NO20190875A1

NO20190875A1 - Riser stabilization system

Info

Publication number: NO20190875A1
Application number: NO20190875A
Authority: NO
Inventors: Wolfgang Mathis
Original assignee: Neodrill As
Priority date: 2019-07-11
Filing date: 2019-07-11
Publication date: 2021-01-12
Also published as: WO2021006743A1; WO2021006743A9

Description

SYSTEM FOR STABILISERING AV STIGERØR SYSTEM FOR STABILIZING RISE PIPES

Oppfinnelsen vedrører et system for stabilisering av et bore- og/eller produksjonsstigerør som strekker seg mellom en undersjøisk brønn og en overflateinstallasjon som flyter i en vannmasse, nærmere bestemt hvor et brønnhode rager opp over en løsmasse som tildanner en sjøbunn, en brønnhodekopling tildanner en fluidtett sammenkopling av brønnens høytrykksbarriere og bore- og/eller produksjonsstigerøret, og bore- og/eller produksjonsstigerøret er tilkoplet en brønnventilsammenstilling på overflateinstallasjonen. The invention relates to a system for stabilizing a drilling and/or production riser that extends between a subsea well and a surface installation floating in a body of water, more precisely where a wellhead protrudes above a loose mass that forms a seabed, a wellhead connection forms a fluid tight interconnection of the well's high-pressure barrier and the drilling and/or production riser, and the drilling and/or production riser is connected to a well valve assembly on the surface installation.

Det beskrives også en framgangsmåte for stabilisering av et bore- og/eller produksjonsstigerør. A procedure for stabilizing a drilling and/or production riser is also described.

Ved etablering av en undersjøisk brønn, for eksempel en brønn for utvinning av hydrokarboner, kan nærliggende brønner destabiliseres når det innledningsvis etableres et hull i løsmassen i sjøbunnen for innføring av et lederør som skal avgrense en passasje for foringsrør eller en annen lavtrykksbarriere gjennom løsmassen og tildanne et fundament for et brønnhode og stigerør som strekker seg oppover fra brønnhodet. Hullet i løsmassen tildannes ofte ved at løsmasse spyles løs og fjernes fra et parti foran (under) en nedre ende av lederøret, slik at lederøret kan senkes suksessivt ned i hullet. Fjerningen av løsmassen kan føre til at sjøbunnen blir ustabil slik at nærliggende brønners sidestøtte mot den omkringliggende løsmassen svekkes. When establishing an underwater well, for example a well for the extraction of hydrocarbons, nearby wells can be destabilized when a hole is initially established in the overburden in the seabed for the introduction of a conduit that will delimit a passage for casing or another low-pressure barrier through the overburden and create a foundation for a wellhead and riser extending upwards from the wellhead. The hole in the loose material is often formed by loose material being flushed loose and removed from a part in front of (under) a lower end of the guide pipe, so that the guide pipe can be lowered successively into the hole. The removal of the loose mass can cause the seabed to become unstable so that the lateral support of nearby wells against the surrounding loose mass is weakened.

Denne problemstillingen er særlig aktuell når en gruppe av etablerte og planlagte brønner er tilknyttet en såkalt strekkstagplattform (Tension-Leg Platform (TLP)), dvs. en flytende plattform som er vertikalt forankret i sjøbunnen ved hjelp av flere strekkstag som holder plattformen i posisjon over sjøbunnen uavhengig av tidevann og bølger, og hvor høytrykks brønnrør, borestreng m.m. strekker seg gjennom et såkalt bore- og/eller produksjonsstigerør, i det etterfølgende også kalt «stigerøre, som strekker seg mellom et brønnhode på sjøbunnen og plattformen hvor brønnventiler, utblåsingssikringer etc. er anordnet. Slike plattformer anvendes som regel på store vanndyp, typisk fra 300 meter og mer. Koplingen mellom et stigerør av denne art og brønnhodet, dvs. sammenføyningen med lavtrykks- og høytrykksrør (foringsrør og produksjonsrør) ved sjøbunnen, utsettes for store påkjenninger på grunn av vannstrømmer og horisontal avdrift av plattformen kombinert med stigerørets egenvekt. Det er derfor et uttalt behov for å redusere risikoen for utmattingsbrudd i overgangen mellom stigerøret og brønnhodet. This problem is particularly relevant when a group of established and planned wells is connected to a so-called Tension-Leg Platform (TLP), i.e. a floating platform that is vertically anchored to the seabed by means of several tension legs that hold the platform in position above the seabed regardless of tides and waves, and where high-pressure well pipes, drill string etc. extends through a so-called drilling and/or production riser, hereinafter also called "riser", which extends between a wellhead on the seabed and the platform where well valves, blowout protections etc. are arranged. Such platforms are usually used at great water depths, typically from 300 meters and more. The connection between a riser of this type and the wellhead, i.e. the joint with low-pressure and high-pressure pipes (casing and production pipe) at the seabed, is exposed to great stress due to water currents and horizontal drift of the platform combined with the own weight of the riser. There is therefore a pronounced need to reduce the risk of fatigue fracture in the transition between the riser and the wellhead.

Liknende problemstillinger er knyttet til oppjekkbare plattformer som hviler på sjøbunnen på grunne vanndybder. Similar issues are linked to jack-up platforms that rest on the seabed at shallow water depths.

Stabilisering av brønnventilarrangementet, typisk en utblåsningssikringsventil (BOP), som tildanner en overgang mellom brønnhodet og stigerøret i henhold til kjent teknikk, løser verken problemet med stabiliteten til selve lederøret i forhold til den omkringliggende løsmassen i sjøbunnen eller problemet med utmattingsbrudd i overgangen mellom brønnhodet og stigerøret pga. avbøyning av stigerøret pga. horisontale lastkomponenter som av ulike årsaker påføres stigerøret. Stabilization of the well valve arrangement, typically a blowout protection valve (BOP), which forms a transition between the wellhead and the riser according to the known technique, solves neither the problem of the stability of the guide pipe itself in relation to the surrounding loose mass in the seabed nor the problem of fatigue failure in the transition between the wellhead and the riser due to deflection of the riser due to horizontal load components that are applied to the riser for various reasons.

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk, eller i det minste å skaffe til veie et nyttig alternativ til kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or to reduce at least one of the disadvantages of known technology, or at least to provide a useful alternative to known technology.

Formålet oppnås ved trekkene som er angitt i nedenstående beskrivelse og i de etterfølgende patentkravene. The purpose is achieved by the features indicated in the description below and in the subsequent patent claims.

Oppfinnelsen tilveiebringer et system og en framgangsmåte for reduksjon av belastningen på et brønnhode ved at et stigerør som strekker oppover fra brønnhodet stabiliseres hjelp av en støttestruktur som rager radielt ut fra stigerøret i en avstand over brønnhodet og er understøttet i eller på sjøbunnen. Fundamentet kan være tildannet av en betong- eller metallkonstruksjon som hviler på sjøbunnen og tildanner en stor kontaktflate med løsmassen, eller ett eller flere sugefundamenter som er skjøvet ned i løsmassen under sjøbunnen, for eksempel sugefundament (Conductor Anchor Node = CAN) av den art som er beskrevet i NO-patent nr. 313340. The invention provides a system and a method for reducing the load on a wellhead in that a riser extending upwards from the wellhead is stabilized by means of a support structure which projects radially from the riser at a distance above the wellhead and is supported in or on the seabed. The foundation can be made of a concrete or metal structure that rests on the seabed and forms a large contact surface with the loose mass, or one or more suction foundations that are pushed into the loose mass below the seabed, for example suction foundations (Conductor Anchor Node = CAN) of the type is described in NO patent no. 313340.

Et sugefundament har et hus med åpen bunn og en topp som er fluidtettende lukket med et toppdeksel. Når det anvendes ett sugefundament som underlag for nevnte støttestruktur, er sugefundamentet fortrinnsvis forsynt med et støtterør som er åpent i begge ender og strekker seg fra en åpning i toppdekselet og i det minste mot sugefundamentets bunn, idet støtterøret slutter fluidtettende mot sugefundamentets toppdeksel og har en lengde som er mindre, lik eller større enn sugefundamentets høyde. Sugefundamentet er typisk sylinderformet med en diameter på ca. 4-10 meter, mens et lederørs diameter ligger typisk i området 0,75-1.20 m (30-48 tommer). Sugefundamentet oppviser et regelmessig, vel definert grensesnitt mot omgivelsene. Sugefundamentets grunnflate er typisk sirkulær, men kan i og for seg også være mangekantet, og dimensjonene er kjent for operatøren av brønnen. A suction foundation has a housing with an open bottom and a top that is fluid-tight closed with a top cover. When a suction foundation is used as a base for said support structure, the suction foundation is preferably provided with a support pipe which is open at both ends and extends from an opening in the top cover and at least towards the bottom of the suction foundation, the support pipe ends fluid-tight against the top cover of the suction foundation and has a length that is less than, equal to or greater than the height of the suction foundation. The suction foundation is typically cylindrical with a diameter of approx. 4-10 meters, while the diameter of a conductor pipe is typically in the range 0.75-1.20 m (30-48 inches). The suction foundation exhibits a regular, well-defined interface with the surroundings. The base surface of the suction foundation is typically circular, but can in and of itself also be polygonal, and the dimensions are known to the operator of the well.

Brønnen etableres ved at et lederør føres nedover i løsmassen på i og for seg egnet, kjent vis til en tilstrekkelig dybde er oppnådd. Deretter etableres lavtrykks- og høytrykksbarrierer i form av rør som strekker seg fra over sjøbunnen og ned i undergrunnen. Et brønnhode etableres over sjøbunnen og omfatter nødvendige elementer for oppheng av foringsrør, produksjonsrør m.m. samt elementer for sammenkopling av brønnens rør og et marint stigerør som strekker seg fra brønnhodet og opp til en plattform på overflaten hvor stigerøret koples til nødvendige brønnventiler og utblåsingssikringer. The well is established by guiding a pipe down into the loose mass in a suitable, known manner until a sufficient depth is reached. Low-pressure and high-pressure barriers are then established in the form of pipes that extend from above the seabed down into the subsoil. A wellhead is established above the seabed and includes the necessary elements for suspending casing, production pipes, etc. as well as elements for connecting the well's pipe and a marine riser that extends from the wellhead up to a platform on the surface where the riser is connected to the necessary well valves and blowout safeguards.

Dersom det anvendes et sugefundament med støtterør, kan lederøret føres ned gjennom støtterøret, som tilveiebringer støtte av lederøret. Fra teknikkens stand er det også kjent løsninger hvor et sugefundament med lavtrykkshus erstatter et tradisjonelt, langt lederør (eng. «conductor»). «Lederør», slikt det er bruk heri, er også ment å dekke slike løsninger. If a suction foundation with support pipe is used, the guide pipe can be led down through the support pipe, which provides support for the guide pipe. From the state of the art, there are also known solutions where a suction foundation with a low-pressure housing replaces a traditional, long conductor pipe (eng. «conductor»). "Conductor", as used herein, is also intended to cover such solutions.

Fra et parti av stigerøret strekker det seg en støttestruktur som er innrettet til å overføre til sjøbunnen en vertikal lastkomponent som oppstår når stigerøret avbøyes av horisontale lastkomponenter. Dersom fundamentet er et sugefundament, overføres lasten typisk til partier av toppdekselet på sugefundamentet, nær sugefundamentets periferi eller andre avstivede eller forsterkede partier av toppdekselet. Støttestrukturen er fortrinnsvis fastgjort eller ligger an mot utragende partier av ei ramme som omkranser nevnte stigerørsparti i en avstand over brønnhodet. Dermed stabiliseres stigerøret ved at det støttes direkte i fundamentet i en horisontal avstand fra brønnhodet. Fordelen med dette er at belastningene på brønnhodet pga. at horisontale krefter som påføres stigerøret, i stor grad elimineres pga. lastoverføringen til fundamentet. Ved anvendelse av et sugefundament, reduseres også risikoen for ustabilitet i brønnhodet ved etablering av en nærliggende brønn pga. sugefundamentets store kontaktflate mot den omkringliggende løsmassen samt sugefundamentets evne til å hindre utvasking av løsmasse under etablering av en ny brønn gjennom sugefundamentet. From a part of the riser extends a support structure which is adapted to transfer to the seabed a vertical load component which occurs when the riser is deflected by horizontal load components. If the foundation is a suction foundation, the load is typically transferred to parts of the top cover on the suction foundation, near the periphery of the suction foundation or other stiffened or reinforced parts of the top cover. The support structure is preferably fixed or rests against projecting parts of a frame which encircles said riser part at a distance above the wellhead. In this way, the riser is stabilized by being supported directly in the foundation at a horizontal distance from the wellhead. The advantage of this is that the loads on the wellhead due to that horizontal forces applied to the riser are largely eliminated due to the load transfer to the foundation. When using a suction foundation, the risk of instability in the wellhead when establishing a nearby well is also reduced due to the suction foundation's large contact surface with the surrounding loose mass as well as the suction foundation's ability to prevent leaching of loose mass during the establishment of a new well through the suction foundation.

Det kan også anvendes sugefundament som rager opp over brønnhodet, typisk ved at sugefundamentet monteres etter at brønnen er etablert. Toppen av sugefundamentet kan da være forbundet med stigerøret og tildanne sammen med huset nevnte støttestruktur. A suction foundation can also be used that protrudes above the wellhead, typically by installing the suction foundation after the well has been established. The top of the suction foundation can then be connected to the riser and together with the house form the aforementioned support structure.

Oppfinnelsen er definert av det selvstendige patentkravet. De uselvstendige kravene definerer fordelaktige utførelser av oppfinnelsen. The invention is defined by the independent patent claim. The independent claims define advantageous embodiments of the invention.

I et første aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt et system for stabilisering av et bore- og/eller produksjonsstigerør som strekker seg mellom en undersjøisk brønn og en overflateinstallasjon som flyter i en vannmasse eller er understøttet på en sjøbunn og rager opp over vannmassen, hvor In a first aspect, the invention relates more specifically to a system for stabilizing a drilling and/or production riser that extends between a subsea well and a surface installation that floats in a body of water or is supported on a seabed and protrudes above the body of water, where

et brønnhode rager opp over en løsmasse som tildanner sjøbunnen, a wellhead protrudes above a loose mass that forms the seabed,

en brønnhodekopling tildanner en fluidtett sammenkopling av en høytrykksbarriere i brønnen og bore- og/eller produksjonsstigerøret, a wellhead coupling forms a fluid-tight interconnection of a high-pressure barrier in the well and the drill and/or production riser,

bore- og/eller produksjonsstigerøret er tilkoplet en brønnventilsammenstilling på overflateinstallasjonen, kjennetegnet ved at the drilling and/or production riser is connected to a well valve assembly on the surface installation, characterized by

systemet for stabilisering av bore- og/eller produksjonsstigerøret omfatter et fundament og en støttestruktur er tilkoplet et nedre parti av bore- og/eller produksjonsstigerøret, idet the system for stabilizing the drilling and/or production riser comprises a foundation and a support structure is connected to a lower part of the drilling and/or production riser, as

støttestrukturen rager utover fra bore- og/eller produksjonsstigerørets senterakse og samvirker med fundamentet til å kunne ta opp en andel av et beregnet bøyemoment omkring brønnhodekoplingen generert av en horisontal lastkomponent som er påført boreog/eller produksjonsstigerøret. the support structure projects outwards from the central axis of the drilling and/or production riser and cooperates with the foundation to be able to take up a proportion of a calculated bending moment around the wellhead coupling generated by a horizontal load component applied to the drilling and/or production riser.

Støttestrukturen kan være forsynt med anlegg som ligger støttende an mot fundamentet i en radiell avstand fra brønnhodet. The support structure can be provided with facilities that rest against the foundation at a radial distance from the wellhead.

Tilkoplingen mellom støttestrukturen og bore- og/eller produksjonsstigerøret kan være tildannet som en klaringsfri forbindelse. For å oppnå en klaringsfri forbindelse kan støttestrukturen omfatte en kopling tildannet som ei hylse som omslutter et parti av boreog/eller produksjonsstigerøret med presspasning. Alternativt kan støttestrukturen omfatte en kopling tildannet som ei hylse som er krympet omkring et parti av bore- og/eller produksjonsstigerøret. The connection between the support structure and the drilling and/or production riser can be formed as a clearance-free connection. In order to achieve a clearance-free connection, the support structure can comprise a coupling formed as a sleeve which encloses a part of the drill and/or production riser with a press fit. Alternatively, the support structure may comprise a coupling formed as a sleeve which is crimped around a part of the drilling and/or production riser pipe.

Fundamentet kan være et sugefundament som er forsynt med et hus med en åpen bunn og en topp som rager opp over løsmassen og er lukket med et toppdeksel. The foundation can be a suction foundation which is provided with a housing with an open bottom and a top which projects above the loose mass and is closed with a top cover.

Sugefundamentet kan omslutte brønnhodet, og toppdekselet kan være tilkoplet det nedre partiet av bore- og/eller produksjonsstigerøret og tildanne nevnte støttestruktur. The suction foundation can enclose the wellhead, and the top cover can be connected to the lower part of the drilling and/or production riser and form said support structure.

Et øvre parti av en lavtrykksbarriere og et øvre parti av en høytrykksbarriere i brønnen kan være avstøttet i et støtterør i sugefundamentet. Dermed stabiliseres brønnhodet ytterligere. An upper part of a low-pressure barrier and an upper part of a high-pressure barrier in the well can be supported in a support pipe in the suction foundation. This further stabilises the wellhead.

I et andre aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt en framgangsmåte for å stabilisere et bore- og/eller produksjonsstigerør som strekker seg mellom en undersjøisk brønn og en overflateinstallasjon som flyter i en vannmasse eller er understøttet på en sjøbunn og rager opp over vannmassen, hvor framgangsmåten omfatter trinnene: In a second aspect, the invention relates more specifically to a method for stabilizing a drilling and/or production riser that extends between a subsea well and a surface installation that floats in a body of water or is supported on a seabed and protrudes above the body of water, where the method comprises the steps:

a) å anbringe et fundament i eller på en løsmasse som tildanner sjøbunnen; a) to place a foundation in or on a loose mass forming the seabed;

b) å etablere en lavtrykksbarriere og en høytrykksbarriere i brønnen; b) establishing a low-pressure barrier and a high-pressure barrier in the well;

c) å tildanne et brønnhode som rager opp oversjøbunnen; c) forming a wellhead that protrudes from the seabed;

d) å sammenkople brønnens høytrykksbarriere med et bore- og/eller produksjonsstigerør ved hjelp av en fluidtettende brønnhodekopling; og d) interconnecting the well's high-pressure barrier with a drill and/or production riser by means of a fluid-tight wellhead coupling; and

e) å sammenkople bore- og/eller produksjonsstigerøret med en brønnventilsammenstilling på overflateinstallasjonen, kjennetegnet ved at framgangsmåten omfatter de ytterligere trinnene: e) connecting the drilling and/or production riser with a well valve assembly on the surface installation, characterized in that the method comprises the further steps:

f) å kople en støttestruktur til et nedre parti av bore- og/eller produksjonsstigerøret, idet støttestrukturen rager utover fra bore- og/eller produksjonsstigerørets senterakse og samvirker med fundamentet på en slik måte at en andel av et beregnet bøyemoment omkring brønnhodekoplingen som genereres av en horisontal lastkomponent som påføres bore- og/eller produksjonsstigerøret, tas opp av støttestrukturen og fundamentet. f) to connect a support structure to a lower part of the drilling and/or production riser, the support structure projecting outwards from the central axis of the drilling and/or production riser and interacting with the foundation in such a way that a proportion of a calculated bending moment around the wellhead coupling generated by a horizontal load component applied to the drilling and/or production riser is absorbed by the support structure and foundation.

Tilkoplingen mellom støttestrukturen og bore- og/eller produksjonsstigerøret kan tildannes som en klaringsfri forbindelse. For å oppnå en klaringsfri forbindelse kan støttestrukturen omfatte en kopling tildannet som ei hylse som omslutter et parti av bore- og/eller produksjonsstigerøret med presspasning, eller som ei hylse som er krympet omkring et parti av bore- og/eller produksjonsstigerøret. The connection between the support structure and the drilling and/or production riser can be created as a clearance-free connection. To achieve a clearance-free connection, the support structure can comprise a coupling formed as a sleeve that encloses a part of the drilling and/or production riser with a press fit, or as a sleeve that is crimped around a part of the drilling and/or production riser.

Et øvre parti av en lavtrykksbarriere og et øvre parti av en høytrykksbarriere i brønnen kan avstøttes i et støtterør i sugefundamentet. An upper part of a low-pressure barrier and an upper part of a high-pressure barrier in the well can be supported in a support pipe in the suction foundation.

Forholdet mellom et bøyemoment opptatt i støttestrukturen og det beregnede bøyemomentet omkring brønnhodekoplingen kan være minst 1:2, alternativt minst 3:4, alternativt minst 9:10. Dermed kan en styre i hvor stor grad brønnhodekoplingen skal avlastes for at en dermed skal kunne gi brønnhodekoplingen en optimal dimensjonering. The ratio between a bending moment taken up in the support structure and the calculated bending moment around the wellhead coupling can be at least 1:2, alternatively at least 3:4, alternatively at least 9:10. In this way, one can control the extent to which the wellhead connection is to be relieved in order to be able to give the wellhead connection an optimal dimension.

I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: In what follows, an example of a preferred embodiment is described which is illustrated in the accompanying drawings, where:

Fig. 1 viser i sideriss ei prinsippskisse av en strekkstagplattform tilknyttet tre brønner via marine bore- eller produksjonsstigerør; Fig. 1 shows in side view a principle sketch of a tension rod platform connected to three wells via marine drill or production risers;

Fig. 2 viser i større målestokk et sideriss av et parti av en brønn forsynt med en første utførelse av et system for stabilisering av stigerør Fig. 2 shows on a larger scale a side view of a part of a well equipped with a first embodiment of a system for stabilizing risers

Fig. 2a viser i utsnitt et parti av ei stigerørstøtte forsynt med et ettergivende parti; Fig. 2a shows in section a part of a riser support provided with a yielding part;

Fig. 3 viser et sideriss av et parti av en brønn forsynt med en andre utførelse av et system for stabilisering av stigerør; Fig. 3 shows a side view of a part of a well provided with a second embodiment of a system for stabilizing risers;

Fig. 4 viser et sideriss av et parti av en brønn forsynt med en tredje utførelse av et system for stabilisering av stigerør, Fig. 4 shows a side view of a part of a well provided with a third embodiment of a system for stabilizing risers,

Fig. 5 viser i mindre målestokk et sideriss av et parti av en brønn forsynt med en fjerde utførelse av et system for stabilisering av stigerør, Fig. 5 shows on a smaller scale a side view of a part of a well provided with a fourth embodiment of a system for stabilizing risers,

Fig. 6 viser et sideriss av et parti av en brønn forsynt med en femte utførelse av et system for stabilisering av stigerør, og Fig. 6 shows a side view of a part of a well provided with a fifth embodiment of a system for stabilizing risers, and

Fig. 7 viser sterkt forenklet de elementene som opptar belastning når et koplingsparti mellom et brønnhode og et bore- eller produksjonsstigerør blir påført et bøyemoment fra en horisontal lastkomponent. Fig. 7 shows, in a greatly simplified manner, the elements that absorb load when a connecting part between a wellhead and a drilling or production riser is subjected to a bending moment from a horizontal load component.

Det henvises først til figur 1, hvor flere undersjøiske brønner 1 strekker seg nedover fra en sjøbunn 51 og er forbundet med en i og for seg kjent installasjon 2 som flyter på en vannoverflate 41, her vist som en strekkstagplattform som er vertikalt forankret i sjøbunnen 51 ved hjelp av flere strekkstag 21 som strekker gjennom en vannmasse 4 til respektive strekkstagankere 211 som er fastgjort i en løsmasse 5 under vannmassen 4. Brønnene 1 er tilkoplet strekkstagplattformen 2 ved hjelp av respektive stigerør 3 som tildanner lavtrykksbarrierer mot omgivelsene og som benyttes til framføring av borestreng (ikke vist) og annet utstyr ved etablering og vedlikehold av brønnene 1 og til framføring av transporter for brønnfluider (ikke vist) ved produksjon fra brønnene 1. Til hvert stigerør 3 er det tilknyttet nødvendige brønnventilsammenstillinger 22 på strekkstagplattformen 2. Brønnventilsammenstillingene 22 omfatter alle typer ventiler og sikkerhetsanordninger som er nødvendige for å kontrollere produksjonen fra og vedlikeholdet av brønnene 1, inkludert utblåsingssikringer. Reference is first made to figure 1, where several underwater wells 1 extend downwards from a seabed 51 and are connected to an installation 2 known per se that floats on a water surface 41, here shown as a tension rod platform which is vertically anchored in the seabed 51 by means of several tension rods 21 which extend through a body of water 4 to respective tension rod anchors 211 which are fixed in a loose mass 5 under the water body 4. The wells 1 are connected to the tension rod platform 2 by means of respective risers 3 which form low-pressure barriers to the surroundings and which are used for conveying drill string (not shown) and other equipment during the establishment and maintenance of the wells 1 and for conveyance of well fluids (not shown) during production from the wells 1. To each riser 3 the necessary well valve assemblies 22 are connected on the tie-rod platform 2. The well valve assemblies 22 include all types of valves and safety devices necessary to control ller the production from and the maintenance of the wells 1, including blowout safeguards.

Strømninger i vannmassen 4 er anskueliggjort med pilene 42. Strømningene 42, vind og bølger (ikke vist) kan forårsake horisontal avdrift av stigerørsplattformen 2 fra dens normalposisjon over brønnene 1. Flows in the water mass 4 are visualized by the arrows 42. The flows 42, wind and waves (not shown) can cause horizontal drift of the riser platform 2 from its normal position above the wells 1.

Det henvises så til figur 2, hvor et første utførelseseksempel av systemet for stabilisering av stigerøret 3 er vist, idet et øvre parti av en brønn 1 er vist i større detalj. En lavtrykksbarriere 11 form av lederør og/eller foringsrør strekker seg på i og for seg kjent vis fra et fundament 14 og ned gjennom løsmassen 5 og ned i et borehull (ikke vist) i en underliggende undergrunnsstruktur (ikke vist). En høytrykksbarriere 12 i brønnen 1 i form av brønnrør (produksjonsrør) er anordnet innvendig i lavtrykksbarrieren 11. Brønnens lavtrykks- og høytrykksbarrierer 11, 12 rager opp over fundamentet 14 og tildanner et brønnhode 13. Reference is then made to figure 2, where a first embodiment of the system for stabilizing the riser 3 is shown, an upper part of a well 1 being shown in greater detail. A low-pressure barrier 11 in the form of a guide pipe and/or casing extends in a manner known per se from a foundation 14 down through the loose mass 5 and down into a borehole (not shown) in an underlying underground structure (not shown). A high-pressure barrier 12 in the well 1 in the form of well pipe (production pipe) is arranged inside the low-pressure barrier 11. The well's low-pressure and high-pressure barriers 11, 12 protrude above the foundation 14 and form a wellhead 13.

Brønnhodet 13 tildanner ved hjelp av en brønnhodekopling 311 en fluidtett sammenkopling av brønnens 1 høytrykksbarriere 12 og et nedre parti 31 av stigerøret 3. The wellhead 13 forms, by means of a wellhead coupling 311, a fluid-tight connection of the high-pressure barrier 12 of the well 1 and a lower part 31 of the riser 3.

I en avstand fra brønnhodekoplingen 311 er det nedre stigerørspartiet 31 avstøttet mot fundamentet 14 ved hjelp av en støttestruktur 32 som omfatter anlegg 321, her vist som flere støtter 321 er fordelt omkring stigerørspartiet 31 , som ligger støttende an mot fundamentet 14. En støttestrukturkopling 322 tildanner forbindelsen mellom støttestrukturen 32 og stigerøret 3. I en foretrukket utførelse er det anvendt tre til åtte støtter 321. At a distance from the wellhead coupling 311, the lower riser section 31 is supported against the foundation 14 by means of a support structure 32 which comprises a facility 321, shown here as several supports 321 are distributed around the riser section 31, which lies supportively against the foundation 14. A support structure coupling 322 forms the connection between the support structure 32 and the riser 3. In a preferred embodiment, three to eight supports 321 are used.

Det henvises så til figur 3 hvor et andre utførelseseksempel av systemet for stabilisering av stigerøret 3 er vist. Fundamentet 14 er her utformet som et sugefundament 14 med et hus 141 med åpen bunn og en topp som er lukket med et toppdeksel 142. Sugefundamentet 14 er forsynt med et gjennomgående støtterør 143 som slutter tett mot toppdekselet 142. Lavtrykksbarrieren 11 i brønnen 1 i form av lederør og/eller foringsrør strekker på i og for seg kjent vis seg gjennom støtterøret 143 ned gjennom løsmassen 5 og ned i borehullet (ikke vist) i den underliggende undergrunnsstrukturen (ikke vist). Høytrykksbarrieren 12 i brønnen 1 i form av brønnrør (produksjonsrør) er anordnet innvendig i lavtrykksbarrieren 11. Brønnens lavtrykks- og høytrykksbarrierer 11, 12 rager opp over sugefundamentets 14 toppdeksel 142 og tildanner brønnhodet 13. Reference is then made to Figure 3 where a second embodiment of the system for stabilizing the riser 3 is shown. The foundation 14 is here designed as a suction foundation 14 with a housing 141 with an open bottom and a top that is closed with a top cover 142. The suction foundation 14 is provided with a continuous support pipe 143 that ends close to the top cover 142. The low-pressure barrier 11 in the well 1 in the form of conductor pipe and/or casing extends in a manner known per se through the support pipe 143 down through the loose mass 5 and down into the borehole (not shown) in the underlying underground structure (not shown). The high-pressure barrier 12 in the well 1 in the form of a well pipe (production pipe) is arranged inside the low-pressure barrier 11. The well's low-pressure and high-pressure barriers 11, 12 protrude above the top cover 142 of the suction foundation 14 and form the wellhead 13.

Brønnhodet 13 tildanner ved hjelp av brønnhodekoplingen 311 en fluidtett sammenkopling av brønnens 1 høytrykksbarriere 12 og det nedre partiet 31 av stigerøret 3. The wellhead 13 forms, with the help of the wellhead connection 311, a fluid-tight connection of the high-pressure barrier 12 of the well 1 and the lower part 31 of the riser 3.

I en avstand fra brønnhodekoplingen 311 er det nedre stigerørspartiet 31 avstøttet mot sugefundamentet 14 ved hjelp av støttestrukturen 32 som omfatter anlegg 321, her vist som flere støtter 321 er fordelt omkring stigerørspartiet 31, som ligger støttende an mot et randparti av sugefundamentets 14 topp. Støttestrukturkopling 322 tildanner forbindelsen mellom støttestrukturen 32 og stigerøret 3. At a distance from the wellhead coupling 311, the lower riser part 31 is supported against the suction foundation 14 by means of the support structure 32 which includes plant 321, shown here as several supports 321 are distributed around the riser part 31, which rests against an edge part of the top of the suction foundation 14. Support structure coupling 322 forms the connection between the support structure 32 and the riser 3.

Det henvises så til figur 4, hvor et tredje utførelseseksempel av systemet for stabilisering av stigerøret 3 er vist. Et sugefundament 14 er med et hus 141 med åpen bunn og en topp som er lukket med et toppdeksel 142 rommer brønnhodet 13. Sugefundamentet 14 rager opp over sjøbunnen 51, og et parti av huset 141 strekker seg nedover i løsmassen 5. Et parti 31 av stigerøret 3 er avstøttet i sugefundamentets 14 toppdeksel 142. Sugefundamentet 14 tildanner i denne utførelsen både støttestrukturen og fundamentet i systemet. Reference is then made to Figure 4, where a third embodiment of the system for stabilizing the riser 3 is shown. A suction foundation 14 has a housing 141 with an open bottom and a top that is closed with a top cover 142 housing the wellhead 13. The suction foundation 14 projects above the seabed 51, and a part of the housing 141 extends downwards into the loose mass 5. A part 31 of the riser 3 is supported in the top cover 142 of the suction foundation 14. In this embodiment, the suction foundation 14 forms both the support structure and the foundation of the system.

Det henvises så til figur 5, hvor et fjerde utførelseseksempel av systemet for stabilisering av stigerør 3 er vist. Ei brønnramme 14a som dekker flere brønner 1 , tildanner et fundament for alle brønnenes 1 stigerør 3, idet stigerørenes 3 støttestrukturer 32 er understøttet på brønnramma 14a. Brønnramma 14a er i denne utførelsen fastgjort på flere fundamenter 14 som er anbrakt på sjøbunnen 51. Det kan være en fordel om fundamentene 14 er fastgjort i løsmassen 5 under sjøbunnen 51 ved hjelp av flere påler 14b som er slått ned gjennom utsparinger i fundamentet 14 og ned i løsmassen 5, slik det er vist i høyre del av figur 5. Reference is then made to Figure 5, where a fourth embodiment of the system for stabilizing riser 3 is shown. A well frame 14a which covers several wells 1 forms a foundation for all the risers 3 of the wells 1, as the support structures 32 of the risers 3 are supported on the well frame 14a. In this embodiment, the well frame 14a is fixed to several foundations 14 which are placed on the seabed 51. It can be an advantage if the foundations 14 are fixed in the loose mass 5 below the seabed 51 by means of several piles 14b which are driven down through recesses in the foundation 14 and down into the loose mass 5, as shown in the right part of figure 5.

Figur 6 viser en variant av utførelseseksempelet ifølge figur 5, idet brønnramma 14a i dette femte utførelseseksempelet er fastgjort i flere sugefundamenter 14 som på i og for seg kjent vis er ført ned i løsmassen 5 under sjøbunnen 51. Figure 6 shows a variant of the design example according to Figure 5, in that the well frame 14a in this fifth design example is fixed in several suction foundations 14 which are led down into the loose mass 5 under the seabed 51 in a manner known per se.

Det er en fordel om støttestrukturen 32 er fastgjort i fundamentet 14 eller brønnramma 14a på en slik måte at det kan overføres både trykk- og strekkraft mellom støttestrukturen 32 og fundamentet 14. It is an advantage if the support structure 32 is fixed in the foundation 14 or well frame 14a in such a way that both compressive and tensile forces can be transferred between the support structure 32 and the foundation 14.

Strømningene 42 i vannmassen 4, den horisontale avdriften av stigerørsplattformen 2 fra dens normalposisjon over brønnene 1 samt vekten av stigerøret 3 resulterer i en horisontal lastkomponent Lh som uten anvendelse av systemet ifølge oppfinnelsen ville påført brønnhodekoplingen 311 et bøyemoment Mw, se figur 7. Stigerøret 3 og støttestrukturen 32 er koplet sammen på en måte som gjør det mulig for støttestrukturen 32 å oppta et bøyemoment Mf som en reaksjon på nevnte påførte lastkomponents Lh avbøyning av stigerøret 3, idet en vertikal lastkomponent Lh overføres til fundamentet 14. Støttestrukturkoplingen 322 kan være anordnet slik at stigerørets 3 nedre parti 31 kan oppvise en viss avbøyning før det støter an mot støttestrukturen 32 og den ytterligere belastningen i det vesentlige opptas av støttestrukturen 32. Utformingen av støttestrukturkoplingen 322 og dimensjoneringen av støttestrukturen 32 kan dermed anvendes til å styre hvor stor belastning brønnhodekoplingen 311 og brønnhodet 13 skal kunne utsettes for. Dersom støttestrukturkoplingen 322 er tildannet slik at den ikke tillater bevegelse mellom stigerøret 3 og støttestrukturen 32, vil brønnhodekoplingen 311 i det alt vesentlige ikke påføres belastninger forårsaket av avbøyning av stigerøret 3. The currents 42 in the water mass 4, the horizontal drift of the riser platform 2 from its normal position above the wells 1 as well as the weight of the riser 3 result in a horizontal load component Lh which, without the use of the system according to the invention, would apply a bending moment Mw to the wellhead coupling 311, see Figure 7. The riser 3 and the support structure 32 is connected together in a way that makes it possible for the support structure 32 to absorb a bending moment Mf as a reaction to said applied load component Lh deflection of the riser 3, a vertical load component Lh being transferred to the foundation 14. The support structure connection 322 can be arranged as follows that the lower part 31 of the riser 3 can exhibit a certain deflection before it abuts the support structure 32 and the additional load is essentially absorbed by the support structure 32. The design of the support structure coupling 322 and the dimensioning of the support structure 32 can thus be used to control how much load the wellhead coupling 311 and the wellhead 13 must be subject to. If the support structure coupling 322 is formed so that it does not allow movement between the riser 3 and the support structure 32, the wellhead coupling 311 will essentially not be subjected to loads caused by deflection of the riser 3.

Det henvises så til figur 2a. Andelen av lastoverføring kan styres med at hver av støttene 321 omfatter et ettergivende parti 321a, for eksempel i form av en hydraulisk sylinder 321a som ved sterk belastning kan gi etter ved at sikkerhetsventiler eller akkumulatorer (ikke vist) i et tilknyttet hydraulikksystem (ikke vist) tillater at hydraulisk fluid slipper ut av sylinderen 321a når belastningen overstiger en fastsatt grenseverdi slik at støtten 321 gir etter for overbelastningen, og den hydrauliske sylinderen 321a vender tilbake til sin normale tilstand når belastningen faller under nevnte grenseverdi. Reference is then made to Figure 2a. The proportion of load transfer can be controlled by each of the supports 321 comprising a yielding part 321a, for example in the form of a hydraulic cylinder 321a which can yield under heavy load by safety valves or accumulators (not shown) in an associated hydraulic system (not shown) allows hydraulic fluid to escape from the cylinder 321a when the load exceeds a set limit value so that the support 321 yields to the overload, and the hydraulic cylinder 321a returns to its normal state when the load falls below said limit value.

Figur 7 viser prinsipielt støttestrukturens 32 statikk. Heltrukne, skrå forbindelseslinjer mellom horisontale og vertikale linjer indikerer at forbindelsen er stiv. Stiplede, skrå forbindelseslinjer indikerer at forbindelsen kan tillate en begrenset innbyrdes bevegelse, slik det er beskrevet for støttestrukturkoplingen 322 ovenfor. Figure 7 basically shows the statics of the support structure 32. Solid, slanted connection lines between horizontal and vertical lines indicate that the connection is rigid. Dashed, slanted connection lines indicate that the connection may allow a limited mutual movement, as described for the support structure connection 322 above.

Når støttestrukturen 32 er festet på det nedre partiet 31 av stigerøret 3 påføres en horisontal lastkomponent Lh, påføres støttestrukturen 32 en vertikal last Lv som overføres til sugefundamentet 14 i en avstand fra brønnens 1 senterakse gjennom støttestrukturens 32 anlegg mot sugefundamentet 14, slik det er vist i høyre del av figur 7. I tillegg kan et motstående parti av støttestrukturen 32, dersom den er fastgjort i sugefundamentet 14 på dertil egnet vis, påføres en vertikal strekkraft, slik det er indikert i venstre del av figur 7. Stiplede piler indikerer resulterende reaksjonskrefter som oppstår i sugefundamentet 14. Avhengig av hvor stor vandring støttestrukturkoplingen 322 tillater av stigerøret 3 før stigerøret 3 legges støttende an mot støttestrukturen 32 og hvor stor bøyestivhet stigerøret 3 og støttestrukturen 32 oppviser, vil den andelen av det bøyemomentet Mw som ellers i sin helhet ville måtte bli opptatt av brønnhodekoplingen 311 , ved anvendelse av systemet ifølge oppfinnelsen nå opptas av støttestrukturen 32, dvs. Mf/Mw, der Mf er bøyemoment opptatt av støttestrukturen 32, variere. Beregninger viser at det er fullt mulig å dimensjonere støttestrukturen 32 til å kunne ta opp minst 9/10 av det bøyemomentet Mw som brønnhodekoplingen 311 måtte oppta ved en konvensjonell utforming av brønnhodet 13 og dets nærliggende elementer. When the support structure 32 is fixed on the lower part 31 of the riser 3, a horizontal load component Lh is applied, a vertical load Lv is applied to the support structure 32 which is transferred to the suction foundation 14 at a distance from the center axis of the well 1 through the abutment of the support structure 32 against the suction foundation 14, as shown in the right part of Figure 7. In addition, an opposite part of the support structure 32, if it is fixed in the suction foundation 14 in a suitable manner, can be subjected to a vertical tensile force, as indicated in the left part of Figure 7. Dashed arrows indicate resulting reaction forces which occurs in the suction foundation 14. Depending on how much movement the support structure connection 322 allows of the riser 3 before the riser 3 is supported against the support structure 32 and how much bending stiffness the riser 3 and the support structure 32 exhibit, the proportion of the bending moment Mw that would otherwise in its entirety had to be occupied by the wellhead coupling 311, when using the system according to opf the indentation is now taken up by the support structure 32, i.e. Mf/Mw, where Mf is the bending moment taken up by the support structure 32, vary. Calculations show that it is entirely possible to dimension the support structure 32 to be able to take up at least 9/10 of the bending moment Mw that the wellhead coupling 311 had to take up with a conventional design of the wellhead 13 and its nearby elements.

I tillegg til at systemet ifølge oppfinnelsen avlaster brønnhodekoplingen 311, reduserer anvendelse av fundament i form av sugefundamentet 14 ifølge det andre utførelseseksempelet av systemet risikoen for destabilisering av etablerte brønner 1 ved senere etablering av ytterligere brønner innenfor eller nær gruppen av etablerte brønner 1 i og med at sugefundamentene 14 både gir bedre avstøtting av brønnene 1 mot løsmassen 5 og reduserer risikoen for utvasking av løsmasse 5 når lavtrykksbarrieren 11 for en ny brønn føres ned i løsmassen 5 gjennom sugefundamentets 14 støtterør 143. In addition to the fact that the system according to the invention relieves the wellhead coupling 311, the use of a foundation in the form of the suction foundation 14 according to the second embodiment of the system reduces the risk of destabilization of established wells 1 when further wells are later established within or near the group of established wells 1 and that the suction foundations 14 both provide better protection of the wells 1 against the loose mass 5 and reduce the risk of washout of loose mass 5 when the low-pressure barrier 11 for a new well is led down into the loose mass 5 through the support pipe 143 of the suction foundation 14.

Det bør bemerkes at alle de ovennevnte utførelsesformene illustrerer oppfinnelsen, men begrenser den ikke, og fagpersoner på området vil kunne utforme mange alternative utførelsesformer uten å avvike fra omfanget av de vedlagte kravene. I kravene skal referansenumre i parentes ikke sees som begrensende. It should be noted that all of the above embodiments illustrate the invention, but do not limit it, and those skilled in the art will be able to devise many alternative embodiments without departing from the scope of the appended claims. In the requirements, reference numbers in parentheses should not be seen as limiting.

Bruken av verbet "å omfatte" og dets ulike former ekskluderer ikke tilstedeværelsen av elementer eller trinn som ikke er nevnt i kravene. De ubestemte artiklene "en", "ei" eller "et" foran et element ekskluderer ikke tilstedeværelsen av flere slike elementer. The use of the verb "to comprise" and its various forms does not exclude the presence of elements or steps not mentioned in the claims. The indefinite articles "an", "ei" or "et" before an element do not exclude the presence of several such elements.

Det faktumet at enkelte trekk er anført i innbyrdes forskjellige avhengige krav, indikerer ikke at en kombinasjon av disse trekkene ikke med fordel kan brukes. The fact that certain features are listed in different mutually dependent claims does not indicate that a combination of these features cannot be advantageously used.

Claims

Patent claims

1. System for stabilizing a drilling and/or production riser (3) that extends between a subsea well (1) and a surface installation (2) that floats in a body of water (4) or is supported on a seabed (51) and rises above the body of water (4), where

a wellhead (13) protrudes above a loose mass (5) which forms the seabed (51),

a wellhead coupling (311) forms a fluid-tight connection of a high-pressure barrier (12) in the well (1) and the drilling and/or production riser (3), the drilling and/or production riser (3) is connected to a well valve assembly (22) on the surface installation ( 2), characterized in that the system for stabilizing the drilling and/or production riser (3) comprises a foundation (14) and a support structure (32) which is connected to a lower part (31) of the drilling and/or production riser (3), while

the support structure (32) projects outwards from the central axis of the drilling and/or production riser (3) and cooperates with the foundation (14) to be able to absorb a proportion of a calculated bending moment (Mw) around the wellhead coupling (311) generated by a horizontal load component ( Lh ) which is applied to the drilling and/or production riser (3).

2. System according to claim 1, where the support structure (32) is provided with a facility (321) which lies supportively against the foundation (14) at a radial distance from the wellhead (13).

3. System according to any one of the preceding claims, where the connection between the support structure (32) and the drilling and/or production riser (3) is formed as a clearance-free connection.

4. System according to claim 3, where the support structure (32) comprises a coupling (322) formed as a sleeve which encloses a part of the drilling and/or production riser pipe (3) with a press fit.

System according to claim 3, where the support structure (32) comprises a coupling (322) formed as a sleeve which is crimped around a part of the drilling and/or production riser pipe (3).

6. System according to claim 1, where the foundation (14) is a suction foundation that is provided with a housing (141) with an open bottom and a top that projects above the loose mass (5) and is closed with a top cover (142) .

7. System according to claim 6, where the suction foundation (14) encloses the wellhead (13), and the top cover (142) is connected to the lower part (31) of the drilling and/or production riser (3) and forms said support structure.

8. System according to claim 6, where an upper part of a low-pressure barrier (11) and an upper part of a high-pressure barrier (12) in the well (1) are supported in a support pipe (143) in the suction foundation (14).

9. Method for stabilizing a drilling and/or production riser (3) that extends between a subsea well (1) and a surface installation (2) that floats in a body of water (4) or is supported on a seabed (51) and rises above the body of water (4), where the procedure includes the steps:

a) placing a foundation (14) in or on a loose mass (5) forming the seabed (51);

b) establishing a low-pressure barrier (11) and a high-pressure barrier (12) in the well (1);

c) forming a wellhead (13) projecting above the seabed (51); d) connecting the well (1) high-pressure barrier (12) with a drilling and/or production riser (3) by means of a fluid-tight wellhead coupling (311); and

e) connecting the drilling and/or production riser (3) with a well valve assembly (22) on the surface installation (2), characterized in that the method includes the further steps:

f) connecting a support structure (32) to a lower part (31) of the drilling and/or production riser (3), the support structure (32) projecting outwards from the center axis of the drilling and/or production riser (3) and cooperating with the foundation ( 14) in such a way that a proportion of a calculated bending moment (Mw) around the wellhead coupling (311) which is generated by a horizontal load component (Lh) applied to the drilling and/or production riser (3) is taken up by the support structure (32) and the foundation (14).

10. Method according to claim 9, where the connection between the support structure (32) and the drilling and/or production riser (3) is formed as a clearance-free connection.

11. Method according to claim 10, where the support structure (32) comprises a coupling (322) formed as a sleeve which encloses a part of the drilling and/or production riser pipe (3) with a press fit.

12. Method according to claim 10, where the support structure (32) comprises a coupling (322) formed as a sleeve which is crimped around a part of the drilling and/or production riser pipe (3).

13. Method according to claim 9, where the foundation (14) is a suction foundation that is provided with a housing (141) with an open bottom and a top that projects above the loose mass (5) and is closed with a top cover (142) .

14. Method according to claim 13, where the suction foundation (14) encloses the wellhead (13), and the top cover (142) is connected to the lower part (31) of the drilling and/or production riser (3) and forms said support structure.

15. Method according to claim 13, where an upper part of a low-pressure barrier (11) and an upper part of a high-pressure barrier (12) in the well (1) are supported in a support pipe (143) in the suction foundation (14).