NO330442B1 - System og fremgangsmate for a produsere hydrokarboner fra en undersjoisk bronn - Google Patents
System og fremgangsmate for a produsere hydrokarboner fra en undersjoisk bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO330442B1 NO330442B1 NO20004899A NO20004899A NO330442B1 NO 330442 B1 NO330442 B1 NO 330442B1 NO 20004899 A NO20004899 A NO 20004899A NO 20004899 A NO20004899 A NO 20004899A NO 330442 B1 NO330442 B1 NO 330442B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- well
- platform
- riser
- equipment
- production pipeline
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 36
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 claims description 7
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000012421 spiking Methods 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B22/00—Buoys
- B63B22/02—Buoys specially adapted for mooring a vessel
- B63B22/021—Buoys specially adapted for mooring a vessel and for transferring fluids, e.g. liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B22/00—Buoys
- B63B22/24—Buoys container type, i.e. having provision for the storage of material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/017—Production satellite stations, i.e. underwater installations comprising a plurality of satellite well heads connected to a central station
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Da nåværende trend innen offshore olje- og gassproduksjon går fremover i dypere vann, og olje og gassprisene forblir lave, er det blitt i økende grad nødven-dig for industrien å utvikle kostnadseffektive løsninger for å utvikle mindre felter på dypt vann.
En type løsning for slike tilfeller er å holde produksjonsfasilitetene på en "vertsplattform" og forbinde dypvannsbrønnen(ene) til plattformen med rørledning-er og stigerør. Støtteutstyret for undervannsventiltrestyringen, slik som hydrauliske og elektriske kraftenheter, kjemiske injeksjonspumper og tanker, og en styrekon-soll, er også anordnet på vertsplattformen. Den undersjøiske ventilstyringen er utført via lang navlestreng(er) bestående av elektriske ledere, hydrauliske led-ninger og kjemiske injeksjonsledning lagt langs rørledningen. I tillegg, er to paral-lelle rørledninger nødvendig for å utføre rundtripp-piggeoperasjonene . Kostnaden og de tekniske utfordringene for dette konvensjonelle tilknytningssystemet øker åpenbart etter som tilknytningsavstanden øker, og i mindre grad ettersom vann-dybden øker. For de fleste tilfeller representerer 32 km (20 miles) den praktiske grensen for den maksimale tilknytningsavstanden med det konvensjonelle tilknytningssystemet. Det er således et ønske å tilveiebringe et system som kan frem-skaffe større tilknytningsavstander uten kostnaden og de tekniske ulempene som frem til nå har forhindret økning av tilknytningsavstanden.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
I henhold til foreliggende oppfinnelse er en permanent lavkostnadsmulti-funksjonsoverflatestøttefasilitet fremskaffet som tillater flere funksjoner forbundet med brønnoperasjon til å bli utført fra en permanent lokalkonstruksjon. Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved et system for å produsere hydrokarboner fra en undersjøisk brønn hvor systemet omfatter en flytende plattform posisjonert over brønnen; et vertikalt adkomststigerør som forbinder nevnte plattform til brønnen og er tilpasset for å tillate at brønnbetjeningsoperasjoner kan utføres fra nevnte flytende plattform; en vertsfasilitet tilpasset for å motta de produserte hydrokarboner; og en produksjonsrørledning som forbinder brønnen til nevnte vertsfasilitet; kjennetegnet ved at nevnte system videre omfatter en kontrollnavlestreng som forbinder nevnte plattform til brønnen og sørger for styring av brønnen; og forankringsmidler for permanent forankring av plattformen over brønnen.
Foretrukne utførelsesformer av systemet er videre utdypet i kravene 2 til og med 7.
Videre oppnås målene med foreliggende oppfinnelse ved en fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner fra en undersjøisk brønn hvor det er benyttet et system som angitt i ethvert av de foregående krav, og hvori hydrokarbonene produseres fra brønnen gjennom produksjonsrørledningen til vertsfasiliteten; og produksjonen av hydrokarboner styres gjennom kontrollnavlestrengen.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 9 til og med 12.
Den foreliggende oppfinnelse eliminerer behovet for meget lange navle-strengskabler og de meget lange rørledninger påkrevet for pigging. Kostnadsbesparelser er således forbundet med reduksjonen i lengde av alle unntatt produk-sjonsrørledningen. Den foreliggende nye tilnærmingen til produksjonen og styringen av undervannsbrønner er utført ved å splitte kontroll- og produksjonskravene mellom en vertsfasilitet og en lokal plattform, hvilket sørger for betydelige fordeler og kostnadsbesparelser.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
For en mer detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelsen av oppfinnelsen, vil referanse nå gjøres til de vedføyde tegninger, hvori: Fig. 1 er en skjematisk figur av en foretrukket utførelse av systemet til den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 er en skjematisk figur av en foretrukket utførelse av en underover-flatestigerørsavslutning ved et reservoar til bruk i det foreliggende systemet. Fig. 3 er et skjematisk figur av en foretrukket utførelse av en undersjøisk stigerørsavslutning ved et punkt langs en produksjonsstrømningsledning til bruk i det foreliggende system.
DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSEN
Basissvstem
Det foreliggende utvidede tilknytningssystemet er en kostnadseffektiv løs-ning for å "utvide" tilknytningsområdet. Intitielt med referanse til fig. 1 omfatter en foretrukket utførelse av det foreliggende utvidede tilknytningssystemet en normalt ubemannet flytende plattform 20 direkte over det undersjøiske ventiltreet(ene) og manifolden 10. I sin enkleste form er flytende plattform 20 en "kontrollbøye" som bærer kontrollutstyret for det undersjøiske utstyret 10. Undersjøventiltreet er forbundet via en mye kortere navlestrengkabel 14 til kontrollbøyen over brøn-nen(ene). Således er forbindelsen fra det undersjøiske utstyret til vertsplattformen 100 redusert til produktstrømningsledningene 16 og de kjemiske injeksjonsnavle-strengsledningene 18.
Plattform 20 er fortrinnsvis en liten, ubemannet flytende plattform (eller bøye) som er permanent forankret over brønnene og det undersjøiske utstyret 10 ved konvensjonelle forankringsmidler 21, og derved eliminere behovet for å tilknyt-te kontrollnavlestrengen til vertsfasiliteten 100. Undersjøisk utstyr 10 kan være et brønnhode, eller en manifold for å tilveiebringe fluidadkomst til flere brønnhoder 11. Et stigerør 22 forbinder utstyr 10 til utstyr på plattform 20, som kan innbefatte kveilet rør og/eller vaierlineadkomstutstyr 24, utblåsningsforhindringsutstyr 25, kjemisk injeksjonsutstyr 26, og/eller piggutstyr 28, og/eller annet utstyr for betjening, styring eller utføring av andre operasjoner i eller på brønnen. Operasjoner som kan utføres gjennom stigerøret 22 kan innbefatte, men er ikke begrenset til: brønnoverhalinger, lette intervensjoner, brønnlogging, produksjonsforhøyelse, vanninjeksjoner, metanolinjeksjoner, undersjøisk ventiltrevedlikehold og inspek-sjon og brønnutkoplingsbetjeningsstøtte. I noen begrensede tilfeller, kan det være ønskelig å utelate stigerør 22 fra systemet.
Vertsfasilitet 100 kan være en fast plattform, flytende produksjonssystem,
(FPS), eller landbasert fasilitet. Minst en strømningsledning 16 forbinder undersjø-isk utstyr 10 til vertsfasiliteten. Den flytende plattformen 20 tilveiebringer et forbin-delsespunkt for kontrollnavlestrengen 14, nødvendige elektrisk og hydraulisk kraft, kjemisk injeksjon, kjemisk lagring og dataoverføring. Det er foretrukket, men ikke nødvendig, at plattform 20 er ubemannet. Hvis plattform 20 er bemannet, er ytterligere systemer påkrevet for å forsyne personell, innbefattende sikkerhetsutstyr, kraftgenerering og bolig. Plattform 20 kan også være benyttet for ROV-støtte. En ROV kan være benyttet for å tilveiebringe kraft til den nedre stigerørspakken for på den måten å muliggjøre at den kan flyttes fra et ventiltre til det neste.
I tillegg til utstyret angitt ovenfor, kan overvåkning og behandlingsutstyr være lokalisert på plattform 20, sammen med styringer, kraftgenerator(er) og utstyr som tillater adkomst til brønnringerommet. Kraftgenereringsutstyr kan innbefatte dieselgeneratorer eller lignende, og opererer typisk mer effektivt hvis beve- geise er minimalisert. Brensel for kraftgenerator(ene) er enten laget eller oppnådd fra produksjonsfluidene. Kontroll for utstyret på plattform 20, innbefattende kraftenheter, brønnintervensjon, og kjemisk injeksjonsutstyr er fortrinnsvis utført via mikrobølge 102 eller satelittforbindelser til vertsplattformen.
Ytterligere operasjonsmessig utstyr øker egenskapene til det foreliggende systemet. Kjemisk injeksjonsutstyr og vertikal navlestreng(er) er fortrinnsvis innbefattet, for på den måten å eliminere den lange navlestreng(ene) fra strømnings-sikring. Undersjøisk strømningssikringsmoduler og/eller rørledningsintervensjons-planer (systemer) er fortrinnsvis innbefattet ved intervaller langs produksjonsrør-ledningen, hvor nødvendig, for å utføre strømningssikring for lange strømnings-ledninger. Disse kan innbefatte forskjellig voksfjerning og/eller voksformildende systemer og hydratundertrykkelse/styring. Et ettergivende vertikalt adkomststige-rør (CVAR) er fortrinnsvis innbefattet for applikasjoner hvor brønnintervensjonsbe-tjeningen er hyppig påkrevet. Denne type av stigerør er omtalt i detalj i US patent-nummer 4.730.677. Fig. 2 og 3 illustrerer underoverflatestigerørsavslutninger hen-holdsvis reservoaret og ved et punkt langs produksjonsstrømningsledning 16, og er omtalt i større detalj nedenfor. Et foretrukket stigerør 22 innbefatter ustyr for splitting av utblåsningssikring, ved å benytte ventiler i den nedre stigerørspakken (LRP) og ved overflaten. På grunn av fleksibiliteten til stigerøret, er lengre tid tillatt for nødfrakoplinger.
Det foreliggende tilknytningssystemet sørger for sikker strømningssikring og tillater at brønnintervensjoner og rørledningsintervensjoner kan utføres på tids- og kostnadseffektiv måte, ved enten kveilet rør og/eller vaierlineintervensjonsutstyr. I tillegg tilbyr det foreliggende system muligheten til å redusere operasjonskostnader ved å tilveiebringe kostnadseffektive løsninger for operasjon av for eksempel vedlikeholdsutstyr: 1. Det foreliggende system er fortrinnsvis i stand til å bære kveilet rør (CT) og/eller vaierlineutstyr 24 operert gjennom det vertikale adkomststigerøret for lett intervensjon og andre operasjoner. Dette eliminerer behovet for sammenstil-ling av stigerøret og mobilisering/demobilisering av et borerigg/overhalingsfartøy for å utføre disse saker, hvilket har vært nødvendig i den tidligere kjente teknikk. Således reduserer dette systemet operasjonskostnader og tiden nødvendig for intervensjonen, og reduserer således dødtid og forbedrer sikkerheten. Alternativt, som vist i fig. 2, kan kveilet rørutstyr være anordnet på en separat utstyrsdel som temporært er forbundet til stigerøret 22 isteden for plattform 20.1 ethvert tilfelle, kan det være ønskelig å tilveiebringe adkomst til brønnen(ene) ved hjelp av en underoverflatestigerørsavslutning 23, som fortrinnsvis er posisjonert omkring 762 meter (2.500 fot) under overflaten. Dette reduserer effekten av bølger og vind på stigerørsavslutningen og reduserer trusselen for forstyrrelser med gjenstander utplassert fra overflaten. 2. Det foreliggende system huser fortrinnsvis piggeutstyr 28 for strøm-ledningsvedlikehold, eliminerer behov for en andre strømningsledning som ellers vil være nødvendig for å tilveiebringe en rundtripp for piggen. Piggen kan være utplassert gjennom stigerøret 22 eller under vann. 3. Det foreliggende system sørger fortrinnsvis for overflatestøtte for un-dersjøiske produksjonssystemer, strømningssikkerhetsmoduler slik som multi-pumper, målere, separatorer etc, som sørger for kostnadseffektiv strømningssik-kerhetsevne og ytterligere øker livssykluskostnadsbesparelser.
Derfor har det foreliggende tilknytningssystemet med utvidet rekkevidde spesiell utnyttelse for utvikling av små/marginalfelter på dype vann, som ellers ikke ville blitt utviklet. Den følgende detaljerte informasjon er antatt å kun være ek-semplifiserende, og er ikke beregnet for å begrense området av oppfinnelsen.
Brønn- Zrørledningsintervensionsmulighet
Adkomst til brønnene og strømningsledningene er tilveiebrakt for kveilet rør og vaierlineoperasjoner, for å utføre strømningssikring, vedlikehold og overhaling. To hovedalternativer for brønnadkomst er overveiet. I henhold til den første mulig-het, er flytende plattformstørrelse holdt ved et minimum og alt overhalingsutstyr er anordnet på et separat lageroverhalingsfartøy. For den andre muligheten, er håndteringsfasiliteter og rom for det kveilede rørutstyret anordnet på flytende plattform 20.1 dette tilfelle må plattformen være større enn hva som ellers ville være nødvendig. Visse omstendigheter kan betydelig påvirke størrelsen av plattformen. For eksempel hvis det er ønskelig å trekke foringsrør ved å benytte plattform 20, må tilstrekkelig rom være fremskaffet for å tillate lagring av trukket foringsrør. Like-ledes krever noen typer av rørtrekking, slik som trekking av rør i horisontale ventiltre øket oppdrift og kan strekke seg utover evnen til plattform 20.
Overhalingsprosedyrer som kan utføres fra den flytende plattform 20 innbefatter pigging, brønnsimulering, sandkontroll, soneisolasjon, re-ferdigstillelser og reservoar/selektive ferdigstillelser. For eksempel kan ROV være lokalisert på plattform 20, siden kraft er fremskaffet. Plattform 20 kan også være benyttet for å bære lagringssystemer for brensel, kjemikalier for injeksjon og lignende.
Stigerørsystemmuligheter
I henhold til foreliggende oppfinnelse kan systemet være benyttet med et enkelt stigerør for hele feltet, eller med flere stigerør for feltet. I det sistnevnte tilfelle kan de mange stigerør være støttet av flytende plattform 20, eller kan være terminert under overflaten. I en foretrukket utførelse, kan bevegelse av plattform 20 være minimalisert i henhold til læren i patent nr 4.730.677.1 dette tilfelle er et fleksibelt og et oppdriftsrør med et øvre stigerør av stål eller komposittrør med et øvre stigerør av stål, foretrukket.
Våte ventiltrær er foretrukket for den foreliggende applikasjon på grunn av at tørre ventiltrær krever produksjonen ved overflaten. På grunn av at vertikal adkomst er påkrevet, er horisontale ventiltrær foretrukket. I tillegg på grunn av systemet fortrinnsvis er satt opp med et fleksibelt vertikalt adkomstrør, er tørre ventiltrær ikke foretrukket for den foreliggende applikasjon.
Strømningssikring
For å tilrettelegge at strømning gjennom de meget lange produksjonsled-ninger gjøres mulig ved det foreliggende system, er det foretrukket å tilveiebringe
forskjellige strømningssikringsanordninger som del av det totale system. Med referanse til fig. 1 og 3, kan disse innbefatte adkomstporter 50 lokalisert ved intervaller langs den undersjøiske produksjonsledningen. Som vist i fig. 3 kan porter 50, hvis ønskelig, innbefatte underoverflatestigerør med avslutning 23 ved omkring 2.500 fot under overflaten. Adkomstporter 50 er fortrinnsvis tilpasset for å tilveiebringe adkomst for undersjøisk pumping, kjemisk injeksjon og/eller pigging. I tillegg, innbefatter en foretrukket utførelse av det foreliggende system utstyr for å dempe voksoppbygning i produksjonsledningen, enten ved å innbefatte kjemikalier som reduserer voksdannelse, eller ved å innbefatte prosesseringsutstyr som bevirker voksdannelse i et styrt miljø, slik at vokspartiklene kan suspenderes i prosessflui-det. Denne prosessen reduserer deres tendens til å klumpe seg i rørledningen. Det er videre mulig, men ikke nødvendig at en isolert eller oppvarmet produksjons-rørledning er benyttet i forbindelse med foreliggende system. Alternativt kan ad-
komstportene 50 være tilpasset for å tillate injeksjonen av oppvarmede fluider inn i produksjonsledningen for på den måten å tilveiebringe lokalisert oppvarming av produksjonsfluidet hvis ønskelig, som et forebyggende tiltak.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en ny tilnærming for produksjonen og styringen av undersjøiske brønner. Ved å splitte styring og produksjonskravene mellom en gjestfasilitet og en lokal plattform, kan betydelige fordeler og kostbesparelser realiseres.
Claims (12)
1. System for å produsere hydrokarboner fra en undersjøisk brønn hvor systemet omfatter en flytende plattform (20) posisjonert over brønnen;
et vertikalt adkomststigerør (22) som forbinder nevnte plattform (20) til brønnen og er tilpasset for å tillate at brønnbetjeningsoperasjoner kan utføres fra nevnte flytende plattform (20);
en vertsfasilitet (100) tilpasset for å motta de produserte hydrokarboner; og en produksjonsrørledning (16) som forbinder brønnen til nevnte vertsfasilitet (100);
karakterisert vedat nevnte system videre omfatter
en kontrollnavlestreng (14) som forbinder nevnte plattform til brønnen og sørger for styring av brønnen; og
forankringsmidler (21) for permanent forankring av plattformen (20) over brønnen.
2. System ifølge krav 1,
karakterisert vedat nevnte plattform (20) innbefatter én eller flere av : utstyr (24) for innføring av kveilet rør i brønnen, brønnintervensjonsutstyr, lagerfør kjemikalier, kjemikalieinjeksjonsutstyr (26) og utblåsningssikkerhetssystem (25) i forbindelse med en nedre stigerørspakke.
3. System ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat nevnte stigerør (22) er et givende stigerør.
4. System ifølge krav 1, 2 eller 3,
karakterisert vedat nevnte plattform (20) er ubemannet.
5. System ifølge krav 1, 2, 3 eller 4,
karakterisert vedat nevnte produksjonsrørledning (16) innbefatter minst én adkomstport mellom brønnen og nevnte vertsfasilitet (100).
6. System ifølge krav 5,
karakterisert vedat nevnte i det minste ene adkomstport er tilpasset for å tillate innføring av en pigg i nevnte produksjonsrørledning (16), eller for å tillate injeksjon av kjemikalier i nevnte produksjonsrørledning (16).
7. System ifølge ethvert av kravene 1 til 6,
karakterisert vedat nevnte kontrollnavlestreng (14) innbefatter utstyr for styring av minst én av: undervannsutstyr, hydrauliske og elektriske kraftenheter på sjøbunnen.
8. Fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner fra en undersjøisk brønn hvor det er benyttet et system som angitt i ethvert av kravene 1- til 7, og hvori
hydrokarbonene produseres fra brønnen gjennom produksjonsrørlednin-gen (16) til vertsfasiliteten (100); og
produksjonen av hydrokarboner styres gjennom kontrollnavlestrengen (14).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat den videre innbefatter trinnet med innføring av kveilet rør inn i brønnen gjennom det vertikale adkomststigerøret (22).
10. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat den videre omfatter trinnet ved injisering av kjemikalier inn i brønnen gjennom det vertikale adkomststigerøret (22).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat nevnte produksjonsrørledning (16) utgjøres av minst en adkomstport mellom brønnen og nevnte vertsfasilitet (100), og innbefatter videre trinnet med injisering av kjemikalier gjennom adkomstporten.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat nevnte produksjonsrørledning (16) utgjøres av minst en adkomstport mellom brønnen og nevnte vertsfasilitet (100), og innbefatter videre trinnet med en innføring av en pigg i nevnte produksjonsrørledning (16).
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US7990898P | 1998-03-30 | 1998-03-30 | |
| US10819998P | 1998-11-13 | 1998-11-13 | |
| PCT/US1999/006964 WO1999050526A1 (en) | 1998-03-30 | 1999-03-30 | Extended reach tie-back system |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20004899D0 NO20004899D0 (no) | 2000-09-29 |
| NO20004899L NO20004899L (no) | 2000-09-29 |
| NO330442B1 true NO330442B1 (no) | 2011-04-11 |
Family
ID=26762556
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20004899A NO330442B1 (no) | 1998-03-30 | 2000-09-29 | System og fremgangsmate for a produsere hydrokarboner fra en undersjoisk bronn |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6536528B1 (no) |
| EP (1) | EP1075584B1 (no) |
| AT (1) | ATE445761T1 (no) |
| AU (1) | AU3217899A (no) |
| BR (1) | BR9909306A (no) |
| CA (1) | CA2327098C (no) |
| DE (1) | DE69941538D1 (no) |
| NO (1) | NO330442B1 (no) |
| WO (1) | WO1999050526A1 (no) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6364021B1 (en) * | 2000-07-11 | 2002-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system and method of operation |
| US6782950B2 (en) * | 2000-09-29 | 2004-08-31 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Control wellhead buoy |
| DK1529152T3 (da) * | 2002-08-14 | 2007-11-19 | Baker Hughes Inc | Undersöisk injektionsenhed til injektion af kemiske additiver og overvågningssystem til drift af oliefelter |
| US7434624B2 (en) | 2002-10-03 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tension-leg riser |
| US7650944B1 (en) * | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| WO2005111369A1 (en) * | 2004-05-03 | 2005-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and vessel for supporting offshore fields |
| US7721807B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
| BRPI0519128B1 (pt) * | 2004-12-20 | 2017-09-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B. V. | System and method for maintaining production drainage in a submarine pipe |
| EA012681B2 (ru) * | 2005-07-29 | 2012-03-30 | Роберт А. Бенсон | Устройство для добычи, охлаждения и транспортирования вытекающих потоков из подводной скважины (варианты) |
| WO2007024383A2 (en) | 2005-08-19 | 2007-03-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus associated with stimulation treatments for wells |
| US8696247B2 (en) * | 2005-08-30 | 2014-04-15 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for controlling risers |
| NO326575B1 (no) * | 2006-07-19 | 2009-01-12 | Framo Eng As | System og fartoy for hydrokarbonproduksjon og fremgangsmate for intervensjon pa undervannsutstyr |
| WO2008036740A2 (en) * | 2006-09-21 | 2008-03-27 | Shell Oil Company | Systems and methods for drilling and producing subsea fields |
| GB2443843B (en) | 2006-11-14 | 2011-05-25 | Statoil Asa | Seafloor-following streamer |
| US7921919B2 (en) * | 2007-04-24 | 2011-04-12 | Horton Technologies, Llc | Subsea well control system and method |
| US8240952B2 (en) * | 2007-05-17 | 2012-08-14 | Trident Subsea Technologies, Llc | Universal pump platform |
| US20090038804A1 (en) * | 2007-08-09 | 2009-02-12 | Going Iii Walter S | Subsurface Safety Valve for Electric Subsea Tree |
| US8469101B2 (en) | 2007-09-25 | 2013-06-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline |
| BRPI0817188A2 (pt) * | 2007-09-25 | 2015-03-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para controlar hidratos em um sistema de produção submarino |
| GB0722469D0 (en) | 2007-11-16 | 2007-12-27 | Statoil Asa | Forming a geological model |
| US7963335B2 (en) * | 2007-12-18 | 2011-06-21 | Kellogg Brown & Root Llc | Subsea hydraulic and pneumatic power |
| GB0724847D0 (en) * | 2007-12-20 | 2008-01-30 | Statoilhydro | Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth |
| US7669659B1 (en) * | 2008-01-29 | 2010-03-02 | Lugo Mario R | System for preventing hydrate formation in chemical injection piping for subsea hydrocarbon production |
| US8240191B2 (en) * | 2008-05-13 | 2012-08-14 | Trident Subsea Technologies, Llc | Universal power and testing platform |
| CN102257240A (zh) * | 2008-12-16 | 2011-11-23 | 雪佛龙美国公司 | 用于向水下油井输送材料的系统和方法 |
| WO2011071586A1 (en) * | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for drilling a well that extends for a large horizontal distance |
| US20130037272A1 (en) * | 2009-12-10 | 2013-02-14 | Bruce A Dale | Method and system for well access to subterranean formations |
| MX2012006145A (es) * | 2009-12-21 | 2012-06-28 | Chevron Usa Inc | Sistema y metodo para inyectar agua en yacimientos petroliferos. |
| US8350236B2 (en) * | 2010-01-12 | 2013-01-08 | Axcelis Technologies, Inc. | Aromatic molecular carbon implantation processes |
| GB2479200A (en) | 2010-04-01 | 2011-10-05 | Statoil Asa | Interpolating pressure and/or vertical particle velocity data from multi-component marine seismic data including horizontal derivatives |
| US8757270B2 (en) * | 2010-05-28 | 2014-06-24 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
| US9133691B2 (en) * | 2010-10-27 | 2015-09-15 | Shell Oil Company | Large-offset direct vertical access system |
| US8746346B2 (en) | 2010-12-29 | 2014-06-10 | Vetco Gray Inc. | Subsea tree workover control system |
| GB201202581D0 (en) | 2012-02-15 | 2012-03-28 | Dashstream Ltd | Method and apparatus for oil and gas operations |
| SG11201406895QA (en) | 2012-04-26 | 2014-11-27 | Ian Donald | Oilfield apparatus and methods of use |
| EP2841683A2 (en) * | 2012-04-26 | 2015-03-04 | Ian Donald | Oilfield apparatus and methods of use |
| US20140290697A1 (en) * | 2013-04-01 | 2014-10-02 | Michael H. James | Method for Testing and Cleaning a Pipeline |
| WO2015196234A1 (en) * | 2014-06-26 | 2015-12-30 | Aquadownunder Pty Ltd | Support buoy |
| SG11201704874PA (en) | 2014-12-15 | 2017-07-28 | Enpro Subsea Ltd | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
| KR101676650B1 (ko) | 2015-02-13 | 2016-11-16 | 대우조선해양 주식회사 | 부유식 생산용 부이 및 그 이동식 설치방법 |
| BR102015003532A2 (pt) * | 2015-02-19 | 2016-09-13 | Fmc Technologies Do Brasil Ltda | unidades de separação gás-líquido e compressão/bombeio montáveis em poço de produção e poço de injeção |
| GB2538275B (en) | 2015-05-13 | 2018-01-31 | Crondall Energy Consultants Ltd | Floating production unit and method of installing a floating production unit |
| CN106020102B (zh) * | 2016-07-20 | 2018-07-10 | 西南石油大学 | 一种水下采油树智能化控制系统及其控制方法 |
| US20200018138A1 (en) * | 2018-07-12 | 2020-01-16 | Audubon Engineering Company, L.P. | Offshore floating utility platform and tie-back system |
| WO2021102277A1 (en) * | 2019-11-22 | 2021-05-27 | Conocophillips Company | Delivering fluid to a subsea wellhead |
| WO2021102311A1 (en) | 2019-11-22 | 2021-05-27 | Conocophillips Company | Well stimulation operations |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3022822A (en) * | 1960-04-11 | 1962-02-27 | Jersey Prod Res Co | Method of manipulating well tools |
| US3219118A (en) * | 1962-01-12 | 1965-11-23 | Hydril Co | Submarine well head tool servicing apparatus |
| US3469627A (en) * | 1967-06-29 | 1969-09-30 | Mobil Oil Corp | Subsea production system |
| US3504740A (en) * | 1967-08-28 | 1970-04-07 | Mobil Oil Corp | Subsea satellite foundation unit and method for installing a satellite body within said foundation unit |
| US3444927A (en) * | 1967-11-21 | 1969-05-20 | Exxon Production Research Co | Servicing of wells |
| US3504741A (en) * | 1968-06-27 | 1970-04-07 | Mobil Oil Corp | Underwater production satellite |
| US3855656A (en) * | 1973-03-30 | 1974-12-24 | Amoco Prod Co | Underwater buoy for a riser pipe |
| US4052703A (en) * | 1975-05-05 | 1977-10-04 | Automatic Terminal Information Systems, Inc. | Intelligent multiplex system for subsurface wells |
| US4768984A (en) * | 1985-04-15 | 1988-09-06 | Conoco Inc. | Buoy having minimal motion characteristics |
| FR2583104B1 (fr) * | 1985-06-11 | 1988-05-13 | Elf Aquitaine | Ensemble de communicat |
| US4730677A (en) | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Otis Engineering Corporation | Method and system for maintenance and servicing of subsea wells |
| EP0470883B1 (fr) * | 1990-08-10 | 1995-10-18 | Institut Français du Pétrole | Installation et méthode pour l'exploitation en mer de petits gisements |
| FR2694785B1 (fr) * | 1992-08-11 | 1994-09-16 | Inst Francais Du Petrole | Méthode et système d'exploitation de gisements pétroliers. |
| GB2270729A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-23 | Century Associates Limited | Pipeline pig introducing apparatus |
| GB2315083A (en) * | 1996-07-11 | 1998-01-21 | Philip Head | Accessing sub sea oil well |
| AU746792B2 (en) * | 1998-07-02 | 2002-05-02 | Fmc Technologies, Inc. | Flying lead workover interface system |
| US6155748A (en) * | 1999-03-11 | 2000-12-05 | Riser Systems Technologies | Deep water riser flotation apparatus |
| US6328107B1 (en) * | 1999-09-17 | 2001-12-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for installing a well casing into a subsea well being drilled with a dual density drilling system |
-
1999
- 1999-03-30 EP EP99914297A patent/EP1075584B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-30 CA CA002327098A patent/CA2327098C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-30 DE DE69941538T patent/DE69941538D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1999-03-30 AU AU32178/99A patent/AU3217899A/en not_active Abandoned
- 1999-03-30 BR BR9909306-5A patent/BR9909306A/pt not_active Application Discontinuation
- 1999-03-30 AT AT99914297T patent/ATE445761T1/de not_active IP Right Cessation
- 1999-03-30 WO PCT/US1999/006964 patent/WO1999050526A1/en active Application Filing
-
2000
- 2000-09-29 NO NO20004899A patent/NO330442B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-09-29 US US09/675,623 patent/US6536528B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-11-26 US US10/304,250 patent/US6752214B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20004899D0 (no) | 2000-09-29 |
| US20030075335A1 (en) | 2003-04-24 |
| AU3217899A (en) | 1999-10-18 |
| CA2327098C (en) | 2007-11-06 |
| BR9909306A (pt) | 2000-11-21 |
| EP1075584B1 (en) | 2009-10-14 |
| CA2327098A1 (en) | 1999-10-07 |
| EP1075584A4 (en) | 2005-02-09 |
| DE69941538D1 (de) | 2009-11-26 |
| EP1075584A1 (en) | 2001-02-14 |
| US6536528B1 (en) | 2003-03-25 |
| ATE445761T1 (de) | 2009-10-15 |
| WO1999050526A1 (en) | 1999-10-07 |
| NO20004899L (no) | 2000-09-29 |
| US6752214B2 (en) | 2004-06-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO330442B1 (no) | System og fremgangsmate for a produsere hydrokarboner fra en undersjoisk bronn | |
| Bai et al. | Subsea engineering handbook | |
| RU2330154C1 (ru) | Система и судно для технического обслуживания шельфовых месторождений | |
| EP2185784B1 (en) | Return line mounted pump for riserless mud return system | |
| US8689879B2 (en) | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing | |
| US9038728B1 (en) | System and method for diverting fluids from a wellhead by using a modified horizontal christmas tree | |
| US20090314495A1 (en) | Systems and methods for drilling and producing subsea fields | |
| SG191548A1 (en) | Vertical subsea tree assembly control | |
| NO20140319A1 (no) | En undervanns brønnhodesammenstilling, undervannsinstallasjon som benytter nevnte brønnhodesammenstilling, og en fremgangsmåte for komplettering av en brønnhodesammenstilling | |
| Ju et al. | Perdido development: subsea and flowline systems | |
| NO20140379A1 (no) | Dobbel strippeanordning | |
| NO324397B1 (no) | Styrt bronnhodeboye | |
| NO343228B1 (en) | Method and device for enabling removal of a Christmas tree from a wellhead and method and device installation of a Christmas tree on a wellhead | |
| WO2019182456A1 (en) | Subsea hydrocarbon production system | |
| NO20160250A1 (en) | Device for enabling removal or installation of a horizontal Christmas tree and methods thereof | |
| Moreira et al. | Guideline/ess Completions Offshore Brazil | |
| Nmegbu et al. | Subsea Technology: a Wholistic View on Existing Technologies and Operations | |
| WO2024044401A1 (en) | Subsea well test fluid reinjection | |
| Husy | Marginal fields: Technology enables profitability/Marginal fields and their Challenges | |
| Rasmussen | A feasibility study of how ROV technology can be used to challenge traditional subsea intervention and completion control systems | |
| Couto et al. | Albacora Manifold-The Deepest Subsea Manifold Installed To Date | |
| Ronalds et al. | Subsea and Platform Options for Satellite Field Developments | |
| Baillie et al. | Liuhua 11-1 Field Development: An Innovative Application of Technology | |
| Mathiassen et al. | Field experience with riserless light-well intervention | |
| CN104755696A (zh) | 侧入式流量阀芯及其使用方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |