RU2257456C2 - Судно, предназначенное для проведения операций в подводной действующей скважине, и способ морского бурения при пониженном гидростатическом давлении - Google Patents
Судно, предназначенное для проведения операций в подводной действующей скважине, и способ морского бурения при пониженном гидростатическом давлении Download PDFInfo
- Publication number
- RU2257456C2 RU2257456C2 RU2002113372/03A RU2002113372A RU2257456C2 RU 2257456 C2 RU2257456 C2 RU 2257456C2 RU 2002113372/03 A RU2002113372/03 A RU 2002113372/03A RU 2002113372 A RU2002113372 A RU 2002113372A RU 2257456 C2 RU2257456 C2 RU 2257456C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- equipment
- drilling
- tanker
- operations
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 27
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000002910 solid waste Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B15/00—Supports for the drilling machine, e.g. derricks or masts
- E21B15/02—Supports for the drilling machine, e.g. derricks or masts specially adapted for underwater drilling
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
- B63B35/4413—Floating drilling platforms, e.g. carrying water-oil separating devices
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Architecture (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Изобретения относятся к оборудованию для бурения скважин и добычи углеводородов и могут быть использованы при операциях с подводными действующими скважинами. Танкер, имеющий установленное на его палубе оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в подводной скважине, динамически позиционируют над водоотделяющей колонной, проходящей от подводной скважины. Указанное оборудование соединяют с водоотделяющей колонной и выполняют невращательное бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Образующуюся в результате многофазную смесь разделяют на танкере и отделенные жидкие углеводороды хранят в резервуарах-хранилищах танкера. Оборудование для непосредственного проведения операций в подводной скважине может быть смонтировано на надстройке над главной палубой танкера снабжения. Оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины может быть выполнено с применением намотанных труб и может быть установлено рядом с буровой шахтой, расположенной над водоотделяющей колонной скважины, к которой должно быть присоединено указанное оборудование или рядом с передвижной платформой, приспособленной смещаться в забортное положение над водоотделяющей колонной скважины. Изобретения позволяют проводить буровые операции и операции по обслуживанию скважины, не выводя ее из эксплуатационного состояния. 2 н. и 3 з.п.ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к судну, предназначенному для проведения операций в подводной действующей скважине.
Скважины для добычи углеводородов создают путем использования бурового снаряда вращательного бурения. Буровой снаряд вращательного бурения приводится в действие с поверхности, при этом в случае морской (подводной) скважины, как правило, с буровой установки, смонтированной на платформе, расположенной над скважиной. Платформа может быть установлена на морском дне или может представлять собой полупогружной агрегат, местоположение которого может поддерживаться почти во всех наиболее экстремальных условиях. После завершения бурения скважину закрепляют трубами для обеспечения возможности прохода жидких углеводородов через насосно-компрессорные трубы из любого местонахождения углеводородов, в которое проходят трубы. В некоторых пластах углеводородные текучие среды и вода занимают один и тот же коллектор, при этом углеводородные текучие среды образуют слой на поверхности воды. Если насосно-компрессорная колонна скважины проникает в пласт, исходно занятый углеводородными текучими средами, то по мере прохода текучей среды в насосно-компрессорную колонну скважины может иметь место явление, известное как “образование водяного конуса”, то есть поверхность раздела между жидкими углеводородами и водой наклоняется вверх в сторону скважины. Это происходит в результате градиентов давления, создаваемых внутри продуктивного пласта, вследствие наличия потока текучих сред через пласт в насосно-компрессорную колонну скважины. Если вершина конусообразной поверхности раздела достигнет насосно-компрессорной колонны скважины, большие объемы воды будут поступать в насосно-компрессорную колонну скважины, вызывая снижение производительности добычи жидких углеводородов [дебита скважины] и увеличение затрат на отделение добываемых углеводородных текучих сред от воды.
Известно, что в скважинах, в которых образование водяного конуса является проблемой, осуществляют дополнительные операции бурения для предотвращения или сведения к минимуму образования водяного конуса. Например, буровой снаряд для забоя ствола скважины может быть использован для бурения поперечных каналов, проходящих в пласт, несущий жидкие углеводороды. Это может быть достигнуто путем использования обычных способов бурения, но такие способы требуют простоя скважины и часто требуют удаления колонны, закрепляющей скважину. Это связано с существенными затратами и риском. Кроме того, пласт, содержащий жидкие углеводороды, может быть поврежден буровыми растворами, требуемыми для дополнительных операций бурения.
Для предотвращения потерь или повреждений скважины, вызванных бурением, был разработан усовершенствованный способ бурения, обеспечивающий выполнение технически трудного бурения без существенного риска повреждения пласта. Этот способ называют бурением при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. При таком бурении скважина постоянно остается действующей (с положительным давлением на поверхности). Этого можно добиться путем использования легкого бурового раствора или на основе регулирования газлифта путем использования специально сконструированного и изготовленного противовыбросового превентора. Чистый буровой раствор закачивают вниз в скважину и смешивают с текучими средами пласта, при этом обеспечивается возможность потока этих сред, проходящего вверх в скважине и переносящего буровой шлам на поверхность. После этого пять фаз (газ, нефть, пластовую воду, буровой раствор и твердые частицы, образующиеся при бурении) разделяют. На суше этот процесс является простым, поскольку имеется достаточно места. Однако оборудование является крупногабаритным, и его считали неподходящим для морских операций.
Бурениe при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины может выполняться путем использования обычного вращательного бурения или бурения с применением намотанных труб. В секторе Северного моря, принадлежащем Великобритании, четыре скважины были пробурены с использованием вращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, но это было возможно только благодаря использованию сравнительно больших неподвижных (опирающихся на морское дно) платформ. На суше использовалось бурение с применением намотанных труб. В этих известных случаях применения длинную бесшовную трубу, которая хранится на барабане, вталкивают в скважину с помощью инжектора против направления действия давления в действующей скважине. Турбобур устанавливают на нижнем конце трубы, и гидравлическое давление подают к турбобуру по трубе. Это приводит в действие турбобур и обеспечивает возможность выполнения бурения. Малый диаметр трубы (как правило, от 1 до 2 7/8") позволяет пропускать трубу через существующие трубы, служащие для закрепления скважины (обычно это называется заканчиванием), так что отсутствует необходимость в значительных затратах и рисках, связанных с удалением таких труб, служащих для закрепления скважины.
Имеются легкие суда, предназначенные для проведения операций в скважине, которые обеспечивают возможность выполнения таких операций, как обслуживание скважин, например, выполнения геофизических исследований в скважинах (каротажа) и общего технического обслуживания и ремонтных работ. Однако такие суда нельзя рассматривать как подходящие платформы для проведения операций в скважинах, требующих бурения, поскольку они не являются достаточно устойчивыми для таких операций и, кроме того, не позволяют выполнять бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, так как они слишком малы для манипулирования и транспортировки тех объемов материала, которые имеют место при таком бурении. Кроме того, легкие суда, предназначенные для проведения операций в скважинах, требуют больших капитальных вложений по сравнению с их возможной отдачей, в частности потому, что они сильно уязвимы при плохих погодных условиях, так что затраты на проведение операций в скважинах являются относительно большими, а время использования сравнительно малым. Естественно, можно использовать полупогружные буровые платформы, предназначенные для проведения операций в скважинах, но полупогружные буровые платформы пока еще нельзя использовать для бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Даже такой подход потребовал бы наличия поддерживающих судов для приема добытых жидкостей и твердых веществ. Соответственно, не было предпринято никаких попыток использовать бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, осуществляемое с применением намотанных труб с плавучих средств.
Целью настоящего изобретения является разработка судна, предназначенного для проведения операций в подводной скважине, обеспечивающего повторный вход в существующие эксплутационные скважины так, чтобы обеспечить возможность проведения операций в скважине без вывода скважины из ее эксплутационного состояния и без загрязнения подводного оборудования для добычи потоками, возникающими при проведении операций в скважине, например, твердыми частицами, образующимися при бурении.
В соответствии с настоящим, изобретением разработано судно, предназначенное для проведения операций в подводной скважине, содержащее выполненный с возможностью динамического позиционирования танкер и оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в подводной скважине, установленное на палубе танкера и содержащее оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины и оборудование для отделения жидких углеводородов, соединенное с резервуарами-хранилищами танкера, так что отделенные жидкие углеводороды могут храниться на танкере.
В соответствии с изобретением также разработан способ морского бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, при котором танкер, имеющий оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в подводной скважине и установленное на его палубе, динамически позиционируют над водоотделяющей колонной, проходящей от подводной скважины, оборудование, предназначенное для проведения операций в скважине, соединяют с водоотделяющей колонной и выполняют невращательное бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, образующуюся в результате многофазную смесь разделяют на танкере, и отделенные жидкие углеводороды хранят в резервуарах-хранилищах танкера.
Термин “невращательное бурение” используется здесь для обозначения любого бурения, при котором отсутствует вращение бурильной колонны, включая бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, при котором используется вращающаяся бурильная головка, приводимая в действие с помощью невращающейся бурильной колонны, но невращательное бурение не ограничивается бурением только такого типа.
Оборудование, предназначенное для проведения операций в скважине, может быть смонтировано на надстройке над главной палубой обычного танкера снабжения. Оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины может быть выполнено с применением намотанных труб и может быть установлено рядом с передвижной платформой, приспособленной смещаться в забортное положение над водоотделяющей колонной скважины, к которой должно быть присоединено указанное оборудование. Таким образом, проведение операций в скважине может быть осуществлено посредством динамического позиционирования танкера снабжения рядом с водоотделяющей колонной скважины, перемещения передвижной платформы в забортное положение, присоединения оборудования для бурения с применением намотанных труб к водоотделяющей колонне и выполнения необходимого проведения операций в скважине, к которой присоединена водоотделяющая колонна, при этом текучие среды и твердые частицы, полученные в процессе бурения с применением намотанных труб, разделяются с помощью оборудования, установленного на надстройке, и осуществляется перемещение жидких углеводородов из оборудования для отделения в предназначенный для хранения трюм танкера снабжения.
В качестве альтернативы выполнению передвижной платформы, способной смещаться в заборное [навесное] положение, оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины может быть выполнено с применением намотанных труб и установлено рядом с буровой шахтой, расположенной над водоотделяющей колонной скважины, к которой должно быть присоединено указанное оборудование.
Далее с помощью примера будут описаны варианты осуществления настоящего изобретения со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:
Фиг.1 изображает схематичный вид, иллюстрирующий образование водяного конуса;
Фиг.2 - вид, показывающий результаты бурения с применением накатанных труб в конструкции, показанной на фиг.1 для увеличения интенсивности добычи жидких углеводородов;
Фиг.3 - вид сбоку известного танкера снабжения, который применяется в Северном море и на котором установлено оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в скважине, в соответствии с настоящим изобретением;
Фиг.4 - схему расположения оборудования, предназначенного для непосредственного проведения операций в скважине, показанного на виде сбоку на фиг.3;
Фиг.5 - схематичный вид танкера, в котором образованы буровые шахты, посредством которых может выполняться бурение с применением намотанных труб.
На фиг.1 показан ряд пластов, содержащих несущий углеводороды пласт 1, который расположен над водоносным пластом 2. Скважина 3 пробурена через пласты 1, 2. Давление в пласте, несущем жидкие углеводороды, и в водоносном пласте такое, что создается поток, проходящий в скважину 3. В результате этого потока вокруг скважины 3 образуется “водяной конус” 4, и в результате коническая поверхность 5 раздела создается между жидкими углеводородами и водой. Если скважина 3 закреплена стальными трубами до верхней части пласта 1 и водяной конус дойдет до зоны рядом с закрепленной частью скважины, будут получены большие объемы воды. Очевидно, что это очень невыгодно, и поэтому известно, что осуществляют проведение операций в скважине, в которой возникают проблемы из-за образования водяного конуса. На фиг.2 показаны результаты такого размещения.
На фиг.2 показано ответвление 6 скважины в процессе бурения его в пласте 1. Бурение такого ответвления 6 может обеспечить существенное улучшение соотношения добываемых жидкостей в пользу жидких углеводородов. Хорошо известно использование бурения с применением намотанных труб для создания ответвления, такого как ответвление 6 на фиг.2.
Однако при использовании подобного способа необходимо поддерживать условия пониженного гидростатического давления в стволе скважины (то есть поддерживать положительное давление в верхней части скважины 3) для предотвращения повреждения скважины твердыми частицами, образующимися при бурении. Такие способы никогда не использовались при морском бурении, поскольку с таким объемом образующегося материала могли справляться только большие установки.
На фиг.3 показан танкер снабжения, в котором реализовано настоящее изобретение. Фиг.3 базируется на чертеже, взятом из работы “First Olsen Tankers”, и показывает танкер снабжения такого типа, который широко используется в Северном море. Единственным изменением, выполненным по отношению к стандартному танкеру снабжения, является установка надстройки 7 над главной палубой танкера, например, на высоте приблизительно 3 м для освобождения [от препятствий] установленных палубных клюзов и вентиляционных каналов. На этой надстройке смонтировано все оборудование, необходимое для непосредственного проведения операций в скважине, включая кран 8. Подробная схема расположения оборудования, установленного на надстройке 7 по фиг.3, показана на фиг.4.
Как показано на фиг.4, передвижная платформа 9 установлена центрально на надстройке 7 рядом с портальным краном 10. Оборудование 11 для бурения с применением намотанных труб обычного вида установлено рядом с портальным краном 10. Блок 12 сепараторов и вспомогательное оборудование 13 для обеспечения бурения также установлено на надстройке 7. Все остальное оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в скважине, также установлено на надстройке 7. Блок 12 сепараторов соединен с расположенным соответствующим образом блоком факельных установок, например, на корме судна (не показано) и с резервуарами-хранилищами (накопительными танками) танкера для обеспечения возможности накопления и хранения добываемых углеводородных текучих сред для последующей транспортировки.
При использовании танкер динамически позиционируют рядом с водоотделяющей колонной подводной скважины. После этого передвижную платформу 9 перемещают в забортное положение (не показано) над водоотделяющей колонной для обеспечения возможности подсоединения оборудования 11 для бурения к водоотделяющей колонне. Затем соответствующие вмешательства могут быть осуществлены через водоотделяющую колонну, и, в частности, бурение с применением намотанных труб может быть выполнено так, что будет получена многофазная смесь, которую впоследствии разделяют на ее отдельные фазы в блоке 12 сепараторов.
Система, описанная со ссылкой на фиг.3 и 4, представляет собой большое достижение в морском бурении, испытании, удалении отходов и техническом обслуживании скважин. Грузовые трюмы танкеров могут быть использованы для накапливания добываемой нефти в процессе бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Система может обеспечить непосредственный доступ к испытаниям подводных скважин в течение продолжительных периодов времени. Система может быть использована для испытаний, связанных с продолжительным нагнетанием воды, и также обеспечивает возможность удаления отходов в подводную скважину. Существующие системы, напротив, не обеспечивают возможности выполнения бурения с применением намотанных труб и накапливания добываемой нефти и требуют использования отдельного танкера снабжения, если в процессе бурения добывается нефть.
Кроме того, сохраняются исходные элементы танкера снабжения, и поэтому судно может по-прежнему использоваться для чартерных перевозок, когда оно не применяется для осуществления непосредственного проведения операций в скважине. В результате в соответствии с изобретением предлагается решение проблемы обеспечения непосредственного проведения операций в скважине при осуществлении бурения с применением намотанных труб без существенных затрат, связанных со строительством и эксплуатацией специальных судов.
Типовой танкер снабжения, пригодный для работы в условиях Северного моря, с динамическим позиционированием может быть легко зафрахтован и оснащен новой палубой над установленными палубными клюзами и вентиляционными каналами. На этой палубе может быть установлено следующее соответствующее оборудование:
устройство для манипулирования подъемником мачтового крана, установленного на передвижной платформе, с подводной панелью управления;
тумбы для оборудования, предназначенного для проведения операций в подводной скважине;
стеллаж для труб;
барабаны для намотанных труб, управляющее устройство и источник питания;
устройство для цементирования и смеситель;
испытательное оборудование и контрольно-измерительная аппаратура, используемые при эксплуатации, включая штуцерный манифольд, подогреватель-эмульгатор, сепараторы, колонный компенсатор давления, предназначенный для дегазации, и свеча для сжигания газа;
резервуары для бурового раствора для глушения скважины;
замкнутая система циркуляции, предназначенная для транспортировки бурового раствора и образующихся при бурении твердых частиц во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины;
резервуары-хранилища для химикатов и твердых отходов;
крановое оборудование для подводного оборудования и вспомогательные материалы;
транспортные средства с дистанционным управлением для работы и наблюдения;
запасы воды для охлаждения и пожаротушения.
Возможно, существует порядка 2000 подводных оснащенных скважин, эксплуатируемых в настоящее время. При использовании настоящего изобретения может быть обеспечен доступ в такие оснащенные скважины за сумму порядка 100000 долларов США в день в отличие от назначаемых в настоящее время сумм порядка от 200000 до 300000 долларов США в день. Таким образом, изобретение позволяет существенным образом повлиять на технические возможности индустрии морского бурения с учетом финансовых ограничений, с которыми сталкивается данная индустрия.
Технические решения в области бурения с применением намотанных труб включают использование оправдывающего затраты оборудования низа бурильной колонны, применяемого для типовых систем промывки буровым раствором, и оборудования низа бурильной колонны на вспомогательном канате, которое в полной мере использует преимущества бурения через трубы, включая применение пеногенераторов и пневматических систем. Настоящее изобретение обеспечивает возможность использования способов наземного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины для морского бурения, и при этом не требуется длительная доработка оборудования. Данное изобретение также обеспечивает возможность добычи значительных объемов углеводородов без необходимости использования дополнительных судов для накопления и хранения углеводородов, в результате чего уменьшается потребность в денежных средствах, и при этом одновременно избегают повреждений скважины в результате выполнения операций бурения. Параметры движения относительно большого танкера снабжения больше подходят для выполняемых с особой точностью операций бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, чем существующие относительно меньшие и обладающие большей плавучестью альтернативные суда. Это позволяет продлить время, в течение которого погодные условия позволяют работать, и уменьшить усталостные нагрузки, действующие на намотанные трубы, когда их подают из танкера в водоотделяющую колонну подводной скважины. Изобретение также обеспечивает возможность надлежащей очистки скважин после проведения операций, в результате чего избегают загрязнения иногда чувствительной системы, используемой для добычи. Создается возможность справляться с отходами, возникающими при бурении, оптимальным образом, и это может быть осуществлено относительно безопасно при условии наличия большого палубного пространства. Все эти преимущества недостижимы, если использовать обычную полупогружную платформу, или обычное специально сконструированное и изготовленное судно, предназначенное для проведения операций в скважине.
В варианте осуществления изобретения, описанном со ссылкой на фиг.3, 4, элементы, необходимые для реализации изобретения, установлены на передвижной платформе, которая может быть смещена в забортное положение. В альтернативной конструкции, проиллюстрированной на фиг.5, такие элементы установлены рядом с буровыми шахтами, проходящими через конструкцию обычного в других отношениях танкера.
Как показано на фиг.5, две буровые шахты 13, 14 проходят вертикально через конструкцию модифицированного танкера снабжения. Три крана 15, 16, 17 могут проходить над буровыми шахтами и зонами, обозначающими клапанные коробки 18 грузовой системы танкера, модуль 19 мачтового крана и зону 20 монтажа. В зоне 21 размещены устройства для сжатия и обработки газа, в зоне 22 - грузовая стрела факельной установки, в зоне 23 - передвижная платформа для барабанного сепаратора [газоотделителя] факельной установки, и зона 24 представляет собой дополнительную зону монтажа, обслуживаемую краном 25.
Если использовать типовой двухкорпусной танкер снабжения, то модификации, необходимые для получения судна, схематично проиллюстрированного на фиг.5, которое может функционировать в соответствии с настоящим изобретением, будут включать в себя повышение способности к динамическому позиционированию, установку первой буровой шахты (8 м2) для выполнения операций в скважине, установку второй буровой шахты (4 м2), предназначенной для работы транспортных средств с дистанционным управлением, монтаж кранов, технологического оборудования и создание зон монтажа установленного на палубе оборудования и монтаж факельных установок и соответствующих средств обеспечения.
Claims (5)
1. Судно, предназначенное для проведения операций в подводной действующей скважине, содержащее выполненный с возможностью динамического позиционирования танкер и оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в подводной скважине, установленное на палубе танкера и содержащее оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины и оборудование для отделения жидких углеводородов, соединенное с резервуарами-хранилищами танкера так, что отделенные жидкие углеводороды могут храниться на танкере.
2. Судно по п.1, в котором оборудование, предназначенное для проведения операций в подводной скважине, смонтировано на надстройке над главной палубой танкера снабжения.
3. Судно по п.1 или 2, в котором оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины выполнено с применением намотанных труб и установлено рядом с передвижной платформой, приспособленной смещаться в забортное положение над водоотделяющей колонной скважины, к которой должно быть присоединено указанное оборудование.
4. Судно по п.1 или 2, в котором оборудование для невращательного бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины выполнено с применением намотанных труб и установлено рядом с буровой шахтой, расположенной над водоотделяющей колонной скважины, к которой должно быть присоединено указанное оборудование.
5. Способ морского бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, при котором танкер, имеющий оборудование, предназначенное для непосредственного проведения операций в подводной скважине и установленное на его палубе, динамически позиционируют над водоотделяющей колонной, проходящей от подводной скважины, оборудование для проведения операций в подводной скважине соединяют с водоотделяющей колонной и выполняют невращательное бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, причем образующуюся в результате многофазную смесь разделяют на танкере и отделенные жидкие углеводороды хранят в резервуарах-хранилищах танкера.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB9930450.3 | 1999-12-23 | ||
| GBGB9930450.3A GB9930450D0 (en) | 1999-12-23 | 1999-12-23 | Subsea well intervention vessel |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002113372A RU2002113372A (ru) | 2003-11-20 |
| RU2257456C2 true RU2257456C2 (ru) | 2005-07-27 |
Family
ID=10866905
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002113372/03A RU2257456C2 (ru) | 1999-12-23 | 2000-12-20 | Судно, предназначенное для проведения операций в подводной действующей скважине, и способ морского бурения при пониженном гидростатическом давлении |
Country Status (24)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6840322B2 (ru) |
| EP (1) | EP1240404B1 (ru) |
| JP (1) | JP2003518576A (ru) |
| KR (1) | KR100799958B1 (ru) |
| CN (1) | CN1228534C (ru) |
| AP (1) | AP1370A (ru) |
| AT (1) | ATE255674T1 (ru) |
| AU (1) | AU779937B2 (ru) |
| BR (1) | BR0016527B1 (ru) |
| CA (1) | CA2392331C (ru) |
| DE (1) | DE60006998T2 (ru) |
| DK (1) | DK1240404T3 (ru) |
| ES (1) | ES2211656T3 (ru) |
| GB (2) | GB9930450D0 (ru) |
| HK (1) | HK1047611B (ru) |
| MX (1) | MXPA02006375A (ru) |
| NO (1) | NO327209B1 (ru) |
| NZ (1) | NZ518885A (ru) |
| OA (1) | OA12127A (ru) |
| PT (1) | PT1240404E (ru) |
| RU (1) | RU2257456C2 (ru) |
| TR (1) | TR200400337T4 (ru) |
| WO (1) | WO2001048351A2 (ru) |
| ZA (1) | ZA200203763B (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818350C1 (ru) * | 2019-12-05 | 2024-05-02 | Петролео Брасилейро С.А. - Петробрас | Способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки |
Families Citing this family (59)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7013997B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US6868906B1 (en) * | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
| US7100710B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-09-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7108084B2 (en) * | 1994-10-14 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7228901B2 (en) * | 1994-10-14 | 2007-06-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US6742596B2 (en) * | 2001-05-17 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for tubular makeup interlock |
| US7509722B2 (en) * | 1997-09-02 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Positioning and spinning device |
| US6536520B1 (en) * | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| GB9815809D0 (en) * | 1998-07-22 | 1998-09-16 | Appleton Robert P | Casing running tool |
| GB2340857A (en) * | 1998-08-24 | 2000-03-01 | Weatherford Lamb | An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive |
| US7191840B2 (en) * | 2003-03-05 | 2007-03-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running and drilling system |
| US7188687B2 (en) * | 1998-12-22 | 2007-03-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole filter |
| EP1147287B1 (en) * | 1998-12-22 | 2005-08-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes |
| GB2347441B (en) * | 1998-12-24 | 2003-03-05 | Weatherford Lamb | Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive |
| GB2345074A (en) * | 1998-12-24 | 2000-06-28 | Weatherford Lamb | Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive |
| US6896075B2 (en) * | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
| US7311148B2 (en) * | 1999-02-25 | 2007-12-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| WO2001046550A1 (en) * | 1999-12-22 | 2001-06-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling bit for drilling while running casing |
| US7334650B2 (en) * | 2000-04-13 | 2008-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing |
| US7325610B2 (en) * | 2000-04-17 | 2008-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing |
| WO2003070565A2 (en) * | 2002-02-19 | 2003-08-28 | Preston Fox | Subsea intervention system, method and components thereof |
| GB0206227D0 (en) * | 2002-03-16 | 2002-05-01 | Weatherford Lamb | Bore-lining and drilling |
| US6994176B2 (en) * | 2002-07-29 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable rotating guides for spider or elevator |
| US6899186B2 (en) * | 2002-12-13 | 2005-05-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method of drilling with casing |
| US7303022B2 (en) * | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
| GB2412937B (en) * | 2002-11-12 | 2006-11-08 | Vetco Gray Inc | Drilling and producing deep water subsea wells |
| US7380589B2 (en) * | 2002-12-13 | 2008-06-03 | Varco Shaffer, Inc. | Subsea coiled tubing injector with pressure compensation |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| GB2428059B (en) * | 2003-03-05 | 2007-10-10 | Weatherford Lamb | Method and apparatus for drilling with casing |
| US7503397B2 (en) * | 2004-07-30 | 2009-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly |
| US7874352B2 (en) | 2003-03-05 | 2011-01-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for gripping a tubular on a drilling rig |
| US7360594B2 (en) * | 2003-03-05 | 2008-04-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with casing latch |
| GB2414759B (en) * | 2003-04-04 | 2007-11-07 | Weatherford Lamb | Method and apparatus for handling wellbore tubulars |
| GB2436497B8 (en) | 2003-04-10 | 2007-12-17 | Vik Sandvik As | Method for loading/unloading a support vessel at an offshore installation. |
| US7650944B1 (en) * | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| US7264067B2 (en) * | 2003-10-03 | 2007-09-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson |
| NO329611B1 (no) * | 2004-07-20 | 2010-11-22 | Weatherford Lamb | Fôringsmater. |
| GB2422162B (en) * | 2005-01-12 | 2009-08-19 | Weatherford Lamb | One-position fill-up and circulating tool |
| CA2533115C (en) * | 2005-01-18 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive torque booster |
| US7225877B2 (en) * | 2005-04-05 | 2007-06-05 | Varco I/P, Inc. | Subsea intervention fluid transfer system |
| GB2437526A (en) * | 2006-04-27 | 2007-10-31 | Multi Operational Service Tank | A sub-sea well intervention vessel and method |
| GB2437647B (en) * | 2006-04-27 | 2011-02-09 | Weatherford Lamb | Torque sub for use with top drive |
| CA2867387C (en) | 2006-11-07 | 2016-01-05 | Charles R. Orbell | Method of drilling with a string sealed in a riser and injecting fluid into a return line |
| US7882902B2 (en) * | 2006-11-17 | 2011-02-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive interlock |
| US7628224B2 (en) * | 2007-04-30 | 2009-12-08 | Kellogg Brown & Root Llc | Shallow/intermediate water multipurpose floating platform for arctic environments |
| US20090199591A1 (en) * | 2008-02-11 | 2009-08-13 | Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. | Liquefied natural gas with butane and method of storing and processing the same |
| US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
| US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
| EP2694772A4 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-24 | Halliburton Energy Services Inc | AUTOMATIC LEVEL TUBE PRESSURE CONTROL ON HOLES |
| US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9605507B2 (en) | 2011-09-08 | 2017-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature drilling with lower temperature rated tools |
| WO2016201531A1 (pt) * | 2015-06-18 | 2016-12-22 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema de intervenção e instalação de pelo menos um equipamento de elevação e escoamento de produção no interior de pelo menos um riser de produção em uma unidade de produção flutuante |
| CN105216975A (zh) * | 2015-10-19 | 2016-01-06 | 宏华海洋油气装备（江苏）有限公司 | 自带推进动力定位系统的修井平台 |
| US20180257752A1 (en) * | 2017-03-08 | 2018-09-13 | Zentech, Inc. | Dynamically positioned liquid mud plant vessel |
| AU2021341795B2 (en) | 2020-09-08 | 2024-02-01 | Frederick William Macdougall | Coalification and carbon sequestration using deep ocean hydrothermal borehole vents |
| US11794893B2 (en) | 2020-09-08 | 2023-10-24 | Frederick William MacDougall | Transportation system for transporting organic payloads |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3802209A (en) * | 1972-09-25 | 1974-04-09 | C Weaver | Self-contained drill ship |
| US4448568A (en) * | 1982-06-22 | 1984-05-15 | Mobil Oil Corporation | Marine surface facility work station for subsea equipment handling |
| GB8415143D0 (en) * | 1984-06-14 | 1984-07-18 | Douglas C P | Processing drilling fluid |
| US4566544A (en) * | 1984-10-29 | 1986-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Firing system for tubing conveyed perforating gun |
| JPH0724078B2 (ja) * | 1986-02-14 | 1995-03-15 | カシオ計算機株式会社 | 売上デ−タ処理装置 |
| JP2830266B2 (ja) * | 1990-01-16 | 1998-12-02 | 石川島播磨重工業株式会社 | 原油貯蔵積み出し設備 |
| NO311075B1 (no) * | 1994-02-02 | 2001-10-08 | Norske Stats Oljeselskap | Fartöy som kan veksle mellom å operere som produksjonsskip for hydrokarbonproduksjon/lagerskip på felter til havs og somskytteltanker |
| NO305138B1 (no) * | 1994-10-31 | 1999-04-06 | Mercur Slimhole Drilling And I | Anordning til bruk ved boring av olje/gass-bronner |
| US5720356A (en) * | 1996-02-01 | 1998-02-24 | Gardes; Robert | Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well |
| US6085851A (en) * | 1996-05-03 | 2000-07-11 | Transocean Offshore Inc. | Multi-activity offshore exploration and/or development drill method and apparatus |
| JPH10169351A (ja) * | 1996-12-13 | 1998-06-23 | Nippon Kaiyo Kutsusaku Kk | 海底孔井掘削方法及び海底孔井内観測装置設置方法 |
| US6019174A (en) * | 1997-01-16 | 2000-02-01 | Korsgaard; Jens | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
| US5873420A (en) * | 1997-05-27 | 1999-02-23 | Gearhart; Marvin | Air and mud control system for underbalanced drilling |
| US6273193B1 (en) * | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
| US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
| JP2992935B2 (ja) * | 1998-05-19 | 1999-12-20 | 石油公団 | 船型浮遊式石油生産システム |
| US6415877B1 (en) * | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
| US6234258B1 (en) * | 1999-03-08 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of separation of materials in an under-balanced drilling operation |
| US6328107B1 (en) * | 1999-09-17 | 2001-12-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for installing a well casing into a subsea well being drilled with a dual density drilling system |
| US6450262B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
| US6367402B1 (en) * | 2000-04-04 | 2002-04-09 | J. Ray Mcdermott, S.A. | Multi-use construction vessel |
| US6453838B1 (en) * | 2000-10-20 | 2002-09-24 | Ocean Production Technology, Llc | Turret-less floating production ship |
| US6474422B2 (en) * | 2000-12-06 | 2002-11-05 | Texas A&M University System | Method for controlling a well in a subsea mudlift drilling system |
| US6536540B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-03-25 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
-
1999
- 1999-12-23 GB GBGB9930450.3A patent/GB9930450D0/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-12-20 AT AT00985640T patent/ATE255674T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-12-20 KR KR1020027008187A patent/KR100799958B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2000-12-20 CN CNB008176566A patent/CN1228534C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-20 AP APAP/P/2002/002527A patent/AP1370A/en active
- 2000-12-20 JP JP2001548839A patent/JP2003518576A/ja active Pending
- 2000-12-20 US US10/149,951 patent/US6840322B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-20 CA CA002392331A patent/CA2392331C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-20 TR TR2004/00337T patent/TR200400337T4/xx unknown
- 2000-12-20 RU RU2002113372/03A patent/RU2257456C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-12-20 ES ES00985640T patent/ES2211656T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-20 PT PT00985640T patent/PT1240404E/pt unknown
- 2000-12-20 MX MXPA02006375A patent/MXPA02006375A/es active IP Right Grant
- 2000-12-20 WO PCT/GB2000/004899 patent/WO2001048351A2/en active IP Right Grant
- 2000-12-20 EP EP00985640A patent/EP1240404B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-20 NZ NZ518885A patent/NZ518885A/xx unknown
- 2000-12-20 DE DE60006998T patent/DE60006998T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-20 GB GB0208346A patent/GB2374048B/en not_active Revoked
- 2000-12-20 AU AU22046/01A patent/AU779937B2/en not_active Ceased
- 2000-12-20 DK DK00985640T patent/DK1240404T3/da active
- 2000-12-20 BR BRPI0016527-1A patent/BR0016527B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-12-20 OA OA1200200194A patent/OA12127A/en unknown
-
2002
- 2002-05-10 ZA ZA200203763A patent/ZA200203763B/xx unknown
- 2002-06-20 NO NO20022981A patent/NO327209B1/no not_active IP Right Cessation
- 2002-12-16 HK HK02109107.9A patent/HK1047611B/zh not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818350C1 (ru) * | 2019-12-05 | 2024-05-02 | Петролео Брасилейро С.А. - Петробрас | Способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки |
| RU2818350C9 (ru) * | 2019-12-05 | 2024-05-23 | Петролео Брасилейро С.А. - Петробрас | Способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2257456C2 (ru) | Судно, предназначенное для проведения операций в подводной действующей скважине, и способ морского бурения при пониженном гидростатическом давлении | |
| US3261398A (en) | Apparatus for producing underwater oil fields | |
| EP2185784B1 (en) | Return line mounted pump for riserless mud return system | |
| US3292695A (en) | Method and apparatus for producing underwater oil fields | |
| US20100326667A1 (en) | Production of hydrocarbons | |
| BR112014018184A2 (pt) | Perfuração com pressão controlada por gradiente duplo | |
| CA2782168A1 (en) | Assembly and method for subsea well drilling and intervention | |
| CN102155163A (zh) | 一种深水多功能水中泵钻井系统及其安装方法 | |
| Geiger et al. | Offshore vessels and their unique applications for the systems designer | |
| WO2007108697A1 (en) | Sealed pipe coupling unit for a drilling rig device situated on the seabed | |
| US20130284447A1 (en) | Dry Tree Semi-Submersible With Reduced-Height Drilling Floor | |
| KR101665478B1 (ko) | 드릴링 시스템 및 방법 | |
| Potter | Advent of innovative adaptive drilling methods | |
| KR20180077562A (ko) | 드릴쉽 | |
| RU2278237C2 (ru) | Система и способ бурения скважины, система для регулирования градиента давления в столбе бурового раствора | |
| Fossli et al. | PRD12, 000 Drill Ship; increasing Efficiency in Deep Water Operations | |
| Wanvik et al. | Deep water moored semisubmersible with dry wellheads and top tensioned well risers | |
| Ayling et al. | Seabed located drilling rig-ITF pioneer project | |
| Wilson | Integrated Approach to Deep Water North Sea Drilling | |
| NO20240142A1 (en) | Integrated line system for a mineral extraction system | |
| Hammett | Drill Vessels Float In Aerated Water | |
| D'Souza et al. | The Next Generation Production Drilling Semisubmersible Based Deepwater Field Development System | |
| Mortensen et al. | A Conceptual Development of a Slim Drill Ship | |
| Kadi et al. | A unique wireline re-entry system for seafloor wells at Kepiting field, Indonesia | |
| Le Bouteiller et al. | Subsea Well Servicing: A New and Economical System—The SWIMS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20051215 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091221 |