NO20130473A1

NO20130473A1 - Surface multiple source

Info

Publication number: NO20130473A1
Application number: NO20130473A
Authority: NO
Inventors: Hon Chung Lau
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 2010-10-27
Filing date: 2013-04-09
Publication date: 2013-04-09
Also published as: AU2011319925B2; GB201305721D0; BR112013009397A2; US20130213663A1; AU2011319925A1; MY168797A; WO2012058290A2; WO2012058290A3; CN103180542A; GB2498469A

Abstract

Et offshore oljeproduksjonssystem, omfattende en konstruksjon i et vannlegeme som har en seksjon som strekker seg over en overflate av vannlegemet; et overflatebrønnhode plassert oppå vannlegemet, et første brønnhode plassert ved en bunn av vannlegemet; et andre brønnhode plassert på en bunn av vannlegemet; et første stigerør som strekker seg fra det første brønnhodet til overflatebrønnhodet, og et andre stigerør som strekker seg fra det andre brønnhodet til overflatebrønnhodet.An offshore oil production system, comprising a structure in a water body having a section extending over a surface of the water body; a surface well head located on top of the water body, a first well head located at a bottom of the water body; a second wellhead located on a bottom of the water body; a first riser extending from the first wellhead to the surface wellhead, and a second riser extending from the second wellhead to the surface wellhead.

Description

BAKGRUNNEN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

Oppfinnelsens område Field of the invention

[0001] Denne oppfinnelsen er rettet mot multiple stigerør plassert innenfor et enkelt brønnhode for dypvanns anvendelsesområder. [0001] This invention is aimed at multiple risers placed within a single wellhead for deep water application areas.

Bakgrunnsteknikk Background technology

[0002] US Patentsøknad 2010/0126729 avdekker systemer og fremgangsmåter som brukes til å operere på multiple brønner gjennom et enkelt hovedborehull. Én eller multiple kammerkoplinger er tilveiebrakt i fluidkommunikasjon med en eller multiple kanaler i det enkle hovedborehullet. Hver kammerkopling innbefatter en første åpning som kommuniserer med overflaten gjennom hovedborehullet, og én eller multiple ekstra åpninger i fluidkommunikasjon med individuelle brønner av de multiple brønnene. Gjennom kammerkoplingene kan hver av brønnene individuelt eller samtidig være tilgjengelig. Et boreseleksjonsverktøy som har en øvre åpning og minst en nedre åpning kan settes inn i kammerkoplingen slik at én eller multiple de nedre åpningene justeres med åpningene i kammerkoplingen som muliggjør valg av enkle eller multiple brønner å være tilgjengelige via boreseleksjonsverktøy mens andre brønner er isolert fra kammerkoplingen. US Patentsøknad 2010/0126729 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. [0002] US Patent Application 2010/0126729 discloses systems and methods used to operate multiple wells through a single main borehole. One or multiple chamber connections are provided in fluid communication with one or multiple channels in the single main borehole. Each chamber connection includes a first port communicating with the surface through the main borehole, and one or multiple additional ports in fluid communication with individual wells of the multiple wells. Through the chamber connections, each of the wells can be accessed individually or simultaneously. A drill selection tool having an upper opening and at least one lower opening can be inserted into the chamber coupling such that one or multiple of the lower openings are aligned with the openings in the chamber coupling enabling selection of single or multiple wells to be accessible via the drill selection tool while other wells are isolated from the chamber coupling . US Patent Application 2010/0126729 is hereby incorporated by reference in its entirety.

[0003] US Patent 5,775,420 avdekker en todelt komplettering for gassbrønner, innbefattende en dobbel base med et primært stag innlemmet i basen. Primære og sekundære viklede rørstrenger strekker seg gjennom basen i nedoverrettet konvergerende vinkel på 2 grader eller mindre. Den doble basen er montert på en ringformet utblåsningssikring. På toppen av den ringformede utblåsningssikringen er et rør sentreringsverktøy som justerer de to rørstrengene parallelt til hverandre. Utblåsningssikringsventilen har to sideporter under blæren som tillater operatøren å produsere gass fra ringrommet, for fakling av gass til atmosfæren eller for å pumpe inn drepefluid i tilfelle en nødssituasjon. Justeringen av rørstrenger tillater at produksjonsopptakere kjøres i hver streng. US Patent 5,775,420 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. [0003] US Patent 5,775,420 discloses a two-part completion for gas wells, including a double base with a primary strut incorporated into the base. Primary and secondary coiled tubing strings extend through the base at a downward converging angle of 2 degrees or less. The double base is mounted on an annular blowout fuse. On top of the annular blowout preventer is a pipe centering tool that aligns the two pipe strings parallel to each other. The blowout safety valve has two side ports below the bladder that allow the operator to produce gas from the annulus, for flaring gas to atmosphere or to pump in killing fluid in the event of an emergency. The alignment of tube strings allows production recorders to be run in each string. US Patent 5,775,420 is hereby incorporated by reference in its entirety.

[0004] US Patent 3,601,196 avdekker en fremgangsmåte for perforering i en dobbel, parallelle rørstreng tubingless brønn. En krysningspassasje eller port kobler disse rørstrengene. Hver rørstreng er utstyrt med en destinasjonsside nippel ved omtrent den samme dybden under krysningsporten. Et radioaktivt kildeverktøy som innbefatter en radioaktiv pille for overføring av stråling i vinkelretninger og plasseringselement for plassering av den radioaktive kilden i destinasjonsnippelen er anbrakt i en av rørstrengene, og blir pumpet gjennom en rørstreng til plassering av elementet anbrakt i destinasjon nippelen. Den radioaktive pillen er hengt opp fra plasseringselementet i en forhåndsbestemt avstand som er omtrent på nivået ønskelig å perforere. En perforeringssammenstilling, som innbefatter en retningsbestemt perforering pistol, en retningsbestemt strålingsdetektor, en radioaktiv sensitiv utskytingsmekanisme inkludert en kilde til elektrisk kraft for å forårsake aktivering av perforeringsutskytingen, en rotasjonsenhet for å forårsake at perforeringsutskytingsenheten roterer, et plasseringselement for plassering av perforeringssammenstillingen i destinasjonsnippelen er anbrakt i den andre rørstrengen, og en bevegelig enhet for å flytte perforeringssammenstillingen gjennom den andre rørstrengen, blir så pumpet gjennom den andre rørstrengen til plasseringselementet for plassering i destinasjonsnippelen. Detektoren av perforeringssammenstillingen er hengt opp en forhåndsbestemt avstand fra plasseringselementet for plassering slik at den er plassert på samme nivå som den radioaktive pillen i ved rørstrengen. Avfyringsmekanismen benytter en bryter som blir aktivert når radioaktivt count detekteres av strålingsdetektoren når et forhåndsbestemt nivå. Retningen til utskytingsenheten er rettet for å fyre av i en forhåndsbestemt vinkelretning når retningsdetektoren er rettet mot den radioaktive pillen. Perforeringssammenstillingen roteres av sirkulerende fluid i rørstrengene. Etter at perforeringsutskytingsenheten er avfyrt, fjernes perforeringssammenstillingen fra den andre rørstrengen. Det radioaktive kilde verktøyet fjernes deretter fra den ene rørstrengen. Perforeringspistolen kan lades på nytt og perforeringsprosedyren gjentas på et annet nivå i brønnborehullet etter reposisjonering av det radioaktive kildeverktøy et og perforeringssammenstillingen. US [0004] US Patent 3,601,196 discloses a method for perforating in a double, parallel tubing string tubingless well. A crossing passage or gate connects these pipe strings. Each pipe string is provided with a destination side nipple at approximately the same depth below the crossover port. A radioactive source tool that includes a radioactive pill for transmitting radiation in angular directions and a placement element for placing the radioactive source in the destination nipple is placed in one of the pipe strings, and is pumped through a pipe string to place the element placed in the destination nipple. The radioactive pill is suspended from the placement element at a predetermined distance which is approximately at the level desired to perforate. A perforating assembly, including a directional perforating gun, a directional radiation detector, a radioactively sensitive launch mechanism including a source of electrical power to cause activation of the perforating launch, a rotation device for causing the perforating launching device to rotate, a positioning element for positioning the perforating assembly in the destination nipple is provided in the second tubing string, and a movable assembly for moving the perforation assembly through the second tubing string is then pumped through the second tubing string to the placement element for placement in the destination nipple. The detector of the perforation assembly is suspended a predetermined distance from the placement element for placement so that it is positioned at the same level as the radioactive pill in the tubing string. The firing mechanism uses a switch that is activated when the radioactive count detected by the radiation detector reaches a predetermined level. The direction of the launcher is directed to fire in a predetermined angular direction when the direction detector is aimed at the radioactive pellet. The perforation assembly is rotated by circulating fluid in the pipe strings. After the perforating launcher is fired, the perforating assembly is removed from the second tube string. The radioactive source tool is then removed from one pipe string. The perforating gun can be reloaded and the perforating procedure repeated at another level in the wellbore after repositioning the radioactive source tool and the perforating assembly. US

Patent 3,601,196 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. Patent 3,601,196 is hereby incorporated by reference in its entirety.

[0005] US Patent 7,066,267 avdekker en splitterenhet som er plassert nedihulls innenfor en leder for å skille to eller multiple rørformede strenger plassert innenfor lederen. Et splitter innkapsling kan innbefatte et første borehull og et andre borehull for å skille en første brønn fra en ny brønn, og en plugg plassert i en av borehullene innbefattende en øvre del som vender skrått nedover mot det andre hovedborehullet. Én eller multiple ledeplater festet til splitter innkapslingen og plassert over pluggen som leder en del eller annet verktøy mot et av første borehull og andre borehull. Splitter innkapslingen kan være plassert langs lederen etter at lederen er jetted på plass. Ifølge fremgangsmåten hentes pluggen i en av borehullene når et foringsrøret er kjørt i en brønn, slik at den andre delen og det andre foringsrøret vil passere gjennom borehullet som tidligere er inkluderte pluggen. US Patent 7,066,267 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. [0005] US Patent 7,066,267 discloses a splitter assembly that is positioned downhole within a conductor to separate two or multiple tubular strings located within the conductor. A split casing may include a first borehole and a second borehole to separate a first well from a new well, and a plug placed in one of the boreholes including an upper part facing obliquely downwards towards the second main borehole. One or multiple guide plates attached to the splitter casing and placed above the plug that guide a part or other tool towards one of the first borehole and the second borehole. Splitter encapsulation can be placed along the conductor after the conductor is jetted into place. According to the method, the plug is retrieved in one of the boreholes when a casing has been driven into a well, so that the second part and the second casing will pass through the borehole which previously included the plug. US Patent 7,066,267 is hereby incorporated by reference in its entirety.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

[0006] Ett aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes et offshore olj eproduksjonssystem, som omfatter en konstruksjon i et vannlegeme, med en seksjon som strekker seg over en overflate av vannlegemet; et overflatebrønnhode plassert oppå vannlegemet, et første brønnhode plassert ved en bunn av vannlegemet; et andre brønnhode plassert på en bunn av vannlegemet; et første stigerør som strekker seg fra det første brønnhodet til overflatebrønnhodet, og et andre stigerør som strekker seg fra det andre brønnhodet til overflatebrønnhodet. [0006] One aspect of the invention provides an offshore oil production system, which comprises a structure in a body of water, with a section extending over a surface of the body of water; a surface wellhead located on top of the body of water, a first wellhead located at a bottom of the body of water; a second wellhead located on a bottom of the body of water; a first riser extending from the first wellhead to the surface wellhead, and a second riser extending from the second wellhead to the surface wellhead.

[0007] Fordeler med oppfinnelsen innbefatter ett eller flere av følgende: [0007] Advantages of the invention include one or more of the following:

[0008] Redusert størrelse av treedekket på en offshorekonstruksjon; [0008] Reduced size of the wooden deck on an offshore structure;

[0009] Redusert størrelse på offshorekonstruksjon; og/eller [0009] Reduced size of offshore construction; and or

[0010] Økt antall stigerør koblet til en offshorekonstruksjon. [0010] Increased number of risers connected to an offshore structure.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGER BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0011] FIG. 1 er et skjematisk diagram av et multippelt brønnhodesystem konfigurert med en strekkstagplattform i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0011] FIG. 1 is a schematic diagram of a multiple wellhead system configured with a tie rod platform in accordance with embodiments disclosed herein.

[0012] FIG. 2 er en tverrseksjonsvisning av et multippelt brønnhodesystem i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0012] FIG. 2 is a cross-sectional view of a multiple wellhead system in accordance with embodiments disclosed herein.

[0013] FIG. 3 er et skjematisk diagram av et multippelt brønnhodesystem konfigurert med en spar-plattform i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0013] FIG. 3 is a schematic diagram of a multiple wellhead system configured with a spar platform in accordance with embodiments disclosed herein.

[0014] FIG. 4 er en toppvisning av et konvensjonelt tredekk av en spar-plattform som har enkle brønnhoder avhendet derpå. [0014] FIG. 4 is a top view of a conventional wooden deck of a spar platform having single wellheads disposed thereon.

[0015] FIG. 5 er en toppvisning av et tredekk på en spar-plattform som har multiple brønnhodesystemer i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0015] FIG. 5 is a top view of a wooden deck on a spar platform having multiple wellhead systems in accordance with embodiments disclosed herein.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0016] I ett aspekt relaters utførelsesformer avdekket heri til et multippelt brønnhodesystem. Mer spesifikt relateres utførelsesformer avdekket heri til et multippelt brønnhodesystem som kan brukes i dypvanns anvendelsesområder med for eksempel en strekkstagplattform (TLP) eller en spar-plattform, eller andre fast eller flytende konstruksjoner som er kjent på området. [0016] In one aspect, embodiments disclosed herein relate to a multiple wellhead system. More specifically, embodiments disclosed herein relate to a multiple wellhead system that can be used in deepwater application areas with, for example, a tension rod platform (TLP) or a spar platform, or other fixed or floating structures known in the field.

[0017] Figur 1: [0017] Figure 1:

[0018] Med henvisning til figur 1, er et skjematisk diagram av en TLP multippelt brønnhodesystem i samsvar med utførelsesformer avdekket heri er vist. I denne utførelsesformen kan et multippelt brønnhode 110 være koblet til en TLP 100 for å tillate fluid å strømme fra multiple subseabrønnhoder (f.eks, subsea brønnhoder 140 og 150) til TLP 100.1 denne utførelsesformen kan TLP 100 være en flytende offshoreplattform over havnivået 181. Videre kan TLP'en 100 brukes til produksjon av fluider i dypvanns anvendelsesområder og kan være loddrett forankret til havbunnen 180 av festetau eller sener (vises ikke) for å redusere loddrett og/eller vannrett bevegelse av TLP 100. Festetau eller tendons kan ha en høy aksial stivhet og lav elastisitet for å redusere enhver vertikal bevegelse av TLP 100. Men fagpersoner på området vil forstå at festetau eller sener kan være en hvilken som helst type konstruksjon avhendet mellom TLP og havbunnen som kan redusere loddrett og/eller vannrett bevegelse av TLP'en. [0018] Referring to Figure 1, a schematic diagram of a TLP multiple wellhead system in accordance with embodiments disclosed herein is shown. In this embodiment, a multiple wellhead 110 may be connected to a TLP 100 to allow fluid to flow from multiple subsea wellheads (eg, subsea wellheads 140 and 150) to the TLP 100. In this embodiment, the TLP 100 may be a floating offshore platform above sea level 181. Furthermore, the TLP 100 can be used for the production of fluids in deep water application areas and can be vertically anchored to the seabed 180 by mooring ropes or tendons (not shown) to reduce vertical and/or horizontal movement of the TLP 100. The mooring ropes or tendons can have a high axial stiffness and low elasticity to reduce any vertical movement of the TLP 100. However, those skilled in the art will appreciate that mooring ropes or tendons may be any type of structure disposed between the TLP and the seabed which may reduce vertical and/or horizontal movement of the TLP' one.

[0019] TLP 100 kan innbefatte multiple dekk og nivåer (f.eks en hoveddekk 102, en værdekk 104, en rigg skliramme 105, og et boredekk 109) for å sikre og henge opp bore- og stigerør (f.eks en borestigerør 108 og produksjonsstigerør 124 og 134). I denne utførelsesformen, er borestigerør 108 hengt opp ved en borestigerørstrammer 107 på rigg skliramme 105, under boredekk 109. Fagpersoner på området vil imidlertid forstå på at stigerør kan bli hengt opp ved et strammehjul på andre forskjellige posisjoner på en TLP. Borestigerørsstrammer 107 kan brukes til å hindre at ytre borestigerør 108 utsettes for ekstreme krefter som kan skyldes vertikal bevegelse av TLP'en 100 på grunn av strøm, storm, etc. For eksempel kan borestigerørsstrammer 107 hindre borestigerør 108 fra å brekke hvis TLP'en 100 skulle beveges nedover. På samme måte kan borestigerørsstrammer 107 hindre ytre borestigerør 108 fra å utsettes fra ekstreme strekkkrefter hvis en TLP 100 skulle beves oppover. Selv om det i denne utførelsesformen er vist at en TLP 100 som har et borestigerør og en borestigerørstrammer (f.eks, borestigerør 108 og borestigerørsstrammer 107) atskilt fra et produksjonsstigerør og en produksjonsstigerørstrammer (f.eks produksjonsstigerør 124 og 134 og produksjonsstigerørstrammer 117), vil fagpersoner på området forstå at separate borestigerør og strammere og produksjonsstigerør og strammere ikke er nødvendig. For eksempel, når boringen er komplettert, kan et borestigerør bli fjernet fra en stigerørstrammer og fjernet fra en TLP og én eller multiple produksjonsstigerør kan konfigureres til å festes til strammeren og kan erstatte borestigerøret i TLP'en. [0019] TLP 100 may include multiple decks and levels (e.g., a main deck 102, a weather deck 104, a rig skid frame 105, and a drill deck 109) to secure and suspend drill and riser pipes (e.g., a drill riser 108 and production risers 124 and 134). In this embodiment, drill riser 108 is suspended by a drill riser tensioner 107 on rig skid frame 105, under drill deck 109. Those skilled in the art will, however, understand that risers can be suspended by a tension wheel at other different positions on a TLP. Drill riser tensioners 107 can be used to prevent outer drill riser 108 from being subjected to extreme forces that may result from vertical movement of the TLP 100 due to current, storm, etc. For example, drill riser tensioners 107 can prevent drill riser 108 from breaking if the TLP 100 should be moved downwards. In the same way, drill riser tensioners 107 can prevent outer drill riser 108 from being exposed to extreme tensile forces if a TLP 100 were to be shaken upwards. Although in this embodiment it is shown that a TLP 100 having a drill riser and a drill riser tensioner (eg, drill riser 108 and drill riser tensioners 107) separate from a production riser and a production riser tensioner (eg, production risers 124 and 134 and production riser tensioners 117), professionals in the field will understand that separate drilling risers and tensioners and production risers and tensioners are not necessary. For example, when drilling is completed, a drill riser can be removed from a riser tensioner and removed from a TLP and one or multiple production risers can be configured to attach to the tensioner and can replace the drill riser in the TLP.

[0020] Som vist i figur 1, er en sikkerhetsventil (BOP) 106 pipe koblet til ytre borestigerør 108.1 denne utførelsesformen, kan BOP pipe 106 konfigureres til å forsegle, kontrollere og overvåke en olje- eller gassbrønn (ikke vist). BOP pipe 106 kan også konfigureres til å kontrollere trykkendringer i ytre borestigerør 108, som kan forhindre et ytre borestigerør 108 eller bore- eller produksjonsfluid fra blir blåst ut av en olje- eller gassbrønn. En en fagperson på området vil forstå BOP pipen 106 kan innbefatte én eller flere typer BOP, ringformede BOP eller kombinasjoner av disse. Selvom BOP pipe 106 vises koblet til ytre borestigerør 108, vil fagpersoner på området forstå en BOP pipe kan være knyttet til flere forskjellige rørformede elemeter. En BOP pipe kan for eksempel kobles til borerør, produksjonsrør eller brønnforingsrøret. [0020] As shown in Figure 1, a safety valve (BOP) 106 pipe is connected to the outer drill riser 108.1 this embodiment, the BOP pipe 106 can be configured to seal, control and monitor an oil or gas well (not shown). BOP pipe 106 may also be configured to control pressure changes in outer riser 108, which may prevent an outer riser 108 or drilling or production fluid from being blown out of an oil or gas well. One skilled in the art will understand that the BOP pipe 106 may include one or more types of BOPs, annular BOPs, or combinations thereof. Although BOP pipe 106 is shown connected to outer drill riser 108, those skilled in the art will understand that a BOP pipe can be connected to several different tubular elements. A BOP pipe can, for example, be connected to drill pipe, production pipe or well casing.

[0021] Som vist i figur 1 er multippelt brønnhode 110 hengt opp av en produksjonsstigerørstrammer 117 på hoveddekket 102, under værdekk 104. Fagpersoner på området vil imidlertid forstå at et multippelt brønnhode kan plasseres i forskjellige andre posisjoner på en TLP. Produksjonsstigerør strammer 117 kan for eksempel brukes til å forhindre produksjonsstigerør 124 og 134 fra å bli utsattfor ekstrem krefter som kan skyldes vertikal bevegelse av TLP 100. Videre kan produksjonsstigerørstrammer 117 hindre produksjonsstigerør 124 og 134 å brekke hvis TLP'en 100 skulle flyttes nedover. På samme mate kan produksjonsstigerørstrammer 117 hindre produksjonsstigerør 124 og 134 fra å oppleve ekstrem strekkraft hvis TLP'en 100 skulle flyttes oppover. Fagpersoner på området vil forstå at en strammer kan være en hvilket som helst anordning eller mekanisme som kan kontrollere den loddrette posisjonen til et rørformet element. En strammer kan for eksempel være et system av hydraulisk kontrollerte sylindere som kan være drevet og tilpasset for å kontrollere den vertikale plasseringen av et rørformet element. [0021] As shown in Figure 1, multiple wellhead 110 is suspended by a production riser tensioner 117 on the main deck 102, below weather deck 104. However, those skilled in the art will understand that a multiple wellhead can be placed in various other positions on a TLP. Production riser tensioner 117 can, for example, be used to prevent production risers 124 and 134 from being subjected to extreme forces that may result from vertical movement of the TLP 100. Furthermore, production riser tensioners 117 can prevent production risers 124 and 134 from breaking if the TLP 100 were to be moved downward. Similarly, production riser tensioners 117 can prevent production risers 124 and 134 from experiencing extreme tensile force if the TLP 100 were to be moved upward. Those skilled in the art will appreciate that a tensioner can be any device or mechanism that can control the vertical position of a tubular member. For example, a tensioner can be a system of hydraulically controlled cylinders that can be driven and adapted to control the vertical position of a tubular member.

[0022] Som vist er multippelt brønnhode 110 koblet til produksjonsstigerør 124 og 134. Multippelt brønnhode 110 tillater ett eller multiple stigerør å kobles simultant til et enkelt brønnhodet på en flytende plattform (f.eks TLP 100) og strekker seg nedover mot multiple subseabrønnhoder (f.eks, subsea brønnhoder 140 og 150). Selvom multippelt brønnhode 110 vises koblet til to stigerør, produksjonsstigerør 124 og 134, vil fagpersoner på området forstå at et multippelt brønnhode kan være koblet til én eller multiple stigerør. For eksempel kan et multippelt brønnhode kobles til tre eller fire stigerør, som kan brukes til å produsere fluid fra multiple subseabrønnhoder. [0022] As shown, multiple wellhead 110 is connected to production risers 124 and 134. Multiple wellhead 110 allows one or multiple risers to be connected simultaneously to a single wellhead on a floating platform (eg TLP 100) and extends downward towards multiple subsea wellheads ( eg, subsea wellheads 140 and 150). Although multiple wellhead 110 is shown connected to two risers, production risers 124 and 134, those skilled in the art will understand that a multiple wellhead can be connected to one or multiple risers. For example, a multiple wellhead can be connected to three or four risers, which can be used to produce fluid from multiple subsea wellheads.

[0023] Som vist i figur 1 er subseabrønnhoder 140 og 150 plassert på havbunnen [0023] As shown in Figure 1, subsea wellheads 140 and 150 are located on the seabed

180 og kan gi et opphengningspunkt og trykkforsegling for rørformede elementer, slik som foringsrørstrenger, rør eller stigerør (f.eks produksjonsstigerør 124 og 134). Ettersom fluider blir produsert fra formasjonen gjennom subseabrønnhoder 140 og 150, tillate produksjonsstigerør 124 og 134 produksjon fluider å gå fra subseabrønnhoder 140 og 150 til multippelt brønnhode 110 på TLP 100. 180 and can provide a suspension point and pressure seal for tubular elements, such as casing strings, pipes or risers (eg production risers 124 and 134). As fluids are produced from the formation through subsea wellheads 140 and 150 , production risers 124 and 134 allow production fluids to pass from subsea wellheads 140 and 150 to multiple wellhead 110 on TLP 100 .

[0024] Figur 2: [0024] Figure 2:

[0025] Med henvisnig til figur 2, vises en tverrseksjonsvisning av et multippelt brønnhodesystem i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. I denne utførelsesformen er et ytre produksjonsstigerør 212 koblet til et multippelt brønnhode 210. Som vist i figur 2 strekker ytre produksjonsstigerør 212 seg fra multippelt brønnhode 210 og deler seg i to ytre produksjonsstigerør 224 og 234. Fagpersoner på området vil også forstå at et ytre produksjonsstigerør (f.eks, ytre produksjonsstigerør 212) som kobler sammen to separate stigerør (f.eks produksjonsstigerør 224 og 234) ikke er nødvendig for at fluidet skal passere separat til overflaten (f.eks. til multippelt brønnhode 210). For eksempel kan to separate produksjonsstigerør separat kobles til et multippelt brønnhode, uten bruk av en ytre stigerørskobling for de to stigerørene, og kan la fluid passere separat gjennom to produksjonsstigerør til overflaten. [0025] Referring to Figure 2, a cross-sectional view of a multiple wellhead system in accordance with embodiments disclosed herein is shown. In this embodiment, an outer production riser 212 is connected to a multiple wellhead 210. As shown in Figure 2, outer production riser 212 extends from multiple wellhead 210 and splits into two outer production risers 224 and 234. Those skilled in the art will also appreciate that an outer production riser (eg, outer production riser 212) connecting two separate risers (eg, production risers 224 and 234) is not necessary for the fluid to pass separately to the surface (eg, to multiple wellhead 210). For example, two separate production risers may be separately connected to a multiple wellhead, without the use of an external riser connector for the two risers, and may allow fluid to pass separately through two production risers to the surface.

[0026] Videre, som vist i figur 2, produksjonsstigerør 224 innbefatter et ytre produksjonsstigerør 220 og et indre produksjonsstigerør 222, det indre produksjonsstigerøret 222 er anbrakt i ytre produksjonsstigerør 220. På samme mate innbefatter produksjonsstigerør 234 et ytre produksjonsstigerør 230 og et indre produksjonsstigerør 232, der indre produksjonsstigerør 232 er anbrakt i ytre produksjonsstigerør 230. Å ha et indre produksjonsstigerør (f.eks, indre produksjonsstigerør 222 og 232) anbrakt i et ytre produksjonsstigerør (f.eks ytre produksjonsstigerør 220 og 230) kan tillate stigerørene å fungere i ekstreme trykkmiljøer som dypt vannmiljøer. Å ha en indre produksjonsstigerør anbrakt i et ytre produksjonsstigerør i dyptvannsmiljø kan for eksempel redusere trykket som virker på indre produksjonsstigerør, ettersom ytre produksjonsstigerør kan fungere som en buffer mellom det indre produksjonsstigerøret og dyptvannsmiljøet. Videre, å ha et indre produksjonsstigerør anbrakt i et ytre produksjonsstigerør kan også minimere eller hindre det indre produksjonsstigerøret fra å bli skadet av omgivelsene, ettersom det ytre produksjonsstigerøret kan beskytte det indre produksjonsstigerøret ved å skjerme det indre produksjonsstigerør og, igjen, fungerer som en buffer mellom det indre produksjonsstigerøret og omgivelsene. [0026] Furthermore, as shown in Figure 2, production riser 224 includes an outer production riser 220 and an inner production riser 222, the inner production riser 222 is placed in outer production riser 220. Similarly, production riser 234 includes an outer production riser 230 and an inner production riser 232 , where inner production riser 232 is nested within outer production riser 230. Having an inner production riser (eg, inner production riser 222 and 232) nested within an outer production riser (eg, outer production riser 220 and 230) can allow the risers to operate in extreme pressure environments such as deep water environments. For example, having an inner production riser nested within an outer production riser in a deepwater environment can reduce the pressure acting on the inner production riser, as the outer production riser can act as a buffer between the inner production riser and the deepwater environment. Furthermore, having an inner production riser nested within an outer production riser can also minimize or prevent the inner production riser from being damaged by the environment, as the outer production riser can protect the inner production riser by shielding the inner production riser and, again, acts as a buffer between the inner production riser and the surroundings.

[0027] Som vist, er et sentreingsutstyr 260 anbrakt i ytre produksjonsstigerør 212 og kan gi både sideveis og loddrette stabilitet for indre produksjonsstigerør 222 og 232, som også er anbrakt i ytre produksjonsstigerør 212. Sentreingsutstyr 260 kan være et hvilket som helst legeme eller mekanisme som kan gi sideveis og loddrette stabilitet for indre produksjonsstigerør 222 og 232. Sentreingsutstyr 260 kan for eksempel være en plate som er konfigurert til å kontakte indre produksjonsstigerør 222 og 232 for å gi sideveisstabilitet til indre produksjonsstigerør. Videre kan sentreingsutstyr 260 være en fjær- eller trinsemekanisme som er konfigurert til å kontakte indre produksjonsstigerør 222 og 232 for å gi loddrett stabilitet til indre produksjonsstigerør 222 og 232. Videre, i en utførelsesform, kan en skillevegg 215 være anbrakt i ytre produksjonsstigerør 212. Skilleveggen 215 kan strekke seg i ytre produksjonsstigerør 212, fra multippelt brønnhode 210 til en kobling 219, der ytre produksjonsstigerør 212 deles i produksjonsstigerør 224 og 234.1 denne utførelsesformen, kan skilleveggen 215 skille indre produksjonsstigerør 222 og 232 i ytre produksjonsstigerør 212. Skilleveggen 215 kan være en hvilken som helst plate, skilleenhet, element eller legeme som kan gi en fysisk separasjon mellom indre produksjonsstigerør 222 og 232. [0027] As shown, a centering device 260 is located in outer production riser 212 and can provide both lateral and vertical stability for inner production risers 222 and 232, which is also located in outer production riser 212. Centering device 260 can be any body or mechanism which may provide lateral and vertical stability to inner production risers 222 and 232. Centering equipment 260 may, for example, be a plate configured to contact inner production risers 222 and 232 to provide lateral stability to inner production risers. Further, centering device 260 may be a spring or pulley mechanism configured to contact inner production risers 222 and 232 to provide vertical stability to inner production risers 222 and 232. Further, in one embodiment, a partition wall 215 may be disposed in outer production riser 212. The partition wall 215 may extend in the outer production riser 212, from multiple wellhead 210 to a coupling 219, where the outer production riser 212 is divided into production risers 224 and 234. In this embodiment, the partition wall 215 may separate inner production risers 222 and 232 in the outer production riser 212. The partition wall 215 may be any plate, separator, element or body that can provide a physical separation between inner production risers 222 and 232.

[0028] Selv om kobling 219 er illustrert for å være under vannflaten, er kobling 219 i noen utførelsesformer over vannflaten. [0028] Although coupling 219 is illustrated to be below the surface of the water, in some embodiments coupling 219 is above the surface of the water.

[0029] Videre som vist i figur 2, er produksjonsstigerør 224 og 234 koblet til subseabrønnhoder 240 og 250, henholdsvis. Subseabrønnhoder 240 og 250 er plassert på havbunnen 280 og kan gi et ophengningsspunkt og trykkforsegling for rørelementene, slik som fortingsrørstrenger, rør eller stigerør (f.eks produksjonsstigerør 224 og 234). Ettersom fluider blir produsert fra subseabrønnhoder 240 og 250, tillater produksjonsstigerør 224 og 234 produksjonsfluidene å passere fra subseabrønnhoder 240 og 250 til multippelt brønnhode 210.1 denne utførelsesformen går fluider som er produsert fra subsea brønnhoder 240 og 250 gjennom produksjonsrør (ikke tegnet) i indre produksjonsstigerør 222 og 232, henholdsvis, til multippelt brønnhode 210. Fagpersoner på området vil forstå at indre produksjonsstigerør anbrakt på ytre produksjonsstigerør ikke er nødvendig for å tillate fluider å gå fra subseabrønnhoder til overflaten (f.eks. til et multippelt brønnhode). For eksempel kan fluider gå fra subseabrønnhoder gjennom rørformede elementer som er koblet til subseabrønnhoder, [0029] Furthermore, as shown in Figure 2, production risers 224 and 234 are connected to subsea wellheads 240 and 250, respectively. Subsea wellheads 240 and 250 are located on the seabed 280 and may provide a suspension point and pressure seal for the piping elements, such as casing strings, pipes, or risers (eg, production risers 224 and 234). As fluids are produced from subsea wellheads 240 and 250, production risers 224 and 234 allow the production fluids to pass from subsea wellheads 240 and 250 to multiple wellhead 210. In this embodiment, fluids produced from subsea wellheads 240 and 250 pass through production tubing (not shown) in inner production riser 222 and 232, respectively, to multiple wellhead 210. Those skilled in the art will appreciate that inner production risers placed on outer production risers are not necessary to allow fluids to pass from subsea wellheads to the surface (eg, to a multiple wellhead). For example, fluids may pass from subsea wellheads through tubular elements connected to subsea wellheads,

som rør eller stigerør uten et indre rørformet elemet anbrakt inni, til overflaten. as a pipe or riser without an inner tubular element placed inside, to the surface.

[0030] Figur 3: [0030] Figure 3:

[0031] Med henvisning til figur 3, vises et skjematisk diagram av et multippelt brønnhodesystem konfigurert med en spar-plattform i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. I denne utførelsesformen kan et multippelt brønnhode 310 være koblet til en spar-plattform 300 for å tillate fluid å flyte fra multiple subseabrønnhoder (f.eks, subsea brønnhoder 340 og 350) til en spar-plattform 300.1 denne utførelsesformen kan spar-plattform 300 være en flytende offshoreplattform ved havnivå 381. Videre kan spar-plattform 300 innbefatte en motvekt 311 anbrakt i hoveddelen 301 av spar-plattform 300, som kan bidra til å stabilisere spar-plattform 300. Motvekt 311 til spar-plattform 300 kan fylles med vann eller annet materiale som er kjent på området og kan bistå til å stabilisere spar-plattform 300 i offshore forhold. Videre kan fortøyningslinjer (vises ikke) kobles til spar-plattform 300 og bistå i forankring av spar-plattform 300 til sjøbunnen 380. Fortøyningslinjer kan være fleksible elementer som kan koble spar-plattform 300 til sjøbunnen 380. Tunge plater og oppdriftsmoduler (vises ikke) kan også tilveiebringes på legeme 301. [0031] Referring to Figure 3, a schematic diagram of a multiple wellhead system configured with a spar platform in accordance with embodiments disclosed herein is shown. In this embodiment, a multiple wellhead 310 may be connected to a spar platform 300 to allow fluid to flow from multiple subsea wellheads (eg, subsea wellheads 340 and 350) to a spar platform 300. In this embodiment, the spar platform 300 may be a floating offshore platform at sea level 381. Furthermore, the spar platform 300 can include a counterweight 311 placed in the main part 301 of the spar platform 300, which can help to stabilize the spar platform 300. The counterweight 311 for the spar platform 300 can be filled with water or other material that is known in the area and can assist in stabilizing the spar platform 300 in offshore conditions. Furthermore, mooring lines (not shown) can be connected to the spar platform 300 and assist in anchoring the spar platform 300 to the seabed 380. Mooring lines can be flexible elements that can connect the spar platform 300 to the seabed 380. Heavy plates and buoyancy modules (not shown) can also be provided on body 301.

[0032] Spar-plattform 300 kan innbefatte multiple dekk og nivåer (f.eks et boredekk 309 og et underdekk 302) for å sikre og henge opp bore- og produksjonsstigerør. I denne utførelsesformen er produksjonsstigerør 324 og 334 hengt opp av en produksjonsstigerørstrammer 317 på underdekk 302, under boredekket 309. Imidlertid vil fagpersoner på området forstå at et stigerør kan henges opp av en strammer ved andre forskjellige posisjoner på en spar-plattform. Produksjonsstigerørstrammer 317 kan brukes til å forhindre produksjonsstigerør 324 og 334 fra å bli utsatt for ekstreme krfter som kan skyldes vertikal bevegelse av spar-plattform 300. For eksempel kan produksjonsstigerørstrammer 317 hindre produksjonsstigerør 324 og 334 fra å brekke hvis spar-plattform 300 skulle flyttes nedover. På samme måte kan produksjonsstigerørstrammer 317 hindre produksjonsstigerør 324 og 334 fra å bli utsatt for ekstreme krefter hvis spar-plattformen 300 blir flyttet oppover. [0032] Spar platform 300 may include multiple decks and levels (eg, a drilling deck 309 and a lower deck 302) to secure and suspend drilling and production risers. In this embodiment, production risers 324 and 334 are suspended by a production riser tensioner 317 on lower deck 302, below drill deck 309. However, those skilled in the art will appreciate that a riser may be suspended by a tensioner at other various positions on a spar platform. Production riser braces 317 can be used to prevent production risers 324 and 334 from being subjected to extreme forces that may result from vertical movement of spar platform 300. For example, production riser braces 317 can prevent production risers 324 and 334 from breaking if spar platform 300 were to be moved downward . Similarly, production riser tensioners 317 can prevent production risers 324 and 334 from being subjected to extreme forces if the spar platform 300 is moved upward.

[0033] Som vist i figur 3, er multippelt brønnhode 310 koblet til produksjonsstigerør 324 og 334.1 denne utførelsesformen tillater multippelt brønnhode 310 multiple stigerør å kobles simultant til et enkelt brønnhode på en flytende plattform (f.eks, spar-plattform 300) og strekke seg nedover mot multiple subseabrønnhoder (f.eks, subseabrønnhoder 340 og 350). Som drøftet over, selvom multippelt brønnhode 310 er vist koblet til to stigerør, produksjonsstigerør 324 og 334, vil fagpersoner på området forstå at et multippelt brønnhode kan være koblet til ett eller multiple stigerør. For eksempel kan et multippelt brønnhode kobles til tre eller fire stigerør, som kan brukes til å produsere fluid fra multiple subseabrønnhoder. [0033] As shown in Figure 3, multiple wellhead 310 is connected to production risers 324 and 334. This embodiment allows multiple wellhead 310 multiple risers to be simultaneously connected to a single wellhead on a floating platform (eg, spar platform 300) and stretch down towards multiple subsea wellheads (eg, subsea wellheads 340 and 350). As discussed above, although multiple wellhead 310 is shown connected to two risers, production risers 324 and 334, those skilled in the art will understand that a multiple wellhead can be connected to one or multiple risers. For example, a multiple wellhead can be connected to three or four risers, which can be used to produce fluid from multiple subsea wellheads.

[0034] Videre, som vist i figur 3, går produksjonsstigerør 324 og 334 ut av hoveddelen 301 av spar-plattform 300 ved en kjøl 319, og kobles til subseabrønnhoder 340 og 350, henholdsvis. Subseabrønnhoder 340 og 350 ligger på havbunnen 380 og kan gi et opphengningspunkt og trykkforsegling for rørelementer, slik som foringsrørstrenger, rør eller stigerør (f.eks produksjonsstigerør 324 og 334). Ettersom fluider blir produsert fra formasjonen gjennom produksjonsrør (ikke tegnet) til subsea brønnhoder 340 og 350, kan produksjonsstigerør 324 og 334 tillate produksjonsfluidene å passere gjennom produksjonsrørene fra subseabrønnhoder 340 og 350 til overflaten (f.eks, multippelt brønnhode 310 på spar-plattform 300). [0034] Furthermore, as shown in Figure 3, production risers 324 and 334 exit the main part 301 of spar platform 300 at a keel 319, and are connected to subsea wellheads 340 and 350, respectively. Subsea wellheads 340 and 350 lie on the seabed 380 and can provide a suspension point and pressure seal for piping elements, such as casing strings, pipes or risers (eg, production risers 324 and 334). As fluids are produced from the formation through production tubing (not shown) to subsea wellheads 340 and 350, production risers 324 and 334 may allow the production fluids to pass through the production tubing from subsea wellheads 340 and 350 to the surface (eg, multiple wellhead 310 on spar platform 300 ).

[0035] Figur 4: [0035] Figure 4:

[0036] Med henvisning til figur 4, er en toppvsining av et konvensjonel tredekk til en spar-plattform som har enkle brønnhoder anbrakt derpå vist. Spesielt viser figur 4 et konvensjonelt tredek 474 på en spar-plattform 402 som har trettito enkle brønnhoder 412 anbrakt, hvert konfigurert til å feste et enkelt stigerør (vises ikke). Hvert stigerør kan være konfigurert til å kobles med et enkelt subseabrønnhode (vises ikke). Derved kan tredekke 474 av spar-plattform 402 være konfigurert til å tilkoble trettito subseabrønnhoder. Et tredekk (f.eks tredekk 474) kan være et dekk på en offshoreplattform (f.eks, spar-plattform 402) der brønnhoder og/eller BOP trær (f.eks enkle brønnhoder 412) er plassert. [0036] Referring to Figure 4, a top view of a conventional wooden deck for a spar platform having single wellheads placed thereon is shown. In particular, Figure 4 shows a conventional wooden deck 474 on a spar platform 402 having thirty-two single wellheads 412 disposed, each configured to attach a single riser (not shown). Each riser can be configured to connect with a single subsea wellhead (not shown). Thereby, wooden deck 474 of spar platform 402 can be configured to connect thirty-two subsea wellheads. A wooden deck (eg, wooden deck 474) can be a deck on an offshore platform (eg, spar platform 402) where wellheads and/or BOP trees (eg, single wellheads 412) are located.

[0037] Figur 5: [0037] Figure 5:

[0038] Nå med referanse til figur 5, vises en toppvisning av et tredekk på en spar-plattform som har multiple brønnhoder i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. Spesielt viser figur 5 en toppvning av et tredekk 572 på en spar-plattform 500 som har seksten multiple brønnhoder 510, hver konfigurert til å koples til to stigerør. Som drøftet over, kan hvert stigerør være konfigurert til å kobles til et enkelt subseabrønnhode. Derved kan tredekket 572 av spar-plattform 500 være konfigurert til å kobles med trettito subseabrønnhoder. [0038] Referring now to Figure 5, there is shown a top view of a wooden deck on a spar platform having multiple wellheads in accordance with embodiments disclosed herein. In particular, Figure 5 shows a top view of a wooden deck 572 on a spar platform 500 having sixteen multiple wellheads 510, each configured to connect to two risers. As discussed above, each riser may be configured to connect to a single subsea wellhead. Thereby, the wooden deck 572 of the spar platform 500 can be configured to connect with thirty-two subsea wellheads.

[0039] Med referanse generelt til figurene 4 og 5, selv om antallet av multiple brønnhoder 510 (seksten) kan være halvparten av antall brønnhoder 412 (trettito), kan begge tredekkene 572 og 474 kobles til samme antall stigerør (trettito) og, dermed, kobles til samme antall subseabrønnhoder (trettito). Fordi antall multiple brønnhoder 510 er ferre enn antall brønnhoder 412, som vist i figur 5 og 4, henholdsvis, kan arealet på tredekket 572 være mindre enn arealet av tredekket 474. Derved kan den totale størrelsen på spar-plattform 500 være mindre enn den totale størrelsen på spar-plattform 402. Selvom figurene 4 og 5 er vist å ha trettito og seksten brønnhoder, henholdsvis, vil fagpersoner på området forstå at antall brønnhoder på en offshoreplattform ikke er begrenset til disse antallene. For eksempel kan en offshoreplattform omfatte flere eller ferre enn antall brønnhoder beskrevet ovenfor. [0039] Referring generally to Figures 4 and 5, although the number of multiple wellheads 510 (sixteen) may be half the number of wellheads 412 (thirty-two), both decks 572 and 474 may be connected to the same number of risers (thirty-two) and, thus , connects to the same number of subsea wellheads (thirty-two). Because the number of multiple wellheads 510 is fewer than the number of wellheads 412, as shown in Figures 5 and 4, respectively, the area of the wooden deck 572 can be smaller than the area of the wooden deck 474. Thereby, the total size of spar platform 500 can be smaller than the total the size of spar platform 402. Although Figures 4 and 5 are shown to have thirty-two and sixteen wellheads, respectively, those skilled in the art will understand that the number of wellheads on an offshore platform is not limited to these numbers. For example, an offshore platform may comprise several or fewer than the number of wellheads described above.

[0040] Selvom antall subseabrønnhoder som kan nås av stigerør kan være det samme (f.eks trettito) i figurene 4 og 5, kan areal nødvendig for tredekk 572 som har multiple brønnhoder 510 være mindre enn arealet kreves for tredekk 474 som har brønnhoder 412. Følgelig kan nødevendig areal for et tredekk på en spar-plattform reduseres ved å øke antall stigerør som kan konfigureres med hvert brønnhode på tredekket. Selvom figurene 4 og 5 henviser til konfigurasjoner av et tredekket på en spar-plattform, vil fagpersoner på området forstå det økende antall stigerør som kan konfigureres med hvert brønnhode kan redusere areal som er nødvendig for et tredekk på enhver dypvanns-plattform. For eksempel kan økt antall stigerør som konfigureres med hvert brønnhode redusere arealet som er nødvendig for et tredekk på en TLP. [0040] Although the number of subsea wellheads that can be reached by risers may be the same (e.g. thirty-two) in Figures 4 and 5, the area required for wooden deck 572 having multiple wellheads 510 may be less than the area required for wooden deck 474 having wellheads 412 Accordingly, the required area for a wooden deck on a spar platform can be reduced by increasing the number of risers that can be configured with each wellhead on the wooden deck. Although Figures 4 and 5 refer to configurations of a wooden deck on a spar platform, those skilled in the art will appreciate that the increasing number of risers that can be configured with each wellhead can reduce the area required for a wooden deck on any deepwater platform. For example, increasing the number of risers configured with each wellhead can reduce the area required for a tree deck on a TLP.

[0041] Illustrerende Utførelsesformer: [0041] Illustrative Embodiments:

[0042] I en utførelsesform er det avdekket et offshore oljeproduksjonssystem, omfattende: en konstruksjon i et vannlegeme som har en seksjon som strekker seg over en overflate av vannlegemet; et overflatebrønnhode plassert oppå vannlegemet, et første brønnhode plassert ved en bunn av vannlegemet; et andre brønnhode plassert på en bunn av vannlegemet; et første stigerør som strekker seg fra det første brønnhodet til overflatebrønnhodet, og et andre stigerør som strekker seg fra det andre brønnhodet til overflatebrønnhodet. I noen utførelsesformer innefatter systemet også et første brønnhull som strekker seg videre inn I en subseaformasjon under vannlegemet og under det første brønnhodet, og videre omfattende av et andre borehull som strekker seg videre til subseaformasjonen under vannlegemet og under det andre brønnhodet. I noen utførelsesformer innbefatter systemet også et produksjonsrør innenfor hver av første borehull og andre borehull. I noen utførelsesformer strekker hvert produksjonsrør seg fra første borehull og andre borehull til overflatebrønnhodet. I noen utførelsesformer innbefatter systemet også et ytre stigerør som strekker seg fra overflatebrønnhodet minst en del av avstanden mot de første og andre brønnhoder, det første stigerøret og det andre stigerøret ligger innenfor det ytre stigerøret. I noen utførelsesformer omfatter det ytre stigerøret minst én skillevegg for å skille stigerøret i minst to regioner. I noen utførelsesformer omfatter det første borehullet ytterligere en foringsrørstreng. I noen utførelsesformer omfatter overflatebrønnhodet minst to overflatetrær. I noen utførelsesformer omfatter konstruksjonen en strekkstagplattform. I noen utførelsesformer omfatter konstruksjonen en spar-plattform. [0042] In one embodiment, an offshore oil production system is disclosed, comprising: a structure in a body of water having a section extending over a surface of the body of water; a surface wellhead placed on top of the body of water, a first wellhead located at a bottom of the body of water; a second wellhead located on a bottom of the body of water; a first riser extending from the first wellhead to the surface wellhead, and a second riser extending from the second wellhead to the surface wellhead. In some embodiments, the system also includes a first wellbore that extends further into a subsea formation below the body of water and below the first wellhead, and further comprising a second borehole that extends further into the subsea formation below the body of water and below the second wellhead. In some embodiments, the system also includes a production pipe within each of the first borehole and the second borehole. In some embodiments, each production tubing extends from the first borehole and the second borehole to the surface wellhead. In some embodiments, the system also includes an outer riser extending from the surface wellhead at least part of the distance toward the first and second wellheads, the first riser and the second riser lying within the outer riser. In some embodiments, the outer riser comprises at least one partition wall to separate the riser into at least two regions. In some embodiments, the first borehole further comprises a casing string. In some embodiments, the surface wellhead comprises at least two surface trees. In some embodiments, the structure comprises a tie rod platform. In some embodiments, the structure comprises a spar platform.

[0043] Utførelsesformer beskrevet her kan gi en ellerflere av av følgende fordeler. I [0043] Embodiments described here may provide one or more of the following advantages. IN

samsvar med foreliggende fremstilling, kan produksjonsfluider produseres fra multiple subseabrønnhoder i et enkelt multippelt brønnhode er anbrakt på en flytende plattform, for eksempel en TLP eller spar-plattform. Fagpersoner på området vil imidlertid forstå at multippelt brønnhodesystemet, som beskrevet ovenfor, kan tilpasses for å brukes på flytende plattformer også andre enn en TLP'er eller spar-plattformer. Plass til multiple brønnhoder kan være begrenset på en offshore plattform for dypvanns fluidproduksjons anvendelsesområder, ettersom bygging og vedlikeholdskostnadene kan øke ettersom størrelsen på offshoreplattform øker. Videre kan konstruksjon og vedlikehold av offshoreplattformer også bli mer kostbare ettersom størrelsen på offshoreplattformen øker. Multippelt brønnhodesystemet beskrevet ovenfor kan redusere antall flytende offshoreplattformer som er nødvendig for å produsere fluider under dypvannsforhold, fordi det multippelt brønnhodesystemet kan tillate fluider å produseres fra multiple subseabrønnhoder til et enkelt multippelt brønnhode på en offshoreplattform, kan enhver ekstra plass som kan være tilgjengelige på eksisterende offshoreplattformer som følge av det multippelt brønnhodesystemet, beskrevet ovenfor, brukes til annet utstyr og prosesser. in accordance with the present invention, production fluids can be produced from multiple subsea wellheads in a single multiple wellhead is placed on a floating platform, for example a TLP or spar platform. However, those skilled in the art will understand that the multiple wellhead system, as described above, can be adapted to be used on floating platforms also other than a TLPs or spar platforms. Space for multiple wellheads may be limited on an offshore platform for deepwater fluid production applications, as construction and maintenance costs may increase as the size of the offshore platform increases. Furthermore, the construction and maintenance of offshore platforms can also become more expensive as the size of the offshore platform increases. The multiple wellhead system described above can reduce the number of floating offshore platforms required to produce fluids in deepwater conditions, because the multiple wellhead system can allow fluids to be produced from multiple subsea wellheads to a single multiple wellhead on an offshore platform, any additional space that may be available on existing offshore platforms as a result of the multiple wellhead system, described above, are used for other equipment and processes.

[0044] Mens foreliggende oppfinnelse har blitt beskrevet i form av ulike utførelsesformer, kan modifikasjoner i anordninger og teknikker som er beskrevet her gjøres uten å avvike fra konseptet av denne oppfinnelsen. Det skal forstås at utførelsesformer og teknikker som er beskrevet i det foregående kun er for illustrasjon, og er ikke ment å begrense omfanget av oppfinnelsen. [0044] While the present invention has been described in terms of various embodiments, modifications in devices and techniques described herein can be made without departing from the concept of this invention. It should be understood that the embodiments and techniques described in the foregoing are for illustration only, and are not intended to limit the scope of the invention.

Claims

1. An offshore oil production system, comprising: a structure in a body of water having a section extending over a surface of the body of water; a surface wellhead located on top of the body of water, a first wellhead located at a bottom of the body of water; a second wellhead located on a bottom of the body of water; a first riser extending from the first wellhead to the surface wellhead, and a second riser extending from the second wellhead to the surface wellhead.

2. System according to claim 1, further comprising a first wellbore section extending further into a subsea formation below the body of water and below the first wellhead, and further comprising a second borehole extending further into the subsea formation below the body of water and below the second wellhead .

3. System according to claim 2, further comprising a production pipe in each of the first wellbore section and the second wellbore section.

4. System according to claim 3, where each production pipe extends from the first borehole and second borehole to the surface wellhead.

5. System according to one of claims 1-4, further comprising an outer riser which extends from the surface wellhead at least part of the distance towards the first and second wellheads, where the first riser and the second riser lie within the outer riser.

6. System according to claim 5, where the outer riser comprises at least one dividing wall to separate the riser in at least two regions.

7. System according to att of claims 2-6, where the first borehole further comprises a casing string.

8. System according to one of claims 1-7, where the surface wellhead comprises at least two surface trees.

9. System according to one of claims 1-8, where the construction comprises a tie rod platform.

10. System according to one of claims 1-8, where the construction comprises a spar platform.