NO320336B1 - Dypvannsstigerorsystem - Google Patents
Dypvannsstigerorsystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO320336B1 NO320336B1 NO19993186A NO993186A NO320336B1 NO 320336 B1 NO320336 B1 NO 320336B1 NO 19993186 A NO19993186 A NO 19993186A NO 993186 A NO993186 A NO 993186A NO 320336 B1 NO320336 B1 NO 320336B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- riser
- buoyancy
- assembly according
- deep water
- casing pipe
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 17
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 241000239290 Araneae Species 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000008676 import Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 241001317177 Glossostigma diandrum Species 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/012—Risers with buoyancy elements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
- E21B19/004—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling supporting a riser from a drilling or production platform
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Revetment (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Measurement And Recording Of Electrical Phenomena And Electrical Characteristics Of The Living Body (AREA)
- Piezo-Electric Or Mechanical Vibrators, Or Delay Or Filter Circuits (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en montasje for understøttelse av stigerør ved offshore-anvendelser. Mer spesielt angår oppfinnelsen en montasje for understøttelse av stigerør som forbinder undervannsutstyr, så som brønner eller manifolder, på havbunnen med overflateutstyr, så som ventiltrær eller annet produksjonsutstyr som er anordnet på plattformer av staketypen (spar-type platforms) eller liknende.
Ved tradisjonelle, bunnfundamenterte plattformer med faste eller stive tårnkonstruksjoner, kjent som plattform-stålunderstell, er stigerør forsynt med sidestøtte med drivrør eller lederør som er installert gjennom hele lengden av plattformens konstruksjonsrammeverk. Lederørene er rørvarer med stor diameter som er forbundet med rammeverket med lederørføringer som er montert med korte mellomrom langs lengden av plattformunderstellet. Selv om de i siste instans understøtter produksjonsstigerør, tjener lederørene også til å lede borestrengen, undervannsventilplassering, og annet bore- og kompletteringsutstyr før installasjon av produksjonsstigerørene.
Tradisjonelle, bunnfundamenterte plattformer er imidlertid blitt ført frem til de logiske dybdebegrensninger ved utviklingen av olje- og gassreserver til havs. Økonomiske og tekniske betraktninger antyder at alternativer til denne tradisjonelle teknologi må benyttes ved utviklingen av dypvannsprospekter.
Stakeplattformer tilveiebringer et alternativ som kan understøtte offshore-utbygginger på meget dypt vann mer økonomisk enn tradisjonelle, faste plattformer. Stakeplattformer kan tilpasses til en rekke konfigurasjoner, deriblant boreplattformer og bore- og produksjonsplattformer. Videre er stakeplattformer velegnet for en lovende konstruksjonsforutsetning som benytter minimale konstruksjoner, f.eks. staker med minimalt kompletterings- og overhalingsutstyr, eller også ministaker som utelukkende er reservert for produksjonsoperasjoner.
Forskjellige tradisjonelle, faste plattformer, stakeplattformer og andre dypvannskonsepter er konstruert for å "gi etter" på kontrollert måte som reaksjon på dynamiske omgivelsesbelastninger, i stedet for å motstå disse krefter på stiv måte. En tillokkelse ved stakekonstruksjonen er imidlertid dens karakteristiske motstand mot hiv-og stampebevegelser. Ikke desto mindre er staker utsatt for tilstrekkelig bevegelse på havoverflaten til at dette kan være en viktig konstruksjonsparameter for tilkoplede komponenter, så som stigerør som kan utsettes for betydelig relativ bevegelse sammen med utstyr på stakeplattformen. Stigerørene utsettes for knekkingssvikt dersom en tilstrekkelig netto kompresjonsbelastning utvikler seg i stigerøret. Dette ville føre til sammenbrudd av banen inne i stigerøret som er nødvendig for bore- eller produksjonsoperasjoner. På liknende måte kan for stor strekkraft fra ukompensert understøttelse også skade stigerøret.
Direkte understøttelse fra stakeplattformen til stigerøret krever således et stigerørstrammesystem med bevegelseskompensasjonsevne for å oppta denne relative bevegelse. Hva enten systemet er aktivt eller passivt, krever dette store konstruksjonskomponenter med lang levetid og bevegelige deler i det barske offshore-miljø.
Alternativt kan stigerøret være uavhengig understøttet, f.eks. ved hjelp av tilstrekkelige, nedsenkede oppdriftsmoduler, for å sikre en nettostramming (eller i det minste for å unngå en for stor kompresjonsbelastning) for å beskytte stigerørets integritet over hele området av stigerørbevegelse. Det kreves imidlertid fremdeles en stigerør-plattform-grenseflate som kan oppta relativ bevegelse mellom stigerøret og staken. Likevel må denne grenseflate ikke introdusere altfor store bøyemomenter og/eller slitasje på stigerøret. Dette kan være et spesielt problem med staker som har vesentlige lengder av vertikalt nedragende struktur gjennom hvilken stigerørene må passere for å forbinde utstyr på plattformdekket med utstyr på havbunnen.
Denne lengde av vertikal struktur fremkaller andre vanskeligheter ved bare det å føre produksjonsstigerør eller også borestrengen eller annen utrustning ned til brønnene eller undervannsmanifolden.
US-A-3 017 934 viser en dypvannsstigerørmontasje ifølge innledningen til krav 1.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en dypvannsstigerørmontasje som på sikker måte understøtter stigerøret og opptar relativ bevegelse mellom stigerøret og plattformen, samtidig som den unngår behovet for komplisert, bevegelseskompen-serende maskineri.
I overensstemmelse med oppfinnelsen er det tilveiebrakt en dypvannsstigerørmontasje for anvendelse på en offshore-plattform, hvilken montasje omfatter
et stigerør som forbinder undervannsutstyr med et overflatebrønnhode, og
en oppdriftskappemontasje (buoyancy can assembly) som omfatter et åpenendet oppdriftskapperør som omgir den øvre del av stigerøret, en tetning som er anordnet i en øvre del av oppdriftskapperøret slik at den effektivt lukker ringrommet mellom stigerøret og oppdriftskapperøret, og en lastoverføringsforbindelse mellom oppdriftskapperøret og stigerøret,
og hvor montasjen er kjennetegnet ved at
et trykkladekammer står i forbindelse med ringrommet mellom stigerøret og oppdriftskapperøret på et sted under tetningen, og at
oppdriftskapperøret strekker seg opp til en slitasjebestandig bøssing i en stigerørføringskonstruksjon av plattformen, slik at slitasjegrenseflaten befinner seg mellom den slitasjebestandige bøssing og oppdriftskapperøret.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende ved hjelp av utførelses-eksempler under henvisning til tegningene, der
fig. 1 viser et sideriss av en stakeplattform som omfatter et stigerørsystem ifølge oppfinnelsen,
fig. 2 viser et tverrsnittsriss av stakeplattformen omfattende stigerørsystemet på fig. 1, etter linjen 2-2 på fig. 1,
fig. 3 viser et tverrsnittsriss av stakeplattformen omfattende stigerørsystemet på fig. 1, etter linjen 3-3 på fig. 1,
fig. 4 viser et tverrsnittsriss av stakeplattformen omfattende stigerørsystemet på fig. 1, etter linjen 4-4 på fig. 1,
fig. 5 viser et tverrsnittsriss av stakeplattformen omfattende stigerørsystemet på fig. 1, etter linjen 5-5 på fig. 1,
fig. 6 viser et skjematisk snittriss av en stigerørmontasje ifølge oppfinnelsen,
fig. 7 viser et sideriss av en stigerørmontasje ifølge oppfinnelsen,
fig. 8 viser et utspilt perspektivriss av komponenter av en øvre tetning i en utførelse av oppfinnelsen,
fig. 9 viser et tverrsnittsriss av de monterte komponenter i den øvre tetningskonfigurasjon på fig. 8,
fig. 10 viser et perspektivriss av en øvre tetning under stigerørinstallasjon i en utførelse av oppfinnelsen, og
fig. 11 viser et tverrsnittsriss av de monterte komponenter i den øvre tetningskonfigurasjon på fig. 10.
Fig. 1 viser en stake 8 med et dypvannsstigerørsystem 10 ifølge oppfinnelsen. I denne illustrasjon understøtter staken 8 et dekk 12 med et skrog 14 som har to atskilte oppdriftsseksjoner 14A og 14B med ulik diameter. Et motvekt 16 er anordnet ved bunnen av staken, og motvekten er atskilt fra oppdriftsseksjonene ved hjelp av et i hovedsaken åpent fagverksrammeverk 18. Fortøyningsliner 19 fastgjør stakeplattformen over brannstedet.
Produksjonsstigerør 20 er innlemmet i dypvannsstigerørsystemet 10. Produksjonsstigerørene forbinder brønner 22 eller manifolder på havbunnen 24 med overflatekompletteringer på dekket 12 for å tilveiebringe en strømningsledning for produksjon av hydrokarboner fra undersjøiske reservoarer. Stigerørene 20 strekker seg her gjennom en indre eller sentral underdekksåpning 26 som er vist i tverrsnittsrissene på fig. 2-5.
Stakeplattformer motstår på karakteristisk måte, men eliminerer ikke, hiv- og stampebevegelser. Videre bidrar også annen dynamisk respons på omgivelseskrefter til relativ bevegelse mellom stigerørene 20 og stakeplattformen 8. Effektiv understøttelse for stigerørene som kan oppta denne relative bevegelse, er kritisk på grunn av at en netto kompresjonsbelastning kan knekke stigerøret og forårsake sammenbrudd av den bane inne i stigerøret som er nødvendig for å lede brønnfluider til overflaten. På liknende måte kan for stor stramming fra ukompensert, direkte understøttelse skade stigerøret alvorlig.
Idet man vender tilbake til fig. 1, tilveiebringer oppfinnelsen en dypvannsstigerørmontasje for denne understøttelse. En oppdriftskappemontasje 30 tilveiebringer et åpenendet oppdriftskapperør 32 med stor diameter som omgir den øvre endedel av produksjonsstigerøret 20 langs dettes passasje ned gjennom underdekksåpningen og gjennom stakelegemet. Produksjonsstigerøret 20 med mindre diameter kommer ut fra bunnen av oppdriftskapperøret 32 under bunnen av staken.
Fig. 2 viser et tverrsnitt av staken 8 og dypvannsstigerørsystemet 10 tatt gjennom den øvre oppdriftsseksjon 14A. Et antall oppdriftskamre 40 er avgrenset mellom en innervegg 44 og en yttervegg 42. Et antall dypvannstigerørsystemer 10 er utplassert i en stigerøroppstilling gjennom underdekksåpningen 26. I denne seksjon oppviser hvert stigerørsystem konsentrisk anordnede produksjonsstigerør 20 og oppdriftskapperør 32.
Tverrsnittet på fig. 3 og 4 er tatt under vannlinjen i et mellomrom 48 mellom bunnen av den øvre oppdriftsseksjon 14A og toppen av den nedre oppdriftsseksjon 14B.
Fig. 3 ser oppover, på en stigerørføringsstruktur 50A som i denne utførelse er anordnet ved bunnen av den øvre oppdriftsseksjon 14A. Stigerørføringsstrukturen tilveiebringer et føringsrør 52 for hvert dypvannsstigerørsystem 10, idet alle er sammenkoplet i et konstruksjonsrammeverk som er forbundet med stakens skrog 14. Videre er en vesentlig tetthet av strukturelt lederørrammeverk i denne utførelse tilveiebrakt på dette nivå for å binde lederør-førmgsstrukturene 50 for hele stigerøroppstillingen til stakeskroget. Videre kan dette omfatte en plate 45 tvers over underdekksåpningen 26. Fig. 3 viser også en oppdriftsseksjons-mellomromsstruktur 46.
Tverrsnittet på fig. 4 gjennom mellomrommet 48 ser nedover på toppen av den nedre oppdriftsseksjon 14B. I denne utførelse er en annen stigerørføringsstruktur 50B i mellomrommet 48 forsynt med en vesentlig tetthet av lederørrammeverk eller med en plate 45 tvers over underdekkesåpningen 26. En tredje plate 45 er forsynt med oppdriftskapperørføringer 50C ved bunnen av staken 8, her over underdekksåpningen 26 ved motvekten 16. Se fig. 5.
Tettheten av lederørrammeverk og/horisontale plater 45 tjener til å dempe hivbevegelse av staken. Den innfangede vannmasse som treffes av denne horisontale konstruksjon, er videre nyttig ved avstemning av stakens dynamikk, både for å definere harmoniske svingninger og treghetsrespons. Denne virtuelle masse er likevel tilveiebrakt med et mininum av stål og uten i vesentlig grad å øke stakens oppdriftskrav.
Horisontale hindringer tvers over underdekksåpningen i en stake med atskilt oppdriftsseksjon kan også forbedre dynamisk respons ved å hemme passasjen av dynamiske bølgetrykk gjennom mellomrommet 48, opp gjennom underdekksåpningen 26. Andre plasseringsnivåer for lederørføringsrammeverket, horisontale plater eller annen horisontal treff- eller kollisjonsstruktur kan være nyttig, enten det er tvers over underdekksåpningen, som ytre fremspring fra staken, eller også som en komponent av de relative størrelser av de øvre og nedre oppdriftsseksjoner 14A hhv. 14B.
Videre kan vertikale kollisjonsflater, så som tilføyelsen av vertikale plater på forskjellige nivåer i det åpne fagverksrammeverk 18, på liknende måte forbedre stampingsdynamikk for staken med effektiv innfanget masse.
Fig. 6 viser et skjematisk snittriss av en dypvannsstigerørmontasje 10 som er konstruert i overensstemmelse med oppfinnelsen. Inne i stakekonstruksjonen løper produksjonsstigerør 20 konsentrisk inne i oppdriftskapperør 32. En eller flere sentraliseringsanordninger 60 sikrer denne plassering. En sentraliseringsanordning 60 er her festet ved den nedre kant av oppdriftskapperøret og er forsynt med en lastoverføringsforbindelse 64A i form av en elastomer, bøyelig skjøt som opptar aksial belastning, men overfører en viss bøyningsdeformasjon og dermed tjener til å beskytte stigerøret 20 mot ekstreme bøyemomenter som ville oppstå som et resultat av en fast stigerør-stake-forbindelse ved bunnen av staken 8. I denne utførelse er bunnen av oppdriftskapperøret for øvrig åpen mot sjøen.
Toppen av oppdriftskapperøret er imidlertid forsynt med en øvre tetning 62 og en lastoverføringsforbindelse 64B. Stigerøret 20 strekker seg gjennom tetningen 62 og oppviser et ventiltre 66 nær det ikke viste produksjonsutstyr. Dette er forbundet med en fleksibel rørledning som heller ikke er vist. I denne utførelse har den øvre lastoverføringsforbindelse 64B en mindre betydelig rolle enn den nedre lastoverføringsforbindelse 64A som opptar belastningen av produksjonsstigerøret under denne. I motsetning til dette opptar den øvre lastoverføringsforbindelse bare stigerørbelastningen gjennom lengden av staken, og dette er bare nødvendig for å forøke stigerørsidestøtten som tilveiebringes til produksjonsstigerøret ved hjelp av det konsentriske oppdriftskapperør som omgir stigerøret.
Eksterne oppdriftstanker 68 er anordnet rundt omkretsen av oppdriftskapperøret 32 som har forholdsvis stor diameter, og tilveiebringer tilstrekkelig oppdrift til i det minste å bære oppe et ubelastet oppdriftskapperør. Ved noen anvendelser kan det være ønskelig at de harde tanker eller andre former for ytre oppdriftstanker 68 tilveiebringer en viss redundans i den totale stigerørunderstøttelse.
Ytterligere, lastbærende oppdrift tilveiebringes til oppdriftskappemontasjen 30 ved tilstedeværelse av en gass, f.eks. luft eller nitrogen, i ringrommet 78 mellom oppdriftskapperøret 32 og stigerøret 20 under tetningen 62. Et trykkladesystem 72 tilveiebringer denne gass og driver vann ut av bunnen av oppdriftskapperøret 32 for å etablere den lastbærende oppdriftskraft i stigerørsystemet.
Lastoverføringsforbindelsene 64A og 64B tilveiebringer en forholdsvis fast understøttelse fra oppdriftskappemontasjen 30 til stigerøret 20. Relativ bevegelse mellom staken 8 og den tilkoplede stigerør/oppdriftsmontasje opptas ved stigerørføringsstrukturene som omfatter slitasjebestandige bøssinger eller hylser inne i stigerørføringsrør 52. Slitasjegrenseflaten befinner seg mellom føringsrørene og oppdriftskappen med stor diameter, slik at stigerørene 20 er beskyttet.
Fig. 7 viser et sideriss av et dypvannsstigerørsystem 10 i en delvis gjennomskåret stake 8. Liksom fig. 1-5 har den viste stake to oppdriftsseksjoner 14A og 14B med ulik diameter som er atskilt av et mellomrom 48. Et motvekt 16 er anordnet ved bunnen av staken, atskilt fra oppdriftsseksjonene ved hjelp av et i hovedsaken åpent fagverksrammeverk 18.
Stigerøret 20 med forholdsvis liten diameter strekker seg gjennom oppdriftskapperøret 32 med forholdsvis stor diameter. Harde tanker 68 er festet rundt oppdriftskapperøret 32, og en gass som innsprøytes i ringrommet 78, driver vann/gass-grenseflaten 80 inne i oppdriftskapperøret 32 langt ned gjennom kappemontasjen 30.
Oppdriftskappemontasjen 30 er glidende opptatt gjennom et antall stigerørføringer 50 av hvilke noen kan være knyttet til horisontale plater 45.
Et annet valgfritt særtrekk ved denne utførelse er fraværet av harde tanker 68 nær mellomrommet 48. Mellomrommet 48 i denne stakekonstruksjon kontrollerer virvelstrømindusert vibrasjon ("VIV" = vortex induced vibration) på de sylindriske oppdriftsseksjoner 14 ved å dividere sideforholdet (diameter i forhold til høyde under vannlinjen) med to, idet de atskilte oppdriftsseksjoner 14A og 14B har like volumer og f.eks. en atskillelse på ca. 10% av diameteren av den øvre oppdriftsseksjon. Videre reduserer mellomrommet dragsug (drag) på staken, uten hensyn til strømretningen. Begge disse fordeler krever at strømmen har evne til å passere gjennom staken ved mellomrommet. Reduksjon av ytterdiameteren av et antall dypvannsstigerørsystemer ved dette mellomrom kan derfor muliggjøre disse fordeler.
En annen fordel med mellomrommet 48 er at det tillater passering av import- og eksport-kjedelinjestigerør av stål som er montert utenfor den nedre oppdriftsseksjon 14B, inn i underdekksåpningen 26. Dette tilveiebringer fordelene og bekvemmeligheten med å henge disse stigerør utenfor stakens skrog, men tilveiebringer beskyttelsen med å ha disse inne i underdekksåpningen nær vannlinjen hvor kollisjonsskade frembyr den største fare og tilveiebringer en konsentrasjon av ledninger som letter effektivt behandlingsutstyr. Det skal bemerkes at eksport- og importstigerørene og detaljer ved prosesseringsutstyret er utelatt fra tegningene med henblikk på forenkling av disse.
I denne illustrasjon er en vesentlig lengde av fagverksspennet 18 bortbrutt med henblikk på forenkling. Man må imidlertid være klar over at staken 8 har en vesentlig total lengde og kan ha mange konstruksjonselementer og andre stigerørsystemer som må unngås ved kjøring av produksjonsstigerør 20. Videre må bore-, kompletterings- og overhalingsoperasjoner sende utstyr på sikker og effektivt måte gjennom hele lengden av staken på veien ned til havbunnen.
Understøttet av bare harde tanker 68 (uten en trykkladet kilde for ringromoppdrift) kan uforseglede og åpne topp-oppdritfskapperør 32 gjøre tjeneste mye på samme måte som brønnlederør på tradisjonelle, faste plattformer. Således tillater den store diameter av oppdriftskapperøret passering av utstyr, så som en styretrakt og en kompakt slammatte som forberedelse for boring, et borestigerør med et integrert plattformkoplingsstykke (tieback connector) for boring, et overflateforingsrør med en tilkoplingsplugg, et kompakt undervannsventiltre eller andre ventilmontasjer, et kompakt vaiersluserør (wireline lubricator) for overhalingsoperasjoner, etc, så vel som produksjonsstigerøret og dettes plattformkoplingsstykke. Slike andre verktøy kan understøttes på konvensjonell måte fra et boretårn, en portalkran eller liknende gjennom hele operasjonene, liksom også selve produksjonsstigerøret under installasj onsoperasj oner.
Etter at produksjonsstigerøret er kjørt ned (med sentraliseringsanordningen 60 fastgjort) og satt sammen med brønnen, etableres tetningen 62, ringrommet lades med gass og sjøvann tømmes ut, og produksjonsstigerørets belastning overføres til oppdriftskappemontasjen 30 etter hvert som den deballasterte montasje stiger og lastoverføringsforbindelsene ved toppen og bunnen av montasjen kommer i inngrep. Fig. 8 og 9 og fig. 10 og 11 viser to alternative utførelser for frembringelse av tetningen 62 ved toppen av oppdriftskappemontasjen 30. Fig. 8 og 9 viser et hengerarrangement 62A i henholdsvis et "forstørret", utspilt riss og et montert riss. Toppen av oppdriftskapperøret 32 er her utstyrt med et hus 80 som er tettet ved denne forbindelse med en pakning 82. Et opphengskar 84 er innbygget i huset, og en hengerspole 86 er anordnet på stigerøret 20. En tetningsmontasje 88 sikrer trykkintegriteten av hengertetningen 62A. Fig. 10 og 11 viser et paknings/spider-arrangement i henholdvis et installasjonsriss og et montert riss. Det er her anordnet en eneste ringformet tetning ved hjelp av en lavtrykks, oppblåst pakning 90. Konstruksjons-lastoverføringsforbindelsen er tilveiebrakt ved hjelp av en separat spidermontasje 92 med krager 94 som opptar en smidd avhengingsflens 96. Én fordel med denne konfigurasjon er at pakningen 90 kan oppta en viss grad av bevegelse inne i oppdriftskapperørene 32 uten å sette tetningen i fare, f.eks. som reaksjon på vinkelbevegelse som overføres via den nedre lastoverføringsforbindelse.
Selv om den er vist separat, kan pakningen 90 på fig. 11 installeres under hengermontasjen på fig. 8 og 9 for å tilveiebringe redundans. Andre modifikasjoner og kombinasjoner av lastoverførings- og trykktetninger kan også benyttes uten å avvike fra rammen av oppfinnelsen.
Videre, selv om det er vist i en illusterende utførelse som utnytter den foreliggende oppfinnelse i en stake som har et antall innbyrdes atskilte oppdriftsseksjoner med et mellomrom derimellom, en indre underdekksåpning og et i hovedsaken åpent fagverk som atskiller oppdriftsseksjonene fra motvekten, er det klart at dypvannsstigerørmontasjen ifølge oppfinnelsen ikke er begrenset til denne type stakeutførelse. Slike stigerørmontasjer kan kjøres utvendig på staker uten underdekksåpninger, og de kan benyttes i "klassiske staker" i hvilke oppdriftsseksjonen, molvektmellomromsstrukturen og motvekten alle er anordnet i profilen av et eneste langstrakt, sylindrisk skrog, etc.
Claims (9)
1. Dypvannsstigerørmontasje som er installert på en offshoreplattform, omfattende
et stigerør (20) som forbinder undervannsutstyr (22) med et overflatebrønnhode (66), og
en oppdriftskappemontasje (30) som omfatter et åpenendet oppdriftskapperør (32) som omgir den øvre del av stigerøret (20), en tetning (62) som er anordnet i en øvre del av oppdriftskapperøret (32) slik at den effektivt lukker ringrommet (78) mellom stigerøret (20) og oppdriftskapperøret (32), og en lastoverføringsforbindelse (64A, 64B) mellom oppdriftskapperøret (32) og stigerøret (20),
karakterisert ved at
et trykkladekammer (72) står i forbindelse med ringrommet (78) mellom stigerøret (20) og oppdriftskapperøret (32) på et sted under tetningen (62), og at
oppdriftskapperøret (32) strekker seg opp til en slitasjebestandig bøssing i en stigerørføringskonstruksjon (50) av plattformen, slik at slitasjegrenseflaten befinner seg mellom den slitasjebestandige bøssing og oppdriftskapperøret.
2. Dypvannsstigerørmontasje ifølge krav 1, karakterisert ved at tetningen (62) omfatter en la<y>trykkspakning (90).
3. Dypvannsstigerørmontasje ifølge krav 1, karakterisert ved at tetningen (62) omfatter en hengertetningsmontasje (62A) som også omfatter lastoverføringsforbindelsen (64A, 64B).
4. Dypvannsstigerørmontasje ifølge ett av kravene 1-3, karakterisert ved at den omfatter en fast oppdriftsmodul (68) som er forbundet med oppdriftskapperøret (32) og bidrar med oppdrift til dette.
5. Dypvannsstigerørmontasje ifølge krav 4, karakterisert ved at den faste oppdriftsmodul (68) er en hard tank som er montert rundt omkretsen av oppdriftskapperøret (32).
6. Dypvannsstigerørmontasje ifølge ett av kravene 1-5, karakterisert ved at den omfatter en nedre sentraliseringsanordning (60) som er forbundet med stigerøret (20) på et nivå som svarer til en nedre endedel av oppdriftskapperøret (32), og som sikrer innrettingen av stigerøret (20) i oppdriftskapperøret (32).
7. Dypvannsstigerørmontasje ifølge krav 6, karakterisert ved at sentraliseringsanordningen (60) videre omfatter en elastomer, bøyelig skjøt.
8. Dypvannsstigerørmontasje ifølge krav 7, karakterisert ved at den omfatter en spenningsskjøt på stigerøret der hvor sentraliseringsanordningen er festet.
9. Dypvannsstigerørmontasje ifølge ett av kravene 1-8, karakterisert ved at den omfatter et antall oppdriftskappeføringer (52) som glidbart opptar det ytre av oppdriftskapperøret (32) for å sikre mot tverrgående bevegelse, og for å tillate relativ aksial bevegelse av oppdriftskapperøret (32) i forhold til offshore-plattformen.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US3446596P | 1996-12-31 | 1996-12-31 | |
PCT/EP1997/007342 WO1998029638A2 (en) | 1996-12-31 | 1997-12-30 | Deepwater riser system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO993186D0 NO993186D0 (no) | 1999-06-25 |
NO993186L NO993186L (no) | 1999-06-25 |
NO320336B1 true NO320336B1 (no) | 2005-11-21 |
Family
ID=21876600
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19993186A NO320336B1 (no) | 1996-12-31 | 1999-06-25 | Dypvannsstigerorsystem |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6161620A (no) |
BR (1) | BR9714110A (no) |
GB (1) | GB2335452B (no) |
ID (1) | ID21771A (no) |
MY (1) | MY118093A (no) |
NO (1) | NO320336B1 (no) |
OA (1) | OA11138A (no) |
WO (1) | WO1998029638A2 (no) |
Families Citing this family (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
BR9911927A (pt) * | 1998-07-06 | 2001-11-20 | Seahorse Equip Corp | Restrição lateral de tubo ascendente de cavidadee sistema de instalaçào para plataforma afastadada costa |
FR2782341B1 (fr) * | 1998-08-11 | 2000-11-03 | Technip Geoproduction | Installation d'exploitation d'un gisement en mer et procede d'implantation d'une colonne montante |
NO311374B1 (no) * | 1998-09-25 | 2001-11-19 | Eng & Drilling Machinery As | Fremgangsmate ved holding av stigeror under strekk og anordning for a sette stigeror under strekk |
US6176646B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-01-23 | Deep Oil Technology, Incorporated | Riser guide and support mechanism |
FR2790054B1 (fr) * | 1999-02-19 | 2001-05-25 | Bouygues Offshore | Procede et dispositif de liaison fond-surface par conduite sous marine installee a grande profondeur |
US6244347B1 (en) | 1999-07-29 | 2001-06-12 | Dril-Quip, Inc. | Subsea well drilling and/or completion apparatus |
US6336508B1 (en) * | 2000-01-21 | 2002-01-08 | Shell Oil Company | Subsea, releasable bop funnel |
US6488447B1 (en) * | 2000-05-15 | 2002-12-03 | Edo Corporation | Composite buoyancy module |
US6435775B1 (en) * | 2000-05-22 | 2002-08-20 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Buoyancy system with buoyancy module seal |
AU2001271364A1 (en) * | 2000-08-21 | 2002-03-04 | Cso Aker Maritime, Inc. | Engineered material buoyancy system, device, and method |
US6632112B2 (en) | 2000-11-30 | 2003-10-14 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Buoyancy module with external frame |
US6712560B1 (en) | 2000-12-07 | 2004-03-30 | Fmc Technologies, Inc. | Riser support for floating offshore structure |
WO2002084068A1 (en) | 2001-04-11 | 2002-10-24 | Cso Aker Maritime, Inc. | Compliant buoyancy can guide |
US6679331B2 (en) * | 2001-04-11 | 2004-01-20 | Cso Aker Maritime, Inc. | Compliant buoyancy can guide |
NO319971B1 (no) * | 2001-05-10 | 2005-10-03 | Sevan Marine As | Offshore-plattform for boring etter eller produksjon av hydrokarboner |
US6595293B2 (en) * | 2001-05-23 | 2003-07-22 | Cooper Cameron Corporation | Apparatus and method for connecting riser between a floating vessel and a subsea structure |
US6805201B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-10-19 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
US7096957B2 (en) * | 2002-01-31 | 2006-08-29 | Technip Offshore, Inc. | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
US6896062B2 (en) | 2002-01-31 | 2005-05-24 | Technip Offshore, Inc. | Riser buoyancy system |
US20030141069A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Davies Richard Lloyd | Riser buoyancy system |
BR0302593B1 (pt) * | 2002-09-11 | 2011-08-09 | tambor de flutuação de haste complacente e guia. | |
US6886637B2 (en) * | 2003-06-19 | 2005-05-03 | Mentor Subsea Technology Services, Inc. | Cylinder-stem assembly to floating platform, gap controlling interface guide |
US7328747B2 (en) * | 2004-05-03 | 2008-02-12 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Integrated buoyancy joint |
US7044072B2 (en) * | 2004-09-29 | 2006-05-16 | Spartec, Inc. | Cylindrical hull structure |
BRPI0516552C8 (pt) * | 2004-10-06 | 2017-06-20 | Single Buoy Moorings | conector de tubo ascendente |
US7188574B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-03-13 | Spartec, Inc. | Cylindrical hull structural arrangement |
GB2429992A (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 2H Offshore Engineering Ltd | Production system |
US8387703B2 (en) * | 2007-10-12 | 2013-03-05 | Horton Wison Deepwater, Inc. | Tube buoyancy can system |
US20090223673A1 (en) * | 2008-03-04 | 2009-09-10 | Bartlett William F | Offshore Riser Retrofitting Method and Apparatus |
US20110091284A1 (en) * | 2009-10-19 | 2011-04-21 | My Technologies, L.L.C. | Rigid Hull Gas-Can Buoys Variable Buoyancy |
US20110280668A1 (en) * | 2009-11-16 | 2011-11-17 | Rn Motion Technologies | Hang-Off Adapter for Offshore Riser Systems and Associated Methods |
NO20100038A1 (no) | 2010-01-11 | 2011-07-13 | Sebastian Salvesen Adams | Pressapnet emballasje med helletrakt |
NO332120B1 (no) * | 2010-04-15 | 2012-06-25 | Aker Engineering & Technology | Flytende understell |
US8764346B1 (en) * | 2010-06-07 | 2014-07-01 | Nagan Srinivasan | Tension-based tension leg platform |
US8651038B2 (en) * | 2011-01-28 | 2014-02-18 | Technip France | System and method for multi-sectional truss spar hull for offshore floating structure |
MY173337A (en) * | 2013-04-15 | 2020-01-16 | Single Buoy Moorings | Riser tensioner conductor for dry-tree semisubmersible |
WO2018087595A1 (en) * | 2016-11-10 | 2018-05-17 | Single Buoy Moorings, Inc. | Seawater intake riser interface with vessel hull |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3017934A (en) * | 1955-09-30 | 1962-01-23 | Shell Oil Co | Casing support |
US3426858A (en) * | 1957-07-12 | 1969-02-11 | Shell Oil Co | Drilling |
US3858401A (en) * | 1973-11-30 | 1975-01-07 | Regan Offshore Int | Flotation means for subsea well riser |
US3952526A (en) * | 1975-02-03 | 1976-04-27 | Regan Offshore International, Inc. | Flexible supportive joint for sub-sea riser flotation means |
US3981357A (en) * | 1975-02-03 | 1976-09-21 | Exxon Production Research Company | Marine riser |
US3992889A (en) * | 1975-06-09 | 1976-11-23 | Regan Offshore International, Inc. | Flotation means for subsea well riser |
US4216834A (en) * | 1976-10-28 | 1980-08-12 | Brown Oil Tools, Inc. | Connecting assembly and method |
US4185694A (en) * | 1977-09-08 | 1980-01-29 | Deep Oil Technology, Inc. | Marine riser system |
US4198179A (en) * | 1978-08-11 | 1980-04-15 | The Offshore Company | Production riser |
US4297965A (en) * | 1979-09-06 | 1981-11-03 | Deep Oil Technology, Inc. | Tension leg structure for tension leg platform |
US4436451A (en) * | 1980-02-20 | 1984-03-13 | Anderson Harold E | Self-standing marine riser |
US4448266A (en) * | 1980-11-14 | 1984-05-15 | Potts Harold L | Deep water riser system for offshore drilling |
US4473323A (en) * | 1983-04-14 | 1984-09-25 | Exxon Production Research Co. | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser |
CA1197385A (en) * | 1983-09-23 | 1985-12-03 | Fathom Oceanology Limited | Buoyancy-supported struts for ocean platforms |
CA1197697A (en) * | 1983-10-12 | 1985-12-10 | Fathom Oceanology Limited | Buoyancy support for deep-ocean struts |
US4646840A (en) * | 1985-05-02 | 1987-03-03 | Cameron Iron Works, Inc. | Flotation riser |
US4648747A (en) * | 1985-06-26 | 1987-03-10 | Hughes Tool Company | Integral buoyant riser |
US4630970A (en) * | 1985-09-13 | 1986-12-23 | Exxon Production Research Co. | Buoyancy system for submerged structural member |
US4626136A (en) * | 1985-09-13 | 1986-12-02 | Exxon Production Research Co. | Pressure balanced buoyant tether for subsea use |
US4702321A (en) * | 1985-09-20 | 1987-10-27 | Horton Edward E | Drilling, production and oil storage caisson for deep water |
US4657439A (en) * | 1985-12-18 | 1987-04-14 | Shell Offshore Inc. | Buoyant member riser tensioner method and apparatus |
US4762180A (en) * | 1987-02-05 | 1988-08-09 | Conoco Inc. | Modular near-surface completion system |
US5199821A (en) * | 1990-12-10 | 1993-04-06 | Shell Oil Company | Method for conducting offshore well operations |
BR9301600A (pt) * | 1993-04-20 | 1994-11-08 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de tensionamento de tubos rígidos ascendentes por meio de grelha articulada |
-
1997
- 1997-12-23 US US08/997,631 patent/US6161620A/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-12-29 MY MYPI97006385A patent/MY118093A/en unknown
- 1997-12-30 GB GB9912464A patent/GB2335452B/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-30 WO PCT/EP1997/007342 patent/WO1998029638A2/en active Application Filing
- 1997-12-30 ID IDW990598A patent/ID21771A/id unknown
- 1997-12-30 BR BR9714110A patent/BR9714110A/pt not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-06-25 NO NO19993186A patent/NO320336B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-06-30 OA OA9900148A patent/OA11138A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2335452A (en) | 1999-09-22 |
OA11138A (en) | 2003-04-16 |
BR9714110A (pt) | 2000-03-21 |
MY118093A (en) | 2004-08-30 |
WO1998029638A2 (en) | 1998-07-09 |
US6161620A (en) | 2000-12-19 |
ID21771A (id) | 1999-07-22 |
WO1998029638A3 (en) | 1998-10-08 |
GB2335452B (en) | 2000-12-13 |
GB9912464D0 (en) | 1999-07-28 |
NO993186D0 (no) | 1999-06-25 |
NO993186L (no) | 1999-06-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO320336B1 (no) | Dypvannsstigerorsystem | |
US6227137B1 (en) | Spar platform with spaced buoyancy | |
US6309141B1 (en) | Gap spar with ducking risers | |
US6263824B1 (en) | Spar platform | |
US6092483A (en) | Spar with improved VIV performance | |
US7140807B2 (en) | Hybrid composite steel tendon for offshore platform | |
CN101657351B (zh) | 浮筒平台 | |
US8047297B2 (en) | System for and method of restraining a subsurface exploration and production system | |
US20080213048A1 (en) | Method for fabricating and transporting an integrated buoyancy system | |
GB1593014A (en) | Underwater production riser systems | |
EP1540127B1 (en) | Offshore platform with vertically-restrained buoy and well deck | |
CN101109269A (zh) | 一种基于近水面脱离的深水钻井装置 | |
GB2194979A (en) | Multi-well hydrocarbon development system | |
US6896062B2 (en) | Riser buoyancy system | |
NO317001B1 (no) | Stake med saertrekk mot virvelfremkalte vibrasjoner | |
US20020142683A1 (en) | Nonstructural buoyancy can | |
US6854516B2 (en) | Riser buoyancy system | |
AU2002238025B2 (en) | Nonstructural buoyancy can | |
NO311844B1 (no) | Ettergivende tårn | |
Xu et al. | Design Features of Risers for the Extendable Draft Platform (EDP) | |
GB2329205A (en) | Riser installation method | |
WO1995018268A1 (en) | Tensioned riser compliant tower | |
AU2002238025A1 (en) | Nonstructural buoyancy can | |
MXPA06003944A (en) | Inline compensator for a floating drilling rig |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |