NO341797B1 - Underwater system comprising a caisson and method of installing the underwater system - Google Patents
Underwater system comprising a caisson and method of installing the underwater system Download PDFInfo
- Publication number
- NO341797B1 NO341797B1 NO20131567A NO20131567A NO341797B1 NO 341797 B1 NO341797 B1 NO 341797B1 NO 20131567 A NO20131567 A NO 20131567A NO 20131567 A NO20131567 A NO 20131567A NO 341797 B1 NO341797 B1 NO 341797B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- caisson
- seabed
- inflatable container
- container
- underwater
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 32
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 19
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 14
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 5
- 239000003351 stiffener Substances 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002990 reinforced plastic Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 235000004507 Abies alba Nutrition 0.000 description 1
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002430 Fibre-reinforced plastic Polymers 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 239000002519 antifouling agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000012611 container material Substances 0.000 description 1
- 239000011151 fibre-reinforced plastic Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005340 laminated glass Substances 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000011814 protection agent Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000012780 transparent material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/037—Protective housings therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
- E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
- E02B17/02—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor placed by lowering the supporting construction to the bottom, e.g. with subsequent fixing thereto
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Et undervannssystem (1), og tilhørende framgangsmåte for installasjon av nevnte undervannssystem (1), undervannssystemet (1) omfatter en caisson (2) for installasjon i en havbunn (3), caissonen (2) er hovedsakelig sylinderformet og har en åpen bunnende (4) for gjennomboring inn i havbunnen (3), - minst én oppblåsbar beholder (5), beholderen (5) er i fluidkommunikasjon med et indre volum (6) av caissonen (2) og er anordnet for å lagre avsetninger utgravd under installasjon av caissonen (2).A subsea system (1), and associated method for installing said subsea system (1), the subsea system (1) comprises a caisson (2) for installation in a seabed (3), the caisson (2) being substantially cylindrical and having an open bottom end ( 4) for drilling into the seabed (3), - at least one inflatable container (5), the container (5) is in fluid communication with an internal volume (6) of the caisson (2) and is arranged to store deposits excavated during installation of caisson (2).
Description
Oppfinnelsen omhandler et undervannssystem omfattende en senkekasse (Eng. caisson). I tillegg omhandler oppfinnelsen en fremgangsmåte for å installere en caisson ned i en havbunn. The invention relates to an underwater system comprising a sinking box (Eng. caisson). In addition, the invention relates to a method for installing a caisson into a seabed.
Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention
Alt utstyr på havbunnen er utsatt på grunn av flere farer. I offshore hydrokarbonutbygginger til dags dato, har de største farene i forhold til å skade undervannsutstyr vært trålere benyttet i kommersielt fiske og ankere benyttet på supplybåter, leggelektere, boreskip, etc. I arktiske regioner må en ekstra fare tas med i vurderingene, nemlig isfjell som skraper (Eng. scouring icebergs) langs havbunnen. Eksempelvis, i området i Beauforthavet skjer skraping i området forbi shelf-is (Eng. shelf ice) hvor iskammer (Eng. ice ridges) dannes og hyppig skraper havbunnen. All equipment on the seabed is exposed due to several hazards. In offshore hydrocarbon developments to date, the biggest dangers in terms of damaging underwater equipment have been trawlers used in commercial fishing and anchors used on supply boats, lay barges, drilling ships, etc. In arctic regions, an additional danger must be taken into account in the assessments, namely icebergs that scrapes (Eng. scouring icebergs) along the seabed. For example, in the area of the Beaufort Sea, scraping occurs in the area past the shelf ice (Eng. shelf ice) where ice ridges (Eng. ice ridges) are formed and frequently scrape the seabed.
Den typiske løsningen for å beskytte undervanns produksjonssystemer (SPS) idag fra fallende objekter, trukne ankre, og fiskeutstyr, er å benytte store beskyttelsesstrukturer laget av stålrør. Mange forskjellige design og materialer har blitt benyttet, eksempelvis stål, GRP, betong og kombinasjoner av disse. The typical solution to protect underwater production systems (SPS) today from falling objects, dragged anchors and fishing equipment is to use large protective structures made of steel pipes. Many different designs and materials have been used, for example steel, GRP, concrete and combinations of these.
Beskyttelsesstrukturene kan være separert fra, eller integrert i, fundamentene og bunnstrukturen. I noen områder må beskyttelsesstrukturene være overtrålbare uten å skade fiskeutstyret. Størrelsen og vekten av disse strukturene, og den tilknyttede installasjonsoperasjonen, representerer en betydelig kostnad. The protective structures can be separated from, or integrated into, the foundations and the bottom structure. In some areas, the protective structures must be trawlable without damaging the fishing gear. The size and weight of these structures, and the associated installation operation, represent a significant cost.
Imidlertid, er ikke disse store, tunge og kraftige beskyttelsesstrukturene i stand til å beskytte SPS mot isfjell. Isfjellbeskyttelse frem til idag har benyttet SPS lokalisert i menneskeskapte senkninger (Eng. sinks) eller såkalte “glory holes” i havbunnen, hvor eksempler på slike er beskrevet i dokumenter US 3344612 og US 3796273. Toppen av undervannstreet (ubeskyttet satellitt, Eng. unprotected satellite) er omtrent 5-6 meter over havbunnen (Eng. mudline), høyden til dagens overtrålbare brønnramme-SPS er vanligvis 8-10 meter over havbunnen. I noen grunne vannområder vil SPSen kun være delvis senket og være synlig fra overflaten, hvilket er estetisk uakseptabelt i enkelte områder. I tillegg kan utstyret bli eksponert for varierende værforhold, i tillegg til bølger, og vil derfor kreve ulike installasjonsog intervensjonsmetoder i ulike prosjekter. However, these large, heavy and powerful protective structures are not capable of protecting SPS against icebergs. Until today, iceberg protection has used SPS located in man-made sinks (Eng. sinks) or so-called "glory holes" in the seabed, examples of which are described in documents US 3344612 and US 3796273. The top of the underwater tree (unprotected satellite, Eng. unprotected satellite ) is approximately 5-6 meters above the seabed (Eng. mudline), the height of today's trawlable well frame SPS is usually 8-10 meters above the seabed. In some shallow water areas, the SPS will only be partially submerged and be visible from the surface, which is aesthetically unacceptable in some areas. In addition, the equipment may be exposed to varying weather conditions, in addition to waves, and will therefore require different installation and intervention methods in different projects.
Kjente løsninger omfatter dokumenter US 4558744 and WO 02/063106 A1 (NO 313298 B1), US 5310286 og US 4273472. Known solutions include documents US 4558744 and WO 02/063106 A1 (NO 313298 B1), US 5310286 and US 4273472.
Dokument US 4558744 omhandler en undervannscaisson eller silo og en fremgangsmåte for installasjon av denne. En caisson, hvis størrelse er dimensjonert for mottak av utstyr som skal forbli undervanns, har en lukket topp og en åpen bunn. Caissonen senkes ned til havbunnen, og hydrostatisk trykk i kombinasjon med en innsugningsdyse benyttes for fjerne jord fra innsiden. Dersom det er nødvendig, kan caissonen omfatte et konisk sugehode anordnet nær bunnen av caissonveggen. Document US 4558744 deals with an underwater caisson or silo and a method for installing this. A caisson, whose size is dimensioned to receive equipment that is to remain underwater, has a closed top and an open bottom. The caisson is lowered to the seabed, and hydrostatic pressure in combination with a suction nozzle is used to remove soil from the inside. If necessary, the caisson can include a conical suction head arranged near the bottom of the caisson wall.
Roterbare kuttehoder er fiksert til dens nedre overflate for å kutte inn i hardt havbunnsmateriale. Rotatable cutting heads are fixed to its lower surface to cut into hard seabed material.
Dokument WO 02/063106 A1 omhandler undervanns olje- og/eller gassbrønner, og mer spesifikt, en fremgangsmåte og system for bruk på grunt vann hvor omgivelsene utgjør en risiko i forhold til drivis eller skrapende isfjell som ødelegger utstyr plassert på havbunnen. Brønnene er plassert i en hul struktur som drives ned inn i havbunnen på en slik måte at brønnene er plassert i en avstand under havbunnen, dvs. under havbunnen (Eng. submudline). Den hule strukturen omfatter et fundament som muliggjør bruk av en multi-brønnramme. Document WO 02/063106 A1 deals with underwater oil and/or gas wells, and more specifically, a method and system for use in shallow water where the surroundings pose a risk in relation to drift ice or scraping icebergs that destroy equipment placed on the seabed. The wells are placed in a hollow structure that is driven down into the seabed in such a way that the wells are placed at a distance below the seabed, i.e. below the seabed (Eng. submudline). The hollow structure includes a foundation that enables the use of a multi-well frame.
US 5310286 omhandler en foret ‘glory hole’ silo omfattende en sylinderformet casing som er åpen i den øvre enden. US 5310286 relates to a lined 'glory hole' silo comprising a cylindrical casing which is open at the upper end.
US 4273472 viser en anordning for å beskytte undervannsstrukturer, og spesielt juletrær fra skade forårsaket av fiskenett, trålere, ankre og annet marint utstyr. US 4273472 shows a device for protecting underwater structures, and in particular Christmas trees from damage caused by fishing nets, trawlers, anchors and other marine equipment.
Formålet med oppfinnelsen er å muliggjøre et isfjell-sikkert og overtrålbart undervannssystem, og en fremgangsmåte for installasjon. The purpose of the invention is to enable an iceberg-safe and trawlable underwater system, and a method for installation.
Et annet formål ved oppfinnelsen er å tilveiebringe et system som eliminerer behovet for kostbare og dyre intervensjons-/borerigger. Another object of the invention is to provide a system which eliminates the need for costly and expensive intervention/drilling rigs.
Sammendrag av oppfinnelsen Summary of the invention
Oppfinnelsen er fremlagt og karakterisert i de selvstendige kravene, mens de uselvstendige kravene beskriver andre karakteristikker ved oppfinnelsen. The invention is presented and characterized in the independent claims, while the non-independent claims describe other characteristics of the invention.
Oppfinnelsen omhandler generelt et undervannssystem hvor SPSen er installert under havbunnen på innsiden av en caisson med tilstrekkelig plass for SPSen. Dette vil gi beskyttelse mot fiskeutstyr og isfjell/skrapende is, fallende objekter og sabotasje, i tillegg til at det ikke vil være synlig fra overflaten selv i veldig grunne vannområder. Det er forutsatt at sannsynligheten for at et isfjell skraper mer enn 2-3 meter ned i grunnen er veldig liten. The invention generally relates to an underwater system where the SPS is installed below the seabed on the inside of a caisson with sufficient space for the SPS. This will provide protection against fishing gear and icebergs/scraping ice, falling objects and sabotage, as well as not being visible from the surface even in very shallow water areas. It is assumed that the probability of an iceberg scraping more than 2-3 meters into the ground is very small.
Det er beskrevet et undervannssystem omfattende en caisson for installasjon i en havbunn, caissonen er hovedsakelig sylinderformet og har en åpen bunnende for gjennomboring inn i havbunnen, og minst én oppblåsbar beholder, hvor beholderen er i fluidkommunikasjon med et indre volum av caissonen og er anordnet for å lagre avsetninger (Eng. deposits) utgravd under installasjon av caissonen. An underwater system is described comprising a caisson for installation in a seabed, the caisson is mainly cylindrical and has an open bottom for piercing into the seabed, and at least one inflatable container, where the container is in fluid communication with an internal volume of the caisson and is arranged for to store deposits (Eng. deposits) excavated during installation of the caisson.
Begrepet ‘caisson’ skal heri forstås som å være en struktur med et indre volum, slik som en konvensjonell silo, sylinderformet struktur med åpne- og eller lukkete toppog bunnender. The term 'caisson' is to be understood here as being a structure with an internal volume, such as a conventional silo, cylindrical structure with open and or closed top and bottom ends.
Undervannssystemet for bruk under havbunnen omfatter et lokalt borekaks-/fluidinneslutningssystem (Eng. cuttings/fluid containment system) omfattende en beholder. Inneslutningssystemet muliggjør nullutslipp av jord fra utgravningen og borekaks fra åpent-hull-boring. Dette er mulig fordi caissonen, dekselet til caissonen, og installasjonsverktøyet (setteverktøy, RT) muliggjør en lukket avdeling for den utgravde jorda, borekakset og fluidene. Jorda og borekakset kan eksempelvis pumpes inn i en stor oppblåsbar beholder/settetank anordnet på utsiden av caissonen som er i fluidkommunikasjon med innsiden av caissonen. Under installasjon kan beholderne fylles opp med sjøvann før den når sin endelige dybde. The underwater system for use below the seabed comprises a local cuttings/fluid containment system (Eng. cuttings/fluid containment system) comprising a container. The containment system enables zero discharge of soil from the excavation and cuttings from open-hole drilling. This is possible because the caisson, the cover of the caisson, and the installation tool (setting tool, RT) enable a closed compartment for the excavated soil, drill cuttings and fluids. The soil and drill cuttings can, for example, be pumped into a large inflatable container/settlement tank arranged on the outside of the caisson which is in fluid communication with the inside of the caisson. During installation, the containers can be filled with seawater before it reaches its final depth.
Skisseringen, funksjonaliteten og utrustningen av caissonen avhenger av SPSen, eksempelvis trær, manifolder, pumper, separatorer, moduler for kontrollstrøm, forbindelsessystemer, etc., som det skal beskytte, samt fremgangsmåten for installasjon. De konstruktive trekkene til caissonen kan tilsvare et stort sugeanker, og kan fabrikkeres av eksempelvis stål, GRP eller betong etc., dvs. den kan lages av sveisede seksjoner av rullede stålplater. Den kan bestå av påkrevde strukturelle avstivere, guidesystemer, fundamenteringer og strukturelle forbindelsespunkter for deksler, setteverktøy (RT), etc. Det kan være luker (Eng. hatches) i skallet for å letteregjøre direkte horisontal forbindelse mellom modulene i forskjellige caissoner. Utformingen til caissonen er fortrinnsvis sylinderformet for å muliggjøre bruk av roterende bore-/dysehoder i tillegg til letteregjøring av fabrikasjon og kollapsstyrke. Sylinderformen bør være kapabel til å motstå eksternt trykk forårsaket av innsuging og jord. Videre kan caissonen danne en understøttelse både i den laterale retningen og i den vertikale retningen for eksempelvis for boreutstyr anordnet på innsiden av caissonen, slik som en BOP, intervensjonsutstyr, eller tilsvarende. Alternativt danner ikke caissonen en understøttelse, men tilveiebringer kun en forebygging mot formasjonskollaps. Avhengig av jord- og materialvalg, kan det benyttes radielle avstivere ved passende intervaller i caissonen. De radielle avstiverne i bunnen er fortrinnsvis integrert i skallet/dekselet til caissonen, mens andre radielle avstivere kan være midlertidige og/eller fjernes som en del av setteverktøyet. Skallet er fortrinnsvis glatt, uten ringavstivere, som muliggjør lettere installasjon av caissonen inn i havbunnen. Veggtykkelsen kan eksempelvis være 0,02 meter, men den kan være tykkere eller smalere avhengig av kravene i ulike prosjekter. Skallet kan, dersom det kreves, utstyres med integrerte eller etterinstallerte ringavstivere for å styrke det mot kollaps. Caissonen er konstruert for vertikal tilgang for å redusere diameteren til caissonen. Caissonen har bunngrenseflate (Eng. interface) med utstyr den skal inneholde, slik som en brønnguide for landing av brønnhodet i, eller den kan være konstruert for understøttelse av større moduler slik som en manifold. The outline, functionality and equipment of the caisson depends on the SPS, for example trees, manifolds, pumps, separators, modules for control flow, connection systems, etc., which it will protect, as well as the method of installation. The constructive features of the caisson can correspond to a large suction anchor, and can be fabricated from, for example, steel, GRP or concrete etc., i.e. it can be made from welded sections of rolled steel sheets. It may consist of required structural braces, guide systems, foundations and structural connection points for covers, setting tools (RT), etc. There may be hatches in the shell to facilitate direct horizontal connection between the modules in different caissons. The design of the caisson is preferably cylindrical to enable the use of rotary drill/nozzle heads in addition to ease of fabrication and collapse strength. The cylinder shape should be capable of withstanding external pressure caused by suction and soil. Furthermore, the caisson can form a support both in the lateral direction and in the vertical direction for, for example, drilling equipment arranged on the inside of the caisson, such as a BOP, intervention equipment, or similar. Alternatively, the caisson does not form a support, but only provides a prevention against formation collapse. Depending on the choice of soil and material, radial stiffeners can be used at suitable intervals in the caisson. The radial stiffeners at the bottom are preferably integrated into the shell/cover of the caisson, while other radial stiffeners may be temporary and/or removed as part of the setting tool. The shell is preferably smooth, without ring stiffeners, which enables easier installation of the caisson into the seabed. The wall thickness can be, for example, 0.02 metres, but it can be thicker or narrower depending on the requirements of different projects. The shell can, if required, be equipped with integrated or retrofitted ring stiffeners to strengthen it against collapse. The caisson is designed for vertical access to reduce the diameter of the caisson. The caisson has a bottom interface (Eng. interface) with equipment it must contain, such as a well guide for landing the wellhead in, or it can be designed to support larger modules such as a manifold.
Caissonen kan ha utrustning og porter (Eng. outfitting and porting) for å tillate forbindelse til nærliggende underhavbunnsstrukturer (Eng. submudline structures). The caisson may have outfitting and porting to allow connection to nearby submudline structures.
Installasjonen av caissonen er basert på en kombinasjon av selv-gjennomboring (Eng. self-penetration), innsugning, vibrasjon, slag (Eng. hammering), stråleboring/nedspyling (Eng. jetting), boring og spyling/vasking. Etter den initielle installasjonen, kan gjenværende materiale fjernes fra innsiden av caissonen med spyling ved bruk av roterende vanndyser og mekanisk fjerning. En pumpe kan benyttes for å sikre et konstant undertrykk på innsiden av caissonen slik at caissonen suger seg nedover inn i havbunnen. Dersom det viser seg nødvendig kan gjenværende grove avsetninger solidifiseres for fjerning med klo eller, alternativt, løftevaier ved å innstøpe (Eng. imbed) det solidifiserte/faste materialet. Den nødvendige funksjonaliteten for å kunne oppnå dette er bygget inn i det formålsbygde setteverktøyet (RT). RT kan låses til toppen av caissonen. The installation of the caisson is based on a combination of self-penetration, suction, vibration, hammering, jetting, drilling and flushing. After the initial installation, residual material can be removed from the inside of the caisson by flushing using rotating water jets and mechanical removal. A pump can be used to ensure a constant negative pressure on the inside of the caisson so that the caisson is sucked downwards into the seabed. If it proves necessary, remaining coarse deposits can be solidified for removal with a claw or, alternatively, lifting ropes by embedding (Eng. imbed) the solidified/solid material. The necessary functionality to achieve this is built into the purpose-built setting tool (RT). The RT can be locked to the top of the caisson.
Forbindelsen mellom caissonen og RT kan omfatte tetning(er) for å muliggjøre sug for initiell setting av caissonen. RT er fortrinnsvis fjernstyrt operert og styrt/kraftforsynt via kabel fra overflaten, alternativt trådløst kommunisert. Kabelen kan i tillegg benyttes til løfting av RT dersom den er laget med tilstrekkelig styrke. Vertikaliteten til caissonen kan styres ved vinklet strekk (Eng. angled tension) i løftevaieren. RT kan omfatte pumper og manifoldsystemer for tilveiebringelse av sjøvann under høyt trykk for stråleboring/nedspyling, vannpulsering og hydraulisk kraft for boremotoren. En andre pumpe kan benyttes for å lage sug og for å fjerne avsetninger. The connection between the caisson and the RT may include seal(s) to enable suction for initial setting of the caisson. RT is preferably remotely operated and controlled/powered via cable from the surface, alternatively communicated wirelessly. The cable can also be used for lifting the RT if it is made with sufficient strength. The verticality of the caisson can be controlled by angled tension in the lifting cable. RT may include pumps and manifold systems for providing seawater under high pressure for jet drilling/flushing, water pulsation and hydraulic power for the drill motor. A second pump can be used to create suction and to remove deposits.
I en utførelse kan installasjonssystemet omfatte et system for fjerning av overskuddssand/ små steiner og rullestein. Dette kan omfatte en mekanisk grabb og/eller solidifiseringsmetoder for «innfanging» av steiner i et raskt herdende materiale, eksempelvis sementskum. Når under-havbunnsstrukturen, dvs. caissonen, har nådd sin settedybde, og blitt spylt og vasket på innsiden, kan RT koples fra og tas opp til overflaten. Dersom det spesifikke prosjektet inkluderer installasjon av ytterligere under-havbunnsstrukturer, kan et mekanisk guidearrangement benytte den installerte under-havbunnsstrukturen som en veiviser (Eng. index point) for posisjoneringsinstallasjon av nærliggende under-havbunnsstrukturer ved benyttelse av samme RT og fremgangsmåte som for den første under-havbunnsstrukturen. Under-havbunnsstrukturene er, dersom det kreves, globalt orientert (Eng. globally oriented) i forhold til hverandre. In one embodiment, the installation system may comprise a system for removing excess sand/small stones and pebbles. This may include a mechanical grab and/or solidification methods for "capturing" stones in a fast-hardening material, for example cement foam. When the subsea structure, i.e. the caisson, has reached its settling depth, and has been flushed and washed inside, the RT can be disconnected and taken up to the surface. If the specific project includes the installation of additional subsea structures, a mechanical guide arrangement can use the installed subsea structure as an index point for positioning installation of nearby subsea structures using the same RT and procedure as for the first sub - the seabed structure. The sub-seabed structures are, if required, globally oriented (Eng. globally oriented) in relation to each other.
Bunnen til caissonen kan installeres som en del av caissonen eller alternativt installeres i en separat tur (eng. trip). Bunnen kan lages av betong eller andre passende materialer slik som selvnivellerende sement, eller singel/sand (Eng. gravel). The bottom of the caisson can be installed as part of the caisson or alternatively installed in a separate trip. The bottom can be made of concrete or other suitable materials such as self-leveling cement, or shingle/sand (Eng. gravel).
Installasjonsverktøyet, eksempelvis RT, kan være anordnet for løfting av både caisson, deksel, verktøy etc. i én enkelt tur ved bruk av vaier, tau/reip, borestreng eller kjetting. Videre kan RT ha temperaturkontrollmidler og eller trykkontrollmidler for overvåking av temperaturen og eller trykket på innsiden av caissonen, og eller en temperatur og eller trykkdifferanse på innsiden og utsiden av caissonen. Temperaturen på innsiden av caissonen kan bli signifikant høy dersom temperaturen til eksempelvis en produksjonsstrøm er høy. En høyere temperatur på innsiden av caissonen kan også medføre et høyere trykk på innsiden av caissonen. Videre kan temperaturen fra en brønnstrøm minimere eller signifikant redusere behovet for ekstern kraftforsyning til oppvarming av utstyret. The installation tool, for example RT, can be arranged for lifting both the caisson, cover, tools etc. in a single trip using wire, rope/rope, drill string or chain. Furthermore, the RT can have temperature control means and or pressure control means for monitoring the temperature and or pressure on the inside of the caisson, and or a temperature and or pressure difference on the inside and outside of the caisson. The temperature on the inside of the caisson can become significantly high if the temperature of, for example, a production stream is high. A higher temperature on the inside of the caisson can also lead to a higher pressure on the inside of the caisson. Furthermore, the temperature from a well stream can minimize or significantly reduce the need for external power supply to heat the equipment.
Videre kan caissonen ha midler for overvåking av potensielle lekkasjedeteksjoner inn i eller ut av caissonen gjennom veggene til caissonen og eller dekselet. Dersom det indre volumet til caissonen skal være tørt, så kan en vannlekkasje etc. inn i caissonen forårsake en potensiell risiko for funksjonsfeil som et resultat av korrosjon av utstyret anordnet på innsiden av caissonen. I tillegg, i tilfeller hvor det er fare for korrosjon, kan MEG injiseres inn i caissonen for beskyttelse av utstyret. Furthermore, the caisson may have means for monitoring potential leak detections into or out of the caisson through the walls of the caisson and or the cover. If the internal volume of the caisson is to be dry, then a water leak etc. into the caisson may cause a potential risk of malfunction as a result of corrosion of the equipment arranged inside the caisson. In addition, in cases where there is a risk of corrosion, MEG can be injected into the caisson to protect the equipment.
I en utførelse kan et lederør forløpende ned fra caissonen og som benyttes eksempelvis som et lederør for en brønn, installeres sammen med caissonen. In one embodiment, a guide pipe extending down from the caisson and which is used, for example, as a guide pipe for a well, can be installed together with the caisson.
Havbunns-beskyttelsesdekselet skal forhindre inntrenging av biter/rester (Eng. debris) og samhandle med caissonen og havbunnen for å tilveiebringe en glatt overflate. Havbunns-beskyttelsesdekselet kan være transparent over hele sin utstrekning eller over deler av sin utstrekning, for slik å letteregjøre inspeksjon uten å måtte fjerne dekselet. Dekselet kan ha atkomstporter og forbindelsespunkter for installasjons-RT. Atkomstportene kan lukkes etter at RT er fjernet. Dekselet kan være mekanisk låst til caissonen og kan inkludere en lavtrykks-/rester/biter tetning. Dekslene kan være lokalt rigide/stive deksler laget av et transparent materiale slik som forsterket plastikk eller harpiks, laminert glass, etc. Beskyttelsesdekslene kan være avtagbare og låses til toppen av hver caisson. Beskyttelsesdekslene kan være segmenterte og kan, dersom det kreves, inkludere hengsler. The seabed protective cover must prevent the ingress of debris and interact with the caisson and the seabed to provide a smooth surface. The seabed protective cover can be transparent over its entire extent or over parts of its extent, in order to facilitate inspection without having to remove the cover. The cover may have access ports and connection points for installation RT. The access gates can be closed after the RT is removed. The cover may be mechanically locked to the caisson and may include a low pressure/residue/bite seal. The covers can be locally rigid/stiff covers made of a transparent material such as reinforced plastic or resin, laminated glass, etc. The protective covers can be removable and locked to the top of each caisson. The protective covers can be segmented and can, if required, include hinges.
Havbunnsdekselet kan alternativt være kuppelformet og kan være laget av en oppblåsbar struktur. Den oppblåsbare strukturen kan plasseres over SPS’en (jf. Icon). Vekten til havbunnsdekselet i ikke-oppblåst tilstand (Eng. deflated state) er eksempelvis noen få tonn. Havbunnsdekselet kan ha en låsering (Eng. latch ring) som vil låses til under-havbunnsstrukturen. Massen til den vann-fylte (Eng. waterinflated) kuppelen med sin jevne kontur vil tilveiebringe et stabilt overtrålbart beskyttelsesdeksel. Én enkelt kuppel kan dekke et flertall caissoner. The seabed cover can alternatively be dome-shaped and can be made of an inflatable structure. The inflatable structure can be placed over the SPS (cf. Icon). The weight of the seabed cover in a non-inflated state (Eng. deflated state) is, for example, a few tonnes. The seabed cover may have a latch ring that will be locked to the subseabed structure. The mass of the water-filled (Eng. waterinflated) dome with its smooth contour will provide a stable trawlable protective cover. A single dome can cover a plurality of caissons.
SPS-installasjonen kan omfatte trinnene å: The SPS installation may include the steps to:
- kjøre caissonstrukturen som har en brønnguide med en boreredskapskappe (Eng. Drilling Utility Cap, DUC) sammen med pumpe- og utgravingsverktøy (PET), - installere borekaks/null-utslippssystem (valgfritt), - run the caisson structure which has a well guide with a Drilling Utility Cap (DUC) together with pumping and excavation tools (PET), - install cuttings/zero discharge system (optional),
- sug/spyl/utgrav silo på plass og flytt PET til havbunn (hult oppmudringsverktøy etterlatt i silo). Videre, i tilfeller hvor et lederør skal installeres, kan installasjonen videre omfatte trinnene å: - suction/flush/excavate silo in place and move PET to seabed (hollow dredging tool left in silo). Furthermore, in cases where a conduit is to be installed, the installation may further include the steps to:
- kjøre lederør og ramloddssammenstilling (Eng. pile hammer assembly) gjennom hull i DUC og sentraliser i caisson brønnguide, - run conductor pipe and pile hammer assembly (Eng. pile hammer assembly) through holes in DUC and centralize in caisson well guide,
- tilkople ramloddslange til PET og driv (toppdrevet) lederør til dybden, - connect ram solder hose to PET and drive (top driven) guide pipe to depth,
- gjenerverve (Eng. retrieve) ramloddet. Etterlat PET og DUC på plass, lukk luken (Eng. hatch) dersom det er lenge til oppstart av boring. Dersom PET og DUC etterlates på stedet, kan PET og DUC være laget for engangsbruk (Eng. disposable) og/eller lett borbart materiale, slik som betong. - retrieve (Eng. retrieve) ram lot. Leave the PET and DUC in place, close the hatch if it is a long time before the start of drilling. If PET and DUC are left on site, PET and DUC may be made for single use (Eng. disposable) and/or easily drillable material, such as concrete.
Dersom boring og komplettering skal gjennomføres fra SPS, kan dette inkludere trinnene å: If drilling and completion is to be carried out from SPS, this may include the steps to:
- Installere nullutslippssystem, (valgfritt) - Install zero emission system, (optional)
- Bore hull for overflateforingsrør (Eng. surface casing), - Drill holes for surface casing (Eng. surface casing),
- Installere overflateforingsrør og brønnhode, - Install surface casing and wellhead,
- Gjenerverve PET og DUC, - Recover PET and DUC,
- Kjøre BOP og borestigerør, fortsette boring og gjenværende foringsrørinstallasjonsprogram, - Run BOP and drill riser, continue drilling and remaining casing installation program,
- tilfelle med VXT: Ferdigstill setting av produksjonsrør i brønn for avhenging i WH (eller produksjonsrørhenger) - case with VXT: Complete setting of production pipe in well for suspension in WH (or production pipe hanger)
- Sett plugger i produksjonsrørhenger (TH) og gjenerverv BOP og stigerør, - Put plugs in the production pipe hanger (TH) and recover the BOP and riser,
- Kjør ventiltre og ventiltrekappe, - Run valve tree and valve tree cover,
- Installer brønnforbindelsesledning (Eng. well jumper) og beskyttelsesdeksel. - Install the well jumper and protective cover.
Brønnforbindelsesledningene kan være overtrålbare, eksempelvis ved å ha integrert trålbeskyttelse. The well connection lines can be trawlable, for example by having integrated trawl protection.
Dersom SPS benyttes til produksjon og inspeksjon, vedlikehold og utbedring (IMR), kan følgende fremgangsmåte benyttes: If SPS is used for production and inspection, maintenance and improvement (IMR), the following procedure can be used:
- Installer gjenværende caissoner for ventiltrær og manifolder, - Install remaining caissons for valve trees and manifolds,
- Installer tilleggscaissoner for fluidlagring, undervanns varelager, havbunnsbrønnintervensjonssystemer og under-havbunns-forbindelser, - Install additional caissons for fluid storage, underwater inventory, subsea well intervention systems and subsea connections,
- Installer ventiltrær og manifolder i caissoner og suppler undervannsarrangementet, - Installer forbindelsesledninger mellom caissoner, installer overtrålbar beskyttelse for forbindelsesledninger på havbunnen dersom dette kreves, lag grøfter/grav ned forbindelsesledninger for beskyttelse mot is/isfjell dersom dette kreves, - Install valve trees and manifolds in caissons and complete the underwater arrangement, - Install connection lines between caissons, install trawlable protection for connection lines on the seabed if this is required, make trenches/bury connection lines for protection against ice/icebergs if this is required,
- Installer beskyttelsesdeksler. - Install protective covers.
En produksjons-‘klynge’-konfigurasjon av caissoner kan være fordelaktig av følgende årsaker: redusert risiko (sannsynlighet x konsekvens) for isfjellsammenstøt, reduserte utfordringer assosiert med brønnvekst og toleranse, redusert trykktap, jevnere strømningsbane og færre krumninger, gradvis utvikling og samtidige operasjoner, global standardisering av klynge-konfigurasjoner. A production 'cluster' configuration of caissons can be beneficial for the following reasons: reduced risk (probability x consequence) of iceberg collisions, reduced challenges associated with well growth and tolerance, reduced pressure loss, smoother flow path and fewer curvatures, gradual development and concurrent operations, global standardization of cluster configurations.
I en utførelse av oppfinnelsen kan den oppblåsbare beholderen være anordnet undervanns og i nærheten av caissonen. Den oppblåsbare beholderen kan være demonterbar fra caissonen og kan tømmes undervanns eller, alternativt løftes til overflaten for tømming, for slik å minimere utslippet til havet. Alternativt kan beholderen tømmes ved å injisere avsetninger tilbake til innsiden av caissonen. Beholderen kan omfatte moduler anordnet på innsiden av beholderen. I visse utførelsesformer kan én enkelt modul, eller et flertall av enkle moduler, løftes til overflaten, og etterlate beholderen på havbunnen. In one embodiment of the invention, the inflatable container can be arranged underwater and in the vicinity of the caisson. The inflatable container can be demountable from the caisson and can be emptied underwater or, alternatively, lifted to the surface for emptying, in order to minimize discharge to the sea. Alternatively, the container can be emptied by injecting deposits back into the interior of the caisson. The container may comprise modules arranged on the inside of the container. In certain embodiments, a single module, or a plurality of single modules, can be lifted to the surface, leaving the container on the seabed.
Beholdermaterialet kan være av en fiberforsterket plastikk som er sydd og limt til påkrevd form i oppblåst tilstand. The container material can be of a fibre-reinforced plastic which is sewn and glued to the required shape in the inflated state.
Undervannssystemet kan omfatte minst ett pumpesystem for pumping av utgravde avsetninger, slik som jord og borekaks inn i beholderen. Caissonen og beholderen kan være utformet med et arrangement med radielle porter og forbindelsesslanger som muliggjør fjerning av avsetninger fra innsiden av caissonen til beholderen. The underwater system may comprise at least one pumping system for pumping excavated deposits, such as soil and drilling cuttings, into the container. The caisson and container may be designed with an arrangement of radial ports and connecting hoses which enable the removal of deposits from the interior of the caisson to the container.
I en utførelse kan de fortrengte fluidene fra avsetningene filtreres før de slippes ut i havet. In one embodiment, the displaced fluids from the deposits can be filtered before they are released into the sea.
Den oppblåsbare beholderen kan være delt inn i separate seksjoner for ett eller flere fluider, tørrstoff eller borekaks utgravd fra det indre volumet av caissonen. The inflatable container may be divided into separate sections for one or more fluids, solids or cuttings excavated from the inner volume of the caisson.
Den oppblåsbare beholderen kan være utformet med et fluidfilter som tillater fluider å strømme ut av den oppblåsbare beholderen. The inflatable container may be designed with a fluid filter that allows fluids to flow out of the inflatable container.
Den oppblåsbare beholderen kan være i fluidforbindelse med en sugepumpe som trekker fluider ut av den oppblåsbare beholderen. The inflatable container may be in fluid communication with a suction pump that draws fluids out of the inflatable container.
Den oppblåsbare beholderen kan være utformet med i det minste én utsparing, hvor utsparingen forløper fra en øvre del av den oppblåsbare beholderen over en avstand nedover mot havbunnen. The inflatable container can be designed with at least one recess, where the recess extends from an upper part of the inflatable container over a distance downwards towards the seabed.
Videre omhandler oppfinnelsen en fremgangsmåte for å installere en caisson i et undervannssystem som beskrevet ovenfor, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene å: Furthermore, the invention relates to a method for installing a caisson in an underwater system as described above, where the method includes the steps to:
- senke caissonen ned til havbunnen, - lower the caisson to the seabed,
- gjennombore caissonen inn i havbunnen, - pierce the caisson into the seabed,
- utgrave avsetninger fra et indre volum av caissonen, det indre volumet av caissonen er i fluidkommunikasjon med den i det minst ene oppblåsbare beholderen, - samle (og lagre) de utgravede avsetningene i den i det minst ene oppblåsbare beholderen. - excavating deposits from an internal volume of the caisson, the internal volume of the caisson being in fluid communication with the at least one inflatable container, - collecting (and storing) the excavated deposits in the at least one inflatable container.
Disse og andre karakteristikker ved oppfinnelsen vil bli forklart i større detalj med referanse til de vedføyde figurene som viser et ikke-begrensende eksempel, hvor: These and other characteristics of the invention will be explained in greater detail with reference to the attached figures which show a non-limiting example, where:
Kort beskrivelse av figurene Brief description of the figures
Fig. 1A-1D viser en utførelse ved installasjon av en caisson ifølge oppfinnelsen; Fig. 1A-1D shows an embodiment when installing a caisson according to the invention;
Fig. 2A, 2B viser utførelser av under-havbunns-bromoduler mellom caissoner; Fig. 2A, 2B show embodiments of subsea bridge modules between caissons;
Fig. 3 viser et arrangement med et flertall caissoner; Fig. 3 shows an arrangement with a plurality of caissons;
Fig. 4A viser et system med en forbindelsescaisson (Eng: tie-in caisson) for begravde/grøftnedlagte sjøledninger; Fig. 4A shows a system with a connection caisson (Eng: tie-in caisson) for buried/trenched sea lines;
Fig. 4B viser et system med en forbindelse for ikke-grøftnedgravde sjøledninger; Fig. 4B shows a system with a connection for non-trench buried sea lines;
Fig. 5 viser en utførelse av et integrert undervannssystem anordnet i en caisson; Fig. 5 shows an embodiment of an integrated underwater system arranged in a caisson;
Fig. 6 viser et eksempel på et beskyttelsesdeksel for caissonen; Fig. 6 shows an example of a protective cover for the caisson;
Fig. 7 viser to eksempler på mulige skisser for arrangering av caissoner undervanns; Fig. 7 shows two examples of possible sketches for arranging caissons underwater;
Fig. 8A and 8B viser en sekvensiell installasjon av caissonen ifølge en utførelse av oppfinnelsen; Fig. 8A and 8B show a sequential installation of the caisson according to an embodiment of the invention;
Fig. 9 viser trekk ved en oppblåsbar beholder ifølge et aspekt av oppfinnelsen; Fig. 9 shows features of an inflatable container according to one aspect of the invention;
Fig. 10A, 10B, 10C viser en annen installasjonssekvens ifølge oppfinnelsen som benytter en boreredskapskappe (DUC); Fig. 10A, 10B, 10C show another installation sequence according to the invention which uses a drilling tool casing (DUC);
Fig. 11A, 11B, 11C viser en installasjonssekvens for et lederør; Fig. 11A, 11B, 11C show an installation sequence for a conduit;
Fig. 12A, 12B, 12C, 12D viser en utførelse av en bore- og kompletteringsprosess; Fig. 12A, 12B, 12C, 12D show an embodiment of a drilling and completion process;
Fig. 13A and 13B viser en utførelse av en under-havbunnsproduksjon og IMR; Figures 13A and 13B show an embodiment of a subsea production and IMR;
Fig. 14A-14H viser et eksempel på en bore- og kompletteringssekvens ifølge oppfinnelsen; Fig. 14A-14H show an example of a drilling and completion sequence according to the invention;
Detaljert beskrivelse av en foretrukket utførelse Detailed description of a preferred embodiment
Med referanse til fig. 1A-1D er det vist en utførelse av installasjon av en caisson 2. På fig. 1A har et hull blitt boret og caissonen 2 senket med midler som et setteverktøy 14 eller borestreng 13. En pumpekabel gir energi til en pumpe 18 anordnet i forbindelse med setteverktøyet 14 er vist. Caissonen 2 installeres med midler som er en kombinasjon av innsugning og stråleboring/nedspyling (Eng. jetting). Et stråleboring/utgravningsverktøy 19 (Eng. jetting/excavation tool) er vist på innsiden av caissonen 2 i den nederste delen av caissonen 2. With reference to fig. 1A-1D, an embodiment of the installation of a caisson 2 is shown. In fig. 1A, a hole has been drilled and the caisson 2 lowered by means such as a setting tool 14 or drill string 13. A pump cable energizes a pump 18 arranged in connection with the setting tool 14 is shown. Caisson 2 is installed using means that are a combination of suction and jet drilling/flushing (Eng. jetting). A jetting/excavation tool 19 (Eng. jetting/excavation tool) is shown inside the caisson 2 in the lower part of the caisson 2.
Stråleboring/utgravningsverktøyet 19 fjerner jord fra undersiden og eller det indre volumet 6 til caissonen 2, og muliggjør et «rent» indre volum 6 av caissonen 2. De utgravde returene (Eng. returns) sendes til overflaten ved bruk av innsugningsmidler, eksempelvis pumpen 18. The jet drilling/excavation tool 19 removes soil from the underside and or the inner volume 6 of the caisson 2, and enables a "clean" inner volume 6 of the caisson 2. The excavated returns (Eng. returns) are sent to the surface using suction means, for example the pump 18 .
Fig. 1B viser situasjonen etter at jorda eller de gjenværende slam/avsetningene har blitt fjernet fra innsiden av caissonen 2. På denne figuren blir en betongplate (Eng. concrete slab) 20 installert i nærheten av bunnenden 4 til caissonen 2. Betongplaten 20 er tilveiebrakt for å muliggjøre en tett og trykksikker forbindelse med formasjonen/havbunnen 3. Betongplaten 20 er fortrinnsvis utformet med minst én gjennomgående åpning 21 for gjennomføring av objekter til og fra den underliggende formasjonen, eksempelvis alle former for rør slik som borestreng eller foringsrør, og borekrone etc. Betongplaten 20 har en overflate som er tilpasset for forbindelse med enhver form for undervannsutstyr påkrevd i det spesifikke prosjektet. Fig. 1B shows the situation after the soil or the remaining sludge/deposits have been removed from the inside of the caisson 2. In this figure, a concrete slab 20 is installed near the bottom end 4 of the caisson 2. The concrete slab 20 is provided to enable a tight and pressure-proof connection with the formation/seabed 3. The concrete slab 20 is preferably designed with at least one through opening 21 for the passage of objects to and from the underlying formation, for example all forms of pipe such as drill string or casing, and drill bit etc. The concrete slab 20 has a surface that is adapted for connection with any type of underwater equipment required in the specific project.
På figur 1C er undervannsutstyret eksemplifisert som en BOP 23 anordnet på innsiden av caissonen for kompletteringsoperasjoner på en undervanns brønn 15. Nå kan caissonen 2 og den installerte BOPen 23 fungere som en hvilken som helst annen BOP på havbunnen 3, hvor hovedforskjellen er at BOPen 23 ikke er anordnet på havbunnen, men heller i havbunnen, beskyttet fra trålere og skrapende isberg. In Figure 1C, the underwater equipment is exemplified as a BOP 23 arranged inside the caisson for completion operations on an underwater well 15. Now the caisson 2 and the installed BOP 23 can function like any other BOP on the seabed 3, the main difference being that the BOP 23 is not arranged on the seabed, but rather in the seabed, protected from trawlers and scraping icebergs.
Fig. 1D viser en utførelse hvor et ventiltre 24 er installert på innsiden av caissonen 2 etter ferdigstillelse av kompletteringsoperasjonen på undervannsbrønnen 15. Videre er installasjonen av en andre caisson 2 ved siden av den først installerte caissonen 2 vist. Fig. 1D shows an embodiment where a valve tree 24 is installed on the inside of the caisson 2 after completion of the completion operation on the underwater well 15. Furthermore, the installation of a second caisson 2 next to the first installed caisson 2 is shown.
Fig. 2A, 2B viser utførelser av under-havbunns bromoduler (Eng. submudline bridge-modules) 25 mellom caissoner 2. Dersom det er anordnet mer enn én caisson 2, kan de ulike caissonene 2 forbindes til hverandre ved å benytte under-havbunnsinstallerte bromoduler 25. Caissonene 2 kan ha et felles forbindelsesområde (Eng: tie-in) 26 for å forbindes til en nedgravd rørledning/sjøledning 16. I de viste utførelsene på fig. 2A og 2B, er de mer kostbare modulene, eksempelvis ventiltreet 24 og manifolden 27, anordnet i den nederste delen, som gir best beskyttelse mot isfjell, trålere, etc., mens det mindre kritiske og mindre kostbare utstyret er installert nærmere havbunnen. Fig. 2A, 2B show designs of submudline bridge modules 25 between caissons 2. If more than one caisson 2 is arranged, the various caissons 2 can be connected to each other by using submudline bridge modules 25. The caissons 2 can have a common connection area (Eng: tie-in) 26 to be connected to a buried pipeline/sea pipeline 16. In the embodiments shown in fig. 2A and 2B, the more expensive modules, for example the valve tree 24 and the manifold 27, are arranged in the lower part, which provides the best protection against icebergs, trawlers, etc., while the less critical and less expensive equipment is installed closer to the seabed.
Fig. 3 viser et arrangement med et flertall caissoner 2. Caissonene 2 har horisontale forbindelser gjennom vinduer i caissonene 2. Fig. 3 shows an arrangement with a plurality of caissons 2. The caissons 2 have horizontal connections through windows in the caissons 2.
Fig. 4A og 4B viser to utførelser av undervannssystemer 1 med og uten bruk av en caisson 2 for grøftnedlagte (Eng. trenched) sjøledninger 16, hvor systemet på figur 4A har en dedikert forbindelsescaisson 2 for nedgravde/grøftnedlagte sjøledninger 16, mens systemet på fig. 4B har en forbindelse for ikke-grøftnedlagte sjøledninger 16. Fig. 4A and 4B show two designs of underwater systems 1 with and without the use of a caisson 2 for trenched sea lines 16, where the system in figure 4A has a dedicated connection caisson 2 for buried/trenched sea lines 16, while the system in fig. . 4B has a connection for non-trenched sea lines 16.
Fig. 5 og 6 viser en utførelse av et integrert undervannssystem (ISS) anordnet i en caisson 2. ISSen kan omfatte et brønnhode og ventiltre integrert i strukturen og samlerørene (Eng. headers). En produksjonsrørhengermodul (Eng. tubing hanger module) kan støttes/avhenges i den integrerte strukturen/treet anordnet i hvert hjørne på innsiden av strukturen. ISSen kan videre omfatte en dedikert brønnbarrieremodul for hver brønn, hvor brønnbarrieremodulen og produksjonsrørhengermodulen kan være individuelt gjenervervbare fra caissonen 2. Caissonen 2 er vist med et beskyttelsesdeksel 8. Beskyttelsesdekselet 8 er fortrinnsvis transparent og er vist på den samme dybden som havbunnen 3. Et forbindelsesområde 26 er vist i nærheten av caissonen 2. Beskyttelsesdekselet 8 er fortrinnsvis transparent, noe som tillater enkel inspeksjon uten å fjerne det, og det kan være laget av eksempelvis transparent forsterket plastikk. Videre, ved å holde beskyttelsesdekselet på plass, tillates tidlig detektering av lekkasjer i tillegg til at enhver liten eller stor lekkasje vil samles på innsiden av caissonen 2, noe som resulterer i nullutslipp til havet. Caissonen 2 kan fylles med en inhibitor som gir rustbeskyttelse og begroingshindrende middel på komponentene anordnet på innsiden av caissonen 2 og som beskytter mot inntrenging av sjøvann inn i caissonen 2, eller termokjemikalier for oppvarming/avkjøling. Videre, ved å fabrikkere caissonen 2 som et lukket rom/avdeling, muliggjøres oppvarming og avkjøling av komponentene anordnet på innsiden av caissonen, som påkrevd. Figs 5 and 6 show an embodiment of an integrated underwater system (ISS) arranged in a caisson 2. The ISS can comprise a wellhead and valve tree integrated into the structure and the headers. A production tubing hanger module (Eng. tubing hanger module) can be supported/suspended in the integrated structure/tree arranged in each corner on the inside of the structure. The ISS can further comprise a dedicated well barrier module for each well, where the well barrier module and the production pipe hanger module can be individually retrievable from the caisson 2. The caisson 2 is shown with a protective cover 8. The protective cover 8 is preferably transparent and is shown at the same depth as the seabed 3. A connection area 26 is shown in the vicinity of the caisson 2. The protective cover 8 is preferably transparent, which allows easy inspection without removing it, and it can be made of, for example, transparent reinforced plastic. Furthermore, by keeping the protective cover in place, early detection of leaks is allowed as well as any small or large leak will collect inside the caisson 2, resulting in zero discharge to the sea. The caisson 2 can be filled with an inhibitor that provides rust protection and anti-fouling agent on the components arranged on the inside of the caisson 2 and which protects against the ingress of seawater into the caisson 2, or thermochemicals for heating/cooling. Furthermore, by fabricating the caisson 2 as a closed room/compartment, heating and cooling of the components arranged on the inside of the caisson is enabled, as required.
Fig. 7 viser to eksempler på mulige skisser for arrangering av caissoner 2 undervanns, inkludert (til venstre) plassering av ISS og forbindelsesområder, i tillegg til ventiltrær, brønnforbindelsesledninger, PLEM, etc., og (til høyre) et eksempel på tettpakkede orienterte caissoner 2 med utsparinger for intermodulære forbindelser. Fig. 7 shows two examples of possible sketches for arranging caissons 2 underwater, including (left) location of ISS and connection areas, in addition to valve trees, well connection lines, PLEM, etc., and (right) an example of densely packed oriented caissons 2 with recesses for intermodular connections.
Fig. 8A og 8B viser en sekvensinstallasjon av en caisson 2 og oppblåsbar beholder 5 ifølge en utførelse av oppfinnelsen. Caissonen 2 senkes ned til havbunnen sammen med den oppblåsbare beholderen 5 med eksempelvis et setteverktøy 14. Fig. 8A and 8B show a sequential installation of a caisson 2 and inflatable container 5 according to an embodiment of the invention. The caisson 2 is lowered to the seabed together with the inflatable container 5 using, for example, a setting tool 14.
Setteverktøyet 14 kan forbindes til overflaten og kan fortrinnsvis omfatte midler for kraftforsyning fra overflaten. Den oppblåsbare beholderen 5 er fortrinnsvis fylt med eksempelvis sjøvann før den landes på havbunnen 3. Caissonen 2 installeres i havbunnen ved en kombinasjon av innsuging, pæling og utgraving. Når caissonen 2 har nådd sin dybde i havbunnen, graves den gjenværende jorda på innsiden av caissonen 2 ut ved bruk av dyser og eller en roterende ekskavator (Eng. excavator). En første pumpe 7 kan assistere under utgravingen av jorda og kan forbindes til dysene og/eller den roterende ekskavatoren. Den utgravde jorda og fluidene plasseres i den oppblåsbare beholderen 5 gjennom radielle porter 28a anordnet i caissonen 2 og korresponderende radielle porter 28b i den oppblåsbare beholderen 5. Det kan anordnes en sugepumpe 11 i forbindelse med den oppblåsbare beholderen 5, hvilken sugepumpe 11 kan fylle den oppblåsbare beholderen 5 med fluider under nedsenkning, og suge utgravde fluider ut fra den oppblåsbare beholderen 5 under jordutgraving fra innsidevolumet 6 av caissonen 2. Alternativt, eller i tillegg, kan den oppblåsbare beholderen 5 være utformet med et filter 10 som tillater utgravde fluider å strømme ut av den oppblåsbare beholderen 5. The setting tool 14 can be connected to the surface and can preferably include means for power supply from the surface. The inflatable container 5 is preferably filled with, for example, seawater before it is landed on the seabed 3. The caisson 2 is installed in the seabed by a combination of suction, piling and excavation. When the caisson 2 has reached its depth in the seabed, the remaining soil on the inside of the caisson 2 is excavated using nozzles and or a rotary excavator (Eng. excavator). A first pump 7 can assist during the excavation of the soil and can be connected to the nozzles and/or the rotary excavator. The excavated soil and fluids are placed in the inflatable container 5 through radial ports 28a arranged in the caisson 2 and corresponding radial ports 28b in the inflatable container 5. A suction pump 11 can be arranged in connection with the inflatable container 5, which suction pump 11 can fill it the inflatable container 5 with fluids during immersion, and suck excavated fluids from the inflatable container 5 during earth excavation from the interior volume 6 of the caisson 2. Alternatively, or in addition, the inflatable container 5 may be designed with a filter 10 that allows excavated fluids to flow out of the inflatable container 5.
Fig. 9 viser trekk ved en oppblåsbar beholder 5 ifølge et aspekt av oppfinnelsen. Den oppblåsbare beholderen 5 er vist omsluttende caissonen 360 grader. Den oppblåsbare beholderen 5 kan være utformet med en utsparing 12 for å beskytte brønnforbindelsesledninger og eller sjøledninger 16. Den oppblåsbare beholderen 5 kan videre ha forskjellige indre seksjoner 9a, 9b for fluider, faste stoffer, etc. De forskjellige indre seksjonene er individuelt gjenervervbare, noe som gir fordelen at en seksjon kan fylles med fluider, borekaks, avsetninger og tas opp til overflaten, mens utgraving kan fortsette ved å bruke en annen seksjon for fluidene, borekakset og avsetningene. Dette kan også være fordelaktig av den grunn at den totale vekten til den oppblåsbare beholderen 5 kan bli veldig stor dersom den fylles med borekaks eller jord. Fig. 9 shows features of an inflatable container 5 according to one aspect of the invention. The inflatable container 5 is shown enclosing the caisson 360 degrees. The inflatable container 5 can be designed with a recess 12 to protect well connection lines and or sea lines 16. The inflatable container 5 can further have different internal sections 9a, 9b for fluids, solids, etc. The different internal sections are individually retrievable, which which gives the advantage that one section can be filled with fluids, cuttings, deposits and taken up to the surface, while excavation can continue using another section for the fluids, cuttings and deposits. This can also be advantageous for the reason that the total weight of the inflatable container 5 can become very large if it is filled with drilling cuttings or soil.
Fig. 10A, 10B, 10C viser en annen installeringssekvens ifølge oppfinnelsen hvor det benyttes en boreredskapskappe (DUC). På fig. 10A kjøres caisson 2 og verktøy med vaier til havbunnen 3, og pumpeutgravningsverktøyet (PET) forsynes med kraft og assisterer under innsugingen av caissonen 2 ned i havbunnen 3. Caissonen 2 er vist med en indre guide eller pæle 31 for føring/guiding av stråleboring/utgravningsverktøyet 19 inne i caissonen 2. I en annen utførelse, dersom en ikke har en guide 31, kan de indre veggene til caissonen 2 fungere som en guide for stråleboring/utgravningsverktøyet 19. Fig. 10A, 10B, 10C show another installation sequence according to the invention where a drilling tool casing (DUC) is used. In fig. 10A, the caisson 2 and tool are driven with cables to the seabed 3, and the pump excavation tool (PET) is supplied with power and assists during the suction of the caisson 2 into the seabed 3. The caisson 2 is shown with an internal guide or pile 31 for guiding/guiding of jet drilling/ the excavation tool 19 inside the caisson 2. In another embodiment, if one does not have a guide 31, the inner walls of the caisson 2 can act as a guide for the jet drilling/excavation tool 19.
På fig. 10B har innsugingen og utgravingen av caissonen 2 ned i havbunnen 3 begynt. De utgravde avsetningene fra innsiden av caissonen 2 ledes til den oppblåsbare beholderen 5. In fig. 10B, the suction and excavation of the caisson 2 into the seabed 3 has begun. The excavated deposits from inside the caisson 2 are led to the inflatable container 5.
På fig. 10C har PET og DUC blitt løftet til overflaten, mens et beskyttelsesdeksel 8 har blitt installert. Slik det klart fremgår når en sammenligner størrelsen på den oppblåsbare beholderen 5 på de ulike figurene 10A-10B, øker størrelsen etter hvert som caissonen går lenger og lenger ned i havbunnen 3 som et resultat av den økende mengden avsetninger fra innsiden av caissonen 2. In fig. 10C, the PET and DUC have been lifted to the surface, while a protective cover 8 has been installed. As can be clearly seen when comparing the size of the inflatable container 5 in the various figures 10A-10B, the size increases as the caisson goes further and further into the seabed 3 as a result of the increasing amount of deposits from inside the caisson 2.
Fig. 11A, 11B, 11C viser en installeringssekvens for et lederør. Fig. 11A, 11B, 11C show an installation sequence for a conduit.
På fig. 11A har caissonen 2 blitt installert og jord fra innsiden av caissonen 2 har blitt fjernet. PET 29 og DUC 30 er på plass. In fig. 11A, the caisson 2 has been installed and soil from the inside of the caisson 2 has been removed. PET 29 and DUC 30 are in place.
På fig. 11B kjøres et lederør 32 og et ramlodd (Eng. pile hammer) 33 med en vaier fra overflaten ned til og inn i caissonen 2 gjennom DUC 30. Kraft til ramloddet 33 besørges av PET gjennom en ramloddslange 34. Ramloddet 33 driver lederøret 32 til sin egnede dybde. In fig. 11B, a guide pipe 32 and a pile hammer 33 are run with a wire from the surface down to and into the caisson 2 through the DUC 30. Power to the pile hammer 33 is provided by PET through a pile hammer hose 34. The pile hammer 33 drives the guide pipe 32 to its suitable depth.
På fig. 11C har lederøret 32 blitt installert og ramloddet 33 har blitt gjenervervet til overflaten. In fig. 11C, the guide pipe 32 has been installed and the ram solder 33 has been reclaimed to the surface.
Fig. 12A, 12B, 12C, 12D viser en utførelse av en boring- og kompletteringsprosess. På fig. 12A er caissonen 2 og lederør 32 installert i havbunnen 3. PET 29 og DUC 30 er på plass. Roterende spolesammenstilling (Eng. rotating spool assembly) (RSA) 42 er installert. Videre skal et hull/brønn bores fra et forankringsrør (Eng. surface casing) (ikke vist) ved bruk av eksempelvis en borekrone 35. Fig. 12A, 12B, 12C, 12D show an embodiment of a drilling and completion process. In fig. 12A, the caisson 2 and conduit 32 are installed in the seabed 3. PET 29 and DUC 30 are in place. Rotating spool assembly (RSA) 42 is installed. Furthermore, a hole/well must be drilled from an anchoring pipe (Eng. surface casing) (not shown) using, for example, a drill bit 35.
På fig. 12 B skal PET 29, RSA 42 og DUC 30 gjenerverves. Overflateforingsrøret 36 er installert. In fig. 12 B, PET 29, RSA 42 and DUC 30 must be reacquired. The surface casing 36 is installed.
På fig. 12C, er en BOP 23 og en rørforlengelsesspole (Eng. pipe extending spool) 41 forbundet til brønnhodet. Dette muliggjør boring av et standard hull til hvilken som helst ønsket dybde, slik som i en normal boreoperasjon inkludert brønntesting, trykktesting, installasjon av foringsrør, komplettering, rengjøring av brønn etc. BOPen gjenerverves til overflaten etter at boringen har blitt gjennomført. In fig. 12C, a BOP 23 and a pipe extending spool 41 are connected to the wellhead. This enables the drilling of a standard hole to any desired depth, such as in a normal drilling operation including well testing, pressure testing, casing installation, completion, well cleaning etc. The BOP is recovered to the surface after the drilling has been completed.
På fig. 12D har et ventiltre/kappe 24 blitt installert, eksempelvis med vaier (ikke vist). Deretter er brønnforbindelsesledninger eller sjøledninger 16 forbundet til ventiltreet 24. I tillegg er beskyttelsesdekselet 8 installert. In fig. 12D, a valve tree/cap 24 has been installed, for example with cables (not shown). Next, well connection lines or sea lines 16 are connected to the valve tree 24. In addition, the protective cover 8 is installed.
Fig. 13A og 13B viser en utførelse av en under-havbunns produksjon og inspeksjon, vedlikehold og utbedring (IMR), som utgjør en del av en produksjonsklyngekonfigurasjon omfattende et flertall caissoner 2. På fig. 13A, er caissonen vist med en ROV 38 og en kontrollpakke 38 inni. På fig. 13B er et ventiltre 24 og en manifold 27 vist i respektive caissoner 2. En brønnforbindelsesledning/sjøledning 16 er anordnet mellom de to caissonene 2 på fig. 13, med en ytterligere brønnforbindelsesledning/sjøledning 16 forløpende fra caissonen 2 mot høyre i figuren til eksempelvis en annen caisson, plattform, undervannsarrangement etc. Figs. 13A and 13B show an embodiment of a subsea production and inspection, maintenance and remediation (IMR), forming part of a production cluster configuration comprising a plurality of caissons 2. In Figs. 13A, the caisson is shown with an ROV 38 and a control package 38 inside. In fig. 13B is a valve tree 24 and a manifold 27 shown in respective caissons 2. A well connection line/sea line 16 is arranged between the two caissons 2 in fig. 13, with a further well connection line/sea line 16 extending from the caisson 2 towards the right in the figure to, for example, another caisson, platform, underwater arrangement etc.
Figurene 14A-14H viser et eksempel på en boring- og kompletteringssekvens ifølge oppfinnelsen. På fig. 14A kjøres caissonen 2 med PET 29. Overvåkning av installasjonen gjøres med en ROV 38. På fig. 14B gjennombores caissonen 2 ned i havbunnen 3 med en kombinasjon av innsuging, stråling og utgraving. På fig. 14C kjøres lederøret 32 med ramloddet 33 gjennom caissonen 2 og mot formasjonen under caissonen 2. På fig. 14D er lederøret 32 vist kjørt til dybden, og ramloddet er gjenervervet til overflaten. På fig. 14E er et åpent hull boret med borekrone 35 og overflateforingsrør (ikke vist) er installert. På fig. 14F er boring og komplettering med stigerør 40 gjennomført eksempelvis ved å benytte en kontrollpakke 39. På fig. Figures 14A-14H show an example of a drilling and completion sequence according to the invention. In fig. 14A, the caisson 2 is driven with PET 29. Monitoring of the installation is done with an ROV 38. In fig. 14B, the caisson 2 is drilled into the seabed 3 with a combination of suction, radiation and excavation. In fig. 14C, the guide pipe 32 with the ram solder 33 is driven through the caisson 2 and towards the formation under the caisson 2. In fig. 14D, the guide pipe 32 is shown driven to depth, and the ram solder is recovered to the surface. In fig. 14E is an open hole drilled with drill bit 35 and surface casing (not shown) is installed. In fig. 14F, drilling and completion with riser 40 is carried out, for example, by using a control package 39. In fig.
14G har boreutstyret inkludert stigerøret og borekronen blitt gjenervervet, og et ventiltre 24 er installert. På fig.14H er brønnforbindelsesledning(er) 16 og beskyttelsesdeksel 8 installert. 14G, the drilling equipment including the riser and bit has been reacquired, and a valve tree 24 has been installed. In Fig. 14H, well connection line(s) 16 and protective cover 8 are installed.
Oppfinnelsen er heri beskrevet i ikke-begrensende utførelsesformer. En fagmann på området vil forstå at det kan gjøres endringer og modifikasjoner til utførelsene som er innenfor rammen av oppfinnelsen som definert i de vedføyde kravene, og elementer og trekk fra de ulike utførelsene kan kombineres i hvilken som helst konfigurasjon. The invention is described herein in non-limiting embodiments. A person skilled in the art will understand that changes and modifications can be made to the embodiments that are within the scope of the invention as defined in the appended claims, and elements and features from the various embodiments can be combined in any configuration.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20131567A NO341797B1 (en) | 2013-11-26 | 2013-11-26 | Underwater system comprising a caisson and method of installing the underwater system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20131567A NO341797B1 (en) | 2013-11-26 | 2013-11-26 | Underwater system comprising a caisson and method of installing the underwater system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20131567A1 NO20131567A1 (en) | 2015-05-27 |
| NO341797B1 true NO341797B1 (en) | 2018-01-22 |
Family
ID=53785327
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20131567A NO341797B1 (en) | 2013-11-26 | 2013-11-26 | Underwater system comprising a caisson and method of installing the underwater system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO341797B1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4273472A (en) * | 1978-02-20 | 1981-06-16 | Fmc Corporation | Apparatus for protecting subsea wells |
| US5310286A (en) * | 1992-04-21 | 1994-05-10 | Tornado Drill Ltd. | Cased glory hole system |
| WO2010015799A2 (en) * | 2008-08-06 | 2010-02-11 | Aws Ocean Energy Ltd | Pile system |
-
2013
- 2013-11-26 NO NO20131567A patent/NO341797B1/en unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4273472A (en) * | 1978-02-20 | 1981-06-16 | Fmc Corporation | Apparatus for protecting subsea wells |
| US5310286A (en) * | 1992-04-21 | 1994-05-10 | Tornado Drill Ltd. | Cased glory hole system |
| WO2010015799A2 (en) * | 2008-08-06 | 2010-02-11 | Aws Ocean Energy Ltd | Pile system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20131567A1 (en) | 2015-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4558744A (en) | Subsea caisson and method of installing same | |
| AU779937B2 (en) | Subsea well intervention vessel | |
| US8826989B2 (en) | Method for capping a well in the event of subsea blowout preventer failure | |
| US4055224A (en) | Method for forming an underground cavity | |
| NO327352B1 (en) | System and method for recovering return fluid from undersea wellbores | |
| NO313340B1 (en) | Procedure for piling guide tubes into a water bottom | |
| US10450802B2 (en) | Mobile offshore drilling unit, a method of using such a unit and a system comprising such a unit | |
| NO20111073A1 (en) | Rigeless abandon system | |
| US3380256A (en) | Underwater drilling installation and method of construction | |
| EA028482B1 (en) | Suction caisson with weakened section and method for installing the same | |
| NO312915B1 (en) | Method and device for treating drilling fluid and cuttings | |
| NO318767B1 (en) | Device for removing and filtering drilling fluid at top hole drilling | |
| NO20120963A1 (en) | Platform for controlled enclosing of hydrocarbons. | |
| US10060220B2 (en) | Subsea protection system | |
| KR20150140792A (en) | Arctic telescoping mobile offshore drilling unit | |
| CN104254661A (en) | Method of drilling a well | |
| US20090014213A1 (en) | Separation Device for Material from a Power Tong on a Drilling Rig Situated on the Sea Bed | |
| NO341797B1 (en) | Underwater system comprising a caisson and method of installing the underwater system | |
| CN204225780U (en) | Marine riser, offshore drilling system | |
| NO313298B1 (en) | Method and apparatus for installing submerged oil and / or gas wells | |
| RU2632085C2 (en) | Method and system of funt well equipment installation | |
| NO851244L (en) | DEPTH WATER PRODUCTION CONSTRUCTION | |
| Talalay | Geological and scientific offshore drilling and core sampling in ice-covered waters | |
| RU2149249C1 (en) | Underwater drilling device | |
| Guihua et al. | The technical analysis and study of decommissioning and abandonment of offshore oil field surface facilities and subsea system |