EA001520B1 - Установка для морской нефтедобычи и способ монтажа трубопровода для подачи нефти - Google Patents
Установка для морской нефтедобычи и способ монтажа трубопровода для подачи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA001520B1 EA001520B1 EA199900640A EA199900640A EA001520B1 EA 001520 B1 EA001520 B1 EA 001520B1 EA 199900640 A EA199900640 A EA 199900640A EA 199900640 A EA199900640 A EA 199900640A EA 001520 B1 EA001520 B1 EA 001520B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pipeline
- platform
- riser
- buoy
- float
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 238000005303 weighing Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction 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
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
- E21B19/004—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling supporting a riser from a drilling or production platform
- E21B19/006—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling supporting a riser from a drilling or production platform including heave compensators
-
- 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
- E21B17/012—Risers with buoyancy elements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Foundations (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Установка для морской нефтедобычи, содержащая частично погруженную платформу, по меньшей мере, один трубопровод для подачи нефти, связывающий платформу с морским дном, и устройства для создания силы натяжения трубопровода. Устройства для создания силы натяжения одного или каждого трубопровода включают в себя, по меньшей мере, один погруженный в воду буй, связанный с рабочей зоной трубопровода для обеспечения его натяжения к поверхности воды, и механизм для создания силы натяжения трубопровода, который устанавливается на платформе и воздействует на верхнюю часть трубопровода для подачи нефти.
Description
Настоящее изобретение относится к установке для морской нефтедобычи и способу монтажа трубопровода для подачи нефти.
Такая установка содержит наполовину погружаемую в воду платформу, по меньшей мере, один трубопровод для подачи нефти, связывающий платформу с морским дном и устройства, обеспечивающие напряженное состояние этого трубопровода.
Наполовину погружаемые в воду платформы предназначены для эксплуатации морских или океанических месторождений нефти, расположенных на значительной глубине. Они включают в себя корпус, размещенный на опорах, нижняя часть которого связана с полым основанием. Опоры оборудуются понтонами. Основание и понтоны обеспечивают плавучесть и устойчивость конструкции платформы. Корпус, смонтированный на опорах, удерживается в процессе эксплуатации установки над водной поверхностью.
Один или несколько вертикально идущих трубопроводов, обычно называемые стояками, связывают платформу с морским дном. Эти вертикальные стояки изготавливаются из металлических труб.
Их длина, соответствующая глубине морского дна в районе эксплуатируемого месторождения, как правило, составляет около 1200 м, а их масса примерно равна 100 тоннам.
Для того, чтобы трубопроводы не разрывались под воздействием течений в поперечном направлении, используется прием, обеспечивающий состояние натяжения этих труб. Подобные приспособления обеспечивают силу натяжения трубопровода, составляющую примерно одно-двукратную величину его веса.
Из-за того, что платформа находится наплаву, она оказывается под воздействием приливов с соответствующим изменением уровня воды, а с другой стороны, она подвергается воздействию волн. В результате приспособления, обеспечивающие напряженное состояние вертикальных трубопроводов, должны быть способны компенсировать вертикальные изменения положения платформы, происходящие со временем. Максимальные вариации положения по вертикали составляют от 4 до 12 м.
В современных установках в качестве приспособлений, обеспечивающих напряженное состояние трубопроводов для подачи нефти, используются конструкции с домкратами с гидропневматическим приводом, расположенные между верхней частью трубопровода для подачи нефти и платформой. Эти домкраты должны иметь достаточный ход для компенсации относительного перемещения между верхней частью трубопровода для подачи нефти и платформой. Кроме того, они должны быть достаточно мощными для того, чтобы выдержать нагрузки при обеспечении напряженного состояния трубопровода для подачи нефти.
Известно, что используемые в настоящее время домкраты занимают много места и имеют сложную конструкцию.
Целью изобретения является создание установки для морской нефтедобычи, в которой создание напряженного состояния одного или каждого из трубопроводов для подачи нефти не требует применения сложных и занимающих много места в корпусе платформы устройств.
Эта цель достигается тем, что в установке для морской нефтедобычи, содержащей платформу в полупогруженном состоянии, по меньшей мере, один трубопровод для подачи нефти, соединяющий платформу с морским дном и устройства для создания силы натяжения в указанном трубопроводе, согласно изобретению, устройства для создания силы натяжения включают в себя для одного или для каждого трубопровода для подачи нефти, по меньшей мере, один буй в погруженном состоянии, связанный с рабочей зоной трубопровода для создания его натяжения к поверхности, и механизм для создания силы натяжения в трубопроводе для подачи нефти, установленный на платформе и воздействующий на верхнюю часть этого трубопровода, и имеются устройства для установки буя в позиции упора по отношению к платформе в направлении вверх.
В зависимости от различных вариантов реализации изобретения установка отличается одной или рядом следующих особенностей:
один или каждый из буев имеет размер, обеспечивающий воздействие на трубопровод для подачи нефти с силой, превышающей силу натяжения, действующую со стороны механизма, создание силы натяжения, связанного с верхней частью трубопровода и воздействующего на нее;
буй имеет размер, обеспечивающий силу воздействия на трубопровод для подачи нефти, по величине составляющую 1-3 значения его веса;
в состав платформы входит погруженное в воду основание и находящийся вне воды корпус, связанный с основанием при помощи опор, причем один или каждый буй находятся в воде на глубине основания, а основание включает в себя приспособления, обеспечивающие перемещение по вертикали одного или каждого из буев;
основание включает в себя для каждого из буев вертикально расположенный канал, вдоль оси которого буй способен двигаться;
в основании имеется устройство для ограничения движения буя вверх при контакте с платформой;
один или каждый буй снабжен сквозным каналом, через который проходит соответствующий трубопровод для подачи нефти;
устройства, обеспечивающие связь между одним или каждым буем и соответствующим трубопроводом для подачи нефти, включают в себя шаровой шарнир;
шаровой шарнир состоит из кольцевого вогнутого седла, связанного с буем в его осевом канале, и фланца с выпуклой поверхностью, закрепленного на трубопроводе для подачи нефти так, что фланец прижимается к вогнутому седлу для передачи усилия на трубопровод для подачи нефти;
сквозной канал имеет диаметр, превышающий в три раза диаметр трубопровода для подачи нефти;
механизм создания силы натяжения включает в себя, по меньшей мере, один домкрат с гидропневмоприводом, оборудованный на каждом из концов полиспастом, через который проходит, по крайней мере, один рабочий трос, воздействующий на трубопровод для подачи нефти.
Вышеуказанная цель достигается и тем, что при осуществлении способа монтажа трубопровода для подачи нефти вышеописанной установки, согласно изобретению, устанавливают буй в положении вертикального упора с платформой, погружают трубопровод для подачи нефти его нижним концом и удерживают его на расстоянии от морского дна, загружают на платформу балласт, спускают трубопровод для подачи нефти и его соединяют с морским дном, выводят буй из состояния упора о платформу и удаляют с платформы балласт.
В другом варианте реализации способа устанавливают буй в состояние упора с платформой, погружают трубопровод для подачи нефти его нижним концом и удерживают его на расстоянии от морского дна, смещают буй вниз за счет загрузки на него балласта, спускают трубопровод для подачи нефти и подсоединяют его к морскому дну, выводят буй из состояния упора о платформу и удаляют с буя балласт.
Существо изобретения будет более понятно из нижеследующего описания, представленного исключительно в виде примера со ссылками на чертежи, на которых:
фиг. 1 изображает вид в разрезе установки для морской нефтедобычи, согласно изобретению;
фиг. 2 и 3 изображают в увеличенном масштабе соответственно продольный и поперечный разрез буя для создания силы натяжения на трубопроводе для подачи нефти в установке, показанной на фиг. 1 ;
фиг. 4 схематически изображает устройство для создания силы натяжения в трубопроводе;
фиг.5А, 5В, 5С, 5Ό и 5Е схематически изображают установку, показанную на фиг. 1 , на последовательных этапах установки на место трубопровода, фиг.6А, 6В, 6С, 6Ό изображают виды, аналогичные фиг.5А-5Е, иллюстрирующие второй способ установки трубопровода на место.
На фиг. 1 схематически изображена самоподъемная платформа 10 для добычи нефти полупогружаемого типа. Она располагается в зоне значительной глубины морского дна, например, там, где глубина моря может достигать 1300 м.
Платформа 10 состоит из расположенного наверху корпуса 12, выступающего над уровнем моря М, когда платформа 10 находится в рабочем состоянии. Корпус 12 с помощью четырех опор 14 с установленными на них понтонами 15, обеспечивающими его плавучесть, связан с нижним основанием 1 6, находящимся в погруженном состоянии. На верхнем корпусе расположены не показанные на чертеже помещения для обслуживающего персонала, а также буровая вышка 18. Корпус 12 и основание 16 оба имеют четырехугольную форму, а в их центре расположены проходящие насквозь каналы 20, 22, служащие для прохождения трубопровода 24 для подачи нефти. Трубопровод 24 своим нижним концом соединяется с рабочей скважиной.
На фиг. 1 показан только сам трубопровод 24. На практике между платформой 1 0 и морским дном располагается целый ряд трубопроводов. Для каждого трубопровода в установке предусмотрены вертикально расположенные каналы, подобные каналам 20 и 22.
Общий вес каждого трубопровода 24 составляет порядка 1 00 тонн. Его диаметр достигает 1 0 дюймов или около 25 см.
Швартовые тросы 26, находящиеся в натянутом состоянии, устанавливаются между погруженным основанием 1 6 и морским дном для фиксации платформы 1 0 над месторождением.
Каждый трубопровод 24 для подачи нефти снабжен устройствами для создания силы натяжения. Согласно изобретению такими устройствами для создания силы натяжения в каждом трубопроводе являются, по крайней мере, один буй 28 в погруженном состоянии, связанный с трубопроводом в его рабочей зоне для обеспечения его натяжения в направлении к поверхности, и механизм 30 для создания силы натяжения в трубопроводе, установленный на платформе 1 0 и связанный с верхней частью трубопровода 24 для подачи нефти.
Погруженный буй 28 находится на глубине основания 1 6. Он также способен перемещаться в вертикальном направлении в канале 22.
На фиг.2 и 3 в разрезе и в увеличенном масштабе изображен буй 28, находящийся в канале 22.
Как показано на этих фигурах, буй 28 имеет форму муфты. Высота буя 28 составляет, например, 1 3 м, а внешний диаметр равен, например, 4,5 м. Канал 32 выполнен вдоль оси буя 28. Трубопровод 24 для подачи нефти проходит через канал 32.
Диаметр канала 32 составляет, например,
1,7 м. Желательно, чтобы его диаметр превос5 ходил рабочий диаметр трубопровода 24 в три раза.
Буй 28 состоит из корпуса 34 тороидальной формы, образованного металлическими стенками. Внутренний объем корпуса 34 заполнен синтетической пеной 36 низкой плотности. Корпус 34 разделен на три отсека с использованием радиально расположенных перегородок 38, проходящих по всей высоте буя. Перегородки 38 начинаются от стенки, образующей канал 32, и выступают по радиусу за пределы корпуса 34.
В установке в основании 16 предусмотрены направляющие 40 для перемещения буя 28 в вертикальном направлении. Такие направляющие 40 включают в себя, например, ползуны 42, выполненные на краях радиально расположенных перегородок 38 и выступающих наружу по отношению к корпусу. Эти ползуны 42 способны свободно скользить по направляющим 44, расположенным вдоль канала 22. Например, такие направляющие 44 могут иметь форму буквы и, проходя через всю толщину основания 1 6, то есть простираясь на длину около 1 0 м.
Ползуны 42 выполнены сплошными, и они заполняют всю длину направляющих 44. Как вариант, они могут состоять из отдельных элементов, распределенных вдоль по всей высоте радиально расположенных перегородок 38.
В другом варианте реализации изобретения, не показанном на фигурах, расположение ползунов и направляющих является обратным. Ползуны, выполненные в данном варианте на основании, жестко соединены с направляющим кожухом, установленным и закрепленным в сквозном канале 22. Когда ползуны оказываются изношенными, направляющий кожух извлекается и заменяется на конструкцию с новыми ползунами.
В канале 32 размещены устройства 46 для обеспечения осевой связи буя 28 с трубопроводом 24 для подачи нефти. В качестве таких устройств можно использовать шаровой шарнир, что обеспечивает свободное угловое смещение трубопровода 24 относительно буя 28.
Как правило, такой шаровой шарнир состоит из кольцевого вогнутого седла 48, связанного с буем, и фланца 50 выпуклой формы, закрепленного на трубопроводе 24.
Обычно седло 48 кольцевой формы установлено в нижней половине канала 32. Оно обладает вогнутой поверхностью 52, близкой к форме усеченного конуса с раскрывом вверх. Эта поверхность служит рабочей поверхностью опоры для фланца 50. В седле 48 выполнен канал 54, приспособленный для прохождения через него трубопровода 24. Диаметр канала 54 может составлять 1 м.
Фланец 50 имеет обращенную к рабочей поверхности опоры 52 выпуклую поверхность 56, выполненную, например, в виде сферического кольца.
Наибольший диаметр фланца 50 меньше диаметра канала 32.
В зоне связи с фланцем 50 для увеличения прочности конструкции в трубопроводе 24 имеется утолщение.
Начиная от фланца 50 толщина стенок трубопровода 24 уменьшается, что представляется в виде двух конусов 57, 58, ориентированных соответственно вверх и вниз.
Длина этих конусообразных участков составляет, например, 3 м. Они представляют собой участки трубопровода переменного сечения, обеспечивающие плавное распределение нагрузки вдоль по его длине.
Кроме того, по окружности канала 22 на верхней поверхности основания 1 6 установлены три стопора 60, представляющие собой демонтируемые упоры, приспособленные для специального удержания буя 28 и позволяющие избежать его подъема.
Стопоры 60 включают в себя, например, гидропривод, приводимый в действие по команде с корпуса 1 2 или срабатывающие от специального подводного телеуправляемого устройства. В них на верхнем конце направляющих 44 срабатывает выступ 64.
Выступы 64 могут занимать нерабочее положение, и в этой фазе они не препятствуют свободному скольжению ползунов 42 в направляющих 44, а могут принимать активное положение упора, как это показано на фиг. 2 и 3, когда они препятствуют перемещению вверх ползунов 42.
Размер буя 28 подбирается так, чтобы на трубопровод 24 воздействовала сила натяжения в пределах от веса трубопровода 24 до его трехкратного веса. В случае трубопровода 24 весом в 1 00 тонн сила натяжения, воздействующая со стороны буя 28 составляет, например, от 1 000 кН до 2000 кН. Желательно, чтобы величина этой силы была бы равна 1500 кН. При этом сила, воздействующая на верхнюю часть трубопровода 24 со стороны механизма 30 для создания силы натяжения, равняется 500 кН.
В общем случае размер буя 28 подбирается так, чтобы воздействовать на трубопровод 24 для подачи нефти с силой натяжения, превышающей силу натяжения, действующую со стороны механизма 30 на верхнюю часть.
Желательно, чтобы величина силы натяжения со стороны буя 28 заключалась бы между однократным и десятикратным значением силы натяжения, развиваемой механизмом 50 для создания силы натяжения, действующим на верхнюю часть трубопровода 24.
На практике буй 28 воздействует на трубопровод 24 для подачи нефти с силой натяжения, равной трехкратному значению силы натяжения, прикладываемой к верхней части трубопровода 24 со стороны механизма 30.
Размер буя 28 подбирается так, чтобы сила, прикладываемая к верхней части трубопро001520 вода 24 со стороны механизма 20, не превышала 500 кН.
Механизм 30 для создания силы натяжения, воздействующий на верхнюю часть трубопровода 24 и изображенный на фиг. 4, включает в себя два включенных параллельно домкрата 70 с гидропневмоприводом.
На каждом конце домкратов 70 смонтированы полиспасты 72, 74. Трос 76, обеспечивающий натяжение трубопровода 24, проходит вокруг блоков. Трос 76 проходит вокруг концевого шкива 78 и направляется к верхней части трубопровода 24, где он фиксируется.
Домкраты 70 запитываются жидкостью от устройства 80 для регулирования гидравлического давления. Изменение гидравлического давления в домкратах 70 обеспечивает их ход.
Прохождение троса 76 между полиспастами 72, 74 обеспечивает уменьшение хода домкратов 70 таким образом, что на уровне верхней части трубопровода 24 перемещение вдоль оси на 15,2 м соответствует ходу домкратов только на 3,8 м.
Механизмы 30 для создания силы натяжения смонтированы внутри корпуса 12, как это показано на фиг. 1. В результате они не загромождают верхнюю палубу корпуса 1 2.
Как вариант, механизмы 30 для создания силы натяжения в верхней части трубопровода 24 расположены в боковых стенках корпуса 1 2, а тросы 76 при этом проходят, начиная от ограждений, до верхней части трубопровода 24 через корпус 1 2.
Очевидно, что в такой конструкции трубопровод 24 увлекается вверх одновременно как буем 28, так и механизмами 30 для создания силы натяжения в верхней части трубопровода 24.
В результате действия натяжения со стороны буя 28 величина силы натяжения механизмов 30 может быть уменьшена. В итоге нет необходимости использовать занимающие много места домкраты, обеспечивающие значительный ход, соответствующий максимальному перемещению между верхней частью трубопровода и платформой.
Кроме того, так как диаметр канала 32, через который проходит трубопровод 24 для подачи нефти, значительно превосходит диаметр последнего, а связь между буем 28 и трубопроводом 24 осуществляется с использованием шарового шарнира, то допускается возможность углового перемещения трубопровода 24 по отношению к бую 28, что снижает уровень напряжений, возникающих в трубопроводе 24.
На фиг. 5А-5Е представлен первый вариант установки трубопровода 24 для подачи нефти.
Как это показано на фиг. 5А, первоначально трубопровод 24 погружается своим нижним концом и удерживается на расстоянии от дна Е. Буй 28 удерживается в состоянии упора за счет действия выступов 64, не позволяющих бую 28 двигаться вверх. В этом положении фланец 50 находится на уровне седла 48. Дно буя 28 расположено около дна основания 1 6.
На следующем этапе установки на платформу 1 0 загружается балласт, например, путем частичного заполнения основания 1 6. В результате платформа 10 погружается на глубину I, как это показано на фиг. 5В. Глубина I составляет, например, 1,5 м. За счет буровой вышки 18 трубопровод 24 в процессе погружения увлекается вверх так, что нижний конец трубопровода 24 остается на удалении от морского дна Е на расстоянии 1, например, на дистанции 1 м от дна. В этом положении фланец 50 устанавливается над седлом 48, и он удален от него на расстояние К, равное 1,5 м.
После этого этапа, как изображено на фиг. 5С, трубопровод 24 для подачи нефти опускается до дна и соединяется с предварительно пробуренной и оборудованной рабочей скважиной. В процессе этого спуска глубина погружения платформы остается неизменной.
В этом положении фланец 50 оказывается удаленным от седла 48 на расстояние К', равное 0,5 м. Участок трубопровода 24 между нижним концом и буем 28 находится в ненапряженном состоянии.
На следующем этапе операции осуществляется связь между механизмом 30 для создания силы натяжения в верхней части трубопровода 24 и трубопроводом 24, затем платформа постепенно разгружается до тех пор, пока фланец 50 не придет в контакт с гнездом 48, как это показано на фиг. 5Ό. В итоге платформа 10 поднимается на высоту К'. В процессе разгрузки буровая вышка 1 8 постепенно освобождается, чтобы обеспечить относительное перемещение между трубопроводом 24 и платформой 1 0.
В процессе последующей разгрузки платформы 1 0 буй 28 выходит из состояния упора в ограничители 60, так как он связан с трубопроводом 24. В результате платформа 1 0 продолжает свое движение вверх вплоть до своего рабочего положения, в то время как буй 28 остается на постоянной глубине, что показано на фиг. 5Е. Эта вторая фаза подъема соответствует изменению по высоте Ι-К', равному примерно 1 м.
В этом положении буй 28 воздействует с силой выталкивания на нижнюю часть трубопровода 24.
После того, как буй 28 отойдет от стопоров 60, последние убираются с тем, чтобы обеспечить максимально возможное перемещение буя 28 по отношению к основанию 1 6.
Кроме того, приводятся в действие механизмы 30 для создания силы натяжения в верхней части трубопровода 24 для обеспечения состояния натяжения верхнего участка трубопровода 24 между буровой вышкой 1 8 и буем
28.
Очевидно, что благодаря вертикальному размеру буя 28, последний способен перемещаться со значительной амплитудой по отношению к основанию 16 платформы 10, оставаясь в рабочих пределах боковых направляющих 40.
Другой вариант установки трубопровода согласно изобретению показан на фиг. 6Ά-6Ό.
Для реализации способа корпус 12 платформы 10 оборудуется лебедкой 90, позволяющей вывесить балласт кольцевой формы 92 над буем 28. Балласт кольцевой формы 92 образован двумя полукольцами, смонтированными вокруг трубопровода 24. Длина лебедки 90 должна быть достаточной, чтобы разместить балласт 92 на верхней кольцевой поверхности буя 28. Кроме того, масса балласта 92 выбирается так, чтобы обеспечить погружение буя 28 на дно.
Как и в предыдущем случае трубопровод 24 своим нижним концом погружается в воду и устанавливается на расстоянии от дна Б. В процессе этой установки трубопровода 24 буй 28 находится в позиции упора в выступы 64.
Затем балласт 92 опускается на буй 28. В результате буй 28 погружается, как это показано на фиг. 6В.
После достаточного погружения буя 28 трубопровод 24 опускается, и его нижний конец соединяется с нефтяной скважиной, как это изображено на фиг. 6С. Так как буй 28 утоплен, фланец 50 трубопровода удален от седла 48. В этих условиях трубопровод 24 не напряжен, что позволяет осуществить его стыковку со скважиной.
После подсоединения нижнего конца трубопровода 24 балласт 92 поднимается, как это показано на фиг. 6И. Так как стопор 60 разгружен, буй 28 стремится подняться на поверхность и в результате он воздействует на трубопровод 24 с подъемной силой, приложенной к фланцу 50.
При реализации этого способа установки трубопровода 24 с использованием балласта 92 нет необходимости нагружать платформу 1 0 или буй 28, что позволяет избежать перекачки морской воды.
Claims (12)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Установка для морской нефтедобычи, содержащая платформу в полупогруженном состоянии, по меньшей мере, один трубопровод для подачи нефти, соединяющий платформу с морским дном, и устройства для создания силы натяжения в указанном трубопроводе, отличающаяся тем, что устройства для создания силы натяжения включают в себя для одного или для каждого трубопровода для подачи нефти, по меньшей мере, один буй в погруженном состоянии, связанный с рабочей зоной трубопровода для создания его натяжения к поверхности, и механизм для создания силы натяжения в трубопроводе для подачи нефти, установленный на платформе и воздействующий на верхнюю часть этого трубопровода, и имеются устройства для установки буя в позиции упора по отношению к платформе в направлении вверх.
- 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что один или каждый буй имеет размер, обеспечивающий воздействие на трубопровод для подачи нефти с силой натяжения, превышающей силу натяжения, развиваемую механизмом для создания силы натяжения, воздействующим на его верхнюю часть.
- 3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что буй имеет размер, обеспечивающий воздействие на трубопровод для подачи нефти с силой натяжения, составляющей величину от одного до трех значений веса этого трубопровода.
- 4. Установка по одному из пп.1-3, отличающаяся тем, что платформа включает в себя основание в погруженном состоянии и плавающий на поверхности корпус, связанные между собой опорами, причем один или каждый буй установлен на глубине этого основания, а основание снабжено расположенными вертикально направляющими для одного или каждого из буев.
- 5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что основание для каждого буя оборудовано вертикальным каналом, вдоль оси которого буй способен передвигаться.
- 6. Установка по одному из пп.1-5, отличающаяся тем, что один или каждый буй снабжен сквозным каналом, сквозь который проходит соответствующий трубопровод для подачи нефти.
- 7. Установка по одному из пп.1-6, отличающаяся тем, что устройства, обеспечивающие связь между одним буем или каждым буем и соответствующим трубопроводом для подачи нефти, включают в себя шаровой шарнир.
- 8. Установка по пп.6 и 7, рассматриваемым совместно, отличающаяся тем, что шаровой шарнир состоит из вогнутого кольцевого седла, связанного с буем в осевом канале, и фланца с выпуклой поверхностью, закрепленного на трубопроводе для подачи нефти, причем фланец упирается в вогнутое гнездо для обеспечения силы натяжения трубопровода.
- 9. Установка по п.6, отличающаяся тем, что продольный канал имеет диаметр, в три раза превышающий диаметр трубопровода для подачи нефти.
- 10. Установка по одному из пп.1-9, отличающаяся тем, что механизм создания силы натяжения включает в себя, по меньшей мере, один домкрат с гидропневмоприводом, имеющий на каждом конце полиспаст, через который проходит, по меньшей мере, один трос, воздействующий на трубопровод для подачи нефти.
- 11. Способ монтажа трубопровода для подачи нефти установки по п.1, отличающийся тем, что устанавливают буй в положение вертикального упора с платформой, погружают трубопровод для подачи нефти его нижним концом до положения над морским дном, загружают балласт на платформу, опускают трубопровод для подачи нефти и подсоединяют его к морскому дну, убирают ограничители буя по отношению к платформе и снимают с платформы балласт.
- 12. Способ монтажа трубопровода для подачи нефти установки по п.1, отличающийся тем, что устанавливают буй в положение упора с платформой, погружают трубопровод для подачи нефти его нижним концом до положения на расстоянии над морским дном, утапливают буй за счет установки на него балласта, опускают трубопровод для подачи нефти и подсоединяют его к морскому дну, убирают ограничители буя по отношению к платформе и снимают с буя балласт.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9810301A FR2782341B1 (fr) | 1998-08-11 | 1998-08-11 | Installation d'exploitation d'un gisement en mer et procede d'implantation d'une colonne montante |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199900640A2 EA199900640A2 (ru) | 2000-02-28 |
| EA199900640A3 EA199900640A3 (ru) | 2000-04-24 |
| EA001520B1 true EA001520B1 (ru) | 2001-04-23 |
Family
ID=9529598
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199900640A EA001520B1 (ru) | 1998-08-11 | 1999-08-10 | Установка для морской нефтедобычи и способ монтажа трубопровода для подачи нефти |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6347912B1 (ru) |
| EP (1) | EP0979923B1 (ru) |
| AU (1) | AU754800C (ru) |
| BR (1) | BR9904472A (ru) |
| CA (1) | CA2280399C (ru) |
| EA (1) | EA001520B1 (ru) |
| FR (1) | FR2782341B1 (ru) |
| ID (1) | ID25956A (ru) |
| NO (1) | NO315529B1 (ru) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL1016610C2 (nl) * | 2000-11-15 | 2002-05-16 | Lankhorst Recycling Bv | Beschermelement voor een stijgbuissegment. |
| EP1379753B1 (en) | 2001-04-11 | 2009-05-20 | Technip France | Compliant buoyancy can guide |
| US6679331B2 (en) * | 2001-04-11 | 2004-01-20 | Cso Aker Maritime, Inc. | Compliant buoyancy can guide |
| US6896062B2 (en) | 2002-01-31 | 2005-05-24 | Technip Offshore, Inc. | Riser buoyancy system |
| US20030141069A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Davies Richard Lloyd | Riser buoyancy system |
| US7096957B2 (en) * | 2002-01-31 | 2006-08-29 | Technip Offshore, Inc. | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
| US6805201B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-10-19 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
| BR0315373A (pt) * | 2002-10-16 | 2005-08-23 | Single Buoy Moorings | Embarcação para exploração de hidrocarbonetos, e, método de instalação de um número de tubulações ascendentes entre uma embarcação flutuante e o leito do mar |
| CN1777532A (zh) * | 2003-02-28 | 2006-05-24 | 默代克国际有限公司 | 上升管支撑***及方法 |
| US6886637B2 (en) * | 2003-06-19 | 2005-05-03 | Mentor Subsea Technology Services, Inc. | Cylinder-stem assembly to floating platform, gap controlling interface guide |
| US7328747B2 (en) * | 2004-05-03 | 2008-02-12 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Integrated buoyancy joint |
| US8708053B2 (en) * | 2005-03-14 | 2014-04-29 | Single Buoy Moorings, Inc. | Riser installation from offshore floating production unit |
| US8333243B2 (en) * | 2007-11-15 | 2012-12-18 | Vetco Gray Inc. | Tensioner anti-rotation device |
| US7854570B2 (en) * | 2008-05-08 | 2010-12-21 | Seahorse Equipment Corporation | Pontoonless tension leg platform |
| DK2186993T3 (da) * | 2008-11-17 | 2019-08-19 | Saipem Spa | Fartøj til drift på undervandsbrønde og arbejdsmetode for nævnte fartøj |
| US9086057B2 (en) * | 2010-01-21 | 2015-07-21 | The Abell Foundation, Inc. | Ocean thermal energy conversion cold water pipe |
| KR101806430B1 (ko) | 2010-01-21 | 2017-12-07 | 더 아벨 파운데이션, 인크. | 해양 온도차 발전소 |
| US8899043B2 (en) * | 2010-01-21 | 2014-12-02 | The Abell Foundation, Inc. | Ocean thermal energy conversion plant |
| WO2011116254A2 (en) * | 2010-03-19 | 2011-09-22 | National Oilwell Varco, L.P. | Jack-up rig with leg-supported ballast loads |
| US9074428B2 (en) * | 2010-03-19 | 2015-07-07 | Seahorse Equipment Corp | Connector for steel catenary riser to flexible line without stress-joint or flex-joint |
| US8757081B2 (en) | 2010-11-09 | 2014-06-24 | Technip France | Semi-submersible floating structure for vortex-induced motion performance |
| EP3267275B1 (en) * | 2011-03-17 | 2019-10-16 | Liquid Robotics, Inc. | Wave-powered devices configured for nesting |
| US20120263543A1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-10-18 | Li Lee | Fully Constraint Platform in Deepwater |
| EP3208185B1 (en) | 2011-06-28 | 2019-05-01 | Liquid Robotics, Inc. | Watercraft that harvest both locomotive thrust and electrical power from wave motion |
| US8707882B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-04-29 | Seahorse Equipment Corp | Offshore platform with outset columns |
| US8757082B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-06-24 | Seahorse Equipment Corp | Offshore platform with outset columns |
| US9151279B2 (en) | 2011-08-15 | 2015-10-06 | The Abell Foundation, Inc. | Ocean thermal energy conversion power plant cold water pipe connection |
| EP3591327B1 (en) | 2012-10-16 | 2021-12-08 | The Abell Foundation Inc. | Heat exchanger including manifold |
| US10415204B1 (en) * | 2018-04-30 | 2019-09-17 | Northern Offshore Ltd. | Multi-environment self-elevating drilling platform |
| CN112746618A (zh) * | 2020-12-29 | 2021-05-04 | 上海建工七建集团有限公司 | 一种适用于天然地基斜向跟踪注浆的施工方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2105242A1 (ru) * | 1970-09-04 | 1972-04-28 | Vetco Offshore Ind Inc | |
| GB1500837A (en) * | 1975-02-14 | 1978-02-15 | Sea Tank Co | Offshore structure and a method connecting underwater pipelines thereto |
| SU1215895A1 (ru) * | 1984-04-12 | 1986-03-07 | Menchits Oleg M | Морска бурова установка |
| GB2175945A (en) * | 1984-02-13 | 1986-12-10 | Novacorp Int Consult | Offshore production systems |
Family Cites Families (26)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3496898A (en) * | 1968-05-15 | 1970-02-24 | North American Rockwell | Marine riser structure |
| GB1519203A (en) * | 1974-10-02 | 1978-07-26 | Chevron Res | Marine risers in offshore drilling |
| US4098333A (en) * | 1977-02-24 | 1978-07-04 | Compagnie Francaise Des Petroles | Marine production riser system |
| US4351261A (en) * | 1978-05-01 | 1982-09-28 | Sedco, Inc. | Riser recoil preventer system |
| US4436451A (en) * | 1980-02-20 | 1984-03-13 | Anderson Harold E | Self-standing marine riser |
| US4423984A (en) * | 1980-12-29 | 1984-01-03 | Mobil Oil Corporation | Marine compliant riser system |
| US4473323A (en) * | 1983-04-14 | 1984-09-25 | Exxon Production Research Co. | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser |
| GB8408085D0 (en) * | 1984-03-29 | 1984-05-10 | Univ London | Marine risers |
| US4617998A (en) * | 1985-04-08 | 1986-10-21 | Shell Oil Company | Drilling riser braking apparatus and method |
| US4616707A (en) * | 1985-04-08 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Riser braking clamp apparatus |
| US4657439A (en) * | 1985-12-18 | 1987-04-14 | Shell Offshore Inc. | Buoyant member riser tensioner method and apparatus |
| NO160914C (no) * | 1986-03-24 | 1989-06-14 | Svensen Niels Alf | Boeyelastningssystem for offshore petroleumsproduksjon. |
| JP2506625B2 (ja) * | 1991-07-12 | 1996-06-12 | 新日本製鐵株式会社 | 石炭液化残渣の粘度推定方法 |
| US5447392A (en) * | 1993-05-03 | 1995-09-05 | Shell Oil Company | Backspan stress joint |
| US5381760A (en) | 1993-07-09 | 1995-01-17 | Thermal Dynamics, Inc. | Air injection system for internal combustion engines during combustion cycle of operation |
| US5381750A (en) * | 1993-12-02 | 1995-01-17 | Imodco, Inc. | Vessel turret mooring system |
| US5524710A (en) * | 1994-12-21 | 1996-06-11 | Cooper Cameron Corporation | Hanger assembly |
| FR2729432A1 (fr) * | 1995-01-17 | 1996-07-19 | Elf Aquitaine | Ensemble tensionneur de tube prolongateur |
| US6085851A (en) * | 1996-05-03 | 2000-07-11 | Transocean Offshore Inc. | Multi-activity offshore exploration and/or development drill method and apparatus |
| FR2754011B1 (fr) * | 1996-09-30 | 1999-03-05 | Inst Francais Du Petrole | Riser de production equipe d'un raidisseur approprie et d'un flotteur individuel |
| US6161620A (en) * | 1996-12-31 | 2000-12-19 | Shell Oil Company | Deepwater riser system |
| US6092483A (en) * | 1996-12-31 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | Spar with improved VIV performance |
| US5875848A (en) * | 1997-04-10 | 1999-03-02 | Reading & Bates Development Co. | Weight management system and method for marine drilling riser |
| US5887659A (en) * | 1997-05-14 | 1999-03-30 | Dril-Quip, Inc. | Riser for use in drilling or completing a subsea well |
| FR2772336B1 (fr) * | 1997-12-12 | 2000-01-14 | Doris Engineering | Plate-forme semi-submersible d'exploitation d'un champ petrolier en mer et procede d'installation d'une telle plate-forme |
| US6176646B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-01-23 | Deep Oil Technology, Incorporated | Riser guide and support mechanism |
-
1998
- 1998-08-11 FR FR9810301A patent/FR2782341B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-08-09 ID IDP990775D patent/ID25956A/id unknown
- 1999-08-09 EP EP99402019A patent/EP0979923B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-08-10 NO NO19993852A patent/NO315529B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-08-10 CA CA002280399A patent/CA2280399C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1999-08-10 BR BR9904472-2A patent/BR9904472A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-08-10 US US09/370,895 patent/US6347912B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-08-10 EA EA199900640A patent/EA001520B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-08-10 AU AU43477/99A patent/AU754800C/en not_active Ceased
-
2001
- 2001-12-07 US US10/005,330 patent/US6406223B1/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2105242A1 (ru) * | 1970-09-04 | 1972-04-28 | Vetco Offshore Ind Inc | |
| GB1500837A (en) * | 1975-02-14 | 1978-02-15 | Sea Tank Co | Offshore structure and a method connecting underwater pipelines thereto |
| GB2175945A (en) * | 1984-02-13 | 1986-12-10 | Novacorp Int Consult | Offshore production systems |
| SU1215895A1 (ru) * | 1984-04-12 | 1986-03-07 | Menchits Oleg M | Морска бурова установка |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU754800C (en) | 2003-06-12 |
| US6406223B1 (en) | 2002-06-18 |
| NO315529B1 (no) | 2003-09-15 |
| NO993852L (no) | 2000-02-14 |
| ID25956A (id) | 2000-11-16 |
| EP0979923B1 (fr) | 2005-01-12 |
| CA2280399A1 (fr) | 2000-02-11 |
| AU4347799A (en) | 2000-03-02 |
| AU754800B2 (en) | 2002-11-28 |
| EA199900640A3 (ru) | 2000-04-24 |
| CA2280399C (fr) | 2007-10-02 |
| NO993852D0 (no) | 1999-08-10 |
| EP0979923A1 (fr) | 2000-02-16 |
| BR9904472A (pt) | 2000-08-29 |
| FR2782341A1 (fr) | 2000-02-18 |
| FR2782341B1 (fr) | 2000-11-03 |
| EA199900640A2 (ru) | 2000-02-28 |
| US6347912B1 (en) | 2002-02-19 |
| US20020048492A1 (en) | 2002-04-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA001520B1 (ru) | Установка для морской нефтедобычи и способ монтажа трубопровода для подачи нефти | |
| US4702321A (en) | Drilling, production and oil storage caisson for deep water | |
| US7255517B2 (en) | Ballasting offshore platform with buoy assistance | |
| US8616806B2 (en) | Riser support system for use with an offshore platform | |
| US7934462B2 (en) | Offshore floating structure with motion dampers | |
| US4473323A (en) | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser | |
| WO1987005876A1 (en) | Subsurface buoy mooring and transfer system for offshore oil and gas production | |
| US3955521A (en) | Tension leg platform with quick release mechanism | |
| CN108473185B (zh) | 低运动半潜式井台 | |
| RU2145289C1 (ru) | Способ швартовки плавучего наливного судна и система для швартовки плавучего наливного судна | |
| US6499418B1 (en) | Method for installing a number of risers or tendons and vessel for carrying out said method | |
| US20040182297A1 (en) | Riser pipe support system and method | |
| EP2318649B1 (en) | Installation for the extraction of fluid from an expanse of water, and associated method | |
| EP0350490A1 (en) | FASTENING / CARRYING CONSTRUCTION DEVICE. | |
| US5129848A (en) | Controllable variable depth mooring system and method | |
| US4266499A (en) | Offshore column with mooring hawser system | |
| US4239417A (en) | Multi-purpose marine structure | |
| WO2009008718A1 (en) | Method for installing an off-shore structure | |
| US6685519B1 (en) | System for transferring fluids and methods for installing, modifying and operating system | |
| AU684955B2 (en) | Installation of an oil storage tank | |
| RU2055773C1 (ru) | Плавучая полупогружная ледостойкая платформа | |
| JPH06219372A (ja) | 浮沈自在な浮体の係留方法 | |
| GB2430965A (en) | Method of deploying a floating platform | |
| GB1604357A (en) | Offshore structure and method | |
| NO310649B1 (no) | Forankringssystem for fralandskonstruksjon |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |