NO313920B1

NO313920B1 - Riser system for use in the production of hydrocarbons with a FPSO-type vessel with a dynamic positioning system (DP)

Info

Publication number: NO313920B1
Application number: NO20011408A
Authority: NO
Inventors: Ernst Meyer; Kaare G Breivik
Original assignee: Statoil Asa
Priority date: 2001-03-20
Filing date: 2001-03-20
Publication date: 2002-12-23
Also published as: NO20011408D0; NO20011408L; WO2002076818A1

Description

Oppfinnelsen angår et stigerørsystem mellom et flytende fartøy og et brønnsystem med tilkoblingspunkter på havbunnen. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen et stigerørsystem for anvendelse ved produksjon av hydrokarboner med et fartøy av FPSO-typen med et dynamisk posisjoneirngssystem (DP), hvor fartøyet er utstyrt med en heiseanordning kapabel til håndtering av stigerørsystemet, idet stigerørsystemet under produksjon strekker seg mellom fartøyet og et koplingspunkt på havbunnen over en brønnstruktur. The invention relates to a riser system between a floating vessel and a well system with connection points on the seabed. More specifically, the invention relates to a riser system for use in the production of hydrocarbons with a vessel of the FPSO type with a dynamic positioning system (DP), where the vessel is equipped with a hoisting device capable of handling the riser system, the riser system during production extending between the vessel and a connection point on the seabed above a well structure.

Et dynamisk posisjonert (DP) fartøy av typen FPSO (Floating Production Storage and Offloading - flytende produksjon, lagring og lossing) er særlig anvendbart i forbindelse med utvinning av hydrokarboner fra mindre felt offshore (eksempelvis ved testproduksjon (EWT), tidligproduksjon (EPS) og haleproduksjon), og hovedårsaken er de betydelige kostnads- og tidsbesparelser ved å unngå investering og installasjon av et bunnfast forankringssystem. Videre er et DP FPSO-system spesielt attraktivt på dypt vann ettersom kostnadene forbundet med bunnfaste forankringssystem øker med vanndypet, og fordi økende vanndyp gir større grad av bevegelsesfrihet for en FPSO. A dynamically positioned (DP) vessel of the type FPSO (Floating Production Storage and Offloading - floating production, storage and offloading) is particularly applicable in connection with the extraction of hydrocarbons from smaller fields offshore (for example in test production (EWT), early production (EPS) and tail production), and the main reason is the significant cost and time savings by avoiding the investment and installation of a bottom-fixed anchoring system. Furthermore, a DP FPSO system is particularly attractive in deep water as the costs associated with bottom-fixed mooring systems increase with water depth, and because increasing water depth provides a greater degree of freedom of movement for an FPSO.

Imidlertid er anvendelse av DP FPSO-løsninger avhengig av hensiktsmessige stigerørløsninger som imøtekommer de krav DP-operasjonen krever. Mulighet for hurtig og sikker frakobling og påfølgende tilkobling er et krav i forbindelse med DP-operasjon. However, the application of DP FPSO solutions is dependent on appropriate riser solutions that meet the requirements of the DP operation. The possibility of quick and safe disconnection and subsequent connection is a requirement in connection with DP operation.

Per i dag finnes kun én større FPSO-enhet tilgjengelig i markedet som er tilrettelagt for ren DP-operasjon, nemlig fartøyet Seillean som for tiden er i operasjon utenfor Brasil, for oljeselskapet Petrobras. Med denne enhet gjøres det bruk av kun ett stivt produksjonsstigerør (drillpipe-stigerør) bestående av flere korte sammenkoblede seksjoner. På grunn av det stive stigerør kreves et hivkompenseirngssystem som i størrelse og kompleksitet langt på vei tilsvarer det utstyr som et boreskip for operasjon på tilsvarende vanndybde vil kreve. De tilhørende kostnader er derfor betydelige. As of today, there is only one larger FPSO unit available on the market that is designed for pure DP operation, namely the vessel Seillean, which is currently in operation off Brazil, for the oil company Petrobras. With this unit, only one rigid production riser (drill pipe riser) consisting of several short interconnected sections is used. Due to the rigid riser, a heave compensation system is required, which in size and complexity is very similar to the equipment that a drilling ship for operation in a similar water depth would require. The associated costs are therefore significant.

Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system av den innledningsvis nevnte type som er kostnadseffektivt, enkelt og raskt å installere, operere og demobilisere, som setter relativt lave krav til hivkompensering, og som særlig er egnet for mindre hydrokarbonholdige felt offshore, ved havdyp fra ca. 100 m og dypere, hvilket system fullt ut kan håndteres med utrustningen på fartøyet. It is an object of the invention to provide a system of the initially mentioned type which is cost-effective, simple and quick to install, operate and demobilize, which sets relatively low requirements for heave compensation, and which is particularly suitable for smaller hydrocarbon-containing fields offshore, at sea depths from approx. 100 m and deeper, which system can be fully handled with the equipment on the vessel.

For oppnåelse av ovennevnte formål er det tilveiebrakt et stigerørsystem av den angitte type som ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at det omfatter In order to achieve the above-mentioned purpose, a riser system of the specified type has been provided which, according to the invention, is characterized by the fact that it comprises

en oppdriftstank som også under produksjon er koblet til heiseanordningen for å kunne heves fra en neddykket driftsstilling til en lagringsstilling i eller på fartøyet, og omvendt, a buoyancy tank which, also during production, is connected to the lifting device in order to be able to be raised from a submerged operating position to a storage position in or on the vessel, and vice versa,

et øvre stigerørsegment omfattende et antall fleksible stigerør som under produksjon henger som en kjedelinje mellom oppdriftstanken og et tilkoblingsområde i fartøyet, idet stigerørene er koblet til et prosessystem på fartøyet, og an upper riser segment comprising a number of flexible risers which during production hang like a chain line between the buoyancy tank and a connection area in the vessel, the risers being connected to a process system on the vessel, and

et nedre stigerørsegment som under produksjon strekker seg mellom oppdriftstanken og koplingspunktet på havbunnen, idet det ved sin øvre ende har fluidkommunikasjon med det øvre stigerørsegment via oppdriftstanken, og ved sin nedre ende er utstyrt med et koblingshode som er tilpasset for kobling til koblingspunktet på havbunnen. a lower riser segment which, during production, extends between the buoyancy tank and the connection point on the seabed, in that at its upper end it has fluid communication with the upper riser segment via the buoyancy tank, and at its lower end is equipped with a coupling head which is adapted for connection to the connection point on the seabed.

Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende ved hjelp av utførelses-eksempler under henvisning til tegningene, der The invention shall be described in more detail in the following by way of embodiment examples with reference to the drawings, there

fig. 1 viser et skjematisk sideriss av et stigerørsystem ifølge oppfinnelsen, fig. 1 shows a schematic side view of a riser system according to the invention,

fig. 2 viser den mest foretrukne utførelsesform av stigerørsystemet ifølge oppfinnelsen, under produksjonsmodus, fig. 2 shows the most preferred embodiment of the riser system according to the invention, during production mode,

fig. 3 viser en foretrukken utførelsesform av oppdriftstanken ifølge oppfinnelsen, fig. 3 shows a preferred embodiment of the buoyancy tank according to the invention,

fig. 4 viser en foretrukken utførelsesform av koblingshodet ifølge oppfinnelsen, fig. 4 shows a preferred embodiment of the coupling head according to the invention,

fig. 5 viser hvordan drift av systemet foregår med fartøyet innenfor bestemte nedstengningssektorer, ved den mest foretrukne utførelsesform ifølge oppfinnelsen, fig. 5 shows how operation of the system takes place with the vessel within specific shutdown sectors, in the most preferred embodiment according to the invention,

fig. 6 viser frakoblingsmodus av stigerørsystemet ved den mest foretrukne utførelsesform ifølge oppfinnelsen, fig. 6 shows the disconnection mode of the riser system in the most preferred embodiment according to the invention,

fig. 7 viser tilkoblingsmodus av stigerørsystemet ved den mest foretrukne utførelsesform ifølge oppfinnelsen, fig. 7 shows the connection mode of the riser system in the most preferred embodiment according to the invention,

fig. 8 viser transit med stigerørsystemet ved den mest foretrukne utførelsesform ifølge oppfinnelsen. fig. 8 shows transit with the riser system in the most preferred embodiment according to the invention.

Det henvises til fig. 1 som illustrerer oppfinnelsen generelt, idet stigerørsystemet fremtrer klart ved sine særtrekk og det er illustrert et fartøy med en minimumutrustning for å kunne håndtere stigerørsystemet og oppnå oppfinnelsens tekniske effekt. Nærmere bestemt vises på fig. 1 et stigerørsystem for anvendelse ved produksjon av hydrokarboner med et fartøy (1) av FPSO-typen med et dynamisk posisjoneirngssystem (DP), hvor fartøyet er utstyrt med en heiseanordning (8) kapabel til håndtering av stigerørsystemet, idet stigerørsystemet under produksjon strekker seg mellom fartøyet og et koblingspunkt (13) på havbunnen over en brønnstruktur, og stigerørsystemet er særpreget ved at det omfatter Reference is made to fig. 1 which illustrates the invention in general, as the riser system is clearly evident by its distinctive features and a vessel is illustrated with a minimum equipment to be able to handle the riser system and achieve the technical effect of the invention. More specifically, fig. 1 a riser system for use in the production of hydrocarbons with a vessel (1) of the FPSO type with a dynamic positioning system (DP), where the vessel is equipped with a hoisting device (8) capable of handling the riser system, the riser system during production extending between the vessel and a connection point (13) on the seabed above a well structure, and the riser system is characterized by the fact that it includes

en oppdriftstank (3) som er koplet til heiseanordningen for å kunne heves fra en neddykket driftsstilling til en lagringsstilling i eller på fartøyet, og omvendt, a buoyancy tank (3) which is connected to the lifting device in order to be able to be raised from a submerged operating position to a storage position in or on the vessel, and vice versa,

et øvre stigerørsegment (2) omfattende et antall fleksible stigerør som under produksjon henger som en kjedelinje mellom oppdriftstanken og et tilkoblingsområde i fartøyet, idet stigerørene er koplet til et prosessystem på fartøyet, og an upper riser segment (2) comprising a number of flexible risers which during production hang like a chain line between the buoyancy tank and a connection area in the vessel, the risers being connected to a process system on the vessel, and

et nedre stigerørsegment (4) som under produksjon strekker seg mellom oppdriftstanken og koblingspunktet på havbunnen, idet det ved sin øvre ende har fluidkommunikasjon med det øvre stigerørsegment via oppdriftstanken, og ved sin nedre ende er utstyrt med et koblingshode (11) som er tilpasset for kobling til koblingspunktet på havbunnen. a lower riser segment (4) which during production extends between the buoyancy tank and the connection point on the seabed, as at its upper end it has fluid communication with the upper riser segment via the buoyancy tank, and at its lower end is equipped with a coupling head (11) which is adapted for connection to the connection point on the seabed.

Stigerørsystemet er ikke spesifikt knyttet opp mot noen bestemt type fartøy, ut over at fartøyet må ha dynamisk posisjonering og være et fartøy av typen FPSO med heiseanordninger og anordninger for øvrig til å kunne håndtere stigerørsystemet. Stigerørsystemet er basert på ovennevnte anvendelse av fleksible rør, eventuelt med stive rør i deler av eller hele nedre stigerørsegment, og en oppdriftstank, i henhold til det ovennevnte. De eventuelle stive rør vil fortrinnsvis være av komposittmateriale av hensyn til vekt, spesielt på større vanndyp. Den enkleste anvendelse av stigerørsystemet ifølge oppfinnelsen kan følgelig være ved å henge stigerørsystemet ut over skutesiden ved bruk av et passende dimensjonert kransystem, slik det er illustrert på figur 1, men et slikt system er ikke blant de mest foretrukne og vil derfor ikke bli nærmere beskrevet her. The riser system is not specifically linked to any specific type of vessel, apart from the fact that the vessel must have dynamic positioning and be a vessel of the FPSO type with hoisting devices and other devices to be able to handle the riser system. The riser system is based on the above-mentioned use of flexible pipes, possibly with rigid pipes in parts of or the entire lower riser segment, and a buoyancy tank, according to the above. The possible rigid pipes will preferably be made of composite material for reasons of weight, especially in greater water depths. The simplest application of the riser system according to the invention can therefore be by hanging the riser system over the ship's side using a suitably sized crane system, as illustrated in figure 1, but such a system is not among the most preferred and will therefore not be described in more detail here.

Stigerørsystemet er særlig anvendbart for en FPSO med 2 moonpooler. Fartøyet som er mest foretrukket for anvendelse med stigerørsystemet er en FPSO av typen "Multi Purpose Shuttle Tanker" (MST) (det henvises til internasjonal patentsøknad WO 95/21091), hvilket fartøy er et skip som kan være utstyrt med to moonpooler, hhv. midtskips og i forkant av tankområdet, slik det fremgår av figur 2 og diskuteres nedenfor. Den bestemte posisjon av moonpoolene i hhv. skipets dreieakse og langs skipets lengdeakse, er valgt for å minimere påkjenningene på stigerørsystemet både ved rotasjon av fartøyet og av de bølgeinduserte bevegelser. Den ovennevnte anbringelse av moonpooler og stigerørsystemet, anses som mest fordelaktig fordi påkjenningene på stigerørsystemet av vær og fartøyets bevegelser minimeres og posisjoneringen av skipet og stigerørsystemet forenkles. Det har vist seg at fleksible rør har tendens til å feile særlig som et resultat av gjentatt mekanisk strekk og bøy, og den ovennevnte plassering av moonpoolene medfører en stor fordel med hensyn til stigerør sys ternets levetid, i tillegg til at håndteringen faller enklest på områdene i skipet der bevegelsene er minst. Fremre moonpool har en sylinderformet utforming med diameter ca. 15 m. Moonpoolen midtskips er rektangulær med dimensjoner ca. 20 m lengde og ca. 12 m bredde. Begge moonpooler har fortrinnsvis skrå utforming i nedre del for å minimere konflikt med stigerørene under bevegelse. The riser system is particularly applicable for an FPSO with 2 moonpools. The vessel most preferred for use with the riser system is an FPSO of the "Multi Purpose Shuttle Tanker" (MST) type (reference is made to international patent application WO 95/21091), which vessel is a ship that can be equipped with two moonpools, respectively. amidships and forward of the tank area, as shown in figure 2 and discussed below. The specific position of the moonpools in the respective the ship's axis of rotation and along the ship's longitudinal axis, have been chosen to minimize the stresses on the riser system both during rotation of the vessel and from the wave-induced movements. The above-mentioned placement of the moonpool and the riser system is considered most advantageous because the stresses on the riser system from weather and vessel movements are minimized and the positioning of the ship and the riser system is simplified. It has been shown that flexible pipes tend to fail particularly as a result of repeated mechanical stretching and bending, and the above-mentioned placement of the moonpools brings a great advantage with regard to the life of the riser system, in addition to the fact that handling falls easiest on the areas in the ship where the movements are least. The front moonpool has a cylindrical design with a diameter of approx. 15 m. The moonpool amidships is rectangular with dimensions approx. 20 m length and approx. 12 m width. Both moonpools preferably have an inclined design in the lower part to minimize conflict with the risers during movement.

I den mest foretrukne utførelsesform av oppfinnelsen gjøres det bruk av skipet som anses best egnet til operasjon med stigerørsystemet ifølge oppfinnelsen, og i stigerørsystemet finnes ytterligere innretninger som øker anvendbarheten og den tekniske effekt. In the most preferred embodiment of the invention, use is made of the ship that is considered best suited for operation with the riser system according to the invention, and in the riser system there are further devices that increase the applicability and the technical effect.

I denne sammenheng henvises det til fig. 2 som viser det mest foretrukne stigerørsystem ifølge oppfinnelsen, i produksjonsmodus, idet fartøyet av typen DP FPSO er et skip (1) som har utrustning til å besørge sikker og nøyaktig posisjonering ved signifikant bølgehøyde på minst 7 m, og i begge ender er skipet utstyrt med baug som kan orienteres mot værretningen, og videre er skipet utrustet med en fremre moonpool (6) sentralt plassert i skipets dreieakse, en aktre moonpool (5) som er plassert i skipets senterlinje, en hivkompensert heiseanordning (8) som via en vaier (14) under produksjon er stramt koblet mot en oppdriftstank (3), idet oppdriftstanken under produksjon søkes holdt under den fremre moonpool og derved i skipets dreieakse. In this context, reference is made to fig. 2 which shows the most preferred riser system according to the invention, in production mode, the vessel of the type DP FPSO being a ship (1) which is equipped to ensure safe and accurate positioning at a significant wave height of at least 7 m, and at both ends the ship is equipped with a bow that can be oriented towards the direction of the weather, and the ship is also equipped with a forward moonpool (6) centrally located in the ship's axis of rotation, an aft moonpool (5) which is located in the ship's centreline, a heave-compensated lifting device (8) which via a cable ( 14) during production is tightly connected to a buoyancy tank (3), as the buoyancy tank during production is sought to be held under the forward moonpool and thereby in the ship's axis of rotation.

Stigerørsystemet omfatter videre et øvre stigerørsegment (2) som i øvre ende, gjennom aktre moonpool og med flensforbindelser, er koblet mot et prosessanlegg i skipet, og i nedre ende, med en eller flere "in-line" svivler, er koblet mot oppdriftstanken, et nedre stigerørsegment (4) med et antall fleksible rør tilsvarende antallet i det øvre stigerørsegment, idet oppdriftstanken under produksjon er koblet mellom det øvre og det nedre stigerørsegment med fluidkommunikasjon gjennom et tilpasset antall rør (16) i oppdriftstanken, hvor det nedre stigerørsegment i nedre ende er utstyrt med et koblingshode (11) og en høytrykksvivel (12) med elektrisk eller hydraulisk drivmotor for dreining ved overskridelse av forutbestemte grenseverdier for dreining av skipet, for kobling til koblingspunktet på havbunnen. The riser system further comprises an upper riser segment (2) which at the upper end, through the aft moonpool and with flange connections, is connected to a process plant in the ship, and at the lower end, with one or more "in-line" swivels, is connected to the buoyancy tank, a lower riser segment (4) with a number of flexible pipes corresponding to the number in the upper riser segment, the buoyancy tank during production being connected between the upper and the lower riser segment with fluid communication through an adapted number of pipes (16) in the buoyancy tank, where the lower riser segment in the lower end is equipped with a coupling head (11) and a high-pressure swivel (12) with electric or hydraulic drive motor for turning when exceeding predetermined limit values for turning the ship, for connection to the coupling point on the seabed.

Stigerørsystemet omfatter videre bøyningsbegrensere i form av bøyningsstivere (7) og rammeverk anordnet ved oppdriftstanken og koblingshodet, minst én navlestreng (10), og en svivel (9) plassert over oppdriftstanken. The riser system further comprises bending limiters in the form of bending stiffeners (7) and framework arranged at the buoyancy tank and the coupling head, at least one umbilical cord (10), and a swivel (9) placed above the buoyancy tank.

In-line svivlene kan alternativt plasseres på fartøysiden i øvre stigerørsegment. The in-line swivels can alternatively be placed on the vessel side in the upper riser segment.

Høytrykksvivelen er særlig fordelaktig for anvendelse på de minste vanndyp. The high-pressure swivel is particularly advantageous for use in the smallest water depths.

Den fremre moonpool (6) er forsynt med støtte- og låseanordninger for lagring og fastholdelse av oppdriftstanken i en lagret stilling i denne, og videre er den forsynt med arbeidsplattformer for benyttelse av personell i forbindelse med den nevnte lagring og senere frigjøring av oppdriftstanken. The front moonpool (6) is provided with support and locking devices for storing and retaining the buoyancy tank in a stored position therein, and it is also provided with working platforms for the use of personnel in connection with the aforementioned storage and later release of the buoyancy tank.

Det bemerkes at den detaljerte utforming av stigerørsystemet og valg av fartøy kan variere utifrå økonomiske, driftsmessige og tekniske betraktninger. Eksempelvis kan det ved gunstige vær- og strømforhold, og ved produksjon fra marginale hydrokarbonfelt, være foretrukket å benytte en enklere versjon av stigerørsystemet og fartøyet, slik at den mest fordelaktige utførelsesform av oppfinnelsen under gitte betingelser kan være lik eller nærmere utførelsesformen vist på fig. 1, fremfor utførelsesformen vist på fig. 2. Det anses å ligge innenfor fagpersoners kompetanse å vurdere forenklede utførelsesformer under hensyn til de faktorer som er nevnt i beskrivelsen, for derved å bestemme den mest fordelaktige utførelsesform under gitte betingelser innenfor oppfinnelsens ramme. It is noted that the detailed design of the riser system and choice of vessel may vary based on economic, operational and technical considerations. For example, in favorable weather and current conditions, and in the case of production from marginal hydrocarbon fields, it may be preferred to use a simpler version of the riser system and vessel, so that the most advantageous embodiment of the invention under given conditions may be similar to or closer to the embodiment shown in fig. 1, rather than the embodiment shown in fig. 2. It is considered to be within the competence of professionals to assess simplified embodiments taking into account the factors mentioned in the description, in order to thereby determine the most advantageous embodiment under given conditions within the scope of the invention.

En del fordelaktige trekk ved stigerørsystemet ifølge oppfinnelsen er som følger, under henvisning til figurene 2, 3 og 4. Some advantageous features of the riser system according to the invention are as follows, with reference to figures 2, 3 and 4.

Oppdriftstanken (3) har sylindrisk utforming og er inndelt i seksjoner, slik at den kan ballastes og oppdriftsjusteres etter behov. The buoyancy tank (3) has a cylindrical design and is divided into sections, so that it can be ballasted and buoyancy adjusted as required.

Videre er oppdriftstanken (3) forsynt med et antall vertikalt forløpende tunnelrør (15) som er i passende antall og er dimensjonert for gjennomføring av henholdsvis stigerør, navlestrenger og vaiere. Furthermore, the buoyancy tank (3) is provided with a number of vertically extending tunnel pipes (15) which are in an appropriate number and are dimensioned for the passage of risers, umbilical cords and cables respectively.

Oppdriftstanken (3) er under produksjon koblet til heiseanordningen via en vaier (14). Som en tilleggsfunksjon vil vinkelen på vaieren (14) i vertikalplanet utgjøre en posisjonsreferanse for fartøyets DP-system, idet vaieren strekker seg gjennom den fremre moonpool. During production, the buoyancy tank (3) is connected to the lifting device via a cable (14). As an additional function, the angle of the wire (14) in the vertical plane will constitute a position reference for the vessel's DP system, as the wire extends through the forward moonpool.

I oppdriftstankens nedre ende er det fortrinnsvis anordnet en beskyttelseskonstruksjon (17) som omgir det øvre parti av det nedre stigerørsegment, for beskyttelse av dette parti når fartøyet dreier og det øvre stigerørsegment etter rådende driftsforhold eventuelt legger seg i spiralform rundt nevnte parti. At the lower end of the buoyancy tank, a protective structure (17) is preferably arranged which surrounds the upper part of the lower riser segment, for protection of this part when the vessel turns and the upper riser segment, depending on prevailing operating conditions, eventually folds in a spiral shape around said part.

Koblingshodet (11) omfatter en separat stengeventil (19) for hvert stigerør, og omstrømningsforbindelser (20) med tilhørende isolasjons ventil er anordnet mellom nærmestliggende stigerør. The coupling head (11) comprises a separate shut-off valve (19) for each riser, and bypass connections (20) with associated isolation valve are arranged between the nearest riser.

En høytrykkssvivel (12) er anordnet mellom koblingshodet og koblingspunktet på havbunnen, idet høytrykkssvivelen er forsynt med en drivmotor for dreining av koblingshodet ved behov. A high-pressure swivel (12) is arranged between the coupling head and the coupling point on the seabed, the high-pressure swivel being equipped with a drive motor for turning the coupling head when necessary.

Det øvre stigerørsegment (2) omfatter fortrinnsvis 2 til 4 fleksible stigerør som under systemets drift henger som en kjedelinje mellom oppdriftstanken (3) og den aktre moonpool (5), og er orientert i vertikalplanet med en bestemt minste innbyrdes avstand eller lengre for å unngå konflikt under bevegelse. The upper riser segment (2) preferably comprises 2 to 4 flexible risers which, during the system's operation, hang like a chain line between the buoyancy tank (3) and the aft moonpool (5), and are oriented in the vertical plane with a certain minimum mutual distance or longer to avoid conflict during movement.

Det nedre stigerørsegment (4) omfatter fortrinnsvis 2 til 4 fleksible stigerør og/eller sammenflensede stive rør av komposittmateriale. Erstatning av fleksible rør med stive rør av komposittmateriale helt eller delvis i nedre stigerørsegment kan være teknisk og økonomisk fordelaktig på meget store havdyp, eksempelvis dypere enn 1500 m. The lower riser segment (4) preferably comprises 2 to 4 flexible risers and/or flanged rigid pipes of composite material. Replacing flexible pipes with rigid pipes made of composite material in whole or in part in the lower riser segment can be technically and economically advantageous at very great sea depths, for example deeper than 1500 m.

Det mest typiske antall stigerør vil være fra 2 til 4, men antallet kan både være lavere eller høyere. The most typical number of risers will be from 2 to 4, but the number can be both lower and higher.

Koblingspunkt (13) på havbunnen omfatter låsemekanismer (21) og avstengningsventiler (19) som er styrbare med styresignaler avgitt fra fartøyets kontrollrom, og dessuten er styrbare ved hjelp av en ROV. Connection point (13) on the seabed includes locking mechanisms (21) and shut-off valves (19) which can be controlled with control signals issued from the vessel's control room, and can also be controlled with the help of an ROV.

Anordningen av oppdriftstanken (3) i forhold til nedre stigerørsegment (4), gjør det mulig for FPSO'en å dreie typisk 180 ° i hver retning uten at stigerørene overbelastes. Ingen andre kjente system tillater tilsvarende fleksibilitet for flere stigerør parallelt. The arrangement of the buoyancy tank (3) in relation to the lower riser segment (4) enables the FPSO to turn typically 180° in each direction without overloading the risers. No other known system allows similar flexibility for several risers in parallel.

Hivkompenseirngssystemet kan anordnes til å funksjonere både mot vaieren (14) og ved innføringen av det øvre stigerørsegment (2), hvilket kan være fordelaktig for å minimere påkjenningene på stigerørsystemet. The heave compensation system can be arranged to function both against the wire (14) and at the introduction of the upper riser segment (2), which can be advantageous for minimizing the stresses on the riser system.

Under produksjon med stigerørsystemet kan det være fordelaktig å begrense oppdriften i oppdriftstanken (3) ved delvis å overføre vekten til den hivkompenserte heiseanordning (8) via vaieren (14). During production with the riser system, it can be advantageous to limit the buoyancy in the buoyancy tank (3) by partially transferring the weight to the heave-compensated lifting device (8) via the cable (14).

Omstrømningsforbindelsene (20) anordnet i koblingshodet benyttes til tømming/flushing av stigerørene i forbindelse med frakobling, eksempelvis etter at stigerørene er frakoblet koblingspunktet på havbunnen. Omstrømningsforbindelsene kan eksempelvis også anordnes til injeksjon av metanol, eller til andre formål. The bypass connections (20) arranged in the coupling head are used for emptying/flushing the risers in connection with disconnection, for example after the risers have been disconnected from the connection point on the seabed. The recirculation connections can, for example, also be arranged for the injection of methanol, or for other purposes.

Med henvisning til den mest foretrukne utførelsesform av stigerørsystemet ifølge oppfinnelsen, og den bestemte FPSO'en, vil det nedenfor bli diskutert en del forhold i forbindelse med normal drift, frakobling, tilkobling og installasjon. With reference to the most preferred embodiment of the riser system according to the invention, and the particular FPSO, a number of conditions will be discussed below in connection with normal operation, disconnection, connection and installation.

På figur 2 er det illustrert normal drift hvorved FPSO'en ligger dynamisk posisjonert og dreier rundt oppdriftstanken (3) mot fremherskende vindretning. Når maksimal dreievinkel er inntruffet og det er behov for ytterligere endring av heading, vil FPSO'en kunne benytte DP-systemet under rotasjon tilbake for å innta heading fra motsatt vinkel. Stigerørene er innbyrdes orientert i fartøyets lengderetning og er optimalt plassert i forhold til moonpoolens struktur under rullebevegelser. Vedrørende fartøyets posisjon under drift henvises det til figur 5, som illustrerer drift av systemet innenfor bestemte nedstengningssektorer. Slik det fremgår av figur 5 er sonene inndelt i henhold til plassering på havoverflaten i en sirkel rundt det nominelle posisjonspunkt N for fartøyet, samt ved dreining rundt dette punkt, hvorved en sikker sone S fremkommer. Henvisningen I betegner nedstengning klasse 1, som er nedstengning i henhold til laveste farenivå, hvorved systemet ved overskridelse vil bli klargjort for frakobling. Dette innebærer blant annet at prosessen på fartøyet stenges ned og isolasjons ventilene mot brønnsystemet stenges. Nedstengning klasse I inntreffer i henhold til figur 5 når posisjonen av fartøyet er utenfor sirkelen definert ved I eller rotasjonen av skipet er større enn de definerte grenser indikert ved I. Figure 2 illustrates normal operation whereby the FPSO is dynamically positioned and rotates around the buoyancy tank (3) against the prevailing wind direction. When the maximum turning angle has been reached and there is a need for a further change of heading, the FPSO will be able to use the DP system during rotation back to take heading from the opposite angle. The risers are mutually oriented in the vessel's longitudinal direction and are optimally positioned in relation to the moonpool's structure during rolling movements. Regarding the vessel's position during operation, reference is made to figure 5, which illustrates operation of the system within specific shutdown sectors. As shown in figure 5, the zones are divided according to location on the sea surface in a circle around the nominal position point N for the vessel, as well as when turning around this point, whereby a safe zone S appears. Reference I denotes shutdown class 1, which is shutdown according to the lowest danger level, whereby the system will be prepared for disconnection if exceeded. This means, among other things, that the process on the vessel is shut down and the isolation valves against the well system are closed. Closure class I occurs according to figure 5 when the position of the vessel is outside the circle defined by I or the rotation of the ship is greater than the defined limits indicated by I.

Nedstengning klasse II kan inntreffe dersom faresituasjonen utvikler seg videre ved at FPSO'en beveger seg utenfor sirkelen betegnet II eller utenfor rotasjonsgrensen indikert ved II. Ved en nedstengning klasse II vil FPSO'en med tilhørende produksjonssystem være forberedt for en meget rask (ca. 20-30 sekunder) frakobling av koblingshodet (11) fra bunn- og brønninstallasjonen. Låsemekanismen (21) frigjøres hydraulisk, styrt fra fartøyets kontrollrom. Shutdown class II can occur if the danger situation develops further by the FPSO moving outside the circle designated II or outside the rotation limit indicated by II. In the event of a Class II shutdown, the FPSO with associated production system will be prepared for a very quick (approx. 20-30 seconds) disconnection of the coupling head (11) from the bottom and well installation. The locking mechanism (21) is released hydraulically, controlled from the vessel's control room.

Den positive oppdrift i oppdriftstanken (3), eventuelt i kombinasjon med løft fra heiseanordningen (8), løfter koblingsenheten (11) fra bunnkonstruksjonen (13) inntil oppdriften balanseres ut mot vekten av det frigjorte koblingshode, og økt vektandel som overføres fra øvre stigerørsegment (2) til oppdriftstanken (3) når den stiger mot overflaten. Heiseanordningen (8) benyttes deretter. På figur 6 er frakoblingen illustrert. En viktig egenskap med stigerørsystemet er at det er unødvendig å tømme stigerørene før frakobling, ettersom en slik operasjon kan utføres senere, eksempelvis ved å sirkulere diesel fra FPSCen via de øvrige stigerørene etter frakoblingen, via omstrømningsforbindelsene (20). Nærmere bestemt kan oppdriftstanken (3) tas opp i fremre moonpool og sikres der, hvorpå stigerørene eksempelvis tas inn på tromler (23) med tilstrekkelig diameter ombord på fartøyet, hvorved stigerørene glir gjennom oppdriftstankens tunnelrør. The positive buoyancy in the buoyancy tank (3), possibly in combination with lifting from the lifting device (8), lifts the coupling unit (11) from the bottom structure (13) until the buoyancy is balanced against the weight of the freed coupling head, and an increased proportion of weight that is transferred from the upper riser segment ( 2) to the buoyancy tank (3) when it rises to the surface. The lift device (8) is then used. Figure 6 illustrates the disconnection. An important feature of the riser system is that it is unnecessary to empty the risers before disconnection, as such an operation can be carried out later, for example by circulating diesel from the FPSC via the other risers after disconnection, via the recirculation connections (20). More specifically, the buoyancy tank (3) can be taken up in the forward moonpool and secured there, whereupon the risers are, for example, taken onto drums (23) of sufficient diameter on board the vessel, whereby the risers slide through the buoyancy tank's tunnel tube.

Tilkobling av stigerørsystemet er illustrert på figur 7. Fartøyet holdes i posisjon med dynamisk posisjonering slik at koblingshodet (11) holdes i kort avstand over tilkoblingspunktet på havbunnen (13). Oppdriftstanken (3) ballasteres til svak negativ oppdrift. Dette kan eksempelvis foregå ved at en ROV (fjernstyrt undervannsfarkost) åpner en ventil og derved slipper inn en kontrollert mengde vann i tanken. Med oppdriftstanken (3) hengende via løftestropper og vaieren (14) i den hivkompenserte heiseanordning (8), kan koblingshodet (11) på kontrollert måte føres ned og festes mot koblingspunktet på havbunnen (13). Koblingspunktet på havbunnen har styrepinner som sikrer nøyaktig posisjonering og tilkobling, eksempelvis under assistanse av en ROV for å styre koblingshodet sideveis når tilkoblingen foretas. Connection of the riser system is illustrated in Figure 7. The vessel is held in position with dynamic positioning so that the connection head (11) is held at a short distance above the connection point on the seabed (13). The buoyancy tank (3) is ballasted to a slight negative buoyancy. This can take place, for example, by an ROV (remotely operated underwater vehicle) opening a valve and thereby letting a controlled amount of water into the tank. With the buoyancy tank (3) suspended via lifting straps and the cable (14) in the heave-compensated lifting device (8), the coupling head (11) can be brought down in a controlled manner and fixed against the coupling point on the seabed (13). The connection point on the seabed has guide pins that ensure accurate positioning and connection, for example with the assistance of an ROV to steer the connection head laterally when the connection is made.

FPSO'en er utstyrt med alt nødvendig utstyr til å foreta mobilisering/demobilisering av stigerørsystemet i forbindelse med nye oppdrag. Derved er det tilveiebragt et integrert system for flytende produksjon, lagring og lossing i forbindelse med det fleksible stigerørsystem, hvilket kan mobiliseres/demobiliseres i løpet av 1-2 dager, hvorved systemet er spesielt attraktivt i forbindelse med kortvarige oppdrag. The FPSO is equipped with all the necessary equipment to mobilize/demobilize the riser system in connection with new assignments. This provides an integrated system for liquid production, storage and unloading in connection with the flexible riser system, which can be mobilized/demobilized within 1-2 days, making the system particularly attractive in connection with short-term assignments.

Når FPSO'en forflyttes fra ett felt til et annet vil oppdriftstanken (3) være lagret og sikret i den fremre moonpool, med koblingshodet (11), slik det er illustrert på figur 8, hvor det også er illustrert at stigerørene er spolet opp på tromler (23). When the FPSO is moved from one field to another, the buoyancy tank (3) will be stored and secured in the forward moonpool, with the coupling head (11), as illustrated in figure 8, where it is also illustrated that the risers are coiled up on drums (23).

Stigerørsystemet kan mobiliseres/demobiliseres på mange måter, og systemet omfatter ytterligere anordninger som ikke er omtalt eller nevnt spesielt men som anses å være innlysende for fagpersoner. Det nevnes her spesielt vaiere og løfte- og håndteringsanordninger mellom de ulike komponenter i systemet og mellom fremre og aktre moonpool. Det anses å være fagmessig å tilpasse slike velkjente ytterligere anordninger til systemet etter behov. The riser system can be mobilized/demobilized in many ways, and the system includes additional devices that are not discussed or mentioned specifically but which are considered to be obvious to professionals. Particular mention is made here of cables and lifting and handling devices between the various components in the system and between the forward and aft moonpool. It is considered to be professional to adapt such well-known additional devices to the system as needed.

Noen viktige trekk i forbindelse med hensiktsmessig installasjon er som følger: Ved installasjon, med koblingshodet og oppdriftstanken plassert i fremre moonpool, er det hensiktsmessig først å låre ned nedre stigerørsegment og koblingshodet, med vaier, navlestreng, etc., tilkoblet, mens oppdriftstanken ennå befinner seg i fremre moonpool. Bøyestivere/fagverk mot nedre stigerørsegment anordnes på oppdriftstanken mens denne er i fremre moonpool. Øvre stigerørsegment installeres hensiktsmessig mens oppdriftstanken ennå er lagret i fremre moonpool, ved hjelp av vaierforbindelser mellom fremre moonpool og aktre moonpool utenfor fartøyskroget. Stigerørene i øvre stigerørsegment trekkes inn i aktre moonpool og kobles ved flenskobling mot prosessanlegget i fartøyet. Først når alle stigerørene er låret ned gjennom oppdriftstanken, stigerørsegmentene er forbundet gjennom oppdriftstanken og bøyningsbegrenserne er påmontert, låres oppdriftstanken. Tilkoblingen mot koblingspunktet på havbunnen kan fordelaktig lettes ved å gjøre bruk av en ROV av arbeidstype, dvs. med tilstrekkelig kraft til å bevege koblingshodet sideveis og tilstrekkelige manipulatoranordninger til å betjene tilkoblingsanordningene i koblingshodet og ballastjusteringsanordningene i oppdriftstanken. Det er fordelaktig om oppdriftstankens ballastjustering og tilkoblingsanordningene mot koblingspunktet på havbunnen både kan opereres fjernstyrt fra fartøyets kontrollrom og ved hjelp av ROV. Some important features in connection with appropriate installation are as follows: When installing, with the coupling head and the buoyancy tank located in the forward moonpool, it is appropriate to first lower the lower riser segment and the coupling head, with cables, umbilical cord, etc., connected, while the buoyancy tank is still located itself in the front moonpool. Bending struts/truss against the lower riser segment are arranged on the buoyancy tank while this is in the forward moonpool. The upper riser segment is conveniently installed while the buoyancy tank is still stored in the forward moonpool, using wire connections between the forward moonpool and the aft moonpool outside the hull. The risers in the upper riser segment are pulled into the aft moonpool and connected by flange connection to the process plant in the vessel. Only when all the risers have been lowered through the buoyancy tank, the riser segments are connected through the buoyancy tank and the bending limiters have been fitted, is the buoyancy tank lowered. The connection to the connection point on the seabed can advantageously be facilitated by using a work-type ROV, i.e. with sufficient power to move the connection head laterally and sufficient manipulator devices to operate the connection devices in the connection head and the ballast adjustment devices in the buoyancy tank. It is advantageous if the ballast adjustment of the buoyancy tank and the connection devices towards the connection point on the seabed can both be operated remotely from the vessel's control room and with the help of ROVs.

En oppsummering av fremtredende særtrekk ved stigerørsystemet ifølge oppfinnelsen, og særlig den mest foretrukne utførelsesform derav, er som følger: • Det eneste system som per i dag baserer seg på fleksible stigerør i kombinasjon med ren DP-operasjon og en større FPSO. A summary of prominent features of the riser system according to the invention, and in particular the most preferred embodiment thereof, is as follows: • The only system that is currently based on flexible risers in combination with pure DP operation and a larger FPSO.

• Flere stigerør i parallell. • Several risers in parallel.

• Enkel og effektiv frakoblingsmulighet ved posisjoneringsproblemer. • Simple and effective disconnection option in case of positioning problems.

• Etter frakobling er det mulig å blø av trykket i stigerørsystemet slik at tilkobling kan utføres enkelt og effektivt ved ny tilkobling. • After disconnection, it is possible to bleed off the pressure in the riser system so that connection can be carried out easily and efficiently when re-connecting.

• Kan benyttes både på grunt og dypt vann. • Can be used in both shallow and deep water.

• Tillater at FPSO'en dreier inntil + 180° uten bruk av svivel. • Allows the FPSO to turn up to + 180° without the use of a swivel.

• Systemet er tilpasset installasjon av høytrykks svivel på havbunnen når det er behov for større operasjonsfleksibilitet med hensyn til dreining enn 180° og/eller ved drift på mindre vanndyp, ned til ca. 100 m. • Selvhjulpen installasjon/avinstallasjon, hvorved systemet fullt ut er integrert. • Systemet gir feltoperatører full fleksibilitet med hensyn til plassering av brønner. • Med den mest foretrukne FPSO'en er stigerørenes innbyrdes plassering optimal i forhold til moonpoolenes struktur og risiko for berøring i forbindelse med rulling av fartøyet. • Bruk av høytrykkssvivel på havbunnen, i henhold til den mest foretrukne utførelsesform, er en teknologi som tidligere ikke er blitt benyttet. • The system is adapted to the installation of high-pressure swivels on the seabed when there is a need for greater operational flexibility with regard to turning than 180° and/or when operating in shallower water depths, down to approx. 100 m. • Self-supporting installation/uninstallation, whereby the system is fully integrated. • The system gives field operators full flexibility with regard to the placement of wells. • With the most preferred FPSO, the relative position of the risers is optimal in relation to the structure of the moonpools and the risk of contact in connection with rolling of the vessel. • Use of high-pressure swivels on the seabed, according to the most preferred embodiment, is a technology that has not previously been used.

Claims

1. Riser system for use in the production of hydrocarbons with a vessel (1) of the FPSO type with a dynamic positioning system (DP), where the vessel is equipped with a hoisting device (8) capable of handling the riser system, the riser system during production extending between the vessel and a connection point (13) on the seabed above a well structure, characterized by the fact that it includes a buoyancy tank (3) which is also connected during production to the lifting device in order to be able to be raised from a submerged operating position to a storage position in or on the vessel, and vice versa, an upper riser segment (2) comprising a number of flexible risers which during production hang like a chain line between the buoyancy tank and a connection area in the vessel, the risers being connected to a process system on the vessel, and a lower riser segment (4) which, during production, extends between the buoyancy tank and the connection point on the seabed, as at its upper end it has fluid communication with the upper riser segment via the buoyancy tank, and at its lower end is equipped with a coupling head (11) which is adapted for connection to the connection point on the seabed.

2. Riser system according to claim 1, characterized by the fact that: the vessel of the type DP FPSO is a ship (1) which is equipped to ensure safe and accurate positioning at a significant wave height of at least 7 m, and is equipped at both ends with a bow that can be oriented towards the direction of the weather, and furthermore is the ship equipped with a front moonpool (6) centrally located in the ship's axis of rotation, an aft moonpool (5) which is located in the ship's centreline, a heave-compensated lifting device (8) which is tightly connected via a cable (14) during production to a buoyancy tank ( 3), as the buoyancy tank during production is sought to be held under the forward moonpool and thereby in the ship's axis of rotation, as the riser system further comprises an upper riser segment (2) which at the upper end, through the aft moonpool and with flange connections, is connected to a process plant in the ship, and at the lower end, with one or more "in-line" swivels, is connected to the buoyancy tank, a lower riser segment (4) with a number of flexible pipes corresponding to the number in the upper riser segment, as the ift tank during production is connected between the upper and the lower riser segment with fluid communication through an adapted number of pipes (16) in the buoyancy tank, where the lower riser segment is equipped at the lower end with a coupling head (11) and a high-pressure swivel (12) with electric or hydraulic drive motor for turning when exceeding predetermined limit values for turning the ship, for connection to the connection point on the seabed, and further the riser system includes bending limiters in the form of bending struts (7) and framework arranged at the buoyancy tank and the coupling head, at least one umbilical cord (10), and a swivel (9) located above the buoyancy tank.

3. Riser system according to claim 1 or 2, characterized by the fact that the buoyancy tank (3) has a cylindrical design and is divided into sections, so that it can be ballasted and buoyancy adjusted as required.

4. Riser system according to claim 1, 2 or 3, characterized in that the buoyancy tank (3) is provided with a number of vertically extending tunnel pipes (15) which are in an appropriate number and are dimensioned for the passage of risers, umbilical cords and cables respectively.

5. Riser system according to claim 2, characterized in that the forward moonpool (6) is provided with support and locking devices for storing and retaining the buoyancy tank in a stored position therein, and is further provided with work platforms for the use of personnel in connection with the aforementioned storage and later release of the buoyancy tank .

6. Riser system according to one of claims 1, 2, 3 or 4, characterized in that the buoyancy tank (3) during production is connected to the lifting device via a cable (14) which also constitutes a position reference for the vessel's DP system, as the cable extends through the forward moonpool.

7. Riser system according to claim 1, 2, 3, 4 or 6, characterized in that a protective structure (17) is arranged at the lower end of the buoyancy tank which surrounds the upper part of the lower riser segment, for the protection of this part when the vessel turns and the upper riser segment lies in a spiral around the said part.

8. Riser system according to claim 1 or 2, characterized in that the coupling head (11) comprises a separate shut-off valve (19) for each riser, and bypass connections (20) with associated isolation valve are arranged between the nearest riser.

9. Riser system according to claim 1 or 2, characterized in that it comprises a high-pressure swivel (12) which is arranged between the coupling head and the coupling point on the seabed, the high-pressure swivel being provided with a drive motor for turning the coupling head when necessary.

10. Riser system according to claim 1 or 2, characterized in that the upper riser segment (2) comprises 2 to 4 flexible risers which, during the system's operation, hang like a chain line between the buoyancy tank (3) and the aft moonpool (5), and are oriented in the vertical plane with a specified minimum mutual distance or longer for to avoid conflict during movement.

11. Riser system according to claim 1 or 2, characterized in that the lower riser segment (4) comprises 2 to 4 flexible risers and/or flanged rigid pipes of composite material.

12. Riser system according to claim 1, 2 or 8, characterized in that a connection point (13) on the seabed comprises locking mechanisms (21) and shut-off valves (19) which can be controlled with control signals emitted from the vessel's control room, and which can also be controlled using an ROV.