NO20191188A1

NO20191188A1 - Device at wellhead

Info

Publication number: NO20191188A1
Application number: NO20191188A
Authority: NO
Inventors: Harald Strand; Wolfgang Mathis
Original assignee: Neodrill As
Priority date: 2019-10-04
Filing date: 2019-10-04
Publication date: 2016-05-30
Also published as: NO344892B1

Description

ANORDNING VED BRØNNHODE DEVICE AT WELL HEAD

Oppfinnelsen vedrører en anordning for reduksjon i belastningen av et brønnhoderør fra et bøyemoment generert av en horisontal lastkomponent fra et brønnelement anordnet over et brønnhode. The invention relates to a device for reducing the load on a wellhead pipe from a bending moment generated by a horizontal load component from a well element arranged above a wellhead.

Installering av elementer på et brønnhode, særlig en utblåsingssikringsventil (BOP), på toppen av et brønnhoderør (wellhead casing) som strekker seg ned gjennom løsmasser i havbunnen, vanligvis med et øvre brønnhoderørparti omsluttet av og fastgjort i et lederør (conductor casing), medfører som regel en risiko for utmatting av brønnhoderøret ved at brønnhodet påføres sidekrefter slik at brønnhoderøret bøyes. Sidebelastningen kan oppstå som følge av avdrift i et stigerør som strekker seg gjennom vannmassene fra brønnhodet og oppover til en overflateinstallasjon. Når en utblåsingssikringsventil veier 250-500 tonn og har en vertikal utstrekning på opptil 14-16 meter og en horisontal utstrekning på 5-6 meter, vil en slik bøyepåkjenning øke ved at lasten som hviler på brønnhoderøret, får sitt tyngdepunkt forskjøvet bort fra brønnhodets opprinnelige, vertikale senterakse. Problemet er blant annet beskrevet av Dahl Lien: ”Methods to Improve Subsea Wellhead Fatigue Life”, prosjektoppgave ved Fakultet for ingeniørvitenskap og teknologi, Institutt for petroleumsteknologi og anvendt geofysikk, NTNU, Trondheim 2009. Situasjonen kan føre til deformasjon av brønnhoderøret og i verste fall utmatting og brudd. Problemene forsterkes etter hvert som kravene til sikkerhet økes for brønninstallasjoner, for eksempel illustrert ved at mens trykkbarrierer tidligere har blitt dimensjonert for å tåle 5000 psi, har kravene etter hvert økt til 15000 psi, og tilhørende ventiler har gått fra 4 til 6 nivåer. Installation of elements on a wellhead, in particular a blowout protection valve (BOP), on top of a wellhead casing that extends down through loose masses in the seabed, usually with an upper portion of the wellhead casing enclosed by and fixed in a conductor casing, entails as a rule, a risk of fatigue of the wellhead pipe by lateral forces being applied to the wellhead so that the wellhead pipe is bent. The lateral load can occur as a result of drift in a riser that extends through the water bodies from the wellhead upwards to a surface installation. When a blowout protection valve weighs 250-500 tonnes and has a vertical extent of up to 14-16 meters and a horizontal extent of 5-6 metres, such a bending stress will increase as the load resting on the wellhead pipe has its center of gravity shifted away from the wellhead's original , vertical center axis. The problem is described, among other things, by Dahl Lien: "Methods to Improve Subsea Wellhead Fatigue Life", project thesis at the Faculty of Engineering and Technology, Department of Petroleum Technology and Applied Geophysics, NTNU, Trondheim 2009. The situation can lead to deformation of the wellhead pipe and in the worst case fatigue and fracture. The problems are intensified as the requirements for safety are increased for well installations, for example illustrated by the fact that while pressure barriers have previously been sized to withstand 5000 psi, the requirements have gradually increased to 15000 psi, and associated valves have gone from 4 to 6 levels.

Anvendelse på moderate vanndyp av dypvannsrigger med tungt brønnsikringsutstyr har forsterket problemene ytterligere. Det er registrert at brønnhodet har vært utsatt for påkjenninger på opptil 90% av brønnhodets tålegrense når det gjelder utmatting. The use of deepwater rigs with heavy well protection equipment at moderate water depths has further exacerbated the problems. It has been recorded that the wellhead has been exposed to stresses of up to 90% of the wellhead's endurance limit when it comes to fatigue.

Fra kjent teknikk som beskriver løsninger på problemet med utmatting av brønnhoderøret som danner fundament for brønnhodeelementer, kan nevnes oppfinners eget sugefundament (Conductor Anchor Node = CAN), beskrevet i NO-patent nr.313340, i sin helhet tatt inn som referanse her, og som i prinsippet tilveiebringer en større kontaktflate mellom den øvre delen av lederøret og den omkringliggende havbunnsmassen, idet diameteren på sugefundamentet typisk er ca.6 meter, mens lederørets diameter ligger i området 0,75-0,90 m (30-36 tommer). From known technology that describes solutions to the problem of fatigue of the wellhead pipe that forms the foundation for wellhead elements, mention can be made of the inventor's own suction foundation (Conductor Anchor Node = CAN), described in NO patent no. 313340, incorporated in its entirety as a reference here, and which in principle provides a larger contact surface between the upper part of the guide pipe and the surrounding seabed mass, as the diameter of the suction foundation is typically around 6 metres, while the diameter of the guide pipe is in the range of 0.75-0.90 m (30-36 inches).

Det er også kjent (Dahl Lien 2009, se ovenfor) å anvende fortøyninger som strekker seg på skrå ut- og nedover fra et øvre parti av en brønnhodeinstallasjon til havbunnen hvor fortøyningene er fastgjort i anker. It is also known (Dahl Lien 2009, see above) to use moorings that extend obliquely outwards and downwards from an upper part of a wellhead installation to the seabed where the moorings are fixed in anchors.

Fra NO 305179 er det kjent et sugeanker som omslutter et øvre parti av et lederør og deler av et brønnhode. Til brønnhodet er det tilknyttet ei ramme innrettet til bæring av en svivelanordning for horisontal tilkopling av stigerør etc., og ramma hviler på separate sugeankere anbrakt i en avstand fra det førstnevnte sugeankeret. From NO 305179, a suction anchor is known which encloses an upper part of a guide pipe and parts of a wellhead. Attached to the wellhead is a frame designed to support a swivel device for horizontal connection of risers etc., and the frame rests on separate suction anchors placed at a distance from the first-mentioned suction anchor.

Fra søker egen NO-patent 331978 (og den korresponderende WO-publikasjonen 2011162616 A1) er det kjent en stabiliseringsanordning for et brønnhode med et brønnhoderørs øvre parti ragende opp over en havbunn, hvor en brønnhodeventil som rager opp fra brønnhoderørets øvre parti, er understøttet helt eller delvis på sugefundamentet ved at flere støtteelementer er anordnet mellom brønnhodeventilen og sugefundamentet. From the applicant's own NO patent 331978 (and the corresponding WO publication 2011162616 A1) it is known a stabilization device for a wellhead with a wellhead pipe's upper part projecting above a seabed, where a wellhead valve projecting from the wellhead pipe's upper part is completely supported or partly on the suction foundation by several support elements being arranged between the wellhead valve and the suction foundation.

US2006162933A1 beskriver et system og en metode for etablering av et undersjøisk leteog produksjonssystem, hvor et brønnrør som rager opp fra en sjøbunn hvor en brønn skal etableres, er forsynt med et oppdriftslegeme anordnet i en avstand over sjøbunnen. Oppdriftslegemet er stabilisert ved hjelp av justerbare stabiliseringselementer som er forankret i sjøbunnen i en avstand fra brønnrøret. US2006162933A1 describes a system and a method for establishing a subsea exploration and production system, where a well pipe that protrudes from a seabed where a well is to be established is provided with a buoyancy body arranged at a distance above the seabed. The buoyant body is stabilized using adjustable stabilization elements which are anchored in the seabed at a distance from the well pipe.

For å søke å bøte på de stadig økende utfordringene når det gjelder å unngå utmattingsbrudd i brønnhodet, har en dimensjonen på brønnhoderøret gradvis øket, idet diameteren har øket fra 30 tommer til 36 tommer og videre til 42 tommer, med en veggtykkelse som har økt fra 1 tomme og helt opp til 2 tommer. To seek to remedy the ever-increasing challenges in avoiding fatigue fracture in the wellhead, the dimensions of the wellhead pipe have gradually increased, with the diameter increasing from 30 inches to 36 inches and further to 42 inches, with a wall thickness that has increased from 1 inch and all the way up to 2 inches.

I den videre beskrivelsen omfatter uttrykket ”brønnhodeventil” både en utblåsingssikringsventil (BOP) alene samt en kombinasjon av en utblåsingssikringsventil og andre ventiltyper (for eksempel produksjonsventiler), og andre ventiltyper eller ventiltypekombinasjoner alene, idet nevnte brønnhodeventil er anordnet på et brønnhode på et endeparti av et brønnhoderør som rager opp over en havbunn. In the further description, the term "wellhead valve" includes both a blowout protection valve (BOP) alone as well as a combination of a blowout protection valve and other valve types (for example production valves), and other valve types or valve type combinations alone, as said wellhead valve is arranged on a wellhead on an end part of a wellhead pipe that protrudes above a seabed.

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 den nedenstående beskrivelsen 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 en framgangsmåte og en anordning for redusere faren for utmatting av et brønnhode uten å øke rørdimensjonen, dvs. rørveggtykkelsen, rørdiameteren eller materialkvaliteten, for brønnhoderøret som rager opp over havbunnen og tildanner brønnhodet, og uten å gjøre inngrep i ventiler etc. som er montert på brønnhodet. Oppfinnelsen innebærer at ei støtteramme som i en avstand fra brønnsenteret er understøttet på et fundament som hviler på en havbunn, er koplet stivt til brønnhoderøret for å oppta en vesentlig andel av et bøyemoment som en horisontal lastkomponent påfører brønnhoderøret. Beregninger viser at bøyepåkjenningene på brønnhoderøret kan reduseres betraktelig ved at støtteramma opptar en vesentlig del av den belastningen som forårsakes av horisontale lastkomponenter som virker på brønnhodet. Slike horisontale lastkomponenter kan eksempelvis være forårsaket av at et tilknyttet stigerør bøyes ut til siden, for eksempel på grunn av havstrømmer. Studier har vist at bøyepåkjenningen på brønnhoderøret kan reduseres til i området 5-25% av det totale dreiemomentet ved at støtteramma avlaster brønnhoderøret. Materialspenningene i brønnhoderøret vil dermed reduseres tilsvarende, og brønnhoderørets levetid med tanke på utmatting vil øke. Ved en konservativt anslått effekt der belastningen på brønnhoderøret reduseres til 10%, idet støtteramma opptar 90% av belastningen, vil spenningene i brønnhoderøret reduseres til 10%, noe som resulterer i en økning av estimert levetid for brønnhoderøret med 1000 ganger sett i forhold til utmatting. The invention provides a method and a device for reducing the danger of wellhead fatigue without increasing the pipe dimension, i.e. pipe wall thickness, pipe diameter or material quality, for the wellhead pipe which protrudes above the seabed and forms the wellhead, and without interfering with valves etc. which are mounted on the wellhead. The invention implies that a support frame which is supported at a distance from the well center on a foundation that rests on a seabed, is rigidly connected to the wellhead pipe in order to absorb a significant proportion of a bending moment that a horizontal load component applies to the wellhead pipe. Calculations show that the bending stresses on the wellhead pipe can be reduced considerably by the support frame taking up a significant part of the load caused by horizontal load components acting on the wellhead. Such horizontal load components can, for example, be caused by an associated riser being bent to the side, for example due to ocean currents. Studies have shown that the bending stress on the wellhead pipe can be reduced to around 5-25% of the total torque by the support frame relieving the wellhead pipe. The material stresses in the wellhead pipe will thus be reduced accordingly, and the life of the wellhead pipe in terms of fatigue will increase. At a conservatively estimated effect where the load on the wellhead pipe is reduced to 10%, with the support frame taking up 90% of the load, the stresses in the wellhead pipe will be reduced to 10%, resulting in an increase in the estimated life of the wellhead pipe by 1000 times compared to fatigue .

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.

Oppfinnelsen vedrører mer spesifikt en anordning for reduksjon i belastningen av et brønnhoderør fra et bøyemoment generert av en horisontal lastkomponent fra et brønnelement anordnet over et brønnhode, kjennetegnet ved at ei støtteramme er tilkoplet et øvre parti av brønnhoderøret og rager utover fra brønnhoderørets senterakse og er forsynt med anlegg som ligger støttende an mot et underlag i en radiell avstand fra brønnhoderøret, idet støtteramma er innrettet til å kunne ta opp en andel av nevnte bøyemoment. The invention relates more specifically to a device for reducing the load on a wellhead pipe from a bending moment generated by a horizontal load component from a well element arranged above a wellhead, characterized in that a support frame is connected to an upper part of the wellhead pipe and projects outwards from the center axis of the wellhead pipe and is provided with facilities that rest against a support at a radial distance from the wellhead pipe, the support frame being arranged to be able to take up a proportion of said bending moment.

Støtteramma kan omfatte en brønnrørforlenger innrettet til sammenkopling med brønnhoderøret. Fordelen med dette er at brønnhoderøret dermed kan beskyttes mot bøyepåkjenninger fra boreoperasjoner under etablering av brønnen, idet bøyemomentet fra utblåsingssikringsventil og andre elementer som er midlertidig montert over brønnhodet i denne fasen bare påfører støtteramma med brønnrørforlengeren belastning, og denne fjernes etter at boreoperasjonene er utført og brønnrøret forsynes eventuelt med en ny støtteramme koplet direkte til brønnhoderøret. The support frame may comprise a well pipe extension arranged for connection with the well head pipe. The advantage of this is that the wellhead pipe can thus be protected against bending stresses from drilling operations during the establishment of the well, as the bending moment from the blowout protection valve and other elements that are temporarily mounted above the wellhead in this phase only imposes a load on the support frame with the well pipe extension, and this is removed after the drilling operations have been carried out and the well pipe is optionally supplied with a new support frame connected directly to the wellhead pipe.

Forholdet mellom maksimalt bøyemoment opptatt i støtteramma og bøyemoment påført brønnhoderøret kan være minst 1:2, alternativt minst 3:4, alternativt minst 9:10. The ratio between the maximum bending moment absorbed in the support frame and the bending moment applied to the wellhead pipe can be at least 1:2, alternatively at least 3:4, alternatively at least 9:10.

Tilkoplingen mellom støtteramma og brønnhoderøret, eventuelt mellom støtteramma og brønnrørforlengeren kan være tildannet som en klaringsfri forbindelse. En fordel med dette er at et påført bøyemoment umiddelbart vil opptas i det vesentlige av støtteramma. The connection between the support frame and the wellhead pipe, or between the support frame and the well pipe extension, can be formed as a clearance-free connection. An advantage of this is that an applied bending moment will immediately be largely absorbed by the support frame.

Støtteramma kan omfatte en kopling tildannet som ei hylse som omslutter et parti av brønnhoderøret eller brønnrørforlengeren med presspasning. Hylsa kan være krympet omkring et parti av brønnhoderøret eller brønnrørforlengeren. En fordel med dette er at koplingen kan maskineres med moderate krav til toleranse, og krympingen kan tilveiebringes av varmeutvikling under sammensveising av hylsa og de utragende elementene av støtteramma. The support frame can comprise a coupling formed as a sleeve which encloses a part of the wellhead pipe or the well pipe extension with a press fit. The sleeve may be crimped around a part of the wellhead pipe or the well pipe extension. An advantage of this is that the coupling can be machined with moderate tolerance requirements, and the shrinkage can be provided by heat generation during welding of the sleeve and the protruding elements of the support frame.

Underlaget kan være en havbunn eller et brønnhodefundament. Fordelen med dette er at støtteramma kan anbringes på den typen underlag som i enhver situasjon egner seg best. The substrate can be a seabed or a wellhead foundation. The advantage of this is that the support frame can be placed on the type of surface that is best suited in any situation.

I det etterfølgende beskrives et eksempel på foretrukne utførelsesformer som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: In what follows, an example of preferred embodiments is described which is illustrated in the accompanying drawings, where:

Fig. 1 viser ei prinsippskisse av et brønnhode forsynt med ei støtteramme koplet direkte til et øvre parti av et brønnhoderør; Fig. 1 shows a principle sketch of a wellhead provided with a support frame connected directly to an upper part of a wellhead pipe;

Fig. 2 viser sterkt forenklet de elementene som opptar belastning når et brønnhode blir påført et bøyemoment fra en horisontal lastkomponent; og Fig. 2 shows, in a greatly simplified manner, the elements that absorb load when a wellhead is subjected to a bending moment from a horizontal load component; and

Fig. 3 viser ei prinsippskisse av et brønnhode forsynt med ei støtteramme koplet til et øvre parti av et brønnhoderør via en brønnrørforlenger integrert i støtteramma. Fig. 3 shows a principle sketch of a wellhead provided with a support frame connected to an upper part of a wellhead pipe via a well pipe extension integrated in the support frame.

Det henvises først til figur 1. En undersjøisk brønn 1 strekker seg nedover i en undergrunn 4 under en vannmasse 5. Et brønnhode 11 er anordnet umiddelbart over en havbunn 41, idet et øvre parti 12a av et brønnhoderør 12 rager opp fra havbunnen og tildanner brønnhodet 11 hvor det er anordnet ett eller flere brønnhodeelementer 2, i det minste et ventiltre som omfatter en utblåsingssikringsventil (også kalt BOP). Fra brønnhodeelementet 2 strekker det seg et marint stigerør 3 opp gjennom vannmassen 5 til en overflateinstallasjon (ikke vist). Stigerøret 3 er vist avbøyd for å indikere en situasjon hvor brønnhodet 11 påføres en horisontal lastkomponent Lhsom påfører brønnhoderøret 12 et bøyemoment Mw. Avbøyningen på stigerøret 3 kan skyldes strømninger i vannmassen 5 eller posisjonen til den ikke viste overflateinstallasjonen. Strømninger i vannmassen 5 vil også kunne påføre brønnhodeelementet 2 en horisontal lastkomponent Lh, og skjev fordeling av massen i brønnhodeelementet 2 vil også påføre brønnhodet 11 en horisontal lastkomponent Lh. Reference is first made to figure 1. An underwater well 1 extends downwards in a subsoil 4 under a body of water 5. A wellhead 11 is arranged immediately above a seabed 41, with an upper part 12a of a wellhead pipe 12 protruding from the seabed and forming the wellhead 11 where one or more wellhead elements 2 are arranged, at least a valve tree comprising a blowout protection valve (also called BOP). From the wellhead element 2, a marine riser 3 extends up through the body of water 5 to a surface installation (not shown). The riser 3 is shown deflected to indicate a situation where the wellhead 11 is subjected to a horizontal load component Lh which applies a bending moment Mw to the wellhead pipe 12. The deflection of the riser 3 may be due to currents in the water mass 5 or the position of the surface installation, not shown. Flows in the water mass 5 will also be able to apply a horizontal load component Lh to the wellhead element 2, and skewed distribution of the mass in the wellhead element 2 will also apply a horizontal load component Lh to the wellhead 11.

Brønnhoderøret 12 er her vist som et fôringsrør 122 som strekker seg opp gjennom et såkalt lederør 121 som på i og for seg kjent vis avgrenser brønnen 1 mot løsmassene i den øvre delen av underlaget 4. The wellhead pipe 12 is shown here as a casing pipe 122 which extends up through a so-called guide pipe 121 which, in a manner known per se, delimits the well 1 against the loose masses in the upper part of the substrate 4.

Til det øvre partiet 12a av brønnhoderøret 12 er det koplet ei støtteramme 6 som rager radielt utover fra brønnhoderøret 12 og er forsynt med flere anlegg 61 som hviler støttende på et underlag 13, her vist skjematisk som et element som er delvis nedsenket i havbunnen 41. Underlaget 13 kan være et hvilket som helst brønnhodefundament, for eksempel et sugefundament eller ei brønnramme som tilveiebringer tilstrekkelig stor grad av stabilitet og evne til å ta opp ei last Lvsom overføres gjennom støtteramma 6. A support frame 6 is connected to the upper part 12a of the wellhead pipe 12 which projects radially outwards from the wellhead pipe 12 and is provided with several facilities 61 which rest supportively on a base 13, here shown schematically as an element which is partially submerged in the seabed 41. The substrate 13 can be any wellhead foundation, for example a suction foundation or a well frame that provides a sufficiently large degree of stability and ability to take up a load Lvs which is transferred through the support frame 6.

Brønnhoderøret 12 og støtteramma 6 er koplet sammen på en måte som gjør det mulig for støtteramma 6 å oppta et bøyemoment Mfsom en reaksjon på at den horisontale lastkomponenten Lhfra brønnhodeelementet 2 påfører brønnhoderøret 12 nevnte bøyemoment Mw. En kopling 62 kan være anordnet slik at brønnhoderøret 12 tillates en viss avbøyning før det støter an mot støtteramma 6 og den ytterligere belastningen i det vesentlige opptas av støtteramma 6. Utformingen av koplingen 61 og dimensjoneringen av støtteramma 6 kan dermed anvendes til å styre hvor stor belastning brønnhoderøret 12 skal kunne utsettes for. Beregninger som er utført av søker og andre instanser har vist at støtteramma 6 vil kunne oppta fra 75 til 95% av belastningen forårsaket av nevnte horisontale lastkomponent Lh. The wellhead pipe 12 and the support frame 6 are connected together in a way that enables the support frame 6 to absorb a bending moment Mf as a reaction to the horizontal load component Lh from the wellhead element 2 applying the said bending moment Mw to the wellhead pipe 12. A coupling 62 can be arranged so that the wellhead pipe 12 is allowed a certain deflection before it collides with the support frame 6 and the additional load is essentially absorbed by the support frame 6. The design of the coupling 61 and the dimensioning of the support frame 6 can thus be used to control how large load the wellhead pipe 12 must be able to be subjected to. Calculations carried out by the applicant and other bodies have shown that the support frame 6 will be able to absorb from 75 to 95% of the load caused by said horizontal load component Lh.

For å sikre en størst mulig avlastning av brønnhoderøret 12, er koplingen 61 fordelaktig tildannet som ei hylse 621 som omslutter et parti av brønnhoderøret 12 uten radiell klaring. Dette oppnås fordelaktig ved krymping av hylsa 621. In order to ensure the greatest possible relief of the wellhead pipe 12, the coupling 61 is advantageously formed as a sleeve 621 which encloses a part of the wellhead pipe 12 without radial clearance. This is advantageously achieved by shrinking the sleeve 621.

Støtteramma 6 ifølge figur 1 er egnet til permanent installasjon på brønnhodet 11. The support frame 6 according to figure 1 is suitable for permanent installation on the wellhead 11.

Det henvises så til figur 3, hvor støtteramma 6 er forsynt med en brønnrørforlenger 63 som er innrettet til innsetting mellom brønnhoderøret 12 og brønnhodeelementet 2. Dermed kan støtteramma 6 installeres uten at det gjøres inngrep i brønnhoderøret 12. Denne utførelsen egner seg godt til midlertidig installasjon, for eksempel mens boring foregår, her indikert ved at en borestreng 7 strekker seg fra en ikke vist overflateinstallasjon og gjennom brønnhodet 11. Brønnrørforlengeren 63 fungerer også som en beskyttelse av brønnhodet 11 under midlertidig installasjon av brønnhodeelementer 2 eller innføring og uttrekking av boreutstyr. Reference is then made to figure 3, where the support frame 6 is provided with a well pipe extension 63 which is designed to be inserted between the wellhead pipe 12 and the wellhead element 2. Thus, the support frame 6 can be installed without any intervention being made in the wellhead pipe 12. This design is well suited for temporary installation , for example while drilling is taking place, here indicated by a drill string 7 extending from a surface installation not shown and through the wellhead 11. The well pipe extension 63 also functions as a protection of the wellhead 11 during temporary installation of wellhead elements 2 or insertion and withdrawal of drilling equipment.

Figur 2 viser prinsipielt støtterammas 6 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 koplingen 62 ovenfor. Figure 2 basically shows the statics of support frame 6. 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 coupling 62 above.

Når støtteramma 6 er montert på brønnhodet 11 og brønnhodet 11 påføres et bøyemoment Mwgenerert av en horisontal lastkomponent Lhfra overliggende elementer 2, 3, påføres støtteramma 6 en vertikal last Lvsom overføres til havbunnen 41 i en avstand fra brønnhoderørets 12 senterakse gjennom støtterammas 6 anlegg mot underlaget. Avhengig av hvor stor vandring koplingen 62 mellom støtteramma 6 og brønnhoderøret 12 tillater og hvor stor bøyestivhet brønnhoderøret 12 og støtteramma 6 oppviser, vil den andelen av det påførte bøyemomentet Mwsom opptas av støtteramma, dvs. Mf/Mw, der Mfer bøyemoment opptatt av støtteramma 6, variere. Beregninger viser at det er fullt mulig å dimensjonere støtteramma 6 til å kunne ta opp minst 9/10 av det påførte bøyemomentet Mw. When the support frame 6 is mounted on the wellhead 11 and the wellhead 11 is subjected to a bending moment Mw generated by a horizontal load component Lh from overlying elements 2, 3, a vertical load Lv is applied to the support frame 6 which is transferred to the seabed 41 at a distance from the center axis of the wellhead pipe 12 through the contact of the support frame 6 against the substrate . Depending on how much movement the coupling 62 between the support frame 6 and the wellhead pipe 12 allows and how much bending stiffness the wellhead pipe 12 and the support frame 6 exhibit, the proportion of the applied bending moment Mwsom taken up by the support frame, i.e. Mf/Mw, where Mfer bending moment taken up by the support frame 6 , vary. Calculations show that it is entirely possible to dimension the support frame 6 to be able to take up at least 9/10 of the applied bending moment Mw.

Det bør bemerkes at alle de ovennevnte utførelsesformer illustrerer oppfinnelsen, men begrenser den ikke, og fagpersoner på området vil kunne utforme mange alternative utførelsesformer uten å avvike fra omfanget av de avhengige kravene. I kravene skal referansenumre i parentes ikke sees som begrensende. 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. 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 dependent claims. In the requirements, reference numbers in parentheses should not be seen as limiting. 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 faktum at enkelte trekk er anført i innbyrdes forskjellige avhengige krav, indikerer ikke at en kombinasjon av disse trekk ikke med fordel kan brukes. The fact that certain features are listed in mutually different dependent claims does not indicate that a combination of these features cannot be advantageously used.

Claims

Patent claims

1. Device for reducing the load on a wellhead pipe (12) from a bending moment (MW) generated by a horizontal load component (Lh) from a well element (2, 3) arranged above a wellhead (11), characterized by a support frame (6) is connected to an upper part (12a) of the wellhead pipe (12) and projects outwards from the center axis of the wellhead pipe (12) and is provided with a device (61) which rests supportingly against a base (13, 41) at a radial distance from the wellhead pipe (12 ), as the support frame (6) is arranged to be able to take up a proportion of said bending moment (Mw).

2. Device according to claim 1, where the support frame (6) comprises a well pipe extension (63) arranged for connection with the wellhead pipe (12).

3. Device according to claim 1, where the ratio between maximum bending moment (Mf) absorbed in the support frame (6) and bending moment (Mw) applied to the wellhead pipe (12) is at least 1:2.

4. Device according to claim 1, where the ratio between maximum bending moment (Mf) taken up in the support frame (6) and bending moment (Mw) applied to the wellhead pipe (12) is at least 3:4.

5. Device according to claim 1, where the ratio between maximum bending moment (Mf) absorbed in the support frame (6) and bending moment (Mw) applied to the wellhead pipe (12) is at least 9:10.

6. Device according to claim 1 or 2, where the connection between the support frame (6) and the wellhead pipe (12), possibly between the support frame (6) and the well pipe extension (63) is formed as a clearance-free connection.

7. Device according to claim 6, where the support frame (6) comprises a coupling (62) formed as a sleeve (621) which encloses a part of the wellhead pipe (12) with a press fit.

8. Device according to claim 6, where the support frame (6) comprises a coupling (62) formed as a sleeve (621) which encloses a part of the well pipe extension (63) with a press fit.

9. Device according to claim 6, where the support frame (6) comprises a coupling (62) formed as a sleeve (621) which is crimped around a part of the wellhead pipe (12).

10. Device according to claim 6, where the support frame (6) comprises a coupling (62) formed as a sleeve (621) which is crimped around a part of the well pipe extension (63).

11. Device according to claim 1, where the substrate is a seabed (41) or a wellhead foundation (13).