NO20140567A1 - BOP sammenstilling for nødavstengning - Google Patents
BOP sammenstilling for nødavstengning Download PDFInfo
- Publication number
- NO20140567A1 NO20140567A1 NO20140567A NO20140567A NO20140567A1 NO 20140567 A1 NO20140567 A1 NO 20140567A1 NO 20140567 A NO20140567 A NO 20140567A NO 20140567 A NO20140567 A NO 20140567A NO 20140567 A1 NO20140567 A1 NO 20140567A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- bop
- primary
- control
- bop stack
- control system
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 claims description 83
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/0355—Control systems, e.g. hydraulic, pneumatic, electric, acoustic, for submerged well heads
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Et system for boring og/eller produksjon av et undersjøisk brønnhull omfatter en primær BOP omfattende en primær lukkehode-BOP. I tillegg omfatter systemet en sekundær BOP løsbart koblet til den primære BOP'en, der den sekundære BOP'en omfatter en sekundær lukkehode-BOP. Den primære lukkehode-BOP'en er aktiverbar gjennom et første styresignal. Den sekundære lukkehode-BOP'en er aktiverbar gjennom et andre styresignal. Den sekundære lukkehode-BOP'en er ikke aktiverbar gjennom det første styresignalet.
Description
BAKGRUNN
Oppfinnelsens område
[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt utforming, installasjon og drift av trykkontrollutstyr som anvendes ved boring av undervannsbrønner. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse en uavhengig styrt reserve-utblåsningssikringssammenstilling som kan bistå innestengning av et undersjøisk brønnhull ved svikt av eller funksjonsfeil i den primære utblåsningssikringsstabelen på havbunnen, styresystemet for den primære utblåsningssikringen, kommunikasjonskanalene mellom undervannsutstyr og overflaten, riggsystemene på overflaten eller kombinasjoner av dette.
Bakgrunn for teknologien
[0002] I de fleste offshore boreoperasjoner er et undervannsbrønnhode plassert ved den øvre enden av undergrunnsbrønnhullet, som er kledd med foringsrør, en utblåsningssikring-(BOP)-stabel er anordnet på brønnhodet og en nedre marin stigerørspakke (LMRP - Lower Marine Riser Package) er anordnet på BOP-stabelen. Den øvre enden av LMRP'en innbefatter typisk et bøyeledd koblet til den nedre enden av et borestigerør som strekker seg oppover til et borefartøy på havoverflaten. En borestreng er avhengt fra borefartøyet gjennom borestigerøret, LMRP'en, BOP-stabelen og brønnhodet inn i brønnhullet.
[0003] Under boreoperasjoner blir borefluid, eller slam, pumpet fra havoverflaten ned borestrengen, og returnerer opp ringrommet rundt borestrengen. Ved hurtig innstrømning av formasjonsfluid inn i ringrommet, kjent som et "brønnspark", kan BOP-stabelen og/eller LMRP'en bli aktivert for å bidra til å forsegle ringrommet og kontrollere fluidtrykket i brønnhullet. Spesielt innbefatter BOP-stabelen og LMRP'en lukkeelementer, eller hulrom, utformet for å bidra til å forsegle brønn-hullet og hindre utstrømning av formasjonsfluider under høyt trykk fra brønnhullet. BOP-stabelen og LMRP'en fungerer således som trykkontrollanordninger.
[0004] I de fleste boreoperasjoner under vann blir BOP-stabelen og LMRP'en betjent med et felles styresystem som fysisk befinner seg på borefartøyet på overflaten. Imidlertid kan skade på borefartøyet, som følge av en utblåsning, ballastkontroll-problemer, kollisjon, kraftutfall etc, resultere i skade på og/eller fullstendig tap av styresystemet og/eller evnen til betjene BOP-stabelen. I slike tilfeller kan BOP- stabelen og LMRP'en bli gjort ubrukelige, selv om de er intakte, fordi det ikke finnes enkelt tilgjengelige midler for å aktivere eller betjene dem.
[0005] Det foreligger således fortsatt et behov i teknikken for systemer og fremgangsmåter for å bidra til å kontrollere en undervannsbrønn ved en utblåsning. Slike systemer og fremgangsmåter ville bli spesielt godt mottatt dersom de muliggjorde fjern styring og forsegling av brønnen uavhengig av det primære styresystemet som befinner seg på borefartøyet på overflaten.
KORT SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0006] Disse og andre behov i teknikken møtes av et system for boring og/eller produksjon av et undersjøisk brønnhull. I en utførelsesform omfatter systemet en primær BOP omfattende en primær lukkehode-BOP. I tillegg omfatter systemet en sekundær BOP løsbart koblet til den primære BOP'en, der den sekundære BOP'en omfatter en sekundær lukkehode-BOP. Den primære lukkehode-BOP'en er aktiverbar gjennom et første styresignal. Den sekundære lukkehode-BOP'en er aktiverbar gjennom et andre styresignal. Den sekundære lukkehode-BOP'en er ikke aktiverbar gjennom det første styresignalet.
[0007] Disse og andre behov i teknikken møtes av en annen utførelsesform av en fremgangsmåte for inneslutning av et undersjøisk brønnhull. I denne utførelses-formen omfatter fremgangsmåten å (a) senke en reserve-BOP undervann og anordne reserve-BOP'en på et undervannsbrønnhode ved en øvre ende av brønnhullet, hvor reserve-BOP'en innbefatter minst én lukkehode-BOP. I tillegg omfatter fremgangsmåten å (b) senke en primær BOP under vann og koble den primære BOP'en til reserve-BOP'en etter trinn (a). Den primære BOP'en innbefatter minst én lukkehode-BOP. Videre omfatter fremgangsmåten å (c) koble et første styresystem til den primære BOP'en. Enda videre omfatter fremgangsmåten å (d) koble et andre styresystem til reserve-BOP'en. Det første styresystemet er innrettet for kun å styre den primære BOP'en og det andre styresystemet er innrettet for kun å styre reserve-BOP'en.
[0008] Disse og andre behov i teknikken møtes i en annen utførelsesform av et system for boring og/eller produksjon av et undersjøisk brønnhull. I en utførelsesform omfatter systemet en primær BOP-stabel omfattende et flertall aksialt stablede lukkehode-BOP'er. I tillegg omfatter systemet en reserve-BOP løsbart koblet til den primære BOP-stabelen, den sekundære BOP'en omfattende minst én lukkehode-BOP. Videre omfatter systemet et første styresystem innrettet for å betjene hver lukkehode-BOP i den primære BOP-stabelen. Enda videre omfatter systemet et andre styresystem innrettet for å betjene hver lukkehode-BOP i reserve-BOP'en. Det første styresystemet innbefatter et operatørkontroll-panel på et første fartøy og et par av redundante undervannsstyrebokser koblet til den primære BOP-stabelen. Det andre styresystemet innbefatter et operatør-kontrollpanel på et andre fartøy og et par av redundante undervannsstyreenheter koblet til reserve-BOP'en.
[0009] Disse og andre behov i teknikken møtes i en annen utførelsesform av et system. I en utførelsesform omfatter systemet et første styresystem innrettet for å betjene et flertall lukkehode-BOP'er i en primær BOP-stabel. I tillegg omfatter systemet et andre styresystem innrettet for å betjene minst én lukkehode-BOP i en reserve-BOP. Det første styresystemet innbefatter et operatørkontrollpanel på et første fartøy og et par av redundante undervannsstyrebokser for å betjene lukkehode-BOP'ene i den primære BOP-stabelen. Det andre styresystemet innbefatter et operatørkontrollpanel på et andre fartøy og et par av redundante undervannsstyreenheter for å betjene lukkehode-BOP'en i reserve-BOP'en.
[0010] Utførelsesformer som beskrives her omfatter en kombinasjon av trekk og fordeler ment for å møte forskjellige ulemper knyttet til enkelte kjente anordninger, systemer og fremgangsmåter. De forskjellige trekkene beskrevet over, og ytterligere trekk, vil tydeliggjøres for fagmannen ved lesning av den følgende detaljerte beskrivelsen, og ved å henvise til de vedlagte tegningene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0011] For en detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsesformene av oppfinnelsen vil det nå bli henvist til de vedlagte tegningene, der:
[0012] Figur 1 er et skjematisk riss av en utførelsesform av et offshoresystem for boring og/eller produksjon av et undergrunnsbrønnhull;
[0013] Figur 2 er en vertikalprojeksjon av en utførelsesform av den undersjøiske BOP-stabelsammenstillingen i figur 1;
[0014] Figur 3 er et splittperspektiv av den undersjøiske BOP-stabelsammenstillingen i figurene 1 og 2;
[0015] Figur 4 er et skjematisk riss av styresystemene for den primære BOP-stabelen og den sekundære BOP-stabelen i figurene 1 og 2; og
[0016] Figurene 5A og 5B er skjematiske illustrasjoner av installasjonen av den undersjøiske BOP-stabelsammenstillingen i figurene 1 og 2.
DETALJERT BESKRIVELSE AV UTFØRELSESFORMER
[0017] Beskrivelsen som følger retter seg mot forskjellige eksempler på utførelser. Imidlertid vil fagmannen forstå at eksemplene som vises her har bred anvendelighet og at enhver omtale av en utførelsesform kun er ment som et eksempel på denne utførelsesformen, og ikke er ment å antyde at rammen til patentskriftet, inkludert kravene, er begrenset til denne utførelsesformen.
[0018] Bestemte ord og betegnelser er anvendt i den følgende beskrivelsen og i kravene for å henvise til bestemte trekk eller komponenter. Som fagmannen vil forstå kan forskjellige personer henvise til samme trekk eller komponent med forskjellige navn. Dette dokumentet har ikke til hensikt å skille mellom komponenter eller trekk som er forskjellige i navn, men ikke i funksjon. Figurene i tegningene er ikke nødvendigvis målrette. Visse trekk og komponenter kan være vist med overdreven størrelse eller i en noe skjematisk form, og enkelte detaljer ved tradisjonelle elementer kan være utelatt for å bedre oversikten og gjøre beskrivelsen mer konsis.
[0019] I beskrivelsen som følger og i kravene er ordene "innbefattende", "omfattende", "inkludert" og variasjoner av disse anvendt på en ikke-begrensende måte, og skal således forstås å bety "inkluderer, men er ikke begrenset til...". Videre er ordet "koblet" ment å sikte til enten en indirekte eller en direkte forbindelse. Dersom en første anordning er koblet til en andre anordning, kan denne forbindelsen således være gjennom en direkte forbindelse eller gjennom en indirekte forbindelse via andre anordninger, komponenter og forbindelser. Videre, som de anvendes her, betyr "aksial" og "aksialt" i alminnelighet langs eller parallelt med en senterakse (f.eks. senteraksen til et legeme eller en port), mens "radial" og "radialt" i alminnelighet betyr vinkelrett på senteraksen. For eksempel henviser en aksial avstand til en avstand målt langs eller parallelt med senteraksen, og radial avstand betyr en avstand målt vinkelrett på senteraksen.
[0020] Figur 1 viser en utførelsesform av et offshoresystem 10 for boring og/eller produksjon av et brønnhull 11.1 denne utførelsesformen innbefatter systemet 10 et offshorefartøy eller en plattform 20 på havoverflaten 12 og en undervanns BOP-stabelsammenstilling 100 anordnet på et brønnhode 30 på havbunnen 13. Plattformen 20 er utstyrt med et boretårn 21 som støtter et heiseverk (ikke vist). Et borestigerør 14 strekker seg fra plattformen 20 til BOP-stabelsammenstillingen 100. Stigerøret 14 returnerer borefluid eller slam til plattformen 20 under boreoperasjoner. Én eller flere hydraulikkanaler 15 strekker seg langs utsiden av stigerøret 14 fra plattformen 20 til BOP-stabelsammenstillingen 100. Kanalen(e) 15 tilfører trykksatt hydraulikkfluid til sammenstillingen 100. Foringsrøret 31 strekker seg fra brønnhodet 30 inn i undergrunnsbrønnhullet 11.
[0021] Nedihullsoperasjoner blir utført av en rørstreng 16 (f.eks. borestreng, produksjonsrørstreng, kveilrør etc.) som er støttet av boretårnet 21 og strekker seg fra plattformen 20 gjennom stigerøret 14, gjennom BOP-stabelsammenstillingen 100 og inn i brønnhullet 11. Et nedihullsverktøy 17 er koblet til den nedre enden av rørstrengen 16. Generelt kan nedihullsverktøyet 17 omfatte hvilke som helst ett eller flere passende nedihullsverktøy for boring, komplettering, evaluering og/eller produksjon av brønnhullet 11, innbefattende, uten begrensning, borkroner, pakninger, sementeringsverktøy, setteverktøy for foringsrør eller produksjonsrør, testutstyr, perforeringskanoner og liknende. Under nedihullsoperasjoner kan strengen 16, og således verktøy 17 koblet til denne, bli beveget aksialt, radialt og/eller bli rotert i forhold til stigerøret 14 og BOP-stabelsammenstillingen 100.
[0022] Nå med henvisning til figurene 1-3 er BOP-stabelsammenstillingen 100 anordnet på brønnhodet 30 og er utformet og innrettet for å kontrollere og forsegle brønnhullet 11, og med det innestenge hydrokarbonfluidene (væsker og gasser) i dette. I denne utførelsesformen omfatter BOP-stabelsammenstillingen 100 en nedre marin stigerørspakke (LMRP) 110, en primær BOP eller BOP-stabel 120 og en sekundær BOP eller BOP-stabel 150. Som vil bli beskrevet nærmere nedenfor tjener den sekundære BOP-stabelen 150 som en reserve for den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 dersom den primære BOP-stabelen 120 og/eller LMRP 110 svikter, har funksjonsfeil eller mister styrekommunikasjon med fartøyet 20. Den sekundære BOP-stabelen 150 kan således også omtales som en reserve-BOP-stabel eller en BOP-stabel for nødavstengning.
[0023] Den sekundære BOP-stabelen 150 er løsbart fastgjort til brønnhodet 30, den primære BOP-stabelen 120 er løsbart fastgjort til LMRP 110 og den sekundære BOP-stabelen 150 og LMRP 110 er løsbart fastgjort til den primære BOP-stabelen 120 og stigerøret 14.1 denne utførelsesformen omfatter forbindelsene mellom brønnhodet 30, den sekundære BOP-stabelen 150, den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 hydraulisk aktiverte, mekaniske brønnhode-type forbindelser 50. Generelt kan forbindelsene 50 omfatte en hvilken som helst passende løsbar brønnhode-type mekanisk forbindelse, så som DWHC-eller HC-profil undervannsbrønnhodesystemet tilgjengelig fra Cameron International Corporation i Houston, Texas, eller et hvilket som helst annet slikt brønnhodeprofil tilgjengelig fra flere produsenter av undervannsbrønnhoder. Slike hydraulisk aktiverte, mekaniske brønnhode-type forbindelser (f.eks. forbindelsene 50) omfatter typisk en oppovervendt tapp-kobling eller et "boss", betegnet med henvisningstall 50a her, som mottas av og løsbart griper inn i en nedovervendt tilhørende muffe-kobling eller holder, betegnet med henvisningstall 50b her. I denne utførelsesformen er forbindelsen mellom LMRP 110 og stigerøret 14 en flensforbindelse som ikke er fjernstyrt, mens forbindelsene 50 kan være hydraulisk fjernstyrte.
[0024] Fortsatt med henvisning til figurene 1-3 omfatter LMRP 110 et stigerør-bøyeledd 111, en stigerørtilslutning 112, en ringroms-BOP 113 og et par av redundante styreenheter eller styrebokser 114. En strømningsboring 115 strekker seg gjennom LMRP 110 fra stigerøret 14 ved den øvre enden av LMRP 110 til forbindelsen 50 ved den nedre enden av LMRP 110. Stigerørtilslutningen 112 strekker seg oppover fra bøyeleddet 111 og er koblet til den nedre enden av stigerøret 14. Bøyeleddet 111 lar stigerørtilslutningen 112 og stigerøret 14 koblet til denne bøye seg vinkelmessig i forhold til LMRP 110 mens brønnfluider strømmer fra brønnhullet 11 gjennom BOP-stabelsammenstillingen 100 inn i stigerøret 14. Ringroms-BOP'en 113 omfatter et ringformet elastomerisk tetningselement som klemmes mekanisk radialt innover for å tette mot et rør som står gjennom LMRP 110 (f.eks. strengen 16, foringsrør, borerør, vektrør etc.) eller tette av boringen 115. Ringroms-BOP'en 113 er således i stand til å tette rundt en rekke forskjellige rørstørrelser og/eller -profiler, samt bevirke en CSO ("Complete Shut-off") for å forsegle boringen 115 når det ikke står rør gjennom denne.
[0025] I denne utførelsesformen omfatter den primære BOP-stabelen 120 en ringroms-BOP 113 som beskrevet over, strupe-/drepeventiler 131 og strupe-/drepeledninger 132. Strupe-/drepeledningsforbindelser 130 kobler strupe/drepe-muffekonnektorer på LMRP 110 med strupe/drepe-tapptilslutninger på den primære BOP-stabelen 120, og stiller med det strupe/drepe-konnektorene på LMRP 110 i fluidkommunikasjon med kveleledningene 132 til den primære BOP-stabelen 120. En hovedboring 125 strekker seg gjennom den primære BOP-stabelen 120 fra LMRP 110 ved den øvre enden av stabelen 120 til reserve-BOP-stabelen 150 ved den nedre enden av stabelen 120.1 tillegg innbefatter den primære BOP-stabelen 120 et flertall aksialt stablede lukkehode-BOP'er 121. Hver lukkehode-BOP 121 innbefatter et par av motstående lukkehodeblokker og et par av aktuatorer 126 som aktiverer og driver de motstående lukkehodeblokkene. I denne utførelsesformen innbefatter den primære BOP-stabelen 120 fire lukkehode-BOP'er 121 - en øvre lukkehode-BOP 121 innbefattende motstående blindkutteblokker (blind shear rams) eller skjær 121a for å kutte rørstrengen 16 og tette av brønnhullet 11 fra stigerøret 14; og tre nedre lukkehode-BOP'er 120 innbefattende motstående røromslutningsblokker 121c for å gripe rundt strengen 16 og forsegle ringrommet rundt rørstrengen 16.1 andre utførelsesformer kan den primære BOP-stabelen (f.eks. stabelen 120) innbefatte et annet antall lukkehoder, forskjellige typer lukkehoder, én eller flere ringroms-BOP'er eller kombinasjoner av dette. Som vil bli beskrevet nærmere nedenfor betjener styreboksene 114 ventilene 131, lukkehode-BOP'ene og ringroms-BOP'ene 113 i LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120.
[0026] De motstående lukkehodeblokkene 121a, c befinner seg i hulrom som skjærer hovedboringen 125 og støtter lukkehodeblokkene 121a, c mens de beveger seg inn i og ut av hovedboringen 125. Hvert sett av lukkehodeblokker 121a, c blir aktivert og beveget mellom åpen posisjon og lukket posisjon av tilhørende aktuatorer 126. Spesielt beveger hver aktuator 126 hydraulisk et stempel inne i en sylinder for å bevege en koblingsstang koblet til én lukkehodeblokk 121a, c. I de åpne posisjonene er lukkehodeblokkene 121a, c radialt tilbaketrukket fra hovedboringen 125.1 den lukkede posisjonene er lukkehodene 121a, c radialt drevet inn i hovedboringen 125 og stenger av og forsegler hovedboringen 125 (f.eks. lukkehodeblokkene 121a) eller ringrommet rundt rørstrengen 16 (f.eks. 121c). Hovedboringen 125 er hovedsakelig koaksialt linjeført med strømningsboringen 115 i LMRP 110, og står i fluidkommunikasjon med strømningsboringen 115 når lukkehodene 121a, c er åpne.
[0027] Som det fremgår best i figur 3 innbefatter den primære BOP-stabelen 120 også en første samling eller bank 127 av hydrauliske akkumulatorer 127a anordnet på den primære BOP-stabelen 120. Selv om den primære hydrauliske trykktilførselen besørges av hydraulikkanaler 15 som strekker seg langs stigerøret 14, kan akkumulatorbanken 127 bli anvendt for å støtte betjening av lukkehodene 121a, c (dvs. tilføre hydraulisk trykk til aktuatorene 126 som driver lukkehodene 121a, c i stabelen 120), strupe-/drepeventiler 131, konnektoren 50b til den primære BOP-stabelen 120 og strupe-/drepekonnektorene 130 til den primære BOP-stabelen 120. Som vil bli forklart nærmere nedenfor, tjener akkumulatorbanken 127 som en reserveløsning for å tilføre hydraulisk kraft for å betjene lukkehodene 121a, c, ventilene 131, konnektoren 50b og konnektorene 130 til den primære BOP-stabelen 120.
[0028] Igjen med henvisning til figurene 1-3 omfatter den sekundære BOP-stabelen 150 strupe-/drepeventiler 131, aksialt stablede lukkehode-BOP'er 121 og et par av styreenheter 151.1 denne utførelsesformen kobler strupe-/drepe-ledningsforbindelsene 130 strupe/drepeledning-muffekonnektorene til den primære BOP-stabelen 120 til strupe/drepe-tapptilslutningene til den sekundære BOP-stabelen 150, og stiller med det strupe-/drepeledningene 132 til den primære BOP-stabelen 120 i fluidkommunikasjon med strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150.1 andre utførelsesformer kan imidlertid strupe-/drepeforbindelsene 130 mellom den primære BOP-stabelen 120 og den sekundære BOP-stabelen 150 utelates. I slike andre utførelsesformer kan strupe-/drepeledninger som er atskilt fra og uavhengige av strupe-/drepeledningene 132 til den primære BOP-stabelen 120 bli anvendt og stilt i fluidkommunikasjon med strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150.
[0029] En hovedboring 155 strekker seg gjennom den sekundære BOP-stabelen 150 fra den primære BOP-stabelen 120 ved den øvre enden av stabelen 150 til brønnhodet 30 ved den nedre enden av stabelen 150.1 denne utførelsesformen innbefatter den sekundære BOP-stabelen 150 to lukkehode-BOP'er 121 - én øvre lukkehode-BOP 121 innbefattende motstående blindkutteblokker eller skjær 121a som beskrevet over, og én nedre lukkehode-BOP 121 innbefattende motstående blindkutteblokker eller skjær 121a som beskrevet over. I andre utførelsesformer kan en lukkehode-BOP (f.eks. lukkehode-BOP 121) innbefattende motstående røromslutningsblokker (f.eks. de motstående røromslutningsblokkene 121c) også være innlemmet i den sekundære BOP-stabelen 150. I slike alternative utførelsesformer innbefatter imidlertid den sekundære BOP-stabelen (f.eks. stabelen 150) fortrinnsvis minst én lukkehode-BOP innbefattende et par av motstående blindkutteblokker. Motstående lukkehodeblokker 121a i den sekundære BOP-stabelen 150 befinner seg i hulrom som skjærer hovedboringen
155 og støtter lukkehoder 121a mens de beveger seg inn i og ut av hovedboringen 155 mellom henholdsvis lukket og åpen posisjon. Hovedboringen 155 er koaksialt linjeført med hovedboringen 125 i den primære BOP-stabelen 120 og brønnhodet 30, står i fluidkommunikasjon med hovedboringen 125 når de motstående lukkehodeblokkene 121a er åpne, og står i fluidkommunikasjon med brønnhullet 11 via brønnhodet 30. Som vil bli beskrevet nærmere nedenfor kan styreenhetene 151 bli anvendt for å betjene ventilene 131 og lukkehodene 121a i den sekundære BOP-stabelen 150. I denne utførelsesformen er styreenhetene 151 fysisk anordnet og uavhengige på den sekundære BOP-stabelen 150. Selv om den sekundære BOP-stabelen 150 innbefatter et flertall lukkehode-BOP'er 121 i denne utførelsesformen, kan den sekundære BOP-stabelen (f.eks. den sekundære BOP-stabelen 150) i andre utførelsesformer innbefatte ventiler (f.eks. sluseventiler) i stedet for lukkehode-BOP'er (f.eks. lukkehode-BOP'ene 121) for å lukke og forsegle hovedboringen 155. I slike andre utførelsesformer kan ventilene i den sekundære BOP-stabelen styres og betjenes på samme måte som lukkehode-BOP'ene 121.
[0030] Selv om styreenheter 151 kan bli anvendt for å betjene strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150 i denne utførelsesformen, kan i andre utførelsesformer strupe-/drepeventilene til den sekundære BOP-stabelen (f.eks. strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150) bli betjent av styreboksene for den primære BOP-stabelen (f.eks. styreboksene 114 for den primære BOP-stabelen 120) og/eller av ett eller flere fjerntstyrte undervannskjøretøy (ROVer). Eksempler på anordninger og systemer for fjernbetjening av undervannsventiler (f.eks. strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150) med en ROV er omtalt i US-patentsøknaden 12/964,418, innlevert 9. desember 2010 med tittelen "BOP Stack with a Universal Intervention Interface", som med dette inntas her som referanse i sin helhet for alle formål.
[0031] Som det fremgår best i figur 3 innbefatter den sekundære BOP-stabelen 150 også en uavhengig, dedikert samling eller bank 157 av hydrauliske akkumulatorer 157a anordnet på den sekundære BOP-stabelen 150. Akkumulatorbanken 157 kan bli anvendt for å støtte betjening av lukkehodene 121a i den sekundære BOP-stabelen 150 (dvs. tilføre hydraulisk trykk til aktuatorene 126 som driver lukkehodene 121a), strupe-/drepeventilene 131 til stabelen 150, konnektoren 50b til den sekundære BOP-stabelen 150, strupe-/drepekonnektoren 130 til den sekundære BOP-stabelen 150.
[0032] Som beskrevet tidligere innbefatter, i denne utførelsesformen, den primære BOP-stabelen 120 én ringroms-BOP 113 og fire sett av lukkehodeblokker (ett sett av kutteventilblokker 121a og tre sett av røromslutningsblokker 121c), og den sekundære BOP-stabelen 150 innbefatter to sett av lukkehodeblokker (to sett av kutteventilblokker 121a) og ingen ringroms-BOP'er 113. I andre utførelsesformer kan imidlertid den primære og den sekundære BOP-stabelen (f.eks. stablene 120, 150) innbefatte forskjellige antall lukkehoder, forskjellige typer lukkehoder, forskjellige antall ringroms-BOP'er (f.eks. ringroms-BOP'en 113), eller kombinasjoner av dette. Videre, selv om LMRP 110 er vist og beskrevet som innbefattende én ringroms-BOP 113, kan LMRP'en (f.eks. LMRP 110) i andre utførelsesformer innbefatte et annet antall ringroms-BOP'er (f.eks. to sett av ringroms-BOP'er 113). Videre, selv om den primære BOP'en 120 og den sekundære BOP'en 150 kan omtales som "stabler" siden hver inneholder et flertall lukkehode-BOP'er 121 i denne utførelsesformen, kan i andre utførelsesformer den primære BOP'en 120 og/eller den sekundære BOP'en 150 inkludere bare én lukkehode-BOP 121.
[0033] Både LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120 omfatter tilbake-vendings- og linjeføringssystemer 140 som gjør det mulig å koble sammen LMRP 110, BOP-stabelen 120 og stabelen 120, den sekundære BOP-stabelen 150 under vann med alle hjelpeforbindelsene (dvs. styreenheter, strupe-/drepeledninger) linjeført. Strupe-/drepeledningskonnektorene 130 kobler strupe-/drepeledningene 132 og strupe-/drepeventilene 131 på stabelen 120 og den sekundære BOP-stabelen 150 til strupe-/drepeledningene 133 på stigerørtilslutningen 112. I denne utførelsesformen står således strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150 i fluidkommunikasjon med strupe-/drepeledningene 133 på stigerørtilslutningen 112 via strupe-/drepeledningene 132 til den primære BOP-stabelen 120 og konnektorene 130. I andre utførelsesformer trenger imidlertid strupe-/drepeventilene til den sekundære BOP-stabelen (f.eks. strupe-/drepeventilene 131 til den sekundære BOP-stabelen 150) ikke være koblet til eller stå i fluidkommunikasjon med strupe-/drepeledningene til den primære BOP-stabelen (f.eks. strupe-/drepeledningene 132 til den primære BOP-stabelen 120). I stedet kan strupe-/drepeventilene til den sekundære BOP-stabelen være koblet til og stå i fluidkommunikasjon med strupe-/drepeledninger som er helt separate og uavhengig av strupe-/drepeledningene til den primære BOP'en. I slike alternative utførelsesformer er således ingen linjeføringssystemer innlemmet mellom den primære BOP-stabelen og den sekundære BOP-stabelen (f.eks. inkluderer ikke den primære BOP-stabelen 120 noe linjeføringssystem 140 for å styre orienteringen til stabelen 120 i forhold til den sekundære BOP-stabelen 150).
[0034] Nå med henvisning til figur 4 blir, i denne utførelsesformen, den primære BOP-stabelen 120 betjent av et første eller primært styresystem 160, og den sekundære BOP-stabelen 150 blir betjent av et andre eller reserve-styresystem 170 som er forskjellig og atskilt fra styresystemet 160. Den sekundære BOP-stabelen 150 styres og betjenes således uavhengig av den primære BOP-stabelen 120. Generelt styrer og betjener det primære styresystemet 160 de forskjellige aktuatorer, ventiler, lukkehoder, koblinger og ringroms-BOP'er for LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120. Foreksempel, i denne utførelsesformen, styrer styresystemet 160 strupe-/drepeventilene 131, aktuatorene 126 (og således lukkehodene 121a, c), konnektorene 50b og ringroms-BOP'ene 113 til LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120. Reserve-styresystemet 170 styrer og betjener de forskjellige aktuatorer, ventiler, koblinger og lukkehoder for den sekundære BOP-stabelen 150. Foreksempel, i denne utførelsesformen, styrer reserve-styresystemet 170 strupe-/drepeventilene 131, konnektoren 50b og aktuatorene 126 (og således lukkehodene 121a) til den sekundære BOP-stabelen 150. For å bedre oversikten er i figur 4 styresystemet 160 bare vist koblet til akkumulatorbanken 127 og aktuatorene 126 til den primære BOP-stabelen 120, og styresystemet 170 er bare vist koblet til akkumulatorbanken 157 og aktuatorene 126 til den sekundære BOP-stabelen 150.
[0035] I denne utførelsesformen betjener det primære styresystemet 160 hver lukkehode-BOP 121 i den primære BOP-stabelen 120 via aktuatorene 126 forden primære BOP-stabelen 120, men betjener ikke, og er ikke i stand til å betjene, lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150; og reserve-styresystemet 170 betjener lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150 via aktuatorene 126 forden sekundære BOP-stabelen 150, men betjener ikke, og er ikke i stand til å betjene, lukkehode-BOP'ene 121 i den primære BOP-stabelen 120. Den primære BOP-stabelen 120 er således styrt av det primære styresystemet 160, og den sekundære BOP-stabelen 150 er styrt av det sekundære styresystemet 170.
[0036] Fortsatt med henvisning til figur 4, omfatter i denne utførelsesformen det første styresystemet 160 et primært delstyresystem 161 og et sekundært eller reserve-delstyresystem 165. Det primære delstyresystemet 161 styrer betjeningen av lukkehode-BOP'ene 121 i den primære BOP-stabelen 120 samt aktuatorene, ventilene, lukkehodene, konnektorene og ringroms-BOP'ene til LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120. Det sekundære delstyresystemet 165 tjener som en reserveinnretning for å betjene lukkehode-BOP'ene 121 i den primære BOP-stabelen 120 når det primære delstyresystemet 161 ikke er i stand til å betjene lukkehode-BOP'ene 121 i den primære BOP-stabelen 120.
[0037] Det primære delstyresystemet 161 innbefatter en operatørkontrollstasjon eller et panel 162 anbragt på plattformen 20 og paret av undervannsstyrebokser 114 anordnet på LMRP 110 som beskrevet tidligere. Sentralstyreboksene 114 er redundante. Nærmere bestemt kan hver styreboks 114 utføre alle funksjonene til den andre styreboksen 114. Imidlertid blir bare én styreboks 114 anvendt om gangen, mens den andre styreboksen 114 er reserve. Betegnelsen "aktiv" kan bli anvendt herfor å beskrive en undervannsstyreenhet (f.eks. styreboks 114) som er i bruk, mens betegnelsen "inaktiv" kan bli anvendt for å beskrive en undervannsstyreenhet som er ikke i bruk, men tjener som reserve for den aktive styreenheten. I denne utførelsesformen omfatter paret av sentralstyrebokser 114 blå og gule styrebokser, som er kjent for fagmannen.
[0038] Hver styreboks 114 er koblet til kontrollpanelet 162, akkumulatorbanken 127 og hver aktuator 126 for den primære BOP-stabelen 120. Spesielt kobler en forbindelse 163 hver styreboks 114 til kontrollpanelet 162, én eller flere hydraulikkledninger 164a kobler hver styreboks 114 til akkumulatorbanken 127, og hydraulikkfluidtilførselsledninger 164b kobler hver styreboks 114 til aktuatorene 126 for den primære BOP-stabelen 120. Én eller flere hydraulikkanaler 15 som strekker seg fra fartøyet 20 tilfører trykksatt hydraulikkfluid til styreboksene 114 for å aktivere lukkehode-BOP'ene 121 via ledningene 164b og aktuatorene 126 eller lade akkumulatorbanken 127 via ledningene 164a. Styreboksene 114 kan også instruere akkumulatorbanken 127 til å slippe ut eller dumpe trykksatt hydraulikkfluid til sjøvannet rundt.
[0039] Kontrollpanelet 162 innbefatter et brukergrensesnitt som lar en operatør ombord på plattformen 20 mate inn styrekommandoer til panelet 162, som kommuniserer styrekommandoene til hver undervannsstyreboks 114 gjennom forbindelsene 163. I denne utførelsesformen har hver styreboks 114 sin egen tilhørende forbindelse 163 for kommunikasjon med kontrollpanelet 162, og videre er hver forbindelse 163 en elektrisk leder eller kabel som overfører elektroniske styresignaler mellom panelet 162 og styreboksene 114. Basert på styrekommandoene sendt fra kontrollpanelet 162 styrer den aktive styreboksen 114 aktuatorene 126 med trykksatt hydraulikkfluid tilført gjennom ledningene 15, 164b. For eksempel kan det elektroniske signalet fra panelet 162 betjene elektriske magnetventiler i den aktive styreboksen 114 som retter trykksatt hydraulikkfluid gjennom riktig hydraulikkrets for å styre aktuatorene 126. Hvilke som helst én eller flere aktuatorer 126 for den primære BOP-stabelen 120 kan være uavhengig styrt av den aktive styreboksen 114. Følgelig kan for eksempel ett sett av motstående røromslutningsblokker 121c i den primære BOP-stabelen 120 bli aktivert selv uten aktivering av noen av de andre motstående lukkehodeblokkene 121a,c i den primære BOP-stabelen 120.
[0040] Det sekundære eller reserve-delstyresystemet 165 av styresystemet 160 tilveiebringer en reserveinnretning for å betjene lukkehode-BOP'ene 121 i den primære BOP-stabelen 120 (f.eks. dersom det primære delstyresystemet 161 ikke er i stand til å betjene lukkehode-BOP'ene 121). I denne utførelsesformen er reserve-delstyresystemet 165 koblet til akkumulatorbanken 127 med en forbindelse 166, og aktuatorene 126 for den primære BOP-stabelen 120 er koblet til akkumulatorbanken 127 med hydraulikkfluid-tilførselsledningene 167. Som reaksjon på styresignaler sendt fra reserve-delstyresystemet 165 tilfører således akkumulatorbanken 127 trykksatt hydraulikkfluid til aktuatorene 126 for å aktivere lukkehode-BOPene 121.
[0041] I denne utførelsesformen omfatter reserve-delstyresystemet 165 en krets som er elektronisk koblet til styreboksene 114 med forbindelser 168 og automatisk trigges til å aktivere én eller flere lukkehode-BOP'er 121 i den primære BOP-stabelen 120 når det oppdages en funksjonsfeil i det primære delstyresystemet 161, at delstyresystemet 161 er ute av stand til å aktivere lukkehode-BOP'ene 121, eller en frakobling mellom styrebokser 114 og kontrollpanelet 162. Forbindelsen 166 er en elektrisk leder eller kabel som sender et elektronisk styresignal fra delsystemet 165 til akkumulatorbanken 127. Når det trigges, kommuniserer reserve-delstyresystemet 165 således et styresignal til akkumulatorbanken 127 via forbindelsen 166, og akkumulatorbanken 127 aktiverer én eller flere lukkehode-BOP'er 121 i den primære BOP-stabelen 120 via ledningene 167 og aktuatorene 126. Hvilke som helst én eller flere aktuatorer 126 for den primære BOP-stabelen 120 kan være uavhengig styrt av reserve-delstyresystemet 165. På den måten kan foreksempel motstående blindkutteblokker 121a i den primære BOP-stabelen 120 bli aktivert alene uten aktivering av noen av de andre motstående lukkehodeblokkene 121c i den primære BOP-stabelen 120. I denne utførelsesformen er reserve-delstyresystemet 165 et automatisk kuttesystem (Autoshear), men i andre utførelsesformer kan imidlertid reserve-delstyresystemet (f.eks. delsystemet 165) omfatte en hvilken som helst type kjent automatisk oppbakkingskrets for avstengning av et brønnhull, innbefattende, uten begrensning, et HPS-(High Pressure Shear System)-system, et ADS-(Automatic Disconnect System)-system, et Deadman-system eller en EDS (Emergency Disconnect Sequences).
[0042] Fortsatt med henvisning til figur 4 innbefatter, i denne utførelsesformen, det sekundære styresystemet 170 et primært delstyresystem 171 og et sekundært eller reserve-delstyresystem 175. Det primære delstyresystemet 171 styrer driften av lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150 samt aktuatorene, ventilene, lukkehodene, konnektorene og ringroms-BOP'ene til den sekundære BOP-stabelen 150. Det sekundære delstyresystemet 175 tjener som en reserveinnretning for å betjene lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150 når det primære delstyresystemet 171 ikke er i stand til å betjene lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150.
[0043] Det primære delstyresystemet 171 omfatter et flertall mobile operatør-kontrollstasjoner eller-paneler 172 og undervannsstyreenheter 151 anordnet på den sekundære BOP-stabelen 150. Som vist i figur 4 befinner minst ett kontrollpanel 172 seg på fartøyet 20 og minst ett kontrollpanel 172 befinner seg på et overflatefartøy 25 som er forskjellig og befinner seg en avstand fra fartøyet 20. Ett eller flere kontrollpaneler 172 kan også befinne seg på andre fartøy eller på fjerne steder. Styreenhetene 151 er redundante. Nærmere bestemt kan hver styreenhet 151 utføre alle funksjonene til den andre styreenheten 151. Imidlertid blir bare én styreenhet 151 anvendt om gangen, mens den andre styreenheten 151 tjener som reserve. Følgelig er én styreenhet 151 "aktiv", mens den andre styreenheten 151 er "inaktiv".
[0044] Hver styreenhet 151 er koblet til hvert kontrollpanel 172 og akkumulatorbanken 157 for den sekundære BOP-stabelen 150. Spesielt kobler en forbindelse 173 hver styreenhet 151 til hvert kontrollpanel 172 og en forbindelse 174 kobler hver styreenhet 151 til akkumulatorbanken 157.1 denne utførelsesformen er forbindelsene 174 elektriske ledninger eller kabler som overfører styresignaler mellom den aktive styreenheten 151 og akkumulatorbanken 157. Aktuatorene 126 for den sekundære BOP-stabelen 150 er koblet til akkumulatorbanken 127 med hydraulikkfluidtilførselsledninger 167. Akkumulatorbanken 157 tilfører trykksatt hydraulikkfluid til aktuatorene 126 for å aktivere lukkehode-BOP'ene 121 som reaksjon på styresignaler sendt fra den aktive styreenheten 151 via dens tilhørende forbindelse 174.
[0045] Hvert kontrollpanel 172 innbefatter et brukergrensesnitt som lar en operatør mate inn styrekommandoer til dette panelet 172, som kommuniserer styrekommandoene til hver undervannsstyreenhet 151 gjennom forbindelsen 173. I denne utførelsesformen kommuniserer hvert kontrollpanel 172 med undervannsstyreenheter 151 med en dedikert forbindelse 174. Videre, i denne utførelses-formen, er hver forbindelse 173 en trådløs, akustisk forbindelse som inkluderer en akustisk sender/mottaker 173a på eller nær havoverflaten 12 og en akustisk mottaker 173b undervann. Én sender/mottaker 173a er koblet til hvert kontrollpanel 172 og hver sender/mottaker 173b er koblet til én styreenhet 151. Hver sender/mottaker 173a, b er innrettet for å både sende ut og motta akustiske signaler. For å bedre oversikten og lette forklaringen, når en sender/mottaker 173a, b sender ut et signal, blir den omtalt som en "sender", og når den mottar et signal blir den omtalt som en "mottaker".
[0046] Basert på styrekommandoene sendt fra et hvilket som helst av kontroll-panelene 172 og den tilhørende senderen 173a, instruerer den aktive styreenheten 151 akkumulatorbanken 157 via forbindelsen 174 til å styre aktuatorene 126 for den sekundære BOP-stabelen 150 med trykksatt hydraulikkfluid tilført fra akkumulatorbanken 171 til aktuatorene 126 via ledningene 167. Hvilke som helst én eller flere aktuatorer 126 for den sekundære BOP-stabelen 150 kan være uavhengig styrt av den aktive styreenheten 151. For eksempel kan motstående røromslutningsblokker 121c i den sekundære BOP-stabelen 150 bli aktivert alene uten aktivering av de andre motstående kutteventilblokkene 121a i den sekundære BOP-stabelen 150.
[0047] Det sekundære eller reserve-delstyresystemet 175 av styresystemet 170 tilveiebringer en reserveinnretning for å betjene lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150 (f.eks. dersom det primære delstyresystemet 171 ikke er i stand til å betjene lukkehode-BOP'ene 121). I denne utførelsesformen er reserve-delstyresystemet 175 et undervanns ROV-"hot stab"-panel for nøds-situasjoner som lar en ROV aktivere lukkehode-BOP'ene 121 direkte via hydraulikkledninger 177 koblet til aktuatorene 126. Akkumulatorbanken 157 kan også bli ladet via ROV-panelet 175 og hydraulikkledningene 176 som strekker seg fra panelet 175 til banken 157. For eksempel kan en undervanns ROV med en blære, pumpe eller direktelinje fra overflaten tilføre trykksatt hydraulikkfluid til banken 157 via panelet 175 og ledningen 176. Selv om figur 4 ikke viser det sekundære styresystemet 170 som innbefattende et tredje eller tertiært delstyresystem, kan i andre utførelsesformer det sekundære styresystemet (f.eks. systemet 170) videre innbefatte et tertiært styresystem kjent for fagmannen, så som et automatisk kuttesystem (Autoshear), et HPS-(High Pressure Shear System)-system, et ADS-(Automatic Disconnect System)-system, et Deadman-system, et akustisk system eller en EDS (Emergency Disconnect Sequences).
[0048] Som beskrevet tidligere blir den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 betjent med styresystemet 160, og den sekundære BOP-stabelen 150 blir betjent med styresystemet 170. Styresystemene 160, 170 er helt uavhengige av hverandre. Ved en svikt eller funksjonsfeil i styresystemet 160, LMRP 110, den primære BOP-stabelen 120, eller kombinasjoner av dette, kan således den sekundære BOP-stabelen 150 bli styrt med styresystemet 170 og fungere som en nødløsning for å stenge brønnhullet 11. Videre må det forstås at minst ett kontrollpanel 172 fysisk befinner seg fjernt fra plattformen 20 (dvs. at kontrollpanelet 172 ikke befinner seg på plattformen 20), og således at det fjerne kontrollpanelet 172 kan bli anvendt for å styre den sekundære BOP-stabelen 150 dersom plattformen 20 er evakuert, skadet eller synker som følge av en utblåsning. Selv om kontrollpanelet 172 er vist og beskrevet å befinne seg på et fartøy 25 på havoverflaten 12, kan kontrollpanelet 172 generelt befinne seg på et hvilket som helst passende sted som er fysisk atskilt fra plattformen 20. For eksempel kan kontrollpanelet 172 befinne seg på en annen offshoreplattform, en ROV, eller på land, forutsatt at en mekanisme er tilveiebragt for å kommunisere styrekommandoer til senderen 174a. Enda videre er kommunikasjonskoblingene 173 trådløse, og gir således mulighet for å kommunisere med styreenhetene 151 selv om det ikke er noen fysisk forbindelse (f.eks. stigerør, ledning, hydraulikkledning etc.) fra stabelsammenstillingen 100 på havbunnen til overflaten 12. Dersom delsystemet 171 ikke skulle være i stand til å aktivere lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150, kan ROV-panelet 175 (og/eller et tertiært delstyresystem, hvis innlemmet) bli anvendt for å aktivere lukkehode-BOP'ene 121 i den sekundære BOP-stabelen 150.
[0049] Nå med henvisning til figurene 1, 5A og 5B er LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120 tilsvarende som, og kan operere som, en tradisjonell
stabelsammenstilling med to komponenter. Den sekundære BOP-stabelen 150 er installert mellom brønnhodet 30 og den primære BOP-stabelen 120, og inkluderer ytterligere lukkehoder 121a, c for å tilveiebringe en reserve- eller nødløsning for å inneslutte og stenge av et brønnhull 11 dersom LMRP 110 og/eller den primære
BOP-stabelen 120 ikke er i stand til å gjøre dette. Som det fremgår best i figurene 5A og 5B, blir i denne utførelsesformen den sekundære BOP-stabelen 150 senket under vann og installert på brønnhodet 30 separat fra den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110. Denne separate utplasseringen bli utført på borerør, tung kabel eller med hvilke som helst andre midler, enten fra boreriggen, dersom den har et toaktivitetsderrik, fra en annen rigg (kanskje med dårligere borefunksjonalitet), eller fra en tung arbeidsbåt eller et hjelpefartøy. I denne utførelsesformen blir den sekundære BOP-stabelen 120 senket undervann til brønnhodet 30 på en rørstreng 180 støttet av boretårnet 21. Den sekundære BOP-stabelen 120 linjeføres koaksialt med brønnhodet 30 og fastgjøres til brønnhodet 30 med en brønnhode-type forbindelse 50 beskrevet over. Én eller flere ROVer kan bistå posisjonening og tilkobling av den sekundære BOP-stabelen 150 til brønnhodet 30.
[0050] Med den sekundære BOP-stabelen 150 fastgjort til brønnhodet 30 blir den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 senket undervann sammen som én enkelt sammenstilling på det tradisjonelle borestigerøret 14 og landet på den sekundære BOP-stabelen 150. Sammenstillingen av den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 fastgjøres til den sekundære BOP-stabelen 150 med en brønnhode-type forbindelse 50 beskrevet over. Én eller flere ROVer kan bistå posisjonering og tilkobling av sammenstillingen av den primære BOP-stabelen og LMRP 110 til den sekundære BOP-stabelen 150. Under normale boreoperasjoner gir LMRP 110 og den primære BOP-stabelen 120 et første lag av beskyttelse mot en utblåsning undervann. Dersom imidlertid LMRP 110 og/eller den primære BOP-stabelen 120 er ute av stand til å innestenge brønnhullet 11, kan den sekundære BOP-stabelen 150 bli anvendt som en nødløsning for å kontrollere brønnhullet 11.
[0051] På den beskrevne måten illustrerer figurene 5A og 5B et eksempel på installasjonsmetode der den sekundære BOP-stabelen 150 kjøres undervann og installeres på brønnhodet 30, etterfulgt av utsetting og installasjon under vann av den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 på den sekundære BOP-stabelen 150 som én enkelt sammenstilling. I andre utførelsesformer kan imidlertid den sekundære BOP-stabelen 150, den primære BOP-stabelen 120 og LMRP 110 bli senket under vann sammen som én enkelt sammenstilling på tradisjonelle borestigerør 14, og landet på brønnhodet 30 og sikkert fastgjort til brønnhodet 30 med en brønnhode-type forbindelse 50 beskrevet over. Én eller flere ROVer kan bistå posisjonering og tilkobling av sammenstillingen til brønnhodet 30.
[0052] Mens foretrukne utførelsesformer er vist og beskrevet, kan modifikasjoner av disse gjøres av fagmannen uten å fjerne seg fra rammen eller ideene her. Utførelsesformene beskrevet her er kun eksempler og er ikke begrensende. Mange variasjoner og modifikasjoner av systemene, apparatene og fremgangsmåtene beskrevet her er mulige og innenfor oppfinnelsens ramme. For eksempel kan de relative dimensjonene til forskjellige deler, materialene de forskjellige delene er laget av og andre parametere varieres. Følgelig er ikke rammen av beskyttelse begrenset til utførelsesformene beskrevet her, men begrenses kun av kravene som følger, hvis ramme skal inkludere alle ekvivalenter til kravenes innhold. Dersom ikke annet er eksplisitt angitt, kan trinnene i et fremgangsmåtekrav bli utført i en hvilken som helst rekkefølge. Angivelse av identifikatorer så som (a), (b), (c) eller (1), (2), (3) før trinn i et fremgangsmåtekrav er ikke ment for å, og spesifiserer ikke en gitt rekkefølge for trinnene, men anvendes kun for å lette senere henvisning til disse trinnene.
Claims (10)
1. System for boring og/eller produksjon av et undersjøisk brønnhull, systemet omfattende: en primær BOP omfattende en primær lukkehode-BOP; en sekundær BOP løsbart koblet til den primære BOP'en, den sekundære BOP'en omfattende en sekundær lukkehode-BOP; hvor den primære lukkehode-BOP'en er aktiverbar gjennom et første styresignal; hvor den sekundære lukkehode-BOP'en er aktiverbar gjennom et andre styresignal; og hvor den sekundære lukkehode-BOP'en ikke er aktiverbar gjennom det første styresignalet.
2. System ifølge krav 1, hvor den sekundære BOP'en er løsbart koblet til undervannsbrønnhodet og anbragt mellom brønnhodet og den primære BOP'en.
3. System ifølge krav 2, videre omfattende en LMRP koblet til den primære BOP'en, hvor den primære BOP'en er anbragt mellom LMRP'en og den sekundære BOP'en.
4. System ifølge krav 1, hvor den primære BOP'en omfatter et flertall lukkehode-BOP'er;
hvor den sekundære BOP'en omfatter et flertall lukkehode-BOP'er;
hvor hver lukkehode-BOP innbefatter et par av motstående lukkehodeblokker og et par av aktuatorer innrettet for å aktivere paret av motstående lukkehodeblokker;
hvor den primære BOP'en innbefatter en akkumulatorbank innrettet for å tilføre hydraulisk trykk til aktuatorene for den primære BOP'en; og
hvor den sekundære BOP'en innbefatter en akkumulatorbank innrettet for å tilføre hydraulisk trykk til aktuatorene for den sekundære BOP'en.
5. System ifølge krav 4, hvor én av de flere lukkehode-BOP'ene i den primære BOP'en omfatter et par av motstående kutteblokker; og
hvor én av de flere lukkehode-BOP'ene i den sekundære BOP'en omfatter et par av motstående kutteblokker.
6. System ifølge krav 1, videre omfattende: et første styresystem koblet til den primære BOP'en og innrettet for å betjene den første lukkehode-BOP'en i den primære BOP'en; et andre styresystem koblet til den sekundære BOP'en og innrettet for å betjene den andre lukkehode-BOP'en i den sekundære BOP'en.
7. System ifølge krav 6, hvor det første styresystemet omfatter et primært delstyresystem innbefattende et første operatørkontrollpanel på et første fartøy på havoverflaten og et første par av redundante undervannsstyreenheter, hvor det første operatørkontrollpanelet er innrettet for å sende det første styresignalet til det første paret av undervannsstyreenheter og én i det første paret av undervannsstyreenheter er innrettet for å betjene den første lukkehode-BOP'en som reaksjon på det første styresignalet;
hvor det andre styresystemet omfatter et primært delstyresystem innbefattende et andre operatørkontrollpanel på et andre fartøy på havoverflaten og et andre par av redundante styreenheter, hvor det andre operatørkontrollpanelet er innrettet for å sende det andre styresignalet til det andre paret av undervannsstyreenheter og én i det andre paret av undervannsstyreenheter er innrettet for å styre den andre lukkehode-BOP'en som reaksjon på det andre styresignalet.
8. System ifølge krav 7, hvor det primære delstyresystemet i det andre styresystemet videre omfatter en akustisk sender koblet til det andre operatørkontrollpanelet og en akustisk mottaker koblet til hver av de andre undervannsstyreenhetene, hvor den akustiske senderen er innrettet for trådløst å overføre styresignalene til hver av de akustiske mottakerene.
9. System ifølge krav 7, hvor det første styresystemet videre omfatter en reserve-delstyresystem innrettet for å betjene den første lukkehode-BOP'en i den primære BOP'en; og
hvor det andre styresystemet videre omfatter et reserve-delstyresystem innrettet for å betjene den andre lukkehode-BOP'en i den sekundære BOP'en.
10. System ifølge krav 9, hvor reserve-delstyresystemet i det andre styresystemet er et "hot stab"-panel for ROV koblet til den andre lukkehode-BOP'en.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/293,346 US9033049B2 (en) | 2011-11-10 | 2011-11-10 | Blowout preventer shut-in assembly of last resort |
| PCT/US2012/063814 WO2013070668A1 (en) | 2011-11-10 | 2012-11-07 | Blowout preventer shut-in assembly of last resort |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20140567A1 true NO20140567A1 (no) | 2014-05-27 |
Family
ID=48279521
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20140567A NO20140567A1 (no) | 2011-11-10 | 2014-05-05 | BOP sammenstilling for nødavstengning |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9033049B2 (no) |
| BR (1) | BR112014011247A2 (no) |
| GB (1) | GB2511004B (no) |
| NO (1) | NO20140567A1 (no) |
| SG (1) | SG11201401721UA (no) |
| WO (1) | WO2013070668A1 (no) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NZ708029A (en) | 2012-10-17 | 2017-11-24 | Transocean Innovation Labs Ltd | Communications systems and methods for subsea processors |
| CN105324550B (zh) * | 2013-06-06 | 2018-01-12 | 国际壳牌研究有限公司 | 推进剂驱动式蓄能器 |
| WO2015009410A1 (en) * | 2013-07-18 | 2015-01-22 | Conocophillips Company | Pre-positioned capping device for source control with independent management system |
| US8727018B1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-05-20 | National Oilwell Varco, L.P. | Charging unit, system and method for activating a wellsite component |
| US10048673B2 (en) | 2014-10-17 | 2018-08-14 | Hydril Usa Distribution, Llc | High pressure blowout preventer system |
| US10196871B2 (en) | 2014-09-30 | 2019-02-05 | Hydril USA Distribution LLC | Sil rated system for blowout preventer control |
| US10876369B2 (en) | 2014-09-30 | 2020-12-29 | Hydril USA Distribution LLC | High pressure blowout preventer system |
| MX2017004132A (es) * | 2014-09-30 | 2018-02-01 | Hydril Usa Distrib Llc | Sistema de clasificacion de niveles de integridad de seguridad (sil) para control de preventores de reventones submarinos. |
| US9989975B2 (en) | 2014-11-11 | 2018-06-05 | Hydril Usa Distribution, Llc | Flow isolation for blowout preventer hydraulic control systems |
| US9759018B2 (en) | 2014-12-12 | 2017-09-12 | Hydril USA Distribution LLC | System and method of alignment for hydraulic coupling |
| WO2016100663A1 (en) | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Hydril USA Distribution LLC | Power and communications hub for interface between control pod, auxiliary subsea systems, and surface controls |
| US9528340B2 (en) | 2014-12-17 | 2016-12-27 | Hydrill USA Distribution LLC | Solenoid valve housings for blowout preventer |
| GB2533783B (en) | 2014-12-29 | 2019-06-05 | Cameron Tech Ltd | Subsea support |
| WO2016131042A1 (en) * | 2015-02-15 | 2016-08-18 | Transocean Innovation Labs Ltd | Bop control systems and related methods |
| US9828824B2 (en) * | 2015-05-01 | 2017-11-28 | Hydril Usa Distribution, Llc | Hydraulic re-configurable and subsea repairable control system for deepwater blow-out preventers |
| WO2016176724A1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-11-10 | Kinetic Pressure Control Limited | Choke and kill system |
| GB201510673D0 (en) * | 2015-06-17 | 2015-07-29 | Enovate Systems Ltd | Improved pressure barrier system |
| US10787877B2 (en) * | 2015-07-06 | 2020-09-29 | Maersk Drilling A/S | Blowout preventer control system and methods for controlling a blowout preventer |
| US10337277B2 (en) * | 2015-11-19 | 2019-07-02 | Cameron International Corporation | Closed-loop solenoid system |
| WO2018031296A1 (en) * | 2016-08-11 | 2018-02-15 | Noble Drilling Services Inc. | Method for assembling and disassembling marine riser and auxiliary lines and well pressure control system |
| US10538986B2 (en) | 2017-01-16 | 2020-01-21 | Ensco International Incorporated | Subsea pressure reduction manifold |
| US20180252065A1 (en) * | 2017-03-02 | 2018-09-06 | Edward Ryan Hemphill | Wireless control system for subsea devices |
| EP3673145A4 (en) * | 2017-10-17 | 2020-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | QUICK RESPONSE WELL CONTROL KIT |
| WO2020251821A1 (en) * | 2019-06-13 | 2020-12-17 | National Oilwell Varco, L.P. | Subsea data acquisition pods |
| WO2021045984A1 (en) * | 2019-09-04 | 2021-03-11 | Kinetic Pressure Control, Ltd. | Simultaneous multiple control signal blowout preventer actuation |
| US11255144B2 (en) * | 2019-12-08 | 2022-02-22 | Hughes Tool Company LLC | Annular pressure cap drilling method |
| GB202107147D0 (en) * | 2021-05-19 | 2021-06-30 | Expro North Sea Ltd | Control system for a well control device |
| US11555372B1 (en) | 2021-09-22 | 2023-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Smart blow off preventer shear ram system and methods |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
| US4210208A (en) * | 1978-12-04 | 1980-07-01 | Sedco, Inc. | Subsea choke and riser pressure equalization system |
| US5195361A (en) * | 1991-11-25 | 1993-03-23 | Petco Equipment Tools Co. | Test method and apparatus for BOP equipment |
| US6202753B1 (en) * | 1998-12-21 | 2001-03-20 | Benton F. Baugh | Subsea accumulator and method of operation of same |
| US6626245B1 (en) * | 2000-03-29 | 2003-09-30 | L Murray Dallas | Blowout preventer protector and method of using same |
| US6772843B2 (en) * | 2000-12-05 | 2004-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Sea-floor pressure head assembly |
| US6478087B2 (en) * | 2001-03-01 | 2002-11-12 | Cooper Cameron Corporation | Apparatus and method for sensing the profile and position of a well component in a well bore |
| US6725924B2 (en) * | 2001-06-15 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and technique for monitoring and managing the deployment of subsea equipment |
| US6672390B2 (en) * | 2001-06-15 | 2004-01-06 | Shell Oil Company | Systems and methods for constructing subsea production wells |
| US6752100B2 (en) * | 2002-05-28 | 2004-06-22 | Shell Oil Company | Apparatuses and methods of deploying and installing subsea equipment |
| EP1540130B1 (en) * | 2002-06-28 | 2015-01-14 | Vetco Gray Scandinavia AS | An assembly and a method for intervention of a subsea well |
| EP1519002A1 (en) | 2003-09-24 | 2005-03-30 | Cooper Cameron Corporation | BOP and separator combination |
| US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
| US7216714B2 (en) * | 2004-08-20 | 2007-05-15 | Oceaneering International, Inc. | Modular, distributed, ROV retrievable subsea control system, associated deepwater subsea blowout preventer stack configuration, and methods of use |
| NO322519B1 (no) * | 2004-09-20 | 2006-10-16 | Fmc Kongsberg Subsea As | Anordning ved skjøt |
| US20100227551A1 (en) * | 2005-06-15 | 2010-09-09 | Mark Volanthen | Buoy supported underwater radio antenna |
| BRPI0614896B1 (pt) | 2005-08-02 | 2022-04-05 | Transocean Offshore Deepwater Drilling, Inc. | Aparelho de fornecimento de fluido e aparelho de fornecimento de fluido hidráulico para uso com um sistema bop submerso |
| US7921917B2 (en) * | 2007-06-08 | 2011-04-12 | Cameron International Corporation | Multi-deployable subsea stack system |
| WO2010117350A1 (en) | 2009-04-09 | 2010-10-14 | Fmc Technologies, Inc. | Nested cylinder compact blowout preventer |
| US20110088913A1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-04-21 | Baugh Benton F | Constant environment subsea control system |
| US8881829B2 (en) * | 2010-10-07 | 2014-11-11 | David B. Redden | Backup wellhead blowout prevention system and method |
| US8448915B2 (en) * | 2011-02-14 | 2013-05-28 | Recl Power Licensing Corp. | Increased shear power for subsea BOP shear rams |
-
2011
- 2011-11-10 US US13/293,346 patent/US9033049B2/en active Active
-
2012
- 2012-11-07 GB GB1408801.7A patent/GB2511004B/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-11-07 WO PCT/US2012/063814 patent/WO2013070668A1/en active Application Filing
- 2012-11-07 BR BR112014011247A patent/BR112014011247A2/pt active Search and Examination
- 2012-11-07 SG SG11201401721UA patent/SG11201401721UA/en unknown
-
2014
- 2014-05-05 NO NO20140567A patent/NO20140567A1/no not_active Application Discontinuation
- 2014-08-26 US US14/469,516 patent/US9976375B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2511004A (en) | 2014-08-20 |
| US9033049B2 (en) | 2015-05-19 |
| US20130118755A1 (en) | 2013-05-16 |
| SG11201401721UA (en) | 2014-08-28 |
| US9976375B2 (en) | 2018-05-22 |
| WO2013070668A1 (en) | 2013-05-16 |
| US20140360731A1 (en) | 2014-12-11 |
| GB201408801D0 (en) | 2014-07-02 |
| GB2511004B (en) | 2018-07-04 |
| BR112014011247A2 (pt) | 2017-04-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20140567A1 (no) | BOP sammenstilling for nødavstengning | |
| US7513308B2 (en) | Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer | |
| US20120111572A1 (en) | Emergency control system for subsea blowout preventer | |
| EP0709545B1 (en) | Deep water slim hole drilling system | |
| US9388659B2 (en) | Backup wellhead adapter | |
| KR20150082310A (ko) | 3개의 제어 포드를 구비한 분출 방지기 시스템 | |
| NO319931B1 (no) | Undersjoisk bronnavslutningsarrangement og fremgangsmate for a avslutte en undersjoisk bronn | |
| US8800662B2 (en) | Subsea test tree control system | |
| US9347270B2 (en) | Pre-positioned capping device and diverter | |
| NO342219B1 (no) | Stigerør-frakoblingssystem, offshorestigerørsystem samt undervannssystem | |
| CA3046064A1 (en) | Relief well injection spool apparatus and method for killing a blowing well | |
| MX2013008333A (es) | Metodo para tapar un pozo en caso de falla del preventor de reventones. | |
| US10337277B2 (en) | Closed-loop solenoid system | |
| EP2809874B1 (en) | Method and system for rapid containment and intervention of a subsea well blowout | |
| US11414949B2 (en) | Deepwater riser intervention system | |
| KR20150003191U (ko) | Bop 백업 제어 시스템 및 이를 포함하는 bop 시스템 | |
| US20200141203A1 (en) | Method and system for supplying power fluid to a well pressure control device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: CAMERON TECHNOLOGIES LIMITED, NL |
|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |