NO20131152A1

NO20131152A1 - Closely associated surface wells

Info

Publication number: NO20131152A1
Application number: NO20131152A
Authority: NO
Inventors: Yile Li; David Alex Knoll; Glenn Martin Wald; Matthew Jay Jabs; Hon Chung Lau; Maartje Van Krieken; Raymond Louis Jean Pierre Fonk; Jr Quentin Terry Mcglothlin
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 2011-02-17
Filing date: 2013-08-28
Publication date: 2013-08-28
Also published as: GB201312187D0; CN103380264A; US20130319681A1; GB2503119A; AU2012217700B2; WO2012112668A8; WO2012112668A2; WO2012112668A3; MY166961A; BR112013019582A2; AU2012217700A8; AU2012217700A1; GB2503119B

Abstract

Et offshoreoljeproduksjonssystem, innbefattende en konstruksjon i en vannmasse, som har en del som strekker seg over en overflate av vannmassen, et første overflatebrønnhode plassert på en topp av vannmassen, et andre overflatebrønnhode plassert på toppen av vannmassen, et første brønnhode plassert på en bunn av vannmassen, et andre brønnhode plassert på en bunn av vannmassen, et første stigerør som strekker seg fra det første brønnhodet til det første overflatebrønnhode, og et andre stigerør som strekker seg fra det andre brønnhodet til det andre overflatebrønnhodet; hvor det første overflatebrønnhodet er i en avstand på mindre enn ca 12 fot (ca 4 meter) fra det andre overflatebrønnhodet.An offshore oil production system, including a structure in a body of water, having a portion extending over a surface of the body of water, a first surface wellhead located on a top of the body of water, a second surface wellhead located on top of the body of water, a first wellhead located on a bottom of the body of water. 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 first surface wellhead, and a second riser extending from the second wellhead to the second surface wellhead; where the first surface wellhead is at a distance of less than about 12 feet (about 4 meters) from the second surface wellhead.

Description

BAKGRUNNEN AV OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

Område for Oppfinnelsen Area of the Invention

[0001] Foreliggende oppfinnelsen er rettet mot flere stigerør plassert nært tilknyttet for dypvannsapplikasj oner. [0001] The present invention is aimed at several risers placed in close connection for deep water applications.

Bakgrimnsteknikk Background technique

[0002] US Patentsøknad 61/407,084, avdekker et offshoreoljeproduksjonssystem, omfattende en konstruksjon i en vannmasse, som har en del som strekker seg over en overflate av vannmassen; et brønnhode lokalisert på bunnen av vannmassen; et stigerør strekker seg fra brønnhodet til delen som strekker seg over overflaten; et primær-borehull strekker seg inn i en undervannsformasjon under vannmassen; og minst to sekundære borehull strekker seg videre inn i undervannsformasjonen under vannmassen, og under det primære borehullet. US Patentsøknad 61/407,084 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. [0002] US Patent Application 61/407,084, discloses an offshore oil production system, comprising a structure in a body of water, having a portion extending over a surface of the body of water; a wellhead located at the bottom of the body of water; a riser extends from the wellhead to the portion extending above the surface; a primary borehole extends into a subsea formation below the water body; and at least two secondary boreholes extend further into the underwater formation below the water body, and below the primary borehole. US Patent Application 61/407,084 is hereby incorporated by reference in its entirety.

[0003] US Patentsøknad 61/407,086 avdekker et offshoreoljeproduksjonssystem, omfattende en konstruksjon i en vannmasse, som har en del som strekker seg over en overflate av vannmassen; et overflatebrønnhode ligger på toppen av vannmassen; et første brønnhode er lokalisert på bunnen av vannmassen; et andre brønnhode lokalisert på bunnen av vannmassen; et første stigerør strekker seg fra det første brønnhodet til overflatebrønnhodet; og et andre stigerør strekker seg fra andre brønnhodet til overflatebrønnhodet. US Patentsøknad 61/407,086 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. [0003] US Patent Application 61/407,086 discloses an offshore oil production system, comprising a structure in a body of water, having a portion extending over a surface of the body of water; a surface wellhead is located on top of the body of water; a first wellhead is located at the bottom of the body of water; a second wellhead located at the bottom of the body of water; a first riser extending from the first wellhead to the surface wellhead; and a second riser extends from the second wellhead to the surface wellhead. US Patent Application 61/407,086 is hereby incorporated by reference in its entirety.

[0004] 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 flmdkommunikasjon 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 flmdkommunikasjon 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. [0004] US Patent Application 2010/0126729 discloses systems and methods used to operate multiple wells through a single main borehole. One or multiple chamber couplings are provided in flmd communication with one or multiple channels in the single main borehole. Each chamber connection includes a first opening communicating with the surface through the main borehole, and one or multiple additional openings 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.

[0005] 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 en 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. Utblåsnmgssikringsventilen 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 produksjons-opptakere kjøres i hver streng. US Patent 5,775,420 er herved innlemmet som referanse i sin helhet. [0005] US Patent 5,775,420 discloses a two-piece 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 under 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.

[0006] US Patent 3,601,196 avdekker en fremgangsmåte for perforering i en dobbel, parallell rørstreng tubeless 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 virikehetninger og plasseringselement for plassering av den radioaktive kilden i destinasjonsnippelen er anbrakt i en av rør-strengene, og blir pumpet gjennom en rørstreng til plassering av elementet anbrakt i destinasjon nippelen. Den radioaktive pillen er opphengt i 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 rør-strengen 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 detekteres av strålingsdetektoren når et forhåndsbestemt nivå. Retningen til utskytingsenheten er rettet for å fyre av i en forhåndsbestemt vinkehetning når retningsdetektoren er rettet mot den radioaktive pillen. Perforeringssammenstillingen roteres av sirkulerende fluid i rørstrengene. Etter at perforeringsutskytingsenheten er avfyrt, fjernes perforerm<g>ssarnmenstillingen fra den andre rørstrengen. Det radioaktive kildeverktøyet 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 kildeverktøyet og perforeringssarnmenstillingen. US [0006] US Patent 3,601,196 discloses a method for perforating in a double, parallel pipe string tubeless 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 transferring radiation in coils 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 in 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 pipe string, and a movable unit for moving the perforation assembly through the second pipe string, is then pumped through the second pipe 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 radioactively detected by the radiation detector reaches a predetermined level. The direction of the launcher is set to fire in a predetermined arc 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 arm 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 arm 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.

[0007] 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 et 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 spylt 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. [0007] 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 which faces 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. The split casing can be placed along the conductor after the conductor has been flushed 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

[0008] Ett aspekt av oppfinnelsen tilveiebringer et offshore oljeproduksjonssystem, omfattende en konstruksjon i en vannmasse, som har en del som strekker seg over en overflate av vannmassen; et første overflatebrønnhode ligger på toppen av vannmassen; et andre overflatebrønnhode som ligger på toppen av vannmassen; et første brønnhodet ligger på bunnen av vannmassen; et andre brønnhode er plassert på bunnen av vannmassen; et første stigerør strekker seg fira det første brønnhodet til det første overflate-brønnhodet; og et andre stigerør strekker seg fra det andre brønnhodet til det andre overflatebrønnhodet; hvori første overflatebrønnhodet er en avstand på mindre enn ca 12 meter fra andre overflatebrønnhodet. [0008] One aspect of the invention provides an offshore oil production system, comprising a structure in a body of water, having a portion extending over a surface of the body of water; a first surface wellhead is located on top of the body of water; a second surface wellhead located on top of the body of water; a first wellhead is located at the bottom of the body of water; a second wellhead is located at the bottom of the body of water; a first riser extends from the first wellhead to the first surface wellhead; and a second riser extending from the second wellhead to the second surface wellhead; wherein the first surface wellhead is a distance of less than about 12 meters from the second surface wellhead.

[0009] Fordeler av oppfinnelsen innbefatter ett eller flere av følgende: [0009] Advantages of the invention include one or more of the following:

[0010] Redusert størrelse på tredekket på en offshorekonstruksjon; [0010] Reduced size of the wooden deck on an offshore structure;

[0011] Redusert størrelse på offshorekonstruksjon; og/eller [0011] Reduced size of offshore construction; and or

[0012] Økt antall stigerør koblet til offshorekonstruksjonen. [0012] Increased number of risers connected to the offshore structure.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGER BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0013] FIG. IA er et skjematisk diagram av et nært tilknyttet brønnhodesystem konfigurert med en strekkstagplattform i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0013] FIG. IA is a schematic diagram of a closely coupled wellhead system configured with a tie rod platform in accordance with embodiments disclosed herein.

[0014] FIG. IB er en tverrsnittsvisning av et nært tilknyttet brønnhodesystem i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0014] FIG. IB is a cross-sectional view of an intimately connected wellhead system in accordance with embodiments disclosed herein.

[0015] FIG. 2A er et skjematisk diagram av et nært tilknyttet brønnhodesystem konfigurert med en sparplattform i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0015] FIG. 2A is a schematic diagram of a closely coupled wellhead system configured with a spar platform in accordance with embodiments disclosed herein.

[0016] FIG. 2B er en tverrsnittsvisning av et nært tilknyttet brønnhodesystem i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0016] FIG. 2B is a cross-sectional view of a closely related wellhead system in accordance with embodiments disclosed herein.

[0017] FIG. 3 er en toppvisning av et konvensjonelt tredekk av en sparplattform som har enkle brønnhoder avhendet på dette. [0017] FIG. 3 is a top view of a conventional wooden deck of a spar platform having single wellheads disposed thereon.

[0018] FIG. 4 er en toppvisning av et tredekk på en sparplattform som har nært tilknyttede brønnhodesystemer i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0018] FIG. 4 is a top view of a wooden deck on a spar platform having closely associated wellhead systems in accordance with embodiments disclosed herein.

[0019] FIG. 5 er en toppvisning av et tredekk på en sparplattform som har nært tilknyttede brønnhodesystemer i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. [0019] FIG. 5 is a top view of a wooden deck on a spar platform having closely associated wellhead systems in accordance with embodiments disclosed herein.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0020] I ett aspekt er utførelsesformer avdekket heri relatert til et nært tilknyttet brønnhodesystem. Mer spesifikt relateres utførelsesformer avdekket heri til et nært tilknyttet brønnhodesystem som kan brukes i dypvannsapplikasjoner med for eksempel en strekkstagplattform (TLP) eller en sparplattform, eller andre faste eller flytende konstruksjoner som er kjent på området. [0020] In one aspect, embodiments disclosed herein relate to a closely related wellhead system. More specifically, embodiments disclosed herein relate to a closely related wellhead system that can be used in deepwater applications with, for example, a tie rod platform (TLP) or a spar platform, or other fixed or floating structures known in the art.

[0021] Figurene la & lb: [0021] Figures la & lb:

[0022] med henvisning til figur la, er et skjematisk diagram av en TLP nært tilknyttet brønnhodesystem i samsvar med utførelsesformer avdekket heri vist. I denne utførelsesformen, kan et nært tilknyttet brønnhodesystem 110 være koblet til en TLP-100 for å tillate at fluid strømmer fra flere undervannsbrønnhoder (f.eks. undervanns-brønnhoder 140 og 150) til TLP-100. Nært tilknyttet brønnhodesystem 110 innbefatter et første brønnhode 110a og et andre brønnhode 110b montert på en plattform 110c. [0022] Referring to Figure la, a schematic diagram of a TLP closely associated wellhead system in accordance with embodiments disclosed herein is shown. In this embodiment, a closely coupled wellhead system 110 may be coupled to a TLP-100 to allow fluid to flow from multiple subsea wellheads (eg, subsea wellheads 140 and 150) to the TLP-100. Closely related wellhead system 110 includes a first wellhead 110a and a second wellhead 110b mounted on a platform 110c.

[0023] I en utførelsesform kan TLP-100 være en flytende offshoreplattform over havnivået 181. Videre kan TLP-100 brukes til produksjon av fluid i dypvannsapplikasjoner og kan være loddrett forankret til havbunnen 180 av stag eller sener (vises ikke) for å redusere loddrett og/eller vannrett bevegelse av TLP-100. Stag eller sener 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 stag eller sener kan være hvilken som helst type konstruksjon anordnet mellom TLP'en og havbunnen, som kan redusere loddrett og/eller vannrett bevegelse av TLP'en. [0023] In one embodiment, the TLP-100 can be a floating offshore platform above the sea level 181. Furthermore, the TLP-100 can be used for the production of fluid in deep water applications and can be vertically anchored to the seabed 180 by stays or tendons (not shown) to reduce vertical and/or horizontal movement of the TLP-100. Struts 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 stays or tendons can be any type of structure disposed between the TLP and the seabed, which can reduce vertical and/or horizontal movement of the TLP.

[0024] TLP-100 kan innbefatte flere dekk og nivåer (f.eks. et hoveddekk 102, et værdekk 104, en kompaktriggbase 105, og et boredekk 109) for å sikre og suspendere [0024] The TLP-100 may include multiple decks and levels (eg, a main deck 102, a weather deck 104, a compact rig base 105, and a drilling deck 109) to secure and suspend

bore- og stigerør (f.eks et borestigerør 108 og produksjonsstigerør 124 og 134). I denne utførelsesformen er borestigerør 108 suspendert av en borestigerørstrekkmaskin 107 på kompaktriggbase 105, under boredekk 109. Men fagpersoner på området vil forstå at et stigerør kan bli suspendert av en strekkmaskin i andre ulike posisjoner på et TLP. 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 tensioning machine 107 on compact rig base 105, below drill deck 109. However, those skilled in the art will understand that a riser can be suspended by a tensioning machine in other various positions on a TLP.

Borestigerørstrekkmaskin 107 kan brukes til å hindre at ytre borestigerør 108 utsettes for ekstreme krefter som kan skyldes vertikal bevegelse av TLP-100 på grunn av strømninger, stormer, etc. For eksempel kan borestigerør strekkmaskin 107 hindre borestigerør 108 fra å knekke hvis TLP-100 skulle beveges nedover. På samme måte kan borestigerørstrekkmaskin 107 hindre ytre borestigerør 108 fra å utsettes for ekstreme spenningskrefter hvis TLP 100 skulle flytte oppover. Selv om det i denne utførelsesformen er vist TLP-100 som har et borestigerør og en borestigerørstrekk-maskin (f.eks. borestigerør 108 og borestigerørstrekkmaskin 107) separat fra et produksjonsstigerør og en produksjonsstigerørstrekkmaskin (f.eks. produksjonsstigerør 124 og 134 og produksjonsstigerørstrekkmaskin 117), vil fagpersoner på området forstå at separate borestigerør og strekkmaskiner og produksjonsstigerør og Strekkmaskiner ikke er nødvendig. For eksempel, når boring har blitt fullført kan et borestigerør bli fjernet fra en stigerørstrekkmaskin og fjernet fra en TLP og én eller flere produksjonsstigerør kan konfigureres til å komme i kontakt med strekkmaskinen og kan erstatte borestigerør i TLP'en. Drill riser tensioner 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 currents, storms, etc. For example, drill riser tensioner 107 can prevent drill riser 108 from breaking if TLP-100 were to moved downwards. In the same way, drill riser pulling machine 107 can prevent outer drill riser 108 from being exposed to extreme tension forces if TLP 100 were to move upwards. Although in this embodiment, TLP-100 is shown as having a drill riser and a drill riser pulling machine (e.g., drill riser 108 and drill riser pulling machine 107) separately from a production riser and a production riser pulling machine (e.g., production risers 124 and 134 and production riser pulling machine 117 ), professionals in the field will understand that separate drilling risers and stretching machines and production risers and Stretching machines are not necessary. For example, when drilling has been completed, a drill riser may be removed from a riser stretching machine and removed from a TLP and one or more production risers may be configured to contact the stretching machine and may replace drill risers in the TLP.

[0025] Som vist på figur la, er en utblåsningssikring (BOP) 106 koblet til ytre borestigerør 108.1 denne utførelsesformen, kan BOP 106 konfigureres til å forsegle, kontrollere og overvåke en olje- eller gassbrønn (ikke vist). BOP 106 kan også konfigureres til å kontrollere tryldcendringer i ytre borestigerør 108, som kan forhindre et ytre borestigerør 108 eller bore- eller produksjonsfluid fra blir blåst ut fra en olje-eller gassbrønn. En fagperson på området vil forstå at på BOP 106 kan innbefatte én eller flere lukketype BOP'er, ringformede BOP'er eller kombinasjoner av disse. Selv om BOP 106 vises koblet til ytre borestigerør 108, vil fagpersoner på området forstå at en BOP kan være relatert til flere forskjellige rørformede elementer. En BOP kan for eksempel kobles til et borerør, produksjonsrør eller brønnforingsrør. [0025] As shown in Figure la, a blowout preventer (BOP) 106 is connected to the outer riser 108.1 this embodiment, the BOP 106 can be configured to seal, control and monitor an oil or gas well (not shown). The BOP 106 can also be configured to control pressure changes in the outer riser 108, which can 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 appreciate that BOP 106 may include one or more closed type BOPs, annular BOPs, or combinations thereof. Although BOP 106 is shown connected to outer drill riser 108, those skilled in the art will appreciate that a BOP can be related to several different tubular elements. For example, a BOP can be connected to a drill pipe, production pipe or well casing.

[0026] Som vist på figurer la og lb, er nært tilknyttet brønnhodesystem 110 suspendert med en produksjonsstigerørstrekkmaskin 117 på hoveddekket 102, under værdekk 104. Imidlertid vil fagpersoner på området forstå at et nært tilknyttet brønnhodesystem kan plasseres i forskjellige andre posisjoner på en TLP. Produksjonsstigerørstrekkmaskin 117 kan for eksempel brukes til å forhindre produksjonsstigerør 124 og 134 fra å utsettes for ekstrem krefter som kan skyldes vertikal bevegelse av TLP-100. Videre kan produksjonsstigerørstrekkmaskin 117 hindre produksjonsstigerør 124 og 134 fra å knekke hvis TLP 100 skulle flytte nedover. På samme måte kan produksjons-stigerørstrekkmaskin 117 hindre produksjonsstigerør 124 og 134 fra å utsettes for ekstrem spenning krefter hvis TLP 100 skulle beveges oppover. Fagpersoner på området vil forstå at en strekkmaskin kan være enhver anordning eller mekanisme som kan kontrollere den loddrette posisjonen til et rørformet element. En strekkmaskin kan for eksempel være et system av hydraulisk kontrollert sylindere som kan drives og tilpasset for å kontrollere den vertikale plasseringen av et rørformet element. [0026] As shown in Figures la and lb, close-coupled wellhead system 110 is suspended with a production riser pulling machine 117 on main deck 102, below weather deck 104. However, those skilled in the art will appreciate that a close-coupled wellhead system can be placed in various other positions on a TLP. For example, production riser tensioning machine 117 can be used to prevent production risers 124 and 134 from being subjected to extreme forces that may result from vertical movement of TLP-100. Furthermore, production riser pulling machine 117 can prevent production risers 124 and 134 from breaking if TLP 100 were to move downward. Likewise, production riser tensioning machine 117 can prevent production risers 124 and 134 from being subjected to extreme tension forces if TLP 100 were to be moved upward. Those skilled in the art will appreciate that a stretching machine can be any device or mechanism that can control the vertical position of a tubular member. For example, a stretching machine can be a system of hydraulically controlled cylinders that can be operated and adjusted to control the vertical position of a tubular member.

[0027] Som vist på figur lb innbefatter nært tilknyttet brønnhodesystem 110 første brønnhodet 110a koblet til produksjonsstigerør 134 og andre brønnhodet 110b koblet til produksjonsstigerør 124. Første brønnhodet 110a og andre brønnhodet 110b er montert på plattformen 110c, som i sin tur er plassert på dekk 102. Produksjonsstigerør 124 og produksjonsstigerør 134 deler den samme sporet og er koblet til strekkmaskin 117. Nært tilknyttet brønnhodesystem 110 innbefatter to eller flere brønnhoder 110a og 110b, plassert på en enkelt plattform 110c, og koblet til en enkelt strekkmaskin 117. [0027] As shown in Figure 1b, closely related wellhead system 110 includes first wellhead 110a connected to production riser 134 and second wellhead 110b connected to production riser 124. First wellhead 110a and second wellhead 110b are mounted on platform 110c, which in turn is placed on deck 102. Production riser 124 and production riser 134 share the same slot and are connected to stretching machine 117. Closely related wellhead system 110 includes two or more wellheads 110a and 110b, placed on a single platform 110c, and connected to a single stretching machine 117.

[0028] Nært tilknyttet brønnhodesystem 110 tillater to eller flere stigerør å kobles til en to eller mer nært tilknyttede brønnhoder installert på en enkelt plattform og koblet til en enkelt strekkmaskin. Stigerørene strekker seg nedover gjennom et enkelt spor og mot flere undervannsbrønnhoder (f.eks. undervannsbrønnhoder 140 og 150). Selv om nært tilknyttet brønnhodesystem 110 er vist koblet til to stigerør produksjonsstigerør 124 og 134, vil fagpersoner på området forstå at et nært tilknyttet brønnhodesystem kan være koblet til to eller flere stigerør som deler det samme sporet. For eksempel kan et nært tilknyttet brønnhodesystem være koblet til tre eller fire stigerør, som kan brukes til å produsere fluid fra flere undervannsbrønnhoder. [0028] Closely coupled wellhead system 110 allows two or more risers to be connected to a two or more closely coupled wellheads installed on a single platform and connected to a single stretching machine. The risers extend downward through a single track and toward multiple subsea wellheads (eg, subsea wellheads 140 and 150). Although closely related wellhead system 110 is shown connected to two risers production risers 124 and 134, those skilled in the art will appreciate that a closely related wellhead system may be connected to two or more risers that share the same track. For example, a close-coupled wellhead system may be connected to three or four risers, which can be used to produce fluid from multiple subsea wellheads.

[0029] Som vist på figur 1 er undervannsbrønnhoder 140 og 150 plassert på havbunnen 180 og kan gi et suspensjonspunkt og tryldrtetninger rørformede elementer, slik som foringsrørstrenger, rør eller stigerør (f.eks. produksjonsstigerør 124 og 134). Ettersom fluid blir produsert fra formasjonen gjennom undervannsbrønnhoder 140 og 150, tillater produksjonsstigerør 124 og 134 produksjonsfluid å gå fra undervanns-brønnhoder 140 og 150 til brønnhoder 110a og 110b TLP-100. [0029] As shown in Figure 1, subsea wellheads 140 and 150 are located on the seabed 180 and can provide a suspension point and seal tubular elements, such as casing strings, pipes or risers (eg, production risers 124 and 134). As fluid is produced from the formation through subsea wellheads 140 and 150, production risers 124 and 134 allow production fluid to pass from subsea wellheads 140 and 150 to wellheads 110a and 110b of the TLP-100.

[0030] Figurene 2a og 2b: Figures 2a and 2b:

[0031] Med henvisning til figurene 2a og 2b, er et skjematisk diagram av et nært tilknyttet brønnhodesystem konfigurert med en sparplattform i samsvar med utførelsesformer avdekket heri vist. I denne utførelsesformen, kan et nært tilknyttet brønnhodesystem 310 være koblet til en sparplattform 300 for å tillate fluid å flyte fra flere undervannsbrønnhoder (f.eks. undervannsbrønnhoder 340 og 350) til en sparplattform 300.1 denne utførelsesformen, kan sparplattform 300 være en flytende offshoreplattform ved havnivå 381. Videre kan sparplattform 300 innbefatte en motvekt 311 anbrakt i hoveddelen 301 av sparplattform 300, som kan bidra til å stabilisere sparplattform 300. Motvekt 311 av sparplattform 300 kan fylles med vann eller annet materiale som er kjent på området og kan bistå til å stabilisere sparplattform 300 i offshoreforhold. Videre kan fortøyriingslinjer (vises ikke) kobles til sparplattform 300 og kan bistå i forankring av sparplattform 300 til sjøbunnen 380. Fortøyriingslinjer kan være fleksible elementer som kan koble sparplattform 300 til sjøbunn 380. Lempe-plater og oppdriftsmoduler (vises ikke) kan også tilveiebringes på legemet 301, som er kjent innen teknikken. [0031] Referring to Figures 2a and 2b, a schematic diagram of a closely related wellhead system configured with a spar platform in accordance with embodiments disclosed herein is shown. In this embodiment, a closely coupled wellhead system 310 may be connected to a spar platform 300 to allow fluid to flow from multiple subsea wellheads (e.g., subsea wellheads 340 and 350) to a spar platform 300.1 this embodiment, spar platform 300 may be a floating offshore platform at sea level 381. Furthermore, spar platform 300 can include a counterweight 311 placed in the main part 301 of spar platform 300, which can help to stabilize spar platform 300. Counterweight 311 of spar platform 300 can be filled with water or other material that is known in the area and can assist to stabilize spar platform 300 in offshore conditions. Furthermore, mooring lines (not shown) can be connected to spar platform 300 and can assist in anchoring spar platform 300 to the seabed 380. Mooring lines can be flexible elements that can connect spar platform 300 to seabed 380. Relaxation plates and buoyancy modules (not shown) can also be provided on the body 301, which is known in the art.

[0032] Sparplattform 300 kan innbefatte flere dekk og nivåer (f.eks. et boredekk 309 og et kjellerdekk 302) for å sikre og suspendere bore- og stigerør. I denne utførelses-formen er produksjonsstigerør 324 og 334 suspendert av en produksjonsstigerørstrekk-maskin 317 på kjellerdekk 302, under boredekket 309. Men fagpersoner på området vil forstå at et stigerør kan bli suspendert av en strekkmaskin i andre ulike posisjoner på en sparplattform. Produksjonsstigerørstrekkmaskin 317 kan brukes til å forhindre produksjonsstigerør 324 og 334 fra å utsettes for ekstreme krefter som kan skyldes vertikal bevegelse av sparplattform 300. For eksempel kan produksjonsstigerørstrekk-maskin 317 hindre produksjonsstigerør 324 og 334 å knekke hvis sparplattform 300 skulle flytte nedover. På samme måte kan produksjonsstigerørstrekkmaskin 317 hindre produksjonsstigerør 324 og 334 fra å utsettes for ekstreme spenningskrefter hvis sparplattform 300 flyttes oppover. [0032] Spar platform 300 may include several decks and levels (eg a drilling deck 309 and a basement deck 302) to secure and suspend drill and riser pipes. In this embodiment, production risers 324 and 334 are suspended by a production riser tensioning machine 317 on basement deck 302, below drill deck 309. However, those skilled in the art will understand that a riser can be suspended by a tensioning machine in other various positions on a spar platform. Production riser tension machine 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 tension machine 317 can prevent production risers 324 and 334 from breaking if spar platform 300 were to move downward. Likewise, production riser tensioner 317 can prevent production risers 324 and 334 from being subjected to extreme tension forces if spar platform 300 is moved upward.

[0033] Videre, som vist på figur 2a og 2b, går produksjonsstigerør 324 og 334 ut fra hoveddelen 301 av sparplattform 300 ved et kjølpunkt 319 og kobles til undervanns-brønnhoder 340 og 350, henholdsvis. Undervannsbrønnhoder 340 og 350 ligger på havbunnen 380 og kan gi et suspensjonspunkt og trykktetning av rørformede elementer, slik som foringsrørstrenger, rør eller stigerør (f.eks. produksjonsstigerør 324 og 334). Ettersom fluid blir produsert fra formasjonen gjennom produksjonsrør (ikke tegnet) til undervannsbrønnhoder 340 og 350, kan produksjonsstigerør 324 og 334 tillate produksjonsfluid å gå gjennom produksjonsrør fra undervannsbrønnhoder 340 og 350 til overflaten (f.eks. nært tilknyttet brønnhodesystem 310 på sparplattform 300). [0033] Furthermore, as shown in Figures 2a and 2b, production risers 324 and 334 exit from the main part 301 of spar platform 300 at a keel point 319 and are connected to underwater wellheads 340 and 350, respectively. Subsea wellheads 340 and 350 lie on the seabed 380 and can provide a suspension point and pressure seal of tubular elements, such as casing strings, pipes, or risers (eg, production risers 324 and 334). As fluid is produced from the formation through production tubing (not shown) to subsea wellheads 340 and 350, production risers 324 and 334 may allow production fluid to pass through production tubing from subsea wellheads 340 and 350 to the surface (eg, closely associated wellhead system 310 on spar platform 300).

[0034] Som vist på figur 2b, innbefatter nært tilknyttet brønnhodesystem 310 første brønnhode 310a koblet til produksjonsstigerør 334, og andre brønnhode 310b koblet til produksjonsstigerør 324. Første brønnhode 310a og andre brønnhode 310b er montert på den samme brønnbuktsport på plattformen 310c, som i sin tur er plassert på dekk 302. Produksjonsstigerør 324 og produksjonsstigerør 334 deler den samme brønn-buktsport og er koblet til strekkmaskin 317. Nært tilknyttet brønnhodesystem 310 innbefatter to eller flere brønnhoder 310a og 310b, plassert på en enkel plattform 310c, som deler den samme brønnbuktsport, og er koblet til en enkelt strekkmaskin 317. [0034] As shown in Figure 2b, closely related wellhead system 310 includes first wellhead 310a connected to production riser 334, and second wellhead 310b connected to production riser 324. First wellhead 310a and second wellhead 310b are mounted on the same well bay gate on platform 310c, as in in turn is located on deck 302. Production riser 324 and production riser 334 share the same well bay gate and are connected to tensioning machine 317. Closely related wellhead system 310 includes two or more wellheads 310a and 310b, located on a single platform 310c, which share the same well bay port, and is connected to a single stretching machine 317.

[0035] Nært tilknyttet brønnhodesystem 310 tillater to eller flere stigerør til å kobles til to eller flere nært tilknyttede brønnhoder installert på en enkelt plattform som deler den samme brønnbuktsport og tilkoblet en enkel strekkmaskin. Stigerøret strekker seg nedover mot flere undervannsbrønnhoder (f.eks. undervannsbrønnhoder 340 og 350). Selv om nært tilknyttet brønnhodesystem 310 er vist koblet til to stigerør, produksjons-stigerør 324 og 334, vil fagpersoner på området forstå at et nært tilknyttet brønnhode-system kan være koblet til to eller flere stigerør. For eksempel kan et nært tilknyttet brønnhodesystem være koblet til tre eller fire stigerør, som kan brukes til å produsere fluid fra flere undervannsbrønnhoder. [0035] Closely coupled wellhead system 310 allows two or more risers to be connected to two or more closely coupled wellheads installed on a single platform sharing the same well bay gate and connected to a single stretching machine. The riser extends downward toward several underwater wellheads (eg, underwater wellheads 340 and 350). Although closely related wellhead system 310 is shown connected to two risers, production risers 324 and 334, those skilled in the art will understand that a closely related wellhead system may be connected to two or more risers. For example, a close-coupled wellhead system may be connected to three or four risers, which can be used to produce fluid from multiple subsea wellheads.

[0036] Som vist på figur 2a, er undervannsbrønnhoder 340 og 350 plassert på havbunnen 380 og gir et suspensjonspunkt og tryldrtetning for rørformede elementer, slik som foringsrørstrenger, rør eller stigerør (f.eks. produksjonsstigerør 324 og 334). Ettersom fluid blir produsert fra formasjonen gjennom undervannsbrønnhoder 340 og 350, produksjonsstigerør 324 og 334 tillates produksjonsfluid å gå fra undervanns-brønnhoder 340 og 350 til brønnhoder 310a og 310b. [0036] As shown in Figure 2a, subsea wellheads 340 and 350 are located on the seabed 380 and provide a suspension point and spigot seal for tubular elements, such as casing strings, pipes or risers (eg, production risers 324 and 334). As fluid is produced from the formation through subsea wellheads 340 and 350, production risers 324 and 334, production fluid is allowed to pass from subsea wellheads 340 and 350 to wellheads 310a and 310b.

r00371 Figur 3: r00371 Figure 3:

[0038] Under henvisning til figur 3, er det vist en toppvisning av et konvensjonelt tredekk av en sparplattform som har enkle brønnhoder avhendet derpå. Spesielt viser figur 3 et konvensjonelt tredekk 474 på en sparplattform 402 som har trettito enkle brønnhoder 412 avhendet derpå, hver konfigurert til å komme i kontakt med et enkelt stigerør (vises ikke). Hvert stigerør kan være konfigurert til å kobles til et enkelt undervannsbrønnhode (vises ikke). Som sådan kan tredekket 474 av sparplattform 402 være konfigurert til å kobles til trettito undervannsbrønnhoder. Et tredekk (f.eks. tredekk 474) kan være et dekk på en offshoreplattform (f.eks. sparplattform 402) der brønnhoder og/eller BOP-trær (f.eks. enkle brønnhoder 412) er plassert. [0038] Referring to Figure 3, there is shown a top view of a conventional wooden deck of a spar platform having simple wellheads disposed thereon. In particular, Figure 3 shows a conventional wooden deck 474 on a spar platform 402 having thirty-two single wellheads 412 disposed thereon, each configured to contact a single riser (not shown). Each riser may be configured to connect to a single subsea wellhead (not shown). As such, the wooden deck 474 of spar platform 402 may be configured to connect to thirty-two subsea wellheads. A tree deck (eg, tree deck 474) may be a deck on an offshore platform (eg, spar platform 402) where wellheads and/or BOP trees (eg, single wellheads 412) are located.

r00391 Figur 4: r00391 Figure 4:

[0040] Nå med referanse til figur 4, vises det en toppvisning av et tredekk på en spar plattform som har nært tilknyttede brønnhoder i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. Figur 4 viser spesielt en toppvisning av et tredekk 572 på en sparplattform 500 som har seksten nært tilknyttede brønnhodesystemer 510, hver innbefattende to brønnhoder rett ved siden av hverandre, hvor hvert brønnhode er konfigurert til å kontakte et stigerør. Som drøftet over, kan hvert stigerør være konfigurert til å kobles til et enkelt undervannsbrønnhode. Som sådan, kan tredekket 572 av sparplattform 500 være konfigurert til å kobles til trettito undervanns-brønnhoder. Som drøftet over kan hvert to brønnhoder monteres på en enkelt plattform og kobles til en enkelt strekkmaskin og dele en enkelt brønnbuktsport. [0040] Referring now to Figure 4, there is shown a top view of a wooden deck on a spar platform having closely associated wellheads in accordance with embodiments disclosed herein. In particular, Figure 4 shows a top view of a wooden deck 572 on a spar platform 500 having sixteen closely associated wellhead systems 510, each including two wellheads right next to each other, where each wellhead is configured to contact a riser. As discussed above, each riser may be configured to connect to a single subsea wellhead. As such, the wooden deck 572 of spar platform 500 may be configured to connect to thirty-two subsea wellheads. As discussed above, each two wellheads can be mounted on a single platform and connected to a single stretching machine and share a single well bay port.

[0041] Under henvisning generelt til figurene 3 og 4, selv om antall nært tilknyttede brønnhodesystemer 510 (seksten) kan være halvparten av antall brønnhoder 412 (trettito), kan begge tredekk 572 og 474 kobles til samme antall stigerør (trettito) og, dermed, kobles til samme antall undervannsbrønnhoder (trettito). Fordi antall nært tilknyttede brønnhodesystemer 510 er mindre enn antall brønnhoder 412, som vist i figur 4 og 3, henholdsvis, kan arealet på tredekk 572 være mindre enn arealet av tredekk 474. Som sådan kan den totale størrelsen på sparplattform 500 være mindre enn den totale størrelsen på sparplattform 402. Selv om figurene 3 og 4 er vist til å ha trettito brønnhoder og seksten nært tilknyttede brønnhodesystemer, henholdsvis, vil fagpersoner på området forstå at antall brønnhoder på en offshore plattform ikke er begrenset til disse antall. For eksempel kan en offshoreplattform omfatte mer eller mindre enn antall brønnhoder beskrevet ovenfor. [0041] With general reference to Figures 3 and 4, although the number of closely associated wellhead systems 510 (sixteen) may be half the number of wellheads 412 (thirty-two), both wooden decks 572 and 474 may be connected to the same number of risers (thirty-two) and, thus , is connected to the same number of underwater wellheads (thirty-two). Because the number of closely associated wellhead systems 510 is less than the number of wellheads 412, as shown in Figures 4 and 3, respectively, the area of tree deck 572 may be less than the area of tree deck 474. As such, the total size of spar platform 500 may be less than the total the size of spar platform 402. Although Figures 3 and 4 are shown to have thirty-two wellheads and sixteen closely associated wellhead systems, 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 more or less than the number of wellheads described above.

[0042] Selv om antall undervannsbrønnhoder som kan få tilgang til stigerør kan være det samme (f.eks. trettito) på figurene 3 og 4, kan areal krevet for tredekk 572 som har nært tilknyttede brønnhodesystem 510 kan være mindre enn arealet krevet for tredekk 474 som har brønnhoder 412. Følgelig kan areal som er nødvendig for et tredekk på en sparplattform reduseres ved å redusere stigerørsavstand mellom hvert par med brønnhoder på tredekket. Selv om figurene 3 og 4 refererer til konfigurasjoner av et tredekk på en sparplattform, vil fagpersoner på området forstå at økende stigerørstetthet som kan konfigureres med hvert brønnhode kan redusere areal som er nødvendig for et tredekk på dypvannsplattformer. For eksempel kan en økning i antall stigerør som kan konfigureres med hvert brønnhode redusere areal som er nødvendig for et tredekk på en TLP. [0042] Although the number of subsea wellheads that can access risers may be the same (e.g., thirty-two) in Figures 3 and 4, the area required for tree decks 572 having closely associated wellhead system 510 may be less than the area required for tree decks 474 which has wellheads 412. Accordingly, the area required for a wooden deck on a spar platform can be reduced by reducing the riser distance between each pair of wellheads on the wooden deck. Although Figures 3 and 4 refer to configurations of a wooden deck on a spar platform, those skilled in the art will appreciate that increasing riser density that can be configured with each wellhead can reduce the area required for a wooden deck on deepwater platforms. For example, an increase in the number of risers that can be configured with each wellhead can reduce the area required for a tree deck on a TLP.

[0043] Figur 5: [0043] Figure 5:

[0044] Nå med henvisning til figur 5, er det vist en toppvisning av et tredekk 672 på en sparplattform 600 som har nært tilknyttede brønnhoder i samsvar med utførelsesformer avdekket heri. Spesielt, figur 4 viser en toppvisning av et tredekk 672 på en sparplattform 600 har åtte treplattformer 610a - 610h, hver av de tre plattformene innrettet med brønnbuktsport på sparplattform 600. Hver treplattform omfatter to brønnhoder rett ved siden av hverandre, for eksempel plattform 610a innbefattende et første brønnhode 612 og andre brønnhodet 614, hvor hver av brønnhoder er konfigurert til å kontaktes med et stigerør. Som drøftet over kan hvert stigerør være konfigurert til å kobles til et enkelt undervannsbrønnhode. Som sådan kan tredekket 572 av sparplattform 500 være konfigurert til å kobles til seksten undervannsbrønnhoder. Som drøftet over, kan hver to brønnhoder monteres på en enkelt plattform 610a - 610h og kobles til en enkelt strekkmaskin og dele en enkelt brønnbuktsport. Plattform 61 Oi er en større plattform, og blir brukt som en boreplattform og huser utblåsrimgssikrings-ventilen 616. Ved avslutningen av boreoperasjoner, kan plattformen 610i også brukes til å huse ett eller flere brønnhoder lik de andre plattformene. [0044] Referring now to Figure 5, there is shown a top view of a wooden deck 672 on a spar platform 600 having closely associated wellheads in accordance with embodiments disclosed herein. In particular, Figure 4 shows a top view of a wooden deck 672 on a spar platform 600 having eight wooden platforms 610a - 610h, each of the three platforms arranged with well bay gates on the spar platform 600. Each wooden platform comprises two wellheads right next to each other, for example platform 610a including a first wellhead 612 and second wellhead 614, where each wellhead is configured to be contacted by a riser. As discussed above, each riser may be configured to connect to a single subsea wellhead. As such, the wooden deck 572 of spar platform 500 may be configured to connect to sixteen subsea wellheads. As discussed above, each two wellheads can be mounted on a single platform 610a - 610h and connected to a single stretching machine and share a single well bay port. Platform 61 Oi is a larger platform, and is used as a drilling platform and houses the blowout rim protection valve 616. At the conclusion of drilling operations, platform 610i can also be used to house one or more wellheads like the other platforms.

[0045] Avstanden 618 mellom et senter for produksjonsrøret i brønnhoder 612 og 614 kan være fra ca 1 til ca 10 meter, for eksempel fra ca 2 til ca 8 meter, eller fra ca 3 til ca 7 meter. [0045] The distance 618 between a center of the production pipe in wellheads 612 and 614 can be from about 1 to about 10 meters, for example from about 2 to about 8 meters, or from about 3 to about 7 meters.

[0046 1 Illustrerende utførelsesformer: [0046 1 Illustrative embodiments:

I en utførelsesform er det avdekket et offshore olje produksjonssystem, omfattende: In one embodiment, an offshore oil production system has been uncovered, comprising:

en konstruksjon i en vannmasse, som har en del som strekker seg over en overflate av vannmassen; et første overflatebrønnhode som er plassert på toppen av vannmassen; a structure in a body of water, having a portion extending over a surface of the body of water; a first surface wellhead located on top of the body of water;

et andre overflatebrønnhode plassert på toppen av vannmassen; et første brønnhode plassert på bunnen av vannmassen; et andre brønnhode plassert på bunnen av vannmassen; et første stigerør som strekker seg fira det første brønnhodet til det første overflatebrønnhodet; og et andre stigerør som strekker seg fra det andre brønnhodet til det andre overflatebrønnhodet; hvori det første overflatebrønnhodet er i en avstand på mindre enn ca 12 meter fra det andre overflatebrønnhodet. a second surface wellhead located on top of the body of water; a first wellhead located at the bottom of the body of water; a second wellhead located at the bottom of the body of water; a first riser extending from the first wellhead to the first surface wellhead; and a second riser extending from the second wellhead to the second surface wellhead; wherein the first surface wellhead is at a distance of less than about 12 meters from the second surface wellhead.

[0047] I noen utførelsesformer innbefatter systemet også et første borehull som strekker seg videre inn i en undervannsformasjon under vannmassen og under et første brønnhode, og videre omfattende et andre borehull som strekker seg videre inn i undervannsformasjonen under vannmassen og under det andre brønnhodet. I noen utførelsesformer innbefatter systemet også et produksjonsrør innenfor hver av det første borehull og andre borehull. I noen utførelsesformer strekker hvert produksjons-rør seg fra det første borehull til første overflatebrønnhodet og fra det andre borehull til det andre overflatebrønnhodet. I noen utførelsesformer innbefatter systemet også en strekkmaskin koblet til konstruksjonen i vannmassen, og koblet til både første stigerør og andre stigerør. I noen utførelsesformer ligger det første stigerør og det andre stigerør i en enkelt brønnbuktsport på konstruksjonen. I noen utførelsesformer er det første borehull videre omfattende en foringsrørstreng. I noen utførelsesformer omfatter første overflatebrønnhodet et første overflatetre, og hvor det andre overflatebrønnhodet omfatter et andre overflatetre. Noen utførelsesformer omfatter konstruksjonen en strekkstagplattform. I noen utførelsesformer omfatter konstruksjonen en sparplattform. I noen utførelsesformer er et senter i det første overflatebrønnhodet en avstand på ca 2 til ca 10 meter fra en senter i det andre overflatebrønnhodet. [0047] In some embodiments, the system also includes a first borehole that extends further into an underwater formation below the water body and below a first wellhead, and further comprising a second borehole that extends further into the underwater formation below the water body and below the second wellhead. In some embodiments, the system also includes a production pipe within each of the first borehole and second borehole. In some embodiments, each production pipe extends from the first borehole to the first surface wellhead and from the second borehole to the second surface wellhead. In some embodiments, the system also includes a stretching machine connected to the structure in the body of water, and connected to both the first riser and the second riser. In some embodiments, the first riser and the second riser are located in a single well bay port on the structure. In some embodiments, the first borehole further comprises a casing string. In some embodiments, the first surface wellhead comprises a first surface tree, and wherein the second surface wellhead comprises a second surface tree. In some embodiments, the structure comprises a tie-rod platform. In some embodiments, the structure includes a spar platform. In some embodiments, a center of the first surface wellhead is a distance of about 2 to about 10 meters from a center of the second surface wellhead.

[0048] Utførelsesformer beskrevet her kan gi for ett eller flere av følgende fordeler. I samsvar med foreliggende fremstilling, kan produksjon fluid bli produsert fra flere undervannsbrønnhoder nært tilknyttet brønnhodesystem avhendes på en flytende plattform, for eksempel en TLP eller sparplattform. Men fagpersoner på området vil forstå at nært tilknyttet brønnhodesystem, som er beskrevet ovenfor, kan tilpasses for å brukes på flytende plattformer enn en TLP eller sparplattform. Plass for nært tilknyttede brønnhoder kan være begrenset på en offshore plattform for dypvanns flytende produksjon applikasjoner, som bygging og vedlikehold kostnadene kan øke som størrelsen på offshoreplattform øker. Videre, konstruere og vedlikeholde offshoreplattformer kan også bli mer kostbart som størrelsen på offshoreplattform øker. Nært tilknyttet brønnhodesystem beskrevet ovenfor kan redusere antall flytende offshoreplattformer som er nødvendig for å produsere fluid i dypvanns forhold, fordi nært tilknyttet brønnhodesystem kan tillate fluid å bli produsert fra flere undervanns-brønnhoder i en enkelt nært tilknyttet brønnhode på en offshoreplattform. Eventuelt kan ekstra mellomrom som kan være tilgjengelige på eksisterende plattformer til havs som følge av nært tilknyttet brønnhodesystem, som er beskrevet ovenfor, brukes til andre utstyr og prosesser. [0048] Embodiments described herein may provide for one or more of the following advantages. In accordance with the present invention, production fluid can be produced from several underwater wellheads closely connected to the wellhead system and disposed of on a floating platform, for example a TLP or spar platform. However, those skilled in the art will appreciate that the closely related wellhead system described above can be adapted for use on floating platforms other than a TLP or spar platform. Space for closely connected wellheads may be limited on an offshore platform for deepwater floating production applications, as construction and maintenance costs may increase as the size of the offshore platform increases. Furthermore, constructing and maintaining offshore platforms can also become more expensive as the size of the offshore platform increases. The close-coupled wellhead system described above can reduce the number of floating offshore platforms required to produce fluid in deepwater conditions, because the close-coupled wellhead system can allow fluid to be produced from multiple subsea wellheads in a single close-coupled wellhead on an offshore platform. Optionally, extra spaces that may be available on existing offshore platforms as a result of the closely related wellhead system, which is described above, can be used for other equipment and processes.

[0049] 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. [0049] While the present invention has been described in terms of various embodiments, modifications in devices and techniques described herein may 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 portion extending over a surface of the body of water; a first surface wellhead located on top of the body of water; a second surface wellhead located on top of the body of water; a first wellhead located at the bottom of the body of water; a second wellhead located at the bottom of the body of water; a first riser extending from the first wellhead to the first surface wellhead; and a second riser extending from the second wellhead to the second surface wellhead; wherein the first surface wellhead is at a distance of less than about 12 meters from the second surface wellhead.

2. System according to claim 1, further comprising a first borehole which extends further into an underwater formation under the water body and under the first wellhead, and further comprising a second borehole which further extends into the underwater formation under the water body and under the second wellhead.

3. The system according to claim 2, further comprising a production pipe within each of first boreholes and second boreholes.

4. The system of claim 3, wherein each production pipe extends from the first borehole to the first surface wellhead and from the second borehole to the second surface wellhead.

5. System according to claim 1, further comprising a stretching machine connected to the structure in the water mass, and connected to both the first riser and the second riser.

6. The system according to claim 1, where the first riser and the second riser are located in a single well bay port on the structure.

7. The system according to claim 2, wherein the first borehole further comprises a casing string.

8. The system according to claim 1, wherein the first surface wellhead comprises a first surface tree, and where the second surface wellhead comprises a second surface tree.

9. The system according to claim 1, where the construction comprises a tie rod platform.

10. The system according to claim 1, wherein the structure comprises a spar platform.

11. The system according to claim 1, where a center of the first surface wellhead is a distance of about 2 to about 10 meters from a center of the second surface wellhead.