RU2505664C2 - Система, способ и устройство для модульного узла фонтанной арматуры, обеспечивающие уменьшение веса груза в процессе транспортировки фонтанной арматуры к буровой установке - Google Patents
Система, способ и устройство для модульного узла фонтанной арматуры, обеспечивающие уменьшение веса груза в процессе транспортировки фонтанной арматуры к буровой установке Download PDFInfo
- Publication number
- RU2505664C2 RU2505664C2 RU2009139040/03A RU2009139040A RU2505664C2 RU 2505664 C2 RU2505664 C2 RU 2505664C2 RU 2009139040/03 A RU2009139040/03 A RU 2009139040/03A RU 2009139040 A RU2009139040 A RU 2009139040A RU 2505664 C2 RU2505664 C2 RU 2505664C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- module
- fountain
- throttle
- drilling rig
- christmas tree
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 title abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 11
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 33
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
Abstract
Модульный узел (21) содержит верхний модуль (23), нижний модуль (25) и дроссельный мостовой модуль (27). Верхний модуль (23) фонтанной арматуры содержит трубную головку (41) фонтанной арматуры. Нижний модуль (25) фонтанной арматуры содержит систему (51) наведения и присоединяет трубопроводы к внутрипромысловой инфраструктуре (57). Дроссельный мостовой модуль (27) содержит дроссель и измерительный мост и обеспечивает соединение трех указанных модулей. Перед доставкой к буровой установке (31) части модульного узла (21) фонтанной арматуры могут быть соединены вместе и испытаны на суше. После доставки на буровую установку (31) их по отдельности поднимают с баржи (29) на буровую установку с помощью крана (33). После того как компоненты фонтанной арматуры окажутся на буровой установке (31), модульную фонтанную арматуру (21) снова собирают, а затем устанавливают на морском дне (35) с помощью лебедки (37). Модульный узел (21) фонтанной арматуры обеспечивает уменьшение веса груза в процессе транспортировки составных частей фонтанной арматуры от баржи к эксплуатационной буровой установке. 11 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Область техники
Данное изобретение относится в целом к фонтанной арматуре для подводных нефтяных скважин и, в частности, к усовершенствованной системе, способу и устройству для модульного узла фонтанной арматуры, предназначенным для уменьшения веса груза в процессе транспортировки арматуры от баржи к буровой установке.
2. Описание уровня техники
Обычный подводный узел устьевой головки содержит корпус устьевой головки, который поддерживает одну или несколько подвесок обсадной колонны, расположенных на верхних концах труб указанной колонны, проходящей в скважину. Фонтанную арматуру или "елку" устанавливают на устьевую головку для контроля получения скважинных флюидов. Обычно на фонтанной арматуре расположен дроссель и задвижки, обеспечивающие управление потоком, а также датчики, обеспечивающие контроль расхода потока.
Фонтанная арматура является громоздкой и очень тяжелой. Прежде чем установить арматуру на дно моря, ее необходимо доставить к морской буровой установке и поднять на платформу указанной установки. Размер и вес арматуры делают сложным ее подъем с транспортной баржи на буровую установку. Для обеспечения подъема еще более крупногабаритной фонтанной арматуры на буровую установку арматуру нужно разобрать на составные части, а затем снова собрать и провести повторные испытания перед развертыванием.
Для развертывания может потребоваться наведение фонтанной платформы на устьевую головку с последующим наведением фонтанной арматуры на скважину и фонтанную платформу для обеспечения совмещения трубопроводных соединений. На мелководье это обычно выполняют с помощью канатов, например, пятиветвевого стропового приспособления, установленного на каркас фонтанной арматуры. Это увеличивает вес конструкции, так как каркас должен быть соответствующим образом упрочнен. На глубоководье обычно применяют бесканатный способ, например, используют подъемный колпак с одноветвевым стропом, который фиксируют или зажимают в оправке фонтанной арматуры.
Кроме того, между фонтанной арматурой и фонтанной установкой и/или устьевой головкой обычно требуется наличие некоего подобия направляющей воронки. Такая конфигурация также увеличивает вес всего узла и усложняет его. Для обеспечения присоединения фонтанной арматуры к опорной плите может использоваться дроссельный мост, или же указанный мост может быть выполнен за одно целое с фонтанной арматурой, что может потребовать наличие дополнительной трубной секции и гидравлического соединения для связи с фонтанной установкой в случае фонтанной арматуры скважины-спутника. Это также требует дополнительных соединений, утяжеляющих и усложняющих конструкцию. Несмотря на то что указанные решения являются выполнимыми, было бы желательным создание усовершенствованной конструкции, которая устраняет ограничения и издержки известных конструкций.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты выполнения системы, способа и устройства модульного узла фонтанной арматуры обеспечивают уменьшение веса груза в процессе транспортировки составных частей фонтанной арматуры от баржи к буровой установке. Узел фонтанной арматуры может содержать три модуля, к которым относятся верхний модуль, нижний модуль и дроссельный мостовой модуль. В одном варианте выполнения верхний модуль фонтанной арматуры содержит трубную головку фонтанной арматуры, нижний модуль фонтанной арматуры содержит систему наведения и средства для присоединения трубопроводов к внутрипромысловой инфраструктуре, а дроссельный мостовой модуль содержит дроссель и измерительный мост, обеспечивающий соединение всех трех компонентов.
Перед доставкой к буровой установке составные части модульного узла фонтанной арматуры могут быть соединены вместе и испытаны на суше. Затем арматуру погружают на баржу или иное транспортное судно либо в собранном состоянии, либо оставляя ее разобранной на время транспортировки. По прибытии к буровой установке составные части по отдельности поднимают с баржи на буровую установку с помощью обычного крана с выносной стрелой. Поскольку такие краны обычно имеют ограничение по величине поднимаемого груза, составляющее 40 тонн или менее, подъемом модульных компонентов гораздо проще управлять по сравнению с известными способами.
После того как компоненты фонтанной арматуры окажутся на буровой установке, выполняют ее повторную сборку. Предпочтительно для монтажа компонентов после их выгрузки на буровую установку требуется провести только проверку средств взаимодействия, например, самосовмещения (т.е. проверка отсутствия болтовых соединений, стыковки внутренних каналов). Затем весь узел фонтанной арматуры устанавливают на морское дно с помощью лебедки, расположенной на буровой установке. В некоторых вариантах выполнения узел фонтанной арматуры не предназначен для извлечения после установки на дне моря.
В одном варианте выполнения изобретения указанный модульный узел содержит верхний модуль фонтанной арматуры, содержащий узел трубной головки, соединитель устьевой головки, систему управления (например, подводный модуль управления/базовую плиту подводного модуля управления) и несущий каркас (с выполненными за одно целое канатными или бесканатными средствами взаимодействия). Нижний модуль фонтанной арматуры содержит обращенную книзу бесканатную воронку, обеспечивающую сопряжение с устьевой головкой, соединительную систему магистрального/выкидного трубопровода и присоединенный трубопровод, предназначенный для соединения с верхней фонтанной арматурой с помощью дроссельного мостового модуля. В дроссельном мостовом модуле расположены все соответствующие датчики, расходомеры и дроссельные компоненты. Они приводятся в действие верхним модулем фонтанной арматуры, когда дроссельный мостовой модуль установлен между указанными верхним и нижним модулями с обеспечением образования объединенной системы фонтанной арматуры.
Вышеуказанные и другие цели и преимущества данного изобретения станут понятны специалистам в области техники с учетом приведенного ниже подробного описания изобретения в сочетании с прилагаемыми формулой изобретения и чертежами.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для лучшего понимания особенностей и преимуществ данного изобретения и способа их достижения приведено более подробное описание изобретения, сущность которого кратко изложена выше, со ссылкой на его варианты выполнения, показанные на прилагаемых чертежах. Однако чертежи изображают только некоторые варианты выполнения изобретения и, таким образом, не должны считаться ограничивающими объем изобретения, поскольку допустимы и другие, равно эффективные варианты выполнения.
Фиг.1 изображает вид в аксонометрии одного варианта выполнения предложенного модульного узла фонтанной арматуры.
Фиг.2 изображает вид в аксонометрии предложенного модульного узла фонтанной арматуры, показанного на фиг.1, с противоположной стороны.
Фиг.3-6 изображают вид сверху, разрез, вид сбоку и вид в аксонометрии одного варианта выполнения нижней части фонтанной арматуры для модульного узла, показанного на фиг.1, в соответствии с изобретением.
Фиг.7 и фиг.8 изображают виды в аксонометрии с противоположных сторон одного варианта выполнения верхней части фонтанной арматуры для модульного узла, показанного на фиг.1, в соответствии с изобретением.
Фиг.9-11 изображают вид в аксонометрии, вид спереди и вид сбоку одного варианта выполнения дроссельного моста для модульного узла фонтанной арматуры, показанного на фиг.1, в соответствии с изобретением
Фиг.12 иллюстрирует схему одного варианта развертывания фонтанной арматуры в соответствии с изобретением.
Фиг.13 изображает вид в аксонометрии одного варианта выполнения трубной головки фонтанной арматуры в соответствии с изобретением.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты выполнения системы, способа и устройства для модульного узла фонтанной арматуры, обеспечивающие уменьшение веса груза в процессе транспортировки составных частей арматуры от баржи к морской буровой установке, описаны со ссылкой на фиг.1-13. Узел 21 фонтанной арматуры (см., например, фиг.1) может содержать всего три модуля, к которым относятся верхний модуль 23, нижний модуль 25 и дроссельный мостовой модуль 27. Такая конструкция значительно облегчает узел и транспортировку арматуры при ее развертывании на буровой установке.
В одном варианте выполнения изобретение относится к способу развертывания фонтанной арматуры, такой как арматура 21, изображенная на фиг.1 и 2. Способ включает создание модульного узла 21 фонтанной арматуры, содержащего набор модулей (например, только три), к которым относятся верхний модуль 23 (фиг.7 и 8), нижний модуль 25 (фиг.3-6) и дроссельный мостовой модуль 27 (фиг.9-11).
Как схематически изображено на фиг.12, один вариант выполнения способа включает сборку на суше верхнего модуля 23, нижнего модуля 25 и дроссельного мостового модуля 27 с обеспечением образования узла 21 фонтанной арматуры (этап 1201) и испытание указанного модульного узла, когда он еще находится на суше (этап 1203). Прошедший испытания узел 21 погружают на морское судно 29 (например, баржу) и транспортируют к морской буровой установке 31 (этап 1205). Как вариант, после проведения на этапе 1203 испытаний на суше узел 21 можно разобрать и погрузить на баржу 29 в виде отдельных модулей 23, 25, 27, прежде чем указанная баржа отправится к буровой установке.
После того как баржа 29 доставит узел 21 фонтанной арматуры или разобранные модули 23, 25, 27 на морскую буровую установку 31 (этап 1207), задействуют первый подъемный кран 33 (например, подъемное устройство с выносной стрелой), смонтированный на буровой установке 31 и обеспечивающий раздельный подъем отдельных модулей 23, 25, 27 на указанную установку (этап 1209). Кран 33, как правило, имеет ограниченную грузоподъемность (например, порядка 40 тонн). На данном этапе на буровой установке 31 из модулей 23, 25, 27 повторно собирают модульный узел 21. На этой стадии выполняют только проверку сопряжения между указанными модулями 23, 25, 27 (этап 1211). После проведения проверки на этапе 1211 узел 21 фонтанной арматуры размещают на дне 35 моря (этап 1213) с помощью второго крана 37 (например, лебедки), который тоже смонтирован на буровой установке 31. Грузоподъемность указанной лебедки 37 выше, чем грузоподъемность крана 33 с выносной стрелой.
В соответствии с фиг.1, 2, 7, 8 и 13 верхний модуль 23 фонтанной арматуры может содержать трубную головку 41 (фиг.13) или узел трубной головки, содержащий соединитель 61 устьевой головки, блок 63 главного распределителя, блок 65 бокового отвода в эксплуатационное пространство и блок 67 бокового отвода в затрубное пространство. Верхний модуль 23 дополнительно содержит подводную систему 43 управления (фиг.8) и панель 45 передвижного аппарата с дистанционным управлением (фиг.7). Кроме того, верхний модуль 23 содержит многоканальный соединитель 47 дроссельного модуля с несущим каркасом и выполненными за одно целое канатными или бесканатными средствами взаимодействия, предназначенными для подводной замены указанного дроссельного модуля 27.
В некоторых вариантах выполнения трубной головкой называют узел, содержащий все основные работающие под давлением компоненты "фонтанной елки", например, соединитель устьевой головки, центральный блок главного распределителя, который содержит все стволовые задвижки и внутрискважинные запорные задвижки, а также два блока боковых отводов, содержащие все вспомогательные задвижки, датчики давления и температуры и, как правило, большую часть оборудования для ввода химических реагентов.
Нижний модуль 25 фонтанной арматуры (фиг.1-6) может содержать систему 51 наведения, предназначенную для совмещения с указанным верхним модулем 23, противовесы 53 (служащие для уравновешивания готового узла), аноды для системы катодной защиты и средства для присоединения трубопроводов к внутрипромысловой инфраструктуре 57. Нижний модуль 25 фонтанной арматуры также содержит обращенную книзу бесканатную воронку 55 (фиг.4), обеспечивающую сопряжение с устьевой головкой фонтанной арматуры, соединительную систему 57 магистрального/выкидного трубопровода, присоединенный трубопровод, предназначенный для соединения с верхней частью фонтанной арматуры с помощью дроссельного мостового модуля, и многоканальное муфтовое соединение 59 дроссельного модуля. Кроме того, нижняя часть фонтанной арматуры может быть предварительно оснащена системой катодной защиты, являющейся необходимым компонентом всего узла арматуры, что опять же уменьшает вес других тяжелых модулей.
В соответствии с фиг.1, 2 и 9-11 дроссельный мостовой модуль 27 содержит дроссельное и измерительное оборудование (например, датчики давления и температуры, расходомеры, датчики песка и тому подобное), обеспечивающие соединение верхнего модуля 23, нижнего модуля 25 и дроссельного мостового модуля 27 с образованием узла 21 фонтанной арматуры. Например, дроссельный мостовой модуль 27 может содержать датчики 61, 62, расходомеры 63 и дроссельные компоненты 65, 67, приводимые в действие верхним модулем 23, когда дроссельный мостовой модуль 27 установлен между указанными верхним и нижним модулями 23, 25 с обеспечением образования объединенной системы 21 фонтанной арматуры. Такая конструкция дает возможность объединения некоторых элементов оборудования в едином модуле, так что в случае неисправности указанного модуля его можно быстро и легко снять для проведения ремонтных работ, при этом более тяжелые и более громоздкие компоненты оставляют под водой.
Размещая систему управления в верхней части фонтанной арматуры, можно выполнить жесткую трубную обвязку указанной системы с трубной головкой арматуры. В результате получают надежные, предварительно испытанные соединения с самым сложным модулем, а также с основными элементами управления безопасностью потока (т.е. запорными задвижками). После этого систему управления связывают трубами/соединяют с дроссельным модулем с помощью многоканальной соединительной муфты. Такая конструкция тоже минимизирует количество соединений, которые необходимо установить на буровой установке, поскольку эти соединения выполняются автоматически при установке дроссельного модуля.
Поскольку для сборки готового узла фонтанной арматуры используют отдельные модули, на нижнем модуле могут быть установлены любые необходимые противовесы (например, для уравновешивания центра тяжести всего узла), но без превышения предельного веса в 40 тонн, поднимаемого краном с выносной стрелой. В результате при сборке фонтанной арматуры на буровой установке буровой бригаде не нужно добавлять к ней дополнительные противовесы. Такая конфигурация снижает риск аварий, время, затрачиваемое на сборку, и риск случайного отсутствия компонентов перед опусканием и установкой арматуры на дне моря.
Нижняя часть фонтанной арматуры также может иметь конфигурацию, обеспечивающую ее действие как в качестве погрузочного, так и в качестве испытательного стенда для верхней части фонтанной арматуры. Такая конструкция исключает необходимость доставки дополнительных модулей с берега к буровой установке. Например, если нижний модуль фонтанной арматуры размещен на буровой установке, то верхний модуль может быть поднят с баржи и опущен прямо на указанный нижний модуль, находящийся на буровой установке. Кроме того, с помощью нижнего модуля арматуры можно обеспечить доступ к прокладкам устьевой головки, расположенным в соединителе верхнего модуля арматуры, для их замены. Такая конструкция способствует уменьшению пространства, занимаемого испытательным и сборочным оборудованием на полу буровой установки.
Изобретение имеет ряд преимуществ, к числу которых относится модульная конструкция фонтанной арматуры скважины-спутника, сочетающая в себе преимущества используемых по отдельности фонтанной платформы и устьевой штанги. Обвязка фонтанной арматуры собрана в единственный узел, что экономит время, требуемое для развертывания, так как необходимо выполнить только один рейс.
Сочетание в едином узле трех модульных подузлов, к числу которых относится фонтанная арматура, фонтанная установка и дроссельный мост, обеспечивает возможность развертывания за один заход и дает ряд преимуществ. Например, уменьшается время развертывания, поскольку требуется только один рейс. Не требуется наличия дополнительных соединений между фонтанной арматурой и фонтанной платформой (так как они соединены с помощью дроссельного моста).
Модульная конструкция дает возможность выполнения простой разборки для обеспечения транспортировки в открытое море, где грузоподъемность подъемных механизмов буровой установки может быть ограничена. Изобретение также обеспечивает простоту эксплуатации и испытаний на буровой установке до развертывания арматуры. Уменьшается количество соединений и, следовательно, количество возможных каналов утечки. Дроссельный мост может быть снят и впоследствии снова установлен на месте эксплуатации с обеспечением возможности замены легко повреждаемых деталей, подвергшихся сильной эрозии.
Дополнительные преимущества заключаются в том, что вес любого модуля не превышает 40 тонн, что составляет предел грузоподъемности большинства подъемных механизмов с выносной стрелой, установленных на морских буровых установках. Это особенно важно для глубоководных конструкций фонтанной арматуры, предназначенных для бурения скважин с горизонтальным стволом большого диаметра. Использование многоканальных соединителей обеспечивает возможность управления дроссельным мостом с помощью системы управления, установленной на арматуре (например, с помощью подводного модуля управления) без необходимости использования отдельного гидравлического тонкого проволочного вывода. Верхняя часть фонтанной арматуры может быть установлена непосредственно на нижнюю часть (которая уже размещена на буровой установке) в процессе транспортировки буровой установки без необходимости подъема указанной верхней части с помощью специально предназначенного для этого салазочного оборудования.
Кроме того, такая конструкция исключает применение болтовых соединений, поскольку она легко совмещается, стыкуется и зажимается штифтами, что позволяет выполнять более плавные и гибкие соединения. Вспомогательная рама фонтанной арматуры может быть поднята на буровую установку независимо от фонтанной арматуры, при этом она содержит соединитель буровой штанги и многоканальную муфту для дроссельного мостового модуля. Фонтанную арматуру поднимают на буровую установку независимо от вспомогательной рамы, а на буровой установке фонтанную арматуру и вспомогательную раму соединяют и скрепляют.
Несмотря на то что изобретение изображено и описано исключительно в виде некоторых его вариантов, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что оно не ограничено указанными вариантами, а может быть подвергнуто различным изменениям без отклонения от объема изобретения.
Claims (12)
1. Способ развертывания фонтанной арматуры, включающий:
a) использование модульного узла (21) фонтанной арматуры, содержащего несколько модулей, включая верхний модуль (23), нижний модуль (25) и дроссельный мостовой модуль (27),
b) сборку на суше верхнего модуля (23) арматуры, нижнего модуля (25) арматуры и дроссельного мостового модуля (27) и испытание модульного узла (21) фонтанной арматуры,
c) транспортировку указанного модульного узла (21) фонтанной арматуры к морской буровой установке (31),
d) подъем верхнего модуля (23), нижнего модуля (25) и дроссельного мостового модуля (27) по отдельности на указанную морскую буровую установку (31) с помощью установленного на ней первого крана (33),
e) повторную сборку верхнего модуля (23), нижнего модуля (25) и дроссельного мостового модуля (27) в модульный узел (21) фонтанной арматуры,
f) выполнение только проверки сопряжения между указанными верхним модулем (23), нижним модулем (25) и дроссельным мостовым модулем (27), и последующее
g) развертывание модульного узла (21) фонтанной арматуры на морском дне (35) с помощью второго крана (37), установленного на морской буровой установке (31).
a) использование модульного узла (21) фонтанной арматуры, содержащего несколько модулей, включая верхний модуль (23), нижний модуль (25) и дроссельный мостовой модуль (27),
b) сборку на суше верхнего модуля (23) арматуры, нижнего модуля (25) арматуры и дроссельного мостового модуля (27) и испытание модульного узла (21) фонтанной арматуры,
c) транспортировку указанного модульного узла (21) фонтанной арматуры к морской буровой установке (31),
d) подъем верхнего модуля (23), нижнего модуля (25) и дроссельного мостового модуля (27) по отдельности на указанную морскую буровую установку (31) с помощью установленного на ней первого крана (33),
e) повторную сборку верхнего модуля (23), нижнего модуля (25) и дроссельного мостового модуля (27) в модульный узел (21) фонтанной арматуры,
f) выполнение только проверки сопряжения между указанными верхним модулем (23), нижним модулем (25) и дроссельным мостовым модулем (27), и последующее
g) развертывание модульного узла (21) фонтанной арматуры на морском дне (35) с помощью второго крана (37), установленного на морской буровой установке (31).
2. Способ по п.1, в котором модульный узел (21) фонтанной арматуры разбирают либо на суше на этапе (b), либо на транспортном судне перед этапом (d).
3. Способ по п.1, в котором первый кран (33) представляет собой кран с выносной стрелой, а второй кран (37) представляет собой лебедку.
4. Способ по п.1, в котором верхний модуль (23) фонтанной арматуры содержит трубную головку (41) фонтанной арматуры и подводную систему (43) управления, а нижний модуль (25) фонтанной арматуры содержит систему (51) наведения, противовесы (53) и средства присоединения трубопроводов к внутрипромысловой инфраструктуре (57).
5. Способ по п.1, в котором дроссельный мостовой модуль (27) содержит дроссель и измерительный мост, обеспечивающий соединение верхнего модуля (23), нижнего модуля (25) и дроссельного мостового модуля (27).
6. Способ по п.1, в котором верхний модуль (23) фонтанной арматуры содержит узел трубной головки фонтанной арматуры, соединитель (61) устьевой головки, подводную систему (43) управления и несущий каркас с выполненными за одно целое канатными или бесканатными средствами взаимодействия.
7. Способ по п.1, в котором нижний модуль (25) фонтанной арматуры содержит обращенную книзу бесканатную воронку (55), обеспечивающую сопряжение с устьевой головкой, соединительную систему магистрального/выкидного трубопровода и присоединенный трубопровод, предназначенный для соединения с верхним модулем фонтанной арматуры с помощью дроссельного мостового модуля.
8. Способ по п.1, в котором указанный дроссельный мостовой модуль (27) содержит датчики (61, 62), расходомеры (63) и дроссельные компоненты (65, 67), приводимые в действие верхним модулем (23), когда дроссельный мостовой модуль (27) установлен между указанными верхним и нижним модулями (23, 25) с образованием объединенной системы (21) фонтанной арматуры.
9. Способ по п.1, в котором дополнительно разбирают модульный узел (21) фонтанной арматуры до выполнения подъема верхнего модуля (23), нижнего модуля (25) и дроссельного мостового модуля (27) по отдельности на морскую буровую установку (31) и повторно собирают верхний модуль (23), нижний модуль (25) и дроссельный мостовый модуль (27) в модульный узел (21) фонтанной арматуры на морской буровой установке (31).
10. Способ по п.9, в котором модульный узел (21) фонтанной арматуры разбирают либо на суше на этапе (b), либо на транспортном судне перед этапом (d).
11. Способ по п.1, в котором нижний модуль (25) фонтанной арматуры содержит систему катодной защиты.
12. Способ по п.1, в котором верхний модуль (23) фонтанной арматуры содержит узел трубной головки фонтанной арматуры, соединитель (61) устьевой головки, подводную систему (43) управления и несущий каркас с выполненными за одно целое канатными или бесканатными средствами взаимодействия, нижний модуль (25) фонтанной арматуры содержит обращенную книзу бесканатную воронку (55), обеспечивающую сопряжение с устьевой головкой, соединительную систему магистрального/выкидного трубопровода и присоединенный трубопровод, предназначенный для соединения с указанным верхним модулем (23) фонтанной арматуры с помощью дроссельного мостового модуля (27), а дроссельный мостовой модуль (27) содержит датчики (61, 62), расходомеры (63) и дроссельные компоненты (65, 67), приводимые в действие верхним модулем (23), когда дроссельный мостовой модуль (27) установлен между верхним и нижним модулями с образованием объединенной системы (21) фонтанной арматуры.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/258,669 US8151890B2 (en) | 2008-10-27 | 2008-10-27 | System, method and apparatus for a modular production tree assembly to reduce weight during transfer of tree to rig |
| US12/258,669 | 2008-10-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009139040A RU2009139040A (ru) | 2011-04-27 |
| RU2505664C2 true RU2505664C2 (ru) | 2014-01-27 |
Family
ID=41571646
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009139040/03A RU2505664C2 (ru) | 2008-10-27 | 2009-10-23 | Система, способ и устройство для модульного узла фонтанной арматуры, обеспечивающие уменьшение веса груза в процессе транспортировки фонтанной арматуры к буровой установке |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8151890B2 (ru) |
| EP (1) | EP2180136A3 (ru) |
| BR (1) | BRPI0904076A2 (ru) |
| RU (1) | RU2505664C2 (ru) |
| SG (1) | SG161184A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU188422U1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | Обвязка фонтанной арматуры |
| RU2707615C1 (ru) * | 2019-05-13 | 2019-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Система рам и способ ее эксплуатации |
| RU195118U1 (ru) * | 2019-11-28 | 2020-01-15 | Акционерное общество «Инженерный центр судостроения» | Модульный узел фонтанной арматуры |
| RU2777259C1 (ru) * | 2021-10-01 | 2022-08-01 | Акционерное общество «Нижегородский завод 70-летия Победы» | Рама узла фонтанной арматуры |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8430168B2 (en) * | 2008-05-21 | 2013-04-30 | Valkyrie Commissioning Services, Inc. | Apparatus and methods for subsea control system testing |
| DK178357B1 (da) * | 2008-06-02 | 2016-01-11 | Mærsk Olie Og Gas As | Juletræ til brug i en brønd |
| US8607878B2 (en) * | 2010-12-21 | 2013-12-17 | Vetco Gray Inc. | System and method for cathodic protection of a subsea well-assembly |
| US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
| US8931561B2 (en) * | 2011-10-20 | 2015-01-13 | Vetco Gray Inc. | Soft landing system and method of achieving same |
| EP2955321A1 (en) * | 2012-02-09 | 2015-12-16 | Cameron International Corporation | Retrievable flow module unit |
| WO2013126592A2 (en) * | 2012-02-21 | 2013-08-29 | Cameron International Corporation | Well tree hub and interface for retrievable processing modules |
| US9169709B2 (en) * | 2012-11-01 | 2015-10-27 | Onesubsea Ip Uk Limited | Spool module |
| US9365271B2 (en) * | 2013-09-10 | 2016-06-14 | Cameron International Corporation | Fluid injection system |
| US10533395B2 (en) * | 2016-01-26 | 2020-01-14 | Onesubsea Ip Uk Limited | Production assembly with integrated flow meter |
| US9702215B1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-07-11 | Fmc Technologies, Inc. | Subsea tree and methods of using the same |
| WO2017209728A1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-12-07 | Fmc Technologies, Inc. | Flow control module |
| US10400528B2 (en) * | 2016-08-01 | 2019-09-03 | Onesubsea Ip Uk Limited | Modular manifold |
| NO344601B1 (en) * | 2016-10-31 | 2020-02-10 | Bri Cleanup As | Assembly for an oil and gas production platform or rig, and related methods |
| WO2018164657A1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-09-13 | Fmc Technologies, Inc. | Compact flow control module |
| CN108386146B (zh) * | 2018-04-27 | 2024-01-26 | 中国石油大学(北京) | 深水钻井用套管头与环空密封装置下入工具及其使用方法 |
| NO20211600A1 (en) | 2019-07-01 | 2021-12-30 | Onesubsea Ip Uk Ltd | Flow measuring and monitoring apparatus for a subsea tree |
| GB2586620A (en) | 2019-08-29 | 2021-03-03 | Aker Solutions As | Adapter assembly, flowline connector assembly and subsea production system |
| US11840907B2 (en) | 2019-11-13 | 2023-12-12 | Fmc Kongsberg Subsea As | Module, a system and a method for daisy chaining of satellite wells |
| CN111188587B (zh) * | 2020-01-14 | 2021-11-16 | 孙长海 | 采油树导向滑移轨道装置 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4438817A (en) * | 1982-09-29 | 1984-03-27 | Armco Inc. | Subsea well with retrievable piping deck |
| US4629003A (en) * | 1985-08-01 | 1986-12-16 | Baugh Benton F | Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection |
| RU2017933C1 (ru) * | 1991-04-28 | 1994-08-15 | Центральное конструкторское бюро "Лазурит" | Подводное устьевое оборудование для эксплуатации куста скважин |
| RU2186932C2 (ru) * | 1996-08-27 | 2002-08-10 | Ден Ношке Статс Ольесельскап А.С. | Подводный модуль |
| RU2186933C2 (ru) * | 1996-08-27 | 2002-08-10 | Ден Ношке Статс Ольесельскап А.С. | Подводная скважина |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2174442B (en) * | 1985-05-04 | 1988-07-13 | British Petroleum Co Plc | Subsea oil production system |
| GB8623900D0 (en) * | 1986-10-04 | 1986-11-05 | British Petroleum Co Plc | Subsea oil production system |
| GB8707307D0 (en) * | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Sea bed process complex |
| GB2209361A (en) * | 1987-09-04 | 1989-05-10 | Autocon Ltd | Controlling underwater installations |
| BR9005123A (pt) | 1990-10-12 | 1992-06-30 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema submarino de producao |
| BR9103428A (pt) * | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Arvore de natal molhada |
| BR9103429A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Modulo de arvore satelite e estrutura de linhas de fluxo para interligacao de um poco satelite a um sistema submarino de producao |
| NO301555B1 (no) | 1994-08-23 | 1997-11-10 | Oil Engineering Consultants Dr | Undersjöisk bunnramme for petroleumsproduksjon |
| NO307307B1 (no) * | 1997-11-03 | 2000-03-13 | Kongsberg Offshore As | Anordning til bruk ved anbringelse og innretting av et ventiltre |
| BR0009965A (pt) | 1999-02-11 | 2002-03-26 | Fmc Corp | Aparelho de acabamento submarino e sistema de perfuração e produção |
| US6460621B2 (en) * | 1999-12-10 | 2002-10-08 | Abb Vetco Gray Inc. | Light-intervention subsea tree system |
| US6644410B1 (en) * | 2000-07-27 | 2003-11-11 | Christopher John Lindsey-Curran | Modular subsea control system |
| US6494268B1 (en) * | 2000-10-19 | 2002-12-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Transport and support frame for a bop assembly |
| GB0124612D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | Single well development system |
| NO315912B1 (no) * | 2002-02-28 | 2003-11-10 | Abb Offshore Systems As | Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank |
| US7073592B2 (en) * | 2002-06-04 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Jacking frame for coiled tubing operations |
| US6763890B2 (en) * | 2002-06-04 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modular coiled tubing system for drilling and production platforms |
| NO323543B1 (no) * | 2002-12-27 | 2007-06-11 | Vetco Gray Scandinavia As | Undervannssystem |
| GB2424913B (en) * | 2003-10-22 | 2008-06-18 | Vetco Gray Inc | Tree Mounted Well Flow Interface Device |
| DE602004026905D1 (de) * | 2003-10-23 | 2010-06-10 | Ab Science | 2-aminoaryloxazol-verbindungen als tyrosinkinase-hemmer |
| US6998724B2 (en) * | 2004-02-18 | 2006-02-14 | Fmc Technologies, Inc. | Power generation system |
| DE602005013496D1 (de) * | 2004-02-26 | 2009-05-07 | Cameron Systems Ireland Ltd | Verbindungssystem für unterwasser-strömungsgrenzflächenausrüstung |
| US7647974B2 (en) * | 2006-07-27 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Large bore modular production tree for subsea well |
| GB2440940B (en) * | 2006-08-18 | 2009-12-16 | Cameron Internat Corp Us | Wellhead assembly |
| GB0625526D0 (en) * | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| GB0625191D0 (en) * | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| US7770651B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-08-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Method and apparatus for sub-sea processing |
| EP2179128B1 (en) * | 2007-07-24 | 2015-04-08 | Cameron International Corporation | Funnel system and method |
| US7967066B2 (en) * | 2008-05-09 | 2011-06-28 | Fmc Technologies, Inc. | Method and apparatus for Christmas tree condition monitoring |
| US7845404B2 (en) * | 2008-09-04 | 2010-12-07 | Fmc Technologies, Inc. | Optical sensing system for wellhead equipment |
-
2008
- 2008-10-27 US US12/258,669 patent/US8151890B2/en active Active
-
2009
- 2009-10-19 EP EP20090173366 patent/EP2180136A3/en not_active Ceased
- 2009-10-19 BR BRPI0904076-5A patent/BRPI0904076A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-10-21 SG SG200907039-2A patent/SG161184A1/en unknown
- 2009-10-23 RU RU2009139040/03A patent/RU2505664C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4438817A (en) * | 1982-09-29 | 1984-03-27 | Armco Inc. | Subsea well with retrievable piping deck |
| US4629003A (en) * | 1985-08-01 | 1986-12-16 | Baugh Benton F | Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection |
| RU2017933C1 (ru) * | 1991-04-28 | 1994-08-15 | Центральное конструкторское бюро "Лазурит" | Подводное устьевое оборудование для эксплуатации куста скважин |
| RU2186932C2 (ru) * | 1996-08-27 | 2002-08-10 | Ден Ношке Статс Ольесельскап А.С. | Подводный модуль |
| RU2186933C2 (ru) * | 1996-08-27 | 2002-08-10 | Ден Ношке Статс Ольесельскап А.С. | Подводная скважина |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU188422U1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | Обвязка фонтанной арматуры |
| RU2707615C1 (ru) * | 2019-05-13 | 2019-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Система рам и способ ее эксплуатации |
| RU195118U1 (ru) * | 2019-11-28 | 2020-01-15 | Акционерное общество «Инженерный центр судостроения» | Модульный узел фонтанной арматуры |
| RU2777259C1 (ru) * | 2021-10-01 | 2022-08-01 | Акционерное общество «Нижегородский завод 70-летия Победы» | Рама узла фонтанной арматуры |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0904076A2 (pt) | 2010-11-09 |
| SG161184A1 (en) | 2010-05-27 |
| EP2180136A3 (en) | 2011-10-26 |
| EP2180136A2 (en) | 2010-04-28 |
| RU2009139040A (ru) | 2011-04-27 |
| US20100101799A1 (en) | 2010-04-29 |
| US8151890B2 (en) | 2012-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2505664C2 (ru) | Система, способ и устройство для модульного узла фонтанной арматуры, обеспечивающие уменьшение веса груза в процессе транспортировки фонтанной арматуры к буровой установке | |
| US11142984B2 (en) | Apparatus, systems and method for oil and gas operations | |
| US7934560B2 (en) | Free standing riser system and method of installing same | |
| CA2795818C (en) | Managed pressure cementing | |
| US6554072B1 (en) | Co-linear tensioner and methods for assembling production and drilling risers using same | |
| RU2540739C2 (ru) | Вспомогательное устройство для эксплуатационного манифольда | |
| WO2000047864A9 (en) | Subsea completion apparatus | |
| EA016500B1 (ru) | Способы заполнения фильтра гравием | |
| US9428975B2 (en) | Drilling fluid pump module coupled to specially configured riser segment and method for coupling the pump module to the riser | |
| US9347270B2 (en) | Pre-positioned capping device and diverter | |
| US20150027717A1 (en) | Process For Subsea Deployment of Drilling Equipment | |
| US20220090471A1 (en) | Apparatus, Systems and Methods for Oil and Gas Operations | |
| EA006866B1 (ru) | Система и способ установки и поддерживания в заданном положении системы морской разведки и добычи, содержащей камеру с регулируемой плавучестью | |
| US20130068007A1 (en) | Compact Surface Well Testing System and Method | |
| Moreira et al. | Development and Installation of the Drill Pipe Riser, An Innovative Deepwater Production and Completion/Workover Riser System | |
| Mason et al. | Seastar: subsea cluster manifold system design and installation | |
| KR101974437B1 (ko) | 육상 데릭 로드 테스트 방법 | |
| Williams et al. | Mensa Project: Subsea Manifold and Electrical Distribution Structure | |
| Walker | The Design and Installation of the Buchan Field Subsea Equipment | |
| Burkhardt | A progress report test of submerged production system | |
| Burkhardt et al. | Submerged Production System-Of Offshore Pilot Test Progress Report | |
| US20160168925A1 (en) | Method for installing an external line on a deployed drilling riser | |
| Clegg et al. | Tahoe Subsea Completion A Successful Application of Existing and New Technologies | |
| KR20160028761A (ko) | 하이드라랙커 설치 장치 및 하이드라랙커 설치 방법 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161024 |