WO2015086961A2 - Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde - Google Patents

Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde Download PDF

Info

Publication number
WO2015086961A2
WO2015086961A2 PCT/FR2014/053184 FR2014053184W WO2015086961A2 WO 2015086961 A2 WO2015086961 A2 WO 2015086961A2 FR 2014053184 W FR2014053184 W FR 2014053184W WO 2015086961 A2 WO2015086961 A2 WO 2015086961A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
umbilical
duct
propellant
water
drilling
Prior art date
Application number
PCT/FR2014/053184
Other languages
English (en)
Other versions
WO2015086961A3 (fr
Inventor
Dominique Michel
Jean-Claude Bourdon
Original Assignee
Dietswell
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Dietswell filed Critical Dietswell
Publication of WO2015086961A2 publication Critical patent/WO2015086961A2/fr
Publication of WO2015086961A3 publication Critical patent/WO2015086961A3/fr

Links

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
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/01—Risers

Definitions

  • the present invention relates mainly to the field of drilling in deep water, particularly in a zone with a strong marine current.
  • Oil drilling is developing offshore in fields at ever-increasing water depths.
  • Today it is not uncommon for exploration projects to be located in maritime areas by 2,500 meters or 3,000 meters of bottom.
  • the drastic conditions of safety and environmental protection in which these boreholes must be carried out require the implementation of innovative technologies, often going well beyond what is commonly possible.
  • a boat or a drilling platform In the general case of deep-water oil drilling, a boat or a drilling platform, generally with dynamic positioning, is maintained in a surface position very close to the vertical of the well by a set of thrusters. enslaved to a complex system of satellite geodetic references.
  • An umbilical duct consisting of a set of steel tubes, pipes, cables and control pipes connects the drilling vessel, boat or platform to the sub-wellhead. marine positioned on the seabed.
  • This umbilical duct is generally suspended under the drill ship and connected to the wellhead via an anti-blowout block (in English: "Blow - -
  • the duct produces a drag such that the horizontal displacement of its lower point may be several hundred meters from the vertical of the ship. This phenomenon can be accentuated significantly by a marine current, sometimes reaching 3 m / s, in some places; the offset can be several hundred meters and the angle formed by the umbilical duct with the drill ship can then exceed mechanically tolerable limits. When the conditions become favorable again, it is very difficult to reconnect the umbilical canal to the wellhead.
  • the purpose of the invention is notably to propose a device that can make it possible to:
  • such a device for positioning an umbilical water drilling pipe in particular for a deep-water oil drilling, is characterized in that it comprises at least one immersible propellant and intended to be able to exert, on said umbilical duct a force substantially transverse to said umbilical conduit and means for securing said thruster to said umbilical conduit.
  • the device may comprise at least three thrusters, preferably six to eight thrusters, distributed, preferably regularly, about a main axis intended to be substantially coincident locally with a longitudinal axis of the umbilical duct.
  • the force of each thruster is exerted substantially in the direction of the main axis.
  • each thruster is a hydraulic thruster, supplied with fluid, preferably water, under pressure from a surface vessel.
  • the drilling vessels have powerful pumps, able to provide the necessary hydraulic power.
  • the thruster may be a nozzle for ejecting said water, or a propeller motor.
  • the device comprises a first valve which comprises two channels and connected to an auxiliary drilling pipe carried by the umbilical duct, this first valve being mounted so that in a first position, the pipe is used for drilling, and, in a second position, said pipe is used to supply water necessary for the operation of at least one propellant.
  • the device may comprise at least one valve, possibly the same, for supplying at least one thruster, or not, among the thrusters.
  • a system for positioning an umbilical duct may comprise one or more devices according to the invention, such a device being able to be arranged to near a distal end and / or on a running part, that is to say between the distal end and the surface, of the umbilical conduit.
  • FIG. 1 is a schematic elevational view, illustrating an umbilical duct, equipped with two positioning devices according to the invention, and connected to a wellbore head;
  • FIG. 2 is a view similar to that of FIG. 1, in which the umbilical duct has been disconnected from the wellhead;
  • FIG. 3 is a view similar to those of Figures 1 and 2, wherein the umbilical duct is connected to the wellhead and one of the positioning devices according to the invention is used to compensate for the forces due to a marine current;
  • FIG. 4 is a view similar to those of FIGS. 1 to 3, in which the umbilical duct, disconnected, is being reconnected with the aid of the other positioning device;
  • FIG. 5 is a schematic elevational view of a first embodiment for a positioning device according to the invention.
  • FIG. 6 is a top view of the device of Figure 4.
  • FIG. 1 illustrates a umbilical duct 1 connected, on the one hand, to a wellhead 2 of an oil well, on the other hand to a drill ship 3.
  • the duct 1 is essentially represented in FIGS. 1 to 4 by a longitudinal axis XI; only a current portion 1A and a low end 1B of the duct 1 are specifically illustrated therein.
  • the wellhead 2 is disposed in the immediate vicinity of a seabed 4; it is equipped with a Block Obturateur de Puits or BOP 6 (or block anti-eruption or "Blow Out Preventer” in English).
  • the lower end 1B of the duct 1 and its portion 1A each comprise a positioning device, or positioner 9, according to the invention.
  • the marine current undergoing the conduit 1 is illustrated by arrows C, from left to right in Figures 1 to 7, the length of each arrow is proportional to the strength of this current at the location of the arrow C.
  • the duct 1 comprises, along its entire length, several auxiliary ducts 11 used during drilling operations.
  • These pipes 11 are generally at least three in number, known by their respective English names:
  • These pipes are used in drilling conditions to ensure the circulation of drilling fluids between the drill ship 3 and the BOP 6, in particular to control and prevent blowouts.
  • These pipes are generally of a minimum diameter of 115 mm and designed to withstand pressures of the order of 700 bar.
  • Figures 5 and 6 illustrate a first embodiment for a positioner 9 according to the invention.
  • the duct comprises a substantially cylindrical central guide tube 12 around the longitudinal axis XI serving as a guide for the drill pipes, and six auxiliary ducts 11 regularly distributed around the longitudinal axis XI and fixed to the tube -guide 12.
  • the positioner 9 comprises an annular platform 13 fixed to the guide tube 12, coaxially with it, so that the platform extends transversely to the longitudinal axis XI.
  • each thruster 14 is a nozzle, connected upstream to a respective auxiliary line 11.
  • This nozzle 14 is designed to eject water 16 downstream of the nozzle, in a respective direction D14, transverse, secant to the longitudinal axis XI and away from it.
  • This water is directly supplied under pressure from the vessel 3 through the respective pipe 11.
  • the ejection of water by the nozzle 14 produces a reaction force F, able to move the positioner 9, driving the conduit 1, in a direction opposite to the direction D14.
  • Each thruster 14 further comprises a valve, not shown, which makes it possible to supply the thruster 14 with water, or not, from the respective pipe 1 1.
  • the valve can make it possible to regulate the flow rate as a function of the intensity of the force. F that it is desired to exercise, or the flow rate to be adjusted by a pump fitted to the vessel and which feeds the pipe 11.
  • at least two thrusters 14 can be actuated simultaneously.
  • the valves of the positioner 9 are controlled from the surface by means of a control beam carried by the duct 1, or via a multiple hydraulic distributor controlled from the surface; this control makes it possible to control the necessary power of the thruster or thrusters 14 that are useful for exerting the reactive force F.
  • FIG. 7 illustrates a second embodiment for a thruster 14, which will be described in that it differs from the first embodiment, previously described with reference to FIGS. 5 and 6.
  • the thruster comprises a hydraulic motor 17
  • the motor 17 is set in motion by the pressurized water supplied by a respective auxiliary line 11.
  • the propeller propels water taken from the surrounding environment in the direction D14, producing a reaction force F, adapted to move the positioner 9, driving the conduit, in a direction opposite to the direction D14.
  • Two modes of use of a positioner 9 according to the invention are illustrated in particular in Figures 3 and 4.
  • the umbilical duct 1 is shown connected to both the vessel 3 and the wellhead 2, the vessel 3 being substantially vertically V of the wellhead.
  • the conduit 1 although maintained under tension, forms a belly WW with respect to the vertical V.
  • This deformation can be harmful, in particular because it exerts constraints at the level of the fastenings at the head of well 2 and the ship 3, which can in particular damage or lead to rupture of the conduit 1.
  • the preservation of the conduit 1 and its fasteners then requiring, under the conditions of the prior art, the disconnection of the conduit.
  • These disconnections lead to non-productive downtime, which significantly reduces the profitability of drilling.
  • the positioner 9 attached to the current portion 1A of the umbilical duct 1, near where the belly WE is the largest, can significantly reduce this deformation. By thus allowing the conduit to better withstand strong currents, the dead time is thus reduced.
  • the umbilical duct 1 is shown connected to both the ship 3 and to the wellhead 2. In fact, when the operating conditions, the weather or the ocean conditions dictate it, it is some- It is necessary to disconnect the umbilical duct from the wellhead 2. When the conditions allow it again, the duct 1 is again fixed to the wellhead to resume operation. In the prior art, the ship moves to bring the end 1B of the duct of the head 2 closer, the operation being finalized by a ROV (Remote Operated Vehicle, in English), that is to say a remotely controlled vehicle.
  • ROV Remote Operated Vehicle

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Dispositif (9) pour positionner un conduit ombilical de forage en eau, notamment pour un forage pétrolier en eau profonde, caractérisé en ce qu'il comprend au moins un propulseur immersible et prévu pour pouvoir exercer, sur ledit conduit ombilical, une force (F) sensiblement transversale audit conduit ombilical et des moyens pour fixer ledit propulseur audit conduit ombilical.

Description

DISPOSITIF POUR LE POSITIONNEMENT D'UN CONDUIT OMBILICAL, NOTAMMENT SUR UNE TETE D'UN PUITS DE FORAGE PETROLIER EN
EAU PROFONDE.
La présente invention se rapporte principalement au domaine des forages en eaux profondes, notamment dans une zone à fort courant marin.
Le forage pétrolier se développe « offshore » dans des champs situés à des profondeurs d'eau toujours plus importantes. Aujourd'hui, il n'est pas rare que des projets d'exploration se situent dans des zones maritimes par 2.500 mètres ou 3.000 mètres de fond. Les conditions drastiques de sécurité et de protection de P environnement dans lesquels ces forages doivent être réalisés imposent la mise en œuvre de technologies novatrices, allant souvent bien au-delà de ce qui est communément envisageable.
Dans le cas général de forages pétroliers en eau profonde, un bateau ou une plateforme de forage, généralement à positionnement dynamique, est maintenu en position en surface très près de la verticale du puits par un ensemble de propulseurs (en anglais : « thrusters ») asservis à un système complexe de références géodésique par satellites. Un conduit ombilical (en anglais : « riser »), constitué d'un ensemble de tubes en acier, de conduites, de câbles et de tuyauteries de commande, relie le navire de forage, bateau ou plateforme, à la tête de puits sous-marine positionnée sur le fond marin. Ce conduit ombilical est généralement suspendu sous le navire de forage et connecté à la tête de puits par l'intermédiaire d'un bloc anti-éruptions (en anglais : « Blow - -
Out Preventer » ou « BOP »). Pour des raisons opérationnelles et à l'aide de moyens techniques appropriés, il est possible de connecter et de déconnecter le conduit ombilical du BOP au moyen d'un équipage nommé « LMRP » (en anglais : « Lower Marine Riser Package »). Les déconnexions interviennent généralement lorsque les conditions de mer en surface, ou un incident technique, ne permettent plus au navire de forage de maintenir sa position. Une fois déconnecté au niveau du LMRP, le conduit ombilical pend librement dans l'eau sur toute sa longueur, suspendu sous le navire de forage. Bien que d'un diamètre généralement supérieur à 1,5 mètre, mais compte tenu de sa grande longueur, ce conduit est assez souple et se comporte dans l'eau comme un flexible déformable. Généralement, une déconnexion est suivie d'une dérive, volontaire ou non, du navire de forage. Dans ce cas, le conduit produit une traînée telle que le déplacement horizontal de son point inférieur peut être de plusieurs centaines de mètres par rapport à la verticale du navire. Ce phénomène peut être accentué signifîcativement par un courant marin, pouvant quelques fois atteindre 3 m/s, à certains endroits ; le déport peut être de plusieurs centaines de mètres et l'angle formé par le conduit ombilical avec le navire de forage peut alors excéder des limites mécaniquement tolérables. Lorsque les conditions redeviennent favorables, il est alors très difficile de venir reconnecter le conduit ombilical sur la tête de puits.
L'invention a notamment pour but de proposer un dispositif pouvant permettre de :
- Limiter le déplacement horizontal de la partie basse du conduit ombilical ;
- Réduire le ventre formé par le conduit ombilical sous l'effet d'un courant lorsqu'il est connecté à une tête de puits ;
- faciliter la connexion ou la reconnexion d'un conduit ombilical sur une tête de puits, notamment en eau profonde, notamment en présence d'un fort courant marin. Selon l'invention, un tel dispositif pour positionner un conduit ombilical de forage en eau, notamment pour un forage pétrolier en eau profonde, est caractérisé en ce qu'il comprend au moins un propulseur immersible et prévu pour pouvoir exercer, sur ledit conduit ombilical, une force sensiblement transversale audit conduit ombilical et des moyens pour fixer ledit propulseur audit conduit ombilical. Le dispositif peut comprendre au moins trois propulseurs, de préférence six à huit propulseurs, répartis, de préférence régulièrement, autour d'un axe principal destiné à être sensiblement confondu localement avec un axe longitudinal du conduit ombilical. De préférence, la force de chaque propulseur est exercée sensiblement en direction de l'axe principal.
Avantageusement, chaque propulseur est un propulseur hydraulique, alimenté en fluide, de préférence en eau, sous pression depuis un navire en surface. Les navires de forage disposent de puissantes pompes, à même de fournir la puissance hydraulique nécessaire. Le propulseur peut être une tuyère pour éjecter ladite eau, ou un moteur à hélice.
De préférence, le dispositif comprend une première vanne qui comporte deux voies et connectée à une conduite auxiliaire de forage portée par le conduit ombilical, cette première vanne étant montée de sorte que dans une première position, la conduite est utilisée pour le forage, et, dans une deuxième position, ladite conduite est utilisée pour amener de l'eau nécessaire au fonctionnement d'au moins un propulseur. De même, le dispositif peut comprendre au moins une vanne, éventuellement la même, pour alimenter au moins un propulseur, ou pas, parmi les propulseurs.
Un système pour positionner un conduit ombilical peut comprendre un ou plusieurs dispositifs selon l'invention, un tel dispositif pouvant être disposé à proximité d'une extrémité distale et/ou sur une partie courante, c'est à dire entre l'extrémité distale et la surface, du conduit ombilical.
Plusieurs modes d'exécution de l'invention seront décrits ci-après, à titre d'exemples non limitatifs, en référence aux dessins annexés dans lesquels :
- la figure 1 est une vue schématique en élévation, illustrant un conduit ombilical, équipé de deux dispositifs de positionnement selon l'invention, et connecté à une tête de puits de forage ;
- la figure 2 est une vue similaire à celle de la figure 1, dans laquelle le conduit ombilical a été déconnecté de la tête de puits ;
- la figure 3 est une vue similaire à celles des figures 1 et 2, dans laquelle le conduit ombilical est connecté à la tête de puits et un des dispositifs de positionnement selon l'invention est utilisé pour compenser les efforts dus à un courant marin ;
- la figure 4 est une vue similaire à celles des figures 1 à 3, dans laquelle le conduit ombilical, déconnecté, est en cours de reconnexion à l'aide de l'autre dispositif de positionnement ;
- la figure 5 est une vue schématique en élévation d'un premier mode de réalisation pour un dispositif de positionnement selon l'invention ;
- la figure 6 est une vue de dessus du dispositif de la figure 4 ; et,
- la figure 7 est une vue schématique, en coupe et en élévation, d'un deuxième mode de réalisation pour un dispositif de positionnement selon l'invention. La figure 1 illustre un conduit ombilical 1 connecté, d'une part à une tête de puits 2 d'un forage pétrolier, d'autre part à un navire de forage 3. Le conduit 1 est essentiellement représenté aux figures 1 à 4 par un axe longitudinal XI ; seule une partie courante 1A et une extrémité basse 1B du conduit 1 y sont spécifiquement illustrées. La tête de puits 2 est disposée à proximité immédiate d'un fond marin 4 ; elle est équipée d'un Bloc Obturateur de Puits ou BOP 6 (ou encore bloc anti-éruptions ou « Blow Out Preventer » en Anglais). L'extrémité basse 1B du conduit 1 et sa partie 1A comprennent chacune un dispositif de positionnement, ou positionneur 9, selon l'invention. Le courant marin subit par le conduit 1 est illustré par des flèches C, allant de gauche à droite sur les figures 1 à 7, dont la longueur de chaque flèche est proportionnelle à la force de ce courant à l'endroit de cette flèche C.
Comme particulièrement illustré à la figure 5, le conduit 1 comprend, sur toute sa longueur, plusieurs conduites auxiliaires 11, utilisées lors des opérations de forage. Ces conduites 11 sont généralement au moins au nombre de trois, connues sous leurs noms anglais respectifs :
- « kill line », en anglais ;
- « choke line », en anglais ; et,
- « booster line », en anglais.
Ces conduites sont utilisées en condition de forage pour assurer la circulation de fluides de forage entre le navire de forage 3 et le BOP 6, en particulier pour contrôler et prévenir les éruptions. Ces conduites sont généralement d'un diamètre minimum de 115 mm et conçues pour résister à des pressions de l'ordre de 700 Bar.
Lorsque le conduit 1 est déconnecté, comme illustré aux figures 2 et 4, le processus de forage est interrompu. Le puits est alors mis en sécurité et obstrué. Les conduites auxiliaires deviennent inutiles au contrôle du puits. Les figures 5 et 6 illustrent un premier mode de réalisation pour un positionneur 9 selon l'invention. Dans cet exemple, le conduit comprend un tube-guide central 12 sensiblement cylindrique autour de l'axe longitudinal XI, servant de guide aux tubes de forage, et six conduites auxiliaires 11, régulièrement réparties autour de l'axe longitudinal XI et fixées au tube-guide 12. Le positionneur 9 comprend une plateforme annulaire 13 fixée au tube-guide 12, coaxialement avec celui-ci, de sorte que la plateforme s'étend transversalement à l'axe longitudinal XI. Six propulseurs 14 sont disposés et fixés sur la plateforme 13, régulièrement répartis autour de l'axe longitudinal XI. Dans l'exemple illustré aux figures 5 et 6, chaque propulseur 14 est une tuyère, branchée en amont à une conduite auxiliaire 11 respective. Cette tuyère 14 est prévue pour éjecter de l'eau 16 en aval de la tuyère, selon une direction D14 respective, transversale, sécante à l'axe longitudinal XI et s'en éloignant. Cette eau est directement fournie sous pression depuis le navire 3 par la conduite 11 respective. L'éjection de l'eau par la tuyère 14 produit une force de réaction F, propre à déplacer le positionneur 9, en entraînant le conduit 1, selon une direction opposée à la direction D14. Chaque propulseur 14 comprend en outre une vanne, non représentée, qui permet d'alimenter, ou pas, le propulseur 14 en eau depuis la conduite respective 1 1. La vanne peut permettre de régler le débit en fonction de l'intensité de la force F que l'on souhaite exercer, ou le débit être réglé par une pompe équipant le navire et qui alimente la conduite 11. Avantageusement, pour une plus grande précision, au moins deux les propulseurs 14 peuvent être actionnés simultanément. Les vannes du positionneur 9 sont pilotées depuis la surface par l'intermédiaire d'un faisceau de commande porté par le conduit 1, ou par l'intermédiaire d'un distributeur hydraulique multiple commandé depuis la surface ; ce pilotage permet de commander la puissance nécessaire du ou des propulseurs 14 utiles pour exercer la force réactive F.
La figure 7 illustre un deuxième mode de réalisation pour un propulseur 14, que nous décrirons en ce qu'il diffère du premier mode de réalisation, précédemment décrit en référence aux figures 5 et 6. Dans cet exemple, le propulseur comprend un moteur hydraulique 17 entraînant une hélice 18. Le moteur 17 est mis en mouvement par l'eau sous pression fournie par une conduite auxiliaire respective 11. L'hélice propulse de l'eau prélevée dans le milieu environnant selon la direction D14, produisant une force de réaction F, propre à déplacer le positionneur 9, en entraînant le conduit, selon une direction opposée à la direction D14. Deux modes d'utilisation d'un positionneur 9 selon l'invention sont illustrés notamment aux figures 3 et 4.
A la figure 1, le conduit ombilical 1 est représenté en connecté à la fois au navire 3 et à la tête de puits 2, le navire 3 étant sensiblement à la verticale V de la tête de puits. Sous l'effet du courant marin C, le conduit 1, bien que maintenu sous tension, forme un ventre WW par rapport à la verticale V. Cette déformation peut être dommageable, notamment car elle exerce des contraintes au niveau des fixations à la tête de puits 2 et au navire 3, pouvant notamment endommager ou entraîner une rupture du conduit 1. La préservation du conduit 1 et de ses fixations nécessitant alors, dans les conditions de l'art antérieur, la déconnexion du conduit. Ces déconnexions entraînent des temps morts, non productifs, qui diminuent notablement la rentabilité du forage. Comme illustré à la figure 3, le positionneur 9 fixé à la partie courante 1A du conduit ombilical 1, à proximité de là où le ventre WE est le plus important, permet de réduire notablement cette déformation. En permettant ainsi au conduit de mieux résister à de forts courants, on diminue ainsi les temps morts.
A la figure 3, le conduit ombilical 1 est représenté en connecté à la fois au navire 3 et à la tête de puits 2. En effet, lorsque les conditions d'exploitation, les conditions météo ou océaniques l'imposent, il est quelques-fois nécessaire de déconnecter le conduit ombilical d'avec la tête de puits 2. Lorsque les conditions le permettent de nouveau, on fixe de nouveau le conduit 1 à la tête de puits, pour en reprendre l'exploitation. Dans l'art antérieur, le navire se déplace de façon à rapprocher l'extrémité 1B du conduit de la tête 2, l'opération étant finalisée par un ROV (Remote Operated Véhicule, en Anglais), c'est-à-dire un véhicule commandé à distance. Cependant, une telle opération est difficile, voire impossible, pour un forage en eau profonde, c'est- à-dire où l'extrémité 1B est très éloignée du navire 3 qui est sensé la positionner, et dans des conditions de fort courant marin C, un ROV ayant une puissance très limitée. Le positionneur 9, fixé à l'extrémité basse 1B du conduit 1, permet, en exerçant une force réactive F directement appliquée à l'extrémité 1B, de contrer la force du courant C. L'opération de reconnexion en est facilitée et accélérée. Bien sûr, l'invention n'est pas limitée aux exemples qui viennent d'être décrits.
Ainsi, il est possible de disposer plusieurs positionneurs le long du conduit ombilical, dont, de préférence, au moins un à son extrémité basse, notamment pour aider à le reconnecter à la tête de puits. La présence d'un positionneur intermédiaire, entre l'extrémité haute et l'extrémité basse du conduit est particulièrement avantageuse, puisqu'elle permet de réduire un ventre qui se forme.

Claims

Revendications
1. Procédé de connexion et/ou de déconnexion d'une extrémité distale (1B) d'un conduit ombilical (1) de forage en eau avec une tête de puit (2), ledit conduit étant relié à un navire de surface par une extrémité opposée, caractérisé en ce qu'il comprend une étape pour positionner ledit conduit à l'aide d'au moins un propulseur (14) immersible et prévu pour pouvoir exercer, sur ledit conduit ombilical, une force (F) sensiblement transversale audit conduit ombilical, ledit propulseur étant fixé audit conduit ombilical par des moyens (13) adaptés.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on utilise au moins trois propulseurs, de préférence six à huit propulseurs, répartis, de préférence régulièrement, autour d'un axe principal destiné à être sensiblement confondu localement avec un axe longitudinal (XI) du conduit ombilical.
3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que la force de chaque propulseur est exercée sensiblement en direction de l'axe principal.
4. Procédé selon l'une des revendications 2 et 3, caractérisé en ce que l'on alimente chaque propulseur en un fluide hydraulique, de préférence en eau, sous pression depuis le navire en surface.
5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le fluide est de l'eau, et en ce que le propulseur est une tuyère pour éjecter ladite eau.
6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que le propulseur est un moteur à hélice.
7. Procédé selon l'une des revendications 4 à 6, caractérisé en ce qu'il comprend une première vanne qui comporte deux voies et connectée à une conduite auxiliaire (11) de forage portée par le conduit ombilical (1), ladite première vanne étant montée de sorte que dans une première position, ladite conduite (11) est utilisée pour ledit forage, et, dans une deuxième position, ladite conduite est utilisée pour amener de l'eau nécessaire au fonctionnement d'au moins un propulseur.
8. Procédé selon l'une des revendications 4 à 7, caractérisé en ce qu'il comprend au moins une vanne pour alimenter au moins un propulseur, ou pas, parmi les propulseurs.
9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'on dispose au moins un parmi l'au moins un propulseur à proximité de extrémité distale (1B) du conduit ombilical (1).
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'on dispose au moins un autre propulseur sur une partie courante (1A) du conduit ombilical (1).
11. Dispositif (9) pour positionner un conduit ombilical (1) de forage en eau, notamment pour un forage pétrolier en eau profonde, caractérisé en ce qu'il comprend au moins un propulseur (14) immersible et prévu pour pouvoir exercer, sur ledit conduit ombilical, une force (F) sensiblement transversale audit conduit ombilical et des moyens (13) pour fixer ledit propulseur audit conduit ombilical.
12. Dispositif selon la revendication 11, caractérisé en ce qu'il comprend au moins trois propulseurs, de préférence six à huit propulseurs, répartis, de préférence régulièrement, autour d'un axe principal destiné à être sensiblement confondu localement avec un axe longitudinal (XI) du conduit ombilical.
13. Dispositif selon la revendication 12, caractérisé en ce que la force de chaque propulseur est exercée sensiblement en direction de l'axe principal.
14. Dispositif selon l'une des revendications 12 et 13, caractérisé en ce que chaque propulseur est un propulseur hydraulique, alimenté en fluide sous pression, de préférence en eau, depuis un navire en surface.
15. Dispositif selon la revendication 14, caractérisé en ce que le fluide est de l'eau, et en ce que le propulseur est une tuyère pour éjecter ladite eau.
16. Dispositif selon la revendication 13, caractérisé en ce que le propulseur est un moteur à hélice.
17. Dispositif selon l'une des revendications 14 à 16, caractérisé en ce qu'il comprend une première vanne qui comporte deux voies et connectée à une conduite auxiliaire (11) de forage portée par le conduit ombilical (1), ladite première vanne étant montée de sorte que dans une première position, ladite conduite (11) est utilisée pour ledit forage, et, dans une deuxième position, ladite conduite est utilisée pour amener de l'eau nécessaire au fonctionnement d'au moins un propulseur.
18. Dispositif selon l'une des revendications 14 à 17, caractérisé en ce qu'il comprend au moins une vanne pour alimenter au moins un propulseur, ou pas, parmi les propulseurs.
19. Système (9,9) pour positionner un conduit ombilical, caractérisé en ce qu'il comprend un dispositif selon l'une des revendications 11 à 18, disposé à proximité d'une extrémité distale (1B) dudit conduit ombilical
(1)·
20. Système selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comprend au moins un dispositif selon l'une des revendications 11 à 18, disposé sur une partie courante (1A) du conduit ombilical (1).
PCT/FR2014/053184 2013-12-13 2014-12-05 Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde WO2015086961A2 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1362625A FR3014834B1 (fr) 2013-12-13 2013-12-13 Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde.
FR1362625 2013-12-13

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2015086961A2 true WO2015086961A2 (fr) 2015-06-18
WO2015086961A3 WO2015086961A3 (fr) 2016-01-07

Family

ID=50624687

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2014/053184 WO2015086961A2 (fr) 2013-12-13 2014-12-05 Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde

Country Status (2)

Country Link
FR (1) FR3014834B1 (fr)
WO (1) WO2015086961A2 (fr)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016178044A1 (fr) * 2015-05-07 2016-11-10 Total Sa Procédé de forage ou d'exploitation d'un puits utilisant une plate-forme en mer et un tube prolongateur soumis à un courant d'eau
WO2024186813A1 (fr) * 2023-03-08 2024-09-12 Lone Gull Holdings, Ltd. Procédés et systèmes de couplage réversible de conduits

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7420358B1 (ja) 2023-03-15 2024-01-23 株式会社テラサン 位置保持システム

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3215202A (en) * 1961-10-10 1965-11-02 Richfield Oil Corp Off-shore drilling and production apparatus
US3265130A (en) * 1962-05-23 1966-08-09 Shell Oil Co Method and apparatus for drilling underwater wells
FR1602291A (fr) * 1968-02-14 1970-11-02
US4624318A (en) * 1983-05-26 1986-11-25 Chevron Research Company Method and means for storing a marine riser
US6386290B1 (en) * 1999-01-19 2002-05-14 Colin Stuart Headworth System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing
CA2402779A1 (fr) * 2000-03-20 2001-09-27 Jon Grude Gjedebo Colonne montante

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
None

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016178044A1 (fr) * 2015-05-07 2016-11-10 Total Sa Procédé de forage ou d'exploitation d'un puits utilisant une plate-forme en mer et un tube prolongateur soumis à un courant d'eau
WO2024186813A1 (fr) * 2023-03-08 2024-09-12 Lone Gull Holdings, Ltd. Procédés et systèmes de couplage réversible de conduits

Also Published As

Publication number Publication date
FR3014834B1 (fr) 2017-01-27
FR3014834A1 (fr) 2015-06-19
WO2015086961A3 (fr) 2016-01-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0330584B1 (fr) Dispositif de transfert de fluide entre le fond sous-marin et la surface
US3482410A (en) Underwater flowline installation
US20060219412A1 (en) Subsea intervention fluid transfer system
WO2006037886A1 (fr) Dispositif de liaison superieure entre deux conduites sous marines de transport de fluide
CA2714625C (fr) Support flottant equipe de touret comprenant des paliers de roulement hors d'eau
US20100018693A1 (en) Pipeline entry system
NO324255B1 (no) Spolbar, ettergivende leder og kveilror for innforing av et injektorkveilror i en bronn
US4445804A (en) Method and apparatus for remote recovery of submerged pipelines
OA13254A (fr) Méthode d'installation et de connexion d'une conduite sous-marine montante.
US8967270B2 (en) Rigless abandonment system
MX2008001700A (es) Control de presion con guias distensibles.
FR3085178A1 (fr) Soupape de securite pour insertion dans un puits, systeme de puits et procede de fonctionnement
FR2584770A1 (fr) Raccord central de colonne montante immergee
MX2008001698A (es) Intervencion submarina con guias distensibles.
WO2015086961A2 (fr) Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde
AU2007322228B2 (en) Offshore pipe string with different pipe joints
FR2655684A1 (fr) Procede de nettoyage d'un puits souterrain et dispositif pour la mise en óoeuvre d'un tel procede.
WO2016110617A1 (fr) Dispositifs de lestage et/ou de protection pour lignes subaquatiques
US20120315096A1 (en) Rigless intervention
AU2011209810B2 (en) Diverless subsea connection
US20150101522A1 (en) Arctic Rapid Disconnect and Reconnect Floating Driller
US8910715B2 (en) Oil well control system
US20100098498A1 (en) Anchor system for offshore dynamically positioned drilling platform
US9316081B2 (en) Well capping assembly and method of capping underwater well
AU2007244951B2 (en) Towing and recovery method for deepwater pipelines and risers

Legal Events

Date Code Title Description
NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14827473

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2