stigerøret 24. Låsemidlene 86 tilsettes for å låse den øvre ende av foringsstigerøret 78 til foringsopphengningsdelen 84. Andre indre strenger installeres på en lignende måte. The preferred installation procedure is to first put the riser 24 under tension by a predetermined amount by means of the jack 4 2 and then use shims to bring the bearing 48 into place. The hole for the liner 62 is drilled. The liner 62 is moved into place and cemented. The riser casing 78 is then inserted and locked to the casing 62 at the J-groove 72. The casing riser 78 is then put under tension using the hoisting equipment on the drilling rig until a predetermined value is reached which is a function of the tension in the riser 24. The locking means 86 are added to lock the upper end of the casing riser 78 to the casing suspension member 84. Other inner strings are installed in a similar manner.

Inne i stigerøret 24 og stigerørsavslutningene 34 og 50 er det anordnet sentreringsinnretninger 35 mellom stigerøret 24 og avslutningen 34 og 50 og den første eller midlere foringsstreng 78 og sentreringsinnretninger 37 mellom foringsstrengene 78 og . 80. Herved kontrolleres friksjonsslitasje forårsaket av den relative bevegelse mellom de to strenger. Foringsstrengen, Inside the riser 24 and the riser terminations 34 and 50, centering devices 35 are arranged between the riser 24 and the terminations 34 and 50 and the first or middle casing string 78 and centering devices 37 between the casing strings 78 and . 80. This controls frictional wear caused by the relative movement between the two strings. the liner string,

som befinner seg inne i stigerøret, trenger ingen avslutning. which is located inside the riser, does not need termination.

Ved det ovenfor beskrevne system skjer en betydelig del av fortøyningen ved hjelp av de indre foringsstrenger 78 og 80. Dette gir en mye sterkere forankringsinnretning for en gitt størrelse stigerør og vil gi bedre beskyttelse i tilfelle av en sterk storm. Fortøyningstilskuddet fra det ytre stigerør 24 sammenlignet med de indre foringstrenger 78, 80 etc. er en funksjon av tverrsnittsarealet, eller mere nøyaktig, en funksjon av deres respektive aksiale fleksibilitet. Den del av for-tøyningen som utføres av foringsstigerørene kan variere fra så lite som omtrent 25% til omtrent 70% av de totale fortøynings-krefter. With the system described above, a significant part of the mooring is done by means of the inner casing strings 78 and 80. This provides a much stronger anchoring device for a given size of riser and will provide better protection in the event of a strong storm. The mooring allowance from the outer riser 24 compared to the inner casing strings 78, 80 etc. is a function of the cross-sectional area, or more accurately, a function of their respective axial flexibility. The portion of the mooring performed by the casing risers can vary from as little as about 25% to about 70% of the total mooring forces.

Et eksempel hvor foringsstigerørene bærer 27% av fortøynings-kraften i rolig vann: An example where the casing risers carry 27% of the mooring force in calm water:

Et eksempel hvor foringsstigerørene bærer 4 5% av fortøynings-kraften i rolig vær er: An example where the casing risers carry 45% of the mooring force in calm weather is:

Disse fordelinger er bestemt av den aksiale fleksibilitet av stigerørsstrengene og av den forventede temperatur- og trykkeffekt. De vil endre seg når temperaturen og trykkfordelingen mellom hver streng varierer. De vil også endre seg når den totale fortøynings-kraft endrer seg under innvirkning av vind, bølger og strøm. These distributions are determined by the axial flexibility of the riser strings and by the expected temperature and pressure effect. They will change as the temperature and pressure distribution between each string varies. They will also change when the total mooring force changes under the influence of wind, waves and current.

Selv om utførelseseksemplene ovenfor er angitt meget detaljert, Although the above embodiments are set forth in great detail,

er det mulig å innlemme variasjoner i disse uten å avvike fra oppfinnelsens idé og ramme. is it possible to incorporate variations in these without deviating from the idea and scope of the invention.

Claims

1. Method for connecting a vessel (10) floating in an area of water (12) with a subsea well having a first casing string (54) inserted and fixed in a hole in the bottom (14) of said water area, and a second casing string (62) which is supported in the first-mentioned string, and which extends deeper than the first-mentioned string and is fixed in the hole, characterized in that it includes the steps to

connecting a first riser channel (24) at its lower end to said first casing string (54) in a tight manner, so that said first riser channel and said first casing string form a fluid-tight channel; supporting the upper end (34) of the first-mentioned riser channel (24) in the vessel (10) to exert tension therein; connecting the lower end of a second riser channel (78) to the second casing string (62) in a tight manner, such that the second casing string and the second riser channel form a second fluid-tight channel; and support the upper end of the second riser channel (78) in the vessel (10) and exert tension in the second riser channel.

2. Method according to claim 1, characterized by supporting the second riser channel (78) from the upper end of the first-mentioned riser channel (24) at a point (81) above the level of the first-mentioned riser channel where the first-mentioned riser channel is supported in the vessel.

3. Method according to claim 1, characterized by placing the axial tension exerted in all tension-loaded channels (78) inside the first riser channel (24) in the range between 25% and 70% of the total axial tension carried by the first riser channel (24), and all tension-loaded channels (78) inside the first riser channel.

4. Method according to one of the preceding claims, where a third lining string (66) is supported inside the second string (6 2) and extends deeper than the second string and is fixed in the hole, characterized by exert tension in said second riser channel (78) by means of tensioning devices which are supported by the vessel (10) and connected to the upper end of the second casing string (62); attaching the upper end of the second riser channel (78) while under tension to an upper portion of the first riser channel (24); releasing the second riser channel (78) from the tensioning devices; connecting the lower end of a third riser channel (80) to said third casing string; applying tension in said third riser channel (80) with the help of tensioning devices which are supported in the vessel (10) and connected to the upper end of said third casing string (66); attaching the upper end of said third riser channel (80) while under tension to an upper portion of said first riser channel (24); and release the third riser channel (80) from the tension devices.

5. System for anchoring a vessel (10) floating in a water area (12) to several concentric liners (54, 62) anchored at the bottom of the water area, characterized in that it comprises a tension-loaded first riser channel (24); a vertical support bearing (40) connecting an upper end portion (34) of the first riser channel to the vessel; "a horizontal bearing (36) between the upper end part (34) of the first-mentioned riser channel (24) and the vessel (10) for the transmission of horizontal forces therethrough; a tension-loaded second riser channel (78) inside the first-mentioned riser channel (24); and support means (24A, 81, 84, 86) which support said second riser channel (78) in the vessel.

6. System according to claim 5, characterized in that one of the support means (24A) of the upper end (34) of the first riser channel (24) extends through the vertical support bearing (40) as an end.

7. System according to claim 5, characterized in that it comprises a support means (84, 86) on the second riser channel (78) at the end, the wall of the second riser channel having an approximately uniform thickness along its entire length.

8. System according to claim 5, characterized in that said support means support the second riser channel (78) in the first riser channel (24) at a level above said vertical support bearing (40).