RU2704403C2 - Способ бурения в арктических условиях - Google Patents
Способ бурения в арктических условиях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704403C2 RU2704403C2 RU2017146303A RU2017146303A RU2704403C2 RU 2704403 C2 RU2704403 C2 RU 2704403C2 RU 2017146303 A RU2017146303 A RU 2017146303A RU 2017146303 A RU2017146303 A RU 2017146303A RU 2704403 C2 RU2704403 C2 RU 2704403C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- winter season
- vessel
- during
- ice
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 282
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method 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
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
- B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
- B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
- B63B21/507—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers with mooring turrets
-
- 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
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B2211/00—Applications
- B63B2211/06—Operation in ice-infested waters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Architecture (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам шельфового бурения скважин на дне арктических морских регионов. Для осуществления способа проводят планирование бурения верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона до глубины выше нефтегазоносного пласта, когда вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом. Проводят планирование прерывания бурения на указанной глубине, уменьшая риск разлива углеводородов в окружающую среду. Проводят планирование возобновления бурения на указанной глубине и начало бурения нижней части скважины, входящей в нефтегазоносный пласт, во время следующего незимнего сезона, когда вода содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона. Осуществляют бурение с бурового судна верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона до глубины выше нефтегазоносного пласта в то время, когда вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом. Осуществляют прерывание бурения на указанной глубине, уменьшая риск разлива углеводородов в окружающую среду. Осуществляют возобновление указанного бурения и начало бурения нижней части скважины от глубины верхней части ствола, и вхождение в нефтегазоносный пласт в течение следующего незимнего сезона, когда вода содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона. Достигается технический результат – увеличение эффективности и безопасности шельфового бурения скважин на дне арктических морских регионов и рационализация процесса бурения в течение разных сезонов года. 19 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Данное изобретение относится к способу шельфового бурения скважин на дне арктических морских регионов.
Уровень техники
Арктические шельфовые регионы включают в себя обширные нефтеносные регионы, которые еще предстоит открыть. К таким регионам относится море Бофорта и другие регионы вокруг Северного полярного круга. Одна из проблем, связанных с выполнением буровых работ в арктических морских регионах, заключается в сезонных ограничениях на буровые работы. Во многих регионах бурение нефтеносных пластов ограничено временами года, когда вода не покрыта льдом, поскольку локализация загрязнения из-за разлившейся нефти и добыча нефти после потенциальной аварии, приводящей к подводному разливу нефти, существенно осложнены в водах, содержащих лед.
Однако, были разработаны несколько подходов для защиты буровых судов от льда и для борьбы со льдом, позволяющих эксплуатировать буровое оборудование даже в течение зимнего сезона.
Например, патент США 2011/0188938 относится к области шельфовых операций в арктических условиях. Конкретнее, этот документ известного уровня техники относится к разрушению ледяных глыб для предотвращения столкновения таких глыб с шельфовым эксплуатационным оборудованием.
Для мелководья были разработаны гравитационные платформы. Однако, в более глубоких водах, например на глубине 75 м или больше гравитационные платформы становятся непрактичными, и могут быть использованы плавучие морские платформы. Например, судно в форме корабля привлекательно в качестве плавучей морской платформы в холодных условиях и областях с дрейфующим льдом, поскольку оно имеет палубу большой площади, большой объем трюма, и ледовые нагрузки от дрейфующего льда на него относительно низки, когда судно выровнено с направлением дрейфа льда. Такие плавучие морские платформы могут удерживаться на месте с помощью системы швартовки, содержащей несколько якорных тросов, соединенных с судном предпочтительно ниже ватерлинии, чтобы избежать запутывания льдом, например, с помощью турели на дне корпуса судна, с которого выполняются буровые работы. Когда якорные тросы закреплены на турели, судно может менять направление или поворачиваться во льду, что позволяет судну выравниваться вдоль меняющегося направления дрейфа льда (ледовый флюгер).
Принимая во внимание проблемы, связанные с буровыми работами в водах, содержащих лед, и, несмотря на значительный прогресс, достигнутый в последнее время в отношении соответствующего оборудования, было бы желательно предложить эффективный и безопасный способ бурения, подходящий для арктических морских регионов.
Раскрытие сущности изобретения
В данном документе описаны варианты реализации способа бурения донных скважин в морских точках бурения, в частности, в арктических регионах, при этом процесс включает:
- бурение верхней части ствола скважины во время зимнего сезона, когда вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом;
- начало бурения нижней части скважины, входящей в нефтегазоносный пласт, во время следующего незимнего сезона, когда вода содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона.
Следовательно, поскольку бурение верхней части скважины может быть выполнено с небольшим риском, или вовсе без него, утечки углеводородов, таких как нефть, из залежи в окружающую среду, эта часть процесса бурения может быть выполнена во время зимнего сезона, когда вода по меньшей мере частично покрыта льдом.
Когда погодные условия улучшатся во время следующего незимнего сезона, то есть, следующего весеннего и/или летнего и/или осеннего сезона, буровые работы могут быть продолжены бурением более глубоких пластов, и в частности, нефтегазоносных пластов, содержащих залежи углеводородов, таких как нефть и/или газ. Таким образом, нижняя часть скважины представляет собой часть скважины, более глубокую, чем верхняя часть ствола скважины. Хотя следующий незимний сезон может быть сезоном, следующим непосредственно за зимним сезоном, во время которого была пробурена верхняя часть ствола скважины, следует понимать, что этот следующий незимний сезон может быть более поздним сезоном, а в некоторых случаях даже незимним сезоном следующего года. К тому же, следует понимать, что бурение нижней части скважины начинается, но не обязательно должно быть завершено в течение одного незимнего сезона, следующего после зимнего сезона, во время которого была пробурена верхняя часть ствола скважины, процесс может растягиваться на несколько сезонов, например, незимних сезонов более чем одного года.
Как правило, во время зимнего сезона поверхность воды может быть полностью или частично покрыта льдом (как правило, происходящим из морской воды, но также возможно, имеющим происхождение с суши, например, из ледников), который может быть более или менее неподвижным или может дрейфовать в различных направлениях. Дрейфующий лед может иметь разнообразные формы, например, льдины различных размеров, он может представлять собой ровный лед, содержать гребни и т.п., а также иметь различное происхождение, например, морское или ледниковое. Дрейфующий лед может быть управляемым или неуправляемым, то есть, дрейфующий лед может быть или не быть предварительно направляемым, например, одним или более судов с возможностями ледокола перед тем, как достигнуть судна.
Начало и конец зимнего сезона могут зависеть от множества факторов и различаться для разных регионов и/или для разных лет. В некоторых регионах национальные или международные правила могут запрещать бурение нефтегазоносных пластов в течение определенного периода. Таким образом, зимний сезон может быть определен как период в течение календарного года, когда бурение нефтегазоносных пластов запрещено из-за наличия льда. В некоторых вариантах реализации изобретения зимний сезон может быть определен как период с 1 ноября календарного года по 1 июля следующего календарного года. В некоторых вариантах реализации изобретения начало зимнего сезона может быть более ранним, например, не раньше 1 октября, или начало зимнего сезона может быть более поздним, например, не раньше 1 декабря. Аналогичным образом, конец зимнего сезона может быть раньше 1 апреля, например, не раньше 1 марта, 1 мая, например, не раньше 1 апреля, 1 июня, например, не раньше 1 мая, 1 июля, например, не раньше 1 июня, или позже 1 июля, например, не раньше 1 августа или не раньше 1 сентября. В некоторых вариантах реализации изобретения зимний сезон может быть определен на основании типичной концентрации льда и/или типичной толщины льда в точке бурения, например, в виде средней концентрации льда и/или средней толщины льда, измеряемой или рассчитываемой в течение периода нескольких лет, например, последних 5 лет. Таким образом, зимний сезон может быть определен периодом календарного года, когда типичная или текущая концентрация льда в точке бурения по меньшей мере 3/10 или больше, такая как 5/10 или больше, такая как 7/10 или больше, такая как 8/10 или больше, такая как 9/10 или больше, и/или как период календарного года, когда типичная или текущая толщина льда превышает предварительно определенный предел, например, 0,1 м, такой как 0,3 м, такой как 0,5 м, такой как 1 м, такой как 2 м. Концентрация льда выражается в десятых и описывает количество поверхности моря, покрытой льдом, в виде доли от рассматриваемой общей площади.
Следующий незимний сезон, когда можно начинать бурение нижней части скважины, может быть определен как сезон за пределами зимнего сезона, причем начало незимнего сезона может быть определено как момент времени, когда текущая и/или типичная концентрация льда достигает уровня ниже предварительно определенного предела, например, концентрация льда ниже 4/10, такая как ниже 3/10, такая как ниже 2/10, такая как ниже 1/10. Соответственно, в некоторых вариантах реализации изобретения незимний сезон может представлять собой сезон открытой воды, когда концентрация льда в регионе точки бурения ниже 4/10, такая как ниже 3/10, такая как ниже 2/10, такая как ниже 1/10, такая как ниже 0,1/10, такая как 0.
Верхняя часть ствола скважины может содержать часть пробуренной скважины, проходящую только сквозь пласты выше любого нефтегазоносного пласта, из которого углеводороды могут подниматься через пробуренную скважину. Буровые работы в нефтегазоносных пластах обычно требуют развертывания системы противовыбросового превентора (ПВП), причем развертывание ПВП означает процесс установки ПВП в рабочем положении и состоянии так, чтобы дальнейшие буровые работы, выполняемые после развертывания ПВП, выполнялись через ПВП. В зависимости от типа бурового судна, такие системы ПВП могут быть развернуты на дне моря или над водой, например, на буровой платформе или непосредственно под ней. Система ПВП, развертываемая на дне моря, может быть опущена на дно моря после бурения верхней части ствола скважины. В альтернативном варианте ПВП может быть опущен в полость, образованную на дне моря. Такую полость также называют камерой в донном грунте или кессоном, если полость опирается на окружающую конструкцию. В любом случае, после развертывания ПВП дальнейшие буровые работы выполняются через ПВП и через водоотделяющую колонну. Если ПВП развернут на дне моря, водоотделяющая колонна проходит между ПВП и буровым судном.
Верхняя часть ствола скважины в некоторых вариантах реализации изобретения может быть определена как часть скважины, которую бурят до развертывания противовыбросо-вого превентора.
Верхняя часть ствола скважины может содержать верхний участок, например, образованный кондуктором 36'' (91,44 см) или кондуктором другого подходящего диаметра. Верхняя часть ствола скважины может содержать нижний участок верхней части ствола скважины, в который может быть вставлена и зацементирована обсадная колонна, например, обсадная колонна 22'' (55,88 см) или обсадная колонна, имеющая другой подходящий диаметр. Таким образом, бурение верхней части ствола скважины может включать завершение верхней части ствола скважины путем вставки кондуктора и/или одной или более обсадных труб (например, 2 или более обсадных труб) и необязательного цементирования по меньшей мере обсадной колонны и необязательно кондуктора. Однако, в некоторых вариантах реализации изобретения верхняя часть ствола скважины представляет собой конструкцию буровой скважины (которая может превратиться в скважину после бурения нижних участков в залежи), имеющую 3 секции обсадной колонны или менее (например, секции обсадной колонны различных диаметров), например, 2 или менее, например, 1. Хотя предыдущее описание относится к типичным технологиям строительства скважин с кондуктором и обсадными трубами, подготовленный специалист поймет, что изобретение также относится к альтернативным или будущим способам строительства скважин. Например, может существовать возможность безопасного строительства верхней части ствола скважины с использованием одного или более хвостовиков (труба, навешенная на нижний конец предыдущей трубы) в качестве альтернативы обсадной колонне и/или трубам разборного типа, в которых диаметр следующей секции может быть практически подобным, поскольку одна секция может быть вставлена в другую в разобранном виде, а затем вытянута.
Глубина верхней части ствола скважины, которую бурят в течение зимнего сезона, может зависеть от глубины, на которой расположен нефтегазоносный пласт. В некоторых вариантах реализации изобретения верхняя часть ствола скважины может углубляться более чем на 500 футов (152 м), например, более чем на 1000 футов (305 м), например, более чем на 1500 футов (457 м) в дно моря, если измерять от палубы буровой установки бурового судна.
Буровые работы в течение зимнего сезона могут выполняться любым подходящим буровым судном, соответствующим образом приспособленным для работы в водах, содержащих лед или покрытых льдом. Аналогичным образом, буровые работы в течение следующего незимнего сезона могут выполняться любым подходящим буровым судном, соответствующим образом приспособленным для работы в соответствующем морском регионе. В некоторых вариантах реализации изобретения продолжение буровых работ в течение незимнего сезона выполняет то же буровое судно, которое выполняло бурение верхней части ствола скважины. Таким образом, буровое судно может оставаться в пределах одного региона, имея возможность работать не только в течение незимнего сезона.
После завершения бурения верхней части ствола скважины судно может уйти из точки бурения. То же или другое буровое судно может затем вернуться в точку бурения во время следующего незимнего сезона, чтобы начать бурение нижней части скважины. В связи с этим способ может включать закрытие пробуренной верхней части ствола скважины съемной крышкой, чтобы защитить целостность пробуренной части скважины до возобновления буровых работ во время незимнего сезона. Термин «точка бурения» предназначен для обозначения географического положения скважины. Если говорить о положении бурового судна в точке бурения или о положении на поверхности воды в точке бурения, речь идет о положении на поверхности моря, как правило, над положением скважины, из которого судно способно выполнять работы по бурению скважины.
Буровое судно может представлять собой плавучее буровое основание, плавучую буровую платформу или плавучее основание другого типа или морское буровое основание с опорой на дно, такое как буровая самоподъемная платформа или платформа на гравитационном основании для разведки углеводородов, таких как нефть или газ. Буровое судно может иметь форму корабля или другую форму. В некоторых вариантах реализации изобретения буровое судно может представлять собой мобильное морское буровое основание с опорой на дно, такое как буровая самоподъемная платформа.
Буровое судно может иметь буровую шахту или другое отверстие, через которое оборудование опускают в направлении дна моря, например, бурильную колонну, обсадную колонну или водоотделяющую колонну для бурения, выходящую из судна в направлении дна моря. К другим примерам такого оборудования относится оборудование устья скважины, нижний соединительный узел водоотделяющей колонны и ПВП.
Буровое судно может содержать систему швартовки, такую как турельная система швартовки. В некоторых вариантах реализации изобретения система швартовки содержит несколько якорных тросов, способных удерживать судно на месте. Турельная система швартовки может дополнительно содержать: турельную стойку или другую турельную конструкцию, способную соединять якорные тросы с судном; систему опор, способную позволить судну действовать как флюгер; и опорную конструкцию, способную поддерживать систему опор. Таким образом, якорные тросы соединены с турельной конструкцией, способной вращаться относительно судна.
Буровая шахта и турельная система образуют нисходящую ось, вокруг которой расположена турель с возможностью вращения относительно корпуса судна. Таким образом, во время работы, когда турельная конструкция закреплена на дне моря с помощью якорных тросов, судно может поворачиваться вокруг этой оси, в то время как турель может оставаться по существу геостатической. Якорные тросы могут быть соединены с турельной стойкой или другим компонентом турельной конструкции, таким как цепной стол, соединенный с нижним концом турельной стойки; якорные тросы могут идти от соответствующих точек установки якорей, распределенных по периферии отверстия.
В некоторых вариантах реализации изобретения способ включает бурение соответствующих верхних частей стволов множества скважин в соответствующих точках бурения буровым судном в течение одного зимнего сезона, и начало бурения соответствующих нижних частей одной или более указанных скважин в течение следующего незимнего сезона, когда вода в соответствующих точках бурения содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона; причем соответствующие нижние части входят в нефтегазоносный пласт.
Для этого буровое судно может быть пришвартовано в первой точке бурения, что позволяет бурить верхнюю часть ствола первой скважины в первой точке бурения в течение зимнего сезона. Затем буровое судно может быть перемещено и пришвартовано во второй точке бурения, что позволяет бурить верхнюю часть ствола второй скважины во второй точке бурения в течение указанного зимнего сезона. В частности, буровое судно может быть пришвартовано с помощью множества якорных тросов, идущих от судна до соответствующих точек установки якорей, расположенных на дне моря.
Для этого способ может включать отсоединение одного, некоторых или даже всех якорных тросов в первой точке, перемещение бурового судна во вторую точку и присоединение одного или более якорных тросов во второй точке. В некоторых вариантах реализации изобретения, например, если скважины расположены близко друг к другу, перемещение судна между точками бурения может не требовать отсоединения каких-либо или по меньшей мере не всех якорных тросов от судна или от точек установки якорей, поскольку можно продолжать использовать некоторые или все из тех же точек установки якорей. Таким образом, может быть достаточно отрегулировать длину некоторых или всех якорных тросов, чтобы установить судно во второй точке бурения.
Поскольку процесс отсоединения и повторного присоединения якорных тросов занимает много времени, в целом желательно сократить время перемещения бурового судна между первой и второй точками бурения.
Буровые работы через водоотделяющую колонну и ПВП требуют удерживать судно неподвижно над скважиной, например, так, чтобы трубопровод, соединяющий ПВП и центр буровой шахты на палубе буровой установки судна не отклонялся от вертикали более чем на 10°, например, не более чем на 8°, например, не более чем на 6°. Большие отклонения могут быть приемлемыми при бурении верхней части ствола скважины без использования водоотделяющей колонны. Например, при бурении верхней части ствола скважины могут быть приемлемыми отклонения до 25°, такие как до 22°, такие как до 20°. Следовательно, при бурении верхней части ствола скважины может быть достаточным меньшее количество якорных тросов, при этом сохраняющее способность удерживать судно неподвижно в пределах приемлемых допусков. В некоторых вариантах реализации изобретения буровое судно может использовать динамическую систему позиционирования в дополнение к якорным тросам при бурении верхней части ствола скважины, чтобы получить возможность дополнительного сокращения количества необходимых якорных тросов.
Для этого способ может включать швартовку бурового судна в первой точке бурения перед бурением верхней части ствола первой скважины с помощью первого количества якорных тросов. В течение следующего незимнего сезона буровое судно может быть снова пришвартовано (то есть, оставаться пришвартованным, или быть повторно пришвартованным) в первой точке бурения с помощью второго количества якорных тросов для бурения нижней части скважины, и в частности, для бурения через противовыбросовый пре-вентор и через водоотделяющую колонну, причем первое количество якорных тросов меньше второго количества якорных тросов. Например, во время бурения верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона могут быть использованы только 70% или меньше якорных тросов по сравнению с количеством якорных тросов, используемых во время последующего бурения нижней части скважины, например, 60% или менее, например, 50% или менее, например, 40% или менее, например, 30% или менее якорных тросов. Например, во время бурения верхней части ствола скважины буровое судно может быть пришвартовано не более чем 12 якорными тросами, например, не более чем 10 якорными тросами, например, не более чем 8 якорными тросами. В одном примере при бурении нижней части скважины, в частности, при бурении с противовыбросовым превентором и через водоотделяющую колонну буровое судно может быть пришвартовано с помощью 16 якорных тросов, а при бурении верхней части ствола скважины буровое судно пришвартовано с помощью только 8 якорных тросов.
При бурении множества верхних частей стволов скважин якорные тросы в некоторых или всех точках бурения могут быть проложены до прибытия бурового судна в соответствующую точку бурения, в качестве варианта даже во время незимнего сезона перед зимним сезоном, в течение которого бурят верхние части стволов скважин. Для этого якорные тросы может прокладывать судно, отличное от бурового судна, например, судно для установки якорей или судно обеспечения с приспособлениями для установки якорей. Способ может включать предварительное развертывание одного или более якорных тросов в одной или более точек бурения до прибытия бурового судна. Предварительно развернутый якорный трос затем может быть эффективно извлечен после прибытия бурового судна. Например, якорные тросы могут иметь соединенные с ними вспомогательные тросы, которые можно поднять с помощью крюка, подводного аппарата с дистанционным управлением (ПАДУ) и т.п. Для этого вспомогательный трос может быть соединен с буем или другим поплавковым устройством так, чтобы он плавал над дном моря, например, подо льдом.
Каждый якорный трос имеет нижний конец, выполненный с возможностью крепления на дне моря в точке установки якоря, и верхний конец, выполненный с возможностью соединения с буровым судном. В некоторых вариантах реализации изобретения соответствующие верхние концы двух или более предварительно развернутых якорных тросов могут быть соединены с соединительным элементом, что позволяет поднимать соединительный элемент и соединять его с буровым судном. Таким образом, можно эффективно закрепить на судне одновременно несколько якорных тросов.
Соединительный элемент может иметь любую подходящую форму. В некоторых вариантах реализации изобретения соединительный элемент может иметь кольцевую форму или может иметь форму сегмента кольца, например, так, чтобы несколько соединительных элементов, каждый из которых имеет несколько закрепленных на нем якорных тросов, могли быть соединены с судном, например, с турельной конструкцией, образуя кольцо вокруг буровой шахты. Если соединительный элемент имеет кольцевую форму, можно даже соединить верхние концы всех якорных тросов с единственным кольцевым соединительным элементом, который затем может быть поднят и соединен с судном, например, с турельной конструкцией так, чтобы кольцо окружало буровую шахту. В частности, эффективное крепление нескольких якорных тросов, соединяемых с соединительным элементом, может иметь преимущества при бурении верхних частей стволов нескольких скважин, поскольку бурение верхних частей стволов скважин не требует использования ПВП или водоотделяющей колонны под судном, которые могут быть повреждены в случае необходимости отсоединения якорных тросов и соединительного элемента от судна.
Данное изобретение относится к различным аспектам, в том числе к способу бурения, описанному выше и ниже, и к соответствующим системам и/или продуктам. Каждый аспект изобретения может давать один, или более, из эффектов и преимуществ, описанных в связи с одним, или более, из других аспектов изобретения, и каждый аспект изобретения может иметь один, или более, из вариантов реализации изобретения со всеми или только некоторыми характеристиками, соответствующими вариантам реализации изобретения, описанными в связи с одним, или более, из аспектов изобретения и/или раскрытыми в приложенной формуле изобретения.
Краткое описание чертежей
Далее будут более подробно описаны один или более вариантов реализации изобретения со ссылкой на графические материалы, в которых:
Фиг. 1 схематически иллюстрирует пример поперечного сечения плавучего морского основания.
Фиг. 2A-D схематически иллюстрируют вариант реализации способа бурения.
Фиг. 3А-В схематически иллюстрируют пример швартовки бурового судна во время бурения через водоотделяющую колонну, и во время бурения верхней части ствола скважины, соответственно.
Осуществление изобретения
Фиг. 1 схематически иллюстрирует пример бурового судна, плавающего в водоеме 105 с дрейфующим льдом 127. В частности, фиг.1 иллюстрирует поперечное сечение плавучего бурового основания, в целом обозначенного номером 100, закрепленного на дне 111 моря якорными тросами 108. Плавучее буровое основание содержит корпус 101, который может быть по существу продолговатым или иметь форму корабля, в альтернативном варианте буровое судно может иметь другую форму, например, буровой морской платформы. Плавучее буровое основание дополнительно содержит палубу 102 буровой установки, образованную на верху платформы, опирающейся на стойки 130 или основание другой формы. Платформа образует палубу буровой установки, с которой ведутся буровые работы, и охватывает буровую шахту 107, образованную в корпусе плавучего бурового основания, позволяющую опускать оборудование в направлении дна моря. Одно или более отверстий в палубе буровой установки, каждое из которых, как правило, имеет форму бурового ротора, образуют один или более центров буровых шахт, через которые можно выполнять буровые работы. Центр(-ы) буровых шахт может(-гут) быть расположен(-ы) рядом с опорной конструкцией 104 буровой установки, поддерживающей подъемную систему, или в целом под ней. В примере по фиг.1 опорная конструкция буровой установки представляет собой мачту, расположенную рядом с центром буровой шахты, однако, возможны также опорные конструкции буровой установки других форм, такие как вышка для бурения, расположенные над центром буровой шахты. Опорная конструкция буровой установки опирается на стойки 130 или аналогичное основание и направлена вверх относительно палубы буровой установки 102. Подъемная система содержит крюк или аналогичное устройство, на которое может быть подвешена колонна труб 109, опускаемая и поднимаемая через центр буровой шахты и буровую шахту 107. Для этого подъемная система может содержать верхний привод 103, с которым может быть соединен верхний конец бурильной колонны, и который может прилагать вращающий момент к бурильной колонне. Подъемная система может представлять собой систему буровой лебедки, в которой подъемный трос подается по неподвижному блоку шкивов, опирающемуся на опорную конструкцию буровой установки, или подъемную систему другого подходящего типа, такую как гидравлическая подъемная система, содержащая цилиндры, раздвигающиеся вверх от палубы буровой установки, и поддерживающие опускаемый или поднимаемый груз.
Плавучее буровое основание выполнено с возможностью выполнения буровых работ без водоотделяющей колонны или через водоотделяющую колонну 110, проходящую от плавучего бурового основания до ПВП 112, расположенного на дне моря. Таким образом, плавучее буровое основание имеет возможность соединения с подводной скважиной через водоотделяющую колонну 110. Плавучее буровое основание пришвартовано с помощью турели 106 и множества якорных тросов 108. Турель позволяет плавучему буровому основанию выравнивать свою продольную ось с любым заданным направлением дрейфа льда, направлением местного морского течения, направлением ветра и т.п. Для этого судно может вращаться вокруг вертикальной оси, образованной турелью 106. Водоотделяющая колонна может быть расположена коаксиально с осью вращения.
Как правило, плавучие буровые установки, такие как плавучие буровые основания и полупогружные буровые платформы, часто используются для буровых работ по разведке залежей углеводородов, таких как залежи нефти или природного газа, в подводных пластах, для бурения скважин в таких залежах и/или для последующей добычи углеводородов. Следует понимать, что размер и форма судна, его оборудование и/или тип оборудования, идущего вниз от судна, могут варьироваться согласно конкретному применению.
Если плавучее буровое основание плавает в дрейфующих льдах 127, плавучее буровое основание как правило ориентировано так, чтобы лед приближался к носовой части корпуса 101. Поэтому варианты реализации корпуса могут иметь ледокольную форму и прочность, достаточную, чтобы ломать лед. Как правило, корпус может содержать одну или более деталей (не показаны явно), имеющих формы и размеры, не позволяющие льду погружаться под дно корпуса. В некоторых вариантах реализации изобретения такие детали могут быть расположены вдоль носовой части и/или бортов средней части корпуса судна. Корпус может содержать в целом плоское дно, хотя возможны корпуса других форм, в том числе корпуса, имеющие наклонное дно.
Фиг. 2A-D схематически иллюстрируют вариант реализации способа бурения. В частности, фиг. 2А показывает буровое судно 100, расположенное и пришвартованное в первой точке бурения, в которой подводные пласты под дном моря содержат нефтеносный пласт 216. В примере по фиг. 2A-D буровое судно представляет собой плавучее буровое основание, например, плавучее буровое основание, описанное в связи с фиг. 1. Буровое судно 100 пришвартовано к дну моря 111 с помощью якорных тросов 108А и 108В. Якорные тросы имеют нижний конец, закрепленный на дне моря, и верхний конец, закрепленный на судне, например, на турельной конструкции, описанной в связи с фиг. 1. Буровое судно 100 по фиг. 2А находится в процессе бурения верхней части ствола первой скважины 226А, то есть, части скважины, не входящей в нефтеносный пласт 216. Поэтому буровое судно бурит скважину с помощью бурильной колонны 109 подходящего диаметра, такого как 22'' (55,88 см) или больше, такого как 36'' (91,44 см) или больше. Бурение верхней части ствола скважины может включать вставку кондукторной трубы в верхний участок верхней части ствола скважины, после чего бурение нижнего участка верхней части ствола скважины продолжается через кондуктор, то есть, при этом нижний участок верхней части ствола скважины имеет меньший диаметр, чем верхний участок. Затем обсадная труба может быть вставлена в нижний участок верхней части ствола скважины и закреплена путем нагнетания цемента в кольцевое пространство, окружающее обсадную колонну. Бурение верхней части ствола скважины может дополнительно включать задачи по подготовке развертывания противовыбросового превентора, например, установку камеры в донном грунте или кессона, например, как описано в патенте США 4,558,744, позволяющего развернуть ПВП в углублении или полости в дне моря, например, для защиты ПВП от проходящих айсбергов. После завершения верхней части ствола скважины, на верхнюю часть ствола скважины может быть установлена крышка или аналогичное покрытие, защищающее верхнюю часть ствола скважины в течение периода, пока можно будет возобновить буровые работы во время следующего незимнего сезона.
Поскольку бурение верхней части ствола скважины 226А не включает бурение нефтеносного пласта 216, эта часть буровых работ может быть безопасно выполнена во время зимнего сезона, когда поверхность моря полностью или частично покрыта льдом 127.
Как правило, во время разведки месторождения нефти в нефтеносных пластах 216 бурят несколько скважин. Соответственно, может быть желательно пробурить, например, с помощью единственного бурового судна верхние части стволов нескольких скважин в пределах одного арктического региона в течение зимнего сезона и продолжить бурение одной или более из этих скважин во время следующего незимнего сезона, например, с помощью того же бурового судна. Поэтому способ может включать укладку якорных тросов 208А и 208В во второй точке бурения до завершения бурения верхней части ствола первой скважины 226А в первой точке бурения. Разворачивание якорных тросов может быть выполнено, например, с помощью судна обеспечения, отличного от бурового судна 100. Это схематически проиллюстрировано на фиг. 2А, изображающей предварительно развернутые якорные тросы 208А и 208В. Предварительно развернутые якорные тросы затем можно снова поднять с помощью бурового судна или судна обеспечения. Например, якорные тросы 208А, 208В могут иметь свинцовые кабели 218, соединенные с ними таким образом, что их можно поднять крюком, ПАДУ и т.п. Для этого кабель может быть соединен с буем 217 или другим поплавковым устройством так, чтобы он плавал над дном моря, например, подо льдом 127.
Фиг. 2В изображает буровое судно 100 после того, как оно завершило бурение верхней части ствола первой скважины и было перемещено во вторую точку бурения, чтобы получить возможность бурить верхнюю часть ствола второй скважины 226В. Для этого некоторые якорные тросы 108А, использовавшиеся для швартовки судна в первой точке бурения, были отсоединены, и после перемещения судна предварительно развернутые якорные тросы 208А были извлечены и соединены с буровым судном 100, чтобы удерживать судно во второй точке бурения. Таким образом, в некоторых ситуациях некоторые или даже все якорные тросы, использовавшиеся для швартовки судна в первой точке бурения, могут быть использованы повторно для швартовки судна во второй точке бурения без необходимости полного извлечения и повторного развертывания якорных тросов. Величина связанных с этим преимуществ может зависеть от конкретных обстоятельств, например, от расстояния между скважинами. В некоторых обстоятельствах может быть полезно или даже необходимо отсоединить все якорные тросы в первой точке и снова присоединить полный комплект якорных тросов во второй точке бурения. В других ситуациях возможно оставить все якорные тросы соединенными с судном и просто отрегулировать их длину, чтобы зафиксировать судно во второй точке бурения.
Фиг. 2С изображает буровое судно после завершения бурения верхней части ствола второй скважины 226В, перемещенное и пришвартованное в третьей точке бурения якорными тросами 208А и 208В, и находящееся в процессе бурения верхней части ствола третьей скважины 226С. Таким образом, в течение единственного зимнего сезона одно буровое судно может эффективно и безопасно пробурить верхнюю часть ствола одной скважины или нескольких скважин.
Во время следующего незимнего сезона, когда поверхность воды 105 достаточно свободна ото льда, буровое судно 100 может возобновить буровые работы на одной, или больше, из скважин, верхняя часть ствола в которых была создана ранее.
Для этого, как проиллюстрировано на фиг. 2D, судно снова швартуют на соответствующей скважине 226А Следует понимать, что если судно продолжает буровые работы на последней созданной верхней части ствола скважины, может отсутствовать необходимость в его перешвартовке, поскольку буровое судно может просто оставаться в соответствующей точке бурения. Таким образом, для целей данного изобретения упоминание того, что судно было пришвартовано снова, относится как к ситуации, когда судно остается пришвартованным, так и когда судно было отшвартовано, а затем пришвартовано повторно в той же точке. В любом случае, чтобы получить возможность бурения нефтеносного пласта 216, буровое судно развертывает ПВП 112 и водоотделяющую колонну 110. В случае плавучих судов ПВП 112 как правило развертывают на дне моря, как проиллюстрировано на фиг 2D - в качестве варианта, в камере в донном грунте или кессоне. В этом случае водоотделяющая колонна 110 проходит между судном и ПВП. В любом случае дальнейшие буровые работы в более глубоких нефтеносных пластах 216, то есть, глубже верхней части ствола скважины, пробуренной до развертывания ПВП, выполняются с помощью бурильной колонны 109, проходящей через водоотделяющую колонну 110 и ПВП 112.
Фиг. 3А-В схематически иллюстрируют пример швартовки бурового судна во время бурения через водоотделяющую колонну и во время бурения верхней части ствола скважины, соответственно. Буровые работы через водоотделяющую колонну и ПВП предъявляют более строгие требования к удержанию судна на месте, чем во время первоначального бурения верхней части ствола скважины, имеющей относительно большой диаметр. В частности, водоотделяющая колонна изготовлена из трубчатых элементов большого диаметра и проходит через буровую шахту судна вниз. Большие горизонтальные смещения судна относительно центра буровой шахты могут вызвать столкновение водоотделяющей колонны со стенками буровой шахты или турелью, таким образом, создавая риск повреждения деталей судна или водоотделяющей колонны.
Соответственно, во время бурения верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона может быть достаточно пришвартовать судно с помощью меньшего количества якорных тросов, чем во время дальнейших буровых работ через водоотделяющую колонну и ПВП в течение следующего незимнего сезона. Это схематически проиллюстрировано на фиг. 3А-В. Фиг. 3А изображает судно 100, пришвартованное с помощью 16 якорных тросов 108, закрепленных на турельной конструкции 106 судна. Фиг. 3В показывает то же судно, пришвартованное во время бурения верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона только 8 якорными тросами 108. Меньшее количество якорных тросов позволяет быстрее перемещать и повторно швартовать судно в нескольких точках бурения в течение зимнего сезона.
Следует понимать, что во время зимнего и/или незимнего сезона судно может быть пришвартовано с помощью различного количества якорных тросов, как показано в примере по фиг. 3А-В, поскольку точное количество тросов может зависеть от множества факторов, таких как: глубина воды, характер дна моря, морские течения, ветровой режим, дрейф льда и т.д.
Чтобы получить возможность даже более эффективной повторной швартовки судна во время зимнего сезона, некоторые или все из якорных тросов до или после развертывания могут быть закреплены на соединительном элементе, который может иметь возможность съемного крепления на судне, например, на турельной конструкции судна. Например, соединительный элемент может иметь форму кольца или сегмента кольца. Диаметр кольца или сегмента кольца может соответствовать размерам турели. Таким образом, когда судно расположено в точке бурения, несколько якорных тросов могут быть извлечены и закреплены на судне в ходе одного эффективного процесса. Например, соединительный элемент может быть выполнен в виде съемной вращающейся части турельной системы швартовки, например, как описано в патенте США 8,397,655.
Хотя некоторые варианты реализации изобретения могут быть подробно описаны и изображены, изобретение не ограничено ими, а может быть реализовано другими путями в пределах объема объекта изобретения, определенного в следующей формуле изобретения. В частности, следует понимать, что могут быть использованы другие варианты реализации изобретения, и могут быть внесены конструктивные и функциональные модификации без отхода от объема данного изобретения. В частности, варианты реализации способа бурения главным образом были описаны со ссылкой на турельную систему швартовки. Однако, следует понимать, что эти варианты реализации способа, описанного в данном документе, могут быть использованы также вместе с системами позиционирования других типов.
Сам факт, что определенные мероприятия изложены в отличающихся друг от друга зависимых пунктах формулы изобретения или описаны в различных вариантах реализации изобретения, не означает, что комбинация этих мероприятий не может быть использована с пользой.
Следует подчеркнуть, что термин «содержит / содержащий», используемый в данном описании изобретения, предназначен для указания наличия определенных признаков, систем, этапов или компонентов, но не исключает наличия или добавления одного или более других признаков, систем, этапов, компонентов или их групп.
Claims (32)
1. Способ бурения скважин в нефтегазоносном пласте под дном моря в шельфовых точках бурения, включающий:
- планирование бурения верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона до глубины выше нефтегазоносного пласта, когда вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом;
- планирование прерывания бурения на указанной глубине, таким образом уменьшая риск разлива углеводородов в окружающую среду, пока вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом;
- планирование возобновления бурения на указанной глубине и начало бурения нижней части скважины, входящей в нефтегазоносный пласт, во время следующего незимнего сезона, когда вода содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона;
- бурение, с бурового судна, верхней части ствола скважины в течение зимнего сезона до глубины выше нефтегазоносного пласта в то время, когда вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом;
- прерывание бурения на указанной глубине, таким образом уменьшая риск разлива углеводородов в окружающую среду, пока вода в точке бурения по меньшей мере частично покрыта льдом; и
- возобновление указанного бурения, и начало бурения нижней части скважины от глубины верхней части ствола, и вхождение в нефтегазоносный пласт в течение следующего незимнего сезона, когда вода содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона.
2. Способ согласно п. 1, дополнительно включающий планирование завершения бурения нижней части во время следующего незимнего сезона.
3. Способ согласно п. 1 или 2, дополнительно включающий завершение бурения нижней части во время следующего незимнего сезона.
4. Способ по любому из пп. 1-3, включающий уход бурового судна из точки бурения, в промежутке между бурением верхней части ствола и нижней части скважины.
5. Способ по любому из пп. 1-4, включающий, после завершения верхней части ствола, закрывание скважины съемным колпаком или крышкой до возобновления бурения.
6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что зимний сезон включает период календарного года, когда концентрация льда в точке бурения равна по меньшей мере 3/10 или выше.
7. Способ по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что зимний сезон включает период календарного года, когда толщина льда превышает 0,1 м.
8. Способ по любому из пп. 1-7, отличающийся тем, что зимний сезон начинается после 1 октября.
9. Способ по любому из пп. 1-8, отличающийся тем, что незимний сезон начинается, когда концентрация льда достигает уровня ниже 4/10.
10. Способ по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что начало бурения нижней части скважины включает развертывание системы противовыбросового превентора (ПВП).
11. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что бурение указанной верхней части ствола выполняют через противовыбросовый превентор.
12. Способ по любому из пп. 1-11, отличающийся тем, что бурение верхней части ствола скважины включает одно или более действий, выбранных из следующих действий:
- установка кондукторной трубы в верхнюю часть ствола скважины и цементирование кондукторной трубы,
- установка обсадной колонны в верхнюю часть ствола скважины,
- цементирование обсадной колонны в верхней части ствола скважины,
- установка камеры в донном грунте или кессона.
13. Способ по любому из пп. 1-12, отличающийся тем, что бурение верхней части ствола скважины и начало бурения нижней части скважины выполняет одно буровое судно.
14. Способ по любому из пп. 1-13, включающий: швартовку бурового судна в первой точке бурения, перед бурением верхней части ствола первой скважины, с помощью первого количества якорных тросов; и швартовку бурового судна в первой точке бурения, перед началом бурения нижней части скважины, с помощью второго количества якорных тросов, причем первое количество якорных тросов меньше второго количества якорных тросов.
15. Способ по любому из пп. 1-14, включающий: бурение соответствующих верхних частей стволов множества скважин в соответствующих точках бурения с помощью бурового судна в течение одного зимнего сезона; и начало бурения соответствующих нижних частей одной или более указанных скважин в течение следующего незимнего сезона, когда вода в соответствующих точках бурения содержит меньше льда, чем во время зимнего сезона, причем соответствующие нижние части входят в нефтегазоносный пласт.
16. Способ по п. 15, включающий:
- швартовку бурового судна в первой точке бурения, чтобы получить возможность бурения верхней части ствола первой скважины в первой точке бурения в течение зимнего сезона,
- перемещение и швартовку бурового судна во второй точке бурения, чтобы получить возможность бурения верхней части ствола второй скважины во второй точке бурения в течение указанного зимнего сезона.
17. Способ по п. 16, включающий укладку одного или более якорных тросов для швартовки бурового судна во второй точке бурения до завершения бурения верхней части ствола первой скважины.
18. Способ по п. 16 или 17, включающий использование по меньшей мере одного якорного троса для швартовки бурового судна в первой точке бурения и для последующей швартовки бурового судна во второй точке бурения.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что перемещение судна выполняют, когда по меньшей мере один якорный трос остается соединенным с буровым судном.
20. Способ по любому из пп. 14-19, включающий швартовку бурового судна в точке бурения с помощью множества якорных тросов, причем два или более из якорных тросов имеют верхний конец, соединенный с соединительным элементом, и при этом швартовка бурового судна включает соединение соединительного элемента с буровым судном, когда верхние концы двух или более якорных тросов соединены с соединительным элементом.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DKPA201500315 | 2015-05-29 | ||
| DKPA201500315 | 2015-05-29 | ||
| DKPA201500338 | 2015-06-11 | ||
| DKPA201500338A DK178712B1 (en) | 2015-06-11 | 2015-06-11 | Arctic Drilling Process |
| PCT/DK2016/000024 WO2016192729A1 (en) | 2015-05-29 | 2016-05-30 | Arctic drilling process |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017146303A RU2017146303A (ru) | 2019-07-02 |
| RU2017146303A3 RU2017146303A3 (ru) | 2019-09-09 |
| RU2704403C2 true RU2704403C2 (ru) | 2019-10-28 |
Family
ID=56235519
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146303A RU2704403C2 (ru) | 2015-05-29 | 2016-05-30 | Способ бурения в арктических условиях |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10415315B2 (ru) |
| CA (1) | CA2986946C (ru) |
| DK (1) | DK180136B1 (ru) |
| NO (1) | NO20172036A1 (ru) |
| RU (1) | RU2704403C2 (ru) |
| WO (1) | WO2016192729A1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002055836A1 (en) * | 2001-01-10 | 2002-07-18 | 2H Offshore Engineering Ltd. | Method of drilling and operating a subsea well |
| US20110188938A1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-08-04 | Nedwed Timothy J | Ice Break-Up Using Artificially Generated Waves |
| RU2448015C2 (ru) * | 2006-08-07 | 2012-04-20 | Текнип Франс | Плавучая платформа типа "spar" для условий потока плавучего льда |
| US8398445B2 (en) * | 2007-05-11 | 2013-03-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Automatic ice-vaning ship |
| RU2485003C2 (ru) * | 2008-09-05 | 2013-06-20 | Саипем С.А. | Плавучая платформа, содержащая турель, снабженную двумя буями, к которым прикреплены якорные линии и соединительные трубопроводы связи с морским дном |
| RU2499724C2 (ru) * | 2008-02-05 | 2013-11-27 | Мосс Мэритайм Ас | Судно для бурения и добычи в ледовых водах |
| WO2014099269A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxomobil Upstream Research Company | System and method rapid disconnection of the drilling riser of a floating drilling platform |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3837311A (en) | 1972-10-05 | 1974-09-24 | Sun Oil Co | Apparatus for melting ice |
| US4295758A (en) | 1978-02-10 | 1981-10-20 | Mitsui Engineering And Shipbuilding Co., Ltd. | Working platform for oil drilling operations in ice covered sea areas |
| US4434741A (en) | 1982-03-22 | 1984-03-06 | Gulf Canada Limited | Arctic barge drilling unit |
| GB2391889A (en) * | 2001-04-30 | 2004-02-18 | Shell Int Research | Subsea drilling riser disconnect system and method |
| US20110247827A1 (en) | 2010-04-07 | 2011-10-13 | Gavin Humphreys | Dual Drilling Activity Drilling Ship |
| EP2630303B1 (en) * | 2010-10-21 | 2015-07-22 | ConocoPhillips Company | Ice worthy jack-up drilling unit with conical piled monopod and sockets |
| US9315242B2 (en) | 2012-01-18 | 2016-04-19 | Intermoor Inc. | Releasable mooring systems and methods for drilling vessels |
-
2016
- 2016-05-30 US US15/578,065 patent/US10415315B2/en active Active
- 2016-05-30 WO PCT/DK2016/000024 patent/WO2016192729A1/en active Application Filing
- 2016-05-30 CA CA2986946A patent/CA2986946C/en active Active
- 2016-05-30 DK DKPA201700747A patent/DK180136B1/en active IP Right Grant
- 2016-05-30 RU RU2017146303A patent/RU2704403C2/ru active
-
2017
- 2017-12-22 NO NO20172036A patent/NO20172036A1/en unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002055836A1 (en) * | 2001-01-10 | 2002-07-18 | 2H Offshore Engineering Ltd. | Method of drilling and operating a subsea well |
| RU2448015C2 (ru) * | 2006-08-07 | 2012-04-20 | Текнип Франс | Плавучая платформа типа "spar" для условий потока плавучего льда |
| US8398445B2 (en) * | 2007-05-11 | 2013-03-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Automatic ice-vaning ship |
| RU2499724C2 (ru) * | 2008-02-05 | 2013-11-27 | Мосс Мэритайм Ас | Судно для бурения и добычи в ледовых водах |
| RU2485003C2 (ru) * | 2008-09-05 | 2013-06-20 | Саипем С.А. | Плавучая платформа, содержащая турель, снабженную двумя буями, к которым прикреплены якорные линии и соединительные трубопроводы связи с морским дном |
| US20110188938A1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-08-04 | Nedwed Timothy J | Ice Break-Up Using Artificially Generated Waves |
| WO2014099269A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxomobil Upstream Research Company | System and method rapid disconnection of the drilling riser of a floating drilling platform |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK201700747A1 (en) | 2018-01-15 |
| CA2986946A1 (en) | 2016-12-08 |
| WO2016192729A1 (en) | 2016-12-08 |
| NO20172036A1 (en) | 2017-12-22 |
| DK180136B1 (en) | 2020-06-12 |
| US10415315B2 (en) | 2019-09-17 |
| RU2017146303A (ru) | 2019-07-02 |
| US20180155987A1 (en) | 2018-06-07 |
| RU2017146303A3 (ru) | 2019-09-09 |
| CA2986946C (en) | 2022-01-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR102252116B1 (ko) | 해저 지지 유닛 및 천수 천공 터미널을 제공하는 방법 | |
| US7021402B2 (en) | Method for using a multipurpose unit with multipurpose tower and a surface blow out preventer | |
| US3987638A (en) | Subsea structure and method for installing the structure and recovering the structure from the sea floor | |
| US6601649B2 (en) | Multipurpose unit with multipurpose tower and method for tendering with a semisubmersible | |
| US5147148A (en) | Heave-restrained platform and drilling system | |
| US5150987A (en) | Method for installing riser/tendon for heave-restrained platform | |
| AU2008326415B2 (en) | Docking and drilling stations for running self-standing risers | |
| US3976021A (en) | Installation of vertically moored platform | |
| EP1097287B1 (en) | Floating spar for supporting production risers | |
| US4039025A (en) | Apparatus for anchoring an offshore structure | |
| US5135327A (en) | Sluice method to take TLP to heave-restrained mode | |
| US5445476A (en) | Reusable offshore platform jacket | |
| WO1995009280A2 (en) | Offshore platform structure and reusable foundation pile sleeve for use with such a structure | |
| KR20150140792A (ko) | 극지의 신축형 이동식 해양 시추 유닛 | |
| RU2704403C2 (ru) | Способ бурения в арктических условиях | |
| US3379245A (en) | Tended drilling platform for multiwell subsurface completion | |
| AP579A (en) | Offshore well saving apparatus and method. | |
| DK178712B1 (en) | Arctic Drilling Process | |
| US20020067958A1 (en) | Methods of installing offshore platforms | |
| WO2014204304A1 (en) | Drilling module | |
| EP4247700B1 (en) | Anchor systems and methods | |
| KR20160035260A (ko) | 파워 스위블 유닛을 이용한 컨덕터 파이프의 매설방법 | |
| Tarełko | Power take-off systems of offshore rig power plants | |
| French et al. | Sydney Ocean Outfalls Marine Works |