NO325327B1 - Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp - Google Patents

Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp Download PDF

Info

Publication number
NO325327B1
NO325327B1 NO19996367A NO996367A NO325327B1 NO 325327 B1 NO325327 B1 NO 325327B1 NO 19996367 A NO19996367 A NO 19996367A NO 996367 A NO996367 A NO 996367A NO 325327 B1 NO325327 B1 NO 325327B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
riser
flexible
rigid
flexible part
rigid part
Prior art date
Application number
NO19996367A
Other languages
English (en)
Other versions
NO996367D0 (no
NO996367L (no
Inventor
Francis Biolley
Original Assignee
Inst Francais Du Petrole
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Inst Francais Du Petrole filed Critical Inst Francais Du Petrole
Publication of NO996367D0 publication Critical patent/NO996367D0/no
Publication of NO996367L publication Critical patent/NO996367L/no
Publication of NO325327B1 publication Critical patent/NO325327B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/01Risers
    • E21B17/015Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse angår et produksjonsstigerør som i sin nedre del omfatter en bøyelig del som er forbundet med én eller flere effluent-kilder, og en stiv del i sin øvre del.
Oppfinnelsen er særlig velegnet for petroleumeffluent-produksjonssystemer, spesielt for olje- og gassproduksjon, ved å anvende en flytende bærer som er forankret til sjøbunnen og forbundet med én eller flere produksjonsbrønner ved hjelp av ett eller flere produksjonsstigerør som i sin øvre del består av minst en stiv del og en bøyelig del i nærheten av sjøbunnen. Rørene kan være selv-stendige eller forbundet med hverandre i form av stigerørtåm.
Oppfinnelsen angår også mer generelt hvilket som helst rør som tillater overføring eller transport av et fluid fra et sted til et annet, f.eks. fluid (vann, gass...)-injeksjonsledninger.
Produksjonssystemer blir generelt installert for forholdsvis lange tidsrom, f.eks. 20 år. Mens de installeres og under produksjonsoperasjoner, utsettes de for ytre påkjenninger så som bølgebevegelse, strøm og vind.
Den flytende bærer er vanligvis statisk forankret til sjøbunnen ved hjelp av en rekke kjettinger eller ved hjelp av vertikale eller skråttløpende, stramme liner. I begge tilfeller gjenstår det en viss bevegelsesfrihet på og langs forskjellige akser, i et område fra noen centimeter til noen meter for vertikale forskyvninger på grunn av bølgebevegelsen som i dette faget betegnes som hiv, og opp til flere titall meter i horisontalplanet, betegnet som jag, svai og sakte drift (engelsk: slow drift). Dreie-bevegelser om horisontalaksene, rull/stamp, og om vertikalaksen, gir, avhenger av dimensjonene til den flytende bærer, av dens forankringsmidler, og av bølge-bevegelsen, strømmen og vindforholdene.
Ved slike installasjoner blir stigerørene vanligvis festet på den ene side til en undervannskonstruksjon som er anbrakt på bunnen og som generelt innbefat-ter flere brønnhoder, og på den annen side direkte eller indirekte forbundet med en flytende konstruksjon ved hjelp av egnete anordninger. Disse forbindelsesan-ordninger gjør stigerørene mer eller mindre avhengige av den flytende bærer og følgelig av dens forskyvninger.
Bruk av bøyelige stigerør er særlig velegnet for denne type forskyvninger. De reagerer meget godt på bevegelsene ved hodet (i nærheten av forbindelsen med den flytende bærer) og bunnkontakten er godt kontrollert. De tallrike anven-deiser av bøyelige stigerør over hele verden og innen offshoresfæren, viser at utmattningsaspektene ved denne type stigerør kan ansees å være under tilstrekkelig kontroll.
Dimensjonering av bøyelige stigerør må, blant andre kriterier, ta hensyn til trekkbelastning og knekning. I betraktning av at det er kjent at bøyelige stigerør generelt er tyngre enn et stivt stigerør, kan det ved dype farvann være vanskelig å få kontroll med kombinasjonen av de to ovennevnte kriteria.
For fullstendig stive og praktisk talt vertikale stigerør, benyttes generelt opp-hengningssystemer som er bedre kjent som strekksystemer, slik at disse forskyvninger kan opptas av stigerøret. Hydrauliske strekkbelastnings- eller passive flottør-strekkbelastningssystemer som holder stigerøret under mer eller mindre konstant strekkbelastning og uavhengig av bærerens bevegelser, blir f.eks. brukt. Disse systemer kan bli meget uhåndterlige for stigerør ved store dybder.
Stigerørsystemer av kjedelinjetypen, som kan benyttes i dype farvann, bruker metallets bøyelighet over en stor stigerørlengde til å gi den en form lik den konvensjonelle formen til den bøyelige. Disse stigerør kan eventuelt være uten strekkbelastningsmidler, men de har to hoved-ulemper: det kreves stor horisontal avstand mellom stigerørhodet og undervanns-brønnhodet,
utmattningen ved skillepunktet er kritisk.
Denne kjente teknikk omfatter også forskjellige arrangementer som spesielt er beregnet på å oppta de flytende bærernes bevegelse ved å kombinere stiv del og bøyelig del for stigerørsystemet.
F.eks. består hybride stigerør så som de som brukes i patenter
US-4 661 016 eller "Mobil/IFP Compliant riser" fremlagt f.eks. i "Applications of Subsea Systems" (Goodfellow Associates Ltd, 1990) av et stigerør eller av et tårn av stive stigerør som strekker seg fra sjøbunnen til en viss, gitt dybde. Denne dybden er fortrinnsvis under bølgenes turbulehsnivå, der de blir strekkbelastet ved hjelp av en undervannsbøye. Deres øvre ende er forbundet med bøyelige stigerør som gjør det mulig å føre fluidene til en flytende bærer. Disse stigerør opptar diffe-rensialbevegelsene mellom bæreren og bøyen. Det er andre versjoner av denne utforming, der de stive stigerør er kjedelinje-stigerør lik de som er beskrevet i patent US-5 639 187.
Tanken bak den foreliggende oppfinnelse, er å konstruere et rør for store vanndyp, som tillater overføring av et fluid idet røret er forbundet med en flytende bærer og sjøbunnen f.eks., eller et punkt beliggende ved stor dybde under den flytende bærer.
Røret kan omfatte minst en bøyelig del som er forbundet med sjøbunnen og minst en stiv del som er forbundet med den flytende bærer, idet den stive del og den bøyelige del er innbyrdes forbundet. Lengden av den stive del er lik avstanden mellom et punkt beliggende på sjøbunnen og et punkt ved vannoverflaten. Denne avstand betegnes i den følgende beskrivelse som "vanndybde" eller "vannsjikt" D.
Den stive del er f.eks. forbundet med den flytende bærer ved hjelp av pas-sende midler som muliggjør strekkbelastning av røret hovedsakelig under påvirkning av hele systemets egenvekt, dvs. stigerøret og den stive del som befordrer et fluid over størstedelen av vanndybden D.
Røret kan f.eks. være et produksjons-stigerør.
I den følgende beskrivelse betegner uttrykket "dets egenvekt":
vekten av røret eller av stigerøret bestående av de forskjellige stive og bøyelige deler, eller
vekten av begge disse to deler samt av utstyret som er tilknyttet røret eller stigerøret, så som isolasjonselementer, elementer som danner skjøt eller forbindelse mellom de forskjellige deler, eller hvilket som helst annet element som full-stendiggjør røret eller stigerøret.
Et slikt stigerør er velegnet for sjøer med større dybder enn 500 m og særlig større enn 1000 m, samt for ultrastore dyp.
US-4 279 543 angår en anordning for å transportere et medium omfattende en bøye og et rør festet til bøyen, et fleksibelt rør er forbundet til den nedre enden av røret, den andre enden av det fleksible røret er forbundet til en innretning an-ordnet i en fast posisjon på bunnen.
Oppfinnelsen oppnås ved et stigerør for store vanndyp, som tillater over-føring av et fluid mellom en flytende bærer og et punkt beliggende under og i avstand fra vannoverflaten, omfattende: minst én bøyelig del som ved en ende er forbundet med punktet beliggende under overflaten, minst en stiv del som ved en ende er forbundet med den bøyelige del og ved sin andre ende med den flytende bærer, lengden av den stive del er minst lik halve vanndybden D, og
et kjedelinje-forankringssystem som er påført det stive stigerør i nærheten av skjøten og/eller koblingen mellom den bøyelige del og stive del.
Foretrukne utførelsesformer av stigerøret er videre utdypet i kravene 2 t.o.m. 9.
Trinnene for dimensjonering av den bøyelige del og den stive del blir f.eks. utført under statiske forhold og statisk dimensjonering kan kontrolleres ved hjelp av dynamiske dimensjoneringstrinn.
Ifølge en annen utføringsvariant, blir trinnene for dimensjonering av den bøyelige del og den stive del utført under dynamiske forhold.
Røret kan omfatte varmeisolasjonsmidler plassert på i det minste den stive del og/eller den bøyelige del.
Den stive del av røret holdes f.eks. oppe på den flytende bærer ved hjelp av en holdeinnretning som tillater strekkbelastning av røret under påvirkning av dets egenvekt.
Oppfinnelsen angår også et produksjons-stigerør som er beregnet for over-føring av effluenter fra en produksjonsbrønn til en bærer, som f.eks. har minst én av de ovennevnte karakteristika ved røret for store vanndyp, som tillater overføring av et fluid mellom en flytende bærer og et punkt beliggende under og i avstand fra vannoverflaten.
Røret ifølge oppfinnelsen kan også være en injeksjonsledning der den stive del er forbundet med en kilde av fluid som skal injiseres og den fleksible del er forbundet med et punkt der fluidet skal injiseres.
Målene med oppfinnelsen oppnås videre ved et system for produksjon av petroleumseffluenter på store vanndyp, som tillater fluidoverføring mellom en flytende bærer og en effluentkilde, kjennetegnet ved at den omfatter minst ett eller flere stigerør og én eller flere injeksjonsledninger som angitt i et av kravene 1 til 8.
En foretrukket utførelsesform av systemet er utdypet i krav 11.
Systemet kan omfatte minst ett kjedelinje-forankringssystem som er påført det stive stigerør i nærheten av skjøten og/eller koblingen mellom den bøyelige del og den stive del.
Systemet omfatter f.eks. ytterligere strekkinnretninger for stigerøret eller
-rørene.
I forhold til kjente anordninger, gir et stigerør i henhold til oppfinnelsen spesielt de følgende fordeler: det krever ingen strekksystemer eller midler (så som en undervannsbøye) under normale arbeidsforhold, dvs. under produksjonsoperasjoner, og den stive del er forbundet med bæreren bare ved dennes øvre ende, i motsetning til konvensjonelle hybridrør,
ettersom vekten av et bøyelig rør generelt er større enn vekten av et stivt rør, vil arrangementet av den bøyelige del og av den stive del ifølge oppfinnelsen særlig tillate begrensning av strekkbelastningen ved hodet og derfor gjøre det mulig å utvide området for anvendelse av det bøyelige rør til dypere vann,
den anvender velprøvete egenskaper ved bøyelige rør til å løse utmatt-ingsproblemer i nærheten av skillepunktet og av stive rør for å løse vekt-problemet i meget dype havområder,
generelt vil den stive del av stigerøret være lengre enn den bøyelige del, og varmeisolasjon vil lettere oppnås på den første del,
det er ikke nødvendig å overdimensjonere den flytende bærer så som i tilfelle av vertikale stive stigerør som bruker hydrauliske strekkinnretninger. De sistnevnte krever strekksystemer ved å ta hensyn til sikkerhetskoeffisienter som fører til overdimensjonering av den flytende bærer,
alle brønnhode-/flytende bærer-horisontalstrekninger kan forutsees, hvilket ikke er tilfellet med vertikale- eller stive kjedelinje-stigerør.
Andre trekk og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil fremgå av den følg-ende beskrivelse, som er gitt i form av et ikke-begrensende eksempel, med hen-visning til de medfølgende tegninger, hvor: Figur 1A og 1B skjematisk viser to produksjonssystem-varianter omfattende et hybrid-stigerør ifølge oppfinnelsen med henholdsvis a) en "Mykbølge"-formet og
b) en "Latbølge"-formet bøyelig del,
Figur 2 viser skjematisk et produksjonssystem omfattende flere stigerør. Figur 1A og 1B viser to eksempler på produksjonssystemer i form av ikke-begrensende eksempel for å vise de spesielle trekk ved arrangementet av de forskjellige elementer som utgjør dem.
Disse to figurer er forskjellige hovedsakelig ved den formen som den bøye-lige del av hybrid-stigerøret ifølge oppfinnelsen kan anta, som, for figur 1 A, kan være av "Mykbølge"-typen, og for figur 1B, av "Latbølge"-typen. Noen elementer som er felles for de to figurer, har samme henvisningstall.
Produksjonssystemet omfatter f.eks. en flytende bærer 1 som er forankret til sjøbunnen 2 ved hjelp av forankringsinnretning 3 så som en sammenstilling av kjettinger eller stramme liner, f.eks. spennkabler. Bæreren er f.eks. plassert i nærheten av én eller flere petroleumseffluent-kilder 4, én eller flere produksjonsløn-ner f.eks.
Et stigerør 5 som muliggjør overføring av effluentene fra kilden til den flytende bærer, består f.eks. av en øvre stiv del 6 og en nedre bøyelig del 7 som er innbyrdes forbundet ved hjelp av en kobling 8.
Den øvre del eller ende av stigerørets stive del er festet til den flytende bærer 1 ved hjelp av en holdeanordning 9 som setter den stive del av dette stigerør i stand til å strekkes hovedsakelig under påvirkning av hele stigerørets egenvekt.
Under normale arbeidsforhold, krever befestigelse eller fastholding av den stive del i nærheten av den flytende bærer, intet strekksystem så som en under-vannsbøye som vanligvis ifølge kjent teknikk benyttes mellom et stigerør og den flytende bærer, eller ved hodet til stigerørets stive del.
Den nedre del av den stive del og øvre del av den bøyelige del er begge forbundet med koblingen.
Denne kobling er slik plassert at den stive lengde Lr er minst lik halve vanndybden.
Den bøyelige nedre del er ved sin ende f.eks. forbundet med produksjons-lønnene ved hjelp av anordninger som vanligvis benyttes på området petroleumsproduksjon og som ikke vil beskrives nærmere her ettersom de er vel-kjente. Den kan også forbindes med produksjonsbrønnene ved hjelp av strøm-ningsledninger.
Uten å avvike fra oppfinnelsens ramme, er det mulig å plassere, for eksempel i nærheten av skjøten mellom den stive del og den bøyelige del, et element som gjør det mulig å strekke stigerøret når dets vekt ikke selv er tilstrekkelig.
For å begrense horisontalbevegelser ved bunnen av den stive del, kan én eller flere spennkabler 10 benyttes og kobles f.eks. i nærheten av den stive stige-rørdel, like over koblingen 8. Dimensjonering av disse spennkabler kan oppnås i henhold til de forutsigbare ekstreme bevegelser av den flytende bærer. Sidebe-vegelse av stigerøret kan f.eks. begrenses, til den flytende bærerens forutsigbare ekstreme maksimums-utsving.
En spenningsbegrenser 11 kan eventuelt være tilføyd under holdeanordningen 9, i nærheten av den flytende bærer. Den gjør det spesielt mulig å minimere krumningsvirkningene og spenningene som stigerøret utsettes for under påvirkning av bølgebevegelsen, de hydrodynamiske krefter og andre ytre elementer. Den er egnet til, over minst en del av sin lengde, til å motstå i det minste de spenninger som oppstår på grunn av belastningene som overføres av det marine miljø, de som oppstår på grunn av holdeanordningen og spenningene på grunn av vekten av belastningene som opptas av begrenseren.
Denne spenningsbegrenseren kan f.eks. være konisk eller bestå av flere sylindriske seksjoner av variabel tykkelse. Den er fortrinnsvis plassert like under den nedre forbindelse av stigerøret til den flytende bærer, følgelig på den stive del.
Spenningsbegrenseren kan være en integrert del av stigerørets stive del eller den kan være en kappe på denne.
Formen til det bøyelige stigerør kan være en av de konvensjonelle former for bøyelige stigerør, som f.eks. "fritthengende", "lat-S", "latbølge", "bratt-S", "bratt-bølge" eller "mykbølge". De kjente egenskaper ved den fleksible kan således brukes til å dimensjonere denne fleksible del, særlig for utmattningsfasthet.
Stigerøret ifølge oppfinnelsen bestemmes f.eks. i det minste ved de følg-ende parametre:
en bøyelig del med lengde Lf, med tykkelse ef, med diameter Df,
en stiv del med lengde Lr, med tykkelse er, med diameter Dr, og lengden Lr av den stive del er minst lik halve vanndybden "D" (avstanden mellom flytende bærer 1 og sjøbunnen 2).
Angjeldende diametre kan være de innvendige eller de utvendige diametre av de forskjellige deler.
Beskaffenheten av de materialer som utgjør den stive del og den bøyelige del av stigerøret, velges f.eks. i henhold til fluidet som fremføres i stigerøret.
De er f.eks. motstandsdyktige overforH2S, eller.overfor hvilken som helst annen sammensetning eller produkt som kan tenkes å skade stigerøret på dets bøyelige del eller på dets stive del.
Dimensjonering av stigerøret eller stigerørsystemet kan utføres i flere trinn, ved å ta hensyn til kjente parametre, f.eks. som følger, for en dimensjonerings-prosedyre under statiske forhold ved hjelp av et ikke-begrensende eksempel.
Kvasistatiske ekstreme forhold (der man ser bort fra treghetsvirkninger) er f.eks. valgt, idet disse forhold kan være gitt ved en kombinasjon av maksimale rulle- eller stampe-vinkelverdier eller ved uvanlige strømverdier så som hundre-års strømmer, i tilknytning til ekstreme forskyvningsverdier av den flytende bærer, i uhell-situasjoner som f.eks. en røket spennkabel.
Forskyvningsverdiene kan måles ved hjelp av en forskyvningsvinkel i forhold til en gitt akse, eller i forhold til et punkt på den flytende bærer, forskyvningsvinkel a regnet i forhold til en vertikal akse og f.eks. verdier amin og amaks be-traktet. De kan også velges som en prosentvis dybde i henhold til visse standarder.
Den vertikale bevegelse av den flytende bærer kan også bli tatt i betraktning.
Dimensjoneringstrinn under statiske forhold f.eks.
a) de ekstreme horisontale og vertikale utsving av den flytende bærer som vil bli etablert fra starten (ekstreme offsetverdier for den flytende bærer), amin og
amaks,
b) en antar f.eks. at toppen av stigerørets bøyelige del vil følge de forhånds-bestemte utsving til maksimumsverdien, c) dimensjonering av stigerørets bøyelige del ved hjelp av dimensjonerings-metoder som fagmannen på området kjenner til, for å oppta disse forhånds-bestemte bevegelser og ved å ta hensyn til minst de følgende data: posisjonen til den bøyelige delens øvre ende, Ph, velges slik på vertikalaksen at lengden av den opphengte stive del er minst lik halve vanndybden D, men den kan til og med være lik 9/10 av vanndybden eller mer, avhengig av de aktuelle dybder,
den bøyelige del gis en form særlig under hensyn til det system som den benyttes i (antall stigerør, plassering av noen i forhold til andre, antall og plassering av brønnene),
det innvendige trykk Pinv som skyldes sirkulasjonen av fluidet som
sirkulerer i stigerøret, og de påførte trykk,
det utvendige trykk Putv som omgivelsene utøver på stigerøret, som
særlig avhenger av den aktuelle vanndybde,
den antatt maksimale trekkbelastning Tmaks, idet den bøyelige del utsettes for trekkbelastning særlig på grunn av sin egenvekt, og det hovedsakelig vertikale ekstrem-utsving,
de maksimale krumninger som ikke må overskrides, over lengden av den bøyelige del, en grenseverdi krummaks som ikke må overskrides velges i henhold til den bøyelige delens sammensetning,
eventuelt den antatt maksimale vridning,
man kontrollerer at den bøyelige del tilfredsstiller bruksbetingelsene, og i motsatt tilfelle endres i det minste en av parametrene, den vertikale
posisjon av den bøyelige delens øvre ende eller den bøyelige delens form,
d) valg av en holdeanordning på den flytende bærer,
den kan være av gaffelledd-typen så som en fleksibel kobling,
eller en feste og holdeanordning,
e) dimensjonering av den stive del den stive delens diameter Dr velges i henhold til brukerens behov,
lengden Lr velges hovedsakelig lik verdien av avstanden mellom den øvre ende av det bøyelige stigerør og holdeanordningen på den flytende bærer, under hensyn til systemet under likevektsbetingelser, idet denne verdi representerer en hoveddel av vanndybden som bestemt ved trinn c),
tykkelsen er av denne del er bestemt for å kunne oppta i det minste alle de spenninger som oppstår på grunn av: stigerørets vekt, påkjenningen som utøves av den bøyelige del i nærheten av koblingen som forbinder de to deler eller i nærheten av selve skjøten, de hydrodynamiske påkjenninger som skyldes omgivelsene (bølgebevegelse, strøm og vind), spenningene som skyldes forskyvninger av den flytende bærer, de innvendige og ut-
vendige trykk som ovenfor angitt og som virker på de to deler av stigerøret, vridningen og typen av holdeanordning som benyttes i nærheten av den flytende bærer. Beregninger som gjør det mulig å bestemme tykkelsen krever konvensjonelle metoder som fagmannen på området vil kjenne til, f) det kontrolleres at stigerørets stive del som er plassert innvendig i den flytende bærer ikke kommer i berøring med en del av den sistnevnte. I motsatt tilfelle, endres typen av holdeanordning eller posisjonen til stigerørets stive dels festepunkt på den flytende bærer, og trinnene gjentas f.eks. fra trinn b).
Det bøyelige stigerørets bøyefasthet kontrolleres for gitte lagre- eller sette-tilstander f.eks.
Når stigerøret er forsynt med en spenningsbegrenser 11 beliggende i nærheten av den stive del og av den flytende bærer, f.eks. i henhold til et arrange-ment som beskrevet i figur 1B, er denne begrenser f.eks. dimensjonert til å opp-rettholde en konstant krumning ved dette knutepunkt; idet verdien av krumningen må være mindre enn den maksimale krumning som tillates av stigerørets stive del.
Bøyespenningene og/eller Von Mises-spenningene må tilfredsstille de gjeldende standarder på det området der stigerøret anvendes.
Trinn a) til f) utføres f.eks. innenfor rammen av statiske beregninger, ved å ta i betraktning de ovennevnte ugunstigste utformingstilfeller som f.eks. maksimal rulle- eller stampevinkel ved hodet i forbindelse med en hundre-års-strøm i den retning som interfererer med bevegelsesretningen til denne vinkel.
Trinn ved dynamisk kontroll av stigerør-dimensjoneringen utført under statiske forhold
Etter dimensjonering av stigerøret under statiske forhold og ved hjelp av de foregående trinn, utføres dynamisk analyse for kontroll av stigerørets dimensjonering i samsvar med gjeldende standard.
Det kontrolleres spesielt at under de dynamiske hiv-virkninger som det ikke nødvendigvis blir tatt hensyn til under trinnene for statisk dimensjonering, forblir den maksimale trekkraft akseptabel.
Dersom utsvingene av knutepunktene til de bøyelige og stive deler forblir mindre enn de forutsagte, men dersom de dynamiske virkninger er større og stan-dardene ikke tilfredstilles, særlig med hensyn til spenninger og utmattning, dimen-sjoneres stigerøret om igjen med utgangspunkt fra c) og under dynamiske forhold.
Dynamisk analyse kan utføres i forhold til hvorledes knutepunktet mellom de stive og bøyelige deler oppfører seg, hvorledes befestigelsen ved hodet til den stive del oppfører seg, eller i forhold til begge.
Hvis f.eks. dynamisk analyse viser at bunnen av stigerørets stive del som svarer til de to delenes knutepunkt har et større utsving enn den flytende bærerens utsving, kan minst tre tilfeller komme i betraktning:
Tilfelle 1
Utsvinget til de to delenes knutepunkt som tilsvarer bunnen av den stive del forblir akseptabel ut fra dimensjoneringskriteria for den stive del og den bøyelige del, blir dimensjonering ikke modifisert.
Tilfelle 2
Utsvinget er ikke akseptabelt, en første variant består i å tilføye bevegelses-begrensende spennkabler som anbringes mellom nivået til koblingen eller til den bøyelige delens og den stive delens knutepunkt, og grunnen.
Spennkabel-lengdene blir f.eks. beregnet slik at når de er stramme, begrenses koblingens utsving i forhold til den flytende bærerens utsving og bare litt stør-re. De påkjenninger eller tøyninger (engelsk: strains) som oppstår i disse spennkabler blir deretter beregnet ved hjelp av dynamiske simuleringer for korrekt dimensjonering av spennkablene. Deretter kontrolleres at det aldri er noen interferens mellom stigerøret og spennkablene.
Tilfelle 3
Når det ikke er mulig å bruke spennkabler og når visse kriteria i forhold til det bøyelige stigerørets bruksbetingelser ikke lenger tilfredsstilles (for stor krumning f.eks.), utføres dimensjonering av de bøyelige stigerør om igjen fra trinn b) ved å ta hensyn til, for utsvingsparametre, høyere verdier enn utsvingsverdien til den flytende bærer (innledningsvis gitte utsvingsverdier).
Generelt velges lengden Lr av stigerørets stive del f.eks. slik at dets nedre ende befinner seg like under den flytende bærerens laveste nivå. Idet D er vanndybden ved den flytende bærerens nivå, H høyden av den flytende bærer, Hf høyden av den bøyelige delens øvre ende i forhold til sjøbunnen, er verdien Lr større enn H, forholdet Lr/Hf fortrinnsvis større enn 3 for dybder større enn 1500 m, forholdet Lr/D f.eks. større enn 0,5 og kan nå 0,95 eller mer i henhold til dybden og omgivelsesforholdene og bevegelsene ved hodet.
Figur 2 viser skjematisk et eksempel på anvendelse av oppfinnelsen for petroleumsproduksjon ved bruk av flere hybrid-stigerør.
Hvert stigerør omfatter en stiv del 41 i og en bøyelig del 40i som er bestemt i henhold til den ovenfor beskrevne metode.
En bøyelig del kan være forbundet med en stiv del ved hjelp av en kobling, idet stigerørene er innbyrdes uavhengige, og idet koblingen er plassert nærmere sjøbunnen enn overflaten.
Uten å avvike fra oppfinnelsens ramme, er det også mulig å gruppere de forskjellige bøyelige deler sammen i nærheten av en kobling, og den sistnevnte kan være i forbindelse med en bunt som grupperer stigerørenes stive deler sammen eller med et tårn av stive stigerør.
Ifølge en annen utføringsvariant, kan flere bøyelige deler grupperes sammen ved hjelp av en kobling, slik at de er forbundet med en enkelt stiv del som er festet i nærheten av den flytende bærer.
Uten å avvike fra oppfinnelsens ramme, omfatter den stive del f.eks. varmeisolasjonsmidler.
For den bøyelige del av stigerøret er det også mulig å bruke et bøyelig stigerør som er utstyrt med isolasjons- eller oppvarmingsmidler.
Bruk av oppvarmings- eller isolasjonsmidler på minst én av de to deler, gjør det fordelaktig mulig å unngå eller minimere avsetningsdannelser, f.eks. hydrater eller parafiner innenfor rammen av produksjon av petroleumseffluent i dype sjø-områder f.eks.
Materialene som utgjør den stive del og den bøyelige del av stigerøret, velges i henhold til det innvendig fremførte fluid, for derved å hindre fare for skade så som korrosjon eller annen skade som skyldes virkningen av fluidet på stigerøret.

Claims (11)

1. Stigerør for store vanndyp, som tillater overføring av et fluid mellom en flytende bærer (1) og et punkt beliggende under og i avstand fra vannoverflaten, omfattende: minst én bøyelig del (7) som ved en ende er forbundet med punktet beliggende under overflaten, minst en stiv del (6) som ved en ende er forbundet med den bøyelige del og ved sin andre ende med den flytende bærer, lengden av den stive del (6) er minst lik halve vanndybden D, og et kjedelinje-forankringssystem (10) som er påført det stive stigerør i nærheten av skjøten og/eller koblingen (8) mellom den bøyelige del (7) og stive del (6).
2. Rør ifølge krav 1, karakterisert ved at: den bøyelige del bestemmes som følger: a) den flytende bærerens ekstreme bevegelser etableres, b) bevegelsene ved toppen av den bøyelige del antas å være hovedsakelig identiske med de ekstreme bevegelser, c) stillingen Ph av den øvre ende av denne bøyelige del er slik valgt på vertikalaksen, at lengden av den stive del representerer størstedelen av vanndybden, og den bøyelige del er slik dimensjonert at den opptar i det minste de forhåndsetablerte bevegelser ved å ta hensyn til i det minste de følgende pa-rametere: det innvendige trykk Pinv, det utvendige trykk Putv, fluidets beskaffen-het, maksimalspenningene så som den maksimale trekkbelastning Tmaks som den bøyelige del utsettes for, verdien av den maksimalt tillatelige krumning krummaks, dersom den bøyelige del ikke tilfredsstiller bruksbetingelsene, endres i det minste posisjonen Ph, den stive del bestemmes for en gitt holdeinnretning og en diameter-verdi Dr, d) dens lengde Lr velges hovedsakelig lik verdien av den eksiste-rende avstand, under likevektsbetingelser, mellom den øvre ende av det bøyelige stigerør og holdeinnretningen, verdien av dens tykkelse bestemmes slik at den opptar de spenninger som oppstår på grunn av minst: vekten av røret, vekten av den opphengte del av det bøyelige, de hydrodynamiske spenninger, spenningene som skyldes forskyvninger av den flytende bærer, innvendige og utvendige trykk, e) det kontrolleres at den stive del av stigerøret som er plassert innvendig eller på kantene til den flytende bærer ikke kommer i berøring med en del av den flytende bærer, og eventuelt begynner man igjen fra trinn b).
3. Rør ifølge krav 2, karakterisert ved at trinnene for dimensjonering av den bøyelige del og av den stive del utføres under statiske forhold.
4. Rør ifølge krav 3, karakterisert ved at statisk dimensjonering kontrolleres ved hjelp av dynamiske dimensjoneringstrinn.
5. Rør ifølge krav 2, karakterisert ved at dimensjoneringstrinnene for den bøyelige del og for den stive del utføres under dynamiske forhold.
6. Rør ifølge et av kravene 1 til 5, karakterisert ved at det omfatter varmeisolasjonsmidler plassert på i det minste den stive del og/eller den bøyelige del.
7. Rør ifølge et av kravene 1 til 6, karakterisert ved at den stive del holdes oppe på den flytende bærer ved hjelp av en holdeinnretning (9) som tillater strekkbelastning av røret under påvirkning av dets egenvekt.
8. Rør ifølge et av kravene 1 til 7, karakterisert ved at den bøyelige del (7) er forbundet med en produk-sjonslønn.
9. Rør ifølge et av kravene 1 til 7, karakterisert ved at den stive del (6) er forbundet med en kilde av fluid som skal injiseres og at den bøyelige del (7) er forbundet med et punkt der fluidet skal injiseres.
10. System for produksjon av petroleumseffluenter på store vanndyp, som tillater fluidoverføring mellom en flytende bærer og en effluentkilde, karakterisert ved at den omfatter minst ett eller flere stigerør og én eller flere injeksjonsledninger som angitt i et av kravene 1 til 8.
11. System ifølge krav 10, karakterisert ved at det omfatter ytterligere midler for strekkbelastning av stigerøret eller -rørene.
NO19996367A 1998-12-23 1999-12-21 Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp NO325327B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9816413A FR2787859B1 (fr) 1998-12-23 1998-12-23 Riser ou colonne hybride pour le transfert de fluide

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO996367D0 NO996367D0 (no) 1999-12-21
NO996367L NO996367L (no) 2000-06-26
NO325327B1 true NO325327B1 (no) 2008-03-31

Family

ID=9534479

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19996367A NO325327B1 (no) 1998-12-23 1999-12-21 Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6869253B2 (no)
BR (1) BR9906278A (no)
FR (1) FR2787859B1 (no)
GB (1) GB2347154B (no)
NO (1) NO325327B1 (no)
OA (1) OA11273A (no)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2380747B (en) * 2001-10-10 2005-12-21 Rockwater Ltd A riser and method of installing same
US7063158B2 (en) * 2003-06-16 2006-06-20 Deepwater Technologies, Inc. Bottom tensioned offshore oil well production riser
GB2410756B (en) * 2004-01-28 2006-10-11 Subsea 7 Norway Nuf Riser apparatus,assembly and method of installing same
US7191836B2 (en) * 2004-08-02 2007-03-20 Kellogg Brown & Root Llc Dry tree subsea well communications apparatus and method using variable tension large offset risers
US7661479B2 (en) * 2005-05-25 2010-02-16 Duron Systems, Inc. Subsea insulating shroud
FR2888305B1 (fr) * 2005-07-11 2008-12-12 Technip France Sa Methode et installation de raccordement d'une conduite sous-marine rigide et d'une conduite sous-marine flexible
FR2891577B1 (fr) * 2005-10-04 2007-11-16 Inst Francais Du Petrole Colonne montante avec conduites auxiliares montees sur tourillons.
FR2891579B1 (fr) * 2005-10-04 2007-11-23 Inst Francais Du Petrole Colonne montante avec conduites auxiliaires rigides.
US8123437B2 (en) * 2005-10-07 2012-02-28 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device
US20070081862A1 (en) * 2005-10-07 2007-04-12 Heerema Marine Contractors Nederland B.V. Pipeline assembly comprising an anchoring device and method for installing a pipeline assembly comprising an anchoring device
MY171043A (en) * 2008-09-09 2019-09-23 Misc Berhad A offshore seabed to surface conduit transfer system
GB2475108A (en) * 2009-11-05 2011-05-11 Acergy Us Inc Methods of constructing and installing rigid riser structures and associated apparatus
GB2477780B (en) * 2010-02-12 2015-06-24 Subsea 7 Ltd Method of laying a hybrid pipeline offshore
US8657531B2 (en) * 2010-03-16 2014-02-25 Technip France Installation method of flexible pipe with subsea connector, utilizing a pull down system
NO2704945T3 (no) * 2011-05-06 2018-03-24
US9109404B2 (en) * 2011-10-17 2015-08-18 Cameron International Corporation Riser string hang-off assembly
BR102013012413B1 (pt) * 2013-05-20 2021-09-08 Petróleo Brasileiro S.A. / Petrobras Sistema de transferência híbrido reverso
US9671043B2 (en) * 2013-08-09 2017-06-06 Paul D Hawkins Systems and methods for retrieving a buried subsea tubular
FR3020396B1 (fr) * 2014-04-25 2016-05-13 Saipem Sa Procede d'installation et mise en œuvre d'un tube rigide depuis un navire ou support flottant
WO2015168432A1 (en) * 2014-04-30 2015-11-05 Seahorse Equipment Corp Bundled, articulated riser system for fpso vessel
US9988860B2 (en) 2015-12-03 2018-06-05 Single Buoy Moorings, Inc. Method and apparatus for elevating the tapered stress joint or flex joint of an SCR above the water
TWI602758B (zh) * 2016-10-27 2017-10-21 Taiwan Keyarrow Industrial Co Ltd Foldable conveyor rack
US11313179B2 (en) 2018-03-26 2022-04-26 Odebrecht Oleo E Gas S.A. System for connecting between risers of composite material and flowlines, which can be used with a hybrid riser, and method for constructing same
WO2020117793A1 (en) * 2018-12-03 2020-06-11 Bp Corporation North America, Inc. Systems and methods for accessing subsea conduits

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3461916A (en) * 1966-12-13 1969-08-19 Exxon Production Research Co Flexible flowline
US3602174A (en) * 1969-06-27 1971-08-31 North American Rockwell Transfer riser system for deep suboceanic oilfields
FR2402823A1 (fr) * 1977-09-08 1979-04-06 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour relier une installation flottante a une installation subaquatique par l'intermediaire d'au moins une conduite flexible
FR2417005A1 (fr) * 1978-02-14 1979-09-07 Inst Francais Du Petrole Nouveau poste de mouillage et de transfert pour la production d'hydrocarbures au large des cotes
NL167911C (nl) * 1978-06-20 1982-02-16 Single Buoy Moorings Inrichting voor het overbrengen van een medium vanaf een vast op een onder water gelegen bodem aangebracht orgaan naar een boeilichaam.
US4300585A (en) * 1979-07-19 1981-11-17 Sedco, Inc. Automatic dump valve
FR2507672A1 (fr) * 1981-06-12 1982-12-17 Inst Francais Du Petrole Colonne montante pour les grandes profondeurs d'eau
FR2538444A1 (fr) * 1982-12-28 1984-06-29 Coflexip Dispositif de liaison entre une tete de puits sous-marine et un support de surface
US4661016A (en) 1985-04-11 1987-04-28 Mobil Oil Corporation Subsea flowline connector
US4740109A (en) * 1985-09-24 1988-04-26 Horton Edward E Multiple tendon compliant tower construction
FR2627542A1 (fr) * 1988-02-24 1989-08-25 Coflexip Dispositif de transfert de fluide entre le fond sous-marin et la surface
GB8905364D0 (en) * 1989-03-09 1989-04-19 Britoil Plc Offshore oil production system
US4934870A (en) * 1989-03-27 1990-06-19 Odeco, Inc. Production platform using a damper-tensioner
GB9015913D0 (en) * 1990-07-19 1990-09-05 Land & Marine Eng Ltd Thermally insulating compositions and a method of insulating pipeline bundles and pipeline riser caissons
US5615977A (en) * 1993-09-07 1997-04-01 Continental Emsco Company Flexible/rigid riser system
US5505560A (en) * 1993-10-26 1996-04-09 Offshore Energie Development Corporation (Oecd) Fluid transfer system for an offshore moored floating unit
US5931602A (en) * 1994-04-15 1999-08-03 Kvaerner Oil & Gas A.S Device for oil production at great depths at sea
US5474132A (en) * 1994-04-28 1995-12-12 Westinghouse Electric Corporation Marine riser
US5639187A (en) 1994-10-12 1997-06-17 Mobil Oil Corporation Marine steel catenary riser system
NO301556B1 (no) * 1995-12-04 1997-11-10 Norske Stats Oljeselskap Stigerörsystem
FR2754011B1 (fr) * 1996-09-30 1999-03-05 Inst Francais Du Petrole Riser de production equipe d'un raidisseur approprie et d'un flotteur individuel
NO310890B1 (no) * 1997-04-29 2001-09-10 Kvaerner Oilfield Prod As Dynamisk kontrollkabel til bruk mellom en flytende struktur og et koplingspunkt på havbunnen
US5951061A (en) * 1997-08-13 1999-09-14 Continental Emsco Company Elastomeric subsea flex joint and swivel for offshore risers
US5865566A (en) * 1997-09-16 1999-02-02 Deep Oil Technology, Incorporated Catenary riser support
GB2330157B (en) * 1997-10-07 2001-11-07 Bluewater Terminal Systems Nv Riser system for connecting a seabed installation with a floating vessel
US6030145A (en) * 1997-12-10 2000-02-29 Lucent Technologies Inc. Articulated underwater cable riser system
GB2334048B (en) * 1998-02-06 1999-12-29 Philip Head Riser system for sub sea wells and method of operation
AU5004799A (en) * 1998-07-23 2000-02-14 Fmc Corporation Riser arrangement for offshore vessel and method for installation

Also Published As

Publication number Publication date
US20020060077A1 (en) 2002-05-23
GB2347154A (en) 2000-08-30
FR2787859B1 (fr) 2001-01-26
US6869253B2 (en) 2005-03-22
NO996367D0 (no) 1999-12-21
BR9906278A (pt) 2000-08-29
NO996367L (no) 2000-06-26
FR2787859A1 (fr) 2000-06-30
GB2347154B (en) 2003-01-08
OA11273A (en) 2003-07-30
GB9930379D0 (en) 2000-02-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO325327B1 (no) Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp
NO20190762A1 (no) Hybrid stigerørstårn samt fremgangsmåte for installasjon av dette
US4556340A (en) Method and apparatus for production of subsea hydrocarbons using a floating vessel
AU2007299791B2 (en) Floating system connected to an underwater line structure and methods of use
US9074428B2 (en) Connector for steel catenary riser to flexible line without stress-joint or flex-joint
US8480334B2 (en) Hybrid riser systems and methods
NO323458B1 (no) Et hybridstigeror for dypt vann
NO159546B (no) Stigeroer.
NO178508B (no) Fleksibel produksjons-stigerörmontasje
NO129414B (no)
US20040028477A1 (en) Shallow water riser support
NO317636B1 (no) Bore- og/eller produksjonsstigeror, samt system for utvinning av petroleumseffluenter
US6779949B2 (en) Device for transferring a fluid between at least two floating supports
NO321100B1 (no) Baerer for en stigeledning som folger en kjedelinje
NO335841B1 (no) Flyterkonstruksjon for lagring av væsker så som hydrokarboner.
US10370905B2 (en) Marine flexible elongate element and method of installation
NO841818L (no) Offshore-konstruksjon for produksjon av hydrokarboner eller fortoeyning av skip
US11433975B2 (en) System and method for temporarily connecting an underwater station and a surface facility
NO319277B1 (no) Produksjonsrørsystem til havs, samt en fremgangsmåte for dets utlegging
US11248421B2 (en) Offloading hydrocarbons from subsea fields
Wanvik et al. Deep water moored semisubmersible with dry wellheads and top tensioned well risers
NO20180364A1 (en) Offloading hydrocarbons from subsea fields
Nurwanto Cobra riser concept for ultra deepwater condition
WO2003064804A2 (en) Shallow water riser system
NO332013B1 (no) Underoverflateboye, samt fremgangsmate for installasjon binding og stabilisering av denne

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees