NO163789B - Produksjonsstigeroer for produksjon av hydrokarbonfluider. - Google Patents
Produksjonsstigeroer for produksjon av hydrokarbonfluider. Download PDFInfo
- Publication number
- NO163789B NO163789B NO843230A NO843230A NO163789B NO 163789 B NO163789 B NO 163789B NO 843230 A NO843230 A NO 843230A NO 843230 A NO843230 A NO 843230A NO 163789 B NO163789 B NO 163789B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- production
- riser
- flexible
- risers
- vessel
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 90
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 8
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 34
- 240000004001 Physalis peruviana Species 0.000 claims description 4
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 7
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 6
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 6
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- 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
- E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår et produksjonsstigerør for produksjon av hydrokarboner fra en undervannsbrønn ifølge kravinnledningen.
Ved produksjon av hydrokarbonfluider fra undervannsformasjoner er det av økonomiske grunner ofte ønskelig med tidlig produksjon før installeringen av en mer permanent konstruksjon på bunnen. I tillegg oppdages også ofte formasjoner som har marginale økonomiske rammer for installasjon av en permanent produksjonskonstruksjon til store kostnader. Av disse grunner overveies ofte undervannsproduksjon av hydrokarbonfluider fra en flytende produksj onsenhet.
Flytende enheter for produksjon av hydrokarboner har vært benyttet for utnyttelse av funn med marginal økonomi for å oppnå tidlig produksjon, for å gjennomføre utvidet testing av et reservoar og for å oppnå fleksibilitet ved offshorearbeider. Ytterligere fordeler ved en flytende enhet i forhold til en konvensjonell plattform omfatter tidlig produksjon og inntekter ett til to år før en fast plattform, samt lavere investeringskostnader. Etter tømming av produksjonsfeltet, kan videre en flytende enhet enkelt beveges til et annet felt for videre produksjonsarbeid.
På dypere vann (91 meter og mer), blir bruken av bunnfaste stål- eller betongkonstruksjoner for boring og produksjon, av oljebrønner forholdsvis kostbar på grunn av de store kostnadene ved fremstilling og installering av slike store konstruksjoner. På dypt vann forlenges tiden for produksjon og installering, noe som utsetter tidspunktet for inntekter fra produksjonen. Videre må oljereserver være meget større på dypt vann for å rettferdiggjøre de høyere utviklingskostnader. Antall marginale undervannsområder med hydrokarboner, stiger hurtig med økende vanndybde.
Flytende produksjonssystemer som benytter skips
lignende fartøyer, lektere eller skrog av den halvt nedsenkbare type har vært benyttet for å oppnå tidlig produksjon før fremstillingen av permanente konstruksjoner plassert på bunnen. Flytende produksjonssystemer har vært installert for produksjon
fra marginale undervannsreservoarer med kun få brønner og reservoarer som er for små for utvikling av bunnfaste konstruksj oner.
Eksisterende flytende produksjonssystemer benytter ulike typer produksjonsstigerør for å lede de produserte fluider fra manifolden i havbunnen eller brønnhodet på havbunnen til overflaten. På grunn av at stigerørene vanligvis er stålrør og er festet i deres nedre ende, må de understøttes i deres øvre ender med automatisk bølgekompenserende utstyr slik at fartøyets vertikale bevegelser (hivinger) som oppstår ved bølgepåvirkningen eller tidevannet, ikke påføres produksjonsstigerørene. På grunn av at det flytende fartøy videre ikke kan holdes i nøyaktig stilling på overflaten av fortøyningssysternet, må den nedre ende av et produksjonsstigerør utstyres med en fleksibel forbindelse for å hindre at det utvikles bøyebelastninger i stigerøret eller i brønnhodet på havbunnen, som en følge av fartøyets bevegelser bort fra en posisjon nøyaktig over produksjonsstigerørets nedre forbindelse.
Fleksible rør, slik det eksempelvis er omtalt i US 3 499 668, US 3 559 693 og US 4 213 485 har vært benyttet i ulike offshorekonstruksjoner for transport av hydrokarbon-f luider. Fleksible rør har vært lagt på havbunnen som rør-ledninger for å forbinde enkelte undervannsbrønner med en sentralt anordnet manifold på havbunnen. Videre har også fleksible rør vært benyttet for å lede produserte fluider fra havbunnen til overflaten. Disse fleksible stigerør har vanligvis vært formet som et kjedelinjemønster. For å oppnå en slik utformning, har det vært utført installasjoner hvor det fleksible rør har en enkelt bøye eller et strekk på havbunnen mellom koblingen på havbunnen og enheten på overflaten, eksempelvis et skip, delvis nedsenkbart, eller en bøye. En slik utformning tillater ikke en direkte wiregjennomføring i produksjonsstrengene for vedlikeholdsarbeid i brønnen. En slik konstruksjon er beskrevet i US 4 266 886.
I den forannevnte US 4 266 886 kompenseres hivingen i et fleksibelt produksjonsstigerør uten bruk av mekaniske hivingskompensatorer ved bruk av en kjedelinjesløyfe i det fleksible stigerør. Det er også kjent å plassere oppdriftsanordninger ved kjedelinjesløyfens side mot brønnhodet for å holde det fleksible stigerør ute av kontakt med havbunnen. Alternativt er det kjent å legge en vesentlig del av det fleksible stigerør direkte på havbunnen slik at det hentes opp fra havbunnen for kompensasjon av vertikal bevegelse av den flytende enhet det er forbundet med. Ingen av disse innretninger tillater bruk av wireopphengte verktøy for vedlikehold av brønnen da slike verktøy ikke kan passere gjennom en sløyfe eller en horisontal strekning av stigerøret ved hjelp av tyngdekraften.
Det er også kjent å benytte ulike flottøranordninger på produksjonsstigerør for således prinsipielt å redusere stigerørets vekt. US 3 605 413, US 3 768 842, US 3 952 526 og US 3 981 357 omhandler eksempelvis denne type lettvektsstigerør med oppdrift. Oppdrift er også benyttet ved fleksible produksjonsstigerør som omtalt i US 3 517 110 og US 3 911 688.
Den foreliggende oppfinnelse angåret produksjonsstigerør for sammenkopling av et flytende produk-sjonsfartøy og en undervannsbrønn som tillater bruk av wireopphengte serviceverktøy som kan innføres direkte i brønnen gjennom stigerøret og er definert med de i kravene anførte trekk.
Videre i henhold til oppfinnelsen er flere produk-sjonsstigerør anordnet i et mønster slik at deres orienterte langstrakte buer danner en form tilsvarende "kinesiske lanterner" mellom borehodene og det flytende produksjonsfartøy.
Videre i henhold til oppfinnelsen omfatter den en fremgangsmåte for produksjon av hydrokarbonfluider fra en undervannsbrønn, å anordne et brønnhode på havbunnen, å plassere et fortøyet flytende produksjonsfartøy på vannflaten og å anordne minst ett fleksibelt produksjonsstigerør med trykkanordninger som former stigerøret i en orientert vid bue og som forbinder brønnhodet i fluidkommunikasjon med produksjonsfartøyet ved hjelp av det bøyde fleksible produksj onsstigerør.
Det er således et mål for den foreliggende oppfinnelse å frembringe en innretning og en fremgangsmåte for produksjon av hydrokarboner fra en undervannsformasjon til en flytende produksjonsenhet som benytter et stigerørsystem hvor man unngår behovet for bevegelseskompensasjonsinnretninger for det flytende produksjonsfartøy.
Det er et ytterligere mål for denne oppfinnelse å frembringe en innretning og en fremgangsmåte for produksjon av hydrokarbonfluider fra flere undervannsbrønner ved bruk av flere fleksible produksjonsstigerør som hindrer at de blandes sammen, idet de strekker seg mellom flere brønnhoder på havbunnen og et fortøyet, flytende produksjonsfartøy. Det er et ytterligere mål ved denne oppfinnelse å frembringe et fleksibelt stigerørsystem som inntar en form slik at passasje av wireopphengte vedlikeholdsverktøy for brønnen kan føres gjennom stigerørets lengde mellom det flytende fartøy og brønnhodet på havbunnen.
Disse og andre mål ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse på grunnlag av en foretrukken utførelse vist på tegningen hvor fig. 1 skjematisk viser et sideriss av en offshoreproduksjonsinstallasjon med ett enkelt fleksibelt produksjonsstigerør i henhold til oppfinnelsen, fig. 2 viser skjematisk et perspektivriss av en tilsvarende offshoreproduksjonsenhet med flere fleksible produksjonsstigerør i henhold til oppfinnelsen, fig. 3 viser en detalj av én utførelse av det fleksible produksjonsstigerør i henhold til oppfinnelsen, fig. 4 viser skjematisk et sideriss av én utførelse av en bunt med fleksible stigerør i henhold til en annen utførelse av oppfinnelsen og fig. 5 viser et tverrsnitt av bunten med stigerør på fig. 4, langs 5-5.
Tegningen viser en foretrukken utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor fig. 1 viser en flytende produksjonsenhet 10 anordnet på overflaten 12 av en vannmengde 14. Det er underforstått at mens det er vist et skipsformet fartøy, eksempelvis et tankskip som er omformet til en oljeproduksjonsenhet, kan også andre flytende produk-sjonsf artøyer, eksempelvis lektere, delvis nedsenkbare skrog og lignende benyttes. Det flytende produksjonsfartøy 10 er fortøyet i et begrenset område av flere kjedelinjeformede fortøyningsliner 16 som er ens. Fortøyningslinene strekker seg til forankringsanordninger (ikke vist) på havbunnen.
Også anordnet på havbunnen 12, i en stilling i det vesentlige direkte under det flytende produksjonsfartøy 10, er et brønnhode 18. Brønnhodet 18 omfatter alle nødvendige ventiler og utstyr for fullføring og sikring av en brønn som strekker seg til en undervannsformasjon med hydrokarboner.
I henhold til oppfinnelsen strekker et fleksibelt produksjonsstigerør 20 seg fra brønnhodet 18 opp til en kobling 22 anordnet på det flytende produksjonsfartøy 10. Selv om koblingen 22 er vist anordnet i en brønn i det flytende produksjonsfartøy 10, er det underforstått at andre plasseringer og arrangementer for tilkoblingen av det flytende stigerør 20 til det flytende produksjonsfartøy 10, kan benyttes. Det fleksible produksjonsstigerør 20 har en lengde som er større enn den vertikale avstand (d) mellom fartøyet 10 og brønnhodet 18. I henhold til oppfinnelsen inntar det fleksible produksjonsstigerør 20 en orientert bue med en relativt stor bueradius mellom brønnhodet 18 og fartøyet 10. I den foretrukne utførelse som er vist på fig. 1, er den orienterte bueform for produksjonsstigerøret dannet ved plassering av flere oppdriftsanordninger 24 langs det fleksible produksjonsstigerørs 20 lengde. I den foretrukne form har det fleksible produksjonsstigerør 20 med de tilhørende oppdriftsanordninger 24 en nøytral, eller fortrinnsvis noe negativ oppdrift i vann.
Brønnhodet 18 omfatter fortrinnsvis et traktformet legeme 30 ved den øvre ende. Det traktformede legeme. 30 virker som en begrensningsanordning for den bøyning som tillates av det fleksible stigerør 20 slik at stigerøret ikke bøyes utover de akseptable grenser både for dets oppbygning og for å tillate passasje av vedlikeholdsverktøy for brønnen. Ytterligere begrensningsanordninger for bøying kan være anordnet for det fleksible stigerør 20 enten ved brønnhodet 18 eller koblingen 22 på det flytende produksjonsfartøy 10 eller på begge steder. Slike koblinger er som sådan kjent og omfatter avlastningsanordninger for bøying av strengen, skruelinjeformede avstigningslegemer og lignende som er typiske for vanlige koblinger som fortrinnsvis benyttes ved tilkobling av det fleksible stigerørs 22 ender.
Det kan sees at på tross av relativt fast tilkobling av det fleksible produksjonsstigerør 20 til det flytende produksjonsfartøy 10 vil fartøyets bevegelse (hiving opp og ned), skrensing (fremover og bakover) og vipping (fra side til side) eller en nær kombinasjon av disse bevegelser, fullt ut kompenseres av buen med stor radius, i det fleksible produksjonsstigerør 20, uten behov for bevegelseskompenserende innretninger på det flytende produksjonsfartøy 10, eksempelvis strekkanordning for stigerøret. Viktigere er at de store bøyninger i det fleksible produksjonsstigerør 10 tillater bruk av tyngdekraftspåvirkede, wireopphengte vedlikeholdsverktøy for brønnen, som sendes fra fartøyet 10 gjennom stigerøret 20 og til undervannsbrønnen, gjennom brønnhodet 18, uten motstand.
Fig. 2 viser et produksjonssystem for produksjon av hydrokarboner fra flere undervannsbrønner. Et flytende produksjonsfartøy 110 er forankret på overflaten 112 av en vannmengde 114, av et antall fortøyningsliner 116 som holder det flytende produksjonsfartøy 110 innenfor lokaliserings-området i henhold til metoder som er kjent. Som kjent strekker fortøyningslinene 116 seg til forankringsanordninger på havbunnen 112. Selv om figuren viser at det flytende produk-sjonsfartøy 110 er et delvis nedsenkbart skrog innrettet for produksjon av hydrokarboner, er det underforstått at andre flytende produksjonsfartøyer, eksempelvis ombygde oljetankere og lektere, kan erstatte den viste delvis nedsenkbare enhet.
En undervannsbrønnboremal 118 er anordnet i det vesentlige direkte under det flytende produksjonsfartøy 110, på havbunnen 112. Som det er vanlig omfatter boremalen 110 flere brønner med felles utstyr for avslutning og forankring av brønnen. Boremalens 118 brønner strekker seg til ulike partier av undervannsformasjoner som inneholder hydrokarboner.
Den ønskede form som "kinesiske lanterner" for de fleksible produksjonsstigerør 120, 122, 124, med oppdrift, er tydelig vist på fig. 2. Et horisontalt plan p er definert av aksene x og y og innsatt vinkelrett til aksen z. I henhold til oppfinnelsen skjærer de orienterte store buer av det fleksible stigerør 120 og 124 planet p langs x-aksen i punkter som er anordnet motstående sideveis utad fra den vertikale akse z. Figuren viser også et stigerør 126 for direkte salg, som konstruksjonsmessig tilsvarer de fleksible produksjonsstigerør 120, 122, 124 og som bryter planet p langs y-aksen sideveis motsatt det fleksible produksjonsstigerør 122 i et punkt i sideveis avstand fra den vertikale akse z. Det fleksible stigerør 126 for direkte salg benyttes for å overføre produserte fluider til en eksportledning 128 for direkte salg, gjennom en manifold 130 festet til boremalen 118 for brønnen. Alle de fleksible stigerør 120-126 med oppdrift, har anordninger for trykkpåvirkning mot hvert stigerør til en form som en orientert vid bue som vil tillate passasje av wireopphengte vedlikeholdsverktøy for brønnen, direkte ned til brønnen gjennom stigerørene. Det forstås lett av mens det kun er vist fire stigerør for å danne den foretrukne "kinesiske lanterne"-form, er det underforstått av denne begrensning er gjort for å hindre uoversiktelig illustrasjon av oppfinnelsen og at det kan benyttes mange flere fleksible stigerør med oppdrift i et i det vesentlige radialt fordelt mønster rundt den midtre vertikale akse z. Som ved den foran omtalte utførelse sees det tydelig at det ikke foreligger behov for bevegelseskompensering på dekket av den flytende produksjonsenhet 110 og videre at direkte tilgang med wire til undervannsbrønnene ikke vil hindres ved bruken av de fleksible produksjonsstigerør 120-124.
Det forstås videre i sammenheng med fig. 2 at mens det ikke er festet noen oppdrif tsmoduler til de fleksible stigerør 120-126, er det i virkeligheten underforstått at den krevede oppdrift gies stigerørene slik at de i det vesentlige har nøytral oppdrift i vann.
Fig. 3 viser en foretrukken oppbygning av de fleksible stigerør 10, 110 med oppdrift, som vist i de tid-ligere figurer. Det fleksible rør 200 omfatter en spiralviklet indre karkass 202 som fortrinnsvis er laget av rustfast stål. Karkassen tillater bøyning av røret 200 ved relativ bevegelse
av viklingene på tilsvarende måte som ved bevegelige ledd. Det foreligger derfor ingen tendens til at rørets indre diameter inntar en oval form og rørets fulle indre diameter opprettholdes uavhengig av bøyningsradien for kurven eller påvirkningen av ytre hydrostatisk belastning.
Rundt utsiden av den indre karkass er et termoplastisk lag 204 anordnet med primært det formål å opprettholde rørets fullstendige fluidtetthet. Det termoplastiske lag 204 er ment å være rørets 200 trykkopptagende legeme mens den indre karkass 202 gir fleksibilitet, beskyttelse mot sammenklemming og beskyttelse mot slitasje fra de fluider som strømmer fra brønnen samt de wireopphengte verktøy som transporteres ned til brønnen. Et par fleksible stålarmeringslag 206, 208 er viklet motsatt skruelinjeformet rundt laget 204 for å holde det indre termoplastiske lag 204 mot deformasjon når trykket og varmen påføres rørets 200 innside.Armeringslagene 206, 208 gir også beskyttelse av det indre termoplastiske lag 204 mot slag.
Det er vanlig praksis å oppbygge fleksible rør med fire stålarmeringslag. De ytterligere to armeringslag benyttes som strekklegemer og har en i det vesentlige meget lengre viklingsvinkel. En slik oppbygning vil tillate at røret kan strekkes med en større spenning enn det fleksible rør med oppdrift i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Elimineringen av de ytterligere to lag med strekkarmering av stål i oppbygningen av et fleksibelt rør, reduserer vekten av røret og minimerer antallet og størrelsen av oppdriftsmoduler som kreves for å gi røret en i det vesentlige nøytral oppdrift i vann slik at det kan benyttes som et fleksibelt stigerør i henhold til den foreliggende oppfinnelse.
En ytre fleksibel termoplastisk beskyttelse 210 er anordnet mot korrosjon og slitasje av de underliggende lag.
I henhold til én foretrukken utførelse av oppbygningen for et bøyepåvirket, fleksibelt produksjonsstigerør, omfatter det fleksible rør 200 en materialstrimmel 212 langs én side av konstruksjonen. Strimmelen 212 kan være av et hvilket som helst materiale som har stor aksial stivhet i strekk (stor elastisitetsmodul) og liten aksial stivhet i trykk, eksempelvis en strimmel av stål eller glassfiber som er festet mellom det ytre termoplastiske lag 210 og utsiden av det ytre stålarmeringslag 208. I sammenheng med denne beskrivelse benyttes betegnelsen "bøyepåvirket" som en tendens et stigerør har til å bøye i én bestemt retning. Ved videre å feste endekoblingene for en fleksibel rørlengde stivt, vil enhver avkorting av avstanden mellom de to tilkoblingspunkter som ville gi som resultat en slakk i det fleksible rør 200, vil bøyepåvirkningsanordningen, eksempelvis strimmelen 212 som er forbundet med det fleksible rør 200, bringe det fleksible rør 200 til fortrinnsvis å bøye i kun én retning. Slik det er vist i sammenhang med fig. 2, er de fleksible stigerør orientert og påvirket slik at den foretrukne bøyning foregår i det vesentlige radialt utad bort fra en vertikal akse mellom endetilkoblingspunktet på boremalen 118 på havbunnen og det flytende produksjonsfartøy 110.
Fig. 4 og 5 viser ytterligere anordninger for trykkpåvirkning av et fleksibelt stigerør med oppdrift, i en foretrukken bøyeretning. Hittil har oppfinnelsen vært beskrevet i sammenheng med enkle rørformede fleksible stigerør. I praksis er det mer vanlig å sammenbunte flere slike fleksible stigerør og den måte disse er samlet på kan i seg selv gi en anordning for trykkpåvirkning slik at den fleksible bunt bøyes i en foretrukken retning. Fig. 4 og 5 viser således en stigerørbunt 300 bestående av et par fleksible rør 302, 304 med stor diameter av den type som er beskrevet i sammenheng med fig. 3, og et rør 306 med mindre diameter. Det tredje rør 306 er fortrinnsvis en kontrollbunt uten armering eller karkass og dets stivhet i strekk er således meget større enn i kompresjon. Med andre ord vil kontrollrøret virke som en kabel med en relativt stor aksial stivhet i strekk, men meget liten eller tilnærmet null i kompresjon. Bunten 300 med fleksible rør vil bøye på en 1 slik måte at den holder styrerøret 306 på kompresjonssiden av bøyningen. Bunten 300 med kontrollrøret 306 vil således bøyes fortrinnsvis bort fra z'-aksen langs x-aksen som vist på fig. 4. Denne form for trykkanordning kan benyttes i enhver stigerørbunt og kan sammen med oppdriftsmoduler benyttes tilsvarende de fleksible stigerør med oppdrift som er omtalt i forbindelse med fig. 1 og 2.
Claims (2)
1. Produksjonsstigerør for produksjon av hydrokarbonfluider fra en undervannsbrønn med minst ett på havbunnen anordnet brønnhode (18) hvert med en tilkopling (30) for et stigerør (20) mellom brønnhodet og et fortøyet flytende produk-sjonsf artøy (10) på havflaten, KARAKTERISERT VED at hvert stigerør (20) har i det vesentlige nøytral oppdrift og at en metallstrimmel er anordnet langs en side av stigerøret over hele dets lengde slik at stigerøret under bruk vil innta en konveks bueform.
2. Produksjonsstigerør ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at flere stigerør (20) er anordnet slik at hvert stigerørs bue forløper radialt utad fra en vertikal linje mellom havbunnen og fartøyet og stigerørene (20) derved danner en form lik "kinesiske lanterner".
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/523,315 US4556340A (en) | 1983-08-15 | 1983-08-15 | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbons using a floating vessel |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO843230L NO843230L (no) | 1985-02-18 |
NO163789B true NO163789B (no) | 1990-04-09 |
NO163789C NO163789C (no) | 1990-07-18 |
Family
ID=24084510
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO843230A NO163789C (no) | 1983-08-15 | 1984-08-14 | Produksjonsstigeroer for produksjon av hydrokarbonfluider. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4556340A (no) |
CA (1) | CA1218296A (no) |
GB (1) | GB2145135B (no) |
NO (1) | NO163789C (no) |
Families Citing this family (52)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4730677A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Otis Engineering Corporation | Method and system for maintenance and servicing of subsea wells |
US4983073A (en) * | 1987-02-19 | 1991-01-08 | Odeco, Inc. | Column stabilized platform with improved heave motion |
US4819730A (en) * | 1987-07-24 | 1989-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Development drilling system |
US5176180A (en) * | 1990-03-15 | 1993-01-05 | Conoco Inc. | Composite tubular member with axial fibers adjacent the side walls |
US5117914A (en) * | 1990-12-13 | 1992-06-02 | Blandford Joseph W | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbon formations |
US5381865A (en) * | 1990-12-13 | 1995-01-17 | Blandford; Joseph W. | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbon formations |
US5135327A (en) * | 1991-05-02 | 1992-08-04 | Conoco Inc. | Sluice method to take TLP to heave-restrained mode |
US5775846A (en) | 1994-12-20 | 1998-07-07 | Seahorse Equipment Corporation | Offshore production platform and method of installing the same |
US5669735A (en) * | 1994-12-20 | 1997-09-23 | Blandford; Joseph W. | Offshore production platform and method of installation thereof |
GB9501642D0 (en) * | 1995-01-27 | 1995-03-15 | Head Philip | Well intervention apparatus |
US5547314A (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-20 | Marathon Oil Company | Offshore system and method for storing and tripping a continuous length of jointed tubular conduit |
US5921285A (en) | 1995-09-28 | 1999-07-13 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube |
CA2687548C (en) * | 1995-09-28 | 2013-04-02 | Fiberspar Corporation | Composite spoolable tube |
US8678042B2 (en) | 1995-09-28 | 2014-03-25 | Fiberspar Corporation | Composite spoolable tube |
US7498509B2 (en) | 1995-09-28 | 2009-03-03 | Fiberspar Corporation | Composite coiled tubing end connector |
US5697447A (en) * | 1996-02-16 | 1997-12-16 | Petroleum Geo-Services As | Flexible risers with stabilizing frame |
US6004639A (en) | 1997-10-10 | 1999-12-21 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube with sensor |
GB9802421D0 (en) * | 1998-02-06 | 1998-04-01 | Head Philip | A riser system for sub sea wells and method of operation |
GB2334048B (en) * | 1998-02-06 | 1999-12-29 | Philip Head | Riser system for sub sea wells and method of operation |
US5983822A (en) * | 1998-09-03 | 1999-11-16 | Texaco Inc. | Polygon floating offshore structure |
US6230645B1 (en) | 1998-09-03 | 2001-05-15 | Texaco Inc. | Floating offshore structure containing apertures |
US6386290B1 (en) | 1999-01-19 | 2002-05-14 | Colin Stuart Headworth | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
WO2002088587A1 (en) | 2001-04-27 | 2002-11-07 | Fiberspar Corporation | Buoyancy control systems for tubes |
US6772840B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
BR0107018B1 (pt) * | 2001-12-28 | 2011-07-12 | método para a construção de um arranjo de poços de grande afastamento para produção, transporte e explotação de jazidas minerais, arranjo de poços assim construìdo e método para a construção de uma rede de dutos para transporte e armazenagem de fluidos. | |
WO2003083338A1 (en) | 2002-03-29 | 2003-10-09 | Fiberspar Corporation | Systems and methods for pipeline rehabilitation |
US7523765B2 (en) | 2004-02-27 | 2009-04-28 | Fiberspar Corporation | Fiber reinforced spoolable pipe |
US7073978B2 (en) * | 2004-08-16 | 2006-07-11 | Deepflex, Inc. | Lightweight catenary system |
US7225877B2 (en) * | 2005-04-05 | 2007-06-05 | Varco I/P, Inc. | Subsea intervention fluid transfer system |
US7866399B2 (en) | 2005-10-20 | 2011-01-11 | Transocean Sedco Forex Ventures Limited | Apparatus and method for managed pressure drilling |
US7798234B2 (en) * | 2005-11-18 | 2010-09-21 | Shell Oil Company | Umbilical assembly, subsea system, and methods of use |
US8187687B2 (en) | 2006-03-21 | 2012-05-29 | Fiberspar Corporation | Reinforcing matrix for spoolable pipe |
FR2911907B1 (fr) * | 2007-01-26 | 2009-03-06 | Technip France Sa | Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures. |
CA2619808C (en) | 2007-02-02 | 2015-04-14 | Fiberspar Corporation | Multi-cell spoolable pipe |
US20080185153A1 (en) * | 2007-02-07 | 2008-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea intervention with compliant guide |
US8746289B2 (en) | 2007-02-15 | 2014-06-10 | Fiberspar Corporation | Weighted spoolable pipe |
US20080302535A1 (en) * | 2007-06-08 | 2008-12-11 | David Barnes | Subsea Intervention Riser System |
US7926579B2 (en) * | 2007-06-19 | 2011-04-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for subsea intervention |
WO2009039349A1 (en) * | 2007-09-21 | 2009-03-26 | Transocean Offshore Deepwater Drilling Inc. | System and method for providing additional blowout preventer control redundancy |
CA2641492C (en) | 2007-10-23 | 2016-07-05 | Fiberspar Corporation | Heated pipe and methods of transporting viscous fluid |
US9299480B2 (en) * | 2007-11-13 | 2016-03-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Subsea power umbilical |
FR2934635B1 (fr) * | 2008-07-29 | 2010-08-13 | Technip France | Installation de conduite montante flexible de transport d'hydrocarbures pour grande profondeur |
CA2690926C (en) | 2009-01-23 | 2018-03-06 | Fiberspar Corporation | Downhole fluid separation |
US8955599B2 (en) | 2009-12-15 | 2015-02-17 | Fiberspar Corporation | System and methods for removing fluids from a subterranean well |
US9206676B2 (en) | 2009-12-15 | 2015-12-08 | Fiberspar Corporation | System and methods for removing fluids from a subterranean well |
EP2785950B1 (en) * | 2011-11-29 | 2017-03-01 | GE Oil & Gas UK Limited | Buoyancy compensating element and method |
US20130299191A1 (en) * | 2012-05-13 | 2013-11-14 | Folkers Eduardo Rojas | Long thin structures for generating an entangled flow restricting structure |
WO2014026190A1 (en) | 2012-08-10 | 2014-02-13 | National Oilwell Varco, L.P. | Composite coiled tubing connectors |
NO20190875A1 (no) * | 2019-07-11 | 2021-01-12 | Neodrill As | System for stabilisering av stigerør |
US10794539B1 (en) | 2019-12-05 | 2020-10-06 | Sofec, Inc. | Systems and processes for recovering a vapor from a vessel |
US11459067B2 (en) | 2019-12-05 | 2022-10-04 | Sofec, Inc. | Systems and processes for recovering a condensate from a conduit |
US10899602B1 (en) * | 2019-12-05 | 2021-01-26 | Sofec, Inc. | Submarine hose configuration for transferring a gas from a buoy |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US396773A (en) * | 1889-01-29 | Adjustable curved pipe-section | ||
US2853262A (en) * | 1956-02-09 | 1958-09-23 | T & S Brass & Bronze Works Inc | Pivoted hose device |
FR1583169A (no) * | 1967-06-29 | 1969-10-24 | ||
US3517110A (en) * | 1968-04-01 | 1970-06-23 | North American Rockwell | Flexible underwater riser containing electrical conductors and material conduits |
US3983706A (en) * | 1975-07-10 | 1976-10-05 | Texaco Inc. | Marine structure with hydraulic tensioner |
US4176986A (en) * | 1977-11-03 | 1979-12-04 | Exxon Production Research Company | Subsea riser and flotation means therefor |
GB2065197B (en) * | 1979-09-12 | 1983-06-02 | Shell Int Research | Multiple bore marine risers |
CA1163212A (en) * | 1980-07-31 | 1984-03-06 | Horace B. Merriman | Flexible pipe |
-
1983
- 1983-08-15 US US06/523,315 patent/US4556340A/en not_active Expired - Fee Related
-
1984
- 1984-06-14 GB GB08415196A patent/GB2145135B/en not_active Expired
- 1984-06-15 CA CA000456723A patent/CA1218296A/en not_active Expired
- 1984-08-14 NO NO843230A patent/NO163789C/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB8415196D0 (en) | 1984-07-18 |
CA1218296A (en) | 1987-02-24 |
NO163789C (no) | 1990-07-18 |
GB2145135A (en) | 1985-03-20 |
GB2145135B (en) | 1986-10-29 |
US4556340A (en) | 1985-12-03 |
NO843230L (no) | 1985-02-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO163789B (no) | Produksjonsstigeroer for produksjon av hydrokarbonfluider. | |
NO20190762A1 (no) | Hybrid stigerørstårn samt fremgangsmåte for installasjon av dette | |
US7434624B2 (en) | Hybrid tension-leg riser | |
US9074428B2 (en) | Connector for steel catenary riser to flexible line without stress-joint or flex-joint | |
US7677837B2 (en) | Device for transferring fluid between two floating supports | |
NO178508B (no) | Fleksibel produksjons-stigerörmontasje | |
GB2393980A (en) | A riser and method of installing same | |
NO300233B1 (no) | Anordning for overföring av fluidum mellom en konstruksjon på havbunnen og et overflatefartöy | |
US9562399B2 (en) | Bundled, articulated riser system for FPSO vessel | |
US6210075B1 (en) | Spar system | |
CN103661819A (zh) | 连接到水下管线结构的浮式***及其使用方法 | |
NO335312B1 (no) | Marint stigerørstårn. | |
GB2148842A (en) | J-configured offshore oil production riser | |
NO323458B1 (no) | Et hybridstigeror for dypt vann | |
NO325327B1 (no) | Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp | |
US20060056918A1 (en) | Riser system connecting two fixed underwater installations to a floating surface unit | |
CA2325133A1 (en) | Submerged pipeline manifold for offloading mooring buoy and method of installation | |
NO147868B (no) | Forankrings- og overfoeringsstasjon. | |
US20040028477A1 (en) | Shallow water riser support | |
NO159194B (no) | Flerroers stigeroersystem med en stiv og en fleksibel seksjon. | |
NO322123B1 (no) | Roroverforingssystem | |
NO780428L (no) | Flytende konstruksjon. | |
NO321100B1 (no) | Baerer for en stigeledning som folger en kjedelinje | |
US7713104B2 (en) | Apparatus and method for connection and disconnection of a marine riser | |
US8414342B2 (en) | Steel pipeline fluid transfer system |