NO347363B1 - Passiv offshore strekkutjevningsmontasje. - Google Patents

Passiv offshore strekkutjevningsmontasje. Download PDF

Info

Publication number
NO347363B1
NO347363B1 NO20140770A NO20140770A NO347363B1 NO 347363 B1 NO347363 B1 NO 347363B1 NO 20140770 A NO20140770 A NO 20140770A NO 20140770 A NO20140770 A NO 20140770A NO 347363 B1 NO347363 B1 NO 347363B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
assembly
chamber
relevant
joint
pressure
Prior art date
Application number
NO20140770A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20140770A1 (no
Inventor
Gary L Rytlewski
Jr Peter Nellessen
Laure Mandrou
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20140770A1 publication Critical patent/NO20140770A1/no
Publication of NO347363B1 publication Critical patent/NO347363B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/002Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
    • E21B19/004Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling supporting a riser from a drilling or production platform
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/08Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods
    • E21B19/09Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods specially adapted for drilling underwater formations from a floating support using heave compensators supporting the drill string
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/04Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/07Telescoping joints for varying drill string lengths; Shock absorbers
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01Methods 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
    • E21B43/0107Connecting of flow lines to offshore structures

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Artificial Fish Reefs (AREA)
  • Diaphragms For Electromechanical Transducers (AREA)

Description

PASSIV OFFSHORE STREKKUTJEVNINGSMONTASJE
BAKGRUNN
[0001] Leting, boring, komplettering og drift av hydrokarbon- og andre brønner er vanligvis kompliserte, tidkrevende og til slutt svært kostbare foretak. Med tanke på disse omkostningene, blir det lagt ekstra vekt på tilgang til brønn, overvåkning og styring gjennom hele brønnens produktive levetid. Det vil si, fra et kostnadssynspunkt har et økt fokus på lett tilgang til brønninformasjon og/eller mer effektive inngrep spilt en viktig rolle i å maksimere generelt utbytte fra den kompletterte brønnen. På samme måte kan økt vekt på kompletteringseffektivitet og operatørsikkerhet også spille en kritisk rolle i å maksimere utbytte. Det vil si, å sikre sikkerhet og forbedre effektivitet i løpet av testing av brønn, maskinvareinstallasjon og andre kompletteringsoppgaver kan også til slutt forbedre brønnoperasjoner og utbytte.
[0002] Brønnkompletteringsoperasjoner inkluderer vanligvis en rekke forskjellige funksjoner og installasjoner med tanke på forbedret sikkerhet og effektivitet. En utblåsningssikring (BOP) blir vanligvis installert på brønnhodet før det store antall borehullmaskinvarer som følger. Således kan det skaffes et sikkert og effektivt brukbart grensesnitt til borehulltrykk og generell styring av brønnen. Ytterligere tiltak kan imidlertid være nødvendige der brønnen er av en offshore variant. Det vil si, under slike omstendigheter blir styring på havbunnen opprettholdt for å unngå ukontrollerte trykkproblemer som oppstår for offshore-plattformen flere hundre fot over. US 2008/0271896 A1 angår en hivkompensator for et stigerør. Det beskrives en passiv utjevnende skjøtmontasje for utplassering i offshore-omgivelser. US 4911242 A angår en trykkstyrt brønntester som drives av ett eller flere utvalgte aktiveringstrykk.
[0003] Et av de vanlige problemene i offshore-omgivelser med hensyn til å opprettholde brønnstyring på havbunnen er forbundet med utfordringer ved hiv og andre naturlige bevegelser for en flytende fartøyplattform. Det vil si, under de fleste omstendigheter offshore, blir brønnhodet, BOP og annet utstyr funnet festet til havbunnen på brønnstedet. Et stigerør gir en bekledd tilgangsrute fra BOP hele veien opp til det flytende fartøyet. Også festet til havbunnsutstyret og som løper opp gjennom stigerøret, er imidlertid en landingsstreng for å gi kontrollert arbeidstilgang til brønnen. Landingsstrengen er av en generelt stiv konstruksjon konfigurert med en rekke verktøy for testing, produksjon eller på annen måte støttende intervensjonstilgang til brønnen. Som et resultat, er strengen utsatt for å bli skadet i tilfelle av store svingninger eller hiv i den flytende offshore-plattformen.
[0004] Dessverre kan skade på den rørformede landingsstrengen mens brønnen strømmer resultere i et ukontrollert utslipp av hydrokarboner fra brønnen. Det vil si, et brudd i den rørformede landingsstrengen som trekker fra brønnen vil sannsynligvis resultere i at produksjon fra brønnen lekker inn i det omliggende stigerøret. Det som gjør det enda verre, er at stigerøret strekker seg hele veien opp til plattformen som indikert ovenfor. Således kan ukontrollert hydrokarbonproduksjon sannsynligvis nå plattformen. I tillegg til skadet utstyr og rengjøringskostnader, kan dette bruddet ha katastrofale konsekvenser når det gjelder operatørsikkerhet.
[0005] For å unngå slike katastrofale konsekvenser, blir det ofte foretatt tiltak for å hjelpe til å minimere mengden av hiv eller bevegelsesrelatert trykk som arbeidsstrengen blir utsatt for. Strengen kan f.eks. bli ledet fra golvet på plattformen med et AHD (Active Heave Draw)-system. Et slikt system kan drive gjennom et riggbasert oppheng av utstyr som er konfigurert til å modulere elevasjon i samsvar med potensielt skiftende elevasjon av den flytende plattformen. Således, ettersom plattformen hever seg eller faller, kan systemet arbeide med ekstra kabling og hydraulikk for å opprettholde et stødig nivå for arbeidsstrengen.
[0006] Uheldigvis er AHD-systemer av den typen det henvises til her, avhengig av aktiv manøvrering av utstyrskomponenter for å minimere virkningene av hiv på arbeidsstrengen, f.eks. en tilstrekkelig kraftkilde, motor og elektronikk drevet på en koordinert måte i sanntid for å kompensere for den mulige skiftende elevasjon av plattformen. Følgelig, for at systemet skal forbli effektivt, må hver av disse komponentene også forbli kontinuerlig funksjonelle. Uttrykt på en annen måte, selv så mye som en midlertidig frysning av programvaren eller elektronikken som leder systemet, kan føre til at hele systemet låser seg. Når dette skjer, går kompensasjon for potensielle hiv av plattformen i forhold til arbeidsstrengen tapt, og derved kan strengen bli utsatt for potensielt overtrekk og brudd som bemerket ovenfor.
[0007] Problemene med potensielt brudd på arbeidsstrengen blir ofte forverret der hvor den flytende plattformen er i relativt grunne omgivelser. For eksempel, der hvor vanndybden er under ca. 1000 fot (304,8 meter), kan en enkel fot med hiv resultere i skade eller brudd av strengen, hvis kompensasjon ikke er tilgjengelig. Til sammenligning, kan den samme mengde hiv resultere i minimal skade der strengen blir gitt strekken som er iboende i å kjøre flere tusen fot før man når utstyret på havbunnen. Til slutt betyr dette at i grunnere vann kan operatører måtte ta vare på et brudd i tilfelle av tapt aktiv kompensasjon, og har mindre tid til å hanskes med en slik mulighet. Det vil si, i grunnere vann kan ukontrollerte hydrokarboner nå plattformen i løpet av noen få sekunder.
SAMMENDRAG
[0008] I henhold til oppfinnelsen er det tilveiebrakt en passiv utjevnende skjøtmontasje som angitt i krav 1 og en metode for responsivt å regulere ekspansiv bevegelse av et arbeidsstrengrør som angitt i krav 6. Ytterligere fordelaktige trekk ved den foreliggende oppfinnelse vil fremkomme av de tilhørende uselvstendige kravene. En rørskjøtmontasje blir offentliggjort til bruk til offshore-omgivelser. Montasjen inkluderer et øvre rør som er koplet til en plattform på feltet. Et nedre rør er koplet til en brønn på havbunnen. Videre, er et utjevningskammer definert av rørene på et koplingssted hvor rørene blir koplet sammen. Således, kan kammeret bli innstilt til å minimere enhver trykkdifferensial i forhold til en produksjonskanal plassert ved siden av som kjører gjennom montasjen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0009] Fig. 1 er en forstørret visning av en utforming av en rørskjøtmontasje utstyrt med passivt strekkutjevningsmontasje.
[0010] Fig. 2 er en oversikt over en offshore oljefeltomgivelse som bruker montasjen i fig. 1.
[0011] Fig. 3 er en annen forstørret visning av montasjen i fig. 1 med tilstøtende slakket forsyningskabel inne i et stigerør i fig. 2.
[0012] Fig. 4A er en forstørret visning av en alternativ utforming av montasjen utstyrt med en gassfjær før strekkutjevning.
[0013] Fig. 4B er en forstørret visning av utforming i fig. 4A med gassfjær avbildet i løpet av strekkutjevning.
[0014] Fig. 5 er en forstørret visning av en annen alternativ utforming av montasjen i fig.
1 som bruker en kompresjonsledning som løper fra gassfjæren.
[0015] Fig. 6 er et strømningsskjema som sammenfatter en utforming som bruker en rørskjøtmontasje utstyrt med passiv strekkutjevningskapasitet.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0016] Utforminger blir beskrevet med henvisning til visse offshore-operasjoner. En halvt nedsenkbar plattform blir vist i detaljer flytende på en havoverflate og over en brønn på en havbunn. Derfor er et stigerør, en landingsstreng og annet utstyr plassert på havbunnen mellom plattformen og utstyret utsatt for hiv og andre virkninger av vann som beveger seg. Alternative typer offshore-operasjoner, spesielt de som bruker et flytende fartøy, kan imidlertid dra fordel av utforminger av en passiv utjevningsskjøtmontasje som beskrevet i detaljer her. Montasjen inkluderer spesielt et utjevningskammer som ikke bare tillater ekspansjon av landingsstrengen etter behov, men også gjør det på en måte som tar i betraktning oppbygging av trykk inne i produksjonskanalen til selve landingsstrengen. Således kan for tidlig ekspansjon unngås, og derved forbedre stabilitet og levetid for strengen og annet tilstøtende driftsutstyr.
[0017] Nå med henvisning til fig.1, vises en forstørret visning av en utforming av en rørskjøtmontasje 100. Montasjen 100 er utstyrt med passiv strekkutjevningskapasitet som beskrevet i detaljer nedenfor. Dette betyr at separate deler 125, 150 av et rør 180 kan, til en viss grad, styrbart skilles fra hverandre uten å brekke eller skille røret 180. Se f.eks. fig. 4A og 4B med begynnende separasjon (S). Dette kan skje i respons til hiv-type krefter som ofte forekommer i offshore-omgivelser slik som der hvor et flytende fartøy 200 hever seg eller beveger seg frem og tilbake på en havoverflate 205 med vedkommende rør 180 fortøyet nedenfor (se fig. 2).
[0018] Tilbake til utformingen i fig.1, skjøten 100 er avbildet som et forstørret område av røret 180. En slik økt profil er imidlertid ikke nødvendig. Det er viktigere at strekkutjevningskapasiteten blir gjort tilgjengelig gjennom et utjevningskammer 110. Dette kammeret 110 blir spesielt definert av koplingen av de separate deler 125, 150 av røret 180. Med ytterligere henvisning til fig. 2, kan de separate delene 125, 150 bli henvist til som første og andre eller øvre 125 og nedre 150 rør som er del av en større total streng 180. Uansett sitter utjevningskammeret 110 på denne skjøten 100 for å tjene som en motvekt til et gitt trykk inne i kanalen 185 som løper gjennom rørstrengen 180. Brønntrykket i kanalen 185 kan f.eks. være flere tusen PSI. Teoretisk sett kan derfor, der hvor det er en skjøt for å tillate separasjon av rør 125, 150, et slikt trykk begynne å tvinge frem separasjonen for tidlig, og på en måte som ikke har noe å gjøre med hiv eller endringer i elevasjon for offshore-plattformen 200. Som hentydet til ovenfor og videre beskrevet i detaljer nedenfor, kan imidlertid kammeret 110 bli konfigurert på en slik måte at det i en viss grad oppveier slike trykk.
[0019] Utjevningskammer et 110 til skjøten 100 kan være forladet eller ladbart til et kammertrykk som blir bestemt eller valgt med hensyn til mulig brønntrykk inne i kanalen 185. Så f.eks. der hvor trykk i kanalen er beregnet til eller sporbart fastsatt å være på ca.10000 PSI (689,5 bar), kan på liknende måte en væske slik som vann inne i kammeret 110 bli trykksatt til ca.
10 000 PSI (689,5 bar). Derved, mens 10000 PSI (689,5 bar) med trykk inne i kanalen 185 kan ha en tendens til å tvinge rør 125, 150 fra hverandre, vil den samme trykkmengden tjene som en motvekt og holde rørene 125, 150 sammen. Som sådan, er enhver fraskilling av rørene 125, 150 sannsynligvis resultatet av krefter utenfor høyt trykk inne i kanalen 185.
[0020] På et visst tidspunkt, kan selvfølgelig disse andre utvendige krefter slik som hiv og endring i elevasjon av offshore-plattformen 200 i fig.2 tvinge rørene 125, 150 fra hverandre. Det vil si, hvis man ser bort fra muligheten for for tidlig separasjon, er skjøten 100 beregnet til i en viss grad å separere når den blir utsatt for visse utvendige krefter. Men separasjonen er kontrollert slik at brudd på strengen 180 kan unngås. Således kan integriteten til kanal 185 bli bevart for å hindre produksjonsvæsker fra å nå overflaten på en farlig og ukontrollert måte.
[0021] Med ytterligere henvisning til fig.2 og som indikert ovenfor, kan utvendige krefter begynne å skape et trekk oppover eller strekk på det øvre røret 125 i forhold til det nedre røret 150. Hvis man ser bort fra trykkvirkninger av rørene 125, 150, kan disse utvendige kreftene alene resultere i bevegelse oppover av det øvre røret 125 og et økende trykk inne i kammeret 110. Som vist i fig.1, blir en port 140 mellom kammeret 110 og kanalen 185 okkludert av en sprengplate 145. Således, der hvor differensialen mellom kammeret 110 og kanalen 185 forblir under et forhåndsbestemt nivå, f.eks. over 1000 PSI (68,9 bar), vil rørene 125, 150 ikke skilles fra hverandre. Det vil si, det minimale trekk vil bli motvirket av en minimal økning i trykk inne i kammeret 110 som kan hjelpe til å holde rørene 125, 150 sammen. Uttrykt på en annen måte, for tidlig separasjon blir forhindret inntil det er oppnådd differensialaktivering. Derved kan unødvendig slitasje på røret 125, 150, en forsyningskabel 240 ved siden av og annet utstyr også unngås.
[0022] Når de utvendige krefter når et nivå som gir grunn til bekymring, f.eks. bibringer en differensial over ca.1000 PSI (68,9 bar) i forhold til kammeret 110, vil imidlertid platen 145 briste. Sprengklassifiseringen for plate 145 er spesielt innstilt til et strekknivå som er under det som kan skape bekymring over den strukturelle integritet av strengen 180. Igjen kan trykkaktiverte kammerbarrierer bortsett fra sprengplater 145 brukes, slik som strekkelementer innstilt med lignende klassifiseringer. Uansett, er bevegelsesfrihet mellom rørene 125, 150 i respons til utvendige krefter nå tillatt. Faktisk kan et stabilt, tetningsledet, fritt bevegelig grensesnitt mellom rørene 125, 150 nå bli tillatt (se O-ringer 160). Således tjener skjøten 100 til å holde sannsynligheten for brist eller brudd av strengen 180 til et minimum. Det vil si, skjøten 100 er skreddersydd for både å unngå for tidlig slitasjeindusert separasjon i begynnelsen, mens den også tjener som hjelpefunksjonen for å unngå potensielt katastrofal svikt av strengen 180.
[0023] Fortsetter nå med spesiell henvisning til fig.2, en oversikt over en offshore oljefeltomgivelse blir avbildet som bruker skjøtmontasjen 100 i fig.1 som detaljert ovenfor i dette dokumentet. Faktisk blir en halvt nedsenkbar plattform 200 vist plassert over en brønn 280 som strekker seg over en formasjon 290 på en havbunn 295. En rekke forskjellig utstyr 225 kan få plass på rigg-golvet 201 av den halvt nedsenkbare 200, inkludert en rigg 230 og en styringsenhet 235 for å lede en rekke applikasjoner. I utformingen som vises blir f.eks. en landingsstreng 180 kjørt fra rigg-golvet 201 og gjennom et stigerør 250 ned til utstyr på havbunnen 295, slik som et undervanns testtre inne i utblåsningssikringen (BOP) 270 og brønnhode 275. Således kan operasjonene i brønn 280 finne sted som ledet fra styringsenheten 235 via strengen 180.
[0024] Som avbildet i fig.2, gir stigerøret 250 en kanal som landingsstrengen 180 og en forsyningskabel 240 kan bli kjørt gjennom. Forsyningskabelen 240 kan f.eks. inkludere kabling for strøm og/eller telemetrisk støtte til strengen 180 og andre steder. I motsetning til strengen 180, er imidlertid stigerøret 250 bare en strukturell kanal og gir ikke noe kontrollert opptak av væsker. Derfor blir alle farlige produksjonsvæsker fra brønnen 280 ledet gjennom strengen 180.
[0025] Videre blir skjøtmontasjen 100 beskrevet i detalj ovenfor i dette dokumentet skaffet for å unngå den potensielt katastrofale omstendigheten med en brutt streng 180 som kunne resultere i en ukontrollert strøm av hydrokarboner til rigg-golvet 201 via stigerøret 250. Det vil si, der hvor den halvt nedsenkbare [plattformen] går opp og ned eller heves på havoverflaten 205, vil strekken eller trekket på strengen 180 sannsynligvis ikke gjøre noe mer enn å aktivere skjøten 100. Således kan en ekspansiv separasjon bli tillatt som resulterer i en lett forlengelse av strengen 180 i motsetning til et farlig brudd på denne.
[0026] Nå med henvisning til fig.3, blir den potensielle forlengelsen av strengen 180 inne i stigerøret 250 undersøkt nærmere. Spesielt blir strengen 180 og skjøtmontasjen 100 avbildet med hensyn til en slakket forsyningskabel 300 ved siden av som også er plassert inne i et stigerør 250. I offshore-operasjoner kan forsyningskabelen 300 tjene til å skaffe en rekke forskjellige telemetrisk, kraft og eller elektrisk kabling, slanger eller annen ledningsstruktur som en enkel konglomeratform i motsetning til å kjøre en rekke separate ledninger strødd rundt i ringrommet 350.
[0027] Videre kan i utformingen i fig. 3 forsyningskabelen 300 bli slakket som indikert. Det vil si, istedenfor å bli bragt til en stram tilstand langs strengen 180, mellom plattformen 201 og havbunnen 295, kan en grad av slakk bli gitt. I utformingen som blir vist er faktisk slakk helt tydelig over skjøtmontasjen 100 til strengen 180. På denne måten, ettersom forholdene dikterer at det oppstår en separasjon (S) mellom rørene 125, 150 i forhold til deres utvendige grensesnitt 375, kan forsyningskabelen 300 ha tilstrekkelig spillerom til å unngå strekkskade.
[0028] Som beskrevet i detaljer ovenfor i dette dokumentet, arbeider skjøtmontasjen 100 for å unngå potensiell katastrofal svikt av strengen 180. Avbildningen i fig.3 avslører også imidlertid fordelen av å unngå for tidlig og unødvendig slitasjeindusert separasjon. Utformingen i fig.3 inkluderer f.eks. en forsyningskabel 300 som blir slakket på en måte for å hjelpe med å unngå strekkrelatert skade skulle det oppstå en separasjon (S) av skjøtmontasjen 100.
Forsyningskabelen (300) er imidlertid inneklemt inne i et ringrom 350 mellom en kraftig streng 180 og stigerør 250. Således, ved å unngå enhver unødvendig for tidlig separasjon (S) i det hele tatt, hjelper det også å unngå friksjonsslitasje og andre belastninger som kan bli plassert på forsyningskabelen 300, uansett potensiell slakk som er involvert.
[0029] Nå med henvisning til fig.4A og 4B, blir forstørrede visninger av en alternativ utforming av en skjøtmontasje 400 avbildet. Mer spesielt, i disse utformingene, er skjøtmontasjen 400 utstyrt med en gassfjær 405. Ettersom skjøtmontasjen 400 begynner å slå ned, vil således graden av separasjon (S) fortsette å bli dynamisk regulert.
[0030] Skjøtmontasjen avbildet i fig. 4A blir spesielt vist før slag av skjøtmontasjen 400 eller separasjonen (S) av nevnte rør 425, 450. Faktisk blir en reversibel låsemekanisme 401 vist som blokkerer det nedre røret 450 i forhold til det øvre 425. Så f.eks. i løpet av maskinvareinstallasjonen og før noen produksjonsvæsker i kanalen 185, kan rørene 425, 450 bli tett festet i forhold til hverandre. Således kan utiltenkt eller for tidlig separasjon (S) bli unngått under transporten og installeringen av slikt massivt, tungt utstyr mellom riggen 200 og havbunnen 295 (se fig. 2). Som vist i fig. 4B, og videre omtalt nedenfor, kan imidlertid låsemekanismen 401 bli låst opp og skjøtmontasjen 400 bli klargjort til bruk. Dette kan igjen involvere tetningsledet bevegelse via O-ringer 460. I tillegg kan en dreiemomentoverførende kopling 406 bli skaffet med matchende klør og fordypninger sammen med en rekke andre paringsfunksjoner.
[0031] Fortsatt med henvisning til fig.4A, inkluderer skjøtmontasjen 400 et utjevningskammer 410 med en port 440 som tillater væskekommunikasjon fra kanalen 185 til strengen 180. I denne utformingen blir faktisk ingen midlertidige barrierer presentert i forhold til porten 440. Således er trykket inne i kammeret 410 stort sett tilsvarende til trykket til kanalen 185 fra starten. Som et resultat, er utjevning stort sett øyeblikkelig. Derfor oppstår det ingen merkbar tendens til trykk i kanalen 185 for å begynne å tvinge rørene 425, 450 fra hverandre. Dette betyr imidlertid også at differensialteknikken med å isolere kammeret 110 for å skaffe en midlertidig barriere for separasjon (S), f.eks., ved ubetydelige stigninger i offshore-plattformen 200 også mangler (se fig.1 og 2).
[0032] Med videre henvisning til fig.2, for å unngå for tidlig separasjon (S) i utformingen i fig. 4A, blir det skaffet en gassfjær 405 som hentydet til ovenfor. Således kan det i eksemplet ovenfor med hensyn til ubetydelig elevasjon av plattformen 200 på havoverflaten 205, skaffes en barriere for automatisk og uregulert separering (S). Igjen, i motsetning til sprengplaten 145 i fig.1, er styringen kontinuerlig i motsetning til binær, ”på”- eller ”av”-type regulering. Det vil si, gassfjæren 405 opererer uavhengig av utjevningskammeret 410.
[0033] Istedenfor å adressere utjevning som omtalt i detaljer ovenfor, inkluderer gassfjæren 405 et isolert kammer 415 dedikert til passiv og dynamisk regulering av tilkoplingen til rørene 425, 450 som definerer det. For eksempel, ettersom strekk-krefter blir bibrakt på skjøtmontasjen 100, handler det oppadgående rør 425 for å minske størrelsen til det isolerte kammer 415. Således økes væsketrykket i kammeret 415, f.eks. som avbildet i fig.4B. Væsken inne i kammeret 415 kan være en komprimerbar gass slik som nitrogen som kan være eller ikke være forladet. Følgelig, ettersom trykket øker, handler den i respons til separasjonen (S) og oppmuntrer grensesnitt 375 til å minske. Slik, mer ubetydelig, er det mindre sannsynlig at for tidlige krefter på strengen 180 skal resultere i noen betydelig separasjon (S). På liknende måte, desto større grad av separasjon (S), desto større trykk i det isolerte kammeret 415. Således, for å oppnå større separasjoner (S), blir mer betydelige hiv og hevinger presentert. Faktisk korrelerer dette godt med typen krefter som gir større bekymringer når det gjelder potensiell katastrofal svikt av strengen 180.
[0034] Fortsatt med spesiell henvisning til fig.4B blir skjøtmontasjen 400 avbildet med låsemekanismen 401 åpnet. I én utforming er mekanismen 401 en hydraulisk aktivert sperre som er effektiv til å sikre over ca. 1 million pund. En skjærebolt, sprengplate eller andre egnede anordninger kan imidlertid brukes. Uansett avslører fig.4B en omstendighet hvor stort sett nok utvendige krefter er blitt presentert til å resultere i slagekspansjon av strengen 180 til tross for kompensasjon gitt gjennom utjevningskammeret 410. Trykk i kammeret 415 av gassfjæren 405 blir drevet opp, og fremdeles vedvarer en synbar separasjon (S).
[0035] Fortsatt med referanse til fig.4B, blir det skaffet en stopp 420 for å sikre at slag i forhold til rørene 425, 450 opphører på et visst punkt. I én utforming kan den ekspansive funksjonen til skjøtmontasjen 400 eventuelt vike til side for andre komponenter av strengen 180 slik som en skilleskjøt og kanallukking. Det vil si, på ett punkt vil kreftene være så store at de utløser tiltenkte og kontrollerte brudd av strengen 180 sammen med nødventillukking av kanal 185. Langs disse ledningene blir trykk inne i det isolerte kammeret 415 overvåket på kontinuerlig basis via konvensjonelle teknikker. Således er strekkavlesninger på skjøtmontasjen 400 tilgjengelig på en sanntidsbasis. Som sådan, kan en operatør på fartøyet 200 til en viss grad bli gitt forhåndsvarsel om kommende strukturelle problemer i strengen 180.
[0036] Nå med henvisning til fig.5, i tillegg til henvisning til fig.2, blir en annen alternativ utforming av skjøtmontasjen 400 avbildet. I denne utformingen kan en dreneringsledning 500 løpe fra det isolerte kammeret 115 til annet utstyr på havbunnen 295 (se fig. 2). Så f.eks. i én utforming, er kammeret 115 utstyrt med en trykkmåler og avlastningsmekanisme slik som en avlastingsventil. På denne måten, etter at trykket i kammeret 115 når over et forhåndsbestemt nivå, kan et signal bli sendt gjennom ledningen for å aktivere annet utstyr. Faktisk kan en kutterventil til å avlukke all produksjonsvæske inn i kanalen 185 bli utløst på denne måten som antydet ovenfor. Derfor, ettersom potensiell svikt av skjøtmontasjen 400 og/eller strengen 180 blir oppdaget, kan en katastrofal hendelse som resulterer i at produksjonsvæske flommer opp i stigerøret 250, fremdeles bli unngått.
[0037] Fortsatt med henvisning til fig.5, kan dreneringsledningen 500 også bli brukt til å lade en akkumulator for senere strømsetting av aktiveringer slik som den nevnte lukkingen av en kutterventil. Det vil si, drenering av trykksatt gass fra kammeret 115 kan være fordelaktig selv hvor utløsning av en aktivator eller annen funksjonalitet ikke øyeblikkelig er en fordel. Som et alternativ, kan drenering på denne måten brukes i sanntid, selv om mindre sterke aktiveringer kan utløse en kutterventil. Utsluppet gass fra ledningen 500 kan f.eks. brukes på en strømsettende måte som en fritt bevegelig eller pumpende kraft for annet tilstøtende utstyr.
[0038] Nå med henvisning til fig.6, avbildes et strømningsskjema med sammendrag av en utforming som bruker en rørskjøtmontasje utstyrt med passiv strekk-kapasitet. Det vil si, skjøten blir skaffet som en del av en installert arbeidsstreng på et offshore-brønnsted som indikert på 610. På grunn av den massive vekten til utstyret, inkludert strengen, kan en låseeller festemekanisme bli låst opp på 625 som bemerket, etter at sikker transport og installering er fullført. Således kan skjøtmontasjen bli brukt til å tillate utvidelse eller separasjon av rørsegmenter av strengen som indikert på 640. Kanskje mer bemerkelsesverdig, kan imidlertid et utjevningskammer samtidig bli brukt til å minimere enhver trykkdifferensial som kommer fra den primære kanalen til denne arbeidsstrengen (se 655). Således kan skjøtmontasjen forbli effektiv og unngå enhver unødvendig for tidlig separasjon ikke relatert til hiv av sjøvann og/eller heving av offshore-plattformen. I én utforming kan dette bli hjulpet med en midlertidig barriere til kammeret, selv om mer dynamiske regulering kan skaffes som bemerket nedenfor.
[0039] Fortsatt med henvisning til fig.6, kan ytterligere dynamisk regulering som hentydet til ovenfor, bli skaffet via en fjær i skjøtmontasjen som indikert på 670. Dette kan faktisk være en gassfjær som lett kan brukes til ytterligere funksjonalitet slik som å utløse eller strømsette andre brønnaktiveringer bortsett fra skjøtmontasjeseparasjon (se 685).

Claims (10)

Patentkrav
1. En passiv utjevnende skjøtmontasje for utplassering i offshore-omgivelser, montasjen er omfattende:
en første rørdel (125) for tilkopling til en offshore-plattform (200) på en havoverflate;
en andre rørdel (150) for tilkopling til en brønn på havbunnen;
et utjevningskammer (110, 410) definert av vedkommende rør på et ekspansivt tilkoplingsgrensesnitt der imellom, vedkommende kammer for minimering av en trykkdifferensial relativ til en produksjonskanal plassert ved siden av, gjennom montasjen og i kommunikasjon med brønnen, hvor utjevningskammeret (110, 410) videre er koblet til produksjonskanalen via en port; og
en sprengplate plassert ved porten.
2. Montasjen i krav 1, videre omfattende en trykkaktivert kammerbarriere for å isolere vedkommende utjevningskammer (110, 410) før minimeringen.
3. Montasjen i krav 2, hvori vedkommende produksjonskanal er av et gitt trykk og vedkommende isolerte utjevningskammer (110, 410) er forladet til et kammertrykk basert på det gitte trykket.
4. Montasjen i krav 1, videre omfattende en fjær på tilkoplingsgrensesnittet mellom vedkommende deler for regulering av ekspansiv bevegelse der imellom.
5. Montasjen i krav 1, videre omfattende en reversibel låsemekanisme på tilkoplingsgrensesnittet mellom vedkommende deler for å forhindre for tidlig ekspansiv bevegelse der imellom.
6. En metode for responsivt å regulere ekspansiv bevegelse av et arbeidsstrengrør med en passiv strekkutjevningsskjøt omfattende en sprengplate, metoden omfattende:
kopling av første og andre deler av arbeidsstrengrøret ved skjøten ved
bruk av et utjevningskammer (110, 410) på skjøten for å minimere en trykkdifferensial i forhold til en produksjonskanal ved siden av dette, produksjonskanalen i kommunikasjon med en offshore-brønn på en havbunn; og
tillater ekspansiv separasjon i forhold til hverandre i løpet av minimering.
7. Metoden i krav 6, videre omfattende å låse opp en sikringsmekanisme på skjøten mellom delene før vedkommende tillatelse.
8. Metoden i krav 6 videre omfattende å eksponere utjevningskammeret (110, 410) til produksjonskanalen før vedkommende tillatelse.
9. Metoden i krav 6, videre omfattende å komprimere en dynamisk fjær i skjøten før vedkommende tillatelse.
10. Metoden i krav 9, videre omfattende å bruke vedkommende komprimering av vedkommende dynamiske fjær for å regulere ekspansiv bevegelse mellom en første rørdel (125) og en andre rørdel (150).
NO20140770A 2012-01-31 2013-01-25 Passiv offshore strekkutjevningsmontasje. NO347363B1 (no)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261593158P 2012-01-31 2012-01-31
US13/672,347 US9528328B2 (en) 2012-01-31 2012-11-08 Passive offshore tension compensator assembly
PCT/US2013/023064 WO2013116090A1 (en) 2012-01-31 2013-01-25 Passive offshore tension compensator assembly

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20140770A1 NO20140770A1 (no) 2014-07-01
NO347363B1 true NO347363B1 (no) 2023-10-02

Family

ID=48869274

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20140770A NO347363B1 (no) 2012-01-31 2013-01-25 Passiv offshore strekkutjevningsmontasje.

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9528328B2 (no)
AU (1) AU2013215483B2 (no)
CA (1) CA2863636A1 (no)
GB (1) GB2518033B (no)
NO (1) NO347363B1 (no)
WO (1) WO2013116090A1 (no)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111101931B (zh) * 2019-12-17 2023-04-25 中国石油天然气集团有限公司 一种筒状井眼轨迹模型的分簇射孔管串通过能力计算方法
CN112649143B (zh) * 2020-12-10 2022-07-26 中铁七局集团电务工程有限公司 用于气动式张力补偿器的气体压强测试系统

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4911242A (en) * 1988-04-06 1990-03-27 Schlumberger Technology Corporation Pressure-controlled well tester operated by one or more selected actuating pressures
US20080271896A1 (en) * 2004-05-21 2008-11-06 Fmc Kongsberg Subsea As Device in Connection with Heave Compensation

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3211224A (en) * 1963-10-09 1965-10-12 Shell Oil Co Underwater well drilling apparatus
US3643751A (en) * 1969-12-15 1972-02-22 Charles D Crickmer Hydrostatic riser pipe tensioner
US6216789B1 (en) 1999-07-19 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation Heave compensated wireline logging winch system and method of use
AU2000233365A1 (en) 2000-03-20 2001-10-23 National Oilwell Norway As Tensioning and heave compensating arrangement at a riser
ATE321934T1 (de) 2000-06-15 2006-04-15 Control Flow Inc Teleskopische spannvorrichtung für eine steigrohrverbindung
US7513308B2 (en) * 2004-09-02 2009-04-07 Vetco Gray Inc. Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer
US7624792B2 (en) * 2005-10-19 2009-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Shear activated safety valve system
NO329440B1 (no) 2007-11-09 2010-10-18 Fmc Kongsberg Subsea As Stigerorssystem og fremgangsmate for innforing av et verktoy i en bronn
US8746351B2 (en) * 2011-06-23 2014-06-10 Wright's Well Control Services, Llc Method for stabilizing oilfield equipment

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4911242A (en) * 1988-04-06 1990-03-27 Schlumberger Technology Corporation Pressure-controlled well tester operated by one or more selected actuating pressures
US20080271896A1 (en) * 2004-05-21 2008-11-06 Fmc Kongsberg Subsea As Device in Connection with Heave Compensation

Also Published As

Publication number Publication date
GB201410915D0 (en) 2014-08-06
NO20140770A1 (no) 2014-07-01
US20130192844A1 (en) 2013-08-01
US9528328B2 (en) 2016-12-27
AU2013215483B2 (en) 2017-01-05
WO2013116090A1 (en) 2013-08-08
GB2518033B (en) 2016-09-07
CA2863636A1 (en) 2013-08-08
AU2013215483A1 (en) 2014-07-10
GB2518033A (en) 2015-03-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0709545B1 (en) Deep water slim hole drilling system
EP2220335B1 (en) Riser system comprising pressure control means
CA2824883C (en) Method for capping a well in the event of subsea blowout preventer failure
US20120103629A1 (en) Shear boost triggering and bottle reducing system and method
NO318702B1 (no) Fremgangsmate for installering av en neddykkbar pumpesammenstilling i en bronn
NO20130305A1 (no) Stigerørsfritt, forurensningsfritt boresystem
NO339578B1 (no) Fremgangsmåte og system for å føre borevæske ved bruk av en konstruksjon som flyter i en overflate av et hav
NO20111225A1 (no) Framgangsmåte og anordning for trykkregulering av en brønn
US8684090B2 (en) Slip connection with adjustable pre-tensioning
NO20140738A1 (no) Svakt ledd i stigerør
NO20140770A1 (no) Passiv offshore strekkutjevningsmontasje.
NO329610B1 (no) Bronnhode med integrert sikkerhetsventil og framgangsmate ved framstilling samt anvendelse av samme
US9593540B2 (en) Safety system for deep water drilling units using a dual blow out preventer system
Huber et al. The ‘British Argyll’DSV Wirelining System
Rungrujirat Basic design of subsea BOP stack with RCD for riserless drilling
Myhre Riserless Drilling Systems
NO318357B1 (no) Anordning ved stigeror

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: ONESUBSEA IP UK LIMITED, GB