NO321832B1

NO321832B1 - System tensioning platform and method for operating a tensioning platform

Info

Publication number: NO321832B1
Application number: NO19990453A
Authority: NO
Inventors: Jack Pollack
Original assignee: Imodco
Priority date: 1996-08-02
Filing date: 1999-01-29
Publication date: 2006-07-10
Also published as: NO990453D0; NO990453L

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN: BACKGROUND OF THE INVENTION:

En fremgangsmåte for å utvikle og produsere hydrokarboner fra dypvanns-oljefelt, består i å anbringe en fast plattform. Slike faste plattformer kan ha boreutstyr så vel som hydrokarbonprosesseringsutstyr (eksempelvis for å separere ut steiner, sand, etc. fra hydrokarboner, separere gass fra olje og brenne eller reinjisere gass). På dypt vann er imidlertid slike faste plattformer enormt kostbare, hvor kostnadene enkelte ganger overskrider en milliard dollar. A method for developing and producing hydrocarbons from deep-water oil fields consists in placing a fixed platform. Such fixed platforms may have drilling equipment as well as hydrocarbon processing equipment (for example to separate out rocks, sand, etc. from hydrocarbons, separate gas from oil and burn or re-inject gas). In deep water, however, such fixed platforms are enormously expensive, with costs sometimes exceeding a billion dollars.

En rimeligere tilnærming for utvikling og produksjon fra dype undervannsoljefelt involverer anvendelse av en TLP (strekkstagsplattform). En stor plattform flyter ved havoverflaten og er forankret med en gruppe strekklegemer som er beliggende vertikalt til havbunnen. Strekklegemene er under høyt strekk, frembrakt av den store flytende plattform, som resulterer i svært liten avdrift for plattformen. Etter som brønner bores og fluidbærende stigerør er forbundet mellom havbunnbrønnen og plattformen, må slike stigerør plasseres under strekk for å forhindre disse fra gjentatte ganger å skrape mot hverandre eller et strekklegeme. Foreliggende plattformer er massive, og nåværende installerte TLPer har et netto deplasement på mellom 20.000 tonn og 300.000 tonn (40.000 kips til 600.000 kips, hvor kips står for 1000 pund, eller 18.000 MT til 540.000 MT, hvor MT står for metriske tonn), hvor strekklegemene kanskje frembringer en firedel av plattformsdeplase-mentet (eksempelvis 5000 til 75.000 tonn, eller 4500 til 68.000 MT). Nettovekten av plattformen utenfor vannet kan være i det minste 65 % til A more affordable approach for development and production from deep subsea oilfields involves the use of a TLP (tensioned stay platform). A large platform floats at the sea surface and is anchored with a group of tensile bodies that are located vertically to the seabed. The tensile bodies are under high tension, produced by the large floating platform, which results in very little drift for the platform. As wells are drilled and fluid-carrying risers are connected between the subsea well and the platform, such risers must be placed under tension to prevent them from repeatedly scraping against each other or a tension body. Existing platforms are massive, and currently installed TLPs have a net displacement of between 20,000 tons and 300,000 tons (40,000 kips to 600,000 kips, where kips stands for 1,000 pounds, or 18,000 MT to 540,000 MT, where MT stands for metric tons), where the tension members may produce a quarter of the platform displacement (eg 5000 to 75,000 tonnes, or 4500 to 68,000 MT). The net weight of the platform outside the water can be at least 65% more

80 % av resten av deplasementet. Slike store TLPer bærer hovedsakelig den samme type utstyr som en fast plattform, innbefattende 80% of the rest of the displacement. Such large TLPs carry essentially the same type of equipment as a fixed platform, including

hydrokarbonprosesserings-utstyr og permanente boliger for mannskap som betjener de ulike utstyrsdeler. Slike TLP-systemer kan innbefatte omtrent 20 brønner og kanskje 20 korresponderende fluidbærende stigerør som nå strekksettes. hydrocarbon processing equipment and permanent housing for crews who operate the various pieces of equipment. Such TLP systems may include approximately 20 wells and perhaps 20 corresponding fluid-carrying risers that are now being tensioned.

Strekket i fluidbærende hydrokarbonproduserende stigerør kan være omtrent 100 tonn (91 MT) i hver, hvilket er mye mindre enn 1 % av tidligere totalt plattformdeplasement (i det minste 20.000 tonn = 18.000 MT). Et tillegg på 20 stigerør resulterer i en ytterligere nedadrettet kraft på omtrent 2000 tonn (1800 MT) på plattformen i TLP-systemét, hvilket ikke er mer enn 10 % av plattformdeplasementet. Slike forholdsvis små stigerørsforårsakede laster på en tidligere plattform kan ignoreres, eller kan opptas av en opprinnelig noe forøket strekklast. Derved, når stigerørene er lagt til, kanskje en av gangen eller i en gruppe på noen få, påvirker ikke dette systemet i nevneverdig grad, og systemet behøver ikke å kompenseres ettersom stigerørene legges til. Imidlertid, er slike systemer fremdeles kostbare (tross mindre enn en fast plattform), og et system som medførte vesentlig mindre kostnad enn eksisterende TLP-systemer, ville være av betydelig verdi. The stretch in fluid-bearing hydrocarbon-producing risers can be approximately 100 tons (91 MT) in each, which is much less than 1% of previous total platform displacement (at least 20,000 tons = 18,000 MT). An addition of 20 risers results in an additional downward force of approximately 2,000 tons (1,800 MT) on the platform in the TLP system, which is no more than 10% of the platform displacement. Such relatively small riser-induced loads on an earlier platform can be ignored, or can be taken up by an initially slightly increased tensile load. Thereby, when the risers are added, perhaps one at a time or in a group of a few, this does not significantly affect the system and the system does not need to be compensated as the risers are added. However, such systems are still expensive (albeit less than a fixed platform), and a system that entailed significantly less cost than existing TLP systems would be of considerable value.

US 4,913,238 beskriver et flytende produksjonsanlegg under strekk for anvendelse ved bore- og produksjonsoperasjoner på dypt vann som generelt kombinerer en relativt liten strekkstagsplattform med en delvis nedsenkbar plattform. Den delvis nedsenkbare plattformen er forsynt med et arbeidsdekk over vannflaten slik at et luftrom eksisterer mellom arbeidsdekket og vannflaten. Strekkstagsplattformen gir et vertikalbevegelsesbegrenset produksjonsdelde for brønnhodeutstyr nær overflaten. Produksjonsdekket er plassert over borestedet men under vannflaten av oppdriftselementer og holdes på plass av et eller flere strekkstag. US 4,913,238 describes a floating under tension production plant for use in deep water drilling and production operations which generally combines a relatively small tension rod platform with a partially submersible platform. The partially submersible platform is provided with a working deck above the water surface so that an air space exists between the working deck and the water surface. The tie rod platform provides a vertical movement limited production part for near surface wellhead equipment. The production deck is placed above the drilling site but below the water surface by buoyancy elements and is held in place by one or more tie rods.

US 4,816,196 og US 5,480,264 beskriver ulike system for en strekkstagsplattform. US 4,816,196 and US 5,480,264 describe different systems for a tension rod platform.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

I overensstemmelse foreliggende oppfinnelse er det frembrakt et TLP (strekkstagsplattform)system og en fremgangsmåte for å operere et strekkstagsplattform system hvilket muliggjør anvendelse av et TLP-system til lav kostnad. Plattformen har et forholdsvis lite deplasement slik som 6000 tonn (5500 MT), og er forankret med tilsvarende lettvekts strekklegemer som tilfører en last slik som 1200 tonn (1100 MT). Som et resultat, er lasten tilført av et fullt tillegg (eksempelvis 20) stigerør betydelig, ettersom dette kan komme til omtrent 2000 tonn (1800 MT), hvilket er mer enn 20 % og vanligvis mer enn 30 % av det totale plattformdeplasement. Hvert stigerør kan tilføre en last slik som 100 tonn (91 MT), hvilket er mer enn 1 % av det totale plattformdeplasement. Søkeren kompenserer for lasten tilført av hvert ytterligere stigerør, ved opprinnelig å etablere plattformen med fylte oppdriftskamre og ved å tilsette oppdrift når hvert stigerør forbindes, for å kompensere for stigerørets tilførte last. Plattformen kan bære en bore/kompletteringsrigg som kan forflyttes til ulike plasser. Oppdrift kan tilføres der riggen beveges og reduseres der riggen beveges fra, for å unngå over- og undersetting av strekklegemer og stigerør. In accordance with the present invention, a TLP (tension rod platform) system and a method for operating a tension rod platform system have been produced, which enables the use of a TLP system at low cost. The platform has a relatively small displacement such as 6,000 tonnes (5,500 MT), and is anchored with correspondingly lightweight tensile bodies which add a load such as 1,200 tonnes (1,100 MT). As a result, the load added by a full complement (eg 20) of risers is significant, as this can amount to approximately 2000 tons (1800 MT), which is more than 20% and usually more than 30% of the total platform displacement. Each riser can add a load such as 100 tons (91 MT), which is more than 1% of the total platform displacement. The applicant compensates for the load added by each additional riser by initially establishing the platform with filled buoyancy chambers and by adding buoyancy as each riser is connected to compensate for the added load of the riser. The platform can carry a drilling/completion rig that can be moved to different locations. Buoyancy can be added where the rig is moved and reduced where the rig is moved from, to avoid over- and under-setting tension bodies and risers.

Det er derved frembrakt et system ved strekkstagsplattform innbefattende en plattform som flyter ved havoverflaten og som har en vertikal akse, et flertall strekklegemer som strekker seg ned fra den nevnte plattform til havbunnen og er forankret til denne, og en borerigg som ligger på plattformen, hvilken plattform har organer for å forbinde opp til ett på forhånd bestemt maksimalt antall stigerør, og innbefattende et flertall stigerør som hver er strekker seg ned fra plattformen til havbunnen og er forankret til denne, hvor strekklegemene og stigerørene hver holdes under strekk som frembringer nedad rettede krefter på plattformen som er motvirket av plattformens deplasement. Systemet er kjennetegnet ved at boreriggen har en vekt på minst 5 % av strekket i strekklegemene og stigerørene og kan forskyves horisontalt på plattformen. Plattformen har liten nok oppdrift og strekklegemene har nok strekk, til at den kombinerte nedad rettede kraft som ville tilføres av strekklegemene og det nevnte på forhånd bestemte antall stigerør til plattformen utgjør minst 20 % av plattformens arbeidsdeplasement, og plattformen har et flertall justerbare oppdriftskamre fordelt omkring den nevnte vertikale akse og anordning for å styre oppdriften i de nevnte kamre for å holde omtrent konstant strekk i strekklegemene i alle strekklegemene når boreriggen forskyves. A tension rod platform system has thereby been produced, including a platform floating at the sea surface and having a vertical axis, a plurality of tension bodies extending down from said platform to the seabed and anchored to it, and a drilling rig located on the platform, which platform has means for connecting up to a predetermined maximum number of risers, and including a plurality of risers each extending down from the platform to the seabed and anchored thereto, the tension members and the risers each being held under tension that produces downwardly directed forces on the platform which is counteracted by the platform's displacement. The system is characterized by the fact that the drilling rig has a weight of at least 5% of the tension in the tension bodies and risers and can be moved horizontally on the platform. The platform has little enough buoyancy and the tensioning bodies have enough stretch, that the combined downward force that would be supplied by the tensioning bodies and the aforementioned predetermined number of risers to the platform constitutes at least 20% of the platform's working displacement, and the platform has a plurality of adjustable buoyancy chambers distributed around the said vertical axis and device for controlling the buoyancy in the said chambers to maintain approximately constant tension in the tension bodies in all the tension bodies when the drilling rig is displaced.

I en utførelsesform har plattformen en horisontal bredde og en horisontal lengde, boreriggen er horisontalt bevegelig bort fra en posisjon over den nevnte akse og oppdriftskamrene er justerbare for bevegelsen av riggen for å unngå endringer i strekklegemenes strekk. In one embodiment, the platform has a horizontal width and a horizontal length, the drilling rig is horizontally movable away from a position above said axis and the buoyancy chambers are adjustable for the movement of the rig to avoid changes in the tension of the tensile bodies.

Videre kan plattformen innbefatte fire vertikale hjørnesøyler med øvre og nedre endedeler, en konstruksjon som forbinder de øvre endedeler sammen med boreriggen bevegelig anbrakt på den nevnte konstruksjon, og fire horisontale bjelker som sammen forbinder de nedre endedeler søylene, hvor hver av søylene og hver av bjelkene har minst en del av ett av oppdriftskamrene. Furthermore, the platform may include four vertical corner columns with upper and lower end parts, a structure that connects the upper end parts together with the drilling rig movably placed on said structure, and four horizontal beams that together connect the lower end parts of the columns, where each of the columns and each of the beams has at least part of one of the buoyancy chambers.

Et flertall av bjelkene har minst en åpning, hvor boreriggen er bevegelig slik at denne kan beveges over enhver av åpningene. A majority of the beams have at least one opening, where the drilling rig is movable so that it can be moved over any of the openings.

Søylene og bjelkene hver har minst deler av justerbare oppdriftskamre hvis oppdrift kan justeres for å kompensere for endringer i strekket i strekklegemene som et resultat av forskyvningen av boreriggen. The columns and beams each have at least portions of adjustable buoyancy chambers whose buoyancy can be adjusted to compensate for changes in tension in the tension members as a result of the displacement of the drilling rig.

Videre der det frembrakt en fremgangsmåte for å operere en strekkstagsplattform som har en akse, en borerigg som er horisontalt forflyttbar på den nevnte plattform, et flertall justerbare oppdriftskamre atskilt omkring den nevnte akse og et flertall strekklegemer og i det minste et stigerør som alle er beliggende vertikalt fra den nevnte plattform til havbunnen og forankret ved havbunnen: Fremgangsmåten er kjennetegnet ved forskyvning av boreriggen horisontalt på plattformen, og justering av oppdriften i kamrene for å beholde et hovedsakelig konstant strekk i strekklegemene og det minst ene stigerøret. Further, where there was provided a method of operating a tension rod platform having an axis, a drilling rig which is horizontally movable on said platform, a plurality of adjustable buoyancy chambers spaced about said axis and a plurality of tension members and at least one riser which are all located vertically from the mentioned platform to the seabed and anchored at the seabed: The procedure is characterized by shifting the drilling rig horizontally on the platform, and adjusting the buoyancy in the chambers to maintain a substantially constant tension in the tension bodies and the at least one riser.

I en utførelsesform har plattformen har et flertall åpninger horisontalt atskilt fra den nevnte akse, hvor boreriggen er bevegelig slik at denne ligger over en utvalgt åpning blant flertallet åpninger, og det nevnte trinn for å justere innbefatter å tilsette vann til minst ett av oppdriftskamrene for å redusere dets oppdrift og blåse ut vann for å tilføre oppdrift til et annet av oppdriftskamrene. In one embodiment, the platform has a plurality of openings horizontally separated from said axis, wherein the drilling rig is movable so that it lies over a selected opening among the plurality of openings, and said step of adjusting includes adding water to at least one of the buoyancy chambers to reducing its buoyancy and blowing out water to add buoyancy to another of the buoyancy chambers.

Oppfinnelsen vil best forstås fra den etterfølgende beskrivelse lest sammen med de vedlagte tegninger. The invention will best be understood from the following description read together with the attached drawings.

KORTFATTET FORKLARING AV TEGNINGENE BRIEF EXPLANATION OF THE DRAWINGS

Fig. 1 er et isometrisk riss av en TLP (strekkstagsplattform) i foreliggende oppfinnelse, hvor ett av stigerørene installeres, og oppvisende en vedlikeholdsbåt. Fig. 1 is an isometric view of a TLP (tension rod platform) in the present invention, where one of the risers is installed, and showing a maintenance boat.

Fig. 2 er et isometrisk riss av plattformen i systemet fra fig. 1. Fig. 2 is an isometric view of the platform in the system from fig. 1.

Fig. 3 er et delvis sidesnitt av systemet i fig. 1, hvor det er vist at oppdriften av plattformen endres. Fig. 4 er et riss av en del av fig. 3, som viser det hydrokarbonproduserende tre i denne. Fig. 3 is a partial side section of the system in fig. 1, where it is shown that the buoyancy of the platform changes. Fig. 4 is a view of a part of fig. 3, showing the hydrocarbon-producing tree therein.

Fig. 5 er et snitt i et strekklegeme og et stigerør i systemet i fig. 1. Fig. 5 is a section of a tensile body and a riser in the system in fig. 1.

Fig. 6 er en vertikalprojeksjon fra siden av et oljeproduserende kompleks som innbefattes i systemet i fig. 1. Fig. 6 is a vertical projection from the side of an oil-producing complex which is included in the system in fig. 1.

BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORM DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT

Fig. 1 illustrerer et TLP (strekkstagsplattform)system 10, hvilket innbefatter en plattform 12 som flyter på havoverflaten 14 og som er forankret hovedsakelig ved grupper av strekklegemer 16. Strekklegemene er beliggende hovedsakelig vertikalt fra hvert av de fire hjørner 21-24 av plattformen ned til havbunnen 26. Strekklegemene er forbundet med en bunnramme 30 som er forankret til havbunnen. Det bestemte system innbefatter tolv strekklegemer arrangert i grupper på tre ved hvert av hjørnene av plattformen og av bunnrammen. Bunnrammen har brønnhode-forbindelse 32 forbundet ved sidene av den firkantede bunnrammen 30, til hvilke stigerør slik som 34 er forbundet. Systemet er hovedsakelig satt opp som vist i fig. 1, med kun strekkstagene 16 beliggende ned til havbunnen. Brønner 31 kan bores i havbunnen gjennom brønnhodeforbindelsene 32, og stigerør slik som stigerør 34 installeres deretter, hvilke har nedre ender 36 forbundet med havbunnen ved bunnrammen 30 og øvre ender 38 forbundet med plattformen. Både plattformen og bunnrammen er hovedsakelig rektangulært formet som vist i et planriss. Fig. 1 illustrates a TLP (tension strut platform) system 10, which includes a platform 12 which floats on the sea surface 14 and which is anchored mainly by groups of tension members 16. The tension members are located mainly vertically from each of the four corners 21-24 of the platform down to the seabed 26. The tensile bodies are connected by a bottom frame 30 which is anchored to the seabed. The particular system includes twelve tensile members arranged in groups of three at each of the corners of the platform and of the bottom frame. The bottom frame has wellhead connection 32 connected to the sides of the square bottom frame 30, to which risers such as 34 are connected. The system is mainly set up as shown in fig. 1, with only the tension rods 16 located down to the seabed. Wells 31 can be drilled in the seabed through the wellhead connections 32, and risers such as risers 34 are then installed, which have lower ends 36 connected to the seabed at the bottom frame 30 and upper ends 38 connected to the platform. Both the platform and the bottom frame are mainly rectangular in shape as shown in a plan view.

Som vist i fig. 3, er den øvre ende 38 av stigerørene 34 beliggende gjennom en åpning 40 i den nedre del 42 av plattformen, gjennom vannlinjen eller havoverflaten 14, og til den øvre del 44 av plattformen, hvilken er beliggende over havoverflaten. Et hydrokarbonproduksjonstre 50 er anbrakt på den øvre del 44 av plattformen og ligger over havoverflaten. Som vist i søkerens fig. 4, har treet 50 ulike ventiler slik som 52, 54 og rørforbindelser, hvor brønn-utslipp kan fjernes for prosessering, og gjennom hvilke gass kan reinjiseres, styresignaler (i form av fluidpulser) kan leveres til nedhullsutstyr for å operere en ventil, etc. As shown in fig. 3, the upper end 38 of the risers 34 is located through an opening 40 in the lower part 42 of the platform, through the waterline or sea surface 14, and to the upper part 44 of the platform, which is located above the sea surface. A hydrocarbon production tree 50 is placed on the upper part 44 of the platform and lies above the sea surface. As shown in applicant's fig. 4, the tree has 50 different valves such as 52, 54 and pipe connections, where well discharge can be removed for processing, and through which gas can be reinjected, control signals (in the form of fluid pulses) can be delivered to downhole equipment to operate a valve, etc.

Det er viktig at stigerørene 34 og strekklegemene 16 holdes under et betydelig strekk, slik at disse ikke kan slenge rundt og støte borti hverandre. Strekk i stigerørene er etablert av en rigg 150 (fig. 1). Etter at et stigerør er strekksatt, holder en stopper 56 (fig. 4) deretter strekket. Strekklegemene strekksettes ved å avballastere TLPen (ved å pumpe luft inn i de vannfylte kamre) når TLP-systemet er opprinnelig installert. It is important that the risers 34 and the tensile bodies 16 are held under a considerable tension, so that they cannot swing around and bump into each other. Tension in the risers is established by a rig 150 (fig. 1). After a riser is tensioned, a stopper 56 (Fig. 4) then holds the tension. The tension members are tensioned by de-ballasting the TLP (by pumping air into the water-filled chambers) when the TLP system is originally installed.

Søkeren konstruerer plattformen 12 (fig. 1) slik at denne har forholdsvis lav vekt og korresponderende lite deplasement, hvor den bestemte viste plattform er utformet for et arbeidsdeplasement på 6000 tonn (12.000 kips eller tusener av pund, eller 550 metriske tonn = 5500 MT). Betegnelsen "arbeidsdeplasement" betyr vekten av vann som fortrenges av plattformen ved anvendelse. Søkeren benytter strekklegemer 16, hvilke har forholdsvis lav strekkapasitet, med deres foretrukne strekk under stillestående forhold omkring 150 tonn (140 MT) hver. Dette resulterer i at den totale stillestående nedadrettede kraft i de tolv strekklegemer er omkring 1800 tonn (1600 MT). Stigerørsstrekket er betydelig sammenlignet med plattformfortrengningen og strekklegemenes totale strekk, ved at det totale stigerørsstrekk (i 20 stigerør) er mer enn 20 % av plattformens deplasement, og mer enn 20 % av totalt strekk i strekklegemene, slik at strekket i hvert av stigerørene er i det minste 1 % av plattformens deplasement og totalt strekk i strekklegemene. The applicant constructs the platform 12 (Fig. 1) so that it has relatively low weight and correspondingly little displacement, where the particular platform shown is designed for a working displacement of 6000 tons (12,000 kips or thousands of pounds, or 550 metric tons = 5500 MT) . The term "work displacement" means the weight of water displaced by the platform in use. The applicant uses tensile bodies 16, which have a relatively low tensile capacity, with their preferred tensile strength under stationary conditions around 150 tons (140 MT) each. This results in the total stationary downward force in the twelve tensile bodies being around 1,800 tonnes (1,600 MT). The riser stretch is significant compared to the platform displacement and the total tension of the tension members, in that the total riser tension (in 20 risers) is more than 20% of the platform displacement, and more than 20% of the total tension in the tension members, so that the tension in each of the risers is in at least 1% of the platform's displacement and total tension in the tensile elements.

Når hvert stigerør 34 er utformet for et stillestående strekk på omkring 100 tonn (91 MT), vil det totale strekk tilført av alle 20 stigerør være omkring 2000 tonn (1800 MT), hvilket er en svært betydelig del (omkring 1/3) av den totale nedadrettede kraft på 6000 tonn (5500 MT) på plattformen 12. Den totale nedadrettede kraft på 6000 tonn på plattformen kan innbefatte en total vekt av plattformen i luft, på 2200 tonn, pluss 1800 tonn strekk i strekklegemene, pluss 2000 tonn med stigerørsstrekk (når alle 20 stigerør er installert). Derved, er den nedadrettede kraft som ville tilføres av alle stigerør (på 2000 tonn) være i det minste omkring det samme som den nedadrettede kraft (på 1800 tonn) tilført av alle strekklegemene. Plattformen kan ha en bredde, lengde og høyde, som hver er omkring 30 m, og er utformet for installasjon på dypt vann (vanligvis et flertall 100 m) som kan ha en dybde i området rundt 1000 m. Under alvorlige stormforhold, kan strekket i strekklegemene mer enn doble seg til 300 tonn eller mer pr. strékklegeme. When each riser 34 is designed for a static tension of about 100 tons (91 MT), the total tension added by all 20 risers will be about 2000 tons (1800 MT), which is a very significant part (about 1/3) of the total downward force of 6,000 tonnes (5,500 MT) on the platform 12. The total downward force of 6,000 tonnes on the platform may include a total weight of the platform in air of 2,200 tonnes, plus 1,800 tonnes tension in the tension members, plus 2,000 tonnes with riser tension (when all 20 risers are installed). Thereby, the downward force that would be supplied by all risers (of 2000 tonnes) is at least approximately the same as the downward force (of 1800 tonnes) supplied by all the tensile bodies. The platform can have a width, length and height, each of which is about 30 m, and is designed for installation in deep water (usually a plurality of 100 m) which can have a depth in the region of 1000 m. Under severe storm conditions, the stretch in the tensile bodies more than double to 300 tonnes or more per stretching body.

Selv om systemet vist i fig. 1 kan produsere fra opptil 20 brønner, er det vanlig å bore og installere kun én eller noen få brønner samtidig, og å operere systemet i en forlenget periode før ytterligere brønner legges til (om mulig, avhengig av produksjonshastigheter oppnådd og andre forhold). Som ovenfor nevnt, er den ytterligere nedad rettede last på plattformen 12, som legges til når hvert stigerør installeres, betydelig (over 1 % av totalt plattformdeplasement). Dersom en gruppe stigerør legges til, hvor hver tilfører en last på 100 tonn til plattformen, vil dette resultere i en korresponderende reduksjon i belastning av strekklegemene og eksisterende stigerør. Når man starter uten stigerør, vil tillegget av ett stigerør resultere i understrekk (eksempelvis fra 150 tonn til 142 tonn for et stigerør og til 100 tonn for 6 stigerør) i strekklegemer slik at strekklegemene kan gjentatt bli slakket og forårsake stigerørsfeil gjenstår. Det ville være mulig å på nytt sette strekklegemene under strekk når som helst når en gruppe stigerør installeres, men strekksetting på ny er tidskonsumerende og kostbart. Når også en ny gruppe stigerør settes til, vil gamle stigerør så vel som alle strekklegemene nødvendigvis måtte strekksettes på nytt, hvilket ville være svært tidskonsumerende. Det skal bemerkes at dersom ett eller flere stigerør ble forbundet med kun én av de fire sider 81-84 (fig. 2) på en plattform, ville ytterligere strekk måtte tilføres strekklegemene på samme side av plattformen som stigerørene. Den store variasjon i nedadrettet belastning på plattformen, mellom en situasjon hvor kun ett av eller noen stigerør var forbundet sammenlignet med en situasjon hvor alle 20 stigerør er forbundet, også resulterte i noe dybdeendring i plattformens nedsenkning. Although the system shown in fig. 1 can produce from up to 20 wells, it is common to drill and install only one or a few wells at a time, and to operate the system for an extended period before additional wells are added (if possible, depending on production rates achieved and other conditions). As noted above, the additional downward load on the platform 12, which is added when each riser is installed, is significant (over 1% of total platform displacement). If a group of risers is added, each adding a load of 100 tonnes to the platform, this will result in a corresponding reduction in the load on the tension members and existing risers. When starting without a riser, the addition of one riser will result in under-tensioning (for example from 150 tons to 142 tons for a riser and to 100 tons for 6 risers) in tension members so that the tension members can repeatedly become slack and cause riser failure remains. It would be possible to re-tension the tension members at any time when a group of risers is installed, but re-tensioning is time-consuming and expensive. When also a new group of risers is added, old risers as well as all the tensioning bodies will necessarily have to be re-stretched, which would be very time-consuming. It should be noted that if one or more risers were connected to only one of the four sides 81-84 (Fig. 2) of a platform, additional tension would have to be applied to the tension members on the same side of the platform as the risers. The large variation in downward load on the platform, between a situation where only one or some risers were connected compared to a situation where all 20 risers were connected, also resulted in some depth change in the platform's immersion.

På grunn av strekklegemenes lette vekt, er det ikke praktisk å opprinnelig strekke dem for mye, slik at når stigerør tilsettes vil strekket i strekklegemene synke til nærmest det ideelle. Dette er fordi strekklegemer utsatt for høyt strekk kan svikte. F.eks., for at de tolv strekklegemene skal returnere til et stillestående strekk på totalt 1440 tonn (1300 MT), eller 120 tonn (110 MT) hver (kun 20 % under det ideelle på 150 tonn) etter at alle 20 stigerør er installert, måtte strekklegemene opprinnelig strekkes til 287 tonn hver (totalt omkring 3440 tonn hvilket er 91 % over det ideelle) og ville være utsatt for høyt strekk i tilfelle av en storm. Ved en liten tidligere kjent plattform med deplasement på 20.000 tonn, med et ideelt strekk i strekklegemene på 10.000 tonn, ville strekklegemene opprinnelig strekkes til 11.000 tonn (10 % over det ideelle). Når 20 stigerør (2000 tonn total strekk) ble tilsatt, ville netto strekk i strekklegemene falle til kun 9000 tonn (10 % under det ideelle). 90 % av det ideelle strekk påvirker ikke i betydelig grad resulterende opptreden. Due to the light weight of the tension members, it is not practical to initially overstretch them, so that when risers are added, the tension in the tension members will drop to near ideal. This is because tension members exposed to high tension can fail. For example, for the twelve tension members to return to a static tension of 1440 tons (1300 MT) in total, or 120 tons (110 MT) each (only 20% below the ideal of 150 tons) after all 20 risers are installed, the tension members originally had to be stretched to 287 tons each (a total of about 3,440 tons which is 91% above ideal) and would be subject to high tension in the event of a storm. In the case of a small previously known platform with a displacement of 20,000 tonnes, with an ideal tension in the tensile elements of 10,000 tonnes, the tensile elements would initially be stretched to 11,000 tonnes (10% above the ideal). When 20 risers (2000 tonnes total tension) were added, the net tension in the tension members would drop to only 9000 tonnes (10% below ideal). 90% of the ideal stretch does not significantly affect the resulting performance.

I overensstemmelse med et aspekt ved oppfinnelsen, endrer søkeren oppdriften i plattformen 12 når en gruppe stigerør tilsettes. Som vist i fig. 3, er TLP'en anbrakt med flere oppdriftskamre, slik som 90, 92 og 94, hvilke opprinnelig kan være fylt med vann, slik at en imaginær vannlinje 96 på plattformen ligger i havnivå 14 når alle strekklegemer er forbundet og tilstrekkelig strekksatt, men ingen stigerør er installert. Når en gruppe stigerør (hvilke inkluderer ett eller flere stigerør) installeres og strekksettes, og plattformen begynner å bevege seg ned i vannet (og strekket i strekklegemene begynner å avta) tilfører søkeren oppdrift til plattformen. In accordance with one aspect of the invention, the applicant changes the buoyancy of the platform 12 when a group of risers is added. As shown in fig. 3, the TLP is provided with several buoyancy chambers, such as 90, 92 and 94, which may initially be filled with water, so that an imaginary waterline 96 on the platform is at sea level 14 when all tensioning bodies are connected and sufficiently tensioned, but no risers are installed. When a group of risers (which includes one or more risers) is installed and tensioned, and the platform begins to move down into the water (and the tension in the tensioners begins to decrease), the seeker adds buoyancy to the platform.

(Det skal bemerkes at oppdriften kan tilføres før eller også under stigerørene settes under strekk). En luftpumpe 100 pumper luft (eller annen gass slik som nitrogen) gjennom en ventil og et rør 102 til ett av rommene eller oppdriftskamrene 94. Den komprimerte luft ved 103 i kammeret, forårsaker at vannet 104 i kammeret skyves ut gjennom et vertikalt rør 106 til sjøen. Derved er alle kammerforbindelser over vannivået, selv for kamre som ligger fullstendig under vann, hvilket sikrer at et kammer ikke vil oversvømmes dersom en ventil ikke fungerer. Vannivået i kammeret registreres av en kalibrert trykkmåler 108. Luft pumpes til vekten av utført vann omtrent er lik strekklasten (eksempelvis 100 tonn = 91 MT) tilsatt plattformen av det korrekt strekksatte stigerør. Som et resultat av oppdriftsjusteringen, vil plattformens neddykningsnivå forbli konstant og strekket i strekklegemene vil forbli konstant. Derved, er det ikke nødvendig å gjenta strekksettingen av strekklegemene og plattformen forblir ved et konstant ønsket neddykningsnivå, hvilket vil holde trærne 50 over vann (for enkelt ettersyn) mens det beholdes kun en moderat profil for lav bølgerespons. (It should be noted that the buoyancy can be added before or also when the risers are put under tension). An air pump 100 pumps air (or other gas such as nitrogen) through a valve and pipe 102 to one of the compartments or buoyancy chambers 94. The compressed air at 103 in the chamber causes the water 104 in the chamber to be pushed out through a vertical pipe 106 to the sea. Thereby, all chamber connections are above the water level, even for chambers that are completely submerged, ensuring that a chamber will not flood if a valve fails. The water level in the chamber is registered by a calibrated pressure gauge 108. Air is pumped until the weight of water produced is approximately equal to the tension load (for example 100 tons = 91 MT) added to the platform by the correctly tensioned riser. As a result of the buoyancy adjustment, the platform's immersion level will remain constant and the tension in the tension members will remain constant. Thereby, it is not necessary to repeat the tensioning of the tension members and the platform remains at a constant desired level of immersion, which will keep the trees 50 above water (for easy inspection) while maintaining only a moderate profile for low wave response.

Pumpen 100 er fortrinnsvis brakt til plattformen på en forholdsvis liten båt av et mannskap som ikke innkvarteres på plattformen (selv om en midlertidig nødinnkvartering kan forekomme). Båten kan også bringe riggen til plattformen. Ved å unngå permanente boliger (senger, mattilberedning og underholdningsfasiliteter, etc.), kan plattformen utføres forholdsvis liten og rimelig. The pump 100 is preferably brought to the platform on a relatively small boat by a crew that is not accommodated on the platform (although temporary emergency accommodation may occur). The boat can also bring the rig to the platform. By avoiding permanent housing (beds, food preparation and entertainment facilities, etc.), the platform can be made relatively small and inexpensive.

Da én eller en gruppe stigerør kan tilsettes til kun én side av plattformen, foretrekker søkeren å tilsette oppdrift til kun den side av plattformen for å beholde et nærmere konstant strekk i strekklegemene. Følgelig, kan søkeren tilsette oppdrift til et par av kamrene 94, 110 hvilke ligger ved motsatte ende av samme side 82 av plattformen. Plattformen innbefatter et antall kamre atskilt omkring plattformens akse 109, innbefattende et flertall fullstendig undervannskamre stablet på hverandre. Dette muliggjør kompensasjon for stigerørsstrekk som unngår skråstilling av plattformen. Since one or a group of risers can be added to only one side of the platform, the applicant prefers to add buoyancy to only that side of the platform in order to maintain a more constant tension in the tension members. Accordingly, the applicant can add buoyancy to a pair of chambers 94, 110 which are located at opposite ends of the same side 82 of the platform. The platform includes a number of chambers separated about the platform axis 109, including a plurality of fully underwater chambers stacked on top of each other. This enables compensation for riser stretching which avoids tilting of the platform.

Fig. 2 viser at den bestemte plattform 12 har seks åpninger slik som 40A-40F ved hver side slik som 82. Maksimalt fem benyttes, med den sjette benyttet dersom en av de andre ikke kan benyttes. Plattformen har tre åpninger slik som 116A-116C ved hvert hjørne slik som 22, hvor strekklegemer vil være beliggende. Fig. 2 shows that the particular platform 12 has six openings such as 40A-40F at each side such as 82. A maximum of five are used, with the sixth used if one of the others cannot be used. The platform has three openings such as 116A-116C at each corner such as 22, where tension members will be located.

Fig. 5 er et snitt av et strekklegeme 16 og et stigerør 34. En alminnelig størrelse av et strekklegeme har en utvendig diameter D på 13 tommer mens en alminnelig stigerørsstørrelse har en utvendig diameter på 9 5/8 tomme. Ett av flere fluidbærende rør slik som 112, 114 kan ligge inne i stigerøret 34 for faktisk å bære fluid. Resten av stigerørets innvendige rom inneholder normalt luft eller nitrogen, slik som innsiden av strekklegemene 16, for å frembringe oppdrift som motvirker vekten av stålet. Selv om tidligere stigerør kan være av samme diameter som stigerør 34, var tidligere strekklegemer benyttet i TLP-systemer vanligvis av større diameter enn stigerøret 16 og/eller flere av disse ble benyttet. Fig. 5 is a cross-section of a strainer 16 and a riser 34. A common size strainer has an outside diameter D of 13 inches while a common riser size has an outside diameter of 9 5/8 inches. One of several fluid-carrying pipes such as 112, 114 can lie inside the riser 34 to actually carry fluid. The rest of the riser's internal space normally contains air or nitrogen, such as the inside of the tensile bodies 16, to produce buoyancy which counteracts the weight of the steel. Although earlier risers may be of the same diameter as riser 34, earlier tensile bodies used in TLP systems were usually of a larger diameter than riser 16 and/or more of these were used.

I fig. 3, bøyer stigerøret 34 seg omkring bunnen av treet for opp til 0,8° plattformsåvvik fra stillestående posisjon. Mellom 0,8° og 5° avvik, skyver et øvre krysslastlager 111 mot veggene i åpningen 40, og stigerørsbøying opptrer umiddelbart under lageret 111. Mellom 5° og maksimalt avvik (omtrent 8° i kraftig storm), opptrer stigerørsbøying ved et nedre krysslastlager 113. Strekklegemene bøyer seg hver omkring en skjøt 115 som også er ved bunnen av plattformen, slik at strekklegemene og stigerørene forblir parallelle ved stor plattformsavdrift. In fig. 3, the riser 34 bends around the base of the tree for up to 0.8° platform deviation from the stationary position. Between 0.8° and 5° of deviation, an upper cross-load bearing 111 pushes against the walls of opening 40, and riser bending occurs immediately below the bearing 111. Between 5° and maximum deviation (about 8° in a severe storm), riser bending occurs at a lower cross-load bearing 113. The tension members each bend around a joint 115 which is also at the bottom of the platform, so that the tension members and risers remain parallel in case of large platform drift.

Strekklegemet 16 i fig. 5 med diameter D på 13 tommer (33 cm) har et tverrsnittsområde av stålet på 17,3 tommer<2> (112 cm<2>), mens stigerøret 34 med en diameter på 9 5/8 tomme (24,4 cm) har et tverrsnittsareal av stålet på 11,45 tommer2 (74 cm<2>). Det er ønskelig å holde stålet i hvert strekklegeme og stigerør ved samme enhetlige strekkspenningsnivå, på omkring 19.200 psi (132 MPa). Ved en havdybde på 1000 meter, resulterer slik lik spenning (pr. enhetlige tverrsnittsareal) i en forlengning på 2,2 fot (0,67 m) for hver. Søkeren foretrekker å holde deformasjonen (forlengningen) og derfor spenningen pr. arealenhet, av strekklegemene og stigerørene innenfor 20 % av hverandre, og nærmere foretrukket innenfor omtrent 10 % av hverandre i stillestående plattformsposisjon, slik at deformasjonen er omtrent lik under alvorlige stormforhold og ankerlasten er delt av strekklegemer og stigerør. The tensile body 16 in fig. 5 with a diameter D of 13 inches (33 cm) has a cross-sectional area of the steel of 17.3 inches<2> (112 cm<2>), while the riser 34 with a diameter of 9 5/8 inches (24.4 cm) has a steel cross-sectional area of 11.45 in2 (74 cm<2>). It is desirable to keep the steel in each tension member and riser at the same uniform tensile stress level of about 19,200 psi (132 MPa). At an ocean depth of 1,000 meters, such equal tension (per unit cross-sectional area) results in an extension of 2.2 feet (0.67 m) for each. The applicant prefers to keep the deformation (elongation) and therefore the tension per unit area, of the tension members and risers within 20% of each other, and more preferably within about 10% of each other in a stationary platform position, so that the deformation is approximately the same under severe storm conditions and the anchor load is shared by the tension members and risers.

Som vist i fig. 2, innbefatter plattformen 12 fire vertikalt beliggende hjørnesøyler 116, 117, 118, 119 beliggende ved hjørnene av en imaginær rektangel (hvilket fortrinnsvis er hovedsakelig en firkant). Fire horisontale bjelker 121, 122, 123 og 124 forbinder hver de nedre ender 125 av et ulikt par søyler. Hver av søylene og bjelkene 116-119 og 121-124 er en gjennomsnittlig bredde W av et flertall fot (eksempelvis 7 meter), med de bestemte bjelker og søyler som vist med en gjennomsnittlig bredde over 1 meter, og alle danner i det minste ett kammer som kan holde vann eller luft for å endre ballastforholdene i plattformen. En bjelkekonstruksjon 126 innbefattende et flertall stålbjelker (hvorav ingen danner et hult vannfylt kammer) forbinder de øvre ender 127 av søylene. Hver søye slik som søylen 116 vist i fig. 3 hår et flertall vertikalt atskilte kamre med en horisontalt atskillende vegg 128. Den atskillende vegg er en del av søylekonstruksjonen. Anvendelsen av et flertall vertikalt atskilte søyler unngår høy grad av plattformskråstilling dersom ett av kamrene utvikler en lekkasje. As shown in fig. 2, the platform 12 includes four vertically positioned corner posts 116, 117, 118, 119 located at the corners of an imaginary rectangle (which is preferably substantially a square). Four horizontal beams 121, 122, 123 and 124 each connect the lower ends 125 of an unequal pair of columns. Each of the columns and beams 116-119 and 121-124 is an average width W of a plurality of feet (eg, 7 meters), with the particular beams and columns shown having an average width greater than 1 meter, and all form at least one chambers that can hold water or air to change the ballast conditions in the platform. A beam structure 126 including a plurality of steel beams (none of which forms a hollow water-filled chamber) connects the upper ends 127 of the columns. Each ewe such as the column 116 shown in FIG. 3 hair a plurality of vertically separated chambers with a horizontally separating wall 128. The separating wall is part of the pillar construction. The use of a plurality of vertically separated columns avoids a high degree of platform tilting if one of the chambers develops a leak.

Fig. 6 viser et oljeproduserende kompleks 130 som innbefatter systemet 10 i fig. 1. Olje passerer opp gjennom stigerørene 34 og inn i trærne på plattformen 12, samles og passeres gjennom rør som ligger i en ledning 132 beliggende til et stort fartøy 134. Det store fartøy 134 kan være et tankskip med stor oljelagringskapasitet, og som også har hydrokarbonprosesserings-utstyr 136, permanent (ikke nødartet mannskapskvarter hvor personell forblir i flere dager under normale operative forhold), losseutstyr for overføring av olje til andre tankbåter, livbåter, etc. Dersom plattformen har hydrokarbon-prosesserende utstyr, er dette minimalt ved at massen av prosesserings-utstyret på fartøyet er i det minste fem ganger så stort. Fartøyet understøtter et dreietårn 140 som kan forbli stasjonært (ikke rotere mye, men kun avdrive) mens fartøyet dreier rundt dette med været, og fartøyet er forankret ved kjedelinjede ankerkjettinger 142. Ankerkjettingene tillater fartøyet å drive kun en moderat mengde, slik som 300 m. Plattformen 12 ligger i vann med en dybde på 1000 m og avstanden mellom fartøyet 134 og plattformen er i det minste 500 m. Det skal bemerkes at fluidledningen 132 innbefatter to seksjoner, med en bøye 144 som forbinder disse. Fig. 6 shows an oil producing complex 130 which includes the system 10 in fig. 1. Oil passes up through the risers 34 and into the trees on the platform 12, is collected and passed through pipes located in a line 132 situated to a large vessel 134. The large vessel 134 can be a tanker with a large oil storage capacity, and which also has hydrocarbon processing equipment 136, permanent (non-emergency crew quarters where personnel remain for several days under normal operating conditions), unloading equipment for transferring oil to other tankers, lifeboats, etc. If the platform has hydrocarbon processing equipment, this is minimal in that the mass of the processing equipment on the vessel is at least five times as large. The vessel supports a turret 140 which can remain stationary (not rotate much, but only drift) while the vessel rotates around this with the weather, and the vessel is anchored by catenary anchor chains 142. The anchor chains allow the vessel to drift only a moderate amount, such as 300 m. The platform 12 is in water with a depth of 1000 m and the distance between the vessel 134 and the platform is at least 500 m. It should be noted that the fluid line 132 includes two sections, with a buoy 144 connecting them.

Systemer for forankring av store fartøyer slik som 134 mens disse tillates å drive, er av moderate kostnader. Søkerens TLP-system 10 er av forholdsvis liten størrelse, så dette er også av moderat kostnad. Ettersyn av plattformen 12 utføres med forholdsvis små båter 146 båret av mannskaper stasjonert på fartøyet 134. Slike mannskaper kan bære luftpumper og ulikt utstyr for å vedlikeholde deler av systemet 10, og kan også tjene til å operere en hjelpeassistert overhalingsrigg 150 som kan utføre brønnkomplettering, overhaling og gjenboring. Riggen 150 kan flyttes rundt TLPen på skinner, hvilket er velkjent i industrien. For enkelte systemer, er det mulig å fjerne riggen når en storm nærmer seg. ved å minimere utstyret på den faste plattformen 12, hvor kostnadene for plattformen og ankerutstyret er forholdsvis høye, og plassere slikt utstyr på fartøyet 134 som driver med været hvor kostnadene for å understøtte slikt utstyr er forholdsvis små (særlig fordi dette allerede er stort nok til å lagre olje), minimerer søkeren kostnadene forhele komplekset 130. Selvsagt, kan ledningen 134 i enkelte installasjoner forlenges til kysten og mannskapet innkvarteres på land. Systems for anchoring large vessels such as 134 while these are allowed to operate are of moderate cost. The applicant's TLP system 10 is of relatively small size, so this is also of moderate cost. Inspection of the platform 12 is carried out with relatively small boats 146 carried by crews stationed on the vessel 134. Such crews can carry air pumps and various equipment to maintain parts of the system 10, and can also serve to operate an auxiliary assisted overhaul rig 150 that can perform well completion, overhaul and re-drilling. The rig 150 can be moved around the TLP on rails, which is well known in the industry. For some systems, it is possible to remove the rig when a storm approaches. by minimizing the equipment on the fixed platform 12, where the costs of the platform and the anchor equipment are relatively high, and placing such equipment on the weather-driven vessel 134 where the costs of supporting such equipment are relatively small (especially because this is already large enough to to store oil), the applicant minimizes the costs for the entire complex 130. Of course, in some installations, the line 134 can be extended to the coast and the crew accommodated on land.

Riggen 150 har betydelig vekt (eksempelvis 400 tonn = 360 MT, hvilket er i det minste 5 % av strekklegemet og stigerørsstrekk). Som et resultat, når riggen flyttes fra en første plassering på plattformen til en primært horisontalt atskilt andre plassering, kunne slik bevegelse overbelaste strekklegemene og stigerørene hvis ender ligger nær den første plass og redusere strekket i strekklegemene og stigerørene ved den andre plassering. Søkeren kompenserer for endringene i tyngdepunkt (og oppdriftssenter) forårsaket av slik bevegelse ved å redusere oppdriften på den tidligere riggplassering (ved å tillate vann i oppdriftskamrene nær den tidligere riggplassering) og/eller ved å tilsette oppdrift ved den nye riggplassering (ved å fjerne vann fra oppdriftskamrene nær den nye riggplassering). Dette er fordi strekkelementene (strekklegemene og ethvert allerede installert stigerør) er atskilt omkring plattformens akse 152, og slik i kompensasjon minimerer endringene i strekket i slike strekkelementer på grunn av slik riggbevegelse. The rig 150 has considerable weight (for example 400 tons = 360 MT, which is at least 5% of the tensile body and riser tension). As a result, when the rig is moved from a first location on the platform to a primarily horizontally spaced second location, such movement could overload the tension members and risers whose ends are close to the first location and reduce the tension in the tension members and risers at the second location. The applicant compensates for the changes in center of gravity (and center of buoyancy) caused by such movement by reducing buoyancy at the former rig location (by allowing water in the buoyancy chambers near the former rig location) and/or by adding buoyancy at the new rig location (by removing water from the buoyancy chambers near the new rig location). This is because the tensile elements (the tensile bodies and any already installed risers) are separated about the platform axis 152, thus in compensation minimizing the changes in the tension in such tensile elements due to such rig movement.

Derved gir søkeren et TLP-system til forholdsvis lav kostnad. Dette oppnås ved å benytte en forholdsvis liten plattform og forholdsvis lette strekklegemer som holder denne på plass, sammen med moderat store stigerør (som krever moderat strekk) som kan forbindes enkelt eller i mindre grupper, med systemet utformet for å operere for ubegrensede perioder og selv i stormer, mellom stigerørstillegg. Plattformen er anbrakt med oppdriftsjusterings-organer i form av kamre som opprinnelig er fylt men som kan delvis eller fullstendig fylles med gass i stedet for vann for å øke oppdriften. Slik evne til å øke plattformens oppdrift trinnvis, tillater søkeren å enkelt justere for det ytterligere strekk frembrakt av tillegget ved hvert stigerør. Dette tillater for anvendelsen av en forholdsvis lettvektsplattform og forholdsvis lettvekts-strekklegemer, hvilket i betydelig grad reduserer kostnadene ved systemet. Lettvektsplattformen har fortrinnsvis kun minimalt utstyr, innbefattende et tre for hvert stigerør, om mulig en anbringelse for å holde en derrick, og minimale koblinger og rør. Thereby, the applicant provides a TLP system at relatively low cost. This is achieved by using a relatively small platform and relatively light tension members to hold it in place, together with moderately large risers (requiring moderate tension) which can be connected singly or in smaller groups, with the system designed to operate for unlimited periods and even in storms, between riser extensions. The platform is fitted with buoyancy adjustment means in the form of chambers which are initially filled but which can be partially or completely filled with gas instead of water to increase buoyancy. Such ability to incrementally increase the platform's buoyancy allows the applicant to easily adjust for the additional stretch produced by the addition at each riser. This allows for the use of a relatively light-weight platform and relatively light-weight tensile bodies, which significantly reduces the costs of the system. The lightweight platform preferably has only minimal equipment, including a tree for each riser, if possible a place to hold a derrick, and minimal fittings and pipes.

Claims

1. A tension rod platform system comprising a platform (12) floating at the sea surface and having a vertical axis (109), a plurality of tension bodies (16) extending down from said platform to the seabed (26) and anchored thereto , and a drilling rig (150) located on the platform, which platform has means (50, 56) for connecting up to a predetermined maximum number of risers, and including a plurality of risers (34) each extending down from the platform to the seabed and is anchored to it, where the tensile bodies and the risers are each held under tension which produces downward forces on the platform that are counteracted by the platform's displacement, characterized in that: the drilling rig has a weight of at least 5% of the tension in the tension bodies and risers and can be moved horizontally on the platform; the platform has little enough buoyancy and the tensile elements have enough tension, that the combined downward force that would be supplied by the tensile elements and the aforementioned predetermined number of risers to the platform constitutes at least 20% of the platform's working displacement; and the platform has a plurality of adjustable buoyancy chambers (90, 92, 94) distributed around the said vertical axis and device (100, 106) for controlling the buoyancy in the said chambers to maintain an approximately constant tension in the tensile bodies in all the tensile bodies when the drilling rig is displaced.

2. System according to claim 1, characterized in that the platform has a horizontal width and a horizontal length, that the drilling rig is horizontally movable away from a position above the said axis, and the buoyancy chambers are adjustable for the movement of the rig to avoid changes in the tension of the tensile bodies.

3. System according to claim 1, characterized in that the platform includes four vertical corner columns (116, 117, 118, 119) with upper (127) and lower (125) end parts, a structure (126) which connects the upper end parts together with the drilling rig movably placed on said structure, and four horizontal beams (121, 122, 123, 124) which together connect the lower end parts of the columns, each of the columns and each of the beams having at least a part of one of the buoyancy chambers.

4. System according to claim 3, characterized in that a majority of the beams have at least one opening (40, 40A-40F), where the drilling rig is movable so that it can be moved over any of the openings.

5. System according to claim 3, characterized in that the columns and beams each have at least portions of adjustable buoyancy chambers (90, 92, 94) whose buoyancy can be adjusted to compensate for changes in tension in the tension bodies as a result of the displacement of the drilling rig.

6. A method for operating a tension rod platform (10) having an axis (109), a drilling rig (150) which is horizontally movable on said platform, a plurality of adjustable buoyancy chambers spaced around said axis, and a plurality of tension bodies and in the at least one riser, all of which are located vertically from the aforementioned platform to the seabed and anchored to the seabed, characterized by displacing the drilling rig horizontally on the platform, and adjusting the buoyancy in the chambers to maintain a substantially constant tension in the tension bodies and the at least one riser.

7. Method according to claim 6, characterized in that the platform has a plurality of openings (40A-40F) horizontally separated from said axis, where the drilling rig is movable so that it lies above a selected opening among the plurality of openings, and said step of adjusting includes adding water to at least one of the buoyancy chambers to reduce its buoyancy and blow out water to add buoyancy to another of the buoyancy chambers.