NO310767B1

NO310767B1 - Procedure and system for operating offshore wells

Info

Publication number: NO310767B1
Application number: NO19914832A
Authority: NO
Inventors: David Armstrong Huete; Lee Knox Brasted; George Rodenbusch
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 1990-12-10
Filing date: 1991-12-09
Publication date: 2001-08-27
Also published as: GB9125990D0; GB2250767A; JPH04285288A; AU643338B2; ITTO910953A0; ITTO910953A1; NO914832D0; CN1063082A; BR9105307A; CN1031335C; AU8805991A; NO914832L; AR248436A1; NZ240667A; IT1250875B; MX9102450A; OA09409A

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og en strekkstagplattform for å gjennomføre brønnoperasjoner offshore, ifølge kravinnledningene. The present invention relates to a method and a tie-rod platform for carrying out well operations offshore, according to the preamble to the requirements.

Tradisjonelle plattformer med fundament på bunnen, med fast eller stiv tårnkonstruksjon, er tatt til sin logiske dybdegrense i utvikling av olje- og gassreserver til sjøs. Økonomiske vurderinger tyder på at alternativer til denne tradisjonelle teknologi bør brukes i vann som er dypere enn omkring 400 m i Meksikogulfen, og ofte mindre i andre områder. Selv de mest lovende reservoarer er ofte vanskelige å utnytte økonomisk på denne måte ved større dybde. Traditional platforms with foundations on the bottom, with fixed or rigid tower construction, have been taken to their logical depth limit in the development of offshore oil and gas reserves. Economic assessments suggest that alternatives to this traditional technology should be used in waters deeper than about 400 m in the Gulf of Mexico, and often less in other areas. Even the most promising reservoirs are often difficult to exploit economically in this way at greater depth.

Ett alternativ til faste tårn er å bore fra fasiliteter anbrakt på overfiatefartøyer, og å komplettere brønnene på havbunnen med undersjøiske ferdigstillinger. Samlelinjer forbinder de undersjøiske brønner med fasiliteter som vanligvis plasseres på overflaten, enten i den umiddelbare nærhet eller anordnet fjerntliggende i en satellittoperasjon. One alternative to fixed towers is to drill from facilities placed on surface vessels, and to complement the wells on the seabed with subsea completions. Gathering lines connect the subsea wells with facilities that are usually located on the surface, either in the immediate vicinity or arranged remotely in a satellite operation.

Undersjøiske brønner er imidlertid forholdsvis utilgjengelige på havbunnen, og dette fundamentale problem forsterkes av de rigorøse forhold i det vedlikeholdskrevende undersjøiske miljø. Resultatet er kompliserte, kostbare vedlikeholdsoperasjoner som er vanskelige å utføre, enten ved hjelp av verktøyer som føres gjennom strømningslinjene eller fjernopererte fartøyer eller bemannede undervannsbåter som egner seg for anvendelse i dypt vann. Vedlikehold er dessuten umulig for dykkere, unntatt i de grunneste dypvannsanvendelsene, og selv der er det et både farlig og vanskelig arbeid. Subsea wells are, however, relatively inaccessible on the seabed, and this fundamental problem is reinforced by the rigorous conditions in the high-maintenance subsea environment. The result is complicated, expensive maintenance operations that are difficult to perform, either with tools carried through the flowlines or remotely operated vessels or manned submersibles suitable for deep water applications. Maintenance is also impossible for divers, except in the shallowest deep-water applications, and even there it is both dangerous and difficult work.

Alternativt kan dypvannsbrønner utstyres med ferdigstillingsutstyr på overflaten, og spesialiserte konstruksjoner som er bedre egnet for dypvannsanvendelser. Det er blitt utviklet strekkforankrede plattformer, ettergivende tårn og leddede tårn, såvel som flytende produksjonssystemer som kan gi bore- og produksjonsfasiliteter i dypt vann til kostnader som ikke er mulig på tradisjonelle faste plattformer. Ikke desto mindre krever de høye kostnader for disse konstruksjoner en høy konsentrasjon av brønner i tradisjonell praksis for å være økonomisk drivbare. Mange hydrokarbonreservoarer kan ikke effektivt utnytte, og derfor forsvare, bruken av et slikt antall brønner. Andre reservoarer kan forsvare antallet brønner, men bare hvis man benytter teknikker for utstrakt boring for å drenere forholdsvis fjerne områder av reservoarer fra de fasiliteter som er anordnet på plattformen. Denne utvidede rekkevidde kan oppnås med nåværende teknikker for reliiingsboring og horisontal boring, men bare med en betydelig økning av borekostnadene for slike brønner. Alternatively, deepwater wells can be equipped with completion equipment on the surface, and specialized constructions that are better suited for deepwater applications. Tension-anchored platforms, yielding towers and articulated towers have been developed, as well as floating production systems that can provide drilling and production facilities in deep water at costs not possible on traditional fixed platforms. Nevertheless, the high costs of these constructions require a high concentration of wells in traditional practice to be economically viable. Many hydrocarbon reservoirs cannot effectively exploit, and therefore defend, the use of such a number of wells. Other reservoirs can defend the number of wells, but only if extensive drilling techniques are used to drain relatively distant areas of reservoirs from the facilities arranged on the platform. This extended range can be achieved with current techniques of relief drilling and horizontal drilling, but only with a significant increase in the cost of drilling such wells.

Kostnadene for dypvannsplattformer øker ytterligere hvis boreoperasj onene skal utføres fra selve plattformen. Dette gir en vesentlig økning av plattformens belastning og krever derved en vesentlig større konstruksjon. Primære boreoperasj oner for å utvikle et utspredt reservoar med en teknikk for utvidet rekkevidde fra et sentralt sted kan spre boreoperasj onene over mange år. Senere overhalingsoperasjoner kan binde boreriggen til plattformen i mange år, selv om den primære boring er fullført. Begge aspekter representerer økonomiske ineffektiviteter. I det første tilfelle vil boring av slike utvidede brønner, en ad gangen, forsinke og utsette produksjonen, og derved ha en uheldig virkning på inntjeningstakten for de betydelige kapitalutlegg som er nødvendige for å anskaffe en slik dypvannskonstruksjon. Etterat brønnen er boret representerer riggen et betydelig aktivum som ikke kan benyttes effektivt på andre måter, og har derved bundet prospektet permanent til den større konstruksjon, hvilket også påvirker plattformkostnaden. The costs for deepwater platforms increase further if the drilling operations are to be carried out from the platform itself. This results in a significant increase in the platform's load and thereby requires a significantly larger construction. Primary drilling operations to develop a scattered reservoir with an extended reach technique from a central location may spread the drilling operations over many years. Later workover operations can tie the rig to the platform for many years, even if the primary drilling is completed. Both aspects represent economic inefficiencies. In the first case, drilling such extended wells, one at a time, will delay and delay production, thereby having an adverse effect on the rate of earnings for the significant capital outlay required to acquire such a deepwater structure. After the well has been drilled, the rig represents a significant asset that cannot be used effectively in other ways, and has thereby tied the prospect permanently to the larger construction, which also affects the platform cost.

Alternativt kan brønnene forutbores fra et boreskip eller annen flytende fasilitet, drepes eller avstenges på annen måte, og ferdigstilles fra en mindre ferdigstillingsrigg som bæres på en produksjonsplattform, f.eks. en strekkforankret plattform (TLWP), som installeres senere. Dette reduserer belastningen på de permanente fasiliteter, og tillater derfor en mindre plattform, men hindre produksjon fra brønnen til alle brønnene er boret, og forårsaker derved en betydelig forsinkelse av inntektene fra utviklingen. Denne fremgangsmåten har dessuten ikke den fleksibilitet at den tillater ytterligere boring etterat plattformen er installert. Alternatively, the wells can be pre-drilled from a drillship or other floating facility, killed or otherwise shut-in, and completed from a smaller completion rig carried on a production platform, e.g. a tension anchored platform (TLWP), which is installed later. This reduces the load on the permanent facilities, and therefore allows a smaller platform, but prevents production from the well until all the wells are drilled, thereby causing a significant delay in the income from the development. Furthermore, this method does not have the flexibility to allow further drilling after the platform has been installed.

Effektiv utvikling av hydrokarbonreserver på dypt vann må overvinne disse mangler og frembringe en fremgangsmåte og et system for å utvikle reservoarene med lavere kapitalutlegg, raskere avkastning på investeringen, mer effektiv reservoarstyring for større reservoarer, og forbedret lønnsomhet for reservoarer som ellers er marginale. Effective development of deepwater hydrocarbon reserves must overcome these shortcomings and produce a method and system for developing the reservoirs with lower capital outlay, faster return on investment, more efficient reservoir management for larger reservoirs, and improved profitability for reservoirs that are otherwise marginal.

Det er et mål for den foreliggende oppfinnelse å frembringe økonomisk over-flatetilgang til olje- og gassbrønner til sjøs, spesielt i dypt vann. It is an aim of the present invention to provide economical surface access to oil and gas wells at sea, especially in deep water.

Et videre mål for den foreliggende oppfinnelse er å frembringe et system og en fremgangsmåte for å bore olje- og gassbrønner i dypt vann, på en måte som tillater ferdigstilling fra overflaten, uten dediserte borefasiliteter som ofte vil være uvirksomme under produksjonsfasen. A further aim of the present invention is to produce a system and a method for drilling oil and gas wells in deep water, in a way that allows completion from the surface, without dedicated drilling facilities which will often be inactive during the production phase.

Et annet mål for den foreliggende oppfinnelse er, på en økonomisk måte, å frembringe en mer effektiv fordeling av overflatetilgjengelige brønner over et dypvannsreservoar på en måte som muliggjør multippel boring med et flertall plattformer rett over reservoarene og sammenkoplet ved rørledninger. Another object of the present invention is, in an economical manner, to produce a more efficient distribution of surface accessible wells over a deep water reservoir in a manner that enables multiple drilling with a plurality of platforms directly above the reservoirs and interconnected by pipelines.

Endelig er det et mål for den foreliggende oppfinnelse å frembringe ferdigstilling av brønner med minimal plattformoverflate, hvilket også gir en mulighet for ytterligere utviklingsboring så vel som vedlikeholdsarbeid på eksisterende brønner. Finally, it is a goal of the present invention to bring about the completion of wells with minimal platform surface, which also provides an opportunity for further development drilling as well as maintenance work on existing wells.

Disse og andre mål oppnås med fremgangsmåte og systemet ifølge foreliggende oppfinnelse slik de er definert med de i kravene anførte trekk. These and other objectives are achieved with the method and system according to the present invention as defined by the features stated in the claims.

Fremgangsmåten og systemet ifølge den foreliggende oppfinnelse tillater således overflatetilgjengelige ferdigstillinger, opphengt på en ettergivende plattform på dypt vann, som ikke trenger å dimensjoneres for vekten av en større borerigg, og som benytter borefasiliteter levert av et borefartøy som kan forflytte disse fasiliteter når de ikke lenger er nødvendige på plattformen. Det må også forstås at utløsning av borefar-tøyet i forhold til den ettergivende plattform betyr utløsning av den tilstand som skapes ved å fortøye borefartøyet til den ettergivende plattform. Thus, the method and system of the present invention allow for surface-accessible completions, suspended on a yielding platform in deep water, which do not need to be sized for the weight of a larger drilling rig, and which utilize drilling facilities provided by a drilling vessel that can relocate these facilities when they are no longer are required on the platform. It must also be understood that releasing the drilling vessel in relation to the yielding platform means releasing the condition created by mooring the drilling vessel to the yielding platform.

Boreoperasj onene kan utføres gjennom samme stigerør, i hvilket tilfelle stigerøret først danner et borestigerør, og deretter et produksjonsstigerør. The drilling operations can be carried out through the same riser, in which case the riser first forms a drilling riser, and then a production riser.

Alternativt kan brønnoperasjonene utføres gjennom et borestigerør som erstattes med et produksjonsstigerør for å etablere samband mellom produksjonsstigerøret og den ettergivende plattform. Alternatively, the well operations can be carried out through a drilling riser that is replaced with a production riser to establish a connection between the production riser and the yielding platform.

I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen omfatter utførelsen av brønnoperasjoner boring gjennom et borestigerør i en ny brønn i et hydrokarbonreservoar til sjøs, og hvor etablering av forbindelse mellom stigerøret og den ettergivende produksjon omfatter overføring av et produksjonsstigerør fra borefartøyet til den ettergivende plattform, festing av produksjonsstigerøret til den ettergivende plattform, og etablering av kommunikasjon mellom reservoaret og produksjonsfasilitetene på den ettergivende plattform. In an advantageous embodiment of the invention, the execution of well operations comprises drilling through a drill riser in a new well in a hydrocarbon reservoir at sea, and where establishing a connection between the riser and the yielding production comprises transferring a production riser from the drilling vessel to the yielding platform, fixing the production riser to the yielding platform, and establishment of communication between the reservoir and the production facilities on the yielding platform.

Det er foretrukket at det etter fullføring av boreoperasj oner produseres hydrokarboner fra reservoaret til produksjonsfasiliteten i fravær av borefartøyet. Borefartøyet kan således omplasseres for en annen operasjon når det ikke lenger er nødvendig på det valgte brannstedet. It is preferred that after completion of drilling operations, hydrocarbons are produced from the reservoir to the production facility in the absence of the drilling vessel. The drilling vessel can thus be repositioned for another operation when it is no longer necessary at the selected fire location.

Kommunikasjon mellom reservoaret og produksjonsfasiliteten på den ettergivende plattform etableres fortrinnsvis ved å komplettere brønnen fra borefartøyet gjennom produksjonsstigerøret, installering av et overflatetre på produksjonsstigerøret før overføring til den ettergivende plattform, og kopling av overflatetreet til produksjonsfasiliteten gjennom en fleksibel strømningslinje. Communication between the reservoir and the production facility on the yielding platform is preferably established by completing the well from the drilling vessel through the production riser, installing a surface tree on the production riser prior to transfer to the yielding platform, and connecting the surface tree to the production facility through a flexible flow line.

Plassering av borefartøyet over det valgte brønnsted omfatter fortrinnsvis plassering av et boretårn på borefartøyet tilnærmet over en brønnåpning i den ettergivende plattform, i tilnærmet vertikal innretting med et brønnmønster på sjøbunnen, og boreoperasjonene utføres gjennom et tilnærmet vertikalt borestigerør. Placing the drilling vessel above the selected well site preferably includes placing a derrick on the drilling vessel approximately above a well opening in the yielding platform, in an approximately vertical alignment with a well pattern on the seabed, and the drilling operations are carried out through an approximately vertical drill riser.

Alternativt kan plassering av borefartøyet over det valgte brønnsted omfatte: Alternatively, placement of the drilling vessel above the selected well site may include:

- kjøring av den ettergivende plattform ut av vertikal innretting med det valgte brønnsted, og - tilnærmet vertikal innretting av et boretårn på borefartøyet over det valgte brønnsted, og sikring av denne stilling for boreoperasj on mens man fortsetter å binde borefartøyets posisjon i forhold til den ettergivende plattform. - driving the yielding platform out of vertical alignment with the selected well site, and - approximately vertical alignment of a derrick on the drilling vessel above the selected well site, and securing this position for drilling operations while continuing to bind the drilling vessel's position in relation to the yielding platform.

Oppfinnelsen angår videre et strekkforankret plattformunderstell som festes til sjøbunnen og stikker opp over vannflaten, og som er innrettet til å motstå støtte for boreoperasjoner fra et borefartøy, omfattende: The invention further relates to a tension-anchored platform undercarriage which is attached to the seabed and protrudes above the water surface, and which is designed to withstand support for drilling operations from a drilling vessel, comprising:

- et fundament festet på sjøbunnen, - a foundation fixed to the seabed,

- minst en langstrakt strekk-kabel som er festet på en ende av fundamentet, - at least one elongated tension cable which is attached to one end of the foundation,

- en overbygning omfattende et flytende skrog som er festet på toppen av strekk-kabelen og holdt av denne slik at det flyter lavere enn sitt frittflytende dypgående, og - a superstructure comprising a floating hull attached to the top of the tension cable and held by it so that it floats lower than its free-floating draft, and

- en lateralt tilgjengelig stigerørstøtte montert på overbygningen. - a laterally accessible riser support mounted on the superstructure.

Den korte beskrivelse som er gitt ovenfor, såvel som ytterligere formål, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse, vil bli bedre forstått med henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse av en foretrukket utførelse, under henvisning til tegningen, hvor figur 1 viser et sideriss av en foretrukken utførelse av den foreliggende oppfinnelse, i hvilken et halvt neddykket fartøy utfører boreoperasj oner nær et strekkforankret plattformunderstell (TLWJ), figur IA viser et sideriss av en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor et halvt neddykket fartøy utfører boreoperasj oner over en ettergivende plattform med ett ben, figur IB viser et sideriss av en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor et halvt neddykket fartøy utfører boreoperasj oner nær en ettergivende tårnplattform, figur 1C viser et sideriss av en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor et halvt neddykket fartøy utfører boreoperasjoner nær et flytende produksjonssystem (FPS), figur ID viser et sideriss av en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor et halvt neddykket fartøy utfører kompletteringsoperasjoner fra et boretårn fra et utkraget dekk, gjennom stigerør installert på et strekkforankret plattformunderstell (TLWJ), figur 1E viser et riss 1E-1E av det halvt neddykkede fartøy og TLWJ på figur ID, figur 1F viser et riss av en alternativ anordning for å fortøye borefartøyet og den ettergivende plattform, figur 2 viser et sideriss av en TLWJ som egner seg for bruk ved den foreliggende oppfinnelse, figur 3 viser et snitt 3-3 av TLWJ på figur 2, figur 4 viser et sideriss av et halvt neddykket fartøy som nærmer seg en ettergivende plattform ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 4A viser et riss 4A-4A av det halvt neddykkede fartøy på figur 4, figur 4B viser et sideriss av en alternativ utførelse av et halvt neddykket fartøy, hvor borefasilitetene er plassert på en utkraget seksjon av dekket, figur 5 viser et grunnriss av et halvt neddykket fartøy som begynner dokkeoperasjoner med en ettergivende plattform ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, figur 6 viser et grunnriss av et halvt neddykket fartøy som kompletterer dokkeoperasjoner ved en ettergivende plattform ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, figur 7 viser et grunnriss av et halvt neddykket fartøy som er fortøy et til en ettergivende plattform, og i stilling for boreoperasjoner over et valgt brønnsted ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, figur 8 viser et sideriss av et halvt neddykket fartøy som er fortøyet til en ettergivende plattform og utfører boreoperasjoner ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, figur 9 viser et sideriss av en halvt neddykket plattform som overfører et stigerør til en ettergivende plattform ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 9A viser et sideriss av en alternativ utførelse av et halvt neddykket fartøy som overfører et stigerør til en ettergivende plattform ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 9B viser et sideriss av en alternativ utførelse av en ettergivende plattform med en lateralt tilgjengelig anordning for å motta produk-sjonsstigerør ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 9C viser et riss 9C-9C av den ettergivende plattform på figur 9B, figur 9D viser et grunnriss av en alternativ utførelse av en ettergivende plattform som har en lateralt tilgjengelig anordning for å motta stige- The brief description given above, as well as further objects, features and advantages of the present invention, will be better understood with reference to the following detailed description of a preferred embodiment, with reference to the drawing, in which Figure 1 shows a side view of a preferred embodiment of the present invention, in which a semi-submerged vessel conducts drilling operations near a tension-anchored platform undercarriage (TLWJ), Figure IA shows a side view of an alternative embodiment of the present invention, in which a semi-submerged vessel conducts drilling operations over a yielding platform with one leg, Figure 1B shows a side view of an alternative embodiment of the present invention, in which a semi-submerged vessel performs drilling operations near a yielding tower platform, Figure 1C shows a side view of an alternative embodiment of the present invention, in which a semi-submerged vessel carrying out drilling operations close to a floating production nssystem (FPS), Figure ID shows a side view of an alternative embodiment of the present invention, where a semi-submerged vessel performs completion operations from a derrick from a cantilever deck, through risers installed on a tension anchored platform undercarriage (TLWJ), Figure 1E shows a view 1E-1E of the semi-submerged vessel and TLWJ in Figure ID, Figure 1F shows a view of an alternative arrangement for mooring the drilling vessel and the yielding platform, Figure 2 shows a side view of a TLWJ suitable for use in the present invention; figure 3 shows a section 3-3 of the TLWJ of figure 2, figure 4 shows a side view of a semi-submerged vessel approaching a yielding platform according to the present invention, figure 4A shows a section 4A-4A of the semi-submerged vessel of figure 4, Figure 4B shows a side view of an alternative embodiment of a semi-submerged vessel, where the drilling facilities are located on a cantilevered section of the deck, Figure 5 shows a plan view of a semi-submerged vessel beginning docking operations with a compliant platform according to an embodiment of the present invention, figure 6 shows a plan view of a semi-submerged vessel completing docking operations at a compliant platform according to an embodiment of the present invention, figure 7 shows a plan view of a semi-submerged vessel moored to a yielding platform and in position for drilling operations over a selected well site according to an embodiment of the present invention, Figure 8 shows a side view of a half-submerged vessel moored to a yielding platform and conducting drilling operations according to an embodiment of the present invention, Figure 9 shows a side view of a semi-submerged platform transferring a riser to a yielding platform according to the present invention, Figure 9A shows a side view of an alternative embodiment of a semi-submerged vessel transferring a riser to a yielding platform i according to the present invention, Figure 9B shows a side view of an alternative embodiment of a yielding platform with a laterally accessible device for receiving production risers according to the present invention, Figure 9C shows a view 9C-9C of the yielding platform in Figure 9B, Figure 9D shows a plan view of an alternative embodiment of a resilient platform having a laterally accessible device for receiving ladders;

rør ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 10 viser et sideriss av et produksjonsstige- pipe according to the present invention, Figure 10 shows a side view of a production ladder

rør som blir festet på den ettergivende plattform ifølge den foreliggende oppfinnelse, pipe which is fixed on the yielding platform according to the present invention,

figur 10A viser et sideriss av et produksjonsstigerør som blir brakt i forbindelse med fasiliteter understøttet av en ettergivende plattform ifølge den foreliggende oppfinnelse, Figure 10A shows a side view of a production riser being brought into connection with facilities supported by a yielding platform according to the present invention,

figur 11 viser et sideriss av et strekkforankret plattformunderstell i produksjonsmodus, ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 12 viser et skjematisk grunnriss av en kjent teknikk for bruk av sentrale fasiliteter for å utvikle utvidede reservoarer på dypt vann, figure 11 shows a side view of a tension-anchored platform undercarriage in production mode, according to the present invention, figure 12 shows a schematic floor plan of a known technique for using central facilities to develop extended reservoirs in deep water,

figur 13 viser et grunnriss som viser skjematisk bruken av et satellitt-TLWJ ifølge den foreliggende oppfinnelse, figur 14 viser en generalisert plott av økonomiske kurver for kostnader pr. brønn for hver tilleggsbrønn i et hypotetisk prospekt "A" på dypt vann, og figur 15 viser en generalisert plott av økonomiske kurver for kostnad pr. brønn for hver tilleggsbrønn for et annet hypotetisk prospekt, prospekt "B" på dypt vann. figure 13 shows a floor plan schematically showing the use of a satellite TLWJ according to the present invention, figure 14 shows a generalized plot of economic curves for costs per well for each additional well in a hypothetical prospect "A" in deep water, and figure 15 shows a generalized plot of economic curves for cost per well for each additional well for another hypothetical prospect, prospect "B" in deep water.

Figur 1 er et sideriss av boreoperasjoner for å etablere hydrokarbonproduksjon Figure 1 is a side view of drilling operations to establish hydrocarbon production

fra et reservoar på dypt vann, på en måte som er tilpasset den foreliggende oppfinnelse. from a deep water reservoir, in a manner adapted to the present invention.

Den ettergivende plattform 10 er fortøyet til et borefartøy 40, her et halvt neddykket fartøy 40A. The yielding platform 10 is the mooring of a drilling vessel 40, here a half-submerged vessel 40A.

I den illustrerte utførelse er den ettergivende plattform 10 utstyrt med et strekkforankret understell (TLWJ) 10A som har en flytende overbygning 12 festet til et fundament 14 med et flertall strekk-kabler eller strekkben 16 som trekker det flytende skrog 20 av overbygningen 12 nedenfor dens fritt-flytende dypgående på havoverflaten 22. Skroget 22 understøtter et dekk 24 som bærer prosessfasiliteter 26. In the illustrated embodiment, the resilient platform 10 is equipped with a tension-anchored undercarriage (TLWJ) 10A having a floating superstructure 12 attached to a foundation 14 with a plurality of tension cables or struts 16 which pull the floating hull 20 of the superstructure 12 below it freely - floating draft on the sea surface 22. The hull 22 supports a deck 24 which carries process facilities 26.

Det halvt neddykkede fartøy 40A er illustrert mens det utfører boreoperasjoner The semi-submerged vessel 40A is illustrated while performing drilling operations

med et boretårn og tilhørende borefasiliteter 42, understøttet på et dekk 48 som i sin tur er understøttet på pongtonger, søyler eller andre flytende deler 50. Boretårnet på det halvt neddykkede fartøy er plassert over en av brannstedene 44, her ved brannstedet 44A, ved bruk av et kjedelinjefortøyningssystem 52 eller dynamiske posisjonsskyvere 54, og boreoperasj onen blir utført gjennom et borestigerør 46. Et produksjonsstigerør 28 with a derrick and associated drilling facilities 42, supported on a deck 48 which in turn is supported on pontoons, columns or other floating parts 50. The derrick on the half-submerged vessel is placed above one of the fire places 44, here at the fire place 44A, when using by a chainline mooring system 52 or dynamic position pushers 54, and the drilling operation is performed through a drilling riser 46. A production riser 28

for en tidligere boret brønn er understøttet ved TLWJ 10A, med ventilenheten for overflatekomplettering eller ventiltreet 30 understøttet over havoverflaten. for a previously drilled well is supported at TLWJ 10A, with the surface completion valve assembly or valve tree 30 supported above the sea surface.

Borefartøyet 40 er sammenkoplet med den ettergivende plattform 10 gjennom et fortøyningssystem 60, anordnet ved en innretning 60A for å fortøye det halvt neddykkede fartøy med strekkforankrede plattformunderstell. The drilling vessel 40 is connected to the yielding platform 10 through a mooring system 60, arranged by a device 60A for mooring the half-submerged vessel with tension-anchored platform undercarriage.

Fortøyningssystemet i den foretrukne utførelse er beskrevet mer detaljert nedenfor. The mooring system of the preferred embodiment is described in more detail below.

Et helt område av forskjellige ettergivende plattformer kan innrettes for bruk i praktisering av den foreliggende oppfinnelse, og figur IA til 1E representerer en prøve på bredden av noen viktige aspekter ved oppfinnelsen. Figur IA viser en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor et halvt neddykket fartøy 40A med en sentral brønnåpning er plassert over en ettergivende plattform 10 med ett ben, i form av en enkel søyle TLWJ eller "monopod" 10B som er installert på havbunnen med en eller flere strekk-kabler 16. Borefartøyet 40 er et halvt neddykket fartøy 40A utformet til å ri over den installerte enbente plattform. Den enbente plattform blir holdt på plass i forhold til det halvt neddykkede fartøy med et fortøyningssystem 60, her et sett av barduner 60B. Boreoperasjoner blir imidlertid utført i hovedsak på plass, gjennom et borestigerør understøttet av det halvt neddykkede borefartøy. Etter komplettering av boreoperasj onene, blir borestigerøret erstattet med et produksjonsstigerør 28, som i den foretrukne praksis blir festet til den enbente plattform før kompletteringsoperasjonene. På figur IA er det halvt neddykkede fartøy plassert med et boretårn 42 direkte over produksjonsstigerøret gjennom hvilket kompletteringsoperasjonene vil bli utført. En tidligere boret og komplettert brønn er illustrert med et annet produksjonsstigerør 28, også understøttet av den enbente plattform 10B. Den enbente konstruksjon kunne alternativt være hvilken som helst konstruksjon som er liten nok til å passe inne i det halvt neddykkede fartøys nedre skrog-komponenter. Figur IB er en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, i hvilken den ettergivende plattform 10 er utstyrt med et ettergivende tårn 10C som blir assistert ved boring fra borefartøyet 40. Figur 1C er en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor et borefartøy 40 er forbundet gjennom et fortøyningssystem 60 med et flytende produksjonssystem 10D som har sitt eget plasseringssystem med kjedelinjefortøyning 52. I denne utførelse er det flytende produksjonssystem plassert slik at borefartøyet som er forbundet med det vil bli bragt på plass over et valgt brønnsted 44A for boreoperasjoner. Figur ID og 1E illustrerer bruken av et halvt neddykket borefartøy med utkraget ende, utformet for å bringe et boretårn til en posisjon i umiddelbar nærhet av den ettergivende plattform, og å utføre boreoperasjoner gjennom et borestigerør understøttet av fartøyet. Denne anordning med et utkraget dekk 48 for å tillate plassering av boretårnet og tilhørende borefasiliteter 42 tillater boring med liten eller ingen forskyvning av den ettergivende plattform 10. Etter komplettering av boreoperasjonene, blir borestigerøret erstattet med et produksjonsstigerør, som fortrinnsvis er forbundet med den ettergivende plattform for kompletteringsoperasjoner med borefasilitetene på det halvt neddykkede borefartøy. A whole range of different compliant platforms can be adapted for use in practicing the present invention, and Figures 1A to 1E represent a sampling of the breadth of some important aspects of the invention. Figure IA shows an alternative embodiment of the present invention, where a semi-submerged vessel 40A with a central well opening is placed above a resilient platform 10 with one leg, in the form of a single column TLWJ or "monopod" 10B which is installed on the seabed with one or more tension cables 16. The drilling vessel 40 is a semi-submerged vessel 40A designed to ride over the installed one-legged platform. The one-legged platform is held in place relative to the semi-submerged vessel by a mooring system 60, here a set of bar dunes 60B. However, drilling operations are mainly carried out on site, through a drill riser supported by the semi-submerged drilling vessel. After the completion of the drilling operations, the drill riser is replaced with a production riser 28, which in the preferred practice is attached to the single leg platform prior to the completion operations. In figure IA, the semi-submerged vessel is positioned with a derrick 42 directly above the production riser through which the completion operations will be carried out. A previously drilled and completed well is illustrated with another production riser 28, also supported by the one-legged platform 10B. Alternatively, the single leg structure could be any structure small enough to fit inside the semi-submerged vessel's lower hull components. Figure IB is an alternative embodiment of the present invention, in which the compliant platform 10 is equipped with a compliant tower 10C which is assisted during drilling from the drilling vessel 40. Figure 1C is an alternative embodiment of the present invention, where a drilling vessel 40 is connected through a mooring system 60 with a floating production system 10D which has its own positioning system with catenary mooring 52. In this embodiment, the floating production system is positioned so that the drilling vessel connected to it will be brought into position over a selected well site 44A for drilling operations. Figures ID and 1E illustrate the use of a cantilevered end semi-submersible drilling vessel designed to bring a derrick to a position in close proximity to the yielding platform and to perform drilling operations through a riser supported by the vessel. This arrangement of a cantilevered deck 48 to allow placement of the derrick and associated drilling facilities 42 permits drilling with little or no displacement of the yielding platform 10. Upon completion of the drilling operations, the drill riser is replaced with a production riser, which is preferably connected to the yielding platform for completion operations with the drilling facilities on the semi-submerged drilling vessel.

Borefartøyet er fortøyet i forhold til den ettergivende plattform 10 i en posisjon som bringer borefasilitetene 42 i tilnærmet innretting med en utenbords brønnåpning over vannet, på den ettergivende plattform 10. Denne innretting gir også en tilnærmet vertikal innretting av borefasilitetene med brønnmønsteret på havbunnen, mens den ettergivende plattform forblir i sin normale posisjon i innretting med brønnmønsteret. Det halvt neddykkede fartøy 40A utfører brønnoperasjoner for den ettergivende plattform 10 fra borefasiliteter 42 montert på et utkraget dekk 48. Brønnoperasjonene blir utført gjennom et stigerør 28 som er festet i en brønnslisse i brønnåpningen på den ettergivende plattform. Skjønt det kan være ønskelig å understøtte tyngre borestigerør med borefartøyet, vil en foretrukken utførelse for å praktisere den foreliggende oppfinnelse understøtte lettere stigerør med den ettergivende plattform under brønnoperasjoner. Sammenlign figur ID med stigerøret 28 festet til stigerørunderstøttelsen 118 med figur 1, i hvilken stigerørunderstøttelsen er anordnet ved borefartøyet 40 på plass i brønnåpningen i den ettergivende plattform. I begge tilfeller vil denne nærhet av borefasilitetene til den ettergivende plattforms brønnåpning forenkle håndteringsoperasjonene for stigerør ved overføring av stigerøret fra borefartøyet 40. The drilling vessel is moored in relation to the yielding platform 10 in a position that brings the drilling facilities 42 in approximate alignment with an outboard well opening above the water, on the yielding platform 10. This alignment also provides an approximately vertical alignment of the drilling facilities with the well pattern on the seabed, while the compliant platform remains in its normal position in alignment with the well pattern. The semi-submerged vessel 40A performs well operations for the yielding platform 10 from drilling facilities 42 mounted on a cantilevered deck 48. The well operations are performed through a riser 28 which is fixed in a well slot in the well opening on the yielding platform. Although it may be desirable to support heavier drill risers with the drilling vessel, a preferred embodiment for practicing the present invention will support lighter risers with the yielding platform during well operations. Compare Figure ID with the riser 28 attached to the riser support 118 with Figure 1, in which the riser support is arranged at the drilling vessel 40 in place in the well opening in the yielding platform. In both cases, this proximity of the drilling facilities to the yielding platform's well opening will simplify the handling operations for risers when transferring the riser from the drilling vessel 40.

Understøttelse av stigerøret under boreoperasjoner fra den ettergivende plattform letter også en rask mobilisering av borefartøyei når en større storm truer. Borestrengen blir således trippet, fortøyningssystemet mellom den ettergivende plattform og borefartøyet blir utløst, og borefartøyet blir trukket tilbake, flyttet vekk og sikret for orkanforhold til trygg avstand, mens stigerørene forblir festet til den ettergivende plattform. Videre kan fordelene med å understøtte stigerørene under brønnoperasjoner utvide» til tyngre stigerør, f.eks. for primær boring, ved å utstyret stigerørene med flytemoduler. Supporting the riser during drilling operations from the yielding platform also facilitates rapid mobilization of drilling vessels when a major storm threatens. The drill string is thus tripped, the mooring system between the yielding platform and the drilling vessel is released, and the drilling vessel is withdrawn, moved away and secured for hurricane conditions to a safe distance, while the risers remain attached to the yielding platform. Furthermore, the advantages of supporting the risers during well operations can extend" to heavier risers, e.g. for primary drilling, by equipping the risers with floating modules.

Forskjellige systemer kan benyttes for å skifte brønnoperasjoner fra ett brønnsted til det neste innenfor et brønnmønster. For eksempel kan brannstedet på en side av TLWJ 10A bli nådd suksessivt ved et glidende tårn 42 på glidebjelker 49 på tvers av det utkragede dekk 48. Ballast inne i det halvt neddykkede fartøy 40A skiftes for å kompensere for omfordelingen av belastning på borefartøyets dekk. Different systems can be used to switch well operations from one well location to the next within a well pattern. For example, the fire location on one side of TLWJ 10A may be reached successively by a sliding tower 42 on sliding beams 49 across the cantilevered deck 48. Ballast inside the semi-submerged vessel 40A is shifted to compensate for the redistribution of load on the drilling vessel's deck.

Alternativt kan fortøyningssystemet konstrueres slik at det tillater relativ bevegelse mellom hele borefartøyet og den ettergivende plattform. Fortøyningslinene 60B på figur IA kan således justeres med omplassering av borefartøyet 40. På lignende måte kan dokkeanordningen 60A på figur 1F tillate relativ bevegelse mellom borefar-tøyet 40 og den ettergivende plattform 10. I denne utførelse anordner dokke-understøttelsene 90 flere sokler 91 for å motta dokkelementer 96 og 98. Dokkelementene blir utløst, og borefartøyet 40 omplassert i det neste par sokler 91 for å utføre brønn-operasjoner ved et annet valgt brønnsted 44 langs brønnmønsteret 80. Alternatively, the mooring system can be designed to allow relative movement between the entire drilling vessel and the yielding platform. The mooring lines 60B of Figure IA can thus be adjusted with repositioning of the drilling vessel 40. Similarly, the docking device 60A of Figure 1F can allow relative movement between the drilling vessel 40 and the yielding platform 10. In this embodiment, the docking supports 90 provide several bases 91 to receive docking elements 96 and 98. The docking elements are released, and the drilling vessel 40 is repositioned in the next pair of pedestals 91 to perform well operations at another selected well location 44 along the well pattern 80.

Praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse begynner med installering av en ettergivende plattform. En "ettergivende plattform" er hvilken som helst overflatefasilitet til sjøs, konstruert til å gi etter på en styrt måte med niiljøbelastriing, istedenfor å motsette seg en slik kraft. Dette fundamentale konstruksjonseksempel er forskjellig fra faste og stive bunnforankrede tårn, som krever store mengder konstruksjonsmateriale for bygging i dypt vann. Mange fundamentale utformninger for ettergivende plattformer er foreslått, omfattende leddede tårn, ettergivende tårn, ettergivende teletårn, TLP, osv. Eksempler på disse er illustrert i figur 1 serien som diskutert ovenfor. Imidlertid kan hvilken som helst fundamental utformning, som er gunstig økonomisk følsom for belastningsreduksjoner, og som kan innrettes til å omfatte en brønnåpning som er tilgjengelig for lateral mottagelse av produksjonsstigerør, brukes i praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Figur 2 til 11 illustrerer praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse ved bruk av en strekkforankret plattform (TLWJ), men fagfolk i denne teknikk, som er kjent med forklaringene i denne søknad, kunne anvende denne praksis til en hvilken som helst annen ettergivende plattformutfonnning. The practice of the present invention begins with the installation of a yielding platform. A "yielding platform" is any surface facility at sea, designed to yield in a controlled manner to zero-sea loading, rather than to resist such a force. This fundamental construction example is different from fixed and rigid bottom-anchored towers, which require large amounts of construction material for construction in deep water. Many fundamental designs for resilient platforms have been proposed, including articulated towers, resilient towers, resilient teletowers, TLP, etc. Examples of these are illustrated in the Figure 1 series as discussed above. However, any fundamental design which is advantageously economically sensitive to load reductions and which can be arranged to include a well opening accessible for lateral reception of production risers may be used in the practice of the present invention. Figures 2 through 11 illustrate the practice of the present invention using a tension anchored platform (TLWJ), but those skilled in the art, familiar with the explanations in this application, could apply this practice to any other yielding platform invention.

Figur 2 og 3 illustrerer en TLP-utformning som er spesielt egnet for praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Denne ettergivende plattform er en strekkforankret plattform (TLWJ) 10A som omfatter en minimal TLP uten boreevne og i beste fall beskjedne overhalingsevner. TLWJ er konstruert for utvendig mottagelse og festing av produksjonsstigerør overført fra borefartøyet (ikke vist her). Figur 2 er et sideriss av TLWJ og figur 3 et riss fra undersiden. Disse figurer illustrerer den samme TLWJ som er vist under boreoperasjoner på figur 1. Figures 2 and 3 illustrate a TLP design which is particularly suitable for practicing the present invention. This resilient platform is a tension-anchored platform (TLWJ) 10A that includes a minimal TLP with no drilling capability and at best modest overhaul capabilities. TLWJ is designed for the external reception and attachment of production risers transferred from the drilling vessel (not shown here). Figure 2 is a side view of the TLWJ and Figure 3 is a view from the underside. These figures illustrate the same TLWJ shown during drilling operations in figure 1.

Installasjonen av TLWJ 10A begynner med å plassere fundamentet 14, her bestående av en enhetlig plate 14A. Fundamentet blir så festet til havbunnen 18. I illustrasjonen blir et antall pæler 70 drevet inn i sjøbunnen gjennom pælehylsene 72 på fundamentet, og pælene blir så festet til pælehylsene ved fylle- eller senkeoperasjoner. Andre kjente metoder for forankring av fundamentet til sjøbunnen kan også være anvendelige. Fundamentet frembringer en anordning 74 for å forbinde strekk-kablene 16, og kan omfatte brønnføringer 76 som plasseres ved et brønnsted 44 nær fundamentet. I illustrasjonen er brønnføringene plassert uavhengig, og er ikke forbundet med platen. I noen tilfeller er det ønskelig å forutbore noen av brønnene. The installation of the TLWJ 10A begins by placing the foundation 14, here consisting of a unitary plate 14A. The foundation is then attached to the seabed 18. In the illustration, a number of piles 70 are driven into the seabed through the pile sleeves 72 on the foundation, and the piles are then attached to the pile sleeves during filling or sinking operations. Other known methods for anchoring the foundation to the seabed may also be applicable. The foundation produces a device 74 for connecting the tension cables 16, and may include well guides 76 which are placed at a well site 44 close to the foundation. In the illustration, the well guides are placed independently, and are not connected to the plate. In some cases, it is desirable to pre-drill some of the wells.

Overbygningen 12, omfattende et flytende skrog 20 og dekk 24 blir tauet til stedet og ballastet ned. Strekk-kabler 16 installeres mellom anordningene 74 for å forbinde strekk-kablene til fundamentet og en anordning 78 for å forbinde strekk-kablene 16 til den flytende overbygning 12. Strekk-kablene blir først satt under strekk under installasjonen, og fjerning av ballast fra det flytende skrog 20 strekker kablene ytterligere, for å gi TLWJ den ekstra oppdrift som er nødvendig for å produsere den ønskede virkning under alle belastriingsforhold. The superstructure 12, comprising a floating hull 20 and deck 24 is towed to the site and ballasted down. Tension cables 16 are installed between the devices 74 to connect the tension cables to the foundation and a device 78 to connect the tension cables 16 to the floating superstructure 12. The tension cables are first put under tension during installation, and removal of ballast from the floating hull 20 stretches the cables further, to give the TLWJ the extra buoyancy necessary to produce the desired effect under all loading conditions.

De ønskede brannsteder 44 innrettes i brønnlinjer 80 nær TLWJ 10A, som best vist på figur 3. Nedenfor skal det diskuteres anordninger som muliggjør lateral mottagelse og festing av produksjonsstigerør overført fra et borefartøy. Et annet trekk ved den illustrerte TLWJ er et flertall av dokkingsstøtter 90, hvis hensikt og funksjon vil fremgå fira den diskusjon av dokkeprosedyrene som er illustrert på figur 5 og 6. The desired fire places 44 are arranged in well lines 80 near TLWJ 10A, as best shown in Figure 3. Below, devices that enable lateral reception and attachment of production risers transferred from a drilling vessel will be discussed. Another feature of the illustrated TLWJ is a plurality of docking supports 90, the purpose and function of which will be apparent from the discussion of the docking procedures illustrated in Figures 5 and 6.

Figur 5 illustrerer plassering av et borefartøy 40 nær en installert TLWJ 10A. Borefartøyet er en flytende konstruksjon som bærer et boretårn, borevinsj og tilhørende borefasiliteter 42. Uttrykket "borefartøy til sjøs" er ment å dekke alle transportable, flytende fasiliteter som er i stand til å understøtte brønnoperasjoner, såsom boring, komplettering, overhaling, brønnreparasjoner eller brønnplugging. Disse fasiliteter er fortrinnsvis anordnet i en i hovedsak åpen konstruksjon som er innrettet for stabilitet i boreoperasjoner på dypt vann. Halvt neddykkede borefartøyer representerer en klasse fartøy som er vel egnet for denne anvendelse, og som har vært brukt gjennomgående for generelt å illustrere praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse. Figure 5 illustrates the location of a drilling vessel 40 near an installed TLWJ 10A. The drilling vessel is a floating structure that carries a derrick, drilling winch and associated drilling facilities 42. The term "offshore drilling vessel" is intended to cover all transportable, floating facilities capable of supporting well operations, such as drilling, completion, overhaul, well repairs or well plugging . These facilities are preferably arranged in an essentially open construction which is designed for stability in drilling operations in deep water. Semi-submerged drilling vessels represent a class of vessels which are well suited for this application, and which have been used throughout to generally illustrate the practice of the present invention.

Det halvt neddykkede fartøy 40A på figur 4 kan manøvreres enten ved kjedelinjefortøyningene 52 eller dynamiske plasseringsskyvere 54. For denne utførelse er kjedelmjefortøyningene plassert og forankret rundt det halvt neddykkede fartøy, som overlapper posisjonen til TLWJ. Det halvt neddykkede fartøy 40A kan så manøvreres i forhold til TLWJ 10A ved å slippe ut og trekke tilbake valgte kjedelinjefortøyninger 52. The semi-submerged vessel 40A of Figure 4 can be maneuvered by either the catenary moorings 52 or dynamic location pushers 54. For this embodiment, the catenary moorings are positioned and anchored around the semi-submerged vessel, overlapping the position of the TLWJ. The semi-submerged vessel 40A can then be maneuvered relative to the TLWJ 10A by releasing and retracting selected chainline moorings 52.

Figur 4A illustrerer innretriing av et konvensjonelt halvt neddykket fartøy for å lette praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse. Denne figur viser enden på det halvt neddykkede fartøy 40A på figur 4, som vil nærme seg TLWJ. Visse konvensjonelle utforrnninger av halvt neddykkede fartøyer kan åpnes opp for å gi lateral tilgang fra under det halvt neddykkede fartøy, ved å fjerne et horisontalt stag som konvensjonelt plasseres mellom pongtongene, og forsterkning av den resterende konstruksjon, som med diagonale støtter 94. Om ønsket, kan man ha en slik anordning at de horisontale stag kan bli selektivt fjernet for overføring av stigerør, og samtidig gi stabilitet på plass under transport og under boreoperasjoner. Figure 4A illustrates the entry of a conventional semi-submerged vessel to facilitate the practice of the present invention. This figure shows the end of the semi-submerged vessel 40A of Figure 4, which will approach the TLWJ. Certain conventional designs of semi-submerged vessels can be opened up to provide lateral access from beneath the semi-submerged vessel, by removing a horizontal stay conventionally placed between the pontoons, and strengthening the remaining structure, such as with diagonal supports 94. If desired, can one have such a device that the horizontal struts can be selectively removed for the transfer of risers, and at the same time provide stability in place during transport and during drilling operations.

En annen modifikasjon av konvensjonelle halvt neddykkede fartøyer som er nødvendig for å muliggjøre praktiseringen av oppfinnelsen, er installasjonen av et fortøyningssystem 60, som i denne utførelse består av en anordning 60A for dokking, omfattende en hengslet dokkingsramme 96 og en hengslet dokkingsstøtte 98. Another modification to conventional semi-submersible vessels that is necessary to enable the practice of the invention is the installation of a mooring system 60, which in this embodiment consists of a device 60A for docking, comprising a hinged docking frame 96 and a hinged docking support 98.

Figur 4B illustrerer et alternativ til modifisering av et konvensjonelt halvt neddykket fartøy for bruk ved foreliggende oppfinnelse. Et spesielt halvt neddykket fartøy som har et utkraget dekk med en brønnåpning på enden og som har et boretårn og tilhørende borefasiliteter vil tillate de dokkings- og boreoperasjoner som er illustrert generelt på figur ID og E. Det utkragede dekk tillater brønnoperasjoner ved brønnåpningen i den ettergivende plattform. Perifere brønnåpninger er vel egnet til den foreliggende oppfinnelse, men sentrale brønnåpninger kan brukes med et kompatibelt borefartøy. Figure 4B illustrates an alternative to modifying a conventional semi-submerged vessel for use in the present invention. A particular semi-submersible vessel having a cantilevered deck with a well opening at the end and having a derrick and associated drilling facilities will permit the docking and drilling operations illustrated generally in Figures ID and E. The cantilevered deck permits well operations at the well opening in the compliant platform. Peripheral well openings are well suited to the present invention, but central well openings can be used with a compatible drilling vessel.

Figur 5 illustrerer begynnelsen på dokkeprosedyrene mellom det halvt neddykkede fartøy 40A og den strekkforankrede plattform 10A. Kjedelinjefortøyningene 52 justeres til å bringe den senkede dokkerammedel 96 nær dokkestøtten 90A på TLWJ og en forbindelse utføres, f.eks. ved å sette inn en pinne. Dokkerammen fester så det halvt neddykkede fartøy til TLWJ for å produsere fortøyning med to frihetsgrader. Figure 5 illustrates the beginning of the docking procedures between the semi-submerged vessel 40A and the tension anchored platform 10A. The catenary moorings 52 are adjusted to bring the lowered dock frame member 96 close to the dock support 90A on the TLWJ and a connection is made, e.g. by inserting a stick. The dock frame then attaches the semi-submerged vessel to the TLWJ to produce a two-degree-of-freedom mooring.

Kjedelinjefortøyningene justeres videre for å rotere det halvt neddykkede fartøy 40A og bringe den senkede dokkestøtte 98 på plass for å forbindes med dokkestøtten 90B. Se figur 6. På lignende måte kan denne tilkopling festes med en pinne eller en flerakset rotasjonsforbindelse, og vil gi en fortøyning med en frihetsgrad. Dette fester borefartøyet 40 til den ettergivende plattform 10 på en slik måte at bølgebevegelser ikke vil bevirke kollisjoner mellom de to. The catenary moorings are further adjusted to rotate the semi-submerged vessel 40A and bring the lowered dock abutment 98 into position to connect with the dock abutment 90B. See figure 6. In a similar way, this connection can be fixed with a pin or a multi-axis rotary connection, and will provide a mooring with one degree of freedom. This attaches the drilling vessel 40 to the yielding platform 10 in such a way that wave movements will not cause collisions between the two.

Dokking letter også forflytting av TLWJ 10A med posisjoneringssystemer som bæres på det halvt neddykkede fartøy 10A. Sammenlign figur 6, hvor TLWJ 10A normalt er sentrert mellom brønnlinjene 80 ved periferien av TLWJ, med figur 7 hvor kjedelinjefortøyningene 52 er justert for å forspenne TLWJ ut av innretting med dens normale posisjon, og å bringe boretårnet og tilhørende borefasiliteter 42 på linje med det valgte brønnsted 44A. Det halvt neddykkede fartøy på figur 7 er på plass for å begynne boring eller andre brønnoperasjoner gjennom et borestigerør 46, som videre illustrert på figur 8. Boreoperasjonene utføres best i tilnærmet vertikale borestigerør, og muligheten for å skifte den ettergivende plattform 10 litt ut av innretting med sin normale hvilestilling for å plassere boretårnet over et valgt brønnsted gir en vesentlig forbedring av boreeffektiviteten, og reduserer slitasjen på utstyret. Denne evne tillater også fortsatte boreoperasjoner når TLWJ er på plass, og tillater derved at produksjonen kommer i gang så snart brønnen er komplettert, selv om boreprogrammet fortsetter. Docking also facilitates movement of the TLWJ 10A with positioning systems carried on the semi-submerged vessel 10A. Compare Figure 6, where the TLWJ 10A is normally centered between the well lines 80 at the periphery of the TLWJ, with Figure 7 where the chainline moorings 52 are adjusted to bias the TLWJ out of alignment with its normal position, and to bring the derrick and associated drilling facilities 42 into line with it selected well site 44A. The half-submerged vessel in Figure 7 is in place to begin drilling or other well operations through a drill riser 46, as further illustrated in Figure 8. The drilling operations are best performed in approximately vertical drill risers, and the ability to shift the yielding platform 10 slightly out of alignment with its normal rest position to place the derrick over a selected well site provides a significant improvement in drilling efficiency, and reduces wear and tear on the equipment. This capability also allows continued drilling operations once the TLWJ is in place, thereby allowing production to commence as soon as the well is completed, even if the drilling program continues.

Figur IB og 1C demonstrerer alternative utførelser for den ettergivende plattform, som anordnet hhv. det ettergivende tårn 10C og det flytende produksjonssystem 10D. Det er også en reversering av bruken av kjedelinjefortøyninger 52 for det flytende produksjonssystem på figur 1C, hvor det flytende produksjonssystem justeres slik at det plasserer borefartøyet 40 tilnærmet vertikalt over et valgt brønnsted 44A. Figures 1B and 1C demonstrate alternative embodiments for the yielding platform, as arranged respectively. the compliant tower 10C and the floating production system 10D. There is also a reversal of the use of catenary moorings 52 for the floating production system of Figure 1C, where the floating production system is adjusted to position the drilling vessel 40 approximately vertically above a selected well location 44A.

Alternativt kan den strekkforankrede plattform utstyres med skyvere eller et eget lateralt fortøyningssystem for å tjene som et fortøyningssystem 60 istedenfor den nå foretrukne anordning 60A for dokking. I denne sistnevnte utførelse ville fortøyningssystemet for TLWJ trekke og holde TLWJ med tilstrekkelig klaring for at et borefartøy kunne utføre brønnoperasjoner nær fundamentet for den strekkforankrede plattform uten fare for kollisjon og uten dokking til denne. Alternatively, the tension-anchored platform may be equipped with thrusters or a separate lateral mooring system to serve as a mooring system 60 instead of the currently preferred device 60A for docking. In this latter embodiment, the mooring system for the TLWJ would pull and hold the TLWJ with sufficient clearance for a drilling vessel to perform well operations close to the foundation of the tension-anchored platform without the risk of collision and without docking to it.

Etter boreoperasjonene er komplettert, erstattes borestigerøret 46 med et lettere produksjonsstigerør 28, og borefasilitetene på borefartøyet 40 brukes gjennom produk-sjonsstigerøret til å komplettere brønnen. Se figur 9. Alternativt kan det samme stigerør som tjener som borestigerør brukes som produksjonsstigerør. Etter komplettering og installasjon av en overflatekomplettering eller ventiltre 30, monteres en midlertidig oppdriftsmodul 110 rundt produksjonsstigerøret, og produksjonsstigerøret føres over til den ettergivende plattform 10, her TLWJ 10A. After the drilling operations are completed, the drill riser 46 is replaced with a lighter production riser 28, and the drilling facilities on the drilling vessel 40 are used through the production riser to complete the well. See Figure 9. Alternatively, the same riser that serves as a drilling riser can be used as a production riser. After completion and installation of a surface completion or valve tree 30, a temporary buoyancy module 110 is mounted around the production riser, and the production riser is brought over to the yielding platform 10, here TLWJ 10A.

Figur 9 og 9A illustrerer alternative fremgangsmåter for overføring av produk-sjonsstigerøret. På figur 9 blir barduner 112 brukt til å trekke produksjonsstigerøret 28 til TLWJ 10A, og pilen 114 illustrerer denne overføring. Som kontrast illustrerer figur 9A bruken av den naturlige opprettingsevne til den midlertidige oppdriftsmodul 110 til å holde produksjonsstigerøret 28 på plass mens kjedelmjefotrøyningene 52 justeres til å bringe TLWJ 10A på plass for å motta det tilnærmet stasjonære produksjonsstigerør 28. Bemerk pilene 114A. Den nå foretrukne fremgangsmåte for å utføre denne overføring er en kombinasjon av utformingene på både figur 9 og 9A. Figures 9 and 9A illustrate alternative methods for transferring the production riser. In Figure 9, bar dunnage 112 is used to pull production riser 28 to TLWJ 10A, and arrow 114 illustrates this transfer. In contrast, Figure 9A illustrates the use of the natural righting capability of the temporary buoyancy module 110 to hold the production riser 28 in place while the chainstays 52 are adjusted to bring the TLWJ 10A into position to receive the approximately stationary production riser 28. Note arrows 114A. The currently preferred method of performing this transfer is a combination of the designs of both Figures 9 and 9A.

Et nøkkelaspekt ved stigerøroverføringen er at den ettergivende plattform må være utformet for lateral mottagelse av produksjonsstigerøret. Figur 9B, 9C og 9D viser alternative utførelser for overbygningen 12 på en strekkforankret plattform. Figur 9B og 9C illustrerer en utførelse hvor en H-formet overbygning og et høyt dekk tillater plassering av produksjonsstigerøret under dekket 24, i en stilling som er mer skjermet enn den perifere plassering i utførelsene på figur 9 og 9A. Figur 9D viser et "nøkkelhull"-dekk som på lignende måte tillater et lateralt overført produksjonsstigerør å festes til den ettergivende plattform i en skjermet stilling. A key aspect of the riser transfer is that the compliant platform must be designed for lateral reception of the production riser. Figures 9B, 9C and 9D show alternative designs for the superstructure 12 on a tension anchored platform. Figures 9B and 9C illustrate an embodiment where an H-shaped superstructure and a high deck allow placement of the production riser under the deck 24, in a more sheltered position than the peripheral location in the embodiments of Figures 9 and 9A. Figure 9D shows a "keyhole" deck that similarly allows a laterally transferred production riser to be attached to the compliant platform in a shielded position.

Det kan være ønskelig å fjerne oppdriftsanordningen eller modulen 110 fra produksjonsstigerøret 28 når produksjonsstigerøret er festet til den ettergivende plattform. Alternativt kan oppdriftsmodulen 110 etterlates på stigerøret 28 for å gi dette en viss beskyttelse mot farer på overflaten, såsom båttrafikk og flytende gjenstander. Dette vil også bidra vesentlig til den vertikale understøttelse av stigerøret, og derved ytterligere redusere den nødvendige forskyvning av TLWJ. Se figur 10. It may be desirable to remove the buoyancy device or module 110 from the production riser 28 when the production riser is attached to the yielding platform. Alternatively, the buoyancy module 110 can be left on the riser 28 to give it some protection against dangers on the surface, such as boat traffic and floating objects. This will also contribute significantly to the vertical support of the riser, thereby further reducing the necessary displacement of the TLWJ. See Figure 10.

Figur 10A illustrerer trinnet med å etablere kommunikasjon mellom overflatekompletteringen av produksjonsstigerøret og fasilitetene på den ettergivende plattform. Figure 10A illustrates the step of establishing communication between the surface completion of the production riser and the facilities on the compliant platform.

Det overførte produksjonsstigerør skal fortrinnsvis festes til TLWJ 10A gjennom en dynamisk stranimeinnretning 118. Se figur 10. Den dynamiske strammeinnretning tjener til å opprettholde et i det vesentlige konstant strekk på produk-sjonsstigerøret 28 til tross for bevegelse i den ettergivende plattform 10 på grunn av miljømessige krefter. Mange typer dynamiske strarnmeanordninger kan passe, deriblant pneumatiske, hydrauliske, elastomere eller kombinasjoner av disse. I noen tilfeller, som når stigerørene har samme lengde som strekk-kablene, kan dynamiske strarnmeanordninger være unødvendige. Strammeanordningen som er illustrert på figur 10 er vel egnet til å motta det lateralt overførte produksjonsstigerør, og omfatter en vektstang eller pipearm 120 forbundet med TLWJ 10A gjennom et dreiepunkt 122. En trykkladet elastomer støtte 124 frembringer en kompenserende kraft, og er forbundet med en ende på vektstangen 120 og produksjonsstigerøret er festet på den andre ende av vippearmen 120 med en dreibar belastningskopling. I den foretrukne utførelse etableres kommunikasjon mellom overflatekompletteringen eller ventiltreet 30, som er festet på toppen av produksjonsstigerøret 28 med en fleksibel strørmiingsledning 32. Strømningsledningen 32 mater produksjonsfluider fra produksjonsstigerøret 28 til prosessfasiliteter 26. Prosessfasilitetene kan være så enkle som manifolder som samler produksjonsfluider fra et antall brønner og fordeler dem til et eksportstigerør, eller kan omfatte separatorutstyr for å fjerne væskeprodukter fra gass som blir produsert eller andre forskjellige behandlingssystemer, for en første behandling av de produserte fluider til komponenter som er mer egnet for transport. The transferred production riser should preferably be secured to the TLWJ 10A through a dynamic tensioning device 118. See Figure 10. The dynamic tensioning device serves to maintain a substantially constant tension on the production riser 28 despite movement in the compliant platform 10 due to environmental forces. Many types of dynamic tightening devices can fit, including pneumatic, hydraulic, elastomeric or combinations thereof. In some cases, such as when the risers are the same length as the tension cables, dynamic tensioning devices may be unnecessary. The tensioning device illustrated in Figure 10 is well suited to receive the laterally transferred production riser, and comprises a lever or pipe arm 120 connected to the TLWJ 10A through a pivot point 122. A pressurized elastomer support 124 provides a compensating force, and is connected at one end on the barbell 120 and the production riser is attached to the other end of the rocker arm 120 with a rotatable load coupling. In the preferred embodiment, communication is established between the surface completion or valve tree 30, which is attached to the top of the production riser 28 by a flexible flow line 32. The flow line 32 feeds production fluids from the production riser 28 to process facilities 26. The process facilities can be as simple as manifolds that collect production fluids from a number wells and distribute them to an export riser, or may include separator equipment to remove liquid products from gas being produced or other various treatment systems, for an initial treatment of the produced fluids into components more suitable for transport.

Et annet valg som er vist på figur 10A er bruken av en treforlengelse 126 som kan heve den fleksible strømningslinje 32 over bølgesonen nær havoverflaten 22 i det tilfelle at den halvt neddykkede konfigurasjon krever et lavt montert ventiltre 30 for overføringsoperasj oner. Figur 11 illustrerer TLWJ 10A i produksjonsmodus, hvor et flertall av produk-sjonsstigerør 28 er understøttet av TLWJ 10A gjennom dynamiske strammeanordninger 118, og hvor fluider som produseres fra brønnen blir båret opp produksjonsstigerøret og til fasilitetene 26, gjennom fleksible strømningsledninger 32, for kombinasjon med og/eller behandling før eksport gjennom et kjedelinjeeksportstigerør 128 til transportfasi-liteter, såsom en undersjøisk rørledning (ikke vist). Figur 12 og 13 demonstrerer noen av de potensielle fordeler ved praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Figur 12 er et skjematisk diagram av et reservoar 130 på dypt vann, utviklet konvensjonelt såsom gjennom en sentral TLP 132. Boreoperasjonene med utvidet rekkevidde fra TLP må strekke seg horisontalt en større avstand for å nå de ytterste områder av reservoaret. De kompletterte brønner er betegnet med brutte linjer 134. Disse brønner bores, en brønn ad gangen, over et antall år for å etablere det illustrerte mønster. Produksjon fra senere brønner må utsettes til de kan nås. Dessuten vil den store horisontale rekkevidde utsette komplettering av hver brønn, mens en lang underjordisk rørledning bygges for hver brønn etter hvert som brønnhullet blir foret og boringen fortsetter. Den store TLP-konstruksjon som er nødvendig for å understøtte boreoperasjonene krever et meget lovende felt og et stort antall brønner for å være økonomisk attraktiv, og etter komplettering, understøttelse av en uvirksom borerigg gjennom resten av feltets levetid. Another option shown in Figure 10A is the use of a tree extension 126 that can raise the flexible flowline 32 above the near-surface wave zone 22 in the event that the semi-submerged configuration requires a low-mounted valve tree 30 for transfer operations. Figure 11 illustrates the TLWJ 10A in production mode, where a majority of production risers 28 are supported by the TLWJ 10A through dynamic tightening devices 118, and where fluids produced from the well are carried up the production riser and to the facilities 26, through flexible flow lines 32, for combination with and/or processing prior to export through a catenary export riser 128 to transportation facilities, such as a subsea pipeline (not shown). Figures 12 and 13 demonstrate some of the potential advantages of practicing the present invention. Figure 12 is a schematic diagram of a deep water reservoir 130 developed conventionally such as through a central TLP 132. The extended reach drilling operations from the TLP must extend horizontally a greater distance to reach the outermost regions of the reservoir. The completed wells are indicated by broken lines 134. These wells are drilled, one well at a time, over a number of years to establish the illustrated pattern. Production from later wells must be postponed until they can be reached. Also, the large horizontal reach will delay the completion of each well, while a long underground pipeline is built for each well as the wellbore is lined and drilling continues. The large TLP construction required to support the drilling operations requires a very promising field and a large number of wells to be economically attractive, and after completion, support an inactive drilling rig throughout the rest of the field's life.

Som kontrast er det samme dypvannsreservoar 130 illustrert på figur 13, hvor satellitt TLWJ 10A er kombinert med en strekkforankret produksjonsfasilitet 138 for å gi en raskere, grundigere og mer økonomisk utvikling av reservoaret 130. Figur 12 og 13 viser omtrent samme antall totale brønner, på omtrent de samme steder. På figur 13 er imidlertid satellittplattformer 10A brukt med mindre vidtrekkende boring for effektivt å samle produksjonsfluider, og med bare minimal behandling, overføre de produserte hydrokarboner til prosessfasilitet 138 gjennom rørledninger 136. TLP i produksjonsfasilitetene 138 kan selv ha utvendig mottagende brønnåpninger som kan understøtte ytterligere brønner 134, boret med eksterne fasiliteter. I denne illustrasjonen kan tre separate halvt neddykkede fartøyer samtidig utføre boreoperasjoner for å gi en vesentlig reduksjon av kompletteringstiden. Dette system vil dessuten gi muligheter for å ha inntekter fra de brønner som er komplettert, mens ytterligere brønner blir boret. Det minimale strekkforankrede plattformunderstell og prosessfasilitetene på en sentral TLP som ikke må understøtte boreutstyr, kan installeres med lavere kostnader enn den sentrale TLP ifølge tidligere teknikk, hvor boringen skjer fra TLP. Videre, etterat boringen er avsluttet, kan det halvt neddykkede borefartøy brukes til nyttige tjenester på andre steder til det igjen er nødvendig for overhalingsoperasjoner. Den foreliggende oppfinnelse reduserer således kapitalutlegg, akselererer kontantstrømmen, øker avkastningstakten for investeringen, og unngår de kapitalutgifter som er forbundet med anordning av en fullkapasitets borerigg dedisert for overhalingsoperasjoner. In contrast, the same deepwater reservoir 130 is illustrated in Figure 13, where satellite TLWJ 10A is combined with a tension-anchored production facility 138 to provide a faster, more thorough and more economical development of the reservoir 130. Figures 12 and 13 show approximately the same number of total wells, on roughly the same places. However, in Figure 13, satellite platforms 10A are used with less extensive drilling to effectively collect production fluids, and with only minimal processing, transfer the produced hydrocarbons to the process facility 138 through pipelines 136. The TLP in the production facilities 138 may itself have external receiving well openings that can support additional wells 134, drilled with external facilities. In this illustration, three separate semi-submerged vessels can simultaneously carry out drilling operations to provide a significant reduction in completion time. This system will also provide opportunities to have income from the wells that have been completed, while further wells are being drilled. The minimal tension-anchored platform substructure and the process facilities of a central TLP that does not have to support drilling equipment can be installed at lower costs than the central TLP of the prior art, where drilling takes place from the TLP. Furthermore, after drilling is completed, the semi-submerged drilling vessel can be used for useful services elsewhere until required again for overhaul operations. The present invention thus reduces capital expenditure, accelerates cash flow, increases the rate of return for the investment, and avoids the capital expenditure associated with the provision of a full capacity drilling rig dedicated to overhaul operations.

Figur 14 og 15 demonstrerer videre de økonomiske fordeler ved praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Figur 14 er et sett generaliserte kurver for et hypotetisk prospekt "A". Dette illustrasjonskart tar gjennomsnittet av utviklingsdollar pr. brønn for en konvensjonell TLP-utvikling som omfatter en dedisert borerigg (linje 142) og en TLWJ-utvikling ifølge den foreliggende oppfinnelse (linje 144) mot antallet brønner "n" i utviklingen. Man har også plottet den nåværende verdiinntekt for den n'te brønn, uttrykt som linje 146. Figures 14 and 15 further demonstrate the economic advantages of practicing the present invention. Figure 14 is a set of generalized curves for a hypothetical prospect "A". This illustrative map averages development dollars per well for a conventional TLP development comprising a dedicated drilling rig (line 142) and a TLWJ development according to the present invention (line 144) against the number of wells "n" in the development. The present value income for the nth well has also been plotted, expressed as line 146.

Nåværende inntekt oppstar som en trappetrinnsfunksjon for hvilken inkrementelle bidrag ved tilleggsbrønner avtar etter hvert som antallet brønner nærmer seg reservoarets kapasitet. Borekompletteringens kostnader pr. brønn er inkludert i de konvensjonelle TLP- og TLWJ-utviklingskostnadskurver, men har liten virkning på sammenligningen siden de er forholdsvis konstante uansett om en dedisert rigg er anordnet på TLP i henhold til tidligere teknikk, eller om et halvt neddykket fartøy er brukt for praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Current income arises as a staircase function for which incremental contributions from additional wells decrease as the number of wells approaches the reservoir's capacity. Drilling completion costs per well is included in the conventional TLP and TLWJ development cost curves, but has little effect on the comparison since they are relatively constant regardless of whether a dedicated rig is arranged on the TLP according to the prior art, or whether a semi-submerged vessel is used for the practice of the present invention.

Prospekt A er et meget lovende prospekt, som kan understøtte en større konvensjonell TLP-plassering. De inkrementelle utviklingskostnader for den konvensjonelle TLP-plassering, dvs. linje 142, krysser linjen som definerer den nåværende inntektsverdi pr. brønn (linje 146) ved et punkt A, som produserer en netto profittverdi betegnet med arealet B. Sagt på en annen måte, profitten er den totale inntekt for alle utviklede brønner minus de totale utviklingskostnader, som er kostnadene pr. brønn ved krysningspunktet ganger antallet utviklede brønner. Prospect A is a very promising prospect, which can support a larger conventional TLP placement. The incremental development costs for the conventional TLP location, i.e. line 142, cross the line defining the current revenue value per well (line 146) at a point A, which produces a net profit value denoted by the area B. Put another way, the profit is the total income for all developed wells minus the total development costs, which are the costs per well at the intersection times the number of developed wells.

Som kontrast vil den inkrementelle utviklingskostnad for en TLWJ i praktisering av den foreliggende oppfinnelse krysse den nåværende inntektsverdi pr. brønnlinje 146 ved et punkt C, og gi ytterligere inntektsmuligheter som indikert ved området D, for en total nåværende inntektsverdi pr. brønn på B pluss D. In contrast, the incremental development cost of a TLWJ in practice of the present invention will cross the current revenue value per well line 146 at a point C, and provide additional income opportunities as indicated at area D, for a total current income value per well on B plus D.

Mens figur 14 ikke illustrerer en definitiv fordel, vil praktiseringen med mindre lovende prospekter såsom prospekt "B" på figur 15, illustrere mer åpenbare fordeler som er tilgjengelig gjennom praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Disse generaliserte økonomikurver er igjen plottet med utviklingskostnader og inntektspotensiale uttrykt som dollar pr. brønn, som en funksjon av den neste inkrementelle utviklingsbrønn. De inkrementelle utviklingskostnader for en større, dedisert rigg TLP forblir de samme, og det samme gjelder de inkrementelle utviklingskostnader for et strekkforankret plattformunderstell som benyttes i praktisering av den foreliggende oppfinnelse. Prospektets natur har imidlertid en markert effekt på den tilgjengelige nåværende inntektsverdi pr. brønn. Her er den økonomiske utvikling av en TLP med dediserte borefasiliteter bestemt ved punkt A, hvilket definerer liten profittbarhet B. Den inkrementelle kostnad for utvikling av ytterligere brønner i plassering av en TLWJ i praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse, som etablert ved punkt C, definerer imidlertid en stor inkrementell fordel som den nåværende innkomstverdi for område D. Bemerk at denne fordel ikke kan bli økonomisk utnyttet ved en større TLP med dediserte borefasiliteter. For det samme prospekt vil således den konvensjonelle teknologi frembringe en nåværende inntektsverdi B, mens den foreliggende oppfinnelse frembringer en nåværende innkomstverdi B pluss D, som for marginale prospekter kan være mange ganger det som ellers er tilgjengelig. Dette demonstrerer også at praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse kan gi en økonomisk utvikling av prospekter som ikke kan bli økonomisk utviklet ved tidligere teknikk. While Figure 14 does not illustrate a definitive advantage, practice with less promising prospects such as prospect "B" in Figure 15 will illustrate more obvious advantages available through practice of the present invention. These generalized economic curves are again plotted with development costs and income potential expressed as dollars per well, as a function of the next incremental development well. The incremental development costs for a larger, dedicated rig TLP remain the same, as do the incremental development costs for a tension-anchored platform undercarriage used in practicing the present invention. However, the nature of the prospectus has a marked effect on the available current income value per well. Here, the economic development of a TLP with dedicated drilling facilities is determined at point A, which defines small profitability B. However, the incremental cost of developing additional wells in the location of a TLWJ in the practice of the present invention, as established at point C, defines a large incremental benefit such as the present income value of area D. Note that this benefit cannot be economically exploited by a larger TLP with dedicated drilling facilities. Thus, for the same prospect, the conventional technology will produce a present income value B, while the present invention produces a present income value B plus D, which for marginal prospects can be many times what is otherwise available. This also demonstrates that the practice of the present invention can provide an economic development of prospects that cannot be economically developed by prior art.

Andre fordeler ved bruk av flere, spredte, minimalt ettergivende plattformer, omfatter redusering av risikoen for ulykker ved å skille bore- og produk-sjonsoperasjoner, så vel som redusering av den potensielle omfatning av en ulykke. Det er videre forventet at bruk av minimalt ettergivende plattformer i praktiseringen av den foreliggende oppfinnelse vil øke antallet egnede produksjons verft som er tilgjengelige, og redusere kostnadene som følge av øket konkurranse for konstruksjonskontrakter. Other benefits of using multiple, dispersed, minimally compliant platforms include reducing the risk of accidents by separating drilling and production operations, as well as reducing the potential scope of an accident. It is further expected that the use of minimally yielding platforms in the practice of the present invention will increase the number of suitable production yards available, and reduce costs as a result of increased competition for construction contracts.

Det er vist et antall variasjoner for å anordne overflatetilgjengelige kompletteringer på ettergivende plattformer, som blir båret og komplettert ved bruk av midlertidige fasiliteter på et borefartøy, som så overfører produksjonsstigerør til den ettergivende plattform. Andre modifikasjoner, endringer og utsldftninger er imidlertid tatt hensyn til i den foregående beskrivelse. Videre vil det i noen tilfeller bli benyttet enkelte trekk av den foreliggende oppfinnelse uten en tilsvarende bruk av andre trekk som beskrevet i disse foretrukne utførelser. Følgelig er kravene bredt konstruert, og på en måte som dekker oppfinnelsens ånd og omfang. A number of variations have been shown for arranging surface-accessible completions on yielding platforms, which are carried and completed using temporary facilities on a drilling vessel, which then transfers production risers to the yielding platform. However, other modifications, changes and additions are taken into account in the preceding description. Furthermore, in some cases certain features of the present invention will be used without a corresponding use of other features as described in these preferred embodiments. Consequently, the claims are broadly constructed, and in a manner that covers the spirit and scope of the invention.

Claims

1. Fremgangsmåte for å gjennomføre brønnoperasjoner offshore understøttet av en ettergivende plattform (10), omfattende a) å plassere et borefartøy (40) over et valgt brønnsted, b) å gjennomføre brønnoperasjoner fra borefartøyet (40) med bruk av et stigerør (28) mellom borefartøyet og en brønn ved brannstedet (44A), c) å fastholde borefartøyet (40) i forhold til plattformen (10), karakterisert ved (d) å etablere forbindelse mellom stigerøret (28) og plattformen(lO), og (e) etter fullføring av brønnoperasjonene, å frigjøre borefartøyet (40) fra plattformen (10) og å fjerne borefar-tøyet (40).1. Procedure for carrying out well operations offshore supported by a yielding platform (10), comprising a) placing a drilling vessel (40) over a selected well site, b) carrying out well operations from the drilling vessel (40) using a riser pipe (28) between the drilling vessel and a well at the fire site (44A), c) to maintain the drilling vessel (40) in relation to the platform (10), characterized by (d) establishing a connection between the riser (28) and the platform (10), and (e) after completion of the well operations, to release the drilling vessel (40) from the platform (10) and to remove the drilling vessel (40).

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved å plassere borefartøyet (40) over det valgte brønnsted (44A) ved å plassere et boretårn (42) på borefartøyet (40) tilnærmet over en brønnåpning i den ettergivende plattform, tilnærmet vertikalt over et brønnmønster på havbunnen, og å utføre brønnoperasjonene gjennom et i hovedsak vertikalt borestigerør (46).2. Method according to claim 1, characterized by placing the drilling vessel (40) above the selected well site (44A) by placing a derrick (42) on the drilling vessel (40) approximately above a well opening in the yielding platform, approximately vertically above a well pattern of the seabed, and to carry out the well operations through an essentially vertical drill riser (46).

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved å plassere boretårnet (42) på borefartøyet (40) ved å forskyve boretårnet fra borefartøyet på et utkraget dekk på bore-fartøyet (40).3. Method according to claim 2, characterized by placing the derrick (42) on the drilling vessel (40) by displacing the derrick from the drilling vessel onto a cantilevered deck on the drilling vessel (40).

4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved å plassere boretårnet (42) på borefartøyet (40) tilnærmet over brønnåpningen i den ettergivende plattform ved å plassere et halvt neddykket borefartøy med en sentral brønnåpning over plattformen (10) med ett ben.4. Method according to claim 2, characterized by placing the derrick (42) on the drilling vessel (40) approximately above the well opening in the yielding platform by placing a half-submerged drilling vessel with a central well opening above the platform (10) with one leg.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved å plassere borefartøyet (40) over det valgte brønnsted ved å forskyve den ettergivende plattform (10) ut av vertikal innretting med det valgte brønnsted, og å innrette et boretårn (44A) på borefartøyet (40) tilnærmet vertikalt over det valgte brønnsted og å sikre denne posisjon for brønnopera-sjoner, mens man fortsetter å holde borefartøyets (40) posisjonen i forhold til plattformen (10).5. Method according to claim 1, characterized by placing the drilling vessel (40) above the selected well site by displacing the yielding platform (10) out of vertical alignment with the selected well site, and aligning a derrick (44A) on the drilling vessel (40) approximately vertically above the selected well site and to secure this position for well operations, while continuing to maintain the position of the drilling vessel (40) in relation to the platform (10).

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved å utføre brønnoperasjoner ved å bore gjennom et borestigerør (46) for en ny brønn i et hydrokarbonreservoar til sjøs, og å etablere kommunikasjon mellom stigerøret (28) og plattformen (10) ved å overføre et produksjonsstigerør fra borefartøyet til plattformen, å feste produksjonsstige-røret til plattformen, og å etablere forbindelse mellom reservoaret og en produksjonsfasilitet på plattformen (10).6. Method according to claim 1, characterized by performing well operations by drilling through a drill riser (46) for a new well in an offshore hydrocarbon reservoir, and establishing communication between the riser (28) and the platform (10) by transferring a production riser from the drilling vessel to the platform, to attach the production riser to the platform, and to establish a connection between the reservoir and a production facility on the platform (10).

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved å produsere hydrokarboner fra reservoaret til produksjonsfasiliteten i fravær av borefartøyet.7. Method according to claim 6, characterized by producing hydrocarbons from the reservoir to the production facility in the absence of the drilling vessel.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved f) å omplassere borefartøyet (40) over et annet valgt borested, og å gjenta trinnene (c) til (e) for hvert ytterligere valgt brønnsted.8. Method according to claim 1, characterized by f) repositioning the drilling vessel (40) over another selected drilling site, and repeating steps (c) to (e) for each further selected well site.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 6-8, karakterisert ved å etablere forbindelse mellom reservoaret og fasiliteten på plattformen (10) ved å komplettere brønnen fra borefartøyet (40) gjennom produksjonsstigerøret (46), og å installere et overflatetre på dette før overføring til plattformen (10), og å kople overflatetreet til produksjonsfasiliteten gjennom en fleksibel strømningsledning.9. Method according to claims 6-8, characterized by establishing a connection between the reservoir and the facility on the platform (10) by completing the well from the drilling vessel (40) through the production riser (46), and installing a surface tree on this before transfer to the platform ( 10), and to connect the surface tree to the production facility through a flexible flow line.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 6-9, karakterisert ved at produksjonsstigerøret danner borestigerøret.10. Method according to claims 6-9, characterized in that the production riser forms the drilling riser.

11. Fremgangsmåte ifølge foregående krav, karakterisert ved at plattformen (10) er et strekkforankrede plattformunderstell, et ettergivende tårn, en ettergivende plattform med ett ben, eller et flytende produksjonssystem.11. Method according to the preceding claim, characterized in that the platform (10) is a tension-anchored platform undercarriage, a yielding tower, a yielding platform with one leg, or a floating production system.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 6-11, karakterisert ved at plattform (10) har en brønnåpning som er tilgjengelig for sideveis mottak av produksjonsstigerør.12. Method according to claims 6-11, characterized in that the platform (10) has a well opening which is available for lateral reception of production risers.

13. Strekkstagplattform for installasjon festet til havbunnen og ragende opp over havflaten, innrettet til å motta understøttelse for brønnoperasjoner fra et borefartøy (40), omfattende et fundament (14) som er festet til havbunnen, minst en langstrakt strekk-kabel (16) som er festet med en ende til fundamentet (14), en overbygning (12) med et oppdriftsskrog (20) som er festet til toppen av strekk-kabelen (16) og som holdes slik at det flyter under overbygningen (12), karakterisert ved at plattformen (10) omfatter en sideveis tilgjengelig stigerørstøtte som er montert på overbygningen (12) for sideveis å motta et stigerør (28) fra borefartøyet (40).13. Tension rod platform for installation attached to the seabed and extending above the sea surface, adapted to receive support for well operations from a drilling vessel (40), comprising a foundation (14) which is attached to the seabed, at least one elongated tension cable (16) which is attached with one end to the foundation (14), a superstructure (12) with a buoyancy hull (20) which is attached to the top of the tension cable (16) and which is held so that it floats under the superstructure (12), characterized in that the platform (10) comprises a laterally accessible riser support which is mounted on the superstructure (12) for laterally receiving a riser (28) from the drilling vessel (40).

14. Plattform ifølge krav 13, karakterisert ved at minst ett dokkelement bæres på overbygningen (12) for å motta det borefartøy (40) brønnoperasj onene skal utføres fra, nær plattformen (10).14. Platform according to claim 13, characterized in that at least one dock element is carried on the superstructure (12) to receive the drilling vessel (40) from which the well operations are to be carried out, close to the platform (10).

15. Plattform ifølge krav 13 eller 14, karakterisert ved at overbygningen (12) omfatter en konstruksjon med ett ben.15. Platform according to claim 13 or 14, characterized in that the superstructure (12) comprises a structure with one leg.