RU2403378C2 - Способ монтажа трубопровода, соединяющего подводное месторождение с платформой, с морской добывающей установки - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способу монтажа трубопровода, соединяющего подводное месторождение с морской платформой. Включает расположение первого судна над углеводородной скважиной, закрепление трубопровода для перекачки углеводородов на первом судне за первый конец, прикрепленный к спусковому устройству на первом судне, прикрепление второго конца трубопровода ко второму судну, размещенному вблизи первого судна, спуск трубопровода с помощью спускового устройства, увеличение расстояния между вторым судном и первым судном путем перемещения второго судна в направлении третьего судна, поставленного на якорь на расстоянии от первого судна, и вытягивание трубопровода до тех пор, пока второе судно не будет находиться около третьего судна. Обеспечение контакта секции трубопровода с морским дном на позиции между первым и вторым концами трубопровода, перемещение второго конца трубопровода на расстояние от первого судна, по направлению длины трубы перекачки, превышающее расстояние между первым судном и якорной позицией третьего судна, возвращение второго конца трубопровода на якорную позицию третьего судна и установление гидравлической связи второго конца трубопровода с третьим судном. Исключает необходимость использования специальных судов трубоукладчиков, а также позволяет точно контролировать угол наклона трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой, прикрепленных к надводному судну или к погружному бую. 13 з.п. ф-лы, 18 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу монтажа трубопровода, соединяющего подводное месторождение с морской платформой, в котором указанный трубопровод спускается с первого судна и перемещается концевым устройством по морскому дну к конечной точке.

Такой способ монтажа известен из публикации WO 2004/035375, принадлежащей настоящему заявителю. Эта публикация описывает плавучую установку добычи, которая закрепляется на морском дне и содержит один или несколько трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой и проходящих от судна на морское дно. Данная установка содержит подъемное средство для сборки и спуска вертикально к морскому дну указанных трубопроводов. Спущенные трубопроводы могут вытягиваться от плавучей установки буксирным судном к устью предварительно пробуренной скважины и могут соединяться с ним так, чтобы углеводороды могли поступать от устьевого оборудования скважины к плавучей установки добычи, где углеводороды могут проходить обработку и/или временно храниться.

По другому способу монтажа различные секции трубопровода соединяются на берегу, и трубопровод перемещается на место, где он монтируется на морском дне. На Конференции по Морским Технологиям ОТС 11875 в Хьюстоне, Техас 1-4 мая 2001 года, под названием «Гибридный трубопровод, соединяющий подводное месторождение с глубоководной платформой в Африке» был описан глубоководный трубопровод, соединяющий подводное месторождение с платформой и содержащий стальной наружный корпус с несколькими добывающими трубами, соединяющими подводное месторождение с платформой, и несколькими линиями нагнетания газа и воды. Трубопровод собирается на берегу и перемещается на место работ, где устанавливается вертикально и соединяется с основанием на морском дне. Верхняя часть трубопровода соединяется с погружным буем. После монтажа гибридного трубопровода погружной буй соединяется гибкими соединителями с надводным сооружением, таким как плавучая система для добычи, хранения и отгрузки, которая может быть размещена на расстоянии 70-200 м от погружного буя. Известный способ имеет тот недостаток, что во время монтажа всех трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой, невозможны одновременная добыча и обработка углеводородов. Более того, монтаж требует специального и предназначенного только для одной цели монтажного оборудования. Специализированные монтажные суда разработаны для работы на наиболее возможно больших морских акваториях и, следовательно являются большеразмерным и дорогостоящим оборудованием.

В патенте США 4182584 раскрыто прикрепление морского трубопровода, соединяющего подводное месторождение с платформой для использования на больших глубинах между участком основания и погружным буем. С помощью оборудованного вышкой судна, такого как полупогружная платформа, наружный корпус трубопровода спускается через центральную часть буя и крепится к нижней части, пока не завершится монтаж жесткой части трубопровода. Затем гибкий шланг прикрепляется к надводному сооружению добычи и обработки/ углеводородов. Использование отдельных специально построенных судов для монтажа трубопровода, соединяющего подводное месторождение с платформой, и добычи/ обработки углеводородов требует составления графиков и перемещения монтажных судов на место работ при высоких дневных ставках, и возвращения монтажных судов после монтажа трубопровода.

Разработка глубоководного месторождения может состоять из нескольких подводных скважин, разделенных большими расстояниями от централизованной плавучей установки добычи. Эти скважины связаны с плавучей установкой добычи с помощью стальных трубопроводов, причем трубопроводы, соединяющие подводное месторождение с платформой, могут заканчиваться на установке добычи. Схема разработки большого месторождения может потребовать годы на полное развитие. В зависимости от графиков бурения и заканчивания скважин строительные суда могут быть использованы много раз для соединения скважины с плавучей установкой добычи. Стоимость использования этих судов может составлять миллионы долларов, их рабочие ставки могут превышать одну или две сотни тысяч долларов в день. В связи с этим является выгодным минимизировать или исключить необходимость использования этих судов путем самоустановки труб и трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой, с буровых судов.

Публикация WO 2004/035375 раскрывает способ монтажа трубопровода без использования специального судна трубоукладчика, при этом концевое устройство трубопровода монтируется на дне моря или на погружном буе. Когда трубопровод прикрепляется к надводному судну, такому как плавучая установка для хранения и отгрузки, угол выхода относительно вертикали должен быть точно определен для предотвращения усталостного ослабления во время использования и должен составлять, например, 10-20°.

Задачей настоящего изобретения является обеспечить способ монтажа, который исключает использование специально построенных судов трубоукладчиков и при котором угол наклона трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой, прикрепленных к надводному судну или к погружному бую, может точно контролироваться.

Способ монтажа согласно настоящему изобретению содержит следующие этапы:

а) расположение первого судна над углеводородной скважиной;

б) закрепление трубопровода для перекачки углеводородов на первом судне за первый конец, прикрепленный к спусковому устройству на первом судне;

в) прикрепление второго конца трубопровода ко второму судну, размещенному вблизи первого судна;

г) спуск трубопровода с помощью спускового устройства;

д) увеличение расстояния между вторым судном и первым судном путем перемещения второго судна в направлении третьего судна, которое поставлено на якорь на якорной позиции на расстоянии от первого судна, и вытягивание трубопровода, пока второе судно не разместиться около третьего судна,

е) установление контакта секции трубопровода с морским дном на позиции между первым и вторым концом трубопровода;

ж) перемещение второго конца трубопровода на расстояние от первого судна, по в направлению длины трубопровода, превышающее расстояние между первым судном и якорной позицией третьего судна;

з) возврат второго конца трубопровода на якорную позицию третьего судна;

и) установление гидравлической связи второго конца трубопровода с третьим судном.

Перемещением трубопровода, который может быть стальным цепным трубопроводом соединения с платформой, с помощью второго судна, такого как буксирное судно, по морскому дну к третьему судну (плавучей установке добычи) достигается простой способ монтажа без использования дорогих судов-трубоукладчиков. Способ обеспечивает повышенную гибкость в монтаже трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой, и добыче и/или обработке углеводородов, исключая составление сложных графиков работы монтажных судов и представляя возможность монтажа указанного трубопровода в любой подходящий момент.

При перемещении трубопровода по морскому дну угол тягового усилия относительно вертикали будет больше, чем требуемый угол наклона трубопровода с третьего судна или якорного буя, к которому он прикреплен во время использования, для того чтобы надлежащим образом передавать горизонтальную составляющую тягового усилия. При дополнительном перемещении трубопровода относительно точки якорной стоянки надводного судна или погружного буя, к которому прикрепляется концевое устройство трубопровода, позиция контакта трубопровода с морским дном смещается в сторону якорной позиции, и угол наклона трубопровода увеличивается до оптимальной величины. Поскольку в этой области нет возможности инспекции трубы, правила требуют, чтобы расчеты усталостной прочности показывали десятикратный запас ожидаемого срока службы трубы, т.е. при сроке эксплуатации месторождения 25 лет, инженерный расчет должен показывать срок службы 250 лет. Разработчик поэтому должен принимать в расчет перемещения платформы за 25 лет и различные углы трубы с параметрами грунта в зоне соприкосновения для определения угла, который является приемлемым для ожидаемого перемещения трубы. В общем случае установлено, что меньший вертикальный угол повышает срок службы по усталостной прочности. Поскольку результатом меньших вертикальных углов является большая нагрузка на судно, предпочтительным является устанавливать такой угол как можно более близким к вертикали. Предпочтительны углы 15-20° от вертикали, однако в более глубоких водах углы могут быть меньше.

Трубопровод может передаваться со второго судна на плавучую установку добычи у борта, ближнего к первому судну, так чтобы судно могло пройти вокруг плавучей установки добычи, чтобы принять трубопровод у борта, дальнего от первого судна. В этой позиции трубопровод может быть протянут под плавучей установкой добычи мимо точки постановки на якорь, так что точка схода трубопровода с морского дна смещается значительно ближе к плавучей установке добычи, чтобы получить необходимый угол наклона. Затем второе судно может вернуться к плавучей установке добычи для соединения с концевым устройством трубопровода. На этом этапе второе судно не прикладывает очень большое тяговое усилие и, следовательно, может приблизиться к плавучей установке добычи на относительно близкое расстояние без риска столкновения ввиду переменного сопротивления грунта, которое имеет место во время протягивания трубопровода по морскому дну.

В альтернативном способе трубопровод протягивается мимо якорной позиции с помощью временного изменения якорной позиции третьего судна. Первая группа якорных оттяжек со стороны, обращенной к первому судну, ослабляется, в то время как вторая группа якорных оттяжек, расположенная со стороны, обращенной от первого судна, натягивается, после чего первая группа натягивается, а вторая ослабляется.

В одном варианте осуществления изобретения первое судно является судном бурения и/или капитального ремонта, расположенным над морской углеводородной скважиной. После или во время работ по бурению или капитальному ремонту на углеводородной скважине трубопровод может быть перемещен к третьему судну и соединен концевым устройством, после чего его конец может быть соединен с вновь пробуренной скважиной. Таким образом, множество труб или трубопроводов, соединяющих подводное месторождение с платформой, могут быть соединены во время бурения нескольких скважин, причем процесс монтажа трубопровода может происходить одновременно с буровыми работами.

В варианте осуществления способа монтажа трубопровода, соединяющего подводное месторождение с платформой, согласно настоящему изобретению тяговое усилие, прилагаемое вторым судном, периодически повышается и понижается для перемещения трубопровода по морскому дну на заданное расстояние, за чем следует поддерживание трубопровода в статическом состоянии с повторением этапов г) и д). В случае, если трубопровод собран из секций, которые соединены сваркой или резьбовыми соединениями, периодическое тяговое усилие может синхронизироваться с монтажом трубопровода из секцией и с циклом спуска трубопровода. Расстояние, на которое трубопровод вытягивается за каждый цикл, может соответствовать длине одной или нескольких секций, имеющих длину, например, между 10 и 50 м. По мере увеличения длины трубопровода, опирающегося на морское дно, требуемое тяговое усилие увеличивается, и он может перемещаться более эффективно короткими рывками большой силы, чем постоянно действующим усилием.

В случае подачи трубопровода с катушки или в случае использования судна с установкой для бурения двух скважин одновременно, которое может спускать две бурильных колонны одновременно и на котором может иметь место непрерывная сборка трубных секций, может быть применено замедленное постоянно действующее тяговое усилие для перемещения трубопровода. Судно для одновременного бурения двух скважин может производить бурение и раздельно работы по капитальному ремонту на двух скважинах одновременно или иметь две бурильных колонны с разными диаметрами для эффективного бурения одной скважины. Такие буровые суда могут иметь две буровых вышки или простую буровую вышку, где одновременно могут собираться две бурильных колонны с целью повышения эффективности бурения и сокращения времени бурения в море (мобильная морская буровая установка с одной или двумя вышками). Эти суда для одновременного бурения двух скважин хорошо известны и используются в промышленности и, например, описаны в патентах США № 6047781, 6068069 под названием «Комбинированный способ и устройство для морского разведочного и/или эксплуатационного бурения», принадлежащих Transocean.

Для регулирования изгиба трубопровода во время монтажа, что подразумевает конфигурацию цепной линии, на первом судне может быть расположено направляющее устройство для направления трубопровода по криволинейной траектории под углом к вертикали с первого судна в направлении морского дна. Направляющее устройство может, например, содержать «стингер», который установлен на уровне ниже уровня киля первого судна и содержит несколько бамперов, с диаметром увеличивающимся с увеличением расстояния вниз от буровой установки. Группа бамперов формирует воронкообразную поверхность, которая имеет радиус (в вертикальной плоскости), ограничивающий радиус изгиба трубопровода, и предотвращает его пластическую деформацию, когда он вытягивается вбок, под углом, требуемым для развертывания трубопровода.

Регулирование угла выхода трубы или трубопровода, соединяющего подводное месторождение с платформой, с первого судна может также осуществляться балластировкой первого судна таким образом, чтобы его вертикальная осевая линия наклонилась в направлении наклона трубопровода. Таким образом, не нужно предпринимать специальных мероприятий для направления трубопровода по криволинейной траектории у точки схода с первого судна.

Некоторые варианты осуществления способа согласно настоящему изобретению будут подробно объяснены со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее:

фиг.1 изображает схемы установки бурения/ капитального ремонта, соединенной с плавучей установкой добычи посредством стального трубопровода, опирающегося на морское дно;

фиг.2 показывает схему плавучей установки добычи, соединенную с плавучим сооружением, таким как отгрузочный терминал, трубопроводом, опирающимся на морское дно;

фиг.3 схематично иллюстрирует угол наклона трубопровода на буксире во время буксировки;

фиг.4 показывает схему расположения установки для бурения/ капитального ремонта двух скважин одновременно и турельной плавучей установки добычи;

фиг.5 и 6 показывают вид сбоку и вид сверху соответственно буксировки трубопровода от установки бурения/ капитального ремонта (фиг.4) к плавучей установке добычи посредством буксира;

фиг.7-11 показывает в виде схемы буксировку трубопровода мимо якорной позиции плавучей установки добычи и затем соединение с плавучей установкой добычи;

фиг.12-14 показывает в виде схемы буксировку трубопровода мимо якорной позиции плавучей установки добычи с помощью выборочного натягивания и ослабления якорных оттяжек плавучей установки добычи;

фиг.15 и 16 показывают прикрепление концевого устройства трубопровода к погружному бую;

фиг.17 показывает управляемое отклонение от оси установки бурения/ капитального ремонта для адаптации угла выхода буровой установки к углу выхода цепного трубопровода;

фиг.18 показывает использование направляющего устройства для контролируемого изгиба трубопровода.

На фиг.1 изображена установка 1 бурения/ капитального ремонта, которая соединена с подводной скважиной 2 на морском дне 3 посредством бурильной колонны 4. Трубопровод 5, соединенный концом 6 со спускоподъемным устройством 7, проходит под углом выхода β к вертикали, составляющим 3°-10°. Трубопровод 5 опирается на морское дно и проходит к плавучей установке 8 добычи, которая поставлена на якоря на морском дне посредством якорных оттяжек, на расстояние D, составляющее, для примера, 500 м - 10 км. Трубопровод 5 проходит от точки 10 выхода с морского дна вверх к плавучей установке добычи. Концевая часть 11 трубопровода проходит под углом выхода α, составляющим 10-20°. Верхняя часть 12 трубопровода может содержать стальной цепной трубопровод. Глубина моря может составлять 500-3000 м. Монтаж трубопровода 5 включает в себя протягивание концевой части 11 от буровой установки на плавучую установку 8 с помощью компоновки концевого устройства передней оконечности трубопровода или стального цепного трубопровода около или непосредственно на плавучую установку 8 добычи, которая может быть плавучей установкой добычи, хранения и отгрузки нефти, хранилищем с беспричальным наливом, полупогружной платформой, платформой с натяжными опорами и т.п. Трубопровод 5 перемещается по морскому дну 3, пока точка 10 выхода не достигнет правильной позиции для получения необходимого угла выхода α. После монтажа конец 6 трубопровода 5 может оставаться прикрепленным к буровой установке 1 или может быть спущен с помощью подводного аппарата с дистанционным управлением для соединения с подводной скважиной 2. После укладки трубопровода 5 конец 6 может быть присоединен к буровой установке 1 или к подводной скважине 2.

Во время работ по бурению или капитальному ремонту трубопровод 5 или стальной цепной трубопровод может собираться одновременно на буровом судне 1 и вытягиваться с бурового судна к плавучей установке 8 добычи с помощью буксира при стабильных погодных условиях.

Буровые суда 1 обычно используются для бурения или капитального ремонта скважин 2. После того как скважина 2 пробурена, или, как было описано выше, даже во время бурения новой скважины может начаться сборка стального цепного трубопровод или трубопровода 5, и буксир может переместить трубопровод на нужное место. Этот процесс может быть повторен, когда один трубопровод уже смонтирован и имеется приток углеводородов с устья одной скважины на плавучую установку добычи. Когда трубопровод или стальной цепной трубопровод отсоединяется от буровой установки 1 и присоединяется к устью скважины 2, добыча и обработка углеводородов могут начинаться на плавучей установке 8 добычи. Добавочные трубопроводы могут быть смонтированы от устьев новых пробуренных скважин на том же месте, или морское буровое судно 1 может перемещаться на другое место и начинать бурить новую скважину.

В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.2, плавучая установка 8 добычи соединена с концом 6 трубопровода 5, а третье судно 13 отгрузки прикреплено к концевой части 11 трубопровода 5. По завершении монтажа концевая часть 11 переправляется с плавучей установки 8 добычи на судно 13 отгрузки с помощью буксира.

На фиг.3 показан буксир 20, буксирующий концевую часть 11 трубопровода 5 по морскому дну 3 от установки 1 бурения/ капитального ремонта скважин к плавучей установке 8 добычи. Концевая часть 11 прикреплена к тросу или цепи 23, которая прикреплена к лебедке 21 на буксире. Угол выхода γ к вертикали во время буксировки составляет 20-50° для надлежащей передачи горизонтального тягового усилия на трубопровод 5. Трубопровод 5 может быть составлен из трубных секций, каждая из которых может иметь длину, например, 10-50 м и прикрепляется к концу 6 сваркой, но более предпочтительны резьбовые соединения. Спусковое устройство 7 может быть такого типа, который описан в публикации WO 2004/035375 и содержит фиксированный и подвижный зажимы, которые попеременно входят в зацепление с концом 6 для прикрепления секций трубопровода при спуске трубопровода 5.

Фиг.4 показывает судно 1 с установкой для одновременного бурения двух скважин с двумя бурильными колоннами 4, 4', каждая из которых проходит в соответствующую подводную скважину 2, 2'. Если на судне 1 с установкой для одновременного бурения двух скважин не ведутся буровые работы, оборудование для бурения может использоваться для очень эффективной и быстрой сборки трубопровода/ стального цепного трубопровода, поскольку одновременно могут собираться две трубных секций для одного трубопровода или даже два трубопровода. При этой конфигурации возможна непрерывная сборка трубопровода 5 на борту бурового судна 1, так что медленное, но непрерывное вытягивание трубопровода 5 буксирным судном 20 может производиться безостановочно.

Как показано на фиг.4, плавучая установка 8 добычи содержит турельное устройство 25, закрепленное на морском дне 3, вокруг которого морская платформа может поворачиваться как флюгер, в зависимости от направления ветра и течения. Как показано на фиг.5, буксир 20 вытягивает трубопровод 5, в то время как его длина увеличивается секциями, прикрепляемыми к концу 6. Буксир 20 проходит к плавучей установке 8 добычи так, что он приближается к плавучей установке 8 добычи между якорными оттяжками 9, 9'.

Трудностью в процессе вытягивания трубы, когда трубопровод 5 протаскивается по морскому дну 3, является неизвестность трения грунта на трубе 5. Поскольку труба иногда останавливается или проскальзывает, это усилие вытягивания является неопределенным, так как имеется статическое и динамическое трение грунта. Когда статическое трение грунта больше динамического трения грунта это означает, что поскольку труба скользит, величина скольжения зависит от отношения статического трения к динамическому и от конфигурации провисания трубы и троса, используемых тянущим буксиром. Необходимо держать безопасную дистанцию, когда буксирное судно 20 тянет в сторону плавучей установки 8 добычи, принимая во внимание перемещение судна в сторону плавучей установки добычи, когда труба проскальзывает и также в случае обрыва троса. В случае, когда происходит проскальзывание трубы, судно будет перемещаться вперед, поскольку натяжение троса уменьшается.

Как показано на фиг.7, трубопровод 5 подтягивается вверх к корме буксира и соединяется с помощью тройника соединения с монтажного троса 27, выходящего из плавучей установки 8 добычи. Концевая часть 11 трубопровода 5 затем опускается буксиром 20, пока монтажный трос 27 плавучей установки 8 добычи не воспримет натяжение трубы. Далее буксир освобождается от трубы. Трос 27 плавучей установки добычи переносится на дальнюю сторону 29 плавучей установки добычи, как показано на фиг.8, где она вновь прикрепляется к буксиру 20, который обошел вокруг плавучей установки добычи. Прикрепление выполняется посредством троса 23 с буксира и тройника. Поскольку трос 23 крепится к буксиру, сила натяжения трубы опять переносится на буксир, который теперь может протянуть трубу 5 мимо якорной позиции плавучей установки 8 добычи, чтобы поместить точку 10 отрыва, в которой трубопровод 5 отходит от морского дна 3, в необходимое место, как показано на фиг.9.

Монтажный трос 27 затем переносится обратно на плавучую установку 8 добычи и наматывается на лебедку 30, которая затем втягивает трубу 5 в конечную конфигурацию, при которой она соединена с плавучей установкой добычи, как показано на фиг.11. Если плавучая установка 8 добычи заякорена по носу и корме, трубопровод 5 будет присоединяться сбоку, внизу или через буровую шахту в корпусе судна. Если плавучая установка 8 добычи имеет турельное якорное устройство, труба будет прикреплена к турельному устройству 25. Как показано на фиг.10 и 11, конец 6 трубопровода 5 спускается с установки 1 бурения/ капитального ремонта скважин с помощью троса 31 для сообщения с углеводородной скважиной 2.

В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.12, буровая морская платформа 1 относится к типу с распределенной постановкой на якоря с якорными оттяжками 33, 34. Якорные оттяжки 33 вытравлены, а якорные оттяжки 34 натянуты так, что плавучая установка 8 добычи смещена от своей обычной якорной позиции. Монтажный трос 23 концевой части 11 трубопровода 5 переносится на плавучую установку добычи, которая затем перемещается назад на свою равновесную якорную позицию с помощью натягивания якорных оттяжек 33 и ослабления якорных оттяжек 34, как показано на фиг.13. В то же время конец 6 трубопровода 5 спускается на тросе 31. Как показано на фиг.14, якорная позиция плавучей установки 8 добычи перемещается назад на расстояние равновесия D, так что точка 10 выхода располагается достаточно близко к плавучей установке добычи, и угол выхода α концевого устройства трубопровода 5 находится в пределах необходимого диапазона.

В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.15 и 16, концевая часть 11 трубопровода 5 прикреплена к погружному бую 35, который закреплен на морском дне с помощью троса 36. Точка 10 выхода расположена достаточно близко к бую 35 для обеспечения угла α в диапазоне 10 и 20°.

На фиг.17 показана установка 1 бурения/ капитального ремонта скважин, содержащая балластные цистерны 40, 41, которые заполняются водой до такого уровня, чтобы вертикальная осевая линия отклонялась от вертикали приблизительно на 2 -4° для обеспечения угла выхода β между 3 и 6°.

В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.18, направляющее устройство 43 выходит снизу буровой установки 1. Направляющее устройство 43 может содержать ролики, ограничивающие изгиб трубопровода (называемые стингером на судне-трубоукладчике) для предохранения трубопровода от перегиба вследствие статических и некоторых добавочных, наведенных волнами динамических углов. Стингер имеет ряд концентрических кольцевых бамперов, которые по мере удаления под буровую установку увеличиваются в диаметре. Эти бамперы эффективно формирует поверхность типа воронки с радиусом (в вертикальной плоскости), которая ограничивает изгиб трубопровода таким, при котором он предохраняется от пластической деформации, когда вытягивается вбок на угол, требуемый для развертывания трубопровода. Комбинация небольшого наклона бурового судна 1 и стингера также является возможной.

Claims (14)

1. Способ монтажа трубопровода, соединяющего морскую платформу с подводным месторождением, включающий следующие этапы:
а) расположение первого судна над углеводородной скважиной;
б) закрепление указанного трубопровода, предназначенного для перекачки углеводородов, на первом судне за первый конец, прикрепляемый к спусковому устройству на первом судне;
в) прикрепление второго конца трубопровода ко второму судну, размещенному вблизи первого судна;
г) спуск трубопровода посредством спускового устройства;
д) увеличение расстояния между вторым судном и первым судном путем перемещения второго судна в направлении третьего судна, поставленного на якорь на якорной позиции на расстоянии от первого судна, и вытягивание трубопровода до размещения второго судна вблизи третьего судна;
е) обеспечение контакта секции трубопровода с морским дном на позиции между первым и вторым концом трубопровода;
ж) перемещение второго конца трубопровода на расстояние от первого судна в направлении длины трубопровода, превышающее расстояние между первым судном и якорной позицией третьего судна;
з) возвращение второго конца трубопровода на якорную позицию третьего судна;
и) установление гидравлической связи второго конца трубопровода с третьим судном.

2. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором второй конец трубопровода для перекачки углеводородов перемещается со второго судна на третье судно, когда второе судно размещено между первым и третьим судном, второе судно передвигается к борту третьего судна, дальнему от первого судна, после чего второй конец трубопровода перемещается на второе судно, которое отходит от первого судна на дополнительную заданную дистанцию, и затем возвращается к первому судну, после чего второй конец трубопровода перемещается на третье судно или на буй.

3. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором после прикрепления трубопровода к третьему судну третье судно перемещается от первого судна в направлении длины трубопровода перекачки от его якорной позиции и обратно к якорной позиции.

4. Способ монтажа трубопровода по п.3, в котором первая группа якорных оттяжек со стороны, обращенной к первому судну, ослабляется, при этом вторая группа якорных оттяжек со стороны, обращенной от первого судна, натягивается, после чего первая группа натягивается, а вторая группа ослабляется.

5. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором первое судно является судном бурения/капитального ремонта скважин, которое располагается над подводным месторождением углеводородов.

6. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором тяговое усилие, прилагаемое вторым судном периодически повышается и понижается для перемещения трубопровода на заданное расстояние, после чего трубопровод поддерживается в стационарном состоянии с повторением этапов г) и д).

7. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором трубопровод содержит секции и этапу г) предшествует прикрепление секции трубопровода к первому концу трубопровода.

8. Способ монтажа трубопровода по п.6 или 7, в котором заданное расстояние соответствует длине одного или нескольких секций.

9. Способ монтажа трубопровода по п.7, в котором секции соединены между собой с использованием механических соединений, предпочтительно резьбовых соединений.

10. Способ монтажа трубопровода по п.7, в котором секции соединены между собой с использованием сварки.

11. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором первое судно обеспечивается направляющим устройством для направления трубопровода по криволинейной траектории под углом к вертикали от первого судна в направлении морского дна.

12. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором первое судно содержит балластные цистерны, которые балластируются на одной стороне судна для наклона вертикальной оси судна в направлении наклона трубопровода.

13. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором, по меньшей мере, одна буровая установка расположена на первом судне и выполнена с возможностью пропускания двух бурильных колонн с судна к подводной углеводородной скважине.

14. Способ монтажа трубопровода по п.1, в котором второй конец трубопровода прикрепляется к погружному бую, причем гибкий шланг соединяет второй конец трубопровода с третьим судном.
Приоритет по пунктам: 30.06.2005 по пп.1-14.

Images