RU2747345C1 - Method for marine production, storage and unloading of oil using floating structure - Google Patents
Method for marine production, storage and unloading of oil using floating structure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747345C1 RU2747345C1 RU2020120324A RU2020120324A RU2747345C1 RU 2747345 C1 RU2747345 C1 RU 2747345C1 RU 2020120324 A RU2020120324 A RU 2020120324A RU 2020120324 A RU2020120324 A RU 2020120324A RU 2747345 C1 RU2747345 C1 RU 2747345C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- floating
- section
- hull
- hydrocarbons
- tanker
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B1/00—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils
- B63B1/02—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement
- B63B1/04—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull
- B63B1/041—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull with disk-shaped hull
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B1/00—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils
- B63B1/02—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement
- B63B1/04—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull
- B63B1/048—Hydrodynamic or hydrostatic features of hulls or of hydrofoils deriving lift mainly from water displacement with single hull with hull extending principally vertically
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
- B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B39/00—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
- B63B2035/448—Floating hydrocarbon production vessels, e.g. Floating Production Storage and Offloading vessels [FPSO]
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B39/00—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude
- B63B39/02—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude to decrease vessel movements by displacement of masses
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Architecture (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявкиCross-reference to related claims
[0001] Настоящая заявка является частичным продолжением заявки на патент США № 15/798,078, поданной 30 октября 2017 под названием "Плавучая буровая установка", которая является частичным продолжением заявки на патент США № 15/705,073, поданной 14 сентября 2017 по названием "Плавучая конструкция", которая является продолжением заявки на патент США № 15/522,076, поданной 26 апреля 2017 под названием "Плавучая конструкция", в которой испрашивается приоритет по переведенной в национальную фазу заявке PCT/US2015/057397, поданной 26 октября 2915, в которой испрашивается приоритет по заявке на патент США № 14/105,992, поданной 27 октября 2014 под названием "Плавучая конструкция", которая является частичным продолжением заявки на патент США № 14/105,321, поданной 13 декабря 2013 под названием "Плавучая конструкция", по которой выдан патент США № 8,869,727 28 октября 2014, которая является частичным продолжением заявки на патент США № 13/369,600, поданной 9 февраля 2012 под названием "Стабильное морское плавучее хранилище", по которой выдан патент США № 8,662,000 5 марта 2014, которая является частичным продолжением заявки на патент США № 12/914,709, поданной 28 октября 2010, по которой выдан патент США № 8,251,003 28 августа 2012, в которой испрашивается приоритет по предварительной заявке на патент США №61/259,201, поданной 8 ноября 2009 и предварительной заявке на патент США № 61/521,701, поданной 9 августа 2011, действие обеих из которых истекло. Эти ссылки во всей их полноте включены в настоящее описание.[0001] This application is a continuation of US patent application No. 15 / 798,078 filed October 30, 2017 under the name "Floating Rig", which is a partial continuation of US patent application No. 15 / 705,073, filed September 14, 2017 under the name "Floating Rig" structure ", which is a continuation of US patent application No. 15 / 522,076 filed April 26, 2017 entitled" Floating Structure ", which claims priority over national phase application PCT / US2015 / 057397, filed Oct. 26, 2915, which claims Priority to US Patent Application No. 14 / 105,992, filed Oct. 27, 2014 under the title "Floating Structure", which is a continuation of US Patent Application No. 14 / 105,321, filed December 13, 2013 under the name "Floating Structure", which is a patent US No. 8,869,727 October 28, 2014, which is a partial continuation of US patent application No. 13 / 369,600, filed February 9, 2012 titled "Stable e offshore floating storage ", which issued US patent No. 8,662,000 on March 5, 2014, which is a partial continuation of US patent application No. 12 / 914,709, filed October 28, 2010, which issued US patent No. 8,251,003 on August 28, 2012, which claims priority US Provisional Patent Application No. 61 / 259,201, filed Nov. 8, 2009; and US Provisional Patent Application No. 61 / 521,701, filed Aug. 9, 2011, both of which have expired. These references are incorporated herein in their entirety.
Область техники, к которой относится изобретениеThe technical field to which the invention relates
[0002] Варианты осуществления настоящего изобретения по существу относятся к способу эксплуатации плавучей установки для хранения и выгрузки.[0002] Embodiments of the present invention generally relate to a method of operating a floating storage and discharge installation.
Уровень техникиState of the art
[0003] Настоящее изобретение относится к плавучей установке для добычи, хранения и выгрузки и, в частности, к конструкциям корпуса и системам выгрузки для установки для бурения, добычи, хранения и отгрузки продукции.[0003] The present invention relates to a floating production, storage and offloading installation, and in particular to hull structures and offloading systems for a drilling, production, storage and offloading installation.
[0004] Предлагаемые варианты отвечают этим потребностям.[0004] The proposed options meet these needs.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
[0005] Согласно различным вариантам предлагается способ морской добычи, хранения и выгрузки нефти с помощью плавучей установки, содержащий этапы, на которых: (a) принимают в плавучий корпус углеводороды по меньшей мере от одного из: плавучей установки, эксплуатационного райзера или устья скважины на дне моря; (b) перерабатывают принятые углеводороды, формируя углеводородный продукт в плавучем корпусе; (c) хранят углеводородный продукт в плавучем корпусе, при этом плавучий корпус содержит: (i) нижнюю поверхность; (ii) поверхность верхней палубы; (iii) по меньшей мере три соединенные секции, соединенные последовательно и расположенные симметрично относительно вертикальной оси, при этом соединенные секции продолжаются вниз от поверхности верхней палубы к нижней поверхности; при этом эти по меньшей мере три соединенные секции содержат верхнюю цилиндрическую часть, нижнюю коническую секцию и цилиндрическую суженную секцию; и (iv) комплект стабилизаторов, прикрепленных к корпусу и выполненных с возможностью корректировки гидродинамических характеристик через линейное и квадратичное демпфирование и (d) выгружают хранящийся углеводородный продукт в танкер и/или трубопровод.[0005] According to various embodiments, there is provided a method of offshore production, storage and discharge of oil using a floating unit, comprising the steps of: (a) receiving hydrocarbons into the vessel from at least one of: a floating unit, a production riser, or a wellhead at the bottom of the sea; (b) processing the received hydrocarbons, forming a hydrocarbon product in the floating hull; (c) store the hydrocarbon product in a floating hull, the floating hull comprising: (i) a bottom surface; (ii) surface of the upper deck; (iii) at least three connected sections connected in series and located symmetrically about a vertical axis, with the connected sections extending downwardly from the upper deck surface to the lower surface; wherein these at least three connected sections comprise an upper cylindrical section, a lower conical section and a cylindrical tapered section; and (iv) a set of stabilizers attached to the hull and adapted to adjust the hydrodynamic characteristics through linear and quadratic damping; and (d) discharge the stored hydrocarbon product into a tanker and / or pipeline.
Краткое описание чертежейBrief Description of Drawings
[0006] Далее следует более подробное описание настоящего изобретения со ссылками на приложенные чертежи, где:[0006] The following is a more detailed description of the present invention with reference to the accompanying drawings, where:
[0007] Фиг. 1 - вид сверху плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки (далее - плавучая установка) по настоящему изобретению и танкера, пришвартованного к этой плавучей установке.[0007] FIG. 1 is a top view of a floating production, storage and offloading installation (hereinafter, floating installation) according to the present invention and a tanker moored to this floating installation.
[0008] Фиг. 2 - вид сбоку плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки по фиг. 1[0008] FIG. 2 is a side view of the FPSO of FIG. one
[0009] Фиг. 3 - более подробный вид сбоку в увеличенном масштабе плавучей установки по фиг. 2.[0009] FIG. 3 is a more detailed, enlarged side view of the floating installation of FIG. 2.
[0010] Фиг. 4 - более подробный вид сверху в увеличенном масштабе плавучей установки по фиг. 1.[0010] FIG. 4 is a more detailed, enlarged top view of the floating installation of FIG. one.
[0011] Фиг. 5 - вид сбоку альтернативного варианта корпуса плавучей установки по настоящему изобретению.[0011] FIG. 5 is a side view of an alternative embodiment of the hull of a floating installation according to the present invention.
[0012] Фиг. 6 - вид сбоку альтернативного варианта корпуса плавучей установки по настоящему изобретению.[0012] FIG. 6 is a side view of an alternative embodiment of the hull of a floating installation according to the present invention.
[0013] Фиг. 7 - вид сбоку альтернативного варианта плавучей установки по настоящему изобретению, показывающий центральную колонну, вставленную в отверстие в корпусе плавучей установки.[0013] FIG. 7 is a side view of an alternate floating installation of the present invention showing a center column inserted into an opening in the hull of the floating installation.
[0014] Фиг. 8 - сечение центральной колонны по фиг. 7 по линии 8-8.[0014] FIG. 8 is a cross-sectional view of the central column of FIG. 7 on line 8-8.
[0015] Фиг. 9 - вид сбоку плавучей установки по фиг. 7, показывающий альтернативный вариант центральной колонны по настоящему изобретению.[0015] FIG. 9 is a side view of the floating installation of FIG. 7 showing an alternative embodiment of the center column of the present invention.
[0016] Фиг. 10 - сечение центральной колонны по фиг. 9 по линии 11-11.[0016] FIG. 10 is a cross-sectional view of the central column of FIG. 9 on line 11-11.
[0017] Фиг. 11 - альтернативный вариант центральной колонны и коллектора массы в сечении по линии 11-11 на фиг. 9 по настоящему изобретению.[0017] FIG. 11 is an alternate cross-sectional view of the center column and mass manifold taken along line 11-11 in FIG. 9 according to the present invention.
[0018] Фиг. 12 - вид сверху подвижного соединения со швартовочным тросом по настоящему изобретению.[0018] FIG. 12 is a top view of a movable mooring cable joint according to the present invention.
[0019] Фиг. 13 - вид сбоку подвижного соединения со швартовочным тросом по фиг. 12 в частичном сечении по линии 13-13.[0019] FIG. 13 is a side view of the mobile connection with the mooring line of FIG. 12 in partial section along line 13-13.
[0020] Фиг. 14. - вид сбоку подвижного соединения со швартовочным тросом по фиг. 13 в частичном сечении по линии 14-14.[0020] FIG. 14. is a side view of the mobile connection with the mooring line of FIG. 13 in partial section along line 14-14.
[0021] Фиг. 15 - вид сбоку судна по настоящему изобретению.[0021] FIG. 15 is a side view of a vessel according to the present invention.
[0022] Фиг. 16 - сечение судна по фиг. 15 по линии 16-16.[0022] FIG. 16 is a cross-section of the vessel according to FIG. 15 on line 16-16.
[0023] Фиг. 17 - вид сбоку судна по фиг. 15 в сечении по линии 17-17.[0023] FIG. 17 is a side view of the vessel of FIG. 15 in section along the line 17-17.
[0024] Фиг. 18 - вид сбоку судна по фиг. 15 в сечении по линии 18-18.[0024] FIG. 18 is a side view of the vessel of FIG. 15 in section along the line 18-18.
[0025] Далее следует подробное описание вариантов изобретения со ссылками на чертежи.[0025] The following is a detailed description of embodiments of the invention with reference to the drawings.
Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретенияDescription of preferred embodiments of the invention
[0026] Прежде чем приступать к подробному описанию предлагаемого устройства, следует понимать, что это устройство не ограничено конкретными вариантами и сто оно может быть создано или реализовано разными способами.[0026] Before proceeding to a detailed description of the proposed device, it should be understood that this device is not limited to specific options and one hundred it can be created or implemented in different ways.
[0027] Согласно настоящему изобретению, предлагается плавучая установка для хранения и выгрузки с несколькими альтернативными конструкциями корпуса, несколькими альтернативными конструкциями центральной колонны и подвижной системой швартования для выгрузки, которая позволяет танкеру флюгировать по широкой дуге относительно плавучей установки.[0027] In accordance with the present invention, a floating storage and discharge unit is provided with several alternative hull designs, multiple alternative center column designs, and a movable unloading mooring system that allows the tanker to feather in a wide arc relative to the floating unit.
[0028] В частности, настоящее изобретение относится к способу морской добычи, хранения и выгрузки нефти. [0028] In particular, the present invention relates to a method for offshore oil production, storage and offloading.
[0029] На первом этапе способа принимают в плавучий корпус углеводороды по меньшей мере от одного из плавучей буровой установки, эксплуатационных райзеров или устья скважины на морском дне.[0029] In a first step of the method, hydrocarbons are received into the floating hull from at least one of the floating drilling rig, production risers, or a wellhead on the seabed.
[0030] На следующем этапе перерабатывают полученные углеводороды, формируя углеводородный продукт в плавучем корпусе.[0030] In the next step, the produced hydrocarbons are processed to form a hydrocarbon product in the floating hull.
[0031] Затем способ продолжается хранением углеводородного продукта в плавучем корпусе, при этом уникальный плавающий корпус имеет круглое сечение на виде сверху и содержит: нижнюю поверхность; поверхность верхней палубы; по меньшей мере три соединенных секции, соединенных последовательно и расположенных симметрично относительно вертикальной оси, при этом соединенные секции продолжаются вниз от поверхности верхней палубы к нижней поверхности; и по меньшей мере три соединенные секции содержат: верхнюю цилиндрическую часть; нижнюю коническую часть, цилиндрическую суженную секцию; и набор стабилизаторов, прикрепленных к корпусу и выполненных с возможностью корректировать гидродинамические характеристики через линейное и квадратичное демпфирование; и выгружают хранящийся углеводородный продукт.[0031] The method then continues by storing the hydrocarbon product in a floating body, the unique floating body having a circular cross-section in top view and comprising: a bottom surface; upper deck surface; at least three connected sections, connected in series and arranged symmetrically about a vertical axis, with the connected sections extending downwardly from the upper deck surface to the lower surface; and at least three connected sections comprise: an upper cylindrical portion; lower conical part, cylindrical tapered section; and a set of stabilizers attached to the body and configured to adjust the hydrodynamic characteristics through linear and quadratic damping; and the stored hydrocarbon product is discharged.
[0032] На чертежах показан уникальный корпус.[0032] A unique housing is shown in the drawings.
[0033] Плавучая установка 10 по настоящему изобретению на фиг. 1 показана на виде сверху, а на фиг. 2 приведен вид сбоку.[0033] The
[0034] Плавучая установка 10 имеет корпус 12 и центральную колонну 14, которая может крепиться к корпусу 12 и выступать вниз.[0034] The
[0035] Плавучая установка 10 плавает в воде W и может использоваться для добычи, хранения и/или выгрузки ресурса, извлеченного из земли, такого как углеводороды, включая сырую нефть и природный газ, а также минералы, которые можно извлекать методом подземного скважинного выщелачивания.[0035] The
[0036] Плавучую установку 10 можно собирать на неземном заводе известными способами, аналогичными применяемым в судостроении, и буксировать в нужное положение в море, типично, над нефтяным и/или газовым месторождением в земле под этим положением в море.[0036] The
[0037] Якорные канаты 16a, 16b, 16c и 16d, которые прикреплены к якорям в морском дне (не показаны) крепят плавучую установку 10 в нужном положении. Якорные канаты в целом будут именоваться якорными канатами 16, и описанные здесь элементы, подобные друг другу, будут обозначаться одной ссылочной цифровой позицией и различаться друг от друга буквенным суффиксом.[0037]
[0038] В типичном варианте применения плавучей установки 10 из земли под плавучей установкой 10 добывают сырую нефть, транспортируют ее, временно хранят в корпусе 12 и выгружают на танкер Т для транспортировки на наземные объекты. Танкер Т временно пришвартован к плавучей установке 10 на время операции выгрузки швартовым тросом 18. Между корпусом 12 и танкером Т проходит шланг 20 для перекачки сырой нефти и/или другой текучей среды из плавучей установки 10 на танкер Т.[0038] In a typical application of the
[0039] На фиг. 3 приведен вид сбоку плавучей установки 10, на фиг. 4 приведен вид сверху плавучей установки, и каждый из этих видов имеет увеличенный масштаб и показывает больше деталей, чем соответствующие фиг. 2 и 1, соответственно. Корпус 12 плавучей установки 10 имеет круглую поверхность 12a верхней палубы, верхний цилиндрический участок 12b, продолжающийся вниз от поверхности 12a верхней палубы, верхнюю коническую секцию 12c, продолжающуюся вниз от верхнего цилиндрического участка 12b и сужающийся внутрь, цилиндрическую суженную секцию 12d, продолжающуюся вниз от верхней конической секции 12c, нижнюю коническую секцию 12e, продолжающуюся вниз от суженной секции 12 и расширяющуюся наружу, и нижнюю цилиндрическую секцию 12f, продолжающуюся вниз от нижней конической секции 12e. Нижняя коническая секция 12e описывается здесь как имеющая форму перевернутого конуса или имеющая перевернутую коническую форму, в отличие от верхней конической секции 12c, которая описывается здесь как имеющая регулярную коническую форму. Плавучая установка 10 предпочтительно плавает так, чтобы поверхность воды пересекала регулярную верхнюю коническую секцию 12c, что в настоящем описании именуется как ватерлиния, находящаяся на регулярной конической форме.[0039] FIG. 3 is a side view of the
[0040] Плавучая установка 10 предпочтительно загружается и/или балластируется для удержания ватерлинии на нижней части регулярной верхней конической секции 12c. Когда плавучая буровая установка 10 установлена и плавает правильно, сечение корпуса 12 в любой горизонтальной плоскости предпочтительно имеет круглую форму.[0040] The
[0041] Корпус 12 может иметь такую конструкцию и размеры, чтобы соответствовать конкретным эксплуатационным требованиям и в Морском исследовательском институте (МАРИН) Нидерландов (Maritime Research Institute (Marin), the Netherlands) можно запросить услуги по оптимизации конструктивных параметров для удовлетворения требований к конструкции для конкретного варианта применения.[0041] Hull 12 may be designed and sized to meet specific operational requirements and Maritime Research Institute (Marin, the Netherlands) may request design optimization services to meet design requirements for specific application.
[0042] В этом варианте верхняя цилиндрическая секция 12b имеет приблизительно такую же высоту, что и суженная секция 12d, тогда как высота нижней цилиндрической секции 12f в 3 или 4 раза больше высоты верхней цилиндрической секции 12b. Нижняя цилиндрическая секция 12f имеет больший диаметр, чем верхняя цилиндрическая секция 12. Верхняя коническая секция 12c имеет большую высоту, чем нижняя коническая секция 12e.[0042] In this embodiment, the upper
[0043] На фиг. 5 и 6 приведены виды сбоку, показывающие альтернативные конструкции корпуса. [0043] FIG. 5 and 6 are side views showing alternative housing designs.
[0044] На фиг. 5 показан корпус 12h, имеющий круглую поверхность верхней палубы 12i, которая по существу идентична поверхности 12a верхней палубы в верхней части верхней конической секции 12j, которая сужается внутрь по мере уменьшения высоты.[0044] FIG. 5 shows a
[0045] Цилиндрическая суженная секция 12k прикреплена к нижнему концу верхней конической секции 12j и продолжается вниз от верхней конической секции 12j. Нижняя коническая секция 12m прикреплена к нижнему концу суженной секции 12k и продолжается вниз от суженной секции 12k, расширяясь наружу. Нижняя цилиндрическая секция 12n прикреплена к нижнему концу нижней конической секции 12m и продолжается вниз от нижней конической секции 12m. Существенная разница между корпусом 12h и корпусом 12 заключается в том, что корпус 12h не имеет верхней цилиндрической части, соответствующей верхней цилиндрической части 12b в корпусе 12. В остальном, верхняя коническая секция 12j соответствует верхней конической секции 12c, суженная секция 12k соответствует суженной секции 12d, нижняя коническая секция 12m соответствует нижней конической секции 12c, и нижняя цилиндрическая секция 12n соответствует нижней цилиндрической секции 12f.[0045] The cylindrical tapered section 12k is attached to the lower end of the upper tapered section 12j and extends downwardly from the upper tapered section 12j. The lower
[0046] И нижняя цилиндрическая секция 12n, и нижняя цилиндрическая секция 12f имеет круглую нижнюю палубу (не показана), подобную круглой верхней палубе 12a, за исключением центральной части 14, которая продолжается вниз от круглой нижней палубы.[0046] Both the lower
[0047] На фиг. 6 представлен вид сбоку корпуса 12p, который имеет верхнюю палубу 12q, которая выглядит как верхняя палуба 12a. Верхняя цилиндрическая секция 12r продолжается вниз от верхней палубы 12q и соответствует верхней цилиндрической секции 12b.[0047] FIG. 6 is a side view of
[0048] Верхняя коническая секция 12s прикреплена к верхней цилиндрической секции 12r и продолжается вниз, сужаясь внутрь. Верхняя коническая секция 12s соответствует верхней конической секции 12c на фиг. 1. Корпус 12p на фиг. 6 не имеет суженной секции, которая соответствует цилиндрической суженной секции 12d на фиг. 3.[0048] The upper conical section 12s is attached to the upper cylindrical section 12r and extends downwardly tapering inward. The upper tapered section 12s corresponds to the upper
[0049] Вместо этого, верхний конец нижней конической секции 12t соединен с нижним концом верхней конической секции 12s, и нижняя коническая секция 12t продолжается вниз расширяясь наружу. Нижняя коническая секция 12t на фиг. 6 соответствует нижней конической секции 12e на фиг. 3. [0049] Instead, the upper end of the lower tapered section 12t is connected to the lower end of the upper tapered section 12s, and the lower tapered section 12t extends downwardly outwardly. The lower conical section 12t in FIG. 6 corresponds to the lower
[0050] Нижняя цилиндрическая секция 12u прикреплена верхним концом, например, сваркой, к нижнему концу нижней конической секции 12t и продолжается вниз, по существу соответствуя по размеру и конфигурации нижней цилиндрической секции 12f на фиг. 3. Нижняя плита 12v (не показана) охватывает нижний конец нижней цилиндрической секции 12u, и нижний конец корпуса 12 на фиг. 3 и корпуса 12h на фиг. 5 также охвачены нижней плитой, и каждая из нижних плит могут быть адаптированы для приема центральной колонны, соответствующей центральной колонне 14 на фиг. 3.[0050] The lower cylindrical section 12u is attached at an upper end, for example by welding, to the lower end of the lower tapered section 12t and extends downwardly substantially matching the size and configuration of the lower cylindrical section 12f in FIG. 3. A
[0051] На фиг. 7-11 показаны альтернативные варианты центральной колонны. На фиг. 7 представлен вид сбоку плавучей установки 10 с частичным вырезом, показывающим центральную колонну 22 по настоящему изобретению. Плавучая установка 10 имеет поверхность 20a верхней палубы, в которой имеется отверстие 20b, через которое может проходить центральна колонна 22. В этом варианте центральную колонну 22 можно втягивать и верхний конец 22a центральной колонны 22 можно поднимать выше поверхности верхней палубы. Если центральная колонна 22 полностью втянута, плавучую установку 10 можно перемещать по более мелким водам, чем если бы центральна колонна 14 была полностью выдвинута. В патенте США № 6,761,508 на имя Haun приводятся другие детали, относящиеся к этому и другим аспектам настоящего изобретения, и этот патент полностью включен в настоящее описание путем отсылки.[0051] FIG. 7-11 show alternatives for the center column. FIG. 7 is a side view of a floating
[0052] На фиг 7 показана частично втянутая центральная колонна 22, и центральную колонну 22 можно выдвинуть до глубины, на которой ее верхний конец 22a будет расположен в нижней цилиндрической части 20c плавучей установки 10. На фиг. 8 приведено сечение центральной колонны 22 по линии 8-8 на фиг. 7, и на фиг. 8 приведен вид сверху коллектора 24 массы, расположенного на нижнем конце центральной колонны 22. Коллектор 24 массы, показанный в этом варианте, имеющий шестиугольную форму на виде сверху, подвешивается в воде для стабилизации плавучей установки 10, когда она плавает в воде и на нее действуют ветер, волны, течения и другие силы. Центральная колонна 22 показана на фиг. 8 как имеющая шестиугольное сечение, но форма сечения выбирается конструктором.[0052] FIG. 7 shows a partially retracted
[0053] На фиг. 9 приведен вид сбоку плавучей установки 10 по фиг. 7 с частичным вырезом, показывающим центральную колонну 26 по настоящему изобретению. Эта центральна колонна 26 короче центральной колонны 22 на фиг. 7. Верхний конец 26a центральной колонны 26 можно перемещать вверх и вниз в отверстии 20b в плавучей установке 10, и с такой центральной колонной 26 плавучую установку 10 можно эксплуатировать, когда центральная колонна 26 выступает ниже дна плавучей установки 10 на пару метров или на несколько метров.[0053] FIG. 9 is a side view of the floating
[0054] Коллектор 28 массы, который может быть заполнен водой для стабилизации плавучей установки 10, закреплен на нижнем конце 26b центральной колонны 26.[0054] A
[0055] На фиг. 10 приведено сечение центральной колонны 26 по линии 10-10 на фиг. 9.[0055] FIG. 10 is a cross-sectional view of the
[0056] В этом варианте центральная колонна 26 имеет квадратное сечение, а коллектор 28 массы имеет восьмиугольную форму на виде сверху.[0056] In this embodiment, the
[0057] В альтернативном варианте центральной колонны по фиг. 9, в сечении по линии 10-10, центральная колонна СС и коллектор MT массы показаны на виде сверху на фиг. 11. В этом варианте центральная колонна СС имеет треугольное поперечное сечение, а коллектор MT массы имеет круглое поперечное сечение.[0057] In an alternative embodiment of the center column of FIG. 9, in section along line 10-10, the central column CC and mass manifold MT are shown in plan view in FIG. 11. In this embodiment, the central column CC has a triangular cross section and the MT stock has a circular cross section.
[0058] Возвращаясь к фиг. 3, корпус 12 плавучей установки имеет полость или углубление 12x, показанную пунктирными линиями, которая является центральным отверстием в нижней цилиндрической секции 12f корпуса 12 плавучей установки. Верхний конец 14a центральной колонны 14 выступает, по существу, на полную глубину углубления 12x.[0058] Returning to FIG. 3, the floating
[0059] В варианте, показанном на фиг. 3, центральная колонна 14 эффективно свисает со дна нижней цилиндрической секции 12f, по существу, как столб, зарытый в яму, но так, что центральная колонна 14 проходит вниз в воду, по которой плавает корпус 12 плавучей установки. Коллектор 24 массы для хранения воды для стабилизации корпуса прикреплен к нижнему концу центральной колонны 14. [0059] In the embodiment shown in FIG. 3, the
[0060] Выше были описаны разные варианты центральной колонны, однако центральная колонна является необязательной и может быть полностью устранена или заменена другой структурой, которая выступает со дна плавучей установки 10 и помогает стабилизировать установку.[0060] Different versions of the center column have been described above, however, the center column is optional and can be completely eliminated or replaced by another structure that protrudes from the bottom of the floating
[0061] Одним вариантом применения плавучей установки 10, показанной на фиг. 3, является добыча и хранение углеводородов, таких как сырая нефть и природный газ, а также сопутствующих текучих сред, минералов и других ресурсов, которые можно извлекать из-под земли или из воды. Как показано на фиг. 3, эксплуатационные райзеры Р1, Р2 и Р3 - это трубы, по которым может течь, например, сырая нефть из подземных пластов в плавучую установку 10, которая имеет существенную емкость хранилища в резервуарах внутри корпуса 12. [0061] One application of the floating
[0062] На фиг. 3 эксплуатационные райзеры Р1, Р2 и Р3 показаны расположенными снаружи корпуса 12, и флюид течет в корпус 12 через отверстия в поверхности 12a верхней палубы. Существует альтернативная конструкция плавучей установки 10, показанная на фиг. 7 и 9, где можно расположить эксплуатационные райзеры в отверстии 20b, которое создает открытый сквозной канал от дна плавучей установки 10 до вершины плавучей установки 10. На фиг. 7 и 9 эксплуатационные райзеры не показаны, но они могут находиться на внешней поверхности корпуса или внутри отверстия 20b. Верхний конец эксплуатационного райзера может заканчиваться в нужном резервуаре внутри корпуса, чтобы флюид тек непосредственно в нужный резервуар внутри корпуса.[0062] FIG. 3, the production risers P1, P2 and P3 are shown to be located outside the
[0063] Плавучая установка 10 по фиг. 7 и 9 может применяться и для бурения скважин для разведки или добычи ресурсов, в частности, углеводородов, таких как сырая нефть и природный газ, что делает судно плавучей установкой для бурения, добычи, хранения и выгрузки.[0063] The floating
[0064] Для такого применения массовый резервуар MT, 24 или 28 будет иметь центральное отверстие от верхней поверхности до нижней поверхности, через которое может проходить колонна бурильных труб, что является конструктивным решением, которое может использоваться для размещения эксплуатационных райзеров в отверстии 20b в плавучей установке 10. На верхней палубе плавучей буровой установки имеется буровая вышка (не показана) для манипулирования, спуска, вращения и подъема бурильных труб и собранной колонны бурильных труб, которая проходит вниз от буровой вышки, через отверстие 20b в плавучей буровой установке 10, через внутреннюю часть центральной колонны 14, через центральное отверстие (не показано) в коллекторе 24 массы, через воду и в морское дно.[0064] For such an application, the bulk reservoir MT, 24 or 28 will have a top surface to bottom center hole through which the drill string can pass, which is a design that can be used to place production risers in
[0065] После успешного завершения бурения, можно установит эксплуатационные райзеры и ресурс, например, сырую нефть и/или природный газ принимать и хранить в резервуарах, расположенных в плавучей установке. В опубликованной заявке на патент США № 2009/0126616, в которой единственным изобретателем указан Srinivasan, описана конструкция резервуаров в корпусе плавучей буровой установки для хранения нефти и водяного балласта, и эта заявка включена в настоящее описание путем отсылки. В одном варианте настоящего изобретения можно использовать и тяжелый балласт, такой как буровой раствор и бурый железняк, предпочтительно во внешних балластных резервуарах. Предпочтителен буровой раствор, состоящий из 1 части бурого железняка и 3 частей воды, но можно использовать и постоянный балласт, такой, как бетон. Можно использовать бетон с тяжелыми заполнителями, такими как бурый железняк, барит, лимонит, магнитный железняк, стальные обрезки и дробь, однако предпочтительно применяется материал высокой плотности в форме пульпы. Таким образом, были описаны аспекты настоящего изобретения, относящиеся к бурению, добыче и хранению на плавучей буровой установке, а также к выгрузке судна, что оставляет функцию выгрузки с плавучей установки.[0065] Upon successful completion of drilling, production risers and a resource, such as crude oil and / or natural gas, can be set up to receive and store in reservoirs located in a floating installation. US Published Patent Application No. 2009/0126616, in which Srinivasan is identified as the sole inventor, describes the design of hull tanks for a floating oil and ballast water storage rig, and this application is incorporated herein by reference. In one embodiment of the present invention, heavy ballast such as mud and lignite may also be used, preferably in external ballast tanks. The preferred drilling fluid is 1 part brown iron ore and 3 parts water, but permanent ballast such as concrete can also be used. Concrete with heavy aggregates such as lignite, barite, limonite, magnetic iron ore, steel cuttings and shot can be used, however, a high density slurry material is preferred. Thus, aspects of the present invention have been described related to drilling, production and storage on a floating drilling rig, and to unloading a ship, which leaves the function of unloading from a floating rig.
[0066] Переходя к функции выгрузки плавучей установки по настоящему изобретению, на фиг. 1 и 2 показан транспортный танкер Т, пришвартованный к плавучей установке 10 швартовым тросом 18, который является тросом или канатом, и от плавучей буровой установки 10 к танкеру Т протянут шланг 20. Плавучая установка 10 поставлена на якоря на морском дне через якорные тросы 16a, 16b, 16c и 16d, а положение и ориентация танкера Т определяется направлением и силой ветра, воздействием волн, а также силой и направлением течения. [0066] Turning to the floating installation unloading function of the present invention, FIG. 1 and 2 show a transport tanker T, moored to the floating
[0067] Следовательно, танкер Т флюгирует относительно плавучей установки 10, поскольку его носовая часть пришвартована к плавучей буровой установке 10, а корма движется в соответствии с балансом сил. Когда силы ветра, волн и течения меняются, танкер Т может перемещаться в положение, показанное штриховой линией А или в положение, показанное штриховой линией B. Для удержания танкера Т на минимальном безопасном расстоянии от плавучей буровой установки 10, чтобы швартовочный трос 18 оставался натянутым, в случае изменения совокупных сил, заставляющих танкер Т двигаться к плавучей установке, а не от нее, можно использовать буксиры или временную якорную систему.[0067] Therefore, the tanker T is feathered relative to the floating
[0068] Если силы ветра, волн, течения (и любые другие) остаются штилевыми и постоянными, танкер Т переместится в положение, в котором все действующие на него силы будут сбалансированы и танкер Т будет оставаться в этом положении. Однако в природных условиях так обычно не бывает. В частности, направление, скорость и сила ветра время от времени меняются, а любое изменение сил, действующих на танкер Т, заставляет танкер Т перемещаться в другое положение, в котором различные силы вновь будут сбалансированы. Следовательно, танкер Т сдвигается относительно плавучей установки 10, когда силы, действующие на танкер Т, меняются, такие как силы ветра, волн и течения.[0068] If the forces of wind, waves, currents (and any others) remain calm and constant, the tanker T will move to a position in which all forces acting on it will be balanced and the tanker T will remain in this position. However, this usually does not happen under natural conditions. In particular, the direction, speed and strength of the wind change from time to time, and any change in the forces acting on the tanker T causes the tanker T to move to a different position, in which the various forces will again be balanced. Consequently, the tanker T moves relative to the floating
[0069] Фиг. 12-14 в сочетании с фиг 1 и 2 иллюстрируют подвижное соединение 40 со швартовочным тросом на плавучей буровой 10 по настоящему изобретению, которое помогает приспосабливать движения транспортного танкера относительно плавучей установки.[0069] FIG. 12-14 in conjunction with FIGS. 1 and 2 illustrate a
[0070] На фиг. 12 приведен вид сверху подвижного соединения 40 швартовочного троса в частичном сечении. Подвижное соединение 40 швартовочного троса содержит в одном варианте почти полностью закрытый трубчатый канал 42, имеющий прямоугольное сечение и продольную прорезь в боковой стенке корпуса 12b; набор стоек, включая стойки 44a и 44b, которые соединяют трубчатый канал 42 горизонтально с внешней верхней стенкой 12w корпуса 12 на фиг. 1-4; тележку 46, вставленную с возможностью перемещения в трубчатый канал 42; скобу 48 тележки, прикрепленную к тележке 48 и создающую точку соединения; и пластину 50, шарнирно прикрепленную к скобе 48 тележки через скобу 52 пластины.[0070] FIG. 12 is a partial sectional top view of the mooring line movable joint 40. The
[0071] Пластина 50 имеет по существу треугольную форму и к вершине треугольника прикреплена скоба 52 пластины с помощью пальца 54, проходящего через отверстие скобе 52 пластины. Пластина 50 имеет отверстие 50a, расположенное рядом с другой вершиной треугольника и отверстие 50b, рядом с последней вершиной треугольника. Швартовочный трос 18, заканчивающийся двумя соединительными точками 18a и 18b, которые соединены с пластиной 50, проходя через отверстия 50a и 50b, соответственно. Альтернативно, два конца 18a и 18b, пластина 50 и/или скоба 52 могут отсутствовать, и швартовочный трос 18 может быть соединен непосредственно со скобой 48, и имеются другие варианты соединения швартовочного троса 18 с тележкой 46.[0071] The
[0072] На фиг. 13 приведен вид сбоку подвижного соединения 40 со швартовочным тросом, частично в сечении по линии 13-13 на фиг. 12. Вид сбоку трубчатого канала 42 приведен в сечении. Стенка 42b трубчатого канала, в которой выполнена прорезь 42a, является относительно высокой вертикальной стенкой, и внешняя поверхность противоположной внутренней стенки 42c, имеет равную высоту.[0072] FIG. 13 is a side view of a
[0073] Стойки 44 прикреплены, например, сваркой, к внешней поверхности внутренней стенки 42c. Пара противоположных, относительно коротких горизонтальных стенок 42d и 42e проходит между вертикальными стенками 42b и 42c, чтобы полностью закрыть трубчатый канал 42, за исключением того, что в вертикальной стенке имеется горизонтальная продольная прорезь, которая проходит почти по всей длине трубчатого канала 42.[0073] The posts 44 are attached, for example by welding, to the outer surface of the
[0074] На фиг. 14 приведен вид сбоку с трубчатым каналом 42 в частичном сечении, чтобы показать вид сбоку тележки 46. Тележка 46 содержит пластину 46a основания, которая имеет четыре прямоугольных отверстия 46b, 46c, 46d, 46e для приема четырех колес 46f, 46g, 46h и 46i, соответственно, которые установлены на четырех осях 46j, 46k, 46m и 46n, соответственно, которые прикреплены через стойки к пластине 46a основания.[0074] FIG. 14 is a side view with
[0075] Танкер Т швартуется к плавучей установке по фиг. 1-4 с помощью швартовочного троса 18, который прикреплен к подвижной тележке 46 через пластину 50 и скобы 48 и 52. Когда на танкер Т действуют ветер, волны, течение и/или другие силы, танкер Т может двигаться по дуге вокруг плавучей установки 10 с радиусом, определенным длиной швартовочного троса 18, поскольку тележка 46 может свободно перекатываться в горизонтальной плоскости внутри трубчатого канала 42. Как лучше всего видно на фиг. 4, трубчатый канал 42 проходит по дуге прибл. 90 градусов вокруг корпуса 12 плавучей установки 10. Трубчатый канал 42 имеет противоположные концы 42f и 42g, закрытые так, чтобы создать упор для тележки. Трубчатый канал 42 имеет радиус кривизны, который согласуется с радиусом кривизны внешней стенки 12w корпуса 12, поскольку стойки 44a, 44b, 44c, 44d имеют одинаковую длину. Тележка 46 может свободно кататься вперед и назад в закрытом трубчатом канале 42 между концами 24f и 42g этого трубчатого канала 42. Стойки 44a, 44b, 44c, 44d удерживают трубчатый канал на расстоянии от внешней стенки 12w корпуса 12, и шланг 20 и якорный канат 16c проходят через пространство, определенное между внешней стенкой 12w и внутренней стенкой 42c трубчатого канала 42.[0075] Tanker T is moored to the floating installation of FIG. 1-4 by means of a
[0076] Типично силы ветра, волн и течения позиционируют танкер Т в положении относительно плавучей установки 10, далее именуемом подветренным положением относительно плавучей установки 10. Швартовый трос 18 натягивается, когда ветер, волны и течение прилагают силу к танкеру, которая пытается отвести танкер Т от подветренной стороны стационарной плавучей буровой установки 10. Тележка 46 останавливается в трубчатом канале 42 благодаря балансу сил, который нейтрализует тенденцию движения тележка 46. [0076] Typically, the forces of wind, waves and currents position the tanker T in a position relative to the floating
[0077] При изменении направления ветра танкер Т может сдвинуться относительно плавучей установки 10, и когда танкер Т движется, тележка 46 катится внутри трубчатого канала 43 и колеса 46f и 46g прижимаются к внутренней поверхности стенки трубчатого канала 42. Когда ветер продолжает дуть в этом новом, фиксированном направлении, тележка 46 останавливается в трубчатом канале 42 там, где силы, заставляющие тележку 46 катиться, будут нейтрализованы. [0077] When the wind direction changes, the tanker T can move relative to the floating
[0078] Для предотвращения слишком близкого подхода танкера Т к плавучей буровой установке 10 или закручивания вокруг плавучей буровой установки 10, например при существенном изменении направления ветра, можно использовать один или более буксир.[0078] One or more tugs may be used to prevent tanker T from getting too close to the
[0079] Для гибкости в приспособлении к направлению ветра плавучая установка 10 предпочтительно имеет второе подвижное соединение 60 со швартовочным тросом, расположенное напротив соединения 40 со швартовочным тросом. Танкер Т может швартоваться либо к подвижному соединению 40, либо к подвижному соединению 60, в зависимости от того, какое из них лучше для нахождения танкера Т с подветренной стороны от плавучей установки 10. [0079] For flexibility in adapting to the direction of the wind, the floating
[0080] Подвижное соединение 60 со швартовочным тросом по существу идентично по конструкции подвижному соединению 40 и имеет собственный трубчатый канал с прорезью находящейся в ней свободно катящейся тележкой, имеющей скобу, выступающую через прорезь в трубчатом канале. Каждое подвижное соединение 40 и 60 со швартовочным тросом, как считается, способно адаптироваться к движению танкера Т в пределах дуги прибл. 270 градусов, поэтому достигается высокая степень гибкости как при единичной операции выгрузки (за счет движения тележки в одном из подвижных соединений со швартовочным тросом) и при переходе от одной операции выгрузки к другой (благодаря возможности выбирать между противоположными подвижными соединениями со швартовочным тросом).[0080] The mooring cable joint 60 is substantially identical in design to the mobile joint 40 and has its own slotted tubular bogie that has a bracket protruding through the slot in the tubular channel. Each mooring line movable 40 and 60 is believed to be able to adapt to the movement of the tanker T within an arc of approx. 270 degrees, so a high degree of flexibility is achieved, both in a single unloading operation (due to the movement of the bogie in one of the movable connections with the mooring cable) and during the transition from one unloading operation to another (due to the ability to choose between opposite movable joints with the mooring cable).
[0081] Воздействие ветра, волн и течения может прилагать к танкеру Т большую силу, в частности во время шторма или шквала, который, в свою очередь, прилагает большую силу к тележке 46, которая в свою очередь прилагает большую силу к прорезанной стенке (фиг. 13) трубчатого канала 42. Прорезь 42a ослабляет стенку и если будет приложена достаточно большая сила, стенка может изогнуться, возможно, раскрывая прорезь 42a достаточно широко, чтобы тележка 46 была вырвана из трубчатого канала. Трубчатый канал 42 требует конструирования и создания так, чтобы он мог выдерживать ожидаемые силы. В трубчатом канале 42 можно создавать внутренние усиливающие уголки, и можно использовать колеса сферической формы. Трубчатый канал является лишь одним средством для создания подвижного соединения со швартовочным тросом. Вместо трубчатого канала в качестве направляющей можно использовать двутавровую балку, имеющую противоположные полки, прикрепленные к центральной стенке, с тележкой или другим катящимся или скользящим устройством, закрепленным на внешней полке и движущимся по ней. Подвижное соединение со швартовочным тросом аналогично козловому крану за исключением того, что козловой кран адаптирован к противодействию вертикальным силам, а подвижное соединение со швартовочным тросом нужно адаптировать к противодействию горизонтальной силе, прилагаемой швартовочным тросом 18. Нижеперечисленные патенты включены в настоящее описание путем отсылки в той части, в которой в них описывается, как проектировать и изготавливать подвижные соединения. [0081] The effects of wind, waves and currents can exert a great force on the tanker T, in particular during a storm or squall, which in turn exerts a great force on the
Патенты США № 5,595,121, "Аттракцион и самодвижущаяся кабина для него", выданный Elliott et al.; № 6,857,373, "Аттракцион, установленный на направляющей переменной кривизны", выданный Checketts et al.; № 3,941,060, "Монорельсовая система", выданный Morsbach; № 4,984,523, "Самодвижущаяся тележка и структура поддерживающей направляющей", выданный Dehne et al. и № 7,004,076 "Система манипулирования материалом с закрытой направляющей", выданный Traubnkraut et al., все из которых включены в настоящее описание полностью и для любых целей. Как описано здесь и в этих патентах, включенных путем отсылки, для сопротивления горизонтальной силе, такой, какая действует на плавучую буровую установку 10 через швартовочный трос 18 от танкера Т, можно использовать много средств, обеспечивающих боковое движение, например, с помощью тележки 46, движущейся вперед и назад, будучи захваченной в трубчатом канале 42.US Patent Nos. 5,595,121, "Amusement Ride and Self-Propelled Cabin Therefor," issued by Elliott et al .; No. 6,857,373, Variable Curvature Rail Mounted Ride issued by Checketts et al .; No. 3,941,060, "Monorail System", issued by Morsbach; No. 4,984,523, "Self-propelled carriage and support rail structure" issued by Dehne et al. and No. 7,004,076 "Closed Rail Material Handling System" issued by Traubnkraut et al., all of which are incorporated herein in full and for all purposes. As described here and in these patents, incorporated by reference, to resist a horizontal force, such as that acts on the floating
[0082] Ветер, волны и течение прилагают к судну для бурения, добычи, хранения и отгрузки продукции или к плавучей установке по настоящему изобретению, различные силы, которые приводят к вертикальным движениям вверх и вниз в дополнение к другим движениям. Эксплуатационный райзер - это труба, проходящая от устья скважины на дне моря к судну для бурения, добычи, хранения и отгрузки продукции или к плавучей установке, которое в настоящем описании именуется плавучей установкой. Эксплуатационный райзер может быть зафиксирован на дне моря и прикреплен к плавучей установке. Вертикальная качка плавучей установки может приводить к возникновению чередующихся растягивающих и сжимающих сил, действующих на эксплуатационный райзер, которые могут вызывать его усталость и разрушение. Одним аспектом настоящего изобретения является минимизация вертикальной качки плавучей установки.[0082] Wind, waves and current are applied to a drilling, production, storage and shipping vessel or a floating installation of the present invention, various forces that result in vertical up and down movements in addition to other movements. A production riser is a pipe extending from a wellhead on the seabed to a drilling, production, storage and shipping vessel or to a floating installation, which is referred to herein as a floating installation. The production riser can be fixed to the seabed and attached to the floating installation. The heaving of a floating installation can create alternating tensile and compressive forces on the production riser, which can cause fatigue and fracture. One aspect of the present invention is to minimize the heave of the floating installation.
[0083] На фиг. 15 приведен вид сбоку плавучей буровой установки 80 по настоящему изобретению. Плавучая буровая установка 80 имеет корпус 82 и круглую верхнюю палубу 82a, при этом сечение корпуса 82 в любой горизонтальной плоскости, когда корпус 82 находится на плаву и в состоянии покоя, предпочтительно имеет круглую форму. Верхняя цилиндрическая секция 82b продолжается вниз от круглой верхней палубы 82a, и верхняя коническая секция 82c продолжается вниз от верхней цилиндрической секции 82b и сужается внутрь. Судно 80 может иметь цилиндрическую суженную секцию 82d, продолжающуюся вниз от верхней конической секции 82c, что сделало бы его более похожей на плавучую буровую установку 10 по фиг. 3, но она ее не имеет. В местно суженной секции от верхней конической секции 82c вниз продолжается нижняя коническая секция 82e, расширяющаяся наружу. От нижней конической секции 82e вниз продолжается нижняя цилиндрическая секция 82f. Корпус имеет нижнюю поверхность 82g. Нижняя коническая секция 82e описывается здесь как имеющая форму перевернутого конуса, в отличие от верхней конической секции 82c, которая описывается здесь как имеющая регулярную коническую форму. [0083] FIG. 15 is a side view of a floating drilling rig 80 of the present invention. The offshore drilling rig 80 has a
[0084] Плавучая установка 80 показана плавающей так, что, когда она загружена и/или балластирована, поверхность воды пересекает верхнюю цилиндрическую секцию 82b. В этом варианте верхняя коническая секция 82c имеет существенно большую вертикальную высоту, чем нижняя коническая секция 82e, а верхняя цилиндрическая секция 82b имеет немного большую вертикальную высоту, чем нижняя цилиндрическая секция 82f.[0084] The FOA 80 is shown floating such that when loaded and / or ballasted, the water surface crosses the upper
[0085] Для уменьшения вертикальной качки и других видов стабилизации плавучей установки 80, к нижней и внешней части нижней цилиндрической секции 82f прикреплен набор стабилизаторов 84, как показано на фиг. 15. На фиг. 16 приведено сечение плавучей установки 80 по линии 16-16 на фиг. 15. Как показано на фиг. 16, стабилизаторы 84 содержат четыре секции 84a, 84b, 84c и 84d, разделенные друг от друга промежутками 86a, 86b, 86c и 86d, совместно именуемыми "промежутки 86"). Промежутки 86 являются пространствами между секциями 84a, 84b, 84c и 84d стабилизатора, которые дают место для прокладки эксплуатационных райзеров и якорных канатов на внешней поверхности корпуса 82 без контакта со стабилизаторами 84. Якорные канаты 88a, 88b, 88c и 88d на фиг. 15 b 16 пропущены в промежутки 86a, 86b, 86c и 86d, соответственно, и крепят плавучую установку 80 к морскому дну. Эксплуатационные райзеры 90a, 90b, 90c, 90d, 90f, 90g, 90h, 90i, 90j, 90k и 90m пропущены в промежутках 86 и подают ресурс, такой как сырая нефть, природный газ и/или выщелоченный минерал, из земли под морским дном в резервуары в плавучей буровой установке 10. Центральная секция 92 продолжается от дна 82g корпуса 82.[0085] A set of
[0086] На фиг. 17 приведено вертикальное сечение плавучей установки 10 по фиг. 15, иллюстрирующее в упрощенном виде группу резервуаров в корпусе 82 в сечении. Добытый ресурс, текущий по эксплуатационным райзерам 90, хранится во внутреннем кольцевом резервуаре 82h. Центральный вертикальный резервуар 82i можно использовать как сепаратор, например, для сепарации нефти, воды, и/или газа, или как хранилище. Внешний кольцевой резервуар 82j, имеющий внешнюю стенку, конформную верхней конической секции 82 и нижней конической секции 82e, можно использовать для хранения балластной воды и/или для хранения добытого ресурса. В этом варианте внешний кольцевой резервуар 82k является полостью, имеющей сечение неправильного трапецоида, определенного сверху нижней конической секцией 82e и нижней цилиндрической секцией 82f, с вертикальной внутренней стороной и горизонтальной нижней стенкой дна, хотя резервуар 82k можно использовать для балласта и/или для хранения. Резервуар 82m в форме тора, имеющий форму кольцевой прокладки или бублика квадратного или прямоугольного сечения, расположен в самой нижней и в самой внешней части корпуса 82. Резервуар 82m можно использовать для хранения добытого ресурса и/или балластной воды. В одном варианте резервуар 82m удерживает буровой раствор с бурым железняком, а в другом варианте резервуар 82m содержит прибл. 1 часть бурого железняка н прибл. 3 части воды.[0086] FIG. 17 is a vertical sectional view of the floating
[0087] Стабилизаторы 84 для уменьшения вертикальной качки в сечении показаны на фиг. 17. Каждая секция стабилизаторов 84 в вертикальном сечении имеет форму прямоугольного треугольника, где угол 90° примыкает к нижней внешней боковой стенке нижней цилиндрической секции 82f корпуса 82 так, что нижняя сторона 84e треугольника находится в одной плоскости с нижней поверхностью 82g корпуса 82, а гипотенуза 84f треугольника проходит от дистального конца 84g нижней стороны 84e треугольника вверх и внутрь для соединения с внешней боковой стенкой нижней цилиндрической секции 82f в точке, которая находиться лишь немного выше, чем нижняя кромка внешней боковой стенки нижней цилиндрической секции 82f, как можно видеть на фиг. 17. Для нахождения размеров стабилизаторов 84 для достижения оптимальной эффективности могут потребоваться некоторые эксперименты. Начальной точкой является нижняя стороне 84e, проходящая радиально наружу на расстояние, равное приблизительно половине вертикальной высоты нижней цилиндрической секции 82f, а гипотенуза 84f соединяется с нижней цилиндрической секцией 82f примерно на одной четверти высоты нижней цилиндрической секции 82f от дна 82 корпуса 82. Другой начальной сточкой является то, что если радиус нижней цилиндрической секции 82f равен R, то нижняя сторона 84e стабилизатора 84 продолжается радиально наружу дополнительно на 0,05-0,20 R, предпочтительно, на 0,10-0,15 R и, более предпочтительно, на прибл. 0,125 R.[0087]
[0088] На фиг. 18 приведено сечение корпуса 82 плавучей установки и/или плавучей буровой установки 80 по линии 18-18 на фиг. 17. Радиальные опорные элементы 94a, 94b, 94c и 94d обеспечивают структурную поддержку для внутреннего кольцевого резервуара 83h, который показан как имеющий четыре отсека, разделенных радиальными опорными элементами 94. Радиальные опорные элементы 96a, 96b, 96c,96d, 96e, 96f, 96g, 96h, 96i, 96j, 96k и 96l обеспечивают структурную поддержку для внешнего кольцевого резервуара 82j и резервуаров 82k и 82m. Внешний кольцевой резервуар 82j и резервуары 82k и 82m делятся на отсеки радиальными опорными элементами 96. [0088] FIG. 18 is a cross-sectional view of the
[0089] Плавучая буровая установка по настоящему изобретению, такая как установка 10, 20 или 80, может изготавливаться на суше, предпочтительно на судоверфи, используя известные материалы и технологии строительства судов. Плавучая установка предпочтительно имеет круглую форму на виде сверху, но стоимость строительства может быть ниже при многоугольной форме, чтобы можно было использовать плоские, планарные металлические листы вместо того, чтобы гнуть такие листы до требуемой кривизны. Корпус плавучей буровой установки, имеющий многоугольную форму с гранями, например, такой, как описан в патенте США № 6,761,508, на имя Haun, и включенный в настоящее описание путем отсылки, входит в объем настоящего изобретения. Если выбрана многоугольная форма и если требуется установит подвижное соединение со швартовочным тросом, то трубчатый канал или рельс можно спроектировать с соответствующим радиусом кривизны и установить с помощью соответствующих стоек так, чтобы создать подвижное соединение со швартовочным тросом. Если плавучая буровая установка построена в соответствии с описанием установки, показанной на фиг. 1-4, то может оказаться предпочтительным перемещать плавучую буровую установку к конечному месту назначения без центральной колонны, и устанавливать центральную колонну в море, после того как плавучая буровая установка будет доставлена на место и поставлена на якоря. Для варианта, показанного на фиг. 7 и 9 центральную колонну может оказаться предпочтительным устанавливать на берегу, втягивать центральную колонну до самого верхнего положения и буксировать плавучую буровую установку к конечному месту назначения с полностью втянутой центральной колонной. После установки плавучей буровой установки в нужном положении, центральную колонну можно выдвинуть на требуемую глубину и заполнить коллектор массы на нижнем конце центральной колонны для стабилизации корпуса от воздействия ветра, волн и течения.[0089] A floating drilling rig of the present invention, such as
[0090] После того, как плавучая установка будет поставлена на якорь и ее обустройство будет завершено, ее можно использовать для бурения разведочных или эксплуатационных скважин, если установлена буровая вышка, и ее можно использовать для добычи и хранения ресурсов или продуктов. Для выгрузки текучего груза, хранящегося на плавучей буровой установке, к ней подводится транспортный танкер. [0090] Once the floating installation is anchored and completed, it can be used to drill exploration or production wells if a rig is installed and can be used to extract and store resources or products. To unload the fluid cargo stored on the floating drilling rig, a transport tanker is brought to it.
[0091] Как показано на фиг. 1-4, на барабанах 70a и/или 70b могут храниться бросательные концы. Конец бросательного конца может выстреливаться пиротехническим устройством с плавучей буровой установки 10 на танкер Т и захватываться экипажем танкера Т. Другой конец бросательного конца может крепиться к предназначенному для крепления на танкере концу 18c швартовочного троса 18 (фиг. 2) и экипаж танкера может втянуть конец 18c швартовочного троса 18 на танкер Т, где его можно закрепить на соответствующей структуре танкера Т. Персонал танкера затем может выстрелить один конец бросательного конца на плавучую буровую установку, экипаж которой крепит этот конец бросательного конца к предназначенном для размещения на танкере концу 20a шланга 20 (фиг. 2). Экипаж танкера затем втягивает танкерный конец шланга 20 на танкер и крепит его к соответствующему соединению на танкере для создания сообщения по текучей среде между плавучей буровой установкой и танкером. Типично груз выгружается из хранилища на плавучей буровой установке на танкер, но может проводиться и обратная операция, когда груз из танкера выгружается на плавучую буровую установку для хранения.[0091] As shown in FIG. 1-4, toe ends may be stored on drums 70a and / or 70b. The end of the dropping end can be fired by a pyrotechnic device from the floating
[0092] Поскольку шланг может быть большим, например, 20 дюймов (508 мм) в диаметре, операция подсоединения и выгрузки может занять длительное время, типично много часов, но меньше суток. В это время танкер Т типично флюгирует в подветренное положение относительно плавучей буровой установки, и движется вокруг нее при перемене направления ветра, что компенсируется плавучей буровой платформой с помощью подвижного соединения со швартовочным тросом, допускающим существенное движение танкера относительно плавучей буровой установки, возможно по дуге 270 градусов, не прерывая операцию выгрузки. При возникновении сильного шторма или шквала операцию выгрузки можно остановить и, при необходимости танкер можно отшвартовать от плавучей буровой установки, отдав швартовочный трос 18. По завершении типичной и беспроблемной операции выгрузки, конец шланга можно отсоединить от танкера и барабан 20b шланга можно использовать для намотки шланга 20 обратно для укладки на барабан 20b на плавучей установке. На плавучей установке имеется второй шланг и барабан 72 для использования в сочетании со вторым подвижным соединением 60 со швартовочным тросом на противоположной стороне плавучей буровой установки 10. Танкерный конец 18c швартовочного троса 18 затем можно отсоединить, позволяя танкеру Т отойти и транспортировать полученный груз на береговой портовый объект. Для вытягивания танкерного конца 18c швартовочного троса 18 обратно на плавучую установку можно использовать бросательный конец, и швартовочный трос 18 может либо плавать в воде рядом с плавучей установкой, либо танкерный конец 18c швартовочного троса можно закрепить на барабане (не показан) на палубе 12a плавучей установки, тогда как двойной конец 18a, 18b (фиг. 12) швартовочного троса 18 остается присоединенным к подвижному соединению 40 со швартовочным тросом.[0092] Because the hose can be large, for example 20 inches (508 mm) in diameter, the connection and unloading operation can take a long time, typically many hours, but less than a day. At this time, tanker T typically feathered downwind relative to the floating drilling rig, and moves around it when the wind changes direction, which is compensated by the floating drilling platform using a movable connection with a mooring line, which allows significant movement of the tanker relative to the floating drilling rig, possibly in an arc of 270 degrees without interrupting the unloading operation. In the event of a severe storm or squall, the unloading operation can be stopped and, if necessary, the tanker can be moored from the floating drilling rig by releasing the
[0093] Настоящее изобретение относится к способу морской добычи, хранения и выгрузки нефти, который во-первых содержит этап приема углеводородов по меньшей мере от одного из: плавучей установки, эксплуатационных райзеров или устья скважины на морском дне, в плавучий корпус уникальной формы.[0093] The present invention relates to a method for offshore production, storage and offloading of oil, which firstly comprises the step of receiving hydrocarbons from at least one of a floating installation, production risers or a wellhead on the seabed into a uniquely shaped floating hull.
[0094] На следующем этапе перерабатывают полученные углеводороды, формируя углеводородный продукт в плавучем корпусе.[0094] In the next step, the produced hydrocarbons are processed to form a hydrocarbon product in the floating hull.
[0095] Способ продолжается этапом, на котором хранят углеводородный продукт в плавучем корпусе уникальной формы, при этом плавучий корпус на виде сверху является круглым, и плавучий корпус имеет нижнюю поверхность, поверхность верхней палубы, по меньшей мере три соединенных секции, соединенных последовательно и расположенных симметрично относительно вертикальной оси, при этом соединенные секции продолжаются вниз от поверхности верхней палубы к нижней поверхности; эти по меньшей мере три соединенные секции состоят из верхней цилиндрической части, нижней конической секции, цилиндрической суженной секции, и набора стабилизаторов, прикрепленных к корпусу и сконфигурированных так, чтобы корректировать гидродинамические характеристики через линейное и квадратичное демпфирование.[0095] The method continues with the step of storing the hydrocarbon product in a uniquely shaped floating hull, wherein the floating hull is circular in plan view, and the floating hull has a bottom surface, an upper deck surface, at least three connected sections connected in series and located symmetrically about a vertical axis, with the connected sections extending downwardly from the upper deck surface to the lower surface; the at least three connected sections are composed of an upper cylindrical section, a lower conical section, a cylindrical constricted section, and a set of stabilizers attached to the body and configured to correct the hydrodynamic characteristics through linear and quadratic damping.
[0096] И линейное демпфирование, и квадратичное демпфирование являются эмпирическими подходами к квантификации гидродинамического поведения плавающего тела в несжимаемой гомогенной ньютоновской текучей среде. В контексте различных вариантов, и стабилизатор, и корпус плавучей буровой установки сконфигурированы так, чтобы корректировать гидродинамическое поведение через линейное и квадратичное демпфирование, что влечет числовую оценку и эксперименты путем применения числовых методов (линейных и нелинейных) для точной оценки вязкостного демпфирования.[0096] Both linear damping and quadratic damping are empirical approaches to quantifying the hydrodynamic behavior of a floating body in an incompressible homogeneous Newtonian fluid. In the context of the various options, both the stabilizer and the offshore rig hull are configured to correct the hydrodynamic behavior through linear and quadratic damping, which entails numerical evaluation and experimentation by applying numerical methods (linear and non-linear) to accurately estimate viscous damping.
[0097] По сравнению с известными круглыми плавучими установками, у которых отсутствуют стабилизаторы, описанный здесь корпус с набором стабилизаторов может иметь улучшенные гидродинамические характеристики (относящиеся к демпфированию) плавучей установки. Формы и/или размеры стабилизаторов также могут оказывать положительное влияние, тем самым улучшая гидродинамические характеристики (связанные с демпфированием). Однако стабилизаторы с разными формами и/или размерами могут по-разному реагировать в водной среде, где течение может оказывать влияние на поток и давление, которые могут быть совершенно разными, в зависимости от формы и/или размеров стабилизатора.[0097] Compared to prior art circular floating units lacking stabilizers, a hull with a set of stabilizers described herein may have improved hydrodynamic characteristics (related to damping) of the floating unit. The shapes and / or sizes of stabilizers can also have a positive effect, thereby improving the hydrodynamic performance (associated with damping). However, stabilizers with different shapes and / or sizes can react differently in an aqueous environment, where flow can affect flow and pressure, which can be quite different depending on the shape and / or size of the stabilizer.
[0098] Способ продолжается этапом, на котором выгружают хранящийся углеводородный продукт на танкер и/или в трубопровод.[0098] The method continues with the step of unloading the stored hydrocarbon product onto a tanker and / or into a pipeline.
[0099] В разных вариантах способ предусматривает, что плавучий корпус поставлен на якоря на морском дне.[0099] In various embodiments, the method provides for the floating hull to be anchored to the seabed.
[0100] В разных вариантах способа плавучий корпус имеет верхнюю усечено-коническую секцию, соединенную с цилиндрической суженной секцией, и верхнюю цилиндрическую секцию, продолжающуюся вниз от главной палубы, и верхняя усечено-коническая секция расположена под верхней цилиндрической секцией и удерживается над ватерлинией при транспортной осадке плавучей установки, и частично ниже ватерлинии при рабочей осадке плавучей установки для бурения, добычи, хранения и выгрузки, при этом верхняя усечено-коническая секция имеет постепенно уменьшающийся диаметр от диаметра верхней цилиндрической секции.[0100] In various embodiments of the method, the floating hull has an upper truncated-conical section connected to a cylindrical tapered section and an upper cylindrical section extending downward from the main deck, and the upper truncated-conical section is located under the upper cylindrical section and is held above the waterline during transport draft of the floating installation, and partially below the waterline at the working draft of the floating installation for drilling, production, storage and unloading, while the upper truncated-conical section has a gradually decreasing diameter from the diameter of the upper cylindrical section.
[0101] В разных вариантах способ содержит этап, на котором устанавливают боковую стенку, продолжающуюся от нижней поверхности корпуса[0101] In various embodiments, the method comprises installing a side wall extending from the bottom surface of the housing
[0102] В разных вариантах способ содержит этап, на котором используют множество секций стабилизатора, которые отделены друг от друга зазорами, которые создают место для эксплуатационных райзеров и якорных канатов, проходящих снаружи корпуса, без контакта со стабилизаторами.[0102] In various embodiments, the method comprises using a plurality of stabilizer sections that are spaced apart from each other by clearances that allow for production risers and anchor ropes to extend outside the hull without contacting the stabilizers.
[0103] В разных вариантах способ содержит этап, на котором используют стабилизатор из набора стабилизаторов для уменьшения вертикальной качки, который имеет в вертикальном сечении форму прямоугольного треугольника.[0103] In various embodiments, the method comprises the step of using a stabilizer from a set of stabilizers to reduce heave, which has a vertical section in the shape of a right-angled triangle.
[0104] В разных вариантах способ содержит этап, на котором используют стабилизатор с нижней кромкой, в котором треугольная форма лежит в одной плоскости с нижней поверхностью корпуса.[0104] In various embodiments, the method comprises the step of using a bottom edge stabilizer in which the triangular shape lies in the same plane with the bottom surface of the body.
[0105] В разных вариантах способ содержит стабилизатор, в котором гипотенуза треугольной формы стабилизатора проходит от дистального конца нижней стороны треугольной формы вверх и внутрь для крепления к внешней боковой стенке нижней цилиндрической секции в точке, которая находится лишь немного выше нижней кромки внешней боковой стенки корпуса.[0105] In various embodiments, the method comprises a stabilizer, wherein the triangular-shaped hypotenuse of the stabilizer extends from the distal end of the triangular-shaped underside upward and inward for attachment to the outer side wall of the lower cylindrical section at a point that is only slightly above the lower edge of the outer side wall of the housing ...
[0106] В разных вариантах способ содержит этап, на котором используют корпус уникальной формы с центральной колонной, при этом центральная колонна имеет квадратное сечение, а коллектор массы - восьмиугольной формы.[0106] In various embodiments, the method comprises the step of using a uniquely shaped casing with a central column, wherein the central column is square in cross section and the mass manifold is octagonal.
[0107] В разных вариантах способ содержит этап, на котором используют по меньшей мере три соединенных секции, которые соединены последовательно и расположены симметрично относительно вертикальной оси, и соединенные секции продолжаются вниз к нижней поверхности.[0107] In various embodiments, the method comprises the step of using at least three connected sections that are connected in series and arranged symmetrically about a vertical axis, and the connected sections extend downward to a lower surface.
[0108] Конкретные структурные и функциональные детали, раскрытые в настоящем описании, не должны толковаться как ограничивающие, они являются просто основой для формулы изобретения и репрезентативной основой для обучения специалистов различным способам использования настоящего изобретения.[0108] The specific structural and functional details disclosed herein are not to be construed as limiting, they are merely the basis for the claims and a representative basis for teaching specialists the various ways of using the present invention.
[0109] Хотя настоящее изобретение было описано на примере конкретных вариантов, следует понимать, что в рамках приложенной формулы эти варианты можно реализовать способами, отличными от описанных.[0109] Although the present invention has been described in terms of specific options, it should be understood that within the framework of the appended claims, these options can be implemented in ways other than described.
Claims (18)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US15/821,180 US10093394B2 (en) | 2009-11-08 | 2017-11-22 | Method for offshore floating petroleum production, storage and offloading with a buoyant structure |
US15/821,180 | 2017-11-22 | ||
PCT/US2018/061772 WO2019103963A1 (en) | 2017-11-22 | 2018-11-19 | Method for offshore floating petroleum production, storage and offloading with a buoyant structure |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2747345C1 true RU2747345C1 (en) | 2021-05-04 |
Family
ID=66631706
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020120324A RU2747345C1 (en) | 2017-11-22 | 2018-11-19 | Method for marine production, storage and unloading of oil using floating structure |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP3713830A4 (en) |
KR (1) | KR102528170B1 (en) |
CN (1) | CN111372844B (en) |
AR (1) | AR113539A1 (en) |
AU (1) | AU2018372849A1 (en) |
BR (1) | BR112020010038A8 (en) |
CA (1) | CA3082826A1 (en) |
RU (1) | RU2747345C1 (en) |
SG (1) | SG11202004612QA (en) |
TW (1) | TWI765123B (en) |
WO (1) | WO2019103963A1 (en) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN112455623B (en) * | 2020-11-26 | 2022-03-25 | 广州黄船海洋工程有限公司 | Pipe laying operation system installation method of pipe laying ship |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3352118A (en) * | 1965-08-11 | 1967-11-14 | Exxon Production Research Co | Frictional drag reducer for immersed bodies |
US6761508B1 (en) * | 1999-04-21 | 2004-07-13 | Ope, Inc. | Satellite separator platform(SSP) |
US20090126616A1 (en) * | 2007-01-01 | 2009-05-21 | Nagan Srinivasan | Offshore floating production, storage, and off-loading vessel for use in ice-covered and clear water applications |
US20110107951A1 (en) * | 2009-11-08 | 2011-05-12 | SSP Offshore Inc. | Offshore Buoyant Drilling, Production, Storage and Offloading Structure |
WO2016137643A1 (en) * | 2015-02-24 | 2016-09-01 | Jurong Shipyard Pte Ltd. | Floating vessel |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000063519A2 (en) * | 1999-04-21 | 2000-10-26 | Ope, Inc. | Satellite separator platform (ssp) |
AU2016223269B2 (en) * | 2015-02-24 | 2020-01-23 | Jurong Shipyard Pte Ltd. | Method using a floatable offshore depot |
-
2018
- 2018-11-19 BR BR112020010038A patent/BR112020010038A8/en unknown
- 2018-11-19 KR KR1020207016214A patent/KR102528170B1/en active IP Right Grant
- 2018-11-19 CN CN201880075743.1A patent/CN111372844B/en active Active
- 2018-11-19 AU AU2018372849A patent/AU2018372849A1/en not_active Abandoned
- 2018-11-19 WO PCT/US2018/061772 patent/WO2019103963A1/en unknown
- 2018-11-19 SG SG11202004612QA patent/SG11202004612QA/en unknown
- 2018-11-19 RU RU2020120324A patent/RU2747345C1/en active
- 2018-11-19 EP EP18880581.6A patent/EP3713830A4/en not_active Withdrawn
- 2018-11-19 CA CA3082826A patent/CA3082826A1/en active Pending
- 2018-11-21 TW TW107141462A patent/TWI765123B/en active
- 2018-11-22 AR ARP180103424A patent/AR113539A1/en unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3352118A (en) * | 1965-08-11 | 1967-11-14 | Exxon Production Research Co | Frictional drag reducer for immersed bodies |
US6761508B1 (en) * | 1999-04-21 | 2004-07-13 | Ope, Inc. | Satellite separator platform(SSP) |
US20090126616A1 (en) * | 2007-01-01 | 2009-05-21 | Nagan Srinivasan | Offshore floating production, storage, and off-loading vessel for use in ice-covered and clear water applications |
US20110107951A1 (en) * | 2009-11-08 | 2011-05-12 | SSP Offshore Inc. | Offshore Buoyant Drilling, Production, Storage and Offloading Structure |
WO2016137643A1 (en) * | 2015-02-24 | 2016-09-01 | Jurong Shipyard Pte Ltd. | Floating vessel |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3713830A1 (en) | 2020-09-30 |
BR112020010038A2 (en) | 2020-11-03 |
KR20200087189A (en) | 2020-07-20 |
SG11202004612QA (en) | 2020-06-29 |
KR102528170B1 (en) | 2023-05-02 |
CA3082826A1 (en) | 2019-05-31 |
TW201925027A (en) | 2019-07-01 |
WO2019103963A1 (en) | 2019-05-31 |
CN111372844A (en) | 2020-07-03 |
TWI765123B (en) | 2022-05-21 |
CN111372844B (en) | 2022-10-18 |
AU2018372849A1 (en) | 2020-06-04 |
BR112020010038A8 (en) | 2022-10-04 |
EP3713830A4 (en) | 2021-08-11 |
AR113539A1 (en) | 2020-05-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2763006C1 (en) | Floating drilling rig | |
JPH09508186A (en) | High tension leg platform and its installation method | |
RU2745894C1 (en) | Operating method of the floating unit | |
RU2747345C1 (en) | Method for marine production, storage and unloading of oil using floating structure | |
TWI759542B (en) | Petroleum drilling, production, storage and offloading vessel | |
TWI765113B (en) | Floating driller |