NO165507B

NO165507B - UNDERWATER BROWN PRODUCTION SYSTEM.

Info

Publication number: NO165507B
Application number: NO830272A
Authority: NO
Inventors: Emmett March Richardson; Angelos Thomas Chatas; Joseph Ralph Padilla
Original assignee: Mobil Oil Corp
Priority date: 1982-01-28
Filing date: 1983-01-27
Publication date: 1990-11-12
Also published as: FR2520437B1; GB8300624D0; AU554111B2; GB8300625D0; NO165507C; AU1004683A; GB2114188A; FR2520436B1; AU548441B2; FR2520436A1; NO830272L; AU1004583A; GB2114189B; CA1196858A; NO830271L; FR2520437A1; GB2114188B; CA1197180A; GB2114189A

Description

Denne oppfinnelse angår et undervanns brønnproduksjons-system som angitt i ingressen til det etterfølgende krav 1. This invention relates to an underwater well production system as stated in the preamble to the following claim 1.

Som følge av nye fremskritt i olje- og gassutvinningstek-nikken tilhavs er produksjonen nå utvidet til undervannsområder som f.eks. de ytre deler av kontinentalsoklene og kontinental-skråningene. Et undervannsfartøybasert produksjonssystem antas å være den mest praktiske metode for å nå de undersjøiske avsetninger. Selv om hydrokarboner på dette tidspunkt er av størst interesse, antar man at undersjøiske avsetninger av svovel og andre mineraler kan hentes opp fra havbunnen. Selv om permanente overflateinstallasjoner som hviler på bunnen har vist seg å være økonomisk og teknologisk anvendbare på forholdsvis grunt vann, må anvendelse av slike overflateinstallasjoner på dypere vann, som f.eks. flere hundre til flere tusen meter, begrenses til meget spesielle situasjoner. Installsjoner som strekker seg over vannflaten har ulemper også på grunnere vann der det er vanskelige forhold ved overflaten, som f.eks. i områder der bunnkonstruksjonen til en produksjonsplattform som rager over overflaten utsettes for isbelastning. As a result of new advances in offshore oil and gas extraction technology, production has now been extended to underwater areas such as e.g. the outer parts of the continental shelves and continental slopes. A submarine-based production system is believed to be the most practical method to reach the subsea deposits. Although hydrocarbons are of greatest interest at this point, it is assumed that underwater deposits of sulfur and other minerals can be recovered from the seabed. Although permanent surface installations resting on the bottom have proven to be economically and technologically applicable in relatively shallow water, the application of such surface installations in deeper water, such as e.g. several hundred to several thousand metres, is limited to very special situations. Installations that extend above the water surface also have disadvantages in shallower water where there are difficult conditions at the surface, such as e.g. in areas where the bottom structure of a production platform projecting above the surface is exposed to ice loading.

Undervannssystemer kan anvendes for montering av et Underwater systems can be used for mounting a

antall brønnhoder forholdsvis nær hverandre, ved bruk av en boremal som er anordnet på havbunnen. Slike systemer kan manøvreres fra flytende overflåtekonstruksjoner ved bruk av elektrohydrauliske styresystemer, idet undervannssystemene er forbundet med overflåtekonstruksjonene ved hjelp av samleledninger for produksjonsfluider, injeksjonsfluider, hydrauliske styringer, elektriske kabler og lignende. number of wellheads relatively close to each other, using a drill template that is arranged on the seabed. Such systems can be maneuvered from floating surface structures using electro-hydraulic control systems, as the underwater systems are connected to the surface structures by means of collection lines for production fluids, injection fluids, hydraulic controls, electrical cables and the like.

Undervanns arbeidsklokker eller satelitter, hvor betjenings-og/eller vedlikeholdspersonell kan oppholde seg, kan holdes i nærheten av en gruppe ved hjelp av boremal borede brønnhoder, f.eks. som vist i US patent nr. 3556 208. I slike systemer er undervannssatelitten fullstendig tilkoplet et antall omgivende undervanns brønnhoder og virker til å styre produksjonen fra, Underwater work clocks or satellites, where operating and/or maintenance personnel can stay, can be kept close to a group by means of wellheads drilled with a drill template, e.g. as shown in US patent no. 3556 208. In such systems the subsea satellite is fully connected to a number of surrounding subsea wellheads and acts to control production from,

og vedlikeholdet av, brønnhodene. Brønnene bores i et sirkulært mønster gjennom en mal på havbunnen, idet malen også tjener som et fundament på hvilket satelitten monteres. Produksjons/- styrekanalene i hver brønn er forbundet med produksjonsutstyr i satelitten ved hjelp av separate koplings-enheter som hver for and the maintenance of the wellheads. The wells are drilled in a circular pattern through a template on the seabed, as the template also serves as a foundation on which the satellite is mounted. The production/control channels in each well are connected to production equipment in the satellite by means of separate connection units, each for

seg senkes på plass fra et overflatefartøy og danner deler av strømningsmønsteret mellom brønnhodene og produksjonssutstyret i satelitten. is lowered into place from a surface vessel and forms parts of the flow pattern between the wellheads and the production equipment in the satellite.

Selv om ovennevnte undervanns-satelittsystemer har vist seg stort sett tilfredsstillende ved havdyp på 100 til 150 meter, byr bruk av slike systemer ved dyp på 300 til 750 meter på visse problemer. F.eks. blir anvendelsen av styreliner og dykkerassistanse for undervannsinstallasjon av systemets komponenter mer komplisert med økende dybde. På store havdyp blir det nødvendig å anvende dynamiske styresystemer, innbefattende fjernsyn- og/eller sonarovervåking, under installasjons-prosessen. Dessuten byr installsjon av satelitten på malen ved tidligere kjente systemer på problemer med hensyn til styring av satelitten på riktig plass på malen, og nødvendigheten av å feste satelitten på malen. Ved kjente undervanns-brønnproduk-sjonssystemer blir det typisk også anvendt neddykkede arbeidsklokker med vertikalt anordnede skrog- eller veggjennomføringer. En slik anordning av gjennomføringer gir uønskede spenninger i arbeidsklokkens skrog, særlig ved dybder større enn 150 meter. Although the above-mentioned underwater satellite systems have proven largely satisfactory at sea depths of 100 to 150 meters, the use of such systems at depths of 300 to 750 meters presents certain problems. E.g. the application of guide lines and diver assistance for underwater installation of the system's components becomes more complicated with increasing depth. At great ocean depths, it will be necessary to use dynamic control systems, including television and/or sonar monitoring, during the installation process. Moreover, installation of the satellite on the template with previously known systems presents problems with regard to steering the satellite in the correct place on the template, and the necessity of fixing the satellite on the template. In known underwater well production systems, submerged work clocks with vertically arranged hull or wall penetrations are also typically used. Such an arrangement of bushings produces unwanted stresses in the working clock's hull, particularly at depths greater than 150 metres.

Et formål med foreliggende oppfinnelse er å unngå de problemer og ulemper som den kjente teknikk er beheftet med, ved å tilveiebringe et forbedret undervanns brønnproduksjons-system og en fundamentmal for dette, som muliggjør forenklet installering på havbunnen, såvel som en forbedret fremgangsmåte for montering av en undervannssatelitt. An object of the present invention is to avoid the problems and disadvantages with which the known technique is burdened, by providing an improved underwater well production system and a foundation template for this, which enables simplified installation on the seabed, as well as an improved method for mounting an underwater satellite.

Dette formål oppnås ifølge oppfinnelsen ved det innled-ningsvis angitte undervanns brønnproduksjonssystem, med de nye og særegne trekk som er angitt i den karakteriserende del av det etterfølgende krav 1. Fordelaktige utføringsformer av brønnproduksjonssystemet ifølge oppfinnelsen er angitt i de øvrige etterfølgende krav. This purpose is achieved according to the invention by the initially stated underwater well production system, with the new and distinctive features that are stated in the characterizing part of the subsequent claim 1. Advantageous embodiments of the well production system according to the invention are stated in the other subsequent claims.

I de medfølgende tegninger er figur 1 et perspektivriss In the accompanying drawings, Figure 1 is a perspective view

av et undervanns brønnproduksjonssystem ifølge et første eksempel på foreliggende oppfinnelse for styrelinefri montering, of an underwater well production system according to a first example of the present invention for guide line-free assembly,

Figur 2 er et perspektivriss, delvis antydet med streka-., punkterte linjer, av systemet på figur 1, som viser.. styrelinefri montering av en av dets komponenter, Figur 3 er et perspektivriss av havbunn-fundamentmalen i systemet på figur 1, Figur 4 er et grunnriss av havbunn-fundamentmalen vist i figur 3, Figure 2 is a perspective view, partially indicated by dashed lines, of the system of Figure 1, showing the guide line-free assembly of one of its components, Figure 3 is a perspective view of the seabed foundation template of the system of Figure 1, Figure 4 is a plan of the seabed foundation template shown in figure 3,

Figur 5 er et perspektivriss av undervannsarbeidsklokken Figure 5 is a perspective view of the underwater work clock

i systemet på figur 1, hvor den tilfestede rørledningsbom og rørledning er vist, in the system of Figure 1, where the attached pipeline boom and pipeline are shown,

Figur 6 er et vertikalt snitt gjennom arbeidsklokkens Figure 6 is a vertical section through the work clock

øvre styreseksjon, hvor det innvendige overvåkings- og styreutstyr er vist, upper control section, where the internal monitoring and control equipment is shown,

Figur 7 er et vertikalsnitt gjennom arbeidsklokkens nedre betjeningsseksjon, hvor en del av de innvendige fluidmonterings-apparater er vist, Figur 8 er et horisontalsnitt, delvis vist med strek-punkterte linjer, gjennom den nedre betjeningsseksjon vist i figur 7, Figur 9 er et perspektivriss av en brønnhode-koplingsinn-retning og dens tilhørende, beskyttende innrettingsramme i systemet på fig. 1, Figur 10 er et perspektivriss av en hovedventilenhet og den tilhørende beskyttende innrettingsramme i systemet på figur 1 , Figur 11 er et oppriss av hovedventilenheten og den til-hørende beskyttende innrettingsramme vist i figur 10, Figur 12 er et perspektivriss av et undervanns brønnpro-duks jonssystem ifølge et annet eksempel på foreliggende oppfinnelse, hvor styrelinemontering av én av systemets komponenter er vist. Figure 7 is a vertical section through the working clock's lower operating section, where part of the internal fluid assembly devices are shown, Figure 8 is a horizontal section, partly shown with dash-dotted lines, through the lower operating section shown in Figure 7, Figure 9 is a perspective view of a wellhead coupling assembly and its associated protective alignment frame in the system of FIG. 1, Figure 10 is a perspective view of a main valve unit and the associated protective alignment frame in the system of Figure 1, Figure 11 is an elevation view of the main valve unit and the associated protective alignment frame shown in Figure 10, Figure 12 is a perspective view of an underwater well pro- induction system according to another example of the present invention, where control line assembly of one of the system's components is shown.

Undervanns brønnproduksjonssystemet ifølge det første eksempel er på figur 1 generelt betegnet med tallet 10 og omfatter en fundamentmal, som generelt er betegnet med tallet 11, som har en nedre bærekonstruksjon for understøttelse av en arbeidsklokke 13, individuelle brønnhoder 14, og en brønnhode-koplingsinnretning 15. Brønnhoder 14 er montert på brønnled-ningsrør 16 som danner en del av fundamentmalens 11 nedre bærekonstruksjon . The underwater well production system according to the first example is in Figure 1 generally denoted by the number 10 and comprises a foundation template, which is generally denoted by the number 11, which has a lower support structure for supporting a work clock 13, individual wellheads 14, and a wellhead coupling device 15 Well heads 14 are mounted on well conduit pipes 16 which form part of the foundation template 11's lower support structure.

En halvt neddykkbar borerigg (ikke vist) senker fundamentmalen 11 til havbunnen på et bore-stigerør på kjent måte. Boring av hver brønn gjennom fundamentmalen 11 utføres under anvendelse av en konvensjonell sikringsventilstabel (BOP) og konvensjonelle boremetoder. Fundamentmalen 11 er fortrinnsvis slik konstruert at den vil oppta en BOP-stabel i dens tiltenkte stilling på brønnen ved hjelp av vertikale føringer 19, hvorved forhindres overlapping eller innføring i tilgrensende brønn-stillinger. Når en brønn er komplettert blir fortrinnsvis en hovedventilenhet 50 (beskrevet nedenfor) nedsenket på et bore-stigerør (ikke vist) og driftsmessig forbundet med brønnhodet 14 for å danne toppen av dette. Arbeidsklokken 13 monteres på fundamentmalen 11 ved at den nedsenkes på et stigerør fra et halvt nedsenkbart borefartøy og orienteres ved omdreining av stigerøret, under anvendelse av fjernsynskameraer eller sonar for bestemmelse av orienteringen. Monteringen av arbeidsklokken 13 på fundamentmalen 11 utføres fortrinnsvis uten bruk av styreliner. Brønnhodekoplingsinnretningen 15 blir så nedsenket fra boreriggen på et borerør og driftsmessig innkoplet mellom hver hovedventilenhet og grenrørinnretning som er anordnet i arbeidsklokken 13 via sidegjennomføringsorganer 38 som strekker seg gjennom arbeidsklokkens skrog. Grenrørinnretningen er i sin tur forbundet med rørledninger og samleledninger som strekker seg gjennom arbeidsklokken 13. Arbeidsklokken 13 må plasseres på og fastlåses til fundamentmalen 11 innenfor en bestemt rotasjonsmessig asimut-toleranse for å bringe side-gjennom-føringsorganene 38 innenfor et område hvor de med rimelighet kan nåes av de tilsvarende brønnhodekoplingsinnretninger 15. A semi-submersible drilling rig (not shown) lowers the foundation template 11 to the seabed on a drill riser in a known manner. Drilling of each well through the foundation template 11 is performed using a conventional blowout stack (BOP) and conventional drilling methods. The foundation template 11 is preferably constructed in such a way that it will accommodate a BOP stack in its intended position on the well by means of vertical guides 19, whereby overlapping or introduction into adjacent well positions is prevented. When a well is completed, a main valve assembly 50 (described below) is preferably submerged on a drill riser (not shown) and operatively connected to the wellhead 14 to form the top thereof. The work bell 13 is mounted on the foundation template 11 by being submerged on a riser from a semi-submersible drilling vessel and oriented by rotating the riser, using television cameras or sonar to determine the orientation. The assembly of the work clock 13 on the foundation template 11 is preferably carried out without the use of guide lines. The wellhead coupling device 15 is then lowered from the drilling rig onto a drill pipe and operationally connected between each main valve unit and branch pipe device arranged in the work bell 13 via side feed-through means 38 which extend through the work bell hull. The branch pipe arrangement is in turn connected by pipelines and headers which extend through the work bell 13. The work bell 13 must be placed on and secured to the foundation template 11 within a certain rotational azimuth tolerance to bring the side feedthroughs 38 within an area where they reasonably can be reached by the corresponding wellhead connection devices 15.

Brønnproduksjonssystemet 10 manøvreres fra en produksjons-konstruksjon på overflaten, ved bruk av konvensjonelle elektrohydrauliske styresystemer, idet brønnproduksjonssystemet er forbundet med overflåtekonstruksjonen via rørledninger, fluid-betjeningsledninger, hydrauliske ledninger og elektriske kabler. Produksjons- og styreutstyr innvendig i arbeidsklokken 13 ved-likeholdes av personell som bringes til klokkekammeret i en undervannsfarkost eller kabelstyrt overføringsfarkost. Brønn-reparasjoner utføres enten ved hjelp av vertikale<->tilbakeven-dingsteknikker fra en flytende borerigg, eller ved bruk av nedpumpingsverktøy (PDT) som settes ut fra arbeidsklokken 13 og styres fra overflåtekonstruksjonen. The well production system 10 is maneuvered from a production structure on the surface, using conventional electro-hydraulic control systems, the well production system being connected to the surface structure via pipelines, fluid control lines, hydraulic lines and electrical cables. Production and control equipment inside the working clock 13 is maintained by personnel who are brought to the clock chamber in an underwater craft or cable-controlled transfer craft. Well repairs are carried out either by means of vertical<->reversal techniques from a floating drilling rig, or by the use of pump-down tools (PDT) which are deployed from the work clock 13 and controlled from the surface structure.

Der det er ønskelig, f.eks. for anvendelse på større dyp, blir alle brønnproduksjonssystemets undervannskomponenter montert på fundamentmalen 11 uten bruk av styreliner. Brønnhode-koplingsinnretningen 15, hovedventilenhetene 50 samt sikrings-ventilstablene (ikke vist) er fortrinnsvis utstyrt med en spesialkonstruert bufferkonstruksjon (nærmere beskrevet nedenfor) som passer sammen med en spesialkonstruert øvre føringsseksjon på fundamentmalen 11. Where it is desirable, e.g. for application at greater depths, all the underwater components of the well production system are mounted on the foundation template 11 without the use of guide lines. The wellhead coupling device 15, the main valve assemblies 50 and the safety valve stacks (not shown) are preferably equipped with a specially designed buffer structure (described in more detail below) which fits together with a specially designed upper guide section on the foundation template 11.

På figur 2 blir komponenten, i dette tilfelle en brønn-hode-koplingsenhet 15, som skal plasseres på fundamentmalen 11, nedsenket ved hjelp av borerør 61 til et punkt fortrinnsvis utenfor brønn-nisjen, for sikkerhets skyld i tilfelle komponenten slippes ved et uhell, og orienteres ved omdreining av bore-røret under anvendelse av fjernsyn eller sonar for overvåking av operasjonen. Deretter beveges komponenten horisontalt inn i brønn-nisjekonstruksjonen og nedsenkes for plassering på brønn-hodet 14 eller hovedventilenheten 50, under anvendelse av ned-føringsverktøy lik de som konvensjonelt anvendes for montering av våte undervannstrær. In Figure 2, the component, in this case a wellhead coupling unit 15, which is to be placed on the foundation template 11, is lowered by means of drill pipe 61 to a point preferably outside the well niche, for safety in case the component is accidentally dropped, and is oriented by rotating the drill pipe using television or sonar to monitor the operation. The component is then moved horizontally into the well-niche structure and submerged for placement on the wellhead 14 or the main valve unit 50, using lowering tools similar to those conventionally used for mounting wet underwater trees.

Som vist på figur 1 - 4 omfatter fundamentmalens 11 nedre bærekonstruksjon også organer for befestigelse av fundamentmalen på sjøbunnen i stort sett horisontal stilling. Som vist i figur 4 omfatter festeorganene konvensjonelle nivelerings-pel-føringer som er anordnet med innbyrdes avstand rundt malens omkrets og strekker seg koaksialt med brønnledningsrørene 16 for stiv befestigelse av fundamentmalen 11 til havbunnen i stort sett horisontal stilling. Brønnhodene 14 og brønnled-ningsrørene 16 er av konvensjonell konstruksjon. As shown in Figures 1 - 4, the lower support structure of the foundation template 11 also includes organs for attaching the foundation template to the seabed in a largely horizontal position. As shown in Figure 4, the fastening means comprise conventional leveling pile guides which are arranged at a distance around the circumference of the template and extend coaxially with the well conduit pipes 16 for rigid attachment of the foundation template 11 to the seabed in a largely horizontal position. The well heads 14 and the well conduit pipes 16 are of conventional construction.

Fundamentmalen 11 omfatter videre en øvre føringskonstruk-sjon som består av et antall i det vesentlige vertikalt for-løpende føringselementer 19 som er montert på fundamentmalen med innbyrdes avstand i radiell rekke. Hvert vertikalt fø-ringselement 19 strekker seg innad fra fundamentmalens ytre omkrets, slik at det ved fundamentmalens sentrale parti dannes en stort sett sylindrisk åpning som avgrenses av de respektive vertikale indre ben 21 av hvert føringselement 19, for å oppta arbeidsklokken 13. Et parti 20 av den øvre omkretsflate på hvert føringselement 19 skråner nedad mot den sylindriske åpning for å virke som en trakt eller føringsbane. Skråpartiet 20 danner fortrinnsvis en vinkel på ca. 45° med horisontalret-ningen. The foundation template 11 further comprises an upper guide construction which consists of a number of essentially vertically extending guide elements 19 which are mounted on the foundation template with a mutual distance in a radial row. Each vertical guide element 19 extends inwards from the outer circumference of the foundation template, so that at the central part of the foundation template a largely cylindrical opening is formed which is delimited by the respective vertical inner legs 21 of each guide element 19, to accommodate the working clock 13. A part 20 of the upper peripheral surface of each guide element 19 slopes downwards towards the cylindrical opening to act as a funnel or guide path. The slanted portion 20 preferably forms an angle of approx. 45° with the horizontal direction.

For montering av arbeidsklokken 13 på fundamentmalens 11 sentrale parti, nedsenkes klokken ved hjelp av en konvensjonell borestreng eller stigerør (ikke vist) fra et flytende eller halvt nedsenkbart fartøy (ikke vist) over fundamentmalen. Borestrengen kan være forbundet med arbeidsklokken 13 under anvendelse av en kopling 18 (se figur 12) som er koaksialt festet til et øvre parti av klokken. Når arbeidsklokken 13 kommer i berøring med fundamentmalens 11 øvre føringskonstruksjon, vil skråpartiene 20 virke til å styre klokken 13 inn i den stort sett sylindriske åpning som avgrenses av benene 21 på fundamentmalens øvre føringskonstruksjon ved malens sentrale parti, hvorved sikres korrekt posisjonering av arbeidsklokken ved fundamentmalens sentrale parti. For mounting the working clock 13 on the central part of the foundation template 11, the clock is lowered using a conventional drill string or riser (not shown) from a floating or semi-submersible vessel (not shown) over the foundation template. The drill string can be connected to the working clock 13 using a coupling 18 (see Figure 12) which is coaxially attached to an upper part of the clock. When the working clock 13 comes into contact with the upper guide structure of the foundation template 11, the inclined parts 20 will act to guide the clock 13 into the largely cylindrical opening that is delimited by the legs 21 of the upper guide structure of the foundation template at the central part of the template, thereby ensuring correct positioning of the working clock at the foundation template central party.

I tillegg til å styre arbeidsklokken 13 under styrelinefri montering på fundamentmalen 11, virker fundamentmalens 11 øvre føringskonstruksjon til å beskytte klokken mot skade. På grunn av dens stive konstruksjon virker denne konstruksjon som et beskyttende gitter som omgir arbeidsklokken 13. Fundamentmalen 11 er fortrinnsvis konstruert av stive konstruksjonsrør, ved bruk av eh åpen rammekonstruksjon, som vist. I tillegg til styrke gir slike rør mulighet til å regulere fundamentmalens oppdrift, for derved å lette dens montering på havbunnen. In addition to controlling the working clock 13 during guide line-free assembly on the foundation template 11, the upper guide structure of the foundation template 11 works to protect the clock from damage. Due to its rigid construction, this construction acts as a protective grid surrounding the working clock 13. The foundation template 11 is preferably constructed of rigid construction tubes, using eh open frame construction, as shown. In addition to strength, such pipes provide the opportunity to regulate the foundation template's buoyancy, thereby facilitating its installation on the seabed.

Ytterligere styring og orientering av arbeidsklokken 13 besørges fortrinnsvis av føringsflenser 22 (figur 3) på fundamentmalen 11, som strekker seg radielt innad fra benene 21 og har nedad skrånende, øvre flatepartier 23. Further control and orientation of the work clock 13 is preferably provided by guide flanges 22 (Figure 3) on the foundation template 11, which extend radially inwards from the legs 21 and have downwardly sloping, upper surface portions 23.

Selv om andre former er mulig, har fundamentmalen 11 fortrinnsvis sirkulær form, sett ovenfor, med brønnhodene 14 og brønnledningsrørene 16 anordnet med innbyrdes avstand rundt dens omkrets, fortrinnsvis med samme radielle avstand fra fundamentmalens sentrum. I et slikt system er de vertikale fø-ringselementer 19 fortrinnsvis anordnet med lik innbyrdes avstand . Although other shapes are possible, the foundation template 11 preferably has a circular shape, seen above, with the wellheads 14 and the well conduit pipes 16 spaced around its circumference, preferably with the same radial distance from the center of the foundation template. In such a system, the vertical guide elements 19 are preferably arranged at an equal distance from each other.

Fundamentmalens 11 øvre føringskonstruksjon omfatter fortrinnsvis også tverrstykker 24 (figur 1) av konstruksjonsrør, som strekker seg mellom tilgrensende, vertikale ben 21, og er stivt festet til disse. Som nedenfor forklart virker tverrstykkene 24 som blokkeringsorganer, hvorved utelatelse av et tverrstykke 24 mellom et forutvalgt par ben 21 videre letter innretting og orientering av arbeidsklokken 13 i dens ønskede stilling under montering på fundamentmalen 11. The upper guide structure of the foundation template 11 preferably also comprises cross-pieces 24 (figure 1) of construction tubes, which extend between adjacent vertical legs 21, and are rigidly attached to these. As explained below, the cross pieces 24 act as blocking means, whereby the omission of a cross piece 24 between a preselected pair of legs 21 further facilitates the alignment and orientation of the working clock 13 in its desired position during assembly on the foundation template 11.

Fundamentmalen 11 kan være forsynt med ballasttanker The foundation template 11 can be provided with ballast tanks

(ikke vist) for å lette håndtering under sleping og montering av konstruksjonen. Fundamentmalen 11 er fortrinnsvis en åpen, sveiset metallkonstruksjon med en tverravstivet metallrørramme. (not shown) to facilitate handling during towing and assembly of the structure. The foundation template 11 is preferably an open, welded metal construction with a cross-braced metal tube frame.

Under henvisning til figur 1 og 5, blir arbeidsklokken 13 som nevnt montert på undervannsfundamentmalen 11 ved at den nedsenkes på en borestreng uten bruk av styreliner. For videre hjelp til å rette inn og orientere arbeidsklokken 13 i den ønskede stilling ved fundamentmalens 11 sentrale parti, strekker en sentreringsinnretning 25 (figur 5) seg fortrinnsvis fra arbeidsklokkens 13 omkrets. I den viste utføringsform omfatter sentreringsinnretningen 25 en rørledningsbom i hvilken er anordnet én eller flere rørledninger og samleledninger 26 som strekker seg gjennom arbeidsklokken 13 til dens innside (omtalt nærmere nedenfor). De utvendige dimensjoner på rørledningsbom-men 25 er slik valgt at man får en trang pasning mellom bommen og de vertikale ben 21 på fundamentmalens 11 øvre føringskon-struksjon. Under montering virker tverrstykkene 24 som bom-blokkeringsorganer som hindrer nedsenking av rørledningsbommen 25, slik at rørledningsbommen bare kan senkes ned mellom de enkelte par vertikale ben 21 uten tverrstykker 24, hvorved sikres den ønskede orientering av arbeidsklokken 13. With reference to figures 1 and 5, the work clock 13 is mounted as mentioned on the underwater foundation template 11 by submerging it on a drill string without the use of guide lines. For further assistance in aligning and orienting the work clock 13 in the desired position at the central part of the foundation template 11, a centering device 25 (figure 5) preferably extends from the work clock 13's circumference. In the embodiment shown, the centering device 25 comprises a pipeline boom in which one or more pipelines and collecting lines 26 are arranged which extend through the working bell 13 to its inside (discussed in more detail below). The external dimensions of the pipeline boom 25 are chosen in such a way that a tight fit is obtained between the boom and the vertical legs 21 of the upper guide structure of the foundation template 11. During assembly, the cross pieces 24 act as boom-blocking means that prevent the pipeline boom 25 from being lowered, so that the pipeline boom can only be lowered between the individual pairs of vertical legs 21 without cross pieces 24, whereby the desired orientation of the working clock 13 is ensured.

Som bes vist i figur 1 og 3 omfatter fundamentmalen 11 As shown in figures 1 and 3, the foundation template includes 11

videre fortrinnsvis rørledningsbom-sentreringsbuffere for finere innretting av bommen 25 mellom de korrekte vertikale føringselementer 19. Rørledningsbommen 25 avsmalner fortrinnsvis mot et smalere endeparti 25', og bufferne 27 er anordnet med innbyrdes avstand langs fundamentmalens 11 omkrets i en avstand som er konstruert for å sikre en trang pasning for dette smalere endeparti. Som vist omfatter bufferne 27 videre fortrinnsvis nedadskrånende partier som er tilpasset føringsende-partiet 25' når det nedsenkes under montering på fundament- further preferably pipeline boom centering buffers for finer alignment of the boom 25 between the correct vertical guide elements 19. The pipeline boom 25 preferably tapers towards a narrower end portion 25', and the buffers 27 are arranged at a distance from each other along the perimeter of the foundation template 11 at a distance which is designed to ensure a tight fit for this narrower end section. As shown, the buffers 27 further preferably comprise downwardly sloping parts which are adapted to the guide end part 25' when it is immersed during installation on the foundation

malen 1 1 . the template 1 1 .

Som vist i figur 5 er minst én sideveis utstikkende posi-sjoneringsansats 29 fortrinnsvis festet til den ytre omkrets av arbeidsklokkens 13 sylindriske parti for anlegg mot det vertikale ben 21 på et føringselement 19 for å stoppe arbeidsklokkens bevegelse når den dreier under montering av klokken på fundamentmalen 11, hvorved ytterligere lettes orientering av klokken i forhold til malen. Posisjoneringsansatsene 29 kan også virke som løfteører eller -knekter for overflatehåndtering av arbeidsklokken 13. As shown in Figure 5, at least one laterally projecting positioning shoulder 29 is preferably attached to the outer circumference of the working clock 13 cylindrical portion for abutment against the vertical leg 21 of a guide element 19 to stop the movement of the working clock as it rotates during mounting of the clock on the foundation template 11, thereby further facilitating the orientation of the clock in relation to the template. The positioning projections 29 can also act as lifting lugs or jacks for surface handling of the work clock 13.

Ved anvendelse av de ovenfor omtalte metoder kan arbeidsklokken monteres på en fundamentmal på havbunnen uten bruk av styreliner ved havdyp på 750 meter. Akustiske signalinnretnin-ger og sonarreflektorer, såvel som fjernsynskameraer kan anvendes til å overvåke arbeidsklokkens posisjon og orientering i forhold til fundamentmalen under montering. By using the methods mentioned above, the working clock can be mounted on a foundation template on the seabed without the use of guide lines at a sea depth of 750 metres. Acoustic signal devices and sonar reflectors, as well as television cameras can be used to monitor the position and orientation of the work clock in relation to the foundation template during assembly.

Som vist på figur 5-7 omfatter arbeidsklokken 13 fortrinnsvis en vertikalt orientert, avtrappet sylinder. Den øvre, mindre sylindriske seksjon 30 opptar sammen med en komplementær halvkuleformet endeseksjon 31, en styreseksjon 32. Den nedre større sylindriske seksjon 33 er overbygget av en komplementær halvkuleformet seksjon 34 som er forbundet med nedre ende av den mindre sylindriske seksjon 30. En ytterligere halvkuleformet seksjon 35 strekker seg fra bunnen av den sylindriske seksjon 33 og fullstendiggjør avlukket for en betjeningsseksjon 36 som understøttes av et skjørtelement 37 hvorfra samlelednings-bomraen 25 rager ut.. As shown in Figures 5-7, the work clock 13 preferably comprises a vertically oriented, tapered cylinder. The upper, smaller cylindrical section 30 occupies together with a complementary hemispherical end section 31, a guide section 32. The lower larger cylindrical section 33 is covered by a complementary hemispherical section 34 which is connected to the lower end of the smaller cylindrical section 30. A further hemispherical section 35 extends from the bottom of the cylindrical section 33 and completes the cubicle for an operating section 36 which is supported by a skirt element 37 from which the busbar boom 25 protrudes..

Gjennomføringsorganer 38 er anordnet rundt omkretsen av den sylindriske seksjon 33 og strekker seg sideveis, stort sett horisontalt ut fra denne, for opprettelse av fluidkommunikasjon gjennom arbeidsklokken 13. Horisontal innretting av gjennom-føringsorganene 38 gjennom klokkens 13 skrogvegg gir vesentlig bedre avlasting av spenningene i skroget sammenlignet med vertikal innretting gjennom den øvre, halvkuleformede seksjon 31. Pass-through members 38 are arranged around the circumference of the cylindrical section 33 and extend laterally, largely horizontally from this, to create fluid communication through the working bell 13. Horizontal alignment of the pass-through members 38 through the bell 13 hull wall provides significantly better relief of the stresses in the hull compared to vertical alignment through the upper hemispherical section 31.

Betjeningsseksjonen 36 (figur 7) opptar produksjonsgren-rør 39 som er driftsmessig forbundet med én eller flere rørled-ninger 26 som strekker seg gjennom arbeidsklokkens 13 vegg, som vist i figur 7. The operating section 36 (Figure 7) accommodates the production branch pipe 39 which is operationally connected to one or more pipelines 26 which extend through the wall of the working bell 13, as shown in Figure 7.

En del av det innvendige fluidhåndteringssystem i en typisk betjeningsseksjon 36, som vist i figur 7 og 8, forbinder gren-røret 39 driftsmessig med de innvendige ender 40 av de fast-sveisede gjennomføringsorganer 38. Forskjellige produserte petroleumsstrømmer, gasstrømmer, vannstrømmer, kjemiske injek-sjonsstrømmer, teststrømmer og hydrauliske ledninger kan for-deles gjennom sine respektive ledninger og ventiler enkeltvis i henhold til de ønskede produksjonsplaner. Grenrørene og ven-tilene er fortrinnsvis konstruert til å tillate gjennomføring av nedpumpingsverktøy (PDT) fra undervann-arbeidsklokken ut til og ned gjennom de enkelte brønner. For å muliggjøre innlasting av nedpumpingsverktøy i rørsystemet må, i et slikt tilfelle, en smøreinnretning være forbundet med en drivfluid-tilførselsled-ning fra en overflateenhet for å tilfredsstille kravet til stor pumpekapasitet, strømningsmåling, fluidbehandling og lag-ring. Systemet gir fortrinnsvis mulighet for omstilling mellom de enkelte brønnfunksjoner (fra produksjon til test til service) under brønnens effektive levetid. Innvendige ventilorganer muliggjør sekvensstyring eller kombinering av fluider i henhold til de ønskede produksjonsplaner. Fjernstyrte og/eller manuelt styrte ventiloperasjoner anvendes etter ønske. A part of the internal fluid handling system in a typical operating section 36, as shown in Figures 7 and 8, operatively connects the branch pipe 39 to the internal ends 40 of the fixed-welded lead-through members 38. Various produced petroleum streams, gas streams, water streams, chemical injection sion currents, test currents and hydraulic lines can be distributed through their respective lines and valves individually according to the desired production plans. The manifolds and valves are preferably designed to allow passage of pump-down tools (PDT) from the subsea working bell out to and down through the individual wells. In order to enable the loading of pumping down tools into the pipe system, in such a case, a lubrication device must be connected to a drive fluid supply line from a surface unit to satisfy the requirement for large pumping capacity, flow measurement, fluid treatment and storage. The system preferably provides the opportunity to switch between the individual well functions (from production to test to service) during the well's effective lifetime. Internal valve bodies enable sequence control or combination of fluids according to the desired production plans. Remotely controlled and/or manually controlled valve operations are used as desired.

Figur 7 og 8 viser relevante deler av et typisk system for innvendige rør- og ventilorganer, innbefattende PDT-mulighet, for opprettelse av fluidstrømning mellom ett enkelt gjennom-føringsorgan 38 og grenrørorgan 39. Stort sett identiske systemer anvendes for å forbinde hvert av de enkelte gjennomfø-ringsorganer 38 som er fordelt rundt arbeidsklokken 13 med grenrørorganet 39. De fullstendige detaljer ved slike andre systemer er sløyfet i figur 7 og 8 for klarhetens skyld. PDT-service eller -betjening krever en krumningsradius på minst 1,52 m på alle rørbend gjennom hvilke nedpumpingsverktøy skal føres. Figures 7 and 8 show relevant parts of a typical system for internal pipe and valve members, including PDT option, for creating fluid flow between a single through member 38 and branch pipe member 39. Largely identical systems are used to connect each of the individual implements 38 which are distributed around the working bell 13 with the manifold member 39. The full details of such other systems are omitted in Figures 7 and 8 for the sake of clarity. PDT service or operation requires a radius of curvature of at least 1.52 m on all pipe bends through which pump-down tools are to be passed.

Service- eller betjeningsseksjonen 36 er utstyrt med en eksplosjonssikker, inert atmosfære, som f.eks. nitrogen. Et styrkeskott og gjennomblåsingskammer 42 er anordnet for over-føring av personell mellom betjeningsseksjonen 36 og styreseksjonen 32, idet de to atmosfærer i de respektive seksjoner holdes adskilt og hindres fra sammenblanding ved bruk av konvensjonelle luftlås-overføringsmetoder. Pusteutstyr av stik-kontakttype anvendes av personalet i betjeningsseksjonen 36. The service or operating section 36 is equipped with an explosion-proof, inert atmosphere, such as e.g. nitrogen. A force bulkhead and blow-through chamber 42 is arranged for the transfer of personnel between the operating section 36 and the control section 32, the two atmospheres in the respective sections being kept separate and prevented from mixing using conventional airlock transfer methods. Plug-in breathing apparatus is used by staff in operating section 36.

Styreseksjonen 32 (figur 6) er utstyrt med en pustbar atmosfære som gjør opphold i styreseksjonen mulig. Livred-ningssystemer for den beboelige styreseksjonen 32, såvel som de nødvendige fjerntliggende kontroller og lignende, kan være forbundet med en fjerntliggende overflateenhet ved hjelp av én eller flere rørledninger for tilveiebringelse av luft, avgasser, kommunikasjoner, drivkraft og lignende. Disse rørledninger kan løpe sammen med eller innvendig i rørledningen 26. The steering section 32 (figure 6) is equipped with a breathable atmosphere that makes staying in the steering section possible. Life-saving systems for the habitable control section 32, as well as the necessary remote controls and the like, may be connected to a remote surface unit by means of one or more pipelines for the provision of air, exhaust gases, communications, motive power and the like. These pipelines can run together with or inside the pipeline 26.

Styreseksjonen 32 (figur 6) er utstyrt med en personal-overføringsklokke, eller "tekopp" 41 for overføring av drifts-og vedlikeholdspersonell fra et konvensjonelt undervannsfartøy (ikke vist) under anvendelse av overføringsmetoder basert på atmosfærisk trykk. The control section 32 (Figure 6) is equipped with a personnel transfer bell, or "teacup" 41 for the transfer of operational and maintenance personnel from a conventional underwater vessel (not shown) using transfer methods based on atmospheric pressure.

Arbeidsklokken 13 må ha en tilstrekkelig styrke til å The work clock 13 must have a sufficient strength to

tåle ekstremt høye trykk ved havdyp på opptil 750 m. En har funnet at arbeidsklokken 13 må være slik konstruert at den har negativ oppdrift, ved passende nedtyngning og ballast. Med en .slik konstruksjon unngår man behovet for fastlåsingsutstyr for å holde arbeidsklokken nede når den er montert på fundamentmalen på havbunnen. Arbeidsklokken 13 innbefatter fortrinnsvis kiler (ikke vist) som kan være av konvensjonell konstruksjon, og fundamentmalen 11 omfatter en sentralt beliggende dor 9 (se figur 3 og 4) som strekker seg stort sett vertikalt oppad. I denne utføringsform holdes arbeidsklokken 13 fast på fundamentmalen 11 på grunn av sin tyngde og ved hjelp av kilene festet til doren 9. withstand extremely high pressures at sea depths of up to 750 m. It has been found that the working bell 13 must be constructed in such a way that it has negative buoyancy, with suitable weighting and ballast. Such a construction avoids the need for locking equipment to hold the working clock down when it is mounted on the foundation template on the seabed. The work clock 13 preferably includes wedges (not shown) which can be of conventional construction, and the foundation template 11 includes a centrally located mandrel 9 (see figures 3 and 4) which extends mostly vertically upwards. In this embodiment, the work clock 13 is held firmly on the foundation template 11 due to its weight and with the help of the wedges attached to the mandrel 9.

Som vist på figur 1 og 9 omfatter brønnproduksjonssystemet ifølge foreliggende oppfinnelse videre en brønnhode-koplings-innretning 15 for å forbinde brønnhodet 14 med ett av arbeidsklokkens gjennomføringsorganer 38 for opprettelse av fluidkommunikasjon mellom disse. Som her vist omfatter brønnhode-koplingsinnretningen 15 en fluidkoplingsenhet 49 og en konvensjo-nel hydraulisk kopling (ikke vist), som strekker seg stort sett vertikalt fra enhetens nedre ende for driftsmessig å forbinde den med brønnhodet 14. I en foretrukket utføringsform er den hydrauliske kopling ikke festet direkte til brønnhodet 14, men til en hovedventilenhet 50 som er festet til brønnhodet 14 for å skaffe mulighet til avstengning og beskyttelse av brønnen før brønnen forbindes med arbeidsklokkens grenrør 39. Hovedventilenheten 50, som kan være av konvensjonell konstruksjon, er montert på fundamentmalen 11 før arbeidsklokken 13 monteres. Hovedventilenheten 50 skal omtales nærmere nedenfor. As shown in Figures 1 and 9, the well production system according to the present invention further comprises a wellhead coupling device 15 to connect the wellhead 14 to one of the work clock's through-holes 38 to establish fluid communication between them. As shown here, the wellhead coupling device 15 comprises a fluid coupling unit 49 and a conventional hydraulic coupling (not shown), which extends generally vertically from the unit's lower end to operationally connect it to the wellhead 14. In a preferred embodiment, the hydraulic coupling is not attached directly to the wellhead 14, but to a main valve unit 50 which is attached to the wellhead 14 in order to provide the possibility of shutting off and protecting the well before the well is connected to the working clock manifold 39. The main valve unit 50, which may be of conventional construction, is mounted on the foundation template 11 before the work clock 13 is mounted. The main valve unit 50 will be described in more detail below.

Fluidkoplingsenheten 49 omfatter fortrinnsvis også et Y-rør 51 som strekker seg fra en avleder 52 som skaffer fluidforbindelse mellom konvensjonelle toppventiler 53 og hydraulikkoplin-gen. Toppventilene 53 er fortrinnsvis anordnet av vedlikeholds-hensyn, vanligvis benevnt "overhaling". I den foretrukne utfø-ringsform vist i figur 9 har man vertikal adgang til toppventilene 53, såvel som til produksjons- og serviceledningene nede i borehullet, fra et fartøy på overflaten eller fra et neddykk-bart arbeidsfartøy, via konvensjonell koplingsdor 54 og rør 55. For å gi mulighet for nedpumping av verktøy må Y-røret 51 ha en krumningsradius på minst 5 fot (1,53 m) . Y-røret 51 er forbundet med det tilhørende gjennomføringsorgan 38 ved hjelp av en passende gjennomføringskopling 56, idet en leddmekanisme 57 er anordnet for å bevege gjennomføringskoplingen 56 i driftsmessig forbindelse med gjennomføringsorganet. For en nærmere beskri-velse av konstruksjonen og virkemåten til gjennomføringskoplin-gen 56 og gjennomføringsorganet 38 henvises til US patent nr. 4 191 256. The fluid coupling unit 49 preferably also comprises a Y-pipe 51 which extends from a diverter 52 which provides a fluid connection between conventional top valves 53 and the hydraulic coupling. The top valves 53 are preferably arranged for maintenance reasons, usually referred to as "overhaul". In the preferred embodiment shown in figure 9, one has vertical access to the top valves 53, as well as to the production and service lines down in the borehole, from a vessel on the surface or from a submersible work vessel, via conventional connecting mandrel 54 and pipe 55. To allow tool pumping down, the Y-pipe 51 must have a radius of curvature of at least 5 feet (1.53 m). The Y-pipe 51 is connected to the associated lead-through member 38 by means of a suitable lead-through coupling 56, a joint mechanism 57 being arranged to move the lead-through coupling 56 in operational connection with the lead-through member. For a more detailed description of the construction and operation of the feed-through coupling 56 and the feed-through member 38, reference is made to US patent no. 4,191,256.

Etter at brønnhode-koplingsinnretningens 15 hydraulikkop-ling er tilkoplet brønnhodet 14, eller hovedventilenheten 50, After the hydraulic coupling of the wellhead coupling device 15 is connected to the wellhead 14, or the main valve unit 50,

og gjennomføringskoplingen 56 er tilkoplet gjennomføringsorganet 38, kan brønnfluider som strømmer ut av brønnhodet 14 kommuni-seres gjennom arbeidsklokken 13 og inn i grenrørinnretningen 39, hvorved produksjonsmulighet opprettes. Brønnhode-koplingsinn- and the feed-through coupling 56 is connected to the feed-through member 38, well fluids flowing out of the wellhead 14 can be communicated through the working bell 13 and into the branch pipe device 39, thereby creating a production possibility. Wellhead Connection In-

retningen 15 vist i figur 9 muliggjør, sammen med de horison-tale gjennomføringsorganer 38, en vesentlig reduksjon av brønn-hode-koplingsinnretningens størrelse, sammenlignet med tidligere kjente konstruksjoner, samtidig som utvendige produksjons-rør fremdeles er avtakbare for vedlikehold. the direction 15 shown in figure 9 enables, together with the horizontal through-holes 38, a significant reduction of the size of the wellhead coupling device, compared to previously known constructions, while the external production pipes are still removable for maintenance.

Brønnhode-koplingsinnretningen 15 omfatter videre fortrinnsvis en føringsramme 60 for understøttelse og beskyttelse av fluidkommunikasjonsenheten 49, som er stivt festet til denne. Som vist i figur 2 kan brønnhode-koplingsinnretningen 15 monteres på fundamentmalen 11 ved at den nedsenkes på et stigerør 61,og kcples til øvre dor 54 ved hjelp av konvensjonelle nedførings-verktøy-koplingsinnretninger. Ved havdyp på 750 m kan imidler-tid konvensjonell styrelinemontering vise seg umulig. Følgelig tjener den spesialkonstruerte føringsramme 60, i en foretrukket utføringsform av oppfinnelsen, ikke bare som et beskyttende gitter eller bur for koplingsinnretningen 15, men letter også montering av koplingsinnretningen 15 på fundamentmalen 11. The wellhead coupling device 15 further preferably comprises a guide frame 60 for supporting and protecting the fluid communication unit 49, which is rigidly attached to this. As shown in Figure 2, the wellhead coupling device 15 can be mounted on the foundation template 11 by lowering it onto a riser 61 and connecting it to the upper mandrel 54 using conventional lowering tool coupling devices. At sea depths of 750 m, however, conventional steering line assembly may prove impossible. Accordingly, the specially constructed guide frame 60, in a preferred embodiment of the invention, not only serves as a protective grid or cage for the coupling device 15, but also facilitates the mounting of the coupling device 15 on the foundation template 11.

I utføringsformen vist i figur 2 og 9 er føringsrammen 60 konstruert som en åpen, kileformet bufferkonstruksjon tilpasset en brønn-nisje som avgrenses av tilstøtende vertikale føringer 19 på fundamentmalen 11 for å lette grovinnretting eller -inn-stilling og orientering av brønnhode-koplingsinnretningen 15 på fundamentmalen. Denne bufferkonstruksjon strekker seg fortrinnsvis i hele fluidkoplingsenhetens 49 høyde, og omfatter fortrinnsvis grove konstruksjonsrør. In the embodiment shown in Figures 2 and 9, the guide frame 60 is constructed as an open, wedge-shaped buffer structure adapted to a well niche which is delimited by adjacent vertical guides 19 on the foundation template 11 to facilitate rough alignment or setting and orientation of the wellhead coupling device 15 on the foundation template. This buffer construction preferably extends the entire height of the fluid coupling unit 49, and preferably comprises coarse structural pipes.

I den foretrukne utføringsform vist i figur 9 omfatter føringsrammen 60 stort sett symmetriske topp- og bunn-bæreelementer 65, 66, idet fluidkoplingsinnretningen 49 er innrettet for innad, stort sett horisontal forbindelse med et passende gjennomføringsorgan på arbeidsklokken 13, og for nedad, stort sett vertikal forbindelse med et passende brønnhode 14, enten direkte eller via en hovedventilenhet 50. Topp- og bunn-bære-elementene 65, 66 er vertikalt forbundet ved stort sett vertikale konstruksjonselementer 67, 68, 69,_70, 71, 72, 73, 74, og har en innad-avsmalnende ytterdimensjon for å lette innretting av føringsrammen 60 i en tilsvarende avsmalnende brønn-nisje-seksjon. Selv om topp- og bunn-bæreelementenes 65, 66 trapes-form, vist i figur 9 er velegnet til å gi den ønskede innad-avsmalnende ytterdimensjon på føringsrammen 60, er det på ingen måte den eneste passende form. Det vesentlige er at førings-rammen 60 har motstående sidepartier som avsmalner på samme måte som de avsmalnende sider på brønn-nisjen i hvilken brønnhode-koplingsinnretningen 15 skal monteres (som avgrenset av tilstø-tende vertikale føringselementer 19), og som er anordnet i tilstrekkelig innbyrdes avstand og strekker seg i tilstrekkelig lengde og høyde til å sørge for innretting av føringsrammen 60 In the preferred embodiment shown in Figure 9, the guide frame 60 comprises largely symmetrical top and bottom support elements 65, 66, the fluid coupling device 49 being arranged for an inward, generally horizontal connection with a suitable feed-through member on the working bell 13, and for downwards, generally vertical connection with a suitable wellhead 14, either directly or via a main valve assembly 50. The top and bottom support members 65, 66 are vertically connected by generally vertical structural members 67, 68, 69,_70, 71, 72, 73, 74 , and has an inwardly tapering outer dimension to facilitate alignment of the guide frame 60 in a correspondingly tapering well-niche section. Although the trapezoidal shape of the top and bottom support elements 65, 66 shown in Figure 9 is suitable for providing the desired inwardly tapering outer dimension of the guide frame 60, it is by no means the only suitable shape. The essential thing is that the guide frame 60 has opposite side parts which taper in the same way as the tapered sides of the well niche in which the wellhead coupling device 15 is to be mounted (as delimited by adjacent vertical guide elements 19), and which are arranged in sufficient mutual distance and extends in sufficient length and height to ensure alignment of the guide frame 60

i brønn-nisjen når den beveges sideveis innad under montering på fundamentmalen 11. I tillegg må føringsrammens 60 avsmalnende sidepartier avsmalne til en smal endebredde som er tilstrekkelig smal til at føringsrammen kan komme helt inn i brønn-nisjen, og derved posisjonere brønnhode-koplingsinnretningen 15, og særlig gjennomføringskoplingen 56, tilstrekkelig nær arbeidsklokken 13, og særlig nær gjennomføringsorganet 38, til å muliggjøre deres driftsmessige sammenkopling. Den smale endebredde som avgrenses av bufferelementene 75, 76, 77 må således være tilstrekkelig liten til at den kan opptas nær arbeidsklok- in the well niche when it is moved laterally inward during installation on the foundation template 11. In addition, the tapered side parts of the guide frame 60 must taper to a narrow end width that is sufficiently narrow for the guide frame to enter completely into the well niche, thereby positioning the wellhead coupling device 15 , and in particular the feed-through coupling 56, sufficiently close to the working clock 13, and particularly close to the feed-through member 38, to enable their operational interconnection. The narrow end width delimited by the buffer elements 75, 76, 77 must thus be sufficiently small that it can be occupied close to the working

ken 13, idet føringsrammen 60 beveges mot fundamentmalens 11 sentrum under montering. ken 13, as the guide frame 60 is moved towards the center of the foundation template 11 during assembly.

Generelt kan brønnkoplingsinnretningens 15 ønskede orientering i brønnen oppnås ved å gjøre bredden av det .radielt ytterstliggende parti av føringsrammen 60, i forhoid.tii fundamentmalens 11 sentrum, tilstrekkelig stor til å hindre feil-orientering av føringsrammen 60. I den i fig. 9 viste utfø-ringsform er denne bredde avgrenset av bufferelementer 78, 79. In general, the desired orientation of the well coupling device 15 in the well can be achieved by making the width of the radially outermost part of the guide frame 60, in front of the center of the foundation template 11, sufficiently large to prevent misorientation of the guide frame 60. In the one in fig. 9, this width is limited by buffer elements 78, 79.

I en slik alternativ konstruksjon blir radiell posisjonering In such an alternative construction, radial positioning becomes

av brønnhode-koplingsinnretningen 15 fortrinnsvis lettet ved å gjøre breddedimensjonen på det radielt innerstliggende parti av føringsrammen 60 (avgrenset av bufferelementer 75, 76, 77 of the wellhead coupling device 15 preferably eased by making the width dimension of the radially innermost part of the guide frame 60 (bounded by buffer elements 75, 76, 77

i figur 9) tilstrekkelig liten til at den ikke kommer i kon- in figure 9) sufficiently small that it does not come into con-

flikt med de vertikale føringer 19, slik at de kan opptas nær arbeidsklokken 13 og ved riktig radiell posisjonering av fluidkoplingsenheten 50 på føringsrammen 60, i forhold til endebufferelementene 75, 76, 77. fused with the vertical guides 19, so that they can be accommodated close to the working bell 13 and by correct radial positioning of the fluid coupling unit 50 on the guide frame 60, in relation to the end buffer elements 75, 76, 77.

Føringslinefri montering av brønnhode-koplingsinnretningen Guideline-free installation of the wellhead coupling device

15 oppnås ved først å senke koplingen til en dybde som mulig- 15 is achieved by first lowering the coupling to a depth as possible-

gjør kontakt mellom føringsrammen 60 og den øvre føringskon-struksjon på fundamentmalen 11. Av sikkerhetsgrunner blir brønnhode-koplingsinnretningen 15 fortrinnsvis ikke senket di- makes contact between the guide frame 60 and the upper guide structure on the foundation template 11. For safety reasons, the wellhead coupling device 15 is preferably not lowered di-

rekte over fundamentmalen. Dette minsker faremomentet dersom senke-stigerøret skulle svikte eller et uhell oppstå, med den følge at utstyret slippes. Når brønnhode-koplingsinnretningen 15 har nådd den riktige dybde i nærheten av fundamentmalen 11, føres den sideveis i retning av fundamentmalens 11 sentrum. Dens bevegelse kan overvåkes ved hjelp av fjernsynskameraer, sonar, undervannsfarkoster etc. Føringsrammen 60 vil kontakte én eller flere vertikale føringselementer 19 på fundamentmalen 11, og vil bli styrt inn i brønnisjen mellom tilstøtende vertikale føringselementer 19, slik at korrekt orientering av brønnhode-koplingsinnretningen 15 sikres. directly above the foundation template. This reduces the danger should the lowering-rising pipe fail or an accident occur, with the consequence that the equipment is released. When the wellhead coupling device 15 has reached the correct depth in the vicinity of the foundation template 11, it is guided laterally in the direction of the center of the foundation template 11. Its movement can be monitored using television cameras, sonar, underwater vehicles, etc. The guide frame 60 will contact one or more vertical guide elements 19 on the foundation template 11, and will be guided into the well ice between adjacent vertical guide elements 19, so that the correct orientation of the wellhead coupling device 15 secured.

I den foretrukne utføringsform vist på figur 1 er de vertikale føringselementer 19 på fundamentmalen 11 anordnet med lik innbyrdes avstand rundt malen slik at denne deles opp i like store, innad avsmalnende brønnisjer, hvorav alle unntatt én er innrettet til å oppta motsvarende avsmalnende brønnhode-koplingsinnretninger 15. Hvert av gjennomføringsorganene 38 In the preferred embodiment shown in Figure 1, the vertical guide elements 19 on the foundation template 11 are arranged at equal distances around the template so that it is divided into equal-sized, inwardly tapering well ices, all but one of which are designed to accommodate correspondingly tapered wellhead connection devices 15. Each of the implementing bodies 38

er beliggende på arbeidsklokken 13 slik at de kan rettes inn på linje med en brønnhode-koplingsinnretning 15, idet den hori-sontale avstand mellom alle unntatt to av gjennomføringsorga-nene er den samme. Et slikt arrangement, sammen med arrangementet av brønnhodene 14 med lik radiell avstand, muliggjør bruk av like store, og likedannede brønnkoplingsinnretninger 15 og gir bedre utnyttelse av plassen i arbeidsklokkens 13 service-seksjon 36, med sikte på arrangementet av de nødvendige produksjons-, teste- og serviceintervaller. are located on the working bell 13 so that they can be aligned with a wellhead coupling device 15, the horizontal distance between all but two of the implements being the same. Such an arrangement, together with the arrangement of the wellheads 14 with the same radial distance, enables the use of similarly sized and similarly shaped well coupling devices 15 and provides better utilization of the space in the service section 36 of the work clock 13, with a view to the arrangement of the necessary production, test - and service intervals.

Under henvisning til figur 2, 9 og 10 oppnås endelig innretting og driftsmessig tilkopling av brønnhode-koplingsinnretningen 15 på brønnhodet_14, eller fortrinnsvis på hovedventilenheten 50 som er forbundet med brønnhodet 14, fortrinnsvis ved bruk av konvensjonelle traktinnrettingsteknikker. En slik teknikk anvender en nedadvendt trakt 80 (figur 9) med stor diameter som er forbundet med undersiden av fluidkoplingsenheten 49 og/eller føringsrammen 60. Når brønnhode-koplingsinnretningen 15 nedsenkes føres trakten 80 over en tilpasset sentreringsinnretning, f.eks. en ring 81 (figur 2), og brønnhode-koplingsinnretningen dreies til sin endelige, innrettede eller sentrerte stilling. Trakten 80 trekkes deretter opp, hvorved brønnkoplingsinnretningen 15 kan danne driftsmessig inngrep med doren til brønnhodet 14 (eller hovedventilenheten 50) for derved å opprette fluidkommunikasjon. With reference to Figures 2, 9 and 10, final alignment and operational connection of the wellhead coupling device 15 is achieved on the wellhead_14, or preferably on the main valve unit 50 which is connected to the wellhead 14, preferably using conventional funnel alignment techniques. Such a technique uses a downward-facing funnel 80 (Figure 9) with a large diameter which is connected to the underside of the fluid coupling unit 49 and/or the guide frame 60. When the wellhead coupling device 15 is lowered, the funnel 80 is passed over a suitable centering device, e.g. a ring 81 (Figure 2), and the wellhead coupling device is rotated to its final aligned or centered position. The funnel 80 is then pulled up, whereby the well coupling device 15 can form operational engagement with the mandrel of the wellhead 14 (or the main valve unit 50) to thereby establish fluid communication.

En slik styretraktteknikk kan også brukes til å forbinde brønnhode-koplingsinnretningen 15 med bore-stigerøret 61, idet trakten 62 (figur 2) festes til stigerøret, eller nedførings-verktøy, og styres over landeringen 62 på brønnhode-koplings-innretingen. Such a control funnel technique can also be used to connect the wellhead coupling device 15 with the drill riser 61, the funnel 62 (figure 2) being attached to the riser, or lowering tool, and controlled over the landing ring 62 on the wellhead coupling device.

Hovedventilenheten 50, som vist i figur 1, 2, 10 og 11, The main valve assembly 50, as shown in Figures 1, 2, 10 and 11,

er generelt av konvensjonell konstruksjon for å gi mulighet for avstengning av brønnen etter at boringen er avsluttet og beskyttelse før brønnen tilkoples arbeidsklokke-grenrøret 39. Den installeres etter at brønnen er boret og komplettert, men før arbeidsklokken 13 monteres på fundamentmalen 11. Hovedventilenheten 50 omfatter typisk en nedre kopling 82 som skal festes til brønnhodet, en hovedventil 83 i hver streng, og en toppdor 84. En styretraktteknikk, som ovenfor beskrevet i forbindelse med brønnhode-koplingsinnretningen 15, anvendes fortrinnsvis for å styre hovedventilenheten 50 over på brønnhodet 14, dersom styrelinefri montering anvendes. Videre lettes fortrinnsvis styrelinefri montering av hovedventilenheten 50 på fundamentmalen 11 ved å anvende en kileformet, beskyttende bufferkonstruksjon, eller føringsramme 90 i hovedventilenheten. Bortsett fra selvsagte endringer som følge av forskjeller i stør-relse, vil konstruksjonen og virkemåten til føringsrammen 90 være stort sett indentisk med den ovenfor beskrevne førings-ramme 60 i forbindelse med montering av brønnhode-koplingsinnretningen 15, idet de vertikale føringer 19 virker til å lede føringsrammen 90 i stilling idet den beveges sideveis under dens montering på fundamentmalen 11. is generally of conventional construction to allow for shut-in of the well after drilling is completed and protection before the well is connected to the working bell manifold 39. It is installed after the well is drilled and completed, but before the working bell 13 is mounted on the foundation template 11. The main valve assembly 50 comprises typically a lower coupling 82 to be attached to the wellhead, a main valve 83 in each string, and a top mandrel 84. A control funnel technique, as described above in connection with the wellhead coupling device 15, is preferably used to control the main valve unit 50 onto the wellhead 14, if guide line-free assembly is used. Furthermore, installation of the main valve unit 50 on the foundation template 11 is preferably facilitated without guide lines by using a wedge-shaped, protective buffer construction, or guide frame 90 in the main valve unit. Apart from obvious changes due to differences in size, the construction and operation of the guide frame 90 will be largely identical to the guide frame 60 described above in connection with the installation of the wellhead coupling device 15, as the vertical guides 19 act to guide the guide frame 90 into position as it is moved laterally during its installation on the foundation template 11.

Til hjelp ved styrelinefri montering av hovedventilenheten 50, samt for å gi øket beskyttelse av konstruksjonen, omfatter fundamentmalen 11, som vist i figur 1, fortrinnsvis også buffere 95 som strekker seg langs malens ytre omkrets. Buffernes 95 vertikale høyde bør være tilnærmet lik høyden av hovedventilenheten 50. Montering av hovedventileneheten 50 krever at enheten først nedsenkes til en dybde som ikke er større enn toppen av bufferne 19, hvoretter den beveges sideveis i posisjon over brønnhodet 14, og tilslutt nedsenkes den gjenværende strek-ning for opprettelse av kontakt med brønnhodet 14. Hovedventilenheten 50 blir så driftsmessig tilkoplet brønnhodet 14 via dens nedre kopling 82. To help with guide line-free assembly of the main valve unit 50, as well as to provide increased protection of the structure, the foundation template 11, as shown in figure 1, preferably also includes buffers 95 which extend along the outer circumference of the template. The vertical height of the buffers 95 should be approximately equal to the height of the main valve assembly 50. Installation of the main valve assembly 50 requires that the assembly is first lowered to a depth no greater than the top of the buffers 19, after which it is moved laterally into position above the wellhead 14, and finally the remaining stretch for establishing contact with the wellhead 14. The main valve unit 50 is then operationally connected to the wellhead 14 via its lower connection 82.

Figur 12 viser en utføringsform av oppfinnelsen der en konvensjonell styrelineteknikk anvendes for montering av brønnhode-koplingsinnretningen 15. Ved denne teknikk er styreliner 100 festet til en føringsramme 101 som er festet i en brønnisje på fundamentmalen 11, strukket gjennom vertikale rør som danner hjørnestolpene i brønnhode-koplingsrammen 60, og deretter utsatt for høyt strekk. Brønnhode-koplingsinnretningen 15 blir så nedsenket langs styrelinene 100 ved hjelp av stigerør 61. Ved et slikt system er konstruksjonen av fundamentmalen 11 i hovedsaken som ovenfor beskrevet for styrelinefri montering (bortsett fra anvendelsen av føringsrammen 101), og fremgangsmåten for montering av undervanns-arbeidsklokken 13 på fundamentmalen er stort sett uendret i forhold til den tidligere beskrevne. Figure 12 shows an embodiment of the invention where a conventional guide line technique is used for mounting the wellhead coupling device 15. With this technique, guide lines 100 are attached to a guide frame 101 which is attached in a well ice on the foundation template 11, stretched through vertical pipes that form the corner posts in the wellhead - the coupling frame 60, and then exposed to high tension. The wellhead coupling device 15 is then submerged along the guide lines 100 by means of riser 61. With such a system, the construction of the foundation template 11 is essentially as described above for guide line-free assembly (apart from the use of the guide frame 101), and the method for mounting the underwater working clock 13 on the foundation template is largely unchanged compared to the previously described one.

Illustrerende eksempler på parametre for forskjellige systemkomponenter ved foreliggende oppfinnelse er omtalt nedenfor. Illustrative examples of parameters for various system components in the present invention are discussed below.

Den øvre føringskonstruksjon på fundamentmalen 11 har fortrinnsvis en størrelse og konstruksjon slik at ved nedsenkning kan arbeidsklokken 11 være 1,8 m i avstand fra sentrum i hvilken som helst sideretning, og den vil likevel ledes mot målet ved hjelp av den øvre f øringskonstruks joneller opptil 15° rotasjonsmessig for skjøvet>og blir likevel riktig orientert ved. hjelp av den'øvre føringskonstruksjon. Jo mer horisontalt forskjøvet arbeidsklokken 13; er dess mindre rotasjonsmessig forskyvning eller orientering kan selvsagt tolereres. Såsnart arbeidsklokken 13 er innenfor det parti av fundamentmalen 11 som dannes av de vertikale ben 21, vil ytterligere flenser eller knekter 22 fortrinnsvis rette inn arbeidsklokken innenfor 7,6 cm av den ønskede innretting. Når arbeidsklokken 13 er helt nedsenket på fundamentmalen 11, vil fortrinnsvis bare en klaring på 15,2 cm foreligge mellom rørledningsbommen 25 og innrettingsbufferne 27 ved bommens frie ende. Dette er tilstrekkelig til å orientere arbeidsklokken 13 innenfor pluss/ minus en halv grad dreining. The upper guide structure on the foundation template 11 preferably has a size and construction such that when submerged, the working clock 11 can be 1.8 m away from the center in any lateral direction, and it will still be guided towards the target by means of the upper guide structure up to 15 ° rotationally too shifted>and is nevertheless correctly oriented at. using the upper guide structure. The more horizontally shifted the working clock 13; is the less rotational displacement or orientation can of course be tolerated. Once the work clock 13 is within the portion of the foundation template 11 formed by the vertical legs 21, additional flanges or jacks 22 will preferably align the work clock within 7.6 cm of the desired alignment. When the working clock 13 is completely immersed on the foundation template 11, there will preferably only be a clearance of 15.2 cm between the pipeline boom 25 and the alignment buffers 27 at the free end of the boom. This is sufficient to orient the working clock 13 within plus/minus half a degree of rotation.

Fundamentmalens 11 nedre bæresystem er fortrinnsvis nivel-lert til pluss/minus en halv grad avvik fra horisontalplanet. The lower support system of the foundation template 11 is preferably leveled to plus/minus half a degree deviation from the horizontal plane.

Med en vinkelavstand på 22J° for sikringsventil-omhyllin-ger rundt en sirkulær fundamentmal 11 under boring av brønnene, og idet det antas at omhyllingene er 3,7 m x 4,6 m, trenger ikke omhyllingene å overlappe hverandre, hvilket foretrekkes. Med en slik BOP-omhy11ingsavstand er en fundamentmaldiamter på 18 m fortrinnsvis en minimumdiameter for malen. With an angular spacing of 22J° for safety valve casings around a circular foundation template 11 during drilling of the wells, and assuming that the casings are 3.7 m x 4.6 m, the casings need not overlap each other, which is preferred. With such a BOP casing distance, a foundation mold diameter of 18 m is preferably a minimum diameter for the mold.

I den foreliggende oppfinnelse er brønnene, for havdyp større enn 300 m, fordelt rundt fundamentmalen 11 med samme radius fra malens sentrum. In the present invention, the wells, for sea depths greater than 300 m, are distributed around the foundation template 11 with the same radius from the center of the template.

Ved en praktisk utførelse av brønnproduksjonssystemet konstruert for drift på havdyp på 750 m, er fundamentmalen 11 sirkulær i form og har en diameter på 19,5 m og en total høyde (fra bunnen av nedre bærekonstruksjon til toppen av øvre fø-ringskonstruksjon) på 13,7 m. En slik mal, konstruert for opptil 8 brønner, har en vekt på ca. 2 x 10^ kg og en radiell brønnavstand på 6,7 m. Avstanden mellom brønnene er 4,6 m. Den øvre føringskonstruksjon er 9,8 m høy, mens den nedre bærekonstruksjon har en høyde på 3,96 m. Konstruksjonselementene som danner fundamentmalens 11 øvre føringskonstruksjon omfatter konstruksjonsrør med diameter 50,8 cm og veggtykkelse 0,75 cm, mens de som danner fundamentmalens nedre bærekonstruksjon har 76,2 cm ytterdiameter og 0,50 cm rørveggtykkelse. Brønnhodene i et slikt system er typisk 42,5 cm og nivelleringspelføringene anvender tre peler med ytterdiameter 106,7 cm. Undervanns-arbeidsklokken 13 har en total høyde på 17,45 m og en total ytterdiameter på 7,4 m, idet ytterdiameteren på styreseksjonens 32 sylindriske seksjon 30 er 3,7 m. Halvkuleseksjonens 31 utvendige radius er 182 cm og halvkuleseksjonenes 34, 35 utvendige radius er 370 cm. Vekten av arbeidsklokken 13 er 203 000 kg (ekslusiv vekten av skjørtet 37, bommen 25 og de innvendige rør og utstyr), og den totale utstyrsvekt er 457 000 kg. Tilstrekkelig ballast tilføres i kamrene (ikke vist) i skjørtet 37 for å gi den neddykkede arbeidsklokke en total tyngde på ca. 45 000 kg. In a practical embodiment of the well production system designed for operation at a sea depth of 750 m, the foundation template 11 is circular in shape and has a diameter of 19.5 m and a total height (from the bottom of the lower support structure to the top of the upper guide structure) of 13 .7 m. Such a template, designed for up to 8 wells, has a weight of approx. 2 x 10^ kg and a radial well spacing of 6.7 m. The distance between the wells is 4.6 m. The upper guide structure is 9.8 m high, while the lower support structure has a height of 3.96 m. The structural elements that form the upper guide structure of the foundation template 11 comprises construction pipes with a diameter of 50.8 cm and a wall thickness of 0.75 cm, while those that form the lower support structure of the foundation template have an outer diameter of 76.2 cm and a pipe wall thickness of 0.50 cm. The well heads in such a system are typically 42.5 cm and the leveling pile guides use three piles with an outer diameter of 106.7 cm. The underwater working clock 13 has a total height of 17.45 m and a total outer diameter of 7.4 m, the outer diameter of the cylindrical section 30 of the control section 32 being 3.7 m. The outer radius of the hemispherical section 31 is 182 cm and the outer radius of the hemispherical sections 34, 35 radius is 370 cm. The weight of the working bell 13 is 203,000 kg (excluding the weight of the skirt 37, the boom 25 and the internal pipes and equipment), and the total equipment weight is 457,000 kg. Sufficient ballast is supplied in the chambers (not shown) in the skirt 37 to give the submerged working bell a total weight of approx. 45,000 kg.

Claims

1. Subsea well production system for a number of wells, comprising a fluid-tight casing (13) containing a manifold system (39), said casing having a generally cylindrical portion and penetration means (38) extending laterally through the wall of the cylindrical portion to create detachable fluid connection to the branch pipe system, a foundation template (11) which has a lower support structure for supporting the working bell (13) and means for attaching the foundation template to the seabed, so that the lower support structure extends largely horizontally, the foundation template's lower support reconstruction comprising a number of well guide pipes (16) which extend mostly vertically when in use and which are arranged at a distance around the template with the same radial distance from the center of the template, for aligning the individual wells during drilling, in that the upper section of each guide pipe ends in a wellhead (14), a wellhead connection device (15) for releasably connecting a wellhead to one of the side feedthroughs for creating fluid communication between them, characterized in that the foundation template further has an upper guide structure comprising a number of guide elements (19) which extend largely perpendicular to the lower support structure and are mounted at a distance from each other in a radial row, the guide elements extending inwards towards the center of the foundation template (11) and forming an opening at the central part of the foundation template to accommodate the working bell (13), with a part (20) of each guide element's (21) upper peripheral surface sloping downwards towards the opening for guiding the work clock (13) into the opening during installation of the work clock (13) by lowering the clock onto the foundation template (11), and that the vertical guide elements (19) are located in such a way that neighboring elements define a radially inwardly tapering well niche for h becomes a wellhead, as the working clock (13) in the assembled position has each of its implementation members (38) located radially within a well niche.

2. Well production system according to claim 1, characterized by. that the work bell (13) comprises a centering device (25) which extends laterally from the circumference of the work bell and that the upper guide structure of the foundation template further comprises blocking means (24) which are rigidly mounted between all but one pair of adjacent guide elements (19), whereby the centering device (25 ) can only be accommodated between said one pair of adjacent guide elements (19) as the working clock (13) is lowered during installation of the clock on the foundation template, thereby orienting the clock.

3. Well production system according to claim 2, characterized in that the bell centering device's free end is smaller than its opposite end, and that the foundation template (11) further comprises a pair of largely vertically extending buffers (27) arranged at a distance along the perimeter of the foundation template at a distance that allows a tight fit of the free end between these, as the vertically extending buffers have opposing parts that slope downwards for controlling the centering device as the working clock (13) is lowered during assembly on the foundation template.

4. Well production system according to claim 1, 2 or 3, characterized in that the wellhead coupling device (15) comprises a fluid coupling unit intended to be mounted in a wellhead and a rigid, open guide frame (60) which surrounds and is rigidly attached to the fluid coupling unit, which frame has opposite side parts (67 - 74) which taper like the radially aligned sides of the wellhead in which the wellhead coupling device (15) is to be mounted, the tapering side parts being arranged at a sufficient distance from each other and extending to a sufficient length and height to provide alignment of the frame in the well ice when it is moved laterally during installation of the wellhead coupling device (15) on the foundation template (11), whereby a desired orientation of the fluid coupling unit can be achieved.

5. Well production system according to claim 4, characterized in that the guide frame (60) comprises largely symmetrical upper and lower support elements (65, 66) and open vertical construction elements (67 - 74) which are connected between the upper and lower support elements, the fluid coupling unit being arranged for inward horizontal connection to a suitable side feedthrough (38) and downward vertical connection to a suitable wellhead.

6. Well production system according to one of claims 1-5, characterized in that it further comprises at least one main valve unit (50) to form fluid communication between a wellhead (14) and the associated wellhead coupling device (15), which main valve unit (50) comprises a rigid guide frame (90) with opposite side parts that taper like the radially aligned sides of the well ice in which the unit is to be mounted, the tapered side parts having a sufficient mutual distance and extending to a sufficient length and height to provide alignment of the guide frame in the well ice when it is guided laterally during assembly on the foundation template, whereby a desired orientation of the unit (50) can be achieved.

7. Well production system according to claim 6, characterized in that the upper structure of the foundation template further comprises mostly vertical buffers (95) which extend along the outer circumference of the template for radial control and positioning of the main valve unit (50) when it is submerged during installation on the foundation template, the vertical buffers provide structural protection and alignment of the unit.