NO174378B - Fralandskonstruksjon til bruk i dype farvann i forbindelse med boring, produksjon og lagring av petroleumsprodukter - Google Patents
Fralandskonstruksjon til bruk i dype farvann i forbindelse med boring, produksjon og lagring av petroleumsprodukter Download PDFInfo
- Publication number
- NO174378B NO174378B NO872097A NO872097A NO174378B NO 174378 B NO174378 B NO 174378B NO 872097 A NO872097 A NO 872097A NO 872097 A NO872097 A NO 872097A NO 174378 B NO174378 B NO 174378B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- construction
- riser
- stated
- box
- well
- Prior art date
Links
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims description 29
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims description 21
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 9
- 239000003643 water by type Substances 0.000 title claims description 5
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 19
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 16
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 16
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
- E02D23/00—Caissons; Construction or placing of caissons
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
- B63B35/4413—Floating drilling platforms, e.g. carrying water-oil separating devices
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B1/00—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils
- B63B1/02—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement
- B63B1/04—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull
- B63B2001/044—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull with a small waterline area compared to total displacement, e.g. of semi-submersible type
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
- B63B2035/442—Spar-type semi-submersible structures, i.e. shaped as single slender, e.g. substantially cylindrical or trussed vertical bodies
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Paleontology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Architecture (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fralandskonstruksjon i forbindelse med en flytende senkekasse e.l. for anvendelse i forbindelse med boring, produksjon og lagring av petroleumsprodukter, særlig i farvann med dybder av 200 m eller mer.
Av tidligere foreslåtte installasjoner for drift av undervannsbrønner kan nevnes vertikalt forankrede strekkbensplattformer med forankringskabler som forløper parallelt eller stort sett parallelt og vertikalt. Slike for-ankr ingskabler befinner seg under høy forspenning, for å forhindres i å slakkes når bølger passeres gjennom platt-formkonstruksjonen. En sviktende forankringskabel vil ikke bare bringe plattformens helhet i fare, men også de dermed forbundne stigerør. Den vertikalt forankrede strekkbensplattformen er ikke egnet for sideregulering av plattfromens posisjon i forhold til en mal på sjøbunnen, ved justering av strekkkraften i kablene eller lengden av disse. En slik vertikalt forankret strekkbensplattform er uegnet for sammenkopling av et stigerør med et brønnhode på sjøbunnen ved sideveis stillingsplassering av fartøyet på overflaten ved anvendelse av forankringskabler. Eksempler på tidligere kjente strekkbensplattformer er beskrevet i US-patentskrift 3648638 og 3780685.
En annen, foreslått installasjon for undersjøisk brønndrift omfatter et flytende fartøy eller et halvnedsenkbart fartøy som er utstyrt med konvensjonelle kjedelinje-forankringskabler som strekker seg mellom fartøyet og ankeret som befinner seg på sjøbunnen, og ofte i betydelig, horisontal avstand fra fartøyet. En vanlig, konvensjonell kjedelinje-forankringskabel kan ha en rekkevidde av minst 3:1, dvs. et forhold mellom hori-sontalavstand og vertikalavstand av 3 til 1. I noen tilfeller kan rekkevidden oppgå til 7:1. Et forankringsmøn-ster for et slikt flytende eller halvnedsenkbart fartøy, vil dekke en meget vidstrakt havbunnsone.
Et slikt forankringsmønster kan forårsake vanskeligheter i sjøbunninnstallasjoner ved at forankringskablene inn-filtres i annen/t undervannsbrønn-utstyr. Ved drift i dypt farvann under anvendelse av et slikt konvensjonelt kjedelinjeforankret overflatefartøy, er opprettelse av en liten betraktningssirkel, dvs. sjøbunnssone som bestemmes av forankringssystemet, ikke mulig i praksis. Eksempler på slike konvensjonelle kjedelinje-forankringskabler er kjent fra US-patentskrift 3775854 og 3360810.
Ved gjennomføring av slike undervanns-produksjons-prosesser er plattformene utstyrt med en koplingsforbind-else til et stigerørsystem som strekker seg mellom plattformen eller overflatefartøyet til sjøbunnen, for sammenkopling med et brønnhode eller en annen undervannsbrønn-innstallasjon. Slike stigerørsystemer krever strekkanordninger, omfattende blokkskiver, stålkabler og hydrauliske sylinderaggregater for opprettelse av en relativt konstant strekkspenning i enden av stålkabelen, for frem-bringelse av den oppadrettede vertikale kraft som er nød-vendig for å holde stigerørsystemet i stilling. Slike tidligere foreslåtte strekkanordninger for stigerør be-står av mekaniske innretninger som er utsatt for slitasje og krever uavbrutt vedlikehold. De vil dessuten oppta betydelig plass under forhold hvor plassen vanligvis er begrenset, grunnet plattformens eller fartøyets konstruksjon. I noen strekkanordninger inngår flottørinnretninger for fastgjøring til den øvre ende av stigerøret. Ved bruk av slike flottørstrekkanordninger vil stigerørsystemet generelt utsettes for bølgekrefter som, ved å påvirke flottørenheten, fremkaller uønskede spenninger i stige-røret. En langstrakt brønnhodekonstruksjon av flytende type hvori det kan opptas et stigerør som holdes oppe av en flottøranordning, er omtalt i US-patentskrift 3470838.
I visse tilfelle kan strekkanordningen for stige-røret omfatte en kombinasjon av flottørenheter og strekk-innretninger, hvor flottører er fastgjort langs stige-røret, for delvis å bære rørets tyngde, mens den reste-rende rørtyngde opptas av hydrauliske strekkmekanismer på plattformen, som tidligere nevnt.
For lagring av olje til sjøs er det fremlagt kon-struksjoner av tankbøyetype, som kjent fra US-patentskrift -3360810 og 3921557. Tankbøyekonstruksjoner er også blitt brukt i forankrings- og oljetransportøyemed i farvann som er meget grunnere enn dypvann (2 00 m eller mer).
Fralandskonstruksjonen ifølge oppfinnelsen er av den art som omfatter en langstrakt senkekasse med en øvre del i overvannsstilling og en nedre endedel, idet senkekassen er anordnet med væskelagringsrom samt forsynt med et fortøyningssystem forbundet med den nedre delen av senkekassen for forankring av denne til sjøbunnen, og oppfinnelsen karakteriseres ved at senkekassen har en jevn uavbrutt ytterside med konstant vannplanareal, og innbefatter en midtbrønn som er åpen ved bunnen og kommuniserer med det omgivende sjøvannet, og ved at ett eller flere rør er anordnet gjennom midtbrønnen til bruk i forbindelse med boring og stigerørfunksjoner, hvilket ett eller flere rør innbefatter et arrangement ved den øvre delen av midtbrønnen som støtter opp og strekker røret eller rørene, og ved at fralandskonstruksjonen er anordnet med et ballasteringsarrangement for opprettholdelse av senkekassens tyngdepunkt under oppdriftssentret.
Beroende på det aktuelle installasjonssted, beregnes den nedre delen av senkekassen dimensjonsmessig slik at den strekker seg ned til en vanndybde hvor den på det aktuelle plasseringssted bare vil påvirkes av minimal bølgepåvirkning, idet lengden under vannflatesonen beregnes slik at senkekassens naturlige svingeperiode like overfor hiv-bevegelser overstiger en forventet maksimal bølgeperiode.
Videre omfatter oppfinnelsen en flytende senkekasse av sylindrisk form og med stor fortrengning, som i sin øvre ende er forsynt med variable ballastkamre av tilstrekkelig konstruksjonsmessig styrke til å tåle hydrostatiske yttertrykk til en dybde av ca. 75 m., og som under denne dybde danner oljeforrådskamre som er i trykk-balanse med sjøen ved å stå i forbindelse med sjøvannet, og som ikke krever samme konstruksonsmessige styrke som de øvrige kamre, selv om de befinner seg i en dybde hvor det ytre sjøvannstrykk er større.
Videre har oppfinnelsen befatning med en flytende senkekasse med rette sider, som er tilpasset for et dypgående og hvori det er anordnet en midtbrønn eller -kanal som opptar et antall produksjonsstigerør som også kan utnyttes for opptagelse av en borstreng. I følge oppfinnelsen kan hvert av stigerørene holdes oppe uavhengig og separat ved hjelp av en flytetank eller -enhet, og da vannet i midtbrønnen i realiteten er stille grunnet dypgåendet, er det opprettet et passivt middel som holder stigerøret i stilling.
Et hovedformål for oppfinnelsen er således å tilvei-ebringe en fralandskonstruksjon som er slik utformet og dimensjonert at virkningene av de eksiteringskrefter som forårsakes av bølger og strøm, reduseres til et minimum.
Et annet formål for oppfinnelsen er å frembringe en føringsinnretning for hver flytetank i senkekassens midt-brønn.
Oppfinnelsen er definert i vedlagte patentkrav.
Oppfinnelsen skal beskrives i det følgende med hen-visning til vedlagte tegninger, hvor: Fig. 1 viser et sideriss av en senkekasseanordning i følge oppfinnelsen, som er innstallert i dypt vann, forankret med stramme fortøyningskabler og forbundet, gjennom et stigerørsystem, med en undervannsinnstallasjon. Fig. 2 viser et planriss, sett fra den nedre del av senkekasseanordningen i følge fig. 1, av et 12 punkts forankringssystem med en liten overvåkingssirkel. Fig. 3 viser et skjematisk vertikalriss langs aksen for senkekasseanordningen, og omfattende et bruddstykke av senkekasseveggen. Fig. 4 viser et skjematisk vertikalriss langs aksen for senkekasseanordningen, som illustrerer senkekassens inndeling i en rekke kamre for oppbevaring av olje og vann, samt en del av forankringssystemet. Fig. 5 viser et forstørret, skjematisk vertikalsnitt av det øvre parti av senkekasseanordningen, som illustrerer den uavhengige bæreinnretning for hvert stigerør. Fig. 6 viser et tverrsnitt langs linjen, VI-VI i fig. 5, av stigerørsystemet og rammeverket, hvor den øvre stigerørende er fjernet. Fig. 7 viser et forstørret vertikal-delsnitt av senkekasseanordningens nedre parti med innbefatning av stigerørsføringen. Fig. 8 viser et tverrsnitt langs linjen VIII-VIII i fig. 7. Fig. 9 viser et forstørret, skjematisk riss, langs linjen IX-IX i fig. 1, av en sjøbunnmal. Fig. 10 viser et forstørret delriss av sjøbunnmalen med tilkoplede stigerør. Fig. 11 viser et forstørret delriss av et typisk parti av et stigerør som inngår i stigerørsystemet i følge oppfinnelsen. Fig. 12 viser et forstørret snitt langs linjen XII-XII i fig. il. Fig. 13a og 13b viser sideriss av flytetanken 66 med tilhørende føringsinnretning og med føringsdekkene gjen-gitt i snitt. Fig. 13c viser et tverrsnitt langs linjen XVIII-XVIII i fig. 13b. Fig. 14a og 14b viser skjematiske sideriss av en utbalanseringsinnretning for anvendelse ved boresystemet i følge oppfinnelsen.
I fig. 1 er vist en dyptliggende senkekasseanordning 20 for anvendelse ved boring, produsering og oljelagring, og omfattende i hovedtrekk en langstrakt, sylindrisk kassedel 22, med et plattformdekk, 24 som befinner seg ovenfor vannflaten 26, og er innrettet for å understøtte en borerigg 28, og annet bore- og produksjonsutsyr (ikke vist). Den sylindriske senkekasse er fornankret gjennom et antall stramme fortøyningskabler 3 0 som hver for seg er fastgjort i den ene ende til sjøbunnen 32 ved hjelp av en forankringspelanordning 34. Fra underdelen av den sylindriske senkekasse 22 kan det utgå et antall stigerør 3 6 som danner et stigerørsystem 35 og er forbundet på egnet måte med en bunnmal 38 på sjøbunnen 32.
Den sylindriske senkekasse 22 med sine særtrekk er tydeligst vist i fig. 3, 4 og 5. Den sylindriske senkekasse 22 i følge oppfinnelsen kan i dette tilfelle ha en lengde av 210-240 m. Den sylindriske yttervegg eller skrogvegg 4 0 har rette sider som strekker seg kontinuer-lig fra bunnen av senkekassen 22 til dekket 24. Skrogveggen 40 kan eksempelvis ha en diameter av 27-30 m. i avhengighet av den ønskede lagringskapasitet og fortrengning. Senkekassens lengde og dypgående kapasitet er en primær parameter. Ved å gå ut fra den maksimale bølge-størrelse, med tilhørende periode, som råder i det område hvor senkekassen skal komme til anvendelse, vil det lettere kunne bølges et dypgående av slik størrelse at bølgevirkningen mot senkekassen svekkes, ved bunnen av senkekassen, til en meget liten størrelse som kan gå ned til 1% av resultantkraften som virker mot senkekassen. Av den grunn vil den slingreing eller vertikalbevegelse av senkekassen under bølgebevegelse være minimal. Videre vil senkekassens slingre- og rullebevegelse samt krefter fra brottsjøer som virker mot senkekassen, reduseres og brin-ges innenfor rimelige grenser på grunn av senkekassens dypgående. Den dyptliggende senkekasses reaksjon på slik bølgepåvirkning kan beregnes ved hjelp av Morrisons for-mel for væskekrefter som påvirker et slankt, sylindrisk legeme, eller på grunnlag av bølgediffraksjonsteori.
Innenfor skrogveggen 4 0 er det anordnet en konsen-trisk skroginnervegg 42 som avgrenser en midtkanal eller midtbrønn 44 som forløper i senkekassens 22 fulle lengde. Midtbrønnen 44 gir rora for stigerørsystemet 35 og for et borstrengsystem 46. Det ringformede rom mellom inner-veggen 44 og ytterveggen 40 kan være hensiktsmessig inn-delt i et antall nedre oljelagringsseksjoner 48, øvre, variable vannballastseksjoner 50 og øvre drifts- og ut-styrskamre 52. Skrogveggen 44 kan i dette tilfelle ha en radius av ca. 8 meter, hvilket gir tilstrekkelig klaring for montering av stigerørsystemet 35 og borstrengsystemet 46, og for innføring gjennom midtbrønnen av brønnutsyr, såsom brønnhoder, utblåsnings-sperreventiler og lignende.
Den øvre del av senkekassen 22 som innbefatter de variable ballasttanker 50 og som-kan strekkes i en lengde av ca. 75 m. under vannflaten, er konstruksjonsmessig tilvirket (hardtank-konstruksjon) for å tåle de rådende vanntrykk i slike dybder. Ytterskrogveggen 4 0 kan være hensiktsmessig forsterket ved et system av T-ribber. En slik hardtank-konstruksjon tillater at det i de variable ballasttanker ifylles ulike mengder av sjøvann, i avhengighet av belastningen på dekk og i driftskamrene, og likeledes i avhengighet av oljemengden og -typen som innføres i oljelagringsseksjonene 48, for å opprettholde et ønsket dypgående og et valgt forhold mellom senkekassens tyngdepunkt og oppdriftssentrum og de opptatte belastninger.
01jelagringsseksjonene 48 som er beliggende under de variable ballasttanker 50, kan innbefatte ytre og indre skrogvegger 4 0 og 44 av en konstruksjonstype (myktank-konstruksjon) som ikke er beregnet for å tåle de ytre hydrostatiske vanntrykk som råder i den dybde hvori seksjonene 48 er beliggende. Tankseksjonene 48 er utsyrt med egnede innløps- og utløpsventiler 49 for sjøvann for opprettelse av balanse mellom det ytre og det indre hydrostatiske trykk i denne dybde under lagring av forskjellige oljemengder i seksjonene. Olje som er lettere enn vann, inntar en posisjon over sjøvannet og over ven-tilene 49 i seksjonene 48. I visse tilfeller kan det med fordel anordnes innretninger for fjerning av olje som kan ha blandet seg med sjøvann i olje-vanngrenseflaten, der-som sjøvannsballasten fra oljelagringstankene skal ut-slippes i havet.
Som vist i fig. 4 og 7, kan den nedre del av senkekassen 22 være forsynt med fast ballast 54, eksempelvis betongmaterialer eller andre, tunge materialer, av valgt tyngde. Den faste ballast 54 medvirker når senkekassen 22 dreies til vertikalstilling på brønnfeltet, etter å være transportert dit i horisontal stilling.
Som vist i fig. 7, kan det i den nederste del av midtbrønnen 44 og rett overfor den faste ballast 54 være anordnet en føring 56 for rørene 3 6 i stigerørsystmet 35. For hvert av stigerørene 3 6 innbefatter føringen 56 en nedad- og utadskrånende kanal 58, for redusering av bøye-kraften mot hvert stigerør når senkekassen beveges i sideretning i forhold til sin posisjon over sjømalen 38. Borstrengen 46 vil ikke hindres av føringen 56 og kan beveges stort sett fritt i sideretning i avhengighet av de rådende forhold under boring innenfor kanalens 60 begrensningsområder.
Det bør videre bemerkes, at da de bølgefremkalte bevegelser ved bunnen av den dyptliggende senkekasse 22 er vesentlig svekket, vil bøyekreftene mot stigerøret 36-ved føringen 56 uten vanskelighet opptas i de utadskrånende kanaler 58.
Stigerørsystemet 35 kan omfatte et antall separate, uavhengige stigerør 36 som er anordnet i konsentriske sirkler i midtbrønnen 44, som vist i fig. 5 og 6. Det er i dette tilfelle vist 8 stigerør i innersirkelen og 16 stigerør i yttersirkelen. Hvert stigerør 3 6-må være av en konstruksjon som vist i fig. 11 og 12. Hvert stigerør 36 innbefatter et ytterrør 80, eksempelvis av diameter 193,7 mm., hvori det kan være anordnet en rørledning 82 av mindre diameter, som kan være forbundet med en ventil-styreledning 84 for betjening av en sikkerhetsventil ved brønnhodet. På ytterveggen av røret 80 kan det være montert en egnet, hydraulisk styreledningsbunt 86 for hydraulisk betjening av det forskjellige brønnhodeutstyr ved sjøbunnmalen, i tilknytning til hvert enkelt stigerør 36.
Ved sjøbunnen kan hvert stigerør 3 6 være forbundet, f.eks. ved 88, med en langstrakt, konisk rørseksjon 90 som gjennom en koplingsanording 92 forbundet med et brønnhode 94 ved undervannsmalen 38. De koniske rørsek-sjoner 90 danner en bøyespennings-avlastende konstruksjon i den sone hvor forbindelsen med brønnhodet er opprettet. En fleksibel kopling mellom hvert stigerør 36 og det tilhørende brønnhode kan også komme til anvendelse.
Den viste mal 3 8 i følge fig. 9 er av åttekantet form og danner en sjablongramme 96 med åpninger som er plassert i overenstemmelse med åpninger for stigerørene 3 6 i dekkrammen 74, som vist i fig. 6. Andre bunnmalan-legg og mønstersystemer for en gruppe stigerør kan anordnes og innpasses i motsvarende mønstere i sjøbunnmalen og i senkekassens midtbrønn.
Hvert av stigerørene 3 6 strekker seg oppad fra undervannsmalen 38, og er innført i senkekassens bunn-parti gjennom føringen 56, som tidligere beskrevet. Hvert av de oppadragende stigerør i midtbrønnen 44 kan styres i innbyrdes parallelle stillinger ved hjelp- av en ringformet føringsanordning 62 som er fastgjort til senkekassens innervegg 4 2 på egnet måte, eksempelvis med sveising, og forsynt med åpninger i samme mønster og av samme form som i. sjøbunnmalen. Hvert stigerør 36 strekker seg inn i en flytetank 66, passerer gjennom denne, utgår fra oversiden av flytetanken 66 og ender ved et brønndekk 114.
Hvert stigerør 36 holdes flytende ved hjelp av flytetanken 66. Hver tank 66 avgrenser en aksialkanal 68 for opptagelse av det gjennomgående stigerør 36. Et system for styring av tankens relative vertikalbevegelse innbefatter en nedre stamme 100 som er forbundet med bunnpartiet av hver tank 66 og strekker seg gjennom en nedre, ringformet føringsplate 102 som er fastgjort til innersiden av senkekasseveggen 44. Den nedre stamme 100 kan være forsynt med langsgående styreribber 104 som er anordnet i innbyrdes vinkelavstand (eksempelvis av 90 grader) og som strekker seg gjennom styrespor 106 i føringsplatens 102 perifere innerkant.
Fra oversiden av hver flytetank kan det utgå en øvre stamme 108 med styreribber 110 i innbyrdes vinkelavstand, som strekker seg gjennom et øvre flytetank-føringsdekk
112 med styrespor 113, på tilsvarende måte som beskrevet for den nedre stamme 100. Ved overenden av den øvre stamme 108 på hver flytetank 66 er det anordenet et brønndekk 114 i den tilhørende åpning i rammen 74. Hvert brønndekk 114 understøtter en type av ventilsats 116 som er forbundet med den øvre ende av et stigerør 36. Hvert av stige-rørene 36 som er innført i senkekassen, styres i forhold til denne ved hjelp av føringene 56 og 62 og videre av stammene 100 og 108 som er anordnet på flytetankene 66 i styrende inngrep med det nedre og det øvre føringsdekk 102 og 112. Det øvre og det nedre føringsdekk 102 og 112 holder flytetanken 66 i nøyaktig avstand i midtbrønnen 44. Alternativt eller i tillegg til den opprettede forbindelse mellom det øvre brønndekk 114 og den øvre ende ende av føringsstammen 108 kan hvert brønndekk 114 være opplagt på vertikale søyler 72 som strekker seg oppad fra den øvre ende av flytetanken 66. De vertikale søyler 72 kan styres av en del av rammeverket 74 (fig.6) og under-støttes av senkekasseveggen 42.
Den nedre enden av senkekassen 22 er åpen mot sjø-vannet som fyller midtbrønnen 44 omtrent til nivå med havflaten 26. Sjøvannet i midtbrønnen 44 er relativt stille, da det beskyttes av senkekassen mot vind, bølger og havstrømmer. Innvirkningen av vannbevegesen ved senke-kassebunnen som kan befinne seg 2 00-2 50 m. under vann-speilet, og av de derav følgende eksitasjonskrefter ved overflaten av den relativt stille vannsøyle i midtbrønnen 44 er ubetydelig. Flytetankene 66 i brønnen 44 blir bare påvirket av minimale krefter i sideretning i forhold til senkekassen, og bølgekreftene som oppstår under slingring blir likeledes redusert grunnet senkekassens dypgående.
Det kan om nødvendig anordnes føringsdekk for stige-rørene 3 6 nedenfor underenden av stammen 100 og ovenfor føringen 56.
Et rørsystem 76 ovenfor brønndekket 114 kan, som vist i fig. 5, strekke seg seg til et manifolddekk 78 hvor det forgrenes på hensiktsmessig måte, for å forbindes med prosess- eller produksjonsutstyr og til sist med oljelagringseksjonene 48. Slike rørsystemer er kjent og ikke nærmere vist.
Det bør bemerkes, at ved boring av en brønn ved anvendelse av senkekassen i følge foreliggende oppfinnelse kan det i visse tilfelle forekomme at ingen stigerør 36 strekker seg oppad fra sjøbunnmalen, og at det ved hjelp av borstrengen bores en første brønn i sjøbunnmalen. I avhengighet av vanndybden og av avstanden mellom bunnen av senkekassen og sjøbunnen, kan det være mulig å bore en brønn i bunnmalen i nærvær av produksjonsstigerør 36.
Fig. 3 og 5 viser en borstreng 3 6 som strekker seg aksialt gjennom midtbrønnen 44 i senkekassen 22 og videre gjennom den nedre føring 56 i senkekassen til sjøbunnmalen 38. Borstrengen 46 som på vanlig måte kan være opphengt i og betjent fra en borerigg 2 8 som under-støttes fra plattformdekket 24, er belastet på vanlig måte. Under anvendelse for boring vil den dyptliggende senkekasse 2 2 også danne en konstruksjon som er spesielt tilpasset for bruk av en kontravektinnretning 121 for
borstrengen. En slik kontravektinnretning 121 kan innbefatte en eller flere nedre og langstrakte, sylindriske og nedtyngede seksjoner 12 0 samt øvre lette seksjoner 122 og 126 som er anbragt i midtbrønnen 44, radialt utenfor
stigerørene 3 6 og i rommene mellom tilgrensende flytetanker 66. Det kan benyttes fire eller flere kontravektinnretninger som er anbragt i 90 graders innbyrdes vinkelavstand, og hvorav bare to kontravektinnretninger 121 som er beliggende diametralt overfor hverandre, er vist i fig. 6.
De sylindriske tyngdebelastede seksjoner 120 kan være fylt med egnede, tunge materialer så som stålspon, kan være plassert i den nedre ende av kontravektinnretningene 121 som kan ha en lengde av 2 00 m. eller mer og følgelig befinner seg ved senkekassens nedre endeparti. Disse kontravekter som er plassert i og ved senkekassens nedre endeparti, øker den faste ballast 54 og kan medvirke til å kontrollere plasseringen av senkekassens tyngdepunkt og dens vertikalstilling under boring.
Den nedre, tyngdebelastede seksjon 12 0 kan gjennom
egnede, ikke viste koplinger være forbundet med den øvre, lette og i hvertfall delvis sjøvannsfylte seksjon 122 som er koplet til en redusert sylindrisk rørseksjon 126 som i sin øvre ende er forbundet med 124 med en bærekabel 128. Bærekabelen 128 er ført rundt sideveis adskilte blokkskiver 130 og 132 som er fastgjort til plattformen. Enden av hver kabel 128 kan ved 134 være forbundet med et hals-lager 136 som er montert på borstrengen 146 og som tillater innbyrdes bevegelse av borstrengen og koplingen ved
134.
Den lette, øvre seksjon 122 er delvis fylt med vann som ytterligere variabel ballast. Trykkluft ken også innføres i den lette seksjon 122, for justering av opp-driften. Gjennom egnede, ikke viste ledninger kan det også overføres trykkluft til kontravektinnretningene ved 137.
Anordningene for justering og plassering av kontra-vektsystemets tyngdebelastede seksjon 12 0 i forhold til senkekassen kan innbefatte en løpeelevator 138 som er forbundet med midtbrønnveggen 4 2 gjennom hydrauliske trykkstempler 14 2 som er innrettet for gradvis eller trinnvis heving eller senking av kontravektinnretningen, for høydejustering av den tyngdebelastede seksjon 120. En fastelevator 14 0 som er forbundet med midtbrønnveggen 42 danner en stasjonær opplagring for kontravektinnretningen, når en valgt posisjon er blitt fastlagt ved hjelp av de hydrauliske stempler 142. Stemplene kan således selektivt plassere kontravektinnretningen i forhold til senkekassen, og når en slik valgt posisjon er nådd, kan fast-elevatorene avstøtte kontravektinnretningene mot senkekasseveggen 42.
Underenden av den tyngdebelaste, sylindriske seksjon 12 0 opptas i et sylindrisk støtdemperkammer 144 som er fylt med sjøvann, slik at en overdreven nedadgående bevegelse av den tyngdebelastede seksjon vil kunne dempes, i tilfelle av brudd på en kabel 128 under boringen.
Ved bruk av kontravektinnretningen 121 under boring kan tyngden av borstrengen utbalanseres selektivt og justerbart over et relativt vidstrakt belastningsområde, ved variering av stålsponmengden i den tyndgdebelastede seksjon 12 0, ved proposjoneringen av vann og luft i den lette seksjon 122 og ved anvendelse av en eller flere av kontravektinnretningene 121 som er anordnet i senkekassens midtbrønn.
Senkekassen 22 kan være fremstilt i sylindriske seksjoner av passende lengde, som sammenføyes til den valgte totallengde av senkekassen. Senkekassen kan buk-seres i horisontal stilling med den faste ballast innmon-tert ved senkekassens nedre ende. Senkekassen kan deretter oppreises gradvis ved kontrollert innføring av sjø-vann i oljelagringstankene, til senkekassen 22 er bragt i posisjon vertikalt over sjøbunnmalen. I denne innledende vertikalstilling kan oljelagringsseksjonene 48 fylles med sjøvann for opprettholdelse av den trykklikevekt som kreves av myktankkonstruksjonen i denne del av senkekassen .
Hver av fortøyningskablene 3 0 kan forbindes med en tilhørende forankringspelanordning ved inndriving av gjennomboringsakselen i forankringspelanordningen og betjening av låseklinkene slik at underenden av fortøy-ningskablene 30 fastlåses i forankringspelanordningen. Ved hjelp av vinsjesystemet på plattformdekket kan deretter hver fortøyningskabel strekkes selektivt og lengden av kabelen varieres til underenden av senkekassen 22 befinner seg i ønsket posisjon over sjøbunnmalen 38. Begrenset justering i sideretning av senkekassens under-ende kan lett utføres med vinsjene på dekk, til senke-kassene er bragt til ønsket posisjon. Strekkraften i fortøyningskablene kan deretter utjevnes til en størrelse som er tilstrekkelig til å gi fortøyningskablene et stort sett rettlinjet forløp, og derved medvirke til å holde senkekassen 22 i den valgte posisjon over sjøbunnmalen, og med et konstant dypgående som først og fremst opprett-holdes ved å regulere mengden av ballastvann i de variable ballasttanker.
Hvert stigerør 3 6 kan innføres gjennom midtbrønnen 44 og forbindes med sjøbunnmalen 38 på vanlig måte. Inne i midtbrønnen 44 kan hver stigerørsflytetank 66 nedføres gjennom de øvre dekk ved fjerning av ringformede dekk-innsatser 111, slik at åpningene i dekkene utvides og flytetankene 66 kan nedføres gjennom åpningene til inngrep med understammen 100 og styrt ved hjelp av føringen i det nedre dekket 102. Etter at hver flytetank er plassert mellom det øvre og det nedre dekk, kan den øvre dekksinnsats atter innmonteres, slik at den øvre stamme 108 på hver flytetank 66 vil styres i inngrep med det
øvre føringsdekk. Hver stigerørflytetanks 66 oppdrift kan reguleres ved øking og minsking av ballastmengden. Hvert stigerør 3 6 strekker seg gjennom det aksiale rør i flytetanken 66 og fortsetter oppad gjennom brønndekket 114,
for å sammen koples med ventilsatsen på brønndekket 114. Ved selektiv ballasting av hver flytetank 66 i det stille vann i midtbrønnen 44 opptas de vertikale krefter som utøves av stigerørsystemet og hvert stigerør vil derved holdes under påvirkning av en valgt strekkraft og bære-kraft. Da det kan forekomme små nivåvariasjoner ved hvert av de innbyrdes påfølgende dekk 114 hvormed hvert stige-rør er forbundet gjennom flytetanken 66, er forbindelsene mellom ventilsatsene på brønndekkene og stige- og for-greningsrørsystemene på manifolddekket 78 opprettet med
fleksibelt lednings- eller rørseksjoner med fleksible skjøter.
Som følge av at stigerørene 3 6 holdes oppe i midt-brønnen ved hjelp av flytetanker 66 i stille vann blir den innbyrdes bevegelse av stigerørsystemet og senkekassen ved flytetankene minimal, særlig under slingring.
Det er innlysende at når oljelagringsseksjonene 48 fylles med olje, vil oljen fortrenge sjøvannet i disse seksjoner med derav følgende tendens til å forandre dypgåendet og tyngdepunktsplasseringen, på grunn av for-skjellen i spesifikk vekt mellom olje og vann. Denne fortrengning av sjøvann som forårsakes av olje i olje-lagrinsseksjonene 48, kan kompenseres med innføring av sjøvann i de variable ballasttanke 50, for opprettholdelse av dypgåendet og den valgte plassering av senkekassens tyngdepunkt.
Det burde også bemerkes at sidene av den dyptgående senkekassekonstruksjon som er beskrevet i det ovenståen-de, forløper rettlinjet i vannflatesonen. Med tanklaste-bøyer av andre konstruksjonstyper er det i vannflatesonen anordnet et innsnevret parti som skal minske innvirkningen av bølgebevegelsen. Ved den dyptgående senkekassekonstruksjon 22 er en slik diameterreduksjon i den øvre del av senkekasskassen unødvendig, grunnet senkekassens lengde og reduksjonen, som følge av dypgåendet, av bølge-eksiteringskreftene som virker mot senkekassen, som tidligere beskrevet.
Claims (11)
1. Fralandskonstruksjon til bruk i dype farvann i forbindelse med boring, produksjon og lagring av petroleumsprodukter, omfattende en langstrakt i drift opprett-stående senkekasse (22) med en øvre del (29) i overvannsstilling og en nedre endedel (27), idet senkekassen (22) er anordnet med væskelagringsrom. (48) samt forsynt med et fortøyningssystem (30,34) forbundet med den nedre delen av senkekassen (22) for forankring av denne til sjøbunnen (32) ,
karakterisert ved at senkekassen (22) har en jevn uavbrutt ytterside (40) med konstant vannplanareal, og innbefatter en midtbrønn (44) som er åpen ved bunnen og kommuniserer med det omgivende sjøvannet, og ved at ett eller flere rør (35,46) er anordnet gjennom midtbrønnen (44) til bruk i forbindelse med boring og stigerørfunksjoner, hvilket ett eller flere rør (35,46) innbefatter et arrangement (152) ved den øvre delen av midtbrønnen (44) som støtter opp og strekker røret eller rørene (35,46), og ved at fralandskonstruksjonen er anordnet med et ballasteringsarrangement (50) for opprettholdelse av senkekassens (22) tyngdepunkt under oppdriftssentret .
2. Konstruksjon som angitt i krav 1, karakterisert ved at det innbefatter et oppdriftssystem (66) i den øvre delen av midtbrønnen (44) for oppstøtting av stigerør (36).
3. Konstruksjon som angitt i krav 2, karakterisert ved at senkekassen (22) innbefatter ytre og indre vegger (40,42) som avgrenser rom for væskelagring.
4. Konstruksjon som angitt i krav 3, karakterisert ved at væskelagringsrommene (48) i den øvre seksjonen (29) innbefatter et lager for lagring av olje og sjøvann.
5. Konstruksjon som angitt i hvilket som helst av foregående krav, karakterisert vedat røret eller rørene (35,36) omskriver en eller flere bore-strenger (46).
6. Konstruksjon som angitt i hvilket som helst av foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter øvre og nedre skaft eller stammer (108,100) i tilknytning til hvert stigerør (36) over og under oppdriftssystemet (66).
7. Konstruksjon som angitt i krav 6, karakterisert ved at skaftene (108,100) innbefatter skaftstyringsanordninger (102,104,106,110, 112,113) innbefattende et styringsdekk (102) i midt-brønnen (44) med en styring (62).
8. Konstruksjon som angitt i krav 7, karakterisert ved at stammen (108) over oppdriftssystemet (66) tilveiebringer støtte for et stigerørsdekk (114).
9. Konstruksjon som angitt i krav 8, karakterisert ved at den innbefatter en føring for oppdriftssystemet (66) , idet skaftene (100, 108) strekker seg aksialt oppover fra oppdriftssystemet (66), gjennom et føringsdekk opp til et stigerørsdekk (114) .
10. Konstruksjon som angitt i krav 9, karakterisert ved at den øvre og nedre stammen (100,108) er utstyrt med styringsribber (104) og ved at øvre og nedre føringsdekk (102,112) innbefatter føringsfordypninger eller spor (106,113) for ribbene.
11. Konstruksjon som angitt i hvilket som helst av foregående krav, karakterisert ved at det er anordnet et motvektssystem (121) i midtbrønnen (44) for borestrengen eller borestrengene (46), hvilket motvektsystem (121) innbefatter en vektbelastet del (120) i tilstøtning med bunndelen av senkekassen (22).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO19933062A NO310649B1 (no) | 1985-09-20 | 1993-08-27 | Forankringssystem for fralandskonstruksjon |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/778,496 US4702321A (en) | 1985-09-20 | 1985-09-20 | Drilling, production and oil storage caisson for deep water |
PCT/US1986/001873 WO1987001748A1 (en) | 1985-09-20 | 1986-09-11 | A drilling, production and oil storage caisson for deep water |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO872097D0 NO872097D0 (no) | 1987-05-19 |
NO872097L NO872097L (no) | 1987-07-17 |
NO174378B true NO174378B (no) | 1994-01-17 |
Family
ID=25113544
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO872097A NO174378B (no) | 1985-09-20 | 1987-05-19 | Fralandskonstruksjon til bruk i dype farvann i forbindelse med boring, produksjon og lagring av petroleumsprodukter |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4702321A (no) |
AU (1) | AU6338186A (no) |
BR (1) | BR8606881A (no) |
GB (1) | GB2188966B (no) |
NO (1) | NO174378B (no) |
WO (1) | WO1987001748A1 (no) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1997029949A1 (en) * | 1996-02-16 | 1997-08-21 | Petroleum Geo-Services A.S | Tension-leg platform with flexible tendons and process for installation |
Families Citing this family (122)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4966495A (en) * | 1988-07-19 | 1990-10-30 | Goldman Jerome L | Semisubmersible vessel with captured constant tension buoy |
US4995762A (en) * | 1988-07-19 | 1991-02-26 | Goldman Jerome L | Semisubmersible vessel with captured constant tension buoy |
US4934871A (en) * | 1988-12-19 | 1990-06-19 | Atlantic Richfield Company | Offshore well support system |
JP2543405B2 (ja) * | 1989-02-28 | 1996-10-16 | 株式会社ゼニライトブイ | スパ―ブイ型ボ―リング櫓および係留装置 |
US4913238A (en) * | 1989-04-18 | 1990-04-03 | Exxon Production Research Company | Floating/tensioned production system with caisson |
US5122010A (en) * | 1990-09-13 | 1992-06-16 | Burguieres Jr Sam T | Offshore platform structure |
US5480266A (en) * | 1990-12-10 | 1996-01-02 | Shell Oil Company | Tensioned riser compliant tower |
US5421676A (en) * | 1993-02-08 | 1995-06-06 | Sea Engineering Associates, Inc. | Tension leg platform and method of instalation therefor |
US5551802A (en) * | 1993-02-08 | 1996-09-03 | Sea Engineering Associates, Inc. | Tension leg platform and method of installation therefor |
US5330293A (en) * | 1993-02-26 | 1994-07-19 | Conoco Inc. | Floating production and storage facility |
US5439321A (en) * | 1993-03-11 | 1995-08-08 | Conoco Inc. | Interruptive mobile production system |
US5447392A (en) * | 1993-05-03 | 1995-09-05 | Shell Oil Company | Backspan stress joint |
US5588781A (en) * | 1993-12-30 | 1996-12-31 | Shell Oil Company | Lightweight, wide-bodied compliant tower |
US5642966A (en) * | 1993-12-30 | 1997-07-01 | Shell Oil Company | Compliant tower |
US5480265A (en) * | 1993-12-30 | 1996-01-02 | Shell Oil Company | Method for improving the harmonic response of a compliant tower |
US5439060A (en) * | 1993-12-30 | 1995-08-08 | Shell Oil Company | Tensioned riser deepwater tower |
BR9400639A (pt) * | 1994-02-22 | 1995-10-24 | Bluewater Terminal Systems Nv | Sistema de amarração de ponto único |
NO309079B1 (no) * | 1994-04-15 | 2000-12-11 | Kvaerner Oil & Gas As | Anordning for oljeutvinning til sjøs pÕ store dyp |
US5931602A (en) * | 1994-04-15 | 1999-08-03 | Kvaerner Oil & Gas A.S | Device for oil production at great depths at sea |
GB2302119B (en) | 1994-05-02 | 1998-02-18 | Shell Int Research | A method for templateless foundation installation of a tlp |
US5558467A (en) * | 1994-11-08 | 1996-09-24 | Deep Oil Technology, Inc. | Deep water offshore apparatus |
US5609442A (en) * | 1995-08-10 | 1997-03-11 | Deep Oil Technology, Inc. | Offshore apparatus and method for oil operations |
US5706897A (en) * | 1995-11-29 | 1998-01-13 | Deep Oil Technology, Incorporated | Drilling, production, test, and oil storage caisson |
NO303028B1 (no) * | 1996-03-12 | 1998-05-18 | Terje Magnussen | Undervannsinstallasjon |
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 |
WO1998021415A1 (en) * | 1996-11-12 | 1998-05-22 | H.B. Zachry Company | Precast, modular spar system |
US6196768B1 (en) | 1996-11-15 | 2001-03-06 | Shell Oil Company | Spar fairing |
US7467913B1 (en) | 1996-11-15 | 2008-12-23 | Shell Oil Company | Faired truss spar |
FR2757896B1 (fr) | 1996-12-30 | 2000-07-13 | Inst Francais Du Petrole | Systeme pour le forage et la production d'effluents petroliers |
US6092483A (en) * | 1996-12-31 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | Spar with improved VIV performance |
US6263824B1 (en) | 1996-12-31 | 2001-07-24 | Shell Oil Company | Spar platform |
US6161620A (en) * | 1996-12-31 | 2000-12-19 | Shell Oil Company | Deepwater riser system |
US6227137B1 (en) | 1996-12-31 | 2001-05-08 | Shell Oil Company | Spar platform with spaced buoyancy |
US5758990A (en) * | 1997-02-21 | 1998-06-02 | Deep Oil Technology, Incorporated | Riser tensioning device |
US6027286A (en) * | 1997-06-19 | 2000-02-22 | Imodco, Inc. | Offshore spar production system and method for creating a controlled tilt of the caisson axis |
GB2328906B (en) * | 1997-08-20 | 2001-10-24 | Schlumberger Ltd | Temporary transport and storage barge |
WO1999010230A1 (en) * | 1997-08-22 | 1999-03-04 | Kvaerner Oil & Gas Australia Pty. Ltd. | Buoyant substructure for offshore platform |
GB9812090D0 (en) * | 1998-06-05 | 1998-08-05 | Kvaerner Oil & Gas Ltd | Trim correcting mooring system |
NO984239L (no) | 1997-09-16 | 1999-03-17 | Deep Oil Technology Inc | FremgangsmÕte for montering av en flytende offshore konstruksjon |
US5865566A (en) | 1997-09-16 | 1999-02-02 | Deep Oil Technology, Incorporated | Catenary riser support |
US6309141B1 (en) * | 1997-12-23 | 2001-10-30 | Shell Oil Company | Gap spar with ducking risers |
US6210075B1 (en) * | 1998-02-12 | 2001-04-03 | Imodco, Inc. | Spar system |
EP0945337A1 (en) | 1998-03-27 | 1999-09-29 | Single Buoy Moorings Inc. | Mooring construction |
US6431107B1 (en) | 1998-04-17 | 2002-08-13 | Novellant Technologies, L.L.C. | Tendon-based floating structure |
US6206614B1 (en) * | 1998-04-27 | 2001-03-27 | Deep Oil Technology, Incorporated | Floating offshore drilling/producing structure |
US6190089B1 (en) * | 1998-05-01 | 2001-02-20 | Mindoc, Llc | Deep draft semi-submersible offshore structure |
US6561735B1 (en) * | 1998-07-06 | 2003-05-13 | Seahorse Equipment Corporation | Well riser lateral restraint and installation system for offshore platform |
BR9912257A (pt) * | 1998-07-10 | 2001-10-16 | Fmc Corp | Método para produzir e executar operações de intervenção seletivamente em uma pluralidade de poços submarinos e sistema de produção submarina para uma pluralidade de poços submarinos |
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 |
US6786679B2 (en) | 1999-04-30 | 2004-09-07 | Abb Lummus Global, Inc. | Floating stability device for offshore platform |
US6371697B2 (en) | 1999-04-30 | 2002-04-16 | Abb Lummus Global, Inc. | Floating vessel for deep water drilling and production |
US6869251B2 (en) | 1999-04-30 | 2005-03-22 | Abb Lummus Global, Inc. | Marine buoy for offshore support |
US6244347B1 (en) | 1999-07-29 | 2001-06-12 | Dril-Quip, Inc. | Subsea well drilling and/or completion apparatus |
US6691784B1 (en) | 1999-08-31 | 2004-02-17 | Kvaerner Oil & Gas A.S. | Riser tensioning system |
DE10056857B4 (de) * | 1999-11-18 | 2004-05-27 | They, Jan, Dr. rer. nat. | Verankerungsstabilisierte Trägerboje |
US6869252B1 (en) * | 1999-12-28 | 2005-03-22 | Zentech, Inc. | Taut mooring system for jack-up type mobile offshore platforms |
FR2804162B1 (fr) * | 2000-01-24 | 2002-06-07 | Bouygues Offshore | Dispositif de liaison fond-surface comportant un dispositif stabilisateur |
US6488447B1 (en) | 2000-05-15 | 2002-12-03 | Edo Corporation | Composite buoyancy module |
US6439810B1 (en) | 2000-05-19 | 2002-08-27 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Buoyancy module with pressure gradient walls |
US6435775B1 (en) | 2000-05-22 | 2002-08-20 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Buoyancy system with buoyancy module seal |
US6719495B2 (en) | 2000-06-21 | 2004-04-13 | Jon E. Khachaturian | Articulated multiple buoy marine platform apparatus and method of installation |
US6425710B1 (en) | 2000-06-21 | 2002-07-30 | Jon Khachaturian | Articulated multiple buoy marine platform apparatus |
US6402431B1 (en) | 2000-07-21 | 2002-06-11 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Composite buoyancy module with foam core |
BR0113395A (pt) * | 2000-08-21 | 2005-12-20 | Coflexip | Sistema de flutuabilidade para uma estrutura e de aplicação de flutuabilidade, conduto de elevação, métodos de projetar um sistema de flutuabilidade, de aumentar a redundância de uma flutuabilidade e de aplicar flutuabilidade a um componente e a um conduto de elevação e aparelho para proporcionar flutuabilidade a um conduto de elevação |
US6632112B2 (en) | 2000-11-30 | 2003-10-14 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Buoyancy module with external frame |
US6712560B1 (en) | 2000-12-07 | 2004-03-30 | Fmc Technologies, Inc. | Riser support for floating offshore structure |
CA2450218A1 (en) | 2001-06-01 | 2002-12-12 | The Johns Hopkins University | Telescoping spar platform and method of using same |
US6579040B2 (en) | 2001-07-26 | 2003-06-17 | Cso Aker Maritime, Inc. | Method and apparatus for air can vent systems |
US6688250B2 (en) | 2001-08-06 | 2004-02-10 | Seahorse Equipment Corporation | Method and apparatus for reducing tension variations in mono-column TLP systems |
US6637979B2 (en) | 2001-09-04 | 2003-10-28 | Cso Aker Maritime, Inc. | Telescoping truss platform |
US6692193B2 (en) | 2001-10-02 | 2004-02-17 | Technip France | Dedicated riser tensioner apparatus, method and system |
US20030140838A1 (en) * | 2002-01-29 | 2003-07-31 | Horton Edward E. | Cellular SPAR apparatus and method |
US20030141069A1 (en) * | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Davies Richard Lloyd | Riser buoyancy system |
US6805201B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-10-19 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
US7096957B2 (en) * | 2002-01-31 | 2006-08-29 | Technip Offshore, Inc. | Internal beam buoyancy system for offshore platforms |
US6896062B2 (en) | 2002-01-31 | 2005-05-24 | Technip Offshore, Inc. | Riser buoyancy system |
US6854933B2 (en) * | 2002-08-07 | 2005-02-15 | Deepwater Technologies, Inc. | Vertically restrained centerwell SPAR |
US20040052586A1 (en) * | 2002-08-07 | 2004-03-18 | Deepwater Technology, Inc. | Offshore platform with vertically-restrained buoy and well deck |
US7063158B2 (en) * | 2003-06-16 | 2006-06-20 | Deepwater Technologies, Inc. | Bottom tensioned offshore oil well production riser |
US20080014024A1 (en) * | 2003-06-25 | 2008-01-17 | Lokken Roald T | Method for fabricating a reduced-heave floating structure |
FR2860828B1 (fr) * | 2003-10-08 | 2006-06-02 | Doris Engineering | Dispositif de transport de produits petroliers entre le fond marin et une unite de surface, et procede d'installation d'un tel dispositif |
US6899049B2 (en) * | 2003-10-29 | 2005-05-31 | Donald H. Gehring | Apparatus and method of constructing offshore platforms |
US7108069B2 (en) * | 2004-04-23 | 2006-09-19 | Offshore Systems, Inc. | Online thermal and watercut management |
US7328747B2 (en) * | 2004-05-03 | 2008-02-12 | Edo Corporation, Fiber Science Division | Integrated buoyancy joint |
US7191836B2 (en) * | 2004-08-02 | 2007-03-20 | Kellogg Brown & Root Llc | Dry tree subsea well communications apparatus and method using variable tension large offset risers |
US20060162933A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-07-27 | Millheim Keith K | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber |
US7458425B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-12-02 | Anadarko Petroleum Corporation | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber |
US7044072B2 (en) * | 2004-09-29 | 2006-05-16 | Spartec, Inc. | Cylindrical hull structure |
WO2006057646A2 (en) * | 2004-11-22 | 2006-06-01 | Anadarko Petroleum Corporation | System and method of installing and maintaining offshore exploration and production system having adjustable buoyancy chamber |
US7188574B2 (en) * | 2005-02-22 | 2007-03-13 | Spartec, Inc. | Cylindrical hull structural arrangement |
CN100431915C (zh) * | 2005-02-22 | 2008-11-12 | 斯帕特克股份有限公司 | 圆筒形漂浮壳体 |
WO2008022276A1 (en) * | 2006-08-16 | 2008-02-21 | Technip France | Spar platform having closed centerwell |
US20080105340A1 (en) * | 2006-11-02 | 2008-05-08 | Huff Philip A | Heat Treatment Method of Inlaid Pressure Vessels |
US7721401B2 (en) * | 2006-09-28 | 2010-05-25 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Reinforcement of irregular pressure vessels |
US7849599B2 (en) * | 2006-09-28 | 2010-12-14 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Imputing strength gradient in pressure vessels |
US20080078081A1 (en) * | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Huff Philip A | High pressure-rated ram blowout preventer and method of manufacture |
US20080105341A1 (en) * | 2006-11-02 | 2008-05-08 | Huff Philip A | Heat treatment of inlaid pressure vessels |
US20080115714A1 (en) * | 2006-11-21 | 2008-05-22 | Arcandra Tahar | Modular integrated semisubmersible |
US7967065B2 (en) * | 2007-11-30 | 2011-06-28 | Frank's Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Caisson system |
FR2932215B1 (fr) * | 2008-06-09 | 2016-05-27 | Technip France | Installation d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau, et procede associe |
US8235124B2 (en) * | 2008-07-02 | 2012-08-07 | Aker Subsea Inc. | Variable buoyancy subsea running tool |
FR2938290B1 (fr) * | 2008-11-10 | 2010-11-12 | Technip France | Installation d'exploitation de fluide dans une etendue d'eau, et procede de montage associe |
US20100192829A1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-08-05 | Technip France | Spar hull belly strake design and installation method |
US8783198B2 (en) | 2009-02-04 | 2014-07-22 | Technip France | Spar hull belly strake design and installation method |
US7849810B2 (en) | 2009-04-24 | 2010-12-14 | J. Ray Mcdermott, S.A. | Mating of buoyant hull structure with truss structure |
DE102009044278A1 (de) | 2009-10-16 | 2011-04-21 | JÄHNIG, Jens | Schwimmfundament mit verbesserter Abspannung |
NO20100038A1 (no) | 2010-01-11 | 2011-07-13 | Sebastian Salvesen Adams | Pressapnet emballasje med helletrakt |
WO2011093718A1 (en) * | 2010-01-28 | 2011-08-04 | Odfjell Drilling Technology Ltd. | Platform for controlled containment of hydrocarbons |
US8689721B2 (en) | 2010-03-04 | 2014-04-08 | Jin Wang | Vertically installed spar and construction methods |
US20110219999A1 (en) * | 2010-03-11 | 2011-09-15 | John James Murray | Deep Water Offshore Apparatus And Assembly Method |
NO332120B1 (no) * | 2010-04-15 | 2012-06-25 | Aker Engineering & Technology | Flytende understell |
US9422027B2 (en) * | 2010-04-28 | 2016-08-23 | Floatec, Llc | Spar hull centerwell arrangement |
SG188448A1 (en) | 2010-09-13 | 2013-04-30 | Christopher Magnuson | Multi-operational multi-drilling system |
US8770131B2 (en) * | 2010-11-24 | 2014-07-08 | Floatec, Llc | Spar hull centerwell arrangement |
WO2013181303A1 (en) * | 2012-05-30 | 2013-12-05 | Services Petroliers Schlumberger | Monitoring integrity of a riser pipe network |
US9327805B2 (en) * | 2012-08-07 | 2016-05-03 | China National Offshore Oil Corporation | Vertical oil storage system and its method for deepwater drilling and production |
AU2013315266B2 (en) | 2012-09-17 | 2016-11-24 | Technip France | Truss spar vortex induced vibration damping with vertical plates |
US9254894B2 (en) | 2013-02-19 | 2016-02-09 | Conocophillips Company | Flotable subsea platform (FSP) |
US9022693B1 (en) | 2013-07-12 | 2015-05-05 | The Williams Companies, Inc. | Rapid deployable floating production system |
US9074447B1 (en) * | 2014-01-15 | 2015-07-07 | Trendsetter Engineering, Inc. | Method and system for protecting wellhead integrity |
NO347726B1 (en) * | 2022-12-21 | 2024-03-11 | Aker Solutions Subsea As | Offshore petroleum production |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NL6405951A (no) * | 1964-05-28 | 1965-11-29 | ||
GB1172558A (en) * | 1967-04-27 | 1969-12-03 | Cammell Laird & Company Shipbu | Improvements in or relating to Buoyant Well-Head Structures for Offshores Wells |
US3572041A (en) * | 1968-09-18 | 1971-03-23 | Shell Oil Co | Spar-type floating production facility |
GB1309933A (en) * | 1970-06-29 | 1973-03-14 | Shell Int Research | Floating structure provided with a dynamic stationing system |
US3778854A (en) * | 1971-03-16 | 1973-12-18 | Santa Fe Int Corp | Mooring and oil transfer apparatus |
US3889476A (en) * | 1973-02-02 | 1975-06-17 | Gerald Gerin | Submersible caissons and their applications |
NL171881C (nl) * | 1973-03-01 | Shell Int Research | Drijvende langwerpige opslaginstallatie. | |
US3903705A (en) * | 1974-01-24 | 1975-09-09 | Exxon Production Research Co | Apparatus for anchoring marine structures |
DE2421150C3 (de) * | 1974-05-02 | 1979-01-25 | Erno Raumfahrttechnik Gmbh, 2800 Bremen | Halbtaucher-Trägerplattform |
US4098333A (en) * | 1977-02-24 | 1978-07-04 | Compagnie Francaise Des Petroles | Marine production riser system |
US4181453A (en) * | 1977-08-24 | 1980-01-01 | Sea Tank Co. | Apparatus for positioning an off-shore weight structure on a previously positioned sea bed unit |
US4372706A (en) * | 1980-10-06 | 1983-02-08 | Exxon Production Research Co. | Emergency cable gripper |
US4423982A (en) * | 1980-12-08 | 1984-01-03 | Standard Oil Company (Indiana) | Method and equipment for running riser pipes for mooring offshore floating platforms |
US4428702A (en) * | 1981-06-19 | 1984-01-31 | Chevron Research Company | Sliding tension leg tower with pile base |
US4473323A (en) * | 1983-04-14 | 1984-09-25 | Exxon Production Research Co. | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser |
-
1985
- 1985-09-20 US US06/778,496 patent/US4702321A/en not_active Expired - Lifetime
-
1986
- 1986-09-11 GB GB8711762A patent/GB2188966B/en not_active Expired
- 1986-09-11 BR BR8606881A patent/BR8606881A/pt not_active IP Right Cessation
- 1986-09-11 WO PCT/US1986/001873 patent/WO1987001748A1/en unknown
- 1986-09-11 AU AU63381/86A patent/AU6338186A/en not_active Abandoned
-
1987
- 1987-05-19 NO NO872097A patent/NO174378B/no unknown
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1997029949A1 (en) * | 1996-02-16 | 1997-08-21 | Petroleum Geo-Services A.S | Tension-leg platform with flexible tendons and process for installation |
GB2324779A (en) * | 1996-02-16 | 1998-11-04 | Petroleum Geo Services As | Tension-leg platform with flexible tendons and process for installatio |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO1987001748A1 (en) | 1987-03-26 |
GB8711762D0 (en) | 1987-06-24 |
BR8606881A (pt) | 1987-11-03 |
NO872097D0 (no) | 1987-05-19 |
GB2188966A (en) | 1987-10-14 |
GB2188966B (en) | 1989-08-16 |
US4702321A (en) | 1987-10-27 |
AU6338186A (en) | 1987-04-07 |
NO872097L (no) | 1987-07-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO174378B (no) | Fralandskonstruksjon til bruk i dype farvann i forbindelse med boring, produksjon og lagring av petroleumsprodukter | |
US4473323A (en) | Buoyant arm for maintaining tension on a drilling riser | |
US4272059A (en) | Riser tensioner system | |
US6375391B1 (en) | Guide device for production risers for petroleum production with a “dry tree semisubmersible” at large sea depths | |
US4934871A (en) | Offshore well support system | |
NO145686B (no) | Fremgangsmaate og anordning for forankring av en flytende fralands plattformkonstruksjon. | |
NO160914B (no) | Boeyelastningssystem for offshore petroleumsproduksjon. | |
NO172572B (no) | Halvt nedsenkbart fartoey | |
OA11897A (en) | Riser tensioning system. | |
NO315529B1 (no) | Installasjon for produksjon av olje fra en offshoreforekomst, fremgangsmåtefor montering av et stigerör | |
US7191836B2 (en) | Dry tree subsea well communications apparatus and method using variable tension large offset risers | |
EP0039699A1 (en) | Method and column for collection and separation of oil, gas and water from blowing wells at the sea bed | |
NO318103B1 (no) | System for boring av bronnhull til havs gjennom et bronnhode pa havbunnen | |
NO340240B1 (no) | SPAR lastebøyekonstruksjon | |
EP1097287B1 (en) | Floating spar for supporting production risers | |
NO314028B1 (no) | Flytende bore- og produksjonskonstruksjon på dypt vann | |
US4630681A (en) | Multi-well hydrocarbon development system | |
NO317079B1 (no) | Stigerorstrekkanordning | |
AU2008294758B2 (en) | An off-shore structure, a buoyancy structure, and method for installation of an off-shore structure | |
US7270071B1 (en) | Deep draft semisubmersible movable offshore structure | |
NO862983L (no) | Oppdriftssystem for neddykkede konstruksjonselementer. | |
NO812498L (no) | Temporaer fortoeyning for strekkstagplattform. | |
US6805201B2 (en) | Internal beam buoyancy system for offshore platforms | |
EP1163422A1 (en) | System with a guide frame for petroleum production risers; a guide frame for risers; riser buoyancy elements and a semi-submersible production platform | |
NO142702B (no) | Flytende konstruksjon for boring av undervannsbroenner i sjoebunnen. |