EA201300217A1 20130930 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2013/PDF/201300217 Полный текст описания [**] EA201300217 20111011 Регистрационный номер и дата заявки US61/392,443 20101012 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок US2011/055695 Номер международной заявки (PCT) WO2012/051149 20120419 Номер публикации международной заявки (PCT) EAA1 Код вида документа [pdf] eaa21309 Номер бюллетеня [**] МОРСКИЕ ПОДВОДНЫЕ СИСТЕМЫ СВОБОДНО СТОЯЩИХ СТОЯКОВ И СПОСОБЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ Название документа [8] E21B 33/038, [8] E21B 36/00, [8] E21B 43/013, [8] E02D 27/04, [8] E21B 17/01 Индексы МПК [US] Шиллинг Рой, [US] Гулговски Пол В., [US] Моул Филипп Д., [US] Кеннелли Кевин, [US] Грин Уолтер, [US] Франклин Роберт В., [US] Корсо Вики, [US] Олдфилд Тони, [US] Баллард Адам Л., [US] Стил Грэм, [US] Уилкинсон Дэвид, [US] Тэти Рики, [US] Нгуен Чау, [US] Хэттон Стив Сведения об авторах [US] БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК., [GB] БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea201300217a*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[**]

В изобретении предлагается система свободно стоящего стояка, которая соединяет подводный источник с поверхностной структурой. Система включает в себя концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой. Нижний конец стояка флюидно связан с подводным источником через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов. Верхний конец стояка соединен с узлом обеспечения плавучести и с поверхностной структурой через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов, причем стояк также механически соединен с узлом обеспечения плавучести, который прикладывает направленное вверх натяжение к стояку. Стояк может быть изолирован для обеспечения потока за счет флюида обеспечения потока в кольцевом зазоре, за счет изоляции на внешней поверхности внешнего стояка или за счет того и другого. Система может также содержать систему подавления гидрата и/или подводную систему диспергирующего агента. Поверхностная структура может быть динамически позиционирована.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

В изобретении предлагается система свободно стоящего стояка, которая соединяет подводный источник с поверхностной структурой. Система включает в себя концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой. Нижний конец стояка флюидно связан с подводным источником через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов. Верхний конец стояка соединен с узлом обеспечения плавучести и с поверхностной структурой через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов, причем стояк также механически соединен с узлом обеспечения плавучести, который прикладывает направленное вверх натяжение к стояку. Стояк может быть изолирован для обеспечения потока за счет флюида обеспечения потока в кольцевом зазоре, за счет изоляции на внешней поверхности внешнего стояка или за счет того и другого. Система может также содержать систему подавления гидрата и/или подводную систему диспергирующего агента. Поверхностная структура может быть динамически позиционирована.


(19)
Евразийское
патентное
ведомство
(21) 201300217 (13) A1
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки 2013.09.30
(22) Дата подачи заявки
2011.10.11
(51) Int. Cl.
E21B 33/038 (2006.01) E21B 36/00 (2006.01) E21B 43/013 (2006.01) E02D 27/04 (2006.01) E21B17/01 (2006.01)
(54)
МОРСКИЕ ПОДВОДНЫЕ СИСТЕМЫ СВОБОДНО СТОЯЩИХ СТОЯКОВ И СПОСОБЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
(31) 61/392,443; 61/392,899; 13/156,224
(32) 2010.10.12; 2010.10.13; 2011.06.08
(33) US
(86) PCT/US2011/055695
(87) WO 2012/051149 2012.04.19
(88) 2013.04.04
(71) Заявитель:
БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. (US); БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)
(72) Изобретатель:
Шиллинг Рой, Гулговски Пол В., Моул Филипп Д., Кеннелли Кевин, Грин Уолтер, Франклин Роберт В., Корсо Вики, Олдфилд Тони, Баллард Адам Л., Стил Грэм, Уилкинсон Дэвид, Тэти Рики, Нгуен Чау, Хэттон
Стив (US)
(74) Представитель:
Дементьев В.Н. (RU) (57) В изобретении предлагается система свободно стоящего стояка, которая соединяет подводный источник с поверхностной структурой. Система включает в себя концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой. Нижний конец стояка флюидно связан с подводным источником через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов. Верхний конец стояка соединен с узлом обеспечения плавучести и с поверхностной структурой через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов, причем стояк также механически соединен с узлом обеспечения плавучести, который прикладывает направленное вверх натяжение к стояку. Стояк может быть изолирован для обеспечения потока за счет флюида обеспечения потока в кольцевом зазоре, за счет изоляции на внешней поверхности внешнего стояка или за счет того и другого. Система может также содержать систему подавления гидрата и/или подводную систему диспергирующего агента. Поверхностная структура может быть динамически позиционирована.
МОРСКИЕ ПОДВОДНЫЕ СИСТЕМЫ СВОБОДНО стоящих стояков и СПОСОБЫ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
Область техники
Настоящее изобретение в общем имеет отношение к созданию систем и способов, пригодных для использования при морской разведке и добыче углеводородов, при бурении, заканчивании скважин и вмешательстве в работу скважин, а также при локализации и отведении (сбросе) в месторождениях.
Предпосылки к созданию изобретения
Системы свободно стоящих стояков (FSR системы) уже используют при операциях добычи флюидов и заканчивания скважин. Описание таких систем приведено в публикации Hatton et al., "Recent Developments in Free Standing Riser Technology", 3rd Workshop on Subsea Pipelines, December 3-4, 2002, Rio de Janeiro, Brazil, а также в патенте США No. 7,434,624. Другие примеры FSR систем приведены в патентах США Nos. 20070044972 и 2008022358, в которых раскрыты FSR системы и способы их установки. Среди других патентов, в которых описаны дополнительные характеристики систем стояков, можно привести патенты США Nos. 4,234,047, 4,646,840, 4,762,180, 6,082,391 и 6,321,844.
"Газлифтом на базе стояка" называют технологию улучшения потока добычи (дебита), в особенности потока тяжелой нефти, в FSR системах. В публикации Szucs et al., "Heavy Oil Gas Lift Using the COR", SPE 97749 (2005), описано применение газлифта на базе стояка с использованием концентрического смещенного стояка (COR).
Публикация Американского нефтяного института (API) Recommended Practice 2RD, (API-RP-2RD, First Edition June 1998), "Design of Risers for Floating Production Systems (FPSs) and Tension-Leg Platforms (TLPsf представляет собой стандарт для подводной добычи нефти и газа. Азот упомянут как возможная изолирующая среда для стояков труба в трубе в публикации Bai et al., Subsea Engineering Handbook, page 437, (published December 2010), но только в зазоре или в кольцевом зазоре между внешней поверхностью наружного стояка и
изоляционным материалом.
В публикации Webb et al., "Dual Activities Without the Second Derrick -Success Story", SPE 112869 (2008) упомянуто осушение кольцевого зазора стояка с использованием азота, и раскрыта балочная платформа, имеющая устройство для подачи азота с поверхности и постоянную линию для подачи азота, предназначенную для осушения кольцевого зазора с использованием азота. В заявке на патент США 12/082,742 (Ballard et al), поданной 14 апреля 2008 г., описано использование азота для устранения гидратных пробок в системах добычи углеводородов.
Что касается локализации и отведения, то неизвестны подводные стояки (свободно стоящие или другие), которые годятся для такого использования. В частности, до недавнего времени не производили вмешательство для локализации подводных утечек на любой значительной глубине, такой как глубина 5,000 футов/ 1500 метров, или больше. В частности, известные ранее попытки локализации не учитывали свойства флюида, полученного за счет объединения углеводородов с морской водой при давлениях и температурах на океанских глубинах, которые способствуют образованию газовых гидратов.
Несмотря на то, что в настоящее время увеличилось использование систем свободно стоящих стояков и способов их установки, остается необходимость в создании более прочных конструкций, в особенности когда необходимо гарантировать поток, как во время периода локализации и отведения, так и в схемах, в которых необходимо перемещать большие количества газа, потенциально образующего гидрат, как во время нормальной добычи, так и во время периодов локализации. Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением направлены на удовлетворение этой потребности.
Краткое изложение изобретения
В соответствии с настоящим изобретением предлагаются морские подводные системы концентрических свободно стоящих стояков и способы их использования, которые
позволяют снизить или преодолеть многие недостатки ранее известных систем и способов.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предлагается система свободно стоящих стояков, соединяющая подводный источник с поверхностной структурой, причем указанная система содержит:
концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, причем нижний конец стояка флюидно связан с подводным источником через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов, а верхний конец стояка механически связан с подводным узлом обеспечения плавучести и флюидно связан с поверхностной структурой через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов;
LRA, который содержит первый в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем первый в целом цилиндрический элемент содержит впускные отверстия, идущие от внешней поверхности в канал и позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и приток функционального флюида, причем по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи LRA, при этом верхний конец первого в целом цилиндрического элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со свободно стоящим стояком, а нижний конец первого в целом цилиндрического элемента содержит соединитель, подходящий для закрепления на морском дне; и
URA, который содержит второй в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем второй в целом цилиндрический элемент содержит выпускные отверстия, идущие от канала до внешней поверхности и позволяющие пропускать поток углеводородов от стояка, и содержит по меньшей мере одно отверстие, позволяющее пропускать поток функционального флюида в кольцевой зазор, причем по меньшей мере
одно из выпускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи URA для флюидного соединения второго в целом цилиндрического элемента с верхним гибким трубопроводом, при этом верхний конец второго в целом цилиндрического элемента содержит соединитель, подходящий для соединения с подводным узлом обеспечения плавучести, а нижний конец второго в целом цилиндрического элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со свободно стоящим стояком.
В некоторых вариантах осуществления стояк может удерживаться в почти вертикальном (или в практически вертикальном) положении за счет натяжения от узла обеспечения плавучести.
В некоторых вариантах осуществления, в целом цилиндрический элемент LRA содержит корпус подводного устья скважины, имеющий нижний конец и верхний конец, причем нижний конец флюидно связан с переходником, а переходник введен в первую проушину концевой поковки, которая служит анкерной точкой для свободно стоящего стояка, причем переходник содержит указанные одно или несколько впускных отверстий, при этом по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи LRA и с внутренним надставным соединителем, причем внутренний надставной соединитель флюидно связан с внутренним стояком, верхний конец корпуса подводного устья скважины флюидно связан с внешним надставным соединителем LRA, флюидно соединяющим корпус подводного устья скважины с напряженным сочленением стояка, а напряженное сочленение стояка, в свою очередь, флюидно связано с внешним стояком.
В некоторых вариантах осуществления URA содержит переходник барабана для бурового каната, флюидно связанный на первом конце со свободно стоящим стояком и на втором конце флюидно связанный с головкой лифтовой колонны, которая содержит одно или несколько выпускных отверстий, причем головка лифтовой колонны соединена на нижнем конце с головкой обсадной колонны, а головка обсадной колонны соединена с
переходником в виде фланца с серьгой, введенным на верхнем конце во вторую проушину концевой поковки, которая служит точкой крепления свободно стоящего стояка к подводному узлу обеспечения плавучести, при этом клапанный узел крыла добычи URA флюидно связан с одним из выпускных отверстий и с поверхностной структурой через один из верхних гибких трубопроводов.
Использованный здесь термин "подводный источник" включает в себя (но без ограничения): 1) источники флюида добычи, такие как подводные устья скважин, подводные BOPs, другие подводные стояки, подводные манифольды, подводные трубы и трубопроводы, подводные средства хранения, и т.п., позволяющие добывать, транспортировать и/или хранить газ, жидкости или их комбинации, в том числе органические и неорганические материалы; 2) подводные источники локализации всех типов, в том числе имеющие утечку или поврежденные подводные BOPs, стояки, манифольды, танки, и т.п. Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты осуществления, в которых источником локализации является поврежденный подводный противовыбросовый превентор.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых LRA дополнительно содержит узел раструба, флюидно соединяющий клапанный узел крыла добычи LPvA с одним из подводных гибких трубопроводов.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых переходник в LRA дополнительно содержит один или несколько каналов для горячих врезок ("хотстеб", hot stab, штекер) подводных аппаратов для вмешательства и/или для технического обслуживания, причем подводный аппарат может быть выбран из группы, в которую входят ROV (дистанционно управляемый подводный аппарат), AUV, и т.п.
Другие варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых переходник (переходная муфта) LRA дополнительно содержит один или несколько каналов (отверстий), позволяющих производить текущий контроль давления и/или температуры.
Иные другие варианты осуществления системы включают в себя варианты, в
которых свободно стоящий стояк содержит вентиляционный переходник кольцевого зазора, который позволяет кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками открывать в окружающую среду, чтобы облегчать циркуляцию флюида обеспечения потока (течения), или изолировать от окружающей среды, чтобы замещать морскую воду из него флюидом предотвращения образования гидрата, выбранным из группы, в которую входят газовая фаза, образующая газовую подушку низкого или высокого давления, нагретая морская вода или другая вода, метанол или другие органические флюиды, или их комбинация. В некоторых вариантах осуществления кольцевой зазор может быть заполнен газовой средой, содержащей главным образом азот, причем фраза "содержащей главным образом азот" означает, что газовая среда главным образом содержит N2 плюс любые допустимые примеси, которые не влияют на способность N2 предотвращать образование гидрата.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых вентиляционный переходник кольцевого зазора содержит один или несколько клапанов, управляемых при помощи ROV.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых одна или несколько подводных линий представляют собой гибкие трубопроводы.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых по меньшей мере некоторые части внутреннего и внешнего стояков содержат трубные секции, соединенные при помощи резьбовых соединителей. В некоторых вариантах осуществления, один или оба внутренний и внешний стояки сконструированы с использованием труб из стали высокой прочности, соединенных при помощи резьбовых соединителей.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых клапанный узел крыла добычи URA содержит по меньшей мере один клапан аварийной остановки (ESD), выбранный из группы, в которую входят один ESD с гидравлическим управлением, один ESD с электрическим управлением, и один ESD с гидравлическим
управлением и один ESD с электрическим управлением, причем обоими клапанами ESD управляют с использованием составного шланга, соединенного с судном сбора, находящимся на поверхности.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых клапанный узел крыла добычи URA содержит первый и второй клапаны управления потоком, предназначенные для управления потоком во внутреннем стояке и в кольцевом зазоре. Например, поток флюида обеспечения потока или другого функционального флюида может циркулировать в кольцевом зазоре.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых каждый нижний подводный гибкий трубопровод содержат гибкий соединитель типа объемный хвост (lazy wave) с распределенными модулями обеспечения плавучести, соединенными с подводным гибким трубопроводом, случайно или не случайно, подсоединенными в промежутке от основания свободно стоящего стояка до подводного манифольда на морском дне, причем манифольд флюидно связан с подводным источником или источниками.
Некоторые варианты осуществления системы вкиючают в себя варианты, в которых внутренний надставной соединитель содержит уплотнение носовой части (носовое уплотнение), а в некоторых вариантах осуществления уплотнение носовой части из инконеля, которое герметично (с уплотнением) введено в профиль подводного устья скважины, причем указанный соединитель также защелкнут при помощи зубцов как на подводном устье скважины, так и на напряженном сочленении, чтобы создавать предварительно нагруженное конструктивное соединение между корпусом подводного устья скважины и внутренним и внешним надставными соединителями. Некоторые варианты осуществления также содержат дополнительную защелку внешнего соединителя, которая защелкивает внутренний надставной соединитель на подводном устье скважины. Уплотнение носовой части обеспечивает неизменность давления между внутренним
протоком во внутреннем стояке и кольцевым зазором между внутренним и внешним стояками.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые содержат присасывающийся свайный фундамент на морском дне, причем присасывающийся свайный фундамент содержит плунжер и цепной страховочный фал, соединяющий плунжер с LRA.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые содержат внешнюю мокрую изоляцию на внешнем стояке для обеспечения потока. В некоторых вариантах осуществления мокрая изоляция содержит синтаксический (?) вспененный материал. В некоторых вариантах осуществления синтаксический вспененный материал содержит множество слоев синтаксического полипропилена.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые содержат флюид обеспечения потока в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками, причем флюид обеспечения потока выбран из группы, в которую входят азот или другая газовая фаза, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты, такие как метанол.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые содержат газовую среду (в некоторых вариантах азот низкого давления) в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками, для обеспечения потока.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые дополнительно содержат внешнюю мокрую изоляцию на части или на всей внешней поверхности внешнего стояка, и флюид обеспечения потока (такой как газовая среда - а в некоторых вариантах азот) в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками, для обеспечения потока.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые содержат регулируемый хомут внутреннего стояка, флюидно соединяющий верхний конец
внутреннего стояка с верхним узлом стояка.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых узел обеспечения плавучести содержит одну или несколько воздушных банок. В некоторых вариантах осуществления системы, одна или несколько воздушных банок образуют не интегральную систему воздушных банок, которая содержит первичную воздушную банку и одну или несколько вторичных (вспомогательных) воздушных банок, чтобы обеспечивать резервирование поврежденной камеры.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых клапанный узел крыла добычи URA содержит как гидравлически управляемый клапан аварийной остановки, так и управляемый при помощи ROV клапан аварийной остановки.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых клапанный узел крыла добычи URA содержит один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих функциональному флюиду, такому как флюид обеспечения потока, протекать или быть впрыснутым во внутренний стояк и/или в кольцевой зазор. В качестве примеров флюидов обеспечения потока можно привести флюиды, выбранные из группы, в которую входят азот или другая газовая фаза, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты, такие как метанол.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых один или несколько верхних гибких трубопроводов содержит один или несколько гибких поверхностных соединителей, которые содержат быстроразъемное соединение ("QDC"), позволяющее производить их быстрое отсоединение от поверхностной структуры аварийно или по плану (например, при дрейфе или сносе судна или при эвакуации в случае урагана).
Другие варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых внешний стояк содержит один или несколько зажимов для закрепления верхнего гибкого трубопровода (трубопроводов) рядом с внешним стояком.
Иные другие варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых
система содержит два или несколько одинаковых или разных концентрических свободно стоящих стояков, установленных в море с промежутком друг от друга в боковом направлении, каждый из которых отдельно прикреплен к своей собственной (или к одной и той же) поверхностной структуре (такой как плавучая установка для добычи и хранения, базирующаяся на судне), и к одному и тому подводному источнику или к разным подводным источникам.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых система содержит систему торможения образования (предотвращения образования) гидрата, флюидно связанную с подводным источником.
В других вариантах осуществления системы, в целом цилиндрический элемент LRA содержит кованый элемент из стали высокой прочности, флюидно связанный с патрубком стояка добычи через нижнее перепускное сочленение и резьбовой соединитель, причем фланец с проушиной позволяет производить соединение кованого элемента из стали высокой прочности с присасывающимся свайным узлом на морском дне.
В вариантах осуществления, LRA дополнительно содержит две зажимные опоры для поддержки соответствующих двух подводных соединителей, флюидно соединенных с двумя клапанными узлами крыла добычи, каждый из которых флюидно связан с кованым элементом из стали высокой прочности через соответствующие колена (коленчатые патрубки).
В вариантах осуществления, каждый клапанный узел крыла добычи включает в себя управляемый при помощи ROV клапан. LRA может дополнительно содержать дополнительный узел, флюидно соединенный с кованым элементом из стали высокой прочности через третье колено, причем указанный дополнительный узел обеспечивает соединение с источником функционального флюида, такого как флюид обеспечения потока или другой флюид.
В других вариантах осуществления, LRA дополнительно содержит узел горячей
врезки для нагнетания функционального флюида, причем узел горячей врезки позволяет обеспечивать меньший расход функционального флюида, чем это возможно через дополнительный узел.
В иных других вариантах осуществления, кованый элемент из стали высокой прочности дополнительно содержит внутреннюю поверхность, по меньшей мере участок которой имеет резьбу для резьбового сопряжения с резьбой надставного кольца, причем надставное кольцо содержит по меньшей мере один комплект внутренней резьбы для сопряжения с резьбой на внутреннем стояке, и дополнительно содержит элемент уплотнения, который может быть изготовлен из инконеля или из другого коррозионно-стойкого металла.
В других вариантах осуществления, LRA дополнительно содержит вентиляционный переходник кольцевого зазора для нагнетания функционального флюида (или для его циркуляции наружу), содержащий сдвоенные входные управляемые при помощи ROV клапаны, причем вентиляционный переходник кольцевого зазора содержит канал, обеспечивающий доступ в кольцевой зазор между внутренним стояком и кованым элементом из стали высокой прочности и нижним перекидным сочленением.
В других вариантах осуществления системы, URA дополнительно содержит компоненты, позволяющие осуществлять циркуляцию функционального флюида, такого как нагретая вода, через кольцевой зазор.
В вариантах осуществления, компоненты, которые позволяют осуществлять циркуляцию функционального флюида через кольцевой зазор, содержат подводный соединитель, трубопровод и один или несколько клапанов в трубопроводе, причем трубопровод флюидно связан с катушкой для подвески.
В других вариантах осуществления, URA содержит барабан отвода, флюидно связанный с катушкой для подвески, причем катушка для подвески, в свою очередь, флюидно связана с коническим напряженным сочленением свободно стоящего стояка.
В иных других вариантах осуществления, URA дополнительно содержит серьгу и
цепной страховочный фал, позволяющие механически соединять URA с почти поверхностным устройством обеспечения плавучести.
URA может дополнительно содержать первое колено, которое имеет внутренний канал, который пересекается с каналом в барабане отвода и является главным образом перпендикулярным к нему, второе колено, которое имеет внутренний канал, который также является главным образом перпендикулярным к каналу в барабане отвода, но который не пересекается с каналом в барабане отвода, и S-образный трубопровод, флюидно связанный с первым коленом, который создает проток для углеводородов, в комбинации с каналом первого колена.
В других вариантах осуществления, URA дополнительно содержит первый и второй клапаны аварийной остановки в S-образном трубопроводе, причем S-образный трубопровод флюидно связан с подводным соединителем, который, в свою очередь, флюидно связан с верхним подводным гибким трубопроводом.
URA может дополнительно содержать клапан стравливания в S-образном трубопроводе, позволяющий запирать URA, отводить содержимое S-образного трубопровода, и поднимать верхние подводные гибкие трубопроводы.
В других вариантах осуществления системы, URA дополнительно содержит канал флюида добычи барабана отвода, флюидно и механически соединенный с главным образом вертикальным трубопроводом и с лифтовой колонной., причем лифтовая колонна, в свою очередь, флюидно связана с ограничителем изгиба через подводный API фланец, подводный соединитель высокого давления, другое подводное API фланцевое соединение и, факультативно, через подводный соединитель с быстроразъемным соединением (QDC), причем ограничитель изгиба соединен с верхним подводным гибким трубопроводом, который идет в петле с провесом к поверхностной структуре, при этом главным образом вертикальный трубопровод флюидно соединен последовательно с переходником, который, в свою очередь, флюидно соединен с катушкой для подвески API фланца, с головкой
обсадной колонны через другой API фланец, с сочленением хвостовика, приваренным к головке обсадной колонны, и с внешним стояком через резьбовое соединение в сочленении хвостовика, причем барабан отвода содержит фланец с: серьгой, позволяющий производить соединение с подводным узлом обеспечения плавучести.
В некоторых других вариантах осуществления, система свободно стоящих стояков дополнительно содержит ESD, управляемый при помощи ROV, флюидно введенный в секцию трубопровода.
В некоторых вариантах осуществления, система свободно стоящих стояков дополнительно содержит опорный кронштейн, который поддерживает лифтовую колонну под углом а к трубопроводу, а также поддерживает изогнутый щиток, являющийся механическим барьером между лифтовой колонной и трубопроводом, причем угол а может лежать в диапазоне ориентировочно от 0 до 180 градусов.
В иных других вариантах осуществления, система свободно стоящих стояков дополнительно содержит соединение с катушкой для подвески, для соединения S-образного колена для подачи нагретой воды в катушку для подвески с поверхностного судна.
В вариантах осуществления, S-образное колено содержит, в последовательности начиная от катушки для подвески, API фланец, секцию трубопровода, подводный соединитель высокого давления, подводный API соединитель и API фланец, и ограничитель изгиба.
В других вариантах осуществления, внутренний стояк установлен внутри переходника, катушки для подвески и головки обсадной колонны, что создает кольцевой зазор между внутренней поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком.
В иных других вариантах осуществления, система свободно стоящих стояков содержит пару кольцевых уплотнений, обеспечивающих уплотнение внутреннего стояка в переходнике, и один или несколько шлипсов, которые заклинены между внутренней скошенной поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком, и прочно
закрепляют внутренний стояк в катушке для подвески.
В других вариантах осуществления системы, LRA дополнительно содержит штампованный из стали высокой прочности впускной барабан, флюидно связанный с узлом S-образного колена, причем узел S-образного колена флюидно связан с нижним гибким трубопроводом, при этом впускной барабан также содержит соединитель, позволяющий производить соединение с источником функционального флюида.
В вариантах осуществления, узел S-образного колена содержит подводный API фланец, последовательно соединенный с катушкой для подвески лифтовой колонны, высокого давления подводный соединитель, другой подводный API фланец, и ограничитель изгиба. Впускной барабан также может иметь внутреннюю поверхность, приспособленную для приема внутреннего надставного соединителя и флюидного соединения с ним, который встроен во внутреннюю поверхность впускного барабана, причем впускной барабан дополнительно содержит блокировочный механизм, позволяет соединять, с возможностью отсоединения, внутренний надставной соединитель с впускным барабаном, в то время как кольцевое уплотнение создает герметичное уплотнение между каналом внутреннего надставного соединителя и кольцевым зазором.
В других вариантах осуществления системы, поверхностная структура содержит систему динамического позиционирования.
Другие варианты осуществления системы включают в себя подводную систему автоматического или полуавтоматического нагнетания диспергатора (SADI), оперативно соединенную с подводным источником.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения, предлагается система свободно стоящих стояков, соединяющая подводный источник с одной или несколькими поверхностными структурами, причем указанная систем содержит:
по меньшей мере два концентрических свободно стоящих стояка, установленных в море с промежутком друг от друга в боковом направлении, причем каждый концентрический
стояк содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, при этом каждый внешний стояк имеет внешнюю поверхность, причем внешняя поверхность каждого стояка покрыта достаточным количеством изоляционного материала, причем
каждый кольцевой зазор заполнен газовой средой, главным образом содержащей азот,
нижний конец каждого стояка связан с подводным источником через соответствующие узлы нижнего стояка (LRAs), один или несколько подводных гибких трубопроводов, и один или несколько манифольдов, а верхний конец каждого стояка соединен с его собственным подводным узлом обеспечения плавучести и флюидно связан с его собственной поверхностной структурой через соответствующие комплекты верхнего стояка (URAs) и один или несколько верхних гибких трубопроводов, причем факультативно каждый стояк удерживается в почти вертикальном положении за счет натяжения, приложенного за счет соответствующих узлов обеспечения плавучести.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых по меньшей мере один из LRA содержит первый в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем указанный первый элемент содержит впускные отверстия, идущие от внешней поверхности в канал и позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и приток функционального флюида (флюида обеспечения потока или другого флюида, например, ингибитора коррозии или ингибитор образования отложений в трубах, флюида для глушения скважины, и т.п.), причем по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи, при этом верхний конец указанного первого элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения с подводным стояком, а нижний конец первого элемента содержит соединитель, подходящий для соединения с закреплением на морском дне.
В некоторых других вариантах осуществления., LRA содержит корпус подводного устья скважины, имеющий нижний конец и верхний конец, причем нижний конец флюидно связан с переходником, а переходник введен в первую проушину концевой поковки, которая служит анкерной точкой для свободно стоящего стояка, причем переходник содержит одно или несколько впускных отверстий, при этом по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи LRA, причем клапанный узел крыла добычи флюидно связан с подводным источником или источниками через один или несколько подводных гибких трубопроводов, а верхний конец корпуса подводного устья скважины флюидно связан с внешним надставным соединителем LRA, флюидно соединяющим корпус подводного устья скважины с напряженным сочленением стояка, а напряженное сочленение стояка, в свою очередь, флюидно связано с внешним стояком.
В некоторых вариантах осуществления системы, по меньшей мере один из URAs содержит:
переходник барабана для бурового каната, флюидно связанный на первом конце со свободно стоящим стояком и на втором конце флюидно связанный с головкой лифтовой колонны, которая содержит одно или несколько выпускных отверстий, причем головка лифтовой колонны соединена на нижнем конце с головкой обсадной колонны, а головка обсадной колонны соединена с переходником в виде фланца с серьгой, введенным на верхнем конце во вторую проушину концевой поковки, которая служит точкой крепления концентрического стояка к узлу обеспечения плавучести, при этом URA дополнительно содержит один или несколько клапанных узлов крыла добычи URA, причем клапанные узлы крыла добычи URA флюидно связаны с поверхностной структурой через один из верхних гибких трубопроводов.
В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения, предлагается система свободно стоящих стояков, соединяющая один или несколько подводных источников с одной или несколькими поверхностными структурами, причем указанная система содержит:
по меньшей мере два концентрических свободно стоящих стояка, каждый из которых содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, причем нижний конец каждого стояка соединен с одним из подводных источников через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов, а верхний конец каждого стояка соединен с узлом обеспечения плавз^ести и с одной или несколькими поверхностными структурами через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов, причем факультативно каждый из стояков удерживается в почти вертикальном положении за счет натяжения, приложенного при помощи его соответствующего узла обеспечения плавучести; и
систему торможения образования гидрата, флюидно связанную с одним или несколькими подводными источниками.
В вариантах осуществления, стояки находятся в почти вертикальном положении под их соответствующими узлами обеспечения плавучести.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, которые содержат вентиляционный переходник кольцевого зазора, флюидно связанный с одним или несколькими внешними стояками, который позволяет кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками открывать в окружающую среду, чтобы облегчать циркуляцию флюида обеспечения потока, или изолировать от окружающей среды, чтобы замещать морскую воду из него флюидом предотвращения образования гидрата.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых по меньшей мере один внешний стояк содержит два или несколько вентиляционных переходников кольцевого зазора, флюидно связанных с ним.
В вариантах осуществления, по меньшей мере один из внешних стояков содержит два или несколько вентиляционных переходников кольцевого зазора, флюидно связанных с ним в отдельных продольных местоположениях, случайно или не случайно смещенных вдоль внешнего стояка, по одной линии или не по одной линии, и/или два или несколько
вентиляционных переходников кольцевого зазора, расположенных в одном и том же продольном местоположении, в отдельных местоположениях вокруг длины окружности внешнего стояка.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых вентиляционный переходник кольцевого зазора содержит один или несколько клапанов, управляемых при помощи ROV.
Некоторые варианты осуществления системы содержат внешнюю мокрую изоляцию на внешней поверхности одного или нескольких внешних стояков или по меньшей мере на ее основном участке.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых система подавления (предотвращения образования) гидрата базируется на поверхностном судне, а флюидное соединение содержит множество составных шлангов.
Другие варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых один из подводных источников представляет собой неисправный противовыбросовый превентор (ВОР), и один составных шлангов флюидно связан с линиями, соединенными с подводным ВОР, выбранными из группы, в которую входят линия для глушения подводного ВОР, дроссельная линия подводного ВОР, и обе линия для глушения и дроссельная линия подводного ВОР.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых один из подводных источников представляет собой неисправный подводный ВОР, и один из составных шлангов флюидно связан с подводным манифольдом комплекта ВОР.
Другие иные варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых один из составных шлангов флюидно связан с подводным манифольдом.
Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты, в которых система торможения образования гидрата содержит: (а) судно;
(b) один или несколько танков, прикрепленных к судну и содержащих жидкий химикат, подходящий для торможения образования гидрата в подводных компонентах;
(c) один или несколько первичных насосов, флюидно связанных с одним или несколькими танками;
(d) один или несколько вспомогательных насосов, флюидно связанных с одним или несколькими танками и с одним или несколькими первичными насосами; и
(e) один или несколько составных шлангов, флюидно связанных с одним или несколькими первичными насосами и флюидно связанных с одним или несколькими подводными компонентами.
В вариантах осуществления, первичные насосы имеют привод от дизеля, вспомогательные насосы имеют воздушный привод, причем система содержит подводный, управляемый при помощи ROV распределительный ящик составных шлангов, флюидно соединяющий составные шланги с подводной [управляемый при помощи ROV коммутационной панелью горячих врезок, причем указанная коммутационная панель, в свою очередь, флюидно связана с одним или несколькими подводными источниками.
В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения, предлагается система подавления гидрата, которая содержит:
(a) поверхностную структуру;
(b) один или несколько танков, прикрепленных к поверхностной структуре и содержащих жидкий химикат, подходящий для торможения образования гидрата в подводных компонентах;
(c) один или несколько первичных насосов (в некоторых вариантах с приводом от дизеля), флюидно связанных с одним или несколькими танками; и
(d) один или несколько составных шлангов, флюидно связанных с одним или несколькими первичными насосами и одним или несколькими подводными компонентами.
Некоторые варианты осуществления системы подавления гидрата могут содержать
один или несколько вспомогательных насосов (в некоторых вариантах с воздушным приводом), флюидно связанных с одним или несколькими танками и с одним или несколькими первичными насосами. Некоторые другие варианты осуществления системы подавления гидрата могут содержать подводный, управляемый при помощи дистанционно управляемого подводного аппарата (ROV) распределительный ящик составных шлангов, флюидно соединяющий составные шланги с подводной управляемый при помощи ROV коммутационной панелью горячих врезок, причем указанная коммутационная панель, в свою очередь, флюидно связана с одним или несколькими подводными компонентами.
Некоторые варианты осуществления системы подавления гидрата включают в себя варианты, в которых первичные насосы имеют привод от дизеля.
Некоторые варианты осуществления системы подавления гидрата включают в себя варианты, в которых вспомогательные насосы имеют воздушный привод.
Некоторые варианты осуществления системы подавления гидрата включают в себя варианты, которые содержат подводный, управляемый при помощи ROV распределительный ящик составных шлангов, флюидно соединяющий составные шланги с подводной управляемый при помощи ROV коммутационной панелью горячих врезок, причем указанная коммутационная панель, в свою очередь, флюидно связана с одним или несколькими подводными компонентами
В соответствии с пятым аспектом настоящего изобретения, предлагается способ установки системы на базе подводного морского свободно стоящего стояка, способ включает в себя следующие операции (причем операции (с) - (g) могут быть осуществлены в любом порядке):
(а) конструирование одной или нескольких систем концентрических свободно стоящих стояков, причем каждая система содержит концентрический свободно стоящий стояк, нижний узел стояка (LRA), флюидно связанный с одним концом свободно стоящего стояка, и верхний узел стояка (URA), флюидно связанный с другим концом свободно
стоящего стояка, причем внутренний и внешний стояки имеют кольцевой зазор между собой;
(b) установка системы концентрических свободно стоящих стояков в подводном местоположении;
(c) соединение верхнего гибкого трубопровода с URA;
(d) установка присасывающегося свайного фундамента на морском дне и натяжение системы свободно стоящего стояка к присасывающемуся свайному фундаменту;
(e) соединение подводного гибкого трубопровода с LRA и с подводным источником с использованием подводного установочного судна;
(f) удаление морской воды из кольцевого зазора и замещение морской воды флюидом обеспечения потока; и
(g) поддержание натяжения стояка за счет соединения URA с почти поверхностным подводным узлом обеспечения плавучести.
В вариантах осуществления, способ установки включает в себя операцию зажима верхнего гибкого трубопровода сбоку от концентрического свободно стоящего стояка во время операции (с) или после нее.
Некоторые варианты осуществления способа установки включают в себя варианты, в которых после операции (Ь) может быть предусмотрена операция зажима верхнего гибкого трубопровода сбоку от концентрического свободно стоящего стояка. Некоторые другие варианты способа установки включают в себя варианты, в которых операция (Ь) может быть осуществлена с использованием мобильной морской буровой установки (MODU).
Некоторые варианты осуществления способа установки включают в себя варианты, в которых операция (Ь) может быть осуществлена с использованием судна, которое содержит систему динамического позиционирования.
Некоторые варианты осуществления способа установки включают в себя варианты, в которых натяжение стояка поддерживается с использованием не интегральной системы воздушных банок, соединенной при помощи цепного фала с узлом обеспечения плавучести.
В некоторых вариантах осуществления способа установки, воздушные банки обеспечивают эффективное натяжение по меньшей мере 100 kips (445 кН) у основания стояка при всех условиях нагружения, в том числе при выходе из строя одной или нескольких камер воздушных банок. Системы в соответствии с настоящим изобретением также могут быть использованы со стояками, натяжение которых обеспечено при помощи гидропневматических механизмов натяжения, или их комбинаций с одной или несколькими воздушными банками. Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы в разработках с использованием мокрой елки, в том числе в таких, в которых используют FPSO или другие плавучие системы добычи (FPS), в том числе (но без ограничения) полупогружные платформы. Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением также могут быть использованы в разработках с использованием сухой елки, в том числе в таких, в которых используют упругие основания башенного типа, TLPs, рангоуты или другие FPSs. Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением также могут быть использованы в так называемых гибридных разработках (содержащих TLP или рангоуты с FPSO или FPS).
Некоторые варианты осуществления способа установки предусматривают разъединение верхнего гибкого трубопровода с использованием быстроразъемного соединения (QDC).
Некоторые варианты осуществления способа установки предусматривают прикрепление разъединяемого буя к верхнему гибкому трубопроводу поблизости от судна.
Другие варианты осуществления способа установки предусматривают, в случае внепланового (аварийного) или планированного разъединения, отсоединение верхнего гибкого трубопровода от судна контролируемым образом и опускание трубопровода с использованием поддерживающего судна, так чтобы трубопровод висел вдоль стороны свободно стоящего стояка. Иные другие варианты осуществления способа установки включают в себя операцию зажима трубопровода на месте, главным образом рядом со
свободно стоящим стояком, с использованием ROV другого подводного судна.
Некоторые варианты осуществления способа установки включают в себя варианты, в которых операцию (а) осуществляют с использованием существующих компонентов стояка сухой елки и инвентаря подводного устья скважины.
Некоторые варианты осуществления способа установки включают в себя флюидное присоединение системы подавления гидрата к подводной морской системе свободно стоящих стояков.
Некоторые другие варианты осуществления способа установки включают в себя варианты, в которых операция (а) предусматривает конструирование внутреннего и внешнего стояков с использованием труб из стали высокой прочности, соединенных с использованием резьбовых спаренных соединителей.
В соответствии с шестым аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи флюида из подводного источника, причем указанный способ включает в себя следующие операции:
(a) развертывание подводной морской системы, которая содержит по меньшей мере один концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, а также нижний узел стояка (LRA) и верхний узел стояка (URA);
(b) флюидное соединение свободно стоящего стояка с подводным источником и с поверхностной структурой;
(c) инициирование потока из подводного источника через свободно стоящий стояк; и
(d) поддержание потока через свободно стоящий стояк за счет протекания химиката торможения образования гидрата через один или несколько компонентов подводной морской системы.
(Факультативно, в некоторых вариантах осуществления, один или несколько функциональных флюидов могут быть введены во флюид, вытекающий из подводного
источника, через канал в LRA и/или через подводный манифольд, через который флюид вытекает из подводного источника).
Другие варианты осуществления способа включают в себя варианты, в которых URA содержит один или несколько клапанных узлов крыла добычи, причем указанный способ предусматривает регулирование потока во внутреннем стояке и в кольцевом зазоре с использованием первого и второго клапанов управления потоком в клапанном узле URA крыла добычи.
Некоторые варианты осуществления способа включают в себя варианты, которые предусматривают остановку (прекращение) потока от подводного источника за счет закрывания по меньшей мере одного клапана аварийной остановки в клапанном узле URA крыла добычи.
Некоторые варианты осуществления способа включают в себя варианты, в которых операция (Ь) предусматривает флюидное соединение свободно стоящего стояка с поверхностным судном сбора с использованием одного или нескольких верхних гибких трубопроводов и с подводным источником с использованием одного или нескольких подводных гибких трубопроводов, содержащих гибкие соединители типа объемный хвост, имеющие распределенные случайно или не случайно модули обеспечения плавучести, подсоединенные в промежутке от основания свободно стоящего стояка до подводного манифольда на морском дне, причем манифольд флюидно связан с подводным источником или источниками.
Некоторые варианты осуществления подводного способа предусматривают флюидное соединение внутреннего стояка с LRA с использованием внутреннего надставного соединителя.
Некоторые варианты осуществления подводного способа предусматривают прикрепление свободно стоящего стояка к морскому дну с использованием присасывающегося свайного фундамента, причем указанный присасывающийся свайный
фундамент содержит плунжер, и цепного страховочного фала, соединяющего плунжер с LRA.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают обеспечение потока флюида через стояк с использованием внешней мокрой изоляции по меньшей мере на части внешнего стояка, для обеспечения потока.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают обеспечение потока флюида через стояк с использованием флюида обеспечения потока, например, газовой среды в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками, или горячей морской воды или другой воды, нагнетаемой под стояк, или метанола.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают обеспечение потока флюида через стояк с использованием внешней мокрой изоляции по меньшей мере на части внешнего стояка и/или с использованием флюида обеспечения потока в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками, для обеспечения потока. Флюид обеспечения потока может быть выбран из группы, содержащей газовую среду, такую как азот, обогащенный азотом воздух, благородный газ, такой как аргон, ксенон и т.п., углекислый газ, и их комбинации; при этом горячую морскую воду или другую воду нагнетают в кольцевой зазор и выпускают через вентиляционный переходник кольцевого зазора, а метанол также нагнетают в кольцевой зазор и выпускают через вентиляционный переходник ко льцевого зазора.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают обеспечение потока флюида через стояк с использованием по меньшей мере одной из следующих операций:
i) установка внешней мокрой изоляции по меньшей мере на части внешнего стояка;
ii) нагнетание флюида обеспечения потока в кольцевой зазор между внутренним и
внешним стояками; и
iii) нагнетание флюида обеспечения потока в поток внутри внутреннего стояка.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают флюидное соединение внутреннего стояка с верхним узлом стояка с использованием регулируемого хомута.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают поддерживание плавучести стояка с использованием одного или нескольких узлов обеспечения плавучести.
Другие варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, в которых один или несколько узлов обеспечения плавучести содержит не интегральную не интегральную систему воздушных банок, которая содержит первичную воздушную банку и одну или несколько вторичных (вспомогательных) воздушных банок, чтобы обеспечивать резервирование поврежденной камеры.
Иные другие варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, в которых операция закрывания по меньшей мере одного клапана аварийной остановки в клапанном узле крыла добычи URA предусматривает закрывание обоих клапанов аварийной остановки с гидравлическим и с электрическим управлением, с поверхности, с использованием составного шланга.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, в которых клапанный узел крыла добычи URA содержит один или несколько каналов горячей врезки ROV, позволяющих флюиду обеспечения потока протекать в кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками и во внутренний стояк, для обеспечения потока. Флюид обеспечения потока может быть выбран из группы, содержащей газовую среду, такую как азот, обогащенный азотом воздух, благородный газ, такой как аргон, ксенон и т.п., углекислый газ, и их комбинации; при этом горячую морскую воду или другую воду нагнетают в кольцевой зазор и выпускают через вентиляционный переходник кольцевого
зазора, а метанол также нагнетают в кольцевой зазор и выпускают через вентиляционный переходник кольцевого зазора.
Другие варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают отсоединение одного или нескольких верхних гибких трубопроводов с использованием быстроразъемного соединения, позволяющего его отсоединять от поверхностного судна сбора и/или хранения аварийно или по плану (например, при дрейфе или сносе судна или при эвакуации в случае урагана).
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают закрепление верхних гибких трубопроводов рядом с внешним стояком с использованием одного или нескольких зажимов, прикрепленных к стояку.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают установку в заданное положение двух или нескольких концентрических свободно стоящих стояков вертикально и с промежутком друг от друга в боковом направлении под водой, причем каждый из них отдельно прикреплен к поверхностной структуре, которой может быть базирующаяся на судне плавучая установка для добычи и хранения, одна и та же для двух стояков или различные установки, при этом каждый стояк прикреплен к одному и тому же подводному источнику или к разным источникам.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают флюидное соединение системы подавления гидрата с подводным источником.
Некоторые варианты осуществления подводного способа включают в себя варианты, которые предусматривают динамическое позиционирование поверхностных структур.
В соответствии с седьмым аспектом настоящего изобретения, предлагается способ торможения образования гидрата в подводной системе на базе свободно стоящих стояков, причем указанный способ включает в себя следующие операции:
(a) установка концентрического свободно стоящего стояка, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой (факультативно, который содержит мокрую изоляцию на внешней поверхности внешнего стояка);
(b) заполнение кольцевого зазора флюидом обеспечения потока (факультативно, газовой средой); и
(c) обеспечение протекания жидкого химиката торможения образования гидрата от поверхностной структуры к одному или нескольким подводным компонентам.
Некоторые варианты осуществления способа подавления гидрата включают в себя варианты, в которых газовая среда содержит азот.
Некоторые варианты осуществления способа подавления гидрата включают в себя варианты, в которых мокрая изоляция содержит полимерный материал, такой как один из синтаксических материалов. В некоторых вариантах осуществления способа подавления гидрата полимерный материал содержит множество слоев полипропилена.
Некоторые варианты осуществления способа подавления гидрата включают в себя варианты, в которых жидкий химикат, подходящий для торможения образования гидрата, выбран из группы, в которую входят спирты и гликоли.
В соответствии с восьмым аспектом настоящего изобретения, предлагается устройство, которое содержит:
(a) множество внутренних и внешних металлических, соединяемых по резьбе, цилиндрических, главным образом коаксиальных трубопроводов, образующих первый кольцевой зазор между собой, причем внутренний трубопровод имеет проток внутри, а внешний трубопровод имеет внешнюю поверхность;
(b) подсистему обеспечения потока, выбранную из группы, в которую входят:
(i) по меньшей мере значительный участок внешней поверхности, имеющей изоляцию из синтаксического материала на нем, достаточную для поддержания свободного течения через внутренний проток во внутреннем трубопроводе;
(ii) флюид обеспечения потока, имеющийся в первом кольцевом зазоре, достаточный для поддержания свободного течения через внутренний проток во внутреннем трубопроводе; и
(iii) комбинации (i) и (ii);
и, факультативно, в котором
(с) металлургия трубопроводов, в комбинации с достаточным конструктивным усилением, установленным между внутренним и внешним трубопроводами, достаточна для предотвращения разрушения внутреннего трубопровода при воздействии на внутренний трубопровод устройства внутреннего давления до 5000 psia (34 МПа), или до 10,000 psia (70 МПа), или до 15,000 psia (105 МПа), или до 20,000 psia (140 МПа), или до 25,000 psia (175 МПа), или до 30,000 psia (210 МПа).
Некоторые варианты осуществления устройства включают в себя варианты, в которых комбинация металлургии трубопровода и конструктивного усиления позволяет предотвращать повреждение внутреннего трубопровода устройства при возрастании в нем внутреннего давления до 5,000 psia (34 МПа).
Некоторые другие варианты осуществления устройства включают в себя варианты, в которых внутренний трубопровод сам по себе является изолированным трубопроводом. В вариантах осуществления, изолированный внутренний трубопровод также может быть выбран из группы, в которую входят:
(a) герметизированные (уплотненные) концентрические трубы, имеющие второй кольцевой зазор между ними, причем второй кольцевой зазор главным образом откачен (вакуумирован); и
(b) трубопровод, имеющий мокрую изоляцию по меньшей мере на участке его внешней поверхности, которая является такой же (или другой), как изоляция на внешней поверхности внешнего трубопровода и имеет толщину, недостаточную для полного заполнения ею первого кольцевого зазора.
(a)
В некоторых других вариантах осуществления устройства, комбинация металлургии трубопровода и конструктивного усиления позволяет предотвращать повреждение внутреннего трубопровода при возрастании в нем внутреннего давления до 30,000 psia (210 МПа).
Другие варианты осуществления устройства содержат один или несколько вентиляционных переходников кольцевого зазора.
Другие иные варианты осуществления устройства содержат напряженные сочленения, по резьбе соединенные с первым и вторым концами внешнего трубопровода.
В соответствии с девятым аспектом настоящего изобретения, предлагается система свободно стоящих стояков, соединяющая подводный источник с поверхностной структурой, причем указанная система содержит:
концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, причем нижний конец стояка связан с подводным источником через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов, а верхний конец стояка соединен с узлом обеспечения плавучести и с поверхностной структурой через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов, при этом стояк удерживается стоящим в почти вертикальном положении за счет натяжения, приложенного при помощи узла обеспечения плавучести;
LRA выбран из группы, в которую входят:
(i) работоспособный узел из ранее существовавших компонентов, причем один или несколько их этих компонентов модифицированы, чтобы принимать поток углеводорода от источника углеводорода и вводить его в стояк, и один или несколько компонентов модифицированы, чтобы принимать функциональный флюид, и
(ii) работоспособный узел, изготовленный по индивидуальному проекту, который содержит по меньшей мере один компонент, специально откованный для использования в LRA, и приспособленный для приема функционального флюида;
(i)
URA выбран из группы, в которую входят:
(i) работоспособный узел из ранее существовавших компонентов, причем один или
несколько их этих компонентов модифицированы, чтобы побуждать поток углеводорода
вытекать из стояка на поверхностное судно, и один или несколько компонентов
модифицированы, чтобы принимать функциональный флюид, и
(ii) работоспособный узел, изготовленный по индивидуальному проекту, который
содержит по меньшей мере один компонент, специально откованный для использования в
URA, и приспособленный для приема функционального флюида.
В вариантах осуществления, поверхностная структура содержит систему динамического позиционирования.
Системы в соответствии с настоящим изобретением могут использовать преимущества уже существующих компонентов уже существующего комплекта ВОР, таких как гибкие сочленения, переходная оправка стояка и гибкие шланги, входящие в гидравлический насосный агрегат (HPU) противовыбросового превентора. Кроме того, составной шланг подводной елки существующей системы управления установкой и капитальным ремонтом скважины (IWOCS) и HPU мог> т быть использованы в сочетании с подводной системой управления, которая содержит оконечный узел составного шланга (UTA), панель ROV, накопители и электромагнитные клапаны, акустические резервные подсистемы, подводный узел аварийной расстыковки (SEDA), гидравлические/ электрические микропроволочные выводы, и т.п., или один или несколько этих компонентов, поставляемых с системой.
Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением могут включать в себя операции вмешательства в работу скважины. Операции вмешательства в работу скважины могут быть осуществлены с использованием сликерной линии (slickline), электрической линии (е-Нпе), бухтованный трубы или бурильной колонны (при условии, что поверхностное оборудование содержит гидравлический блок для капитального ремонта
скважины). Описанные здесь системы и способы могут обеспечивать и другие преимущества, причем они не ограничены специфической областью использования. Также могут быть использованы и другие очевидные вариации устройства, систем и способов.
Указанные ранее и другие характеристики систем, устройства и способов в соответствии с настоящим изобретением будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи. Возможности решения задач в соответствии с настоящим изобретением и получения других желательных характеристик будут объяснены в последующем описании со ссылкой на чертежи.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 схематично показан вид в перспективе одного варианта осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 1А, 1С и 1D показан схематично, а на фиг. 1В показан детально в разрезе, один вариант осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 показан схематично вид в перспективе другого варианта осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2А показан схематично, а на фиг. 2В показан детально в разрезе, один вариант осуществления нижнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 3A-3G показаны различные виды, в том числе на фиг. 3F показано поперечное сечение, другого варианта осуществления нижнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. ЗН показан вид в перспективе, на фиг. 31 поперечное сечение и на фиг. 3J более детальное поперечное сечение части нижнего узла стояка в соответствии с вариантом осуществления, показанным на фиг. 3A-3G.
На фиг. 4А и 4В схематично показан вид в перспективе другого нижнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением, а на фиг. 4С схематично показан вид в перспективе внутреннего компонента, пригодного для использования с нижним узлом стояка,
показанным на фиг. 4А и 4В. На фиг. 4D и 4Е показаны поперечные сечения, а на фиг. 4F показан вид сверху нижнего узла стояка, показанного на фиг. 4А и 4В. На фиг. 4G показан детальный вид части нижнего узла стояка, показанного на фиг. 4Е.
На фиг. 5 показан схематично вид сбоку, с условно вырезанными участками, общего варианта осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 6A-6G показаны различные виды, в том числе на фиг. 6Е показан разрез, другого варианта осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 6Н схематично показан вид в перспективе, а на фиг. 61 и 6J показаны поперечные сечения части этого варианта осуществления верхнего узла стояка; на фиг. 6К показан вид в перспективе уплотненного испытательного канала.
На фиг. 7А и 7В показаны соответственно вид спереди и вид сзади другого варианта осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 7С показан вид сбоку, а на фиг. 7D показано поперечное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 7А и В, а на фиг. 7Е показан детально поперечное сечение части этого варианта осуществления.
На фиг. 8А схематично показан вид сбоку другого варианта осуществления URA, а на фиг. 8В показано детально поперечное сечение части этого URA. На фиг. 8С схематично показан вид сбоку другого варианта осуществления LRA в соответствии с настоящим изобретением, а на фиг. 8D показан разрез части этого LRA.
На фиг. 9 показана частично схема трубопроводов и средств измерения (схема P &ID) системы концентрических свободно стоящих стояков в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 10А и 10В схематично показаны виды в перспективе присасывающегося свайного узла, пригодного для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. ПА схематично показан вид в перспективе присасывающегося свайного узла,
схематично показанного на фиг. 10, прикрепленного к варианту осуществления LRA и стояка.
На фиг. 11В показан более детально вид в перспективе части стояка, показанного на фиг. ПА, где можно видеть одно возможное положение вентиляционного переходника кольцевого зазора в стояке.
На фиг. 12А, 12В и 12С схематично показаны виды в перспективе штормового зажима, зажима стояка в заданном положении и подсистемы текущего контроля натяжения стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 13А, 13В и 13С схематично показаны виды в перспективе узла обеспечения плавучести, причем на фиг. 13С схематично показано его соединение с вариантом осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 14 показан график требуемой плавучести воздушной банки и требования к ее размеру.
На фиг. 15 показан схематично вид в перспективе другого узла обеспечения плавучести с воздушной банкой.
На фиг. 16 показан схематично вариант осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 17 показана более детально блок-схема варианта осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 18 детально показана принципиальная схема манифольда дросселирования/ глушения, пригодная для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 18А-18С схематично показаны схемы расположения трубопроводов трех горячих врезок, пригодные для использования в манифольде дросселирования/ глушения, показанном схематично на фиг. 18.
На фиг. 19 показана схема P &ID нижнего блока морского стояка (LMRP), комплекта
противовыбросового превентора (ВОР) и манифольда выброса скрапа, пригодная для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 20 показана блок-схема комплекта ВОР и связанных с ним панелей управления, пригодная для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 21 показана схема трубопроводов и средств измерения (схема P &ID) интерфейса источника, пригодная для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 22 показана схема P &ID одного варианта осуществления комплекта манифольда, пригодная для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 23 показана схема P &ID одного варианта осуществления манифольда дросселирования/ глушения, пригодная для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением, причем на фиг. 23А показана более детально схема трубопроводов соединений для подачи химиката торможения образования гидрата в манифольд.
На фиг. 24 и 25 схематично показаны виды сбоку двух вариантов осуществления судов сбора и переработки, пригодных для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 26А, 26В и 27 показаны схемы P &ID одного варианта осуществления системы подавления гидрата, пригодные для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 28 и 29 показаны блок-схемы, иллюстрирующие два возможных регламента соединения двух плетей трубопровода для системы концентрических свободно стоящих стояков в соответствии с настоящим изобретением
Следует иметь в виду, что приложенные чертежи не обязательно приведены в реальном масштабе и что на них показаны типичные варианты осуществления в соответствии с настоящим изобретением, так что их не следует истолковывать как ограничивающие объем патентных притязаний настоящего изобретения, так как допустимы и другие равным образом эффективные варианты осуществления. На всех чертежах аналогичные детали имеют одинаковые позиционные обозначения.
Подробное описание изобретения
В последующем описании приведены многочисленные детали, позволяющие лучше понять раскрытые здесь способы, системы и устройство. Однако следует иметь в виду, что специалисты в данной области могут реализовать эти способы, системы и устройство без указанных деталей, и что возможные различные вариации или модификации описанных вариантов осуществления. Все указанные здесь заявки на патенты США и патенты США полностью приведены в качестве ссылки. В том случае, когда имеется конфликт между определениями терминов в указанных патентных публикациях и в описании настоящего изобретения, преобладающим является определение терминов в описании настоящего изобретения.
Как уже было указано здесь выше, в соответствии с настоящим изобретением предлагается морская подводная система концентрических свободно стоящих стояков и способы ее использования, причем указанная система флюидно связывает один или несколько подводных источников с одной или несколькими поверхностными структурами, что позволяет уменьшить или исключить многие недостатки ранее известных систем и способов. Использованный здесь термин "поверхностная структура" означает поверхностное (находящееся на поверхности моря) судно или другую структуру, которая может функционировать так, чтобы принимать один или несколько флюидов от одного или нескольких свободно стоящих стояков. В некоторых вариантах осуществления, поверхностная структура также может содержать оборудование, позволяющее
поверхностной структуре осуществлять одну или несколько функций, выбранных из группы, в которую входят хранение, переработка и удаление одного или нескольких флюидов. Использованный здесь термин " удаление" включает в себя (но без ограничения) сжигание в факеле газообразных углеводородов. Подходящие поверхностные структуры включают в себя (но без ограничения) одно или несколько судов; структуры, которые могут быть частично погружены в воду, так что они представляют собой полупогружные структуры; плавучие структуры добычи и хранения (FPS структуры); плавучие структуры хранения и удаления (FSO структуры); плавучие структуры добычи, хранения и удаления (FPSO структуры); мобильные морские буровые структуры, такие как мобильные морские буровые установки (MODUs); рангоуты; и полупогружные морские основания (платформы) с натяжным вертикальным якорным креплением (TLPs), и т.п.
Использованный здесь термин "подводный источник" включает в себя (но без ограничения): 1) источники добычи, такие как подводные устья скважин, подводные BOPs, другие подводные стояки, подводные манифольды, подводные трубы и трубопроводы, подводные средства хранения, и т.п., позволяющие добывать, транспортировать и/или хранить газ, жидкости или их комбинации, в том числе органические и неорганические материалы; 2) подводные источники локализации всех типов, в том числе имеющие утечку или поврежденные подводные BOPs, стояки, манифольды, танки, и т.п.; и 3) природные источники. Некоторые варианты осуществления системы включают в себя варианты осуществления, в которых источником локализации является поврежденный подводный противовыбросовый превентор.
Термины "обеспечение потока" и "обеспечение потока флюида" включают в себя обеспечение потока уже имеющихся гидратов, парафинов, асфальтенов и/или шлама, и/или предотвращение их образования, причем эти термины имеют более широкий охват, чем термин "торможение образования гидрата", который используют здесь исключительно для обозначения предотвращение образования гидрата. Термин "исправление гидрата"
обозначает уменьшение количества или удаление гидратов, которые уже образовались в данном судне, трубопроводе или в другом оборудовании. Термин "функциональный флюид" включает в себя как флюиды обеспечения потока, так и флюиды, которые позволяют выполнять дополнительные или отдельные функции, например, повышать коррозионную стойкость, регулировать концентрацию ионов водорода (рН), регулировать давление, регулировать плотность, и т.п.; например, это могут быть флюиды для глушения скважины.
Использованный здесь термин "в основном вертикально" означает возможность угла отклонения от вертикали в диапазоне ориентировочно от 0 до 45 градусов, или ориентировочно от 0 до 20 градусов, или ориентировочно от 0 до 5 градусов. Как таковой, термин "в основном вертикально" имеет более широкий охват, чем термин "почти вертикально", причем этот термин используют для обозначения угла расположения стояка относительно вертикали.
В контексте локализации и отведения, описанные здесь варианты осуществления систем и способов могут быть использованы в любой морской среде. Некоторые варианты осуществления системы могут быть полностью или частично развернуты до, во время и/или после компрометации подводного компонента (например (но без ограничения), выброса из подводной скважины, повреждения подводных BOPs, повреждения подводных стояков или других подводных трубопроводов, повреждения подводных манифольдов), и могут быть использованы в любой морской среде, но в особенности в глубокой и сверхглубокой подводных морских средах.
Некоторые варианты осуществления системы могут быть полностью или частично развернуты до, во время и/или после добычи флюидов из одной или нескольких подводных скважин. Варианты осуществления устройства, систем и способов, описанные здесь, также могут быть использованы до, во время и/или после эксплуатации, бурения, заканчивания и вмешательства в работу скважины.
Первичные характеристики систем, способов и устройства в соответствии с
настоящим изобретением будут теперь описаны со ссылкой на чертежи, после чего некоторые конструктивные и эксплуатационные детали будут объяснены дополнительно. На всех чертежах аналогичные детали имеют одинаковые позиционные обозначения.
На фиг. 1 показан вариант 100 осуществления глубоководной подводной системы локализации, отведения и добычи в соответствии с настоящим изобретением. Несмотря на то, что многие описанные здесь устройство, системы и способы были разработаны и использованы в контексте локализации и отведения, следует недвусмысленно указать, что описанные здесь устройство, системы и способы, многие характеристики которых никогда ранее не использовались или даже не рассматривались, не ограничены операциями локализации и отведения, а могут быть использованы в сочетании с любым "подводным источником", в соответствии с определенным здесь термином.
Вариант 100 осуществления системы на фиг. 1 содержит сдвоенные свободно стоящие стояки (FSR's) 2 и 4, каждый из которых флюидно связан в этом специфическом варианте осуществления с подводным противовыбросовым превентором 22 на морском дне 10 через группы манифольдов и гибких соединителей, и назад через верхний гибкий соединитель 12 с отдельными установленными на судах плавучими системами добычи и хранения на морской поверхности 20, как дополнительно будет описано далее более подробно. FSR1 (2) соединен с судном 32 переработки, которое в свою очередь, соединено с судном 34 накопления через плавучий разгрузочный шланг 15. FSR2 (4) аналогично соединен с собственным судном 32 переработки и с судном 34 накопления. Суда переработки могут быть одинаковыми или различными. Другие суда, обозначенные позициями 38А, В и С на различных чертежах, могут быть использованы для подводной установки и для эксплуатационного и ROV содействия системе 100, и для предотвращения и исправления гидрата, если это необходимо. Другие компоненты системы 100 включают в себя колпак 24 (который может быть использован для остановки потока нефти из ВОР 22); манифольд дросселирования/ глушения ("СКМ"), обозначенный позицией 28; факельную установку 33 или другое факультативное
устройство 36 отведения/ локализации газа, такое как система транспортировки и хранения природного газа, описанная в патенте США No. 6,298,671; и различные подводные соединительные трубопроводы 46.
Обратимся вновь к рассмотрению фиг. 1, на которой показана поверхностная структура 40, которая может обслуживать узел 42 приемника полированного ствола (PBR) и стояка, который флюидно связан через подводный гибкий соединитель 44 с СКМ 28. Стояк может содержать герметичный хвостовик на своем дистальном конце, который со скольжением уплотнен в полированном стволе внутри PBR. Эти характеристики описаны более подробно в находящейся на одновременном рассмотрении заявке США серийный номер 61479695 правопреемника патентовладельца, поданной 27 апреля 2011 г.
Составные шланги от системы диспергирующего агента и системы подавления гидратов, коллективно обозначенные на фиг. 1 позицией 43, также могут содержать один или несколько разрывных дисков 45 на CDM 26. Может быть предусмотрено обслуживающее судно 38А системы торможения образования гидрата, которая может подавать химикат торможения образования гидрата, электрическую энергию и/или гидравлическую помощь через один или несколько составных шлангов 37, распределительную коробку 35 подводного составного шланга и через магистрали 39 подачи электрической и/или гидравлической энергии. Дополнительной важной характеристикой этого варианта осуществления является наличие средства 50 быстрого соединения/ разъединения, позволяющего быстро разъединять гибкие соединители 12 от соответствующих судов 32, при возникновении опасной ситуации или в соответствии с планом. Варианты средств 50 быстрого соединения/ разъединения описаны в находящейся на одновременном рассмотрении временной заявке США серийный номер 61480368 правопреемника патентовладельца, поданной 28 апреля 2011 г.
Свободно стоящие стояки 2 и 4 в варианте 100 осуществления могут иметь мокро изолированную конструкцию труба в трубе, частично основанную на конструкции стояка
"сухое дерево", с возможностью заполнения кольцевого зазора флюидом обеспечения потока (например, азотом под низким давлением), чтобы улучшить обеспечение потока. Несмотря на то, что детали дополнительно объяснены далее более подробно, главными компонентами системы 100 могут быть:
Гибкие соединители 14 типа объемный хвост, имеющие внутренний диаметр (ID) 6 дюймов (15 см), с распределенными модулями 48 обеспечения плавучести, идущие от основания каждого FSR к подводному манифольду на морском дне (в случае FSR1 (2) соединитель 14 может быть соединен с манифольдом 26 локализации и отведения (CDM), а в случае FSR2 (4) соединитель 14 может быть соединен с манифольдом 30, который флюидно связан с колпаком 24 ВОР через гибкий соединитель 14А, и с CDM 26 через гибкий шланг 46);
Присасывающийся свайный фундамент 16 и цепной страховочный фал 58, которые могут быть соединены с основанием каждого FSR 2 и 4;
Нижний узел стояка (LRA), обозначенный позицией 8, который может содержать в этом варианте осуществления модифицированное подводное устье 104 скважины, переходник 105, нижнюю поковку 106, внешний надставной соединитель 102 и напряженное сочленение (которое известно также как FJB) с двумя клапанными узлами 114А и В крыла добычи, флюидно связанными с соответствующими LRA впускными каналами 108А и В (см. фиг. ЗА), один из которых может быть соединен с гибким соединителем 14 на дне моря;
Внутренний надставной соединитель (92, на фиг. 3F) для соединения внутреннего стояка 60 с LRA 8;
Две плети 2 и 4 стояка труба в трубе с внешней мокрой изоляцией 80 на внешнем стояке 70 и с азотом низкого давления в кольцевом зазоре 76 между внутренним и внешним стояками (60, 70) для обеспечения потока гидрата (см. фиг. 1В);
Регулируемый хомут внутреннего стояка (159, на фиг. 6Е) для соединения внутреннего стояка 60 с верхним узлом стояка (URA), обозначенным позицией 6 на
различных чертежах;
Верхний узел стояка, который может содержать в этом варианте осуществления головку 124 обсадной колонны, головку 122 лифтовой колонны и переходник 120 барабана для бурового каната (см. фиг. 6Е), соединенный цепным страховочным фалом 127 с узлом (18, 19 на фиг. 1) обеспечения плавучести типа "банка с воздухом" (воздушная банка, air can), чтобы сохранять соответствующую плавучесть во время операций. Каждый из URAs 6 варианта 100 осуществления может содержать единственный клапанный узел 136 крыла добычи (на фиг. 6В), имеющий как гидравлический, так и ручной клапаны аварийной остановки, вместе с вдуванием азота через каналы для горячих врезок ROV как в проток 64 внутреннего стояка, так и в кольцевой зазор 76 между внутренним и внешним стояками (60, 70);
Не объединенная система (18, 19) воздушных банок, которая содержит первичную (18) и дополнительную (19) воздушные банки, обеспечивающие резервирование поврежденной камеры;
Один гибкий поверхностный соединитель 12 с внутренним диаметром 6 дюймов (15 см), обеспечивающий флюидную связь каждого URA 6 с соответствующими судами 32, 34 переработки и сбора. Гибкий поверхностный соединитель 12 может быть выполнен с возможностью отсоединения от поверхностного судна при аварии или по плану (например, при дрейфе или сносе судна или при эвакуации в случае урагана). Некоторые варианты осуществления могут иметь гидравлический контрольный составной шланг вместе с гибким поверхностным соединителем 12, чтобы управлять клапаном аварийной остановки у верхней части внутреннего стояка с судна локализации.
На фиг. 2 показан другой вариант 101 осуществления системы и способа, который может быть использован в некоторых ситуациях. Вариант 101 включает в себя единственное многофункциональное поверхностное судно 55, которое объединяет многие функции и характеристики судов 32, 34, 36, 38А-С, 40, и других судов, не показанных на фиг. 1, в том
числе функцию разделения, ранее выполняемую при помощи судна 32, функцию сбора, ранее выполняемую при помощи судна 34, функцию 33 сжигания в факеле, способность 50 быстрого разъединения, и содержит вертолетную площадку 31. В некоторых вариантах осуществления судном 55 может быть судно с динамическим позиционированием, хотя это и не является обязательным. Участок одной или всех областей 34 сбора может функционировать как область хранения и/или как область удаления. Часть судна 55 может иметь место для хранения гибких стояков и/или секций жестких стояков, и может иметь оборудование для сборки стояков, например, с использованием резьбовых секций стояков, в том числе может иметь спусковые салазки и т.п., расположенные на судне 55, например, сбоку или в нижней части.
Судно 55 (как и суда 32, и 34 в варианте 100 осуществления) может иметь систему перемещения флюида, такую как описанная более подробно в досье патентного поверенного No. 41005-00 правопреемника патентовладельца, которое включено в данное описание в качестве ссылки. Судно 55 также может иметь оборудование для подводной установки, подъемные краны, модули или другое оборудование для развертывания и/или установки одного или нескольких подводных манифольдов, например, для соединения гибких соединителей от стояков с судном 55, или от LRA с подводным манифольдом. Судно 55 может иметь связанные с ним части системы подавления гидрата, как это описано далее более подробно. Судно 55 может иметь контроллеры ROV, и места хранения одного или нескольких ROVs и оборудование для ремонта одного или нескольких ROVs. В некоторых вариантах осуществления, судно 55 содержит все необходимые компоненты, материалы и рабочую силу для осуществления полной локализации, отведения и/или добычи, без необходимости в других судах.
На фиг. 1А и 1С показан схематично (а на фиг. 1В показан детально в разрезе) один вариант осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением. FSR 2 показан под углом а относительно вертикали. Угол а может лежать в диапазоне от 0 до 20 градусов,
что считают "почти вертикальным." Другой угол, |3, представляет собой угол между вертикалью и касательной к гибкому трубопроводу 12 у водной поверхности 20. Угол р может лежать в диапазоне ориентировочно от 0 до 60 градусов. Третий угол, у, который представляет собой угол между вертикалью и гибким трубопроводом 14 поблизости от основания свободно стоящего стояка, может лежать в диапазоне ориентировочно от 5 до 60 градусов, или ориентировочно от 5 до 30 градусов.
На фиг. 1А также показано местоположение системы 52 текущего контроля натяжения на FSR 2, однако следует иметь в виду, что это местоположение может быть выбрано в любом месте вдоль FSR 2, причем может быть предусмотрено множество таких систем текущего контроля, случайно или не случайно распределенных вдоль FSR 2. На фиг. 1С показаны детали системы текущего контроля натяжения, содержащей соединитель 54 и модуль 56 текущего контроля натяжения.
На фиг. 1В показано относительное расположение внутреннего стояка 60, внешнего стояка 70, внешней поверхности 62 внутреннего стояка 60, внешней поверхности 72 внешнего стояка 70, внутренней поверхности 74 внешнего стояка 70, кольцевого зазора 76 и протока 64 во внутреннем стояке 60. Центраторы (не показаны) могут быть установлены между внутренним стояком 60 и внешним стояком 70 вдоль длины FSR 2, аналогично известным ранее вариантам. Твердая изоляция 80 в этом варианте осуществления установлена рядом по меньшей мере с большей частью внешней поверхности 72 внешнего стояка 70, причем, в некоторых вариантах осуществления, твердая изоляция установлена рядом со всей внешней поверхностью 72 внешнего стояка 70.
Электрически нагреваемые стояки факультативно могут быть использованы в некоторых вариантах осуществления, хотя по эксплуатационным причинам, связанным с аварийным разъединением (QDC) или с эвакуацией в случае урагана, этот вариант не является очень привлекательным. Электрический нагрев очень усложняет конструкцию QDC.
Циркуляция функционального флюида, такого как горячая вода, в кольцевом зазоре, и изоляция на подводных манифольдах и трубопроводах (в том числе на гибких подводных трубопроводах 12 и 14, гибких соединителях и S-образных коленах, упомянутых здесь), и соединителях, в дополнение к свободно стоящему стояку, является предпочтительной. Возможность нагнетать функциональный флюид, такой как метанол или нагретая вода, в приемники горячих врезок ROV является другой возможностью, также как и возможность нагнетать функциональный флюид, такой как азот или другая газовая фаза, в основание внутреннего стояка или у подводного манифольда CDM, в гибкие подводные трубопроводы, что позволяет ввести флюид под реальную или потенциальную, полную или частичную гидратную пробку или другие сужения потока. В некоторых вариантах осуществления, таких как вариант 100 осуществления, показанный на фиг. 1, система и способ позволяют нагнетать метанол в основание внутреннего стояка 60, в основание кольцевого зазора 76, в основание (подводного) гибкого соединителя 14, у верхней части внутреннего стояка 60 и кольцевого зазора 76 и в верхний гибкий трубопровод 12.
На фиг. 1D схематично показан вентиляционный переходник 140 кольцевого зазора, введенный в FSR 2 при помощи фланцевого соединения 141 и резьбового соединения 143. Переходник 140 содержит клапаны 142, 144 вентиляционного переходника кольцевого зазора и панель 151 горячих врезок ROV для контроля температуры и давления. В некоторых вариантах осуществления, FSR может быть выполнен с возможностью циркуляции горячей воды вниз через кольцевой зазор между внешним и внутренним стояками с использованием устройства 919, схематично показанного на фиг. 8А, на выходе клапанов 142, 144 вентиляционного переходника кольцевого зазора. Несмотря на то, что это может быть осуществлено в соответствии с настоящим изобретением, при этом получают несколько более сложную схему построения, требующую использования двух соединителей у верхней части стояка, одного для углеводородов, а другого для нагретой морской воды, циркулирующей вниз через кольцевой зазор.
Расчеты обеспечения потока показывают, что FSR может быть сконструирован со слоем полипропиленовой термоизоляции толщиной 3 дюйма (7.6 см), нанесенной на внешний стояк, в то время как кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками может быть заполнен азотом под низким давлением. При функционировании, эта схема позволяет главным образом поддерживать температуру углеводородов, поступающих на судно 32 локализации от подводного ВОР 22. Дополнительные детали этого варианта осуществления LRA поясняются далее со ссылкой на фиг. 3 А-3 J.
Нижний узел стояка (LRA)
На фиг. 2А и 2В схематично показаны соответственно вид сбоку и поперечное сечение общего варианта осуществления нижнего узла стояка (LRA) в соответствии с настоящим изобретением. LRA 8 содержит в целом цилиндрический корпус СВ, имеющий верхний конец 8UE и нижний конец 8LE, и пять соединений CI, С2, СЗ, С4 и С5 в этом варианте осуществления. Соединение С1 представляет собой механическое и флюидное соединение цилиндрического корпуса СВ со стояком 2. Соединение С4 представляет собой механическое соединение цилиндрического корпуса СВ с закреплением на морском дне (не показано) через цепь или другой функциональный фал 58. Соединения С2, СЗ и С5 представляют механические и флюидные соединения трубопроводов 8А, 8В и 8С с цилиндрическим корпусом СВ через проходы 8Р в цилиндрическом корпусе СВ. Проходы 8Р идут от внутренней поверхности 8IS до внешней поверхности 8ES цилиндрического корпуса СВ.
Трубопроводы 8А, 8В и 8С могут быть, например, частью клапанных узлов, соединенных с подводными источниками углеводорода, соединениями с источниками функциональных флюидов, таких как флюиды обеспечения потока, или соединениями с другим подводным или поверхностным оборудованием. Соединения С2, СЗ и С5 между проходами 8Р и трубопроводами 8А, 8В и 8С могуг быть резьбовыми соединениями, фланцевыми соединениями, сварными соединениями, или другими соединениями, причем
они могут быть одинаковыми или разными по типу соединения, диаметру и форме, в зависимости от диаметра и формы проходов 8Р. Например, проходы 8Р могут иметь форму, выбранную из группы, в которую входят паз, шлиц, овал, прямоугольник, треугольник, круг, и т.п. Соединение С1 может быть резьбовым, фланцевым, сварным, или другим соединением, и может содержать один или несколько зубцов, цанг, колец с разрезом, или других деталей. В некоторых вариантах осуществления, LRA может быть соединен с манифольдами и другим оборудованием, например, при помощи гибких трубопроводов, с радиусом угла сближения 270 градусов.
Другой вариант осуществления LRA показан в различных видах на фиг. 3A-3J. На фиг. ЗА показан вид спереди LRA 8, который в этом варианте осуществления содержит внешний надставной соединитель 102, соединенный с подводным устьем 104 скважины (как дополнительно поясняется со ссылкой на фиг. 3H-3J) и переходник 105. Переходник 105 приварен на своем верхнем конце в этом варианте осуществления к основанию подводного устья 104 скважины, а на своем нижнем конце к нижней поковке 106, содержащей два обработанных на станке фланцевых соединения 108А и 108В, и проушину. Два обработанных на станке фланцевых соединения 108А и 108В идут главным образом перпендикулярно к общей продольной оси устья 104 скважины, переходника 105 и поковки 106, причем два обработанных на станке фланцевых соединения 108А и 108В образуют впускные каналы LRA. Нижняя поковка и проушина представляют собой одну деталь 106 в этом варианте осуществления, а переходник 105 представляет собой отдельную деталь для сварки нижней поковки 106 с подводным устьем 104 скважины.
При эксплуатации, проушина нижней поковки 106 входит в зацепление с U-образным соединителем 119 и цепью 58 фала, ведущей к присасывающемуся свайному фундаменту 16 (не показан на фиг. 3).
LRA 8 дополнительно содержит панель ПО горячих врезок ROV для управления внешним надставным соединителем 102 при осуществлении соединения с подводным устьем
104 скважины. Внешним надставным соединителем 102 может быть надставной соединитель линии шлама или линии ультра шлама, который выпускается фирмами: GE Oil and Gas, Houston, TX (ранее эта фирма называлась Vetco); FMC Technologies, Inc, Houston, TX; и, возможно, другими поставщиками. Один такой надставной соединитель описан в патенте США No. 7,537,057. Специалисты в данной области легко поймут, что известные внешние надставные соединители сконструированы с пониманием того, что когда расчетное натяжение соединителя возрастает, допустимый изгибающий момент снижается в обратно пропорциональной зависимости. Специфические кривые таких зависимостей грузоподъемности могут быть получены от фирм-изготовителей.
Фланец 111 может соединять ограничитель 112 изгиба и подводный гибкий трубопровод 14 с подводным изгибным элементом 180 жесткости высокого давления, который имеет внутренний профиль 81 (см. фиг. 3F), позволяющий флюидно соединять подводный гибкий трубопровод 14 с узлом 107 S-образного колена LRA. Как это схематично показано на фиг. 3F, изгибный элемент 180 жесткости содержит фланцевое соединение 81, соединяющее подводный гибкий трубопровод 14 с подводным соединителем 181 высокого давления, который может быть использован, чтобы произвести механическое и флюидное соединение с трубопроводом 107В LRA 8. Изгибный элемент 180 жесткости позволяет ослаблять момент фланцевого соединения 81, так что момент может быть передан от ограничителя 112 изгиба на подводный соединитель 181 высокого давления, который отходит от верхнего конца изгибного элемента 180 жесткости. Флюиды локализации или добычи протекают вверх через подводный гибкий трубопровод 14 и фланцевое соединение 81 в узел 116В раструба (два узла 116А и В раструба предусмотрены в этом варианте осуществления), и дополнительно через клапанный узел 114В крыла добычи LRA (два клапанных узла 114А и В крыла добычи предусмотрены в этом варианте осуществления, см. фиг. ЗА).
Каждый из клапанных узлов 114А и В крыла добычи LRA содержат соответствующие
колена 109А и 109В, и управляемые с ROV ручные запорные клапаны 115А и 115В, а также соответствующие протоки 115С и 115D (фиг. 3F). Панели 150А и 150В горячих врезок ROV могут быть предусмотрены, соответственно, для текущего контроля температуры и давления. Подводная зажимная конструктивная опора 118 может служить опорой для подводных соединителей 119А и 119В (может быть закуплена на фирме Vector Subsea, Inc., торговое название OPTIMA). Может быть предусмотрена панель 121 горячих врезок ROV с опорой на створку узла 116А раструба, которая может содержать датчики для текущего контроля давления и/или температуры. Четыре поворотных подъемных кольца 123 также могут быть предусмотрены на конструктивной опоре а 118 в этом варианте осуществления.
На фиг. ЗС детально показаны шестигранные зажимные болты 94, приваренные в местоположении 93 к блоку 95 удержания зажимных болтов. Блок 95 также может быть приварен в местоположении 97 к корпусу подводного соединителя 119В. Аналогичная конструкция может быть предусмотрена и на подводном соединителе 119А (не показана).
На фиг. 3D показан вид сбоку, а на фиг. ЗЕ показан вид сверху LRA 8. S-образное колено 107 может поворачиваться в широком угле, что может потребоваться во время соединения гибкого трубопровода 14, как это показано в виде сверху, но после прикрепления к соединителю 119В это движение может быть ограничено.
На фиг. 3F приведен разрез по пунктирной линии на фиг. ЗЕ, и показаны некоторые внутренние детали LRA 8, в частности, проток флюида локализации, имеющий позиционное обозначение 113, канал 107В S-образного колена (в соединителе 107А), канал 116С, канал 115С (через клапан 115В и колено 109В), и, наконец, проток 64 через внутренний надставной соединитель 92 и внутренний стояк 62. На фиг. 3F также показаны пять запорных хомутов 103, предварительно установленных в подводном устье 104 скважины, причем самый верхний хомут фиксирует внутренний надставной соединитель 92 в подводном устье 104 скважины, как это дополнительно поясняется далее со ссылкой на фиг. 3H-J. В некоторых вариантах осуществления могут быть предусмотрены один, два, три или несколько хомутов
103. На фиг. 3G показано положение теплоизоляции INS на участках LRA 8.
Дополнительные детали этого варианта осуществления LRA показаны на фиг. 31 и 3J, где поясняется использование двух запирающих хомутов 704, 724. В дополнение к ранее показанным деталям, на фиг. ЗН и 31 показано множество штоков 720 индикации блокировки соединителя, которые могут перемещаться вверх и вниз, и показано, когда внешний надставной соединитель 102 свободен или полностью блокирован. Также показана одна из двух пластин 702 вторичного механического запирания (другая на фиг. ЗН не видна), а также труба 110А для протекания рабочей жидкости через горячую врезку НО. Горячая врезка и труба 110А, которая проходит через торцевую заглушку НОВ (или через другие внешние каналы в соединителе 102), являются частями верхней системы 102А активного запирания для внешнего надставного соединителя 102. В этом варианте осуществления также может быть использована нижняя система 102F пассивного запирания. Примеры построения и функционирования верхней системы 102А активного запирания и нижней системы 102F пассивного запирания приведены в патенте США No. 6,540,024. Вкратце, верхняя система 102А активного запирания содержит внутреннюю втулку 102С, гидравлический плунжер 102D осевого перемещения и верхний запорный элемент 102Е, которым может быть кольцо с разрезом, цанга или множество зубцов, расположенных по окружности внутри камеры, образованной между внутренней поверхностью внешнего надставного соединителя 102 и нижней частью плунжера 102D.
Некоторые детали нижней системы 102F пассивного запирания внешнего надставного соединителя 102, а также некоторые детали внутреннего надставного соединителя 92, показаны схематично в разрезе на фиг. 3J. Предусмотрены запорные хомуты 704 и 724, причем хомут 704 обеспечивает запорную силу около 2 миллионов lbf (около 0.9 миллиона Kgf) в этом варианте осуществления.
На фиг. 3J дополнительно показаны внешний корпус или гильза 708 внутреннего надставного соединителя, и внутренний корпус или оправка 709. Предусмотрен комплект
717 запорных зубцов, позволяющих защелкивать хомут 704 на корпусе 104 подводного устья скважины. Может быть предусмотрен другой комплект 901 запорных зубцов, позволяющих защелкивать внешний надставной соединитель 102 на корпусе 104 подводного устья скважины. Нижний комплект 706 запорных зубцов позволяет защелкивать гильзу 708 внутреннего надставного соединителя 92 на хомуте 704, и, таким образом, защелкивать ее на корпусе 104 подводного устья скважины. Аналогичный комплект верхних запорных зубцов 740 позволяет защелкивать внутренний надставной соединитель 92 на напряженном сочленении 2FJB и, таким образом, на внешнем надставном соединителе 102. Нижний и верхний комплекты зубцов позволяют обеспечивать вторичную блокировку стояка на подводном устье 104 скважины и позволяют поддерживать неизменным давление при полном зацеплении носового уплотнения 92А, если внешний надставной соединитель 102 отсоединяется от подводного устья 104 скважины по каким-либо причинам.
Также показаны узлы 710, 711 и 715 размыкания и поверхности 712 посадки на внутренней части хомута 704, для посадки носового уплотнения 92А внутреннего надставного соединителя. Узел 711 размыкания содержит клин 711 А, который позволяет принудительно вводить зубья 717 в комплект внутренних сопряженных канавок 717А корпуса 104 устья скважины. Зубцы 901 могут быть расположены внутри окна 902 с канавками во внешнем надставном соединителе 102. На фиг. 3J дополнительно показана прокладка 716 устья скважины. Специалисты в данной области легко поймут, что один или несколько описанных здесь зубцов могут быть заменены кольцом с разрезом, цангой или другим функциональным эквивалентом.
Внутренний надставной соединитель 92 может иметь носовое уплотнение 92А, например, из инконеля, которое может уплотнять поверхности 712 посадки хомута 103. Внутренний надставной соединитель 92 может защелкиваться при помощи зубцов 706 на хомуте 704 запирания и на напряженном сочленении 2F JB, чтобы создавать предварительно нагруженное конструктивное соединение между подводным устьем 104 скважины и
внутренним и внешним надставными соединителями 102 и 92 (в дополнение к защелкиванию внешнего активного соединителя на устье скважины - так чтобы создать избыточность). Носовое уплотнение 92А позволяет поддерживать неизменным давление между внутренним протоком 64 и кольцевым зазором 76, между внутренним и внешним стояками 60, 70. Таким образом, как это показано на фиг. 3F, добываемые нефть и газ, поступающие через подводный гибкий соединитель 14, через проход, ограниченный внутренней поверхностью 113 соединителя 14, входят в клапанный узел через проходы 107В и 116С, и протекают через колено 109В и поковку 106. При введенном в зацепление носовом уплотнении 92А, добытые флюиды протекают вверх через внутренний стояк 60, через проход 64 и в URA, и в конечном счете через гибкий трубопровод 12 на судно 32 локализации.
Другой вариант осуществления нижнего узла стояка показан схематично на фиг. 4А-4G. В этом варианте осуществления может быть, предусмотрен главным образом цилиндрический элемент 220, которым может быть кованый элемент из стали высокой прочности. Элемент 220 может быть флюидно связан с патрубком 221 стояка добычи через нижнее перепускное сочленение 222 и резьбовой соединитель 242. Фланец 223 с проушиной позволяет производить соединение элемента 220 с присасывающимся свайным узлом на дне моря. Сдвоенные зажимные опоры 224А и 224В позволяют поддерживать соответствующие подводные соединители 225А и 225В. Два крыла добычи могут содержать клапанные узлы 226А и 226В, каждый из которых флюидно связан с элементом 220 через соответствующее колено 230А или 230В. Каждый узел 226А и 226В; может содержать соответственно управляемый с ROV клапан 227А или 227В,.
Может быть предусмотрен дополнительный узел 228, флюидно соединенный с элементом 220 через колено 229. Узел 228 позволяет создавать флюидное соединение с источником функционального флюида, такого как флюид обеспечения потока или другой флюид. В этом варианте осуществления, колено 229 может быть меньше по размерам чем
колена 230А и 230В, однако это не обязательно. Может быть предусмотрен узел 231 горячих врезок для нагнетания функционального флюида. В этом варианте осуществления, узел 231 горячих врезок может обеспечивать меньший расход функционального флюида чем через узел 228, однако это справедливо не для всех вариантов осуществления. Трубопровод 241 (фиг. 4G) меньшего диаметра позволяет подавать функциональный флюид.
На фиг. 4С показан вид в перспективе лифтовой колонны 232, которая соединена с внутренней поверхностью элемента 220. Лифтовая колонна 232 может иметь надставное кольцо 233 и элемент 234 уплотнения, которым может быть элемент уплотнения S-типа. Элемент 234 уплотнения может быть изготовлен из инконеля или из другого коррозионно-стойкого металла. Как это дополнительно схематично показано на фиг. 4D и 4Е, надставное кольцо 233 содержит по меньшей мере один участок внутренней резьбы 235, сопряженный с резьбовым участком на лифтовой колонне 232. Надставное кольцо 233 также может иметь по меньшей мере один участок внешней резьбы 236, сопряженный с резьбовым участком на внутренней поверхности элемента 220.
На фиг. 4Е показаны сдвоенные линейные управляемые с ROV клапаны 237А и 237В для нагнетания функционального флюида (или для его циркуляции наружу), которые введены в вентиляционный переходник 228 кольцевого зазора, имеющий канал 238 доступа в кольцевой зазор между лифтовой колонной 232 и элементом 220 и нижним перепускным сочленением 222. Фланцевое соединение 239 или другое соединение может быть предусмотрено для этой цели. Каждый клапанный узел 226 крыла добычи содержит соединитель 240 (240А и В), который позволяет произвести соединение с подводными гибкими трубопроводами, как это показано в виде сверху на фиг. 4G. Соединителями 240А и 240В могут быть соединители торговой марки OPTIMA, выпускаемые фирмой Vector Subsea, Inc.
На фиг. 8 С показан вид сбоку другого LRA узла в соответствии с настоящим изобретением. Этот вариант осуществления LRA может содержать штампованный из стали
высокой прочности впускной барабан 920, соединитель 921 и S-образное колено 944, подводный API фланец 945, трубный барабан 946, подводный соединитель 180 высокого давления, другой подводный API фланец 111, ограничитель 112 изгиба и подводный гибкий трубопровод 14, который может быть соединен с подводным источником углеводородов (не показан). Другой соединитель 947 на впускном барабане 920 позволяет произвести соединение с источником функционального флюида.
На фиг. 8D показаны, в разрезе по линии 8D-8D на фиг. 8С, детали этого варианта осуществления LRA, иллюстрирующие внутренний надставной соединитель 92, сидящий во внутренней поверхности впускного барабана 920. Блокировочный механизм 930 позволяет соединять, с возможностью отсоединения, внутренний надставной соединитель 92 с впускным барабаном, в то время как кольцевое уплотнение 928 создает герметичное уплотнение между каналом внутреннего надставного соединителя 92 и кольцевым зазором 76. Гибкое сочленение 2FJB может быть соединено с впускным барабаном известным образом, например, при помощи разрезных колец, цанг или зубцов, таких как описанные здесь для других вариантов осуществления.
Верхний узел стояка (URA)
На фиг. 5 схематично показан вид сбоку, с условно вырезанными участками, общего варианта осуществления верхнего узла 6 стояка в соответствии с настоящим изобретением. Верхний узел стояка (URA) 6 представляет собой в целом цилиндрический элемент, который имеет верхний конец 6UE, нижний конец 6LE и внутренний канал 6IB. URA 6 может иметь общий канал со стояком 70, а также может иметь несколько внутренних каналов. Трубопроводы 6А и 6В могут быть флюидно соединены с URA через отводные каналы 60Т, причем трубопровод 6А флюидно связан с каналом внутреннего стояка 60, в то время как трубопровод 6В флюидно связан с кольцевым пространством, образованным за счет внутреннего канала 6IB и внутреннего стояка 60, которое связано с внутренней поверхностью URA 6 (не показано). Верхний конец 6UE URA может быть соединен с почти
поверхностным устройством обеспечения плавучести (не показано) через цепной страховочный фал или другой соединитель 127.
На фиг. 6A-6G показаны различные виды, некоторые в разрезе, другого варианта осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 6Н схематично показан вид в перспективе, а на фиг. 61 и 6J показаны поперечные сечения части этого варианта осуществления верхнего узла стояка, показанного на фиг. 6A-6G. На фиг. 6К показан вид в перспективе уплотненного испытательного канала. URA 6 в соответствии с этим вариантом осуществления содержит головку 122 лифтовой колонны, которая может обеспечивать флюидное и механическое соединения между головкой обсадной колонны и сочленением 124 хвостовика (выпускаемым фирмой GE Oil & Gas, Houston, Texas) и переходником 120 барабана для бурового каната. Переходник 120 барабана для бурового каната и головка 122 лифтовой колонны могут быть механически соединены вместе с использованием множества запорных узлов 120А, причем головка 122 лифтовой колонны и головка 124 обсадной колонны также могут быть механически соединены с использованием второго множества запорных узлов 122В.
Запорные узлы 120А и 122В могут быть одинаковыми или различными, и могут быть узлами запорных винтов или другими известными запорными узлами. Один не ограничительный пример узла запорных винтов приведен в патенте США No. 4,606,557.
Этот вариант осуществления также содержит переходной фланец 126 с серьгой, концевую поковку 128 с проушиной и U-образное звено 125, которое позволяет производить соединение с цепью 127 фала. Все индивидуальные элементы (за исключением фланца с серьгой) выпускаются фирмой GE Oil & Gas. Для использования в соответствии с настоящим изобретением, головка 122 лифтовой колонны может быть обработана на станке так, чтобы получить фланцевое соединение 5-1/8" (13 см) 10К Американского нефтяного института (API), так что может быть закреплен клапанный узел 136 крыла добычи с одним гидравлически управляемым клапаном 137В аварийной остановки (5 дюймов (13 см), 10,000
psi (70 МПа), и с одним управляемым с ROV клапаном 131 аварийной остановки 10,000 psi (70 МПа). Может быть предусмотрена панель 139 с каналом горячей врезки ROV для текущего контроля давления и температуры, а также канал для нагнетания азота (или другого флюида) и ROV панель 152 для кольцевого зазора стояка, и трубопровод 158 для нагнетания азота или другой газовой среды в кольцевой зазор, а также каналы отвода давления и температуры (через панель 153 доступа ROV) между клапанами на пути потока добычи, а также панель 156 разрывного диска ROV.
Один или несколько каналов горячих врезок ROV и манометров между двумя ESD клапанами в URA могут быть предусмотрены для циркуляции функционального флюида назад через гибкий трубопровод 12 к поверхностной структуре и для отбора давления в линии, если это необходимо (при удержании первого клапана закрытым). Может быть предусмотрен кронштейн 155 для установки составного шланга. Могут быть предусмотрены несколько каналов 130 отбора в головке 122 лифтовой колонны (см. фиг. 6С), а также множество каналов 135 для вмешательства. Фланцевое соединение 133 может соединять подводный соединитель 184 высокого давления с ограничителем 134 изгиба. В некоторых вариантах осуществления могут быть предусмотрены вводный барабан 138 и переходник 157 ограничителя изгиба. Может быть предусмотрен подъемный рым 129А для подъема клапанного узла 136 крыла добычи, но не при закрепленном подводном гибком трубопроводе 12.
На фиг. 6D показан вид сбоку URA 6, а на фиг. 6Е показан разрез по линии А-А на фиг. 6D. Как это показано на фиг. 6Е, в этом варианте осуществления предусмотрен регулируемый хомут 159 URA. Также показан путь флюида локализации, сначала вверх через канал 64, затем в боковом направлении через проход 137D в колене 137А и в соединении 132, затем вниз через проход 137С в клапане 137В и проход 131А в клапане 131, и, наконец, из URA через проток 184В в подводном соединителе 184А, который может быть соединен с гибким трубопроводом 12 через фланец 184С, и проток 12А через гибкий
трубопровод 12, к судну 32 локализации на морской поверхности.
На фиг. 6F показан вид сверху URA 6, иллюстрирующий более подробно ранее упомянутые характеристики.
На фиг. 6G схематично показан вид в перспективе URA 6, иллюстрирующий возможное размещение изоляционного материала INS вокруг клапанов 137В и 131, а также вокруг связанных с ними труб. Изоляция INS может быть такой же как мокрая изоляция 80, показанная на фиг. 1В, или другой.
Дополнительные детали этого варианта осуществления URA показаны на фиг. 6Н-6К. Показаны канал 158А нагнетания азота, а также нижняя часть 122А головки 122 лифтовой колонны, которая содержит уплотненный испытательный канал 718. Также показаны уплотнительное кольцо 720 между головкой 122 лифтовой колонны и головкой 124 обсадной колонны; уплотнение 722 металл с металлом; профиль 724 инструмента вращения, переходное соединение 726, и нагруженное кольцо 728 поддержки хомута, а также размыкатель 730. На фиг. 6J дополнительно показана URA поковка 734, имеющая каналы 732 для измерения давления и температуры. Наконец, показано уплотнительное кольцо 736, установленное между переходником 120 барабана для бурового каната и головкой 122 лифтовой колонны. На фиг. 6Н и 61 показаны головка обсадной колонны и сочленение 124 хвостовика, которое содержит нижний участок 124А головки обсадной колонны и сочленение 124В хвостовика, приваренное в местоположении 124С к нижнему участку 124А головки обсадной колонны.
На фиг. 7А и 7В схематично показаны вид спереди в перспективе и вид сзади в перспективе другого варианта осуществления верхнего узла стояка (URA) в соответствии с настоящим изобретением, а на фиг. 7С показан вид сбоку этого варианта осуществления. На фиг. 7D показано поперечное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 7А и 7В; а на фиг. 7Е показано детально поперечное сечение части поперечного сечения, показанного на фиг. 7D. Этот вариант осуществления URA отличается от предыдущих вариантов
осуществления URA в первую очередь тем, что этот вариант осуществления позволяет производить циркуляцию функционального флюида, такого как нагретая вода, через кольцевой зазор. Имеющиеся в предыдущих вариантах осуществления URA два больших клапана крыла и проходы большого диаметра заменены здесь функциональной горячей врезкой ROV, чтобы нагнетать такой функциональный флюид, как азот.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 7А-7Е, другой гибкий трубопровод (для упрощения не показан) может быть соединен с URA через подводный соединитель 818 и может идти на поверхностное судно, если желательно производить непрерывную или полунепрерывную циркуляцию в кольцевом зазоре. Барабан 804 отвода может быть флюидно связан с катушкой 803 для подвески. Катушка для подвески, в свою очередь, может быть соединена с коническим напряженным сочленением 802, которое само по себе не является частью URA, но приведено для полноты картины и чтобы показать, как URA соединен с системой стояков. Серьга 806 и цепной страховочный фал 807 позволяют механически соединять URA с почти поверхностным устройством обеспечения плавучести (не показано).
Как это лучше всего показано на фиг. 7D, колено 808 может иметь внутренний канал 808А, который пересекается с каналом 804А в барабане 804 отвода и является главным образом перпендикулярным к нему. В этом варианте осуществления также предусмотрены колено 809 и внутренний канал 809А, который также является главным образом перпендикулярным к каналу 804А, но не пересекается с каналом 804А. S-образный трубопровод 810 создает проток для углеводородов, в комбинации с каналом 808А в виде колена, первым клапаном 811 аварийной остановки и вторым клапаном 812 аварийной остановки. Выпуск 813 в соединителе 81 ЗА соединяют с подводным гибким трубопроводом 12 для проведения операций добычи или локализации. Соединитель 813А может быть соединителем торговой марки OPTIMA, или другим соединителем, подходящим для подводного использования. Для управления соединителем 81 ЗА предусмотрено ROV
соединение 814. Также может быть предусмотрен клапан 815 стравливания, позволяющий запирать URA, отводить содержимое S-образного колена 810 и поднимать подводные гибкие трубопроводы, например, для ремонта или замены.
Могут быть предусмотрены клапаны 816 и 817 для обеспечения циркуляции в кольцевом зазоре и/или для нагнетания флюида добычи и/или функционального флюида через соединитель 818. Функциональный флюид может быть введен в кольцевой зазор через соединитель 818 и клапаны 816 и 817, и может быть отведен через вентиляционный переходник кольцевого зазора, как это показано на фиг. 1D. Клапанами 816 и 817 можно управлять с ROV. Функциональный флюид также может быть введен в кольцевой зазор через другой управляемый с ROV клапан 819 и соединитель 820, которым может быть фланцевый соединитель.
На фиг. 7Е детально показано поперечное сечение площади, где происходит соединение барабана 804 отвода и катушки 803 для подвески. Два узла 822 кольцевого уплотнения и проволочного держателя обеспечивают двойное уплотнение между флюидом, втекающим в канал 825А в лифтовой колонне 825, и камерой 827 шлипсов 824. Стопорное кольцо 823 удерживает шлипсы 824 в заданном положении. Также предусмотрен проход 826, который обеспечивает доступ к узлам 822 кольцевого уплотнения и проволочного держателя.
Другой вариант осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением схематично показан в виде сбоку на фиг. 8А. URA 6 содержит канал флюида добычи барабана 910 отвода, флюидно и механически соединенный с трубопроводом 911 и с лифтовой колонной 913. Лифтовая колонна 913 может быть флюидно связана с ограничителем 134 изгиба через подводный API фланец 905, подводный соединитель 184 высокого давления, другое подводное API фланцевое соединение 133, и, факультативно, через QDC подводный соединитель 950 (например, выпускаемый фирмой Vector Subsea, Inc., торговое название OPTIMA). Ограничитель 134 изгиба может быть соединен с подводным
гибким трубопроводом 12, который известным образом может идти в петле с провесом к поверхностному судну. В трубной секции 911 может быть предусмотрен ESD 915 с управлением от ROV. Может быть предусмотрен опорный кронштейн 916, который кроме поддержки лифтовой колонны 913 под углом о" также может поддерживать изогнутый щиток 942, являющийся механическим барьером между узлами крыльев. Угол о может лежать в диапазоне ориентировочно от 0 до 180 градусов, или ориентировочно от 30 до 90 градусов, или ориентировочно от 30 до 45 градусов. Трубопровод 911 флюидно соединен с переходником 926, который, в свою очередь, флюидно соединен с катушкой 912 для подвески через API фланец 917, с головкой 124 обсадной колонны через другой API фланец
918, с сочленением 124В хвостовика, приваренным к головке 124 обсадной колонны, и со стояком 2, ввинченным в сочленение 124В хвостовика. Барабан 910 отвода содержит фланец 127 с серьгой, позволяющий произвести соединение с цепным страховочным фалом 125 и с почти поверхностным устройством обеспечения плавучести (не показано).
Другой особенностью этого варианта осуществления, показанного на фиг. 8А, является наличие соединения 906 в катушке 912 для подвески, предназначенного для соединения с S-образным коленом 907, с API фланцем 908, с трубопроводом 909, с подводным соединением 940 высокого давления, с другим подводным API соединителем 940 и с API фланцем 941, и с ограничителем 923 изгиба для подводного гибкого трубопровода
919, чтобы подавать нагретую воду от поверхностной структуры в катушку 912 для подвески и, таким образом, в кольцевой зазор 76 (фиг. 8В). Нагретая вода будет вытекать через вентиляционный переходник кольцевого зазора, как это показано на фиг. 1D.
На фиг. 8В показаны в разрезе по линии 8В-8В на фиг. 8А детали этого варианта осуществления URA. Внутренний стояк 60, расположенный внутри переходника 926, катушки 912 для подвески и головки 124 обсадной колонны, создает кольцевое пространство 76 между внутренней поверхностью 912А катушки 912 для подвески и внутренним стояком 60. Пара 925 кольцевых уплотнений обеспечивает уплотнение внутреннего стояка 60 в
переходнике 926. Один или несколько шлипсов 924, которые заклинены между внутренней скошенной поверхностью 943 катушки 912 для подвески и внутренним стояком 60, прочно закрепляют внутренний стояк 60 в катушке 912 для подвески.
На фиг. 9 показана P &ID схема одного варианта осуществления в соответствии с настоящим изобретением системы концентрических свободно стоящих стояков. Клапаны, показанные черным цветом, являются нормально закрытыми. Может быть предусмотрена линия 160 ввода азота для исправления гидрата во внутреннем стояке 60. Линия 160 подключена через подводный соединитель 182. Может быть предусмотрен разрывной диск 162, с давлением разрыва, выбранным в соответствии с условиями эксплуатации, а в данном варианте осуществления с давлением разрыва 4740 psia (32 МПа). Разрывной диск 162 может быть частью предохранительной клапанной системы 164 ограничения давления в кольцевом зазоре 70. Могут быть предусмотрены различные манометры Gl, G2, G3, G4, G5, G6 и G7, а также каналы 161, 163, 165, 167, 169, 171, 173, 175 и 177 горячих врезок ROV. Каналы горячих врезок могут быть одинарными или множественными. В этом варианте осуществления может быть предусмотрен канал 186 горячей врезки ROV для снижения давления.
На фиг. 10А и 10В показаны схематично виды в перспективе варианта осуществления присасывающегося свайного узла 200, пригодного для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением, который содержит цилиндрический корпус 202, верхнюю плиту 204, фланцевое соединение 206 для нагнетания морской воды в цилиндрический корпус 202 или для отвода морской воды из него, и различные соединения для упрощения перемещения узла 200. Соединитель 210 с воронкой и вертикальное удлинение 212, которые обеспечивают наведение при установке поршня 214, выпускаются фирмой Balltec, of Lancashire, UK. Удлинение 216 с проушиной и U-образный соединитель позволяют соединять присасывающийся свайный узел с LRA с использованием цепи 117 фала. Установка присасывающегося свайного узла 200 на морском дне может быть
осуществлена за счет откачки морской воды из узла через соединение 206. Подводное давление присасывает цилиндрический корпус 202 на морском дне. Такие устройства уже известны и обсуждаются, например, в заявке на патент США 20020122696.
На фиг. ПА схематично показан вид в перспективе цилиндрического корпуса 202 присасывающегося свайного узла, показанного схематично на фиг. 10, прикрепленного к LRA при помощи цепного страховочного фала 117, где можно видеть одно возможное положение вентиляционного переходника кольцевого зазора AVS непосредственно над LRA, в то время как на фиг. 11В показан дополнительный вид в перспективе варианта осуществления LRA 8 и вентиляционного переходника кольцевого зазора AVS, где можно видеть клапаны 142 и 144 вентиляционного переходника кольцевого зазора.
В различных вариантах осуществления, система FSRs может быть закреплена на морском дне 10 при помощи присасывающегося свайного узла, показанного на фиг. ПА. Могут быть использованы одинаковые или различные присасывающиеся свайные узлы. В одном варианте осуществления, узел может иметь диаметр 14 футов и длину 70 футов. Новый инструмент для установки присасывающегося свайного узла фирмы Balltec с вилкой может быть использован для стыковки с уже существующей розеткой на присасывающемся свайном узле. После закрепления присасывающегося свайного узла на морском дне, он может быть соединен с FSR при помощи соединителя фирмы Balltec, серег и цепного страховочного фала. Цепные фалы должны выдерживать максимальное растяжение 550 kips (2450 кН) (соответствующее самой большой возможной нагрузке). Присасывающийся свайный узел может быть спроектирован с минимальным коэффициентом запаса, равным 3, относительно максимального возможного растяжения фала.
В одном варианте осуществления, аналогичном показанному на фиг. 3A-3J, вес LRA может составлять ориентировочно 30 kips (130 кН) в воздухе, 26 kips (116 кН) в погруженном (подводном) состоянии, и LRA может быть прикреплен к присасывающемуся свайному узлу при помощи 90 футовой 117 мм R-4 якорной цепи без распорок, с
прочностью на разрыв 2,915 kips (13,000 кН), и при помощи 250 тонной (около 227,000 кг) Crosby G-2140 серьги, с прочностью на разрыв 2,750 kips (12,200 кН). LRA в этом варианте осуществления может иметь 15К Vetco Н-4 подводное устье скважины, специально обработанное на станке, чтобы получить вводы 2 х 7-1/6 дюйма (5 х 18 см) 10,000 psi (70 МПа) для установки множества гибких соединителей или, как это показано на фиг. 3, одного соединителя для флюида добычи и ROV интерфейса для нагнетания метанола.
На фиг. 12А, 12В и 12С схематично показаны соответственно вид в перспективе подсистемы штормового зажима, системы позиционирования стояка и подсистемы текущего контроля натяжения стояка в соответствии с настоящим изобретением. Подсистема штормового зажима, показанная на фиг. 12А, содержит зажим 250 стояка, горизонтальное удлинение 252 и зажим 254 гибкого соединителя (управляемый от ROV) (всего четыре зажима в одном варианте осуществления). Зажим 254 соединителя содержит направляющие 255, 256, которые направляют гибкий трубопровод в зажим 254 гибкого соединителя. Система позиционирования стояка содержит зажим 258 позиционирования стояка и пару акустических источников или акустических маяков 260, 262. Подходящие акустические маяки выпускаются фирмами Sonardyne International Ltd in the UK, и Sonardyne Inc., Houston, TX. Акустическое позиционирование хорошо известно специалистам в данной области и не требует дополнительного пояснения, однако его использование в способах и системах подводной локализации и отведения неизвестно.
На фиг. 12С показана подсистема 52 текущего контроля натяжения стояка, которая содержит подводный соединитель 54, модуль 56 текущего контроля натяжения и акустические маяки 264 и 265. Как уже было указано здесь выше, такие акустические маяки выпускаются серийно, а использование текущего контроля натяжения стояка уже известно, но не в способах и системах подводной локализации и отведения.
В случае планируемого или не планируемого разъединения, верхний гибкий соединительный трубопровод опускают контролируемым образом сбоку от FSR и зажимают
в зажимах гибкого соединителя при помощи ROV. Зажим позиционирования стояка с двумя акустическими маяками может быть расположен в любом месте на стояке, однако в одном варианте осуществления может быть расположен рядом с верхней частью стояка. Эти маяки могут быть встроены в системы динамического позиционирования (DP) судна локализации для того, чтобы непрерывно давать информацию об относительном местоположении верхней части стояка, которую непосредственно используют для удержания судна в заданных пределах. Блок текущего контроля натяжения стояка может быть установлен в любом одном месте вдоль длины стояка, или в нескольких местах. В одном варианте осуществления, блок текущего контроля натяжения стояка может быть установлен на внешнем стояке вместе с двумя акустическими маяками, передающими данные натяжения на судно локализации с заданными временными интервалами.
На фиг. 13А и 13В схематично показаны виды в перспективе узла обеспечения плавучести, пригодного для использования в способах и системах в соответствии с настоящим изобретением. Этот узел содержит перила 270, центральный опорный трубопровод 271 и паз 272 в верхней поверхности 281 цилиндра 280 первичного воздуха воздушной банки 18, а также проушину 273, цепной фал 274 и устройство 275 натяжения. На фиг. 13С показано, как узел обеспечения плавучести может быть соединен с верхним узлом стояка (URA), а также показано соединение для подъема и заполнения вспомогательной воздушной банки 19 и ее цилиндра 23. Вспомогательная воздушная банка 19 имеет верхнюю часть 25 с клапаном 21 для заполнения, и основание 27.
На фиг. 14 показан график требуемой плавучести воздушной банки (в фунтах) в функции глубины воды ( в футах). Линия показывает требуемое натяжение за счет воздушной банки.
На фиг. 15 схематично показан вид в перспективе другого узла 300 обеспечения плавучести с воздушной банкой, который пригоден для использования в некоторых вариантах осуществления и содержит четыре отдельных цилиндра 302, каждый из которых
имеет верхнюю часть 304 и индивидуальную нижнюю опору 306. Каждый цилиндр может иметь четыре камеры, однако камер может быть больше или меньше. Каждый цилиндр может иметь диаметр 16 футов (4.9 м), однако диаметр может быть больше или меньше в некоторых вариантах осуществления. Каждый цилиндр может иметь длину 45 футов (13.7 м) в этом варианте осуществления, но в некоторых вариантах осуществления длина может быть больше или меньше. Узел 300 также содержит верхнюю поверхность или крышу 308, страховочный фал 310 и центральный опорный трубопровод 312. Узел 300 также содержит нижние опорные подкладки 314 (четыре подкладки в этом варианте осуществления) и две верхние опорные панели 316 с подкосами 318. На фиг. 15 показан концептуальный проект воздушной банки, которая позволяет обеспечить достаточную плавучесть для системы локализации FSR даже на глубине воды 10,000 футов (около 3,000 м). На меньших глубинах необходимо меньшее число камер, в которые подают воздух, что создает дополнительную избыточность системы. (Shilling, et al., "Development of Fatigue Resistant Heavy Wall Riser Connectors For Deepwater HPHT Dry Tree Riser Systems ", OMAE2009-79518).
На фиг. 16 показана блок-схема системы локализации и отведения на базе свободно стоящего стояка в соответствии с настоящим изобретением, которая содержит четыре пути для флюидов от подводного источника на четыре отдельных поверхностных структуры. Вместе с ранее описанными здесь устройствами (FSRs 2 и 4 и связанные с ними поверхностные структуры), этот вариант осуществления содержит поверхностную структуру 40, которая может принимать флюиды от подводного источника через закрепленный на морском дне приемник полированного ствола (PBR), уплотненный хвостовик и узел стояка, и манифольд PBR (PBRM). Стояк может иметь уплотненный хвостовик, прикрепленный к его дистальному концу, причем уплотненный хвостовик затем может быть заведен в PBR. PBR может быть закреплен на морском дне 10 при помощи своего собственного присасывающегося свайного узла 16. Варианты осуществления PBR, стояка и уплотненного хвостовика описаны более подробно в находящейся на
одновременном рассмотрении заявке США серийный номер 61479695 правопреемника патентовладельца, поданной 27 апреля 2011 г. Другая поверхностная структура 40А может принимать флюиды от подводного источника через отдельный стояк 1 от СКМ 28 и по дроссельной линии С от подводного ВОР 22. Отдельно, PBR, уплотненный хвостовик и стояк могут принимать флюиды подводного источника от линии К для глушения подводного ВОР 22, причем флюиды проходят через СКМ 28 и CDM 26, затем через PBR, уплотненный хвостовик и стояк на поверхностную структуру 40.
На фиг. 16 также показано в общем виде, где на морском дне 10 находится подводная система автоматического нагнетания диспергатора (SADI). В одном варианте осуществления, SADI содержит один или несколько гибких эластичных баллонов, заполненных или частично заполненных диспергирующим химикатом или смесью химикатов. Каждый эластичный баллон имеет груз на своей верхней поверхности, так что когда разрывной диск срабатывает в системе локализации и отведения, или происходит снижение давления в системе по другим причинам, диспергирующий химикат автоматически диспергируется в непосредственной близости от имеющего утечку оборудования, чтобы диспергировать углеводороды и другие флюиды, такие как буровой раствор, в морской воде, пока не будет развернута система локализации и отведения, которая содержит стояки, LRA и URA, выполненная в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 17 показана более детально блок-схема варианта осуществления системы локализации и отведения в соответствии с настоящим изобретением, и в частности показано, как система подавления гидрата (HIS) может быть встроена в системы и способы в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 17 показаны линии 330 подачи химиката торможения образования гидрата в колпак 24 комплекта ВОР, ВОР 22 и в подводные гибкие трубопроводы 14 через CDM 26. При циркуляции химикат может возвращаться на судно 38А через возвратную линию 332. Система HIS описана далее более подробно со ссылкой на фиг. 26 и 27. Химикат также может поступать через СКМ (28) на дроссельную линию 334 и
линию 336 для глушения. Кроме того, предусмотрены гибкий трубопровод 338, соединяющий СКМ с CDM, гибкий трубопровод 340 (340А и В), соединяющий колпак 24 комплекта ВОР с комплектом 30 манифольда; гибкий трубопровод 342, соединяющий комплект 30 манифольда с CDM (26); и гибкий трубопровод, соединяющий CDM 26 с PBRM.
На фиг. 18 детально показана принципиальная схема манифольда дросселирования/ глушения (СКМ, 28), пригодного для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением. В этом варианте осуществления, компоненты, показанные на фиг. 18, показаны более детально на фиг. 18А, 18В, и 18С, где показано, например, что линия 336 для глушения содержит соединения для горячих врезок (фиг. 18А); коллекторы А и В в СКМ содержат соединители (фиг. 18В), а дроссельная линия и/или линия глушения на ВОР используют соединения (фиг. 18С). На фиг. 18А, В и С показаны соединения 352А, В и С для горячих врезок, которыми могут быть горячие врезки в соответствии со стандартом API 17Н. Шаровой клапан 353 на V* оборота предусмотрен в варианте осуществления, показанном на фиг. 18А. Данные давления в линии 336 глушения могут быть получены при помощи манометра PG (фиг. 18А) и горячей врезки 352А, в то время как горячие врезки 352В и 352С позволяют измерять другие параметры линии глушения, например, температуру, вязкость и т.п. Аналогично, эти параметры могут быть измерены с использованием устройств, показанных на фиг. 18В и С, в линиях глушения и/или дросселирования, ведущих к СКМ и от него, в непосредственной близости от управляемых ROV подводных зажимов 356. Может быть предусмотрен регулятор давления, PIC, как это показано на фиг. 18А, который позволяет регулировать давление через телеметрию с поверхности.
На фиг. 19 показана схема P &ID LMRP, комплекта ВОР и манифольда выброса скрапа (JSM) 360, пригодных для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением. JSM включает в себя, в этом варианте осуществления, главные коллекторы 361 и 362, и перепускные соединения 363, 364. ВОР
комплект включает в себя соединитель 365 комплекта с устьем скважины, набор испытательных плашек 366 и два набора трубных плашек 367, срезающие плашки 368 обсадной трубы, глухие/ срезающие плашки 369, соединитель 370 стояка, а также нижнюю кольцевую плашку 372 и верхнюю кольцевую плашку 373. Напряженное сочленение 374 стояка соединено с переходником 375 стояка. Вентиляционный переходник 376 кольцевого зазора показан на стояке 2. Также показана сменная желтая распределительная коробка 277 (выпускаемая фирмой SCM).
На фиг. 20 показана блок-схема комплекта ВОР и связанных с ним панелей управления, пригодных для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением. В дополнение к ранее описанным компонентам, на фиг. 20 показаны группы управляемых при помощи ROV панелей 380А-380Е управления, объединенных с различными управляемыми при помощи ROV клапанами и каналами для осуществления различных функций. Е[апример, панель 390 для глушения может иметь набор управляемых при помощи ROV соединений, расположенных в боксе 380А, в том числе каналы для закрывания и открывания внутренних и внешних клапанов для глушения, и трехходовой клапан для промывки гликоля/ метанола, а также 12 штырьковый мокрый сопряженный соединитель. Дроссельная панель 391 может иметь набор управляемых при помощи ROV соединений, расположенных в боксе 380В, в том числе каналы для закрывания и открывания внутренних и внешних клапанов для глушения, и клапан для зондов НРНТ. Сдвоенная панель 392 плашек ВОР может иметь каналы для закрывания и открывания верхних срезающих плашек 369. Одиночная панель 393 плашки ВОР может иметь органы управления, расположенные в боксе 380D, для закрывания и открывания нижней срезающей плашки 369. Панель 394 гидравлического управления может иметь первичный расцепитель, вторичный расцепитель, задвижку, средство освобождения вспомогательной прокладки и средство управления каналом промывки гидрата, содержащее линию 381 подачи гидрата, как это показано в боксе 380Е, для соединения 365 устья
скважины. ESD панель 395 может иметь варианты с управляемой при помощи ROV задвижкой 383, с управляемым при помощи ROV расцепителем 384, с подачей при помощи ROV горячей врезки 385, с подачей с поверхности команд 386 управления, и может иметь микропроволочные выводы 387 панелей и/или салазки накопителей, и соединение 388 подачи с поверхности, диаметром минимум ХА дюйма.
При поступлении команды управления, подводные клапаны с электромагнитным управлением входят по специальным резервным линиям передачи в IWOCS составной шланг (не показан). По команде управления, клапаны с электромагнитным управлением могут направлять флюид под давлением от местных накопителей 396 на морском дне на соответствующий клапан, плашку или соединитель. Местные подводные накопители 396 могут получать гидравлическое давление через гидравлическую линию (не показана) с поверхностного судна. Аварийная остановка и разъединение могут быть осуществлены при помощи прямого электрического или акустического сигнала. Акустический сигнал может поступать от акустического анкерного узла, имеющего акустические приемопередатчики и акустический блок управления (не показан).
На фиг. 21 показана схема P &ID интерфейса 400 источника, пригодного для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 21 показаны подводный дроссель 402, подводная дроссельная вентиляционная труба 403, подводный дроссельный раструб и мини соединение 404 Камерона, а также подводный раструб для глушения и мини соединение 405 Камерона. Предусмотрены также подводный дроссельный клапан 406 и клапан 408 для глушения. Горячая врезка 409 типа API 17D введена в управляемую при помощи ROV панель 410 в линии 340А. Другая управляемая при помощи ROV панель 410 и приемник горячей врезки Moffat введены для резервирования в линию 340А, которая соединена с линией 240В при помощи API фланца 412. Пара мини соединителей Камерона диаметром 3 дюйма связаны с блоком нижнего морского стояка (LMRP).
На фиг. 22 показана схема P &ID одного варианта осуществления комплекта 30 манифольда, пригодного для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением. В этом варианте осуществления, комплект 30 манифольда включает в себя четыре подводных соединителя 420 А, В, С и D. Соединитель 420А флюидно соединяет подводный трубопровод 340В от ВОР с главным коллектором 422 комплекта 30 манифольда. API фланец 412 соединяет подводный гибкий трубопровод 340А от ВОР с линией 340В. Аналогично, API фланец 426 соединяет подводный гибкий трубопровод 342В с линией 342А, и с подводным соединителем 420С и с коллектором 435 S-образного колена. Коллектор 423 соединен с разрывным диском 424 через подводный соединитель 420В. Линия 422 соединена с подводным гибким трубопроводом 14 через подводный соединитель 420D и API фланец 428. Этот вариант осуществления также включает в себя панель 430 управления при помощи ROV, и различные API 17Н или D горячие врезки для измерения давления, температуры и для проведения других измерений. Кингстонную коробку 434 используют как средство выравнивания давления при помощи клапанов управления.
На фиг. 23 показана схема P &ID одного варианта осуществления манифольда локализации и отведения (CDM, 26), пригодного для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением, который включает в себя в этом варианте осуществления три главных коллектора, 456, 457 и 458, причем коллектор 456 флюидно соединен с S-образным коленом 456G через подводный соединитель 456С. Аналогичные соединители использованы для соединения коллектора 457 с вентиляционной трубой 468С, и коллектора 458 с линией 458А и с разрывным диском 458С. Переходные трубопроводы 459, 460 и 461 позволяют нагнетать в CDM функциональный флюид, например, химикат торможения образования гидрата, такой как метанол, и циркулировать его назад в HIS для исправления и/или торможения образования гидрата через один канал Уг дюйма API 17D горячих врезок 454 (предусмотрена пара
холостых или запасных горячих врезок 454). Предусмотрена также другая горячая врезка 455 для текущего контроля давления.
Вариант осуществления на фиг. 23 содержит микропроволочные выводы "FL" для ввода в HIS и вывода из нее. S-образное колено 462 соединяет API фланец 450 и CDM, в то время как другое S-образное колено 463 соединяет API фланец 451 и CDM. Еще одно S-образное колено 464 соединяет API фланец 452 и CDM. На фиг. 23А показана ROV панель 465 на S-образном колене 463, которая содержит конфигурацию запуска, в которой химикат торможения образования гидрата первоначально нагнетают из HIS в различные трубопроводы, ведущие в CDM. На фиг. 23А показан гибкий трубопровод 338, соединенный с S-образным коленом 463 через API фланец 451. Устройство запуска для подачи химиката торможения образования гидрата содержит приемник 466 горячей врезки с двойным гнездом API 17Н % дюйма, введенный в приемник 467 горячей врезки с одинарным гнездом API 17D % дюйма, и контрольный клапан 467А. Другие устройства горячих врезок, показанные на фиг. 23, представляют собой устройства с горячими врезками и клапанами, аналогичные устройству, показанному на фиг. 23А. Горячие врезки 468А и В на вентиляционной линии 468С позволяют производить текущий контроль локального давления. На фиг. 23В показано устройство, позволяющее производить текущий контроль давления в линии 458А разрывного диска, ведущей к разрывному диску 45 8С, которое содержит приемник 458В горячей врезки с двойным гнездом API 17Н 1А дюйма (0.64 см), клапан 458D и манометр 470.
На фиг. 24 и 25 схематично показаны виды сбоку двух вариантов осуществления судов переработки и сбора, пригодных для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением. Вариант 480 осуществления, схематично показанный на фиг. 24, содержит буй 482 быстрого соединения/ разъединения, API фланцы 484, 485, переходной барабан 486 и четыре клапана 488 снижения давления. Вариант 480 осуществления дополнительно может содержать корабельную башню 490. Линия 491 соединяет клапаны 488 с блоком 492 обработки газов/ жидкостей, который разделяет газы
от жидкостей, после чего газы поступают по линии 493 в факел 33 или на другое судно локализации, в то время как жидкости поступают в накопитель 495, и могут поступать через гибкий трубопровод 15 на судно 34 сбора. Вариант 500 осуществления, схематично показанный на фиг. 25, является аналогичным, но не содержит буй быстрого соединения/ разъединения, а содержит гильотинные ножницы 506, которые в аварийной ситуации разрезают гидравлические шланги 503, 504 Vz дюйма (1.3 см), идущие от HPU 502 на судне 32 к подводному оборудованию. Также предусмотрены API соединение 508 с раструбом, соединитель 510 быстрого соединения/ разъединения и контрольный клапан 512 противодавления. Оборудование 514 для разделения газов/ жидкостей подает газовую фазу в линию 516, а жидкую фазу в линию 518, которая ведет к накопителю на судне 32, причем жидкая фаза затем проходит через гибкий шланг 15 и через соединитель 520 (соединитель 20 дюймов (51 см) фирмы NSCA (National Society for Clean Air (UK), теперь фирма Environmental Protection UK) в цистерну 34 хранения. На судне 32 (см. фиг. 26А) предусмотрена контрольная панель 501 для HPU.
На фиг. 26А, 26В и 27 показаны схемы P &ID одного варианта осуществления системы подавления гидрата (HIS), пригодного для использования в некоторых вариантах осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением. Баки 536А, В, С для химикатов, вспомогательные воздушные насосы 543, 544, и главные насосы 550, 551, 552 для нагнетания химикатов расположены на поверхности в этом варианте осуществления, на судне, как это показано пунктиром 530 на фиг. 26А и 26В. Манифольд 532 и коллектор 540 соединяют баки 536 для химикатов с насосами в области 542 вспомогательных насосов, а манифольд 534 и коллектор 545 флюидно соединяют вспомогательные насосы 543 и 544 с приводимыми в действие дизелем насосами 550, 551, 552 для нагнетания химикатов, расположенными в областях 547, 548, 549. Химикаты поступают на судно 530 от отдельных судов подачи химикатов (или от одного судна подачи химикатов с раздельными баками для разных химикатов), как это показано линиями 537,
538. Линия 535 сброса давления идет через клапан сброса давления (PRV) 533 в один из баков 536А поверхностного судна. Барабан 555 составного шланга показан пунктиром. Коллектор 531А сброса давления соединяет нагнетательные трубопроводы насосов 550, 551, 552 с коллектором 531 и PRV 533. Коллектор 558 подачи в HPU и возвратный коллектор 559 для рабочей жидкости могут быть выполнены как шланги диаметром Уг дюйма (1.3 см), также как и коллектор 560 возврата химикатов. Множество шлангов, а в этом варианте осуществления восемь шлангов, объединены в один составной шланг для нагнетания химиката торможения образования гидрата в подводное оборудование, вместе с четырьмя шлангами для рабочей жидкости, а также предусмотрены два составных шланга меньшего диаметра для выпуска и отвода инструмента для разрезания кабеля с поверхности с использованием подводного ROV.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 27, на которой показано, что подводный участок HIS содержит группы подводных соединителей 561, соединяющих линии подачи химикатов, гидравлические линии и инструментальные линии с подводным распределительным ящиком (UDB) 562 составных шлангов, который, в свою очередь, флюидно соединяет линии подачи химиката торможения образования гидрата с подводной распределительной панелью 563 горячих врезок через группы горячих врезок 568А, В, С, 570А, В, С и соединители 576А, В, и С. Через другую группу горячих врезок 572А, В и 574А, В и 576А, В и через соединители 577А и В распределительная панель 563 флюидно соединена с распределительным ящиком 564 с микропроволочными выводами. Также показаны холостые или резервные горячие врезки 566, и гибкие подводные трубопроводы к CDM и от него. Режущий инструмент 584 показан как часть общего UDB, однако он может иметь свой собственный UDB. Может быть предусмотрено любое число подводных манометров 575, расположенных в UDB. Распределительный ящик 564 с микропроволочными выводами содержит первичный коллектор 578 и вторичные коллекторы 580, 582. Коллектор 580 флюидно соединен с соединителем 581, который флюидно соединен
с S-образным коленом ВОР линии для глушения, регулируемым образом подающей флюид торможения образования гидрата через горячую врезку 576А. Аналогично, коллектор 582 флюидно соединен с соединителем 583, который флюидно соединен с S-образным коленом комплекта манифольда ВОР, регулируемым образом подающим химикат торможения образования гидрата через горячую врезку 576В.
На фиг. 28 и 29 показаны блок-схемы, иллюстрирующие два регламента соединения двух плетей трубопровода для системы концентрических свободно стоящих стояков 2 и 4 на фиг. 1 в соответствии с настоящим изобретением.
В одном варианте осуществления, конфигурация системы воздушных банок содержит одну первичную воздушную банку (выпуска1емую фирмой SMB-IMODCO Inc., Houston, Texas, USA) с U-образным пазом, напряженным сочленением и страховочным фалом с цепью/ серьгой. Это может быть система с уравновешенным давлением, которую заводняют и снабжают воздухом после установки на место при помощи ROV. Воздушная банка может иметь 6 независимых балластных отсеков, и после уравновешивания давления может быть использована в широком диапазоне глубин ниже среднего уровня воды. Напряженное сочленение 36 дюймов (91 см) с упорным кольцом, проушинами и с серьгами может служить интерфейсом между стояком и первичной воздушной банкой. Вторичная (вспомогательная) воздушная банка (например выпускаемая фирмой Dril-Quip Inc., Houston, Texas, USA) может потребоваться для обеспечения дополнительной плавучести FSR системы. Цепной страховочный фал может быть использован как интерфейс между первичной и вспомогательной воздушными банками. При полном подводе воздуха, система обеспечивает плавучесть 806 kips (3590 кН) (из них 700 kips (3100 кН) SBM-IMODCO воздушная банка +122 kips (542 кН) Drill-Quip воздушная банка - 13.4 kips (60 кН) мокрый вес уплотненного напряженного сочленения - 2.5 kips (11 кН) мокрый вес Dril-Quip цепного страховочного фала).
Некоторые системы и способы в соответствии с настоящим изобретением могут быть
масштабированы в широком диапазон водных глубин, давлений в скважине и режимов работы. В некоторых вариантах осуществления, FSRs позволяют пропускать свыше 40,000 баррелей в день (около 4800 м в день), когда каждый из них имеет проток диаметром 6 дюймов (15 см) во внутреннем стояке. Существующее оборудование стояка типа сухой елки может быть использовано для образования FSRs. В этих вариантах осуществления, сочленения внешнего стояка могут иметь внешний диаметр 13.813 дюйма (35.085 см) и толщину стенки 0.563 дюйма (1.430 см) и могут быть изготовлены из стали марки Х-80 и рассчитаны на 6,500 psi (45 МПа). Сталь марки Х-80 может быть использована потому, что она может быть сварена с лучшими соединителями стояка, которые имеют внешние и внутренние уплотнения металл с металлом, отвечающие требованиям к характеристике усталости при расчетном сроке службы. (Марка стали Х-80 соответствует API стандарту 5L.)
Как правило, в главным образом концентрических стояках труба в трубе, пригодных для использования в некоторых системах и способах в соответствии с настоящим изобретением, диаметр внешнего стояка зависит от диаметра внутреннего стояка, учитывая, что желательно иметь кольцевой зазор с заданным внутренним и внешним диаметрами. В некоторых вариантах осуществления, например, для временного использования, может быть использован одиночный стояк. Кроме того, больше двух, главным образом концентрических стояков могут быть использованы в некоторых вариантах осуществления. В вариантах осуществления, имеющих несколько главным образом концентрических стояков, самый внутренний стояк может иметь внешний диаметр (OD) в диапазоне ориентировочно от 1 дюйма до 50 дюймов (ориентировочно от 2.5 см до 127 см), или ориентировочно от 2 дюймов до 40 дюймов (ориентировочно от 5 см до 107 см), или ориентировочно от 4 дюймов до 30 дюймов (ориентировочно от 10 см до 76 см), или ориентировочно от 6 дюймов до 20 дюймов (ориентировочно от 15 м до 51 см). Внешний стояк, в вариантах осуществления, которые содержат два главным образом концентрических стояка, может
иметь такой внутренний диаметр (ID), что отношение ID внешнего стояка к OD внутреннего стояка составляет по меньшей мере 1.1, или по меньшей мере 1.3, или по меньшей мере 1.5, или по меньшей мере 2.0, или по меньшей мере 3.0 или больше. Отношения свыше 3.0 могут быть неприемлемыми из соображений цены или трудности манипулирования, но вообще это отношение не имеет верхней границы.
В течение последних нескольких лет, компания BP участвовала во всесторонней оценочной программе стояка сухой елки 15/20Ksi (103/138 МПа), которая была сфокусирована на доказательстве пригодности сталей высокой прочности и специально сконструированных резьбовых и спаренных (Т &С) соединений, которые на заводе механически обрабатывают непосредственно на стыках стояка. (См. публикацию Shilling et al., "Development of Fatigue Resistant Heavy Wall Riser Connectors for Deepwater HPHT Dry Tree Riser Systems", OMAE2009-79518.) Эти соединения позволяют исключить необходимость сварки и облегчают использование материалов высокой прочности, таких как С-110 и С-125, которые квалифицированы ассоциацией NACE. ("NACE" является организацией, занимающейся предотвращением коррозии, которая ранее назвалась National Association of Corrosion Engineers, а теперь имеет название NACE International, Houston, Texas). Использование стали высокой прочности и других материалов высокой прочности позволяет снизить толщину стенки, и позволяет проектировать системы стояков, выдерживающих намного более высокие давления чем в случае стали Х-80, и которые могут быть установлены на намного больших глубинах за счет снижения веса и, таким образом, снижения требований к натяжению. Т &С соединения позволяют исключить необходимость использования поковок, выпускаемых третьей стороной, и дорогой сварки. Однако следует иметь в виду, что использование поковок, выпускаемых третьей стороной, и сварки не исключается для описанных здесь стояков, URAs и LRAs, и в некоторых ситуациях может быть предпочтительным. Специалисты в данной области, которым известны специфические глубины, давления, температуры и доступные материалы, легко
могут спроектировать рентабельную, безопасную и работоспособную систему для каждого специфического применения, без излишних экспериментов.
Использование стали высокой прочности и соединителей позволяет спроектировать FSR систему в соответствии с настоящим изобретением на полную нагрузку 15 ksi (103 МПа), в которой внешний стояк имеет внешний диаметр, сниженный от 13.813 дюйма (35.085 см) до 10.75 дюйма (27.31 см), и толщину стенки 0.75 дюйма (1.91 см), а внутренний стояк из материала С-110 имеет внешний диаметр 7 дюймов (17.8 см) и толщину стенки 0.453 дюйма (1.15 см). На фиг. 14 показано требуемое натяжение за счет воздушной банки для этой FSR системы, от глубины 5,000 футов до 10,000 футов (от глубины 1524 м до 3048 м).
Материалы, способы конструирования и установка
Описанные здесь стояки и первичные компоненты LRAs и URAs (барабаны отвода, впускные барабаны, катушки для подвески лифтовой колонны, в целом цилиндрические элементы, головки лифтовой колонны, насадки, барабаны лифтовой колонны, подводные соединители высокого давления, сочленения хвостовиков, напряженные сочленения стояка, и т.п.) главным образом изготовлены из легированных сталей. Несмотря на то, что низкоуглеродистые стали пригодны для использования в некоторых вариантах осуществления, в которых глубина не превышает несколько тысяч (например 5000) футов (около 1524 м), при работе на больших глубинах, когда скважины доходят до глубины 20,000 футов (около 6000 м) и больше, значительно возрастают рабочие температуры и давления. В этих применениях с высокими температурами и высокими давлениями (в НРНТ применениях), более подходящими являются стали высокой прочности, такие как стали С-ПОиС-125.
Организация Research Partnership to Secure Energy for America (RPSEA) и программы Deepstar инициировали долговременную, масштабную программу предварительной оценки, чтобы создать базы данных усталости металла и получить факторы снижения номинальных
значений параметров материалов высокой прочности для изготовления стояков, проводимую при содействии главных операторов, производителей оборудования и продавцов материалов. Стали высокой прочности (такие как Х-100, С-110, Q-125, С-125, V-140), титан (марки 29 и, возможно, его новые сплавы) и другие возможные материалы высокой прочности могут быть проверены в реальных условиях эксплуатации и, в зависимости от полученных результатов, могут быть признаны пригодными для использования в качестве материалов для описанных здесь стояков, LRAs и URAs. Имеющие высокую прочность штампуемые материалы (такие как F22, 433ОМ, инконель 718 и инконель 725) уже были или вскоре будут проверены для использования в качестве материалов для компонентов в ближайшие годы, и могут оказаться пригодными для одного или нескольких компонентов описанных здесь узлов LRA и/или URA, и/или стояков. Разработана проверочная матрица, отражающая различные внешние условия добычи и различные типы конфигураций стояков, таких как одиночные цепные стояки (SCR's), стояки сухой елки и стояки бурения и заканчивания. Этот проект в настоящее время разбит на три отдельные фазы. В фазе 1 будут исследованы прочность на растяжение и вязкость разрушения, FCGR и проведены S-N тесты образцов (гладких и с надрезом), вырезанных из труб высокой прочности, штампуемых материалов высокой прочности и поковок из никелевых сплавов, в воздухе, в морской воде, в морской воде с добавкой катодной защиты (CP), а также в кислой среде (не ингибированной) и в растворе для заканчивания, известном как INSULGEL (выпускаемом фирмой BJ Services Company, USA), с загрязнением кислой средой (не ингибированной) (2008 г.). В фазе 2 будут проведены промежуточные испытания (2009 г.), а в фазе 3 будут проведены полные испытания с H2S/ CCV морской водой (2010 г.). Дополнительная информация содержится в публикациях Shilling, et al., Development of Fatigue Resistant Heavy Wall Riser Connectors for Deepwater HPHT Dry Tree Riser Systems, OMAE (2009) 79518 (copyright 2009 ASME) и RPSEA RFP2007DW1403, Fatigue Performance of High Strength Riser Materials, Nov. 28, 2007. Как уже было указано здесь
выше, специалисты в данной области, которым известны специфические глубины, давления, температуры, а также имеющиеся материалы, могут спроектировать наиболее рентабельную, безопасную и работоспособную систему для каждого специфического применения, без чрезмерного экспериментирования.
Материалы для конструирования прокладок, гибких трубопроводов и шлангов, пригодные для конструирования и использования описанных здесь систем и способов, зависят от специфических глубин, температур и давлений воды, при которых они будут использованы. Несмотря на то, что резиновые прокладки могут быть использованы в некоторых ситуациях, металлические прокладки все шире используют в подводных применениях. Обзор соответствующих материалов, известных до 1992 г., приведен в публикации Milberger, et al., "Evolution of Metal Sea Principles and Their Application in Subsea Drilling and Production", OTC-6994, Offshore Technology Conference, Houston Texas, 1992, a также в стандарте API Std 601 - Standard for Metallic Gaskets for Raised-face Pipe Flanges & Flanged Connections, и в спецификации API Spec 6A - Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment.
Прокладки сами по себе не являются частью систем и способов в соответствии с настоящим изобретением, однако в некоторых вариантах осуществления LRA и URA могут быть использованы прокладки (такая как прокладка 716, упомянутая в связи с вариантом осуществления LRA на фиг. 3J), поэтому ниже приведена ссылка на патенты США, в которых описаны прокладки, подходящие для использования в специфических вариантах осуществления, в качестве руководства для специалистов в данной области: U.S. Patent Nos. 3,637,223, 3,918,485, 4,597,448, 4,294,477 и 7,467,663. В некоторых вариантах осуществления могут быть использованы так называемые DX прокладки, рассчитанные на 20 ksi.
Другой прокладкой, которая может быть использована под водой, является прокладка Pikotek VCS, выпускаемая фирмой Pikotek, Inc., Wheat Ridge, Colorado (USA). Можно полагать, что эта прокладка выполнена в соответствии с патентом США No. 4,776,600,
который включен в данное описание в качестве ссылки.
Различные упомянутые здесь разрывные диски, такие как разрывной диск 45 на CDM, разрывной диск 162 для кольцевого зазора, разрывной диск комплекта 424 манифольда и разрывной диск 458С CDM, а также дополнительные не упомянутые здесь разрывные диски, могут быть в некоторых вариантах осуществления восстановимыми разрывными дисками. В некоторых вариантах осуществления URA может иметь восстановимый разрывной диск, позволяющий вентилировать URA в атмосферу. Разрывной диск 162 позволяет, среди прочего, вентилировать кольцевой зазор над LRA, и в некоторых вариантах осуществления позволяет нагнетать функциональный флюид, такой как азот, в кольцевой зазор поблизости от верхней части FSR. Разрывные диски позволяют производить измерение давления и/или температуры потока (внутри внутреннего стояка) или в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками. В дополнение к разрывным дискам, горячие врезки максимального расхода могут быть использованы в различном оборудовании, например, в аварийных системах разъединения.
Подводные гибкие трубопроводы, которые иногда называют здесь как "гибкие соединители", известны специалисты в области подводного бурения и добычи углеводородов. Например, в патенте США No. 6,039,08!? описано, что гибкие трубопроводы обычно используют для перемещения жидкостей и газов между затопленными трубопроводами и находящимися на некотором расстоянии от берега установками для добычи нефти и газа и другими установками. В патенте США No. 6,263,982 раскрыты подводные гибкие трубопроводы, которые содержат гибкие стальные трубы, такие как выпускаемые фирмой Coflexip International of France под торговым обозначением "COFLEXIP", например, с внутренним диаметром 5 дюймов (12.7 см), или более короткие сегменты жесткой трубы, соединенные при помощи гибких сочленений и других гибких трубопроводов, известных специалистам в данной области. Другими представляющими интерес патентами фирмы Coflexip и/или Coflexip International являются патенты США Nos.
6,282,933; 6,067,829; 6,401,760; 6,016,847; 6,053,213 и 5,514,312. Другие пригодные для использования гибкие трубопроводы описаны в патенте США No. 7,770,603 фирмы Technip, Paris, France. В патенте США No. 7,445,030, также выданном фирме Technip, описана гибкая труба, которая содержит последовательные независимые слои, содержащие винтовые обмотки из ленты различного сечения и по меньшей мере одну полимерную оболочку. По меньшей мере одна из обмоток выполнена из ленты из политетрафторэтилена (PTFE). Приведенный список не содержит все гибкие трубопроводы, которые могут быть использованы в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением.
Шланги, которые называют как гибкие соединители в некоторых вариантах осуществления, подходящие для использования в системах и способах в соответствии с настоящим изобретением, могут быть изготовлены из различных материалов или комбинации материалов, подходящих для подводного использования, другими словами, имеющих высокую термостойкость, высокую стойкость к химическому воздействию и низкие коэффициенты проникновения (проницаемости). Некоторые фторполимеры и нейлоны особенно хорошо подходят для этого применения, за исключением трубопроводов очень большой длины (несколько км или больше), когда проницаемость может создавать проблемы. Хороший обзор шлангов и материалов для их изготовления содержится в патенте США No. 6,901,968 фирмы Oceaneering International Services, London, Great Britain, в котором описаны так называемые "шланги с высокой стойкостью к смятию", предназначенные для использования на больших глубинах, которые могут сопротивляться сплющиванию за счет приложенных к ним очень высоких давлений. В некоторых вариантах осуществления может быть необходимо или желательно сращивать один шланг с другим шлангом, или заменять поврежденный шланг. В этих случаях могут быть использованы управляемые ROV устройства для сращивания шлангов, описанные во временных заявках на патенты США 61479486 и 61479489 правопреемника патентовладельца, поданных 27 апреля 2011 г. В заявке на патент США 61479486 описаны управляемые ROV устройства для сращивания
шлангов с гидравлическим приводом, а в заявке на патент США 61479489 описаны управляемые ROV устройства для сращивания шлангов с механическим приводом. Каждое устройство может создавать соединитель с полным каналом (отверстием), позволяющий работать при полном давлении. Простое движение заводки с использованием направляющего раструба минимизирует сложность направления при помощи ROV. Устройства с гидравлическим приводом содержат по меньшей мере две камеры и по меньшей мере один самозапирающийся механический замок в каждой камере, причем после того, как шланг заведен в камеру, ROV подает питание на устройство и соединение осуществляется без дополнительного перемещения манипуляторов ROV, и гидравлическое давление может быть снижено в камерах. Горячая врезка ROV может быть использована в некоторых вариантах осуществления для соединения у стройства с гидравлическим блоком питания ROV, чтобы подавать питание на устройство и приводить его в действие.
Системы в соответствии с настоящим изобретением могут быть, в некоторых вариантах осуществления, установлены при помощи MODU, а затем может быть установлен гибкий соединитель, после установки стояка труба в трубе. В вариантах осуществления с использованием MODU, верхний гибкий соединитель может быть соединен с URA во время установки с MODU и зажат с промежутками при вертикальном свешивании вдоль стояка. Нижний подводный гибкий соединитель может быть позднее соединен с LRA при помощи одного или нескольких судов для подводной установки, например, при помощи одного или нескольких ROVs или AUVs, после соединения FSR и натяжения от присасывающегося свайного узла.
В некоторых вариантах осуществления, натяжение стояка может быть поддержано с использованием не встроенной системы воздушной банки, закрепленной при помощи цепного страховочного фала над плетью стояка. Воздушные банки могут обеспечивать необходимую плавучесть для тяги вверх, которая требуется для управления общей остойчивостью и характеристиками движения, и могут создавать эффективное натяжение
100 кип (445 кН) в основании стояка при всех условиях нагружения, в том числе при выходе из строя одной или нескольких камер воздушной банки. Однако, как уже было указано здесь выше, вместо воздушных банок или в дополнение к ним могут быть использованы пневматическо-гидравлические механизмы натяжения.
Судно локализации может быть снабжено системой быстрого отсоединения/ соединения (QDC системой) для верхнего гибкого соединителя. Отсоединяемый буй может быть использован для поддержки конца верхнего гибкого соединителя со стороны судна во время аварийного отсоединения. Буй может быть прикреплен для обеспечения как плавучести, так и гидравлического сопротивления, и так чтобы верхний гибкий соединитель не повредился за счет слишком быстрого опускания (то есть за счет чрезмерного сжатия, превышающего минимальный радиус изгиба), после его освобождения для свободного падения в толщу воды. В случае планируемого или аварийного отсоединения, верхний гибкий соединитель может быть отсоединен от судна локализации контролируемым образом и опущен при помощи поддерживающего судна, так что он будет висеть вдоль стороны FSR, откуда он может быть зажат на месте при помощи ROV.
В некоторых вариантах осуществления, как FSR 1, так и FSR 2 позволяют выдерживать предельную рабочую сжимающую нагрузку на корпус 10,000 psia (70 МПа), и сжимающую нагрузку выживания на корпус свыше 12,000 psi (84 МПа). FSR могут быть спроектированы так, чтобы выдерживать в течение 100 лет ураганы, в течение 100 лет зимние штормы или в течение 100 лет вихревые течения, в своем неповрежденном состоянии, и в течение 10 лет вихревые течения с поврежденной камерой одной воздушной банки.
В некоторых вариантах осуществления верхний узел стояка позволяет производить регулирование потока как внутреннего стояка, так и кольцевого зазора между внутренним и внешним стояками. В протоке внутреннего стояка могут быть предусмотрены датчики давления и температуры; закрывающийся при аварии гидравлически управляемый
аварийный клапан отключения, управляемый с поверхностного судна; канал снижения давления горячей врезки ROV; и управляемый при помощи ROV ручной запорный клапан. Кольцевой зазор может иметь средства для нагнетания азота при помощи горячей врезки ROV, и один или несколько датчиков температуры и давления. Предохранительный клапан давления (PSV), установленный на 4,500 psi (31 МПа) в кольцевом зазоре стояка, позволяет предотвращать отказ за счет избыточного давления внешнего стояка в случае утечки углеводорода из внутреннего стояка.
В некоторых вариантах осуществления нижний узел стояка позволяет иметь доступ к горячей врезке ROV как со стороны кольцевого зазора стояка, так и протока флюида добычи, для нагнетания, вентиляции и текущего контроля давления и температуры. В некоторых вариантах осуществления предусмотрены два управляемых при помощи ROV клапана 3 дюйма (7.6 см) на вентиляционном переходнике кольцевого зазора, обеспечивающие лучший доступ в кольцевой зазор для операций продувки азотом и вентиляции. В некоторых вариантах осуществления проток нижнего узла стояка может иметь два барабана, каждый из которых содержит управляемые при помощи ROV клапаны 5 дюймов (12.7 см) lOKsi (69 МПа) и управляемые при помощи ROV зажимы (например, выпускаемые фирмой Vector Subsea) для подводного соединения гибких соединителей добычи.
В некоторых вариантах осуществления, стандартные клапаны сброса давления (или предохранительные клапаны давления) могут быть модифицированы и использованы в подводных применениях, например, на различных подводных манифольдах, стояках, и URA и LRA. Стандартные поверхностные клапаны сброса давления содержат корпус трехходового клапана, колпак, закрывающий пружину, и крышку, закрывающую регулировочный винт пружины, а также сопло и уплотнение на впуске, и открытое выпускное отверстие. Колпак типично имеет съемную пробку. Эти стандартные клапаны сброса давления могут быть модифицированы для морского использования за счет
удаления съемной пробки в колпаке и сверления одного или нескольких отверстий в крышке. Это позволяет морской воде поступать в крышку и колпак, и выравнивать давление здесь в соответствии с давлением во выпускном отверстии (в соответствии с локальным давлением на данной глубине). Пружина и сопло в этих модифицированных клапанах сброса давления могут быть заменены на изготовленные из материалов, не подверженных коррозии за счет морской воды и углеводородов. Варианты модифицированных клапанов сброса давления описаны во временной заявке на патент США серийный номер 61/479,693 правопреемника патентовладельца, поданной 27 апреля 2011 г.
Для снижения коррозии, вместо сверления одного или нескольких отверстий в крышке и удаления сменной пробки в стандартных клапанах сброса давления, может быть использовано устройство с мертвым грузом. Система направления груза может быть добавлена к стандартной конструкции, при помощи которой мертвый груз (например, брусок металла) вводят в контакт с колпаком на его конце, при этом пружину удаляют. Одна или несколько направляющих могут направлять груз. Грузы могут быть добавлены или удалены под водой, например, при помощи ROV. Груз, который может уплотнять верхнее отверстие колпака, может содержать один из твердых и износостойких сплавов, таких как Inconel 625, с покрытием из материала с торговым обозначением Stellite, который представляет собой сплав, содержащий кобальт, хром, углерод, вольфрам и молибден. В качестве грубого примера можно указать, что клапан сброса давления, имеющий диаметр сопла 3 дюйма (7.6 см) для сброса давления 500 psi (3.4 МПа) требует использования груза диаметром 710 мм, толщиной 600 мм и весом около 1,800 кг. Варианты этого типа клапанов сброса давления описаны более подробно в находящейся на одновременном рассмотрении временной заявке США серийный номер 61/479,671 правопреемника патентовладельца, поданной 27 апреля 2011 г.
В некоторых вариантах осуществления может потребоваться интерфейс источника для соединения FSR с источником. Например, в случае выброса, в некоторых вариантах
осуществления, стояк может быть поврежден и в некоторых случаях может лежать на морском дне. В этих случаях может быть использована труба ввода в стояк, причем указанная труба ввода в стояк соединена через гибкий трубопровод с новым стояком или с другим временным стояком, таким как закрепленный на морском дне приемник полированого ствола (PBR), такой как показанный на фиг. 18 и описанный более подробно в находящейся на одновременном рассмотрении временной заявке США серийный номер 61479695 правопреемника патентовладельца, поданной 27 апреля 2011 г. Трубы ввода в стояк и способы их использования описаны более подробно в находящихся на одновременном рассмотрении временных заявках США серийные номера 61479769 и 61479704 правопреемника патентовладельца, поданных 27 апреля 2011 г. Если источник находится на ВОР, то может быть использована задвижка, закрепляемая на верхнем соединении ВОР, как это описано в досье патентного поверенного No. 40093-00 правопреемника патентовладельца. В некоторых вариантах осуществления, переходный барабан, как это описано более подробно в находящейся на одновременном рассмотрении временной заявке США серийный номер 61475032 правопреемника патентовладельца,
поданной 27 апреля 2011 г., может быть использован для прикрепленя второго ВОР или
нижнего блока морского стояка (LMRP). Подводные соединители, такие как известные под торговым названием OPTIMA, уже упомянутые здесь, могут быть использованы как интерфейс между гибкое соединением и LMRP. Все упомянутые в этом параграфе патентные документы включены в данное описание в качестве ссылки. Если используют PBR, то модифицированный телескопический переходник-компенсатор, имеющий как телескопическое действие, так и поворотное действие, может быть использован между PBR и поверхностным судном, как это описано в досье патентного поверенного No. 41001-00 правопреемника патентовладельца.
Может быть необходимо эвакуировать поверхностные суда и персонал из
специфической области над подводным местом локализации отведения или поблизости от него, во время операций локализации, в случае урагана, циклона или других экстремальных погодных условий. В этом случае может потребоваться отвод (выпуск) углеводородов, чтобы контролировать давление в скважине. Во время любого такого выпуска углеводородов, некоторые варианты осуществления систем и способов в соответствии с настоящим изобретением обеспечивают подводное автоматическое нагнетание диспергатора (непрерывно или прерывисто), чтобы: 1) гарантировать, что поверхностные летучие органические соединения (VOCs) и нижние взрывные лимиты (LELs) не создают опасные производственные условия, не позволяющие быстро возобновлять операции локализации, и 2) минимизировать необходимость последующего проведения поверхностных операций нагнетания диспергатора, что снижает общий объем потребного химического диспергатора.
Различные варианты осуществления и характеристики подходящих подводных систем и способов автоматического нагнетания химического диспергатора описаны более подробно в находящейся на одновременном рассмотрении временной заявке США серийный номер 61475032 правопреемника патентовладельца, поданной 27 апреля 2011 г. Примеры двух диспергаторов, пригодных для использования в раскрытых здесь способах и системах, приведены в Таблице 1. Эти диспергаторы выпускаются фирмой Nalco Company, Naperville, Illinois, USA.
9005-65-6
Сорбитан, моно-(92)-9-октадесеноат, производная поли(окси-1,2-этандиил)
9005-70-3
Сорбитан, три-(92)-9-октадесеноагг, производная поли(окси-1,2-этандиил)
29911-28-2
2-пропанол, 1 -(2-бутокси-1 -метилэтокси)-
64742-47-8
Дистилляты (нефти), после гидрообработки
*Примечание: Этот компонент химиката не входит в композицию COREXIT 9500.
Системы в соответствии с настоящим изобретением могут использовать преимущества существующих компонентов уже существующего комплекта ВОР, таких как гибкие сочленения, переходная оправка стояка и гибкие шланги, входящие в гидравлический насосный агрегат (HPU) противовыбросового превентора. Кроме того, составной шланг подводной елки существующей системы управления установкой и капитальным ремонтом скважины (IWOCS) и HPU могут быть использованы в сочетании с подводной системой управления, которая содержит оконечный узел составного шланга (UTA), панель ROV, накопители и электромагнитные клапаны, акустические резервные подсистемы, подводный узел аварийной расстыковки (SEDA), гидравлические/ электрические микропроволочные выводы, и т.п., или один или несколько этих компонентов, поставляемых с системой.
Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением могут включать в себя операции вмешательства в работу скважины. Операции вмешательства в работу скважины могут быть осуществлены с использованием сликерной линии, электрической линии, бухтованный трубы или бурильной колонны (при условии, что поверхностное оборудование содержит гидравлический блок для капитального ремонта скважины).
Описанные здесь системы и способы могут обеспечивать и другие преимущества, причем они не ограничены специфической областью использования. Также могут быть использованы и другие очевидные вариации устройства, систем и способов.
Из приведенного выше подробного описания специфических вариантов осуществления изобретения становится понятно, что здесь описаны патентоспособные
способы, системы и устройство. Несмотря на то, что специфические варианты осуществления изобретения описаны здесь в деталях, следует иметь в виду, что это было сделано исключительно для того, чтобы пояснить различные характеристики и аспекты способов, систем и устройства, а не для того, чтобы ограничить объем патентных притязаний. Подразумевается, что различные замены, изменения и/или модификации, реализации, могут быть сделаны в описанных вариантах осуществления не выходя за рамки формулы изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Система свободно стоящих стояков, соединяющая подводный источник с поверхностной структурой, содержащая:
концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, причем нижний конец стояка флюидно связан с подводным источником через нижний узел стояка (LRA) и один или несколько подводных гибких трубопроводов, а верхний конец стояка механически связан с подводным узлом обеспечения плавучести и флюидно связан с поверхностной структурой через верхний узел стояка (URA) и один или несколько верхних гибких трубопроводов;
LRA, который содержит первый в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем первый в целом цилиндрический элемент содержит впускные отверстия, идущие от внешней поверхности в канал и позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и приток функционального флюида, причем по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи LRA, при этом верхний конец первого в целом цилиндрического элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со свободно стоящим стояком, а нижний конец первого в целом цилиндрического элемента содержит соединитель, подходящий для закрепления на морском дне; и
URA, который содержит второй в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем второй в целом цилиндрический элемент содержит выпускные отверстия, идущие от канала до внешней поверхности и позволяющие пропускать поток углеводородов от стояка, и содержит по меньшей мере одно отверстие, позволяющее пропускать поток функционального флюида в кольцевой зазор, причем по меньшей мере одно из выпускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи URA для
флюидного соединения второго в целом цилиндрического элемента с верхним гибким трубопроводом, при этом верхний конец второго в целом цилиндрического элемента содержит соединитель, подходящий для соединения с подводным узлом обеспечения плавучести, а нижний конец второго в целом цилиндрического элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со свободно стоящим стояком.
2. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой в целом цилиндрический элемент LRA содержит корпус подводного устья скважины, имеющий нижний конец и верхний конец, причем нижний конец флюидно связан с переходником, а переходник введен в первую проушину концевой поковки, которая служит анкерной точкой для свободно стоящего стояка, причем переходник содержит указанные одно или несколько впускных отверстий, при этом по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи LRA и с внутренним надставным соединителем, причем внутренний надставной соединитель флюидно связан с внутренним стояком, а верхний конец корпуса подводного устья скважины флюидно связан с внешним надставным соединителем LRA, флюидно соединяющим корпус подводного устья скважины с напряженным сочленением стояка, а напряженное сочленение стояка, в свою очередь, флюидно связано с внешним стояком.
3. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой URA содержит переходник барабана для бурового каната, флюидно связанный на первом конце со свободно стоящим стояком и на втором конце флюидно связанный с головкой лифтовой колонны, которая содержит одно или несколько выпускных отверстий, причем головка лифтовой колонны соединена на нижнем конце с головкой обсадной колонны, а головка обсадной колонны соединена с переходником в виде фланца с серьгой, введенным на верхнем конце во вторую проушину концевой поковки, которая служит точкой крепления свободно стоящего стояка к подводному узлу обеспечения плавучести, при этом клапанный узел крыла добычи URA флюидно связан с одним из выпускных отверстий и с поверхностной структурой через один
2.
из верхних гибких трубопроводов.
4. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой LRA дополнительно содержит узел раструба, флюидно соединяющий клапанный узел крыла добычи LRA с одним из подводных гибких трубопроводов.
5. Система свободно стоящего стояка по п. 2, в которой переходная муфта дополнительно содержит один или несколько каналов для горячих врезок, предназначенных для вмешательства и/или технического обслуживания при помощи ROV.
6. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой свободно стоящий стояк дополнительно содержит вентиляционный переходник кольцевого зазора, который позволяет кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками открывать в окружающую среду, чтобы облегчать циркуляцию флюида обеспечения потока, или изолировать от окружающей среды, чтобы замещать морскую воду из него флюидом предотвращения образования гидрата, выбранным из группы, в которую входят газовая фаза, образующая газовую подушку низкого или высокого давления, нагретая морская вода или другая вода, метанол или другие органические флюиды, или их комбинация.
7. Система свободно стоящих стояков по п. 6, в которой вентиляционный переходник кольцевого зазора содержит один или несколько клапанов, управляемых при помощи ROV.
8. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой клапанный узел крыла добычи URA содержит по меньшей мере один клапан аварийной остановки (ESD), выбранный из группы, в которую входят один ESD с гидравлическим управлением, один ESD с электрическим управлением, и один ESD с гидравлическим управлением и один ESD с электрическим управлением, причем обоими клапанами ESD управляют с использованием составного шланга, соединенного с судном сбора, находящимся на поверхности.
9. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой клапанный узел крыла добычи URA содержит первый и второй клапаны управления потоком, предназначенные для управления потоком во внутреннем стояке и в кольцевом зазоре.
4.
10. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой каждый нижний подводный гибкий трубопровод содержат гибкий соединитель типа объемный хвост с распределенными модулями обеспечения плавучести, подсоединенными в промежутке от основания свободно стоящего стояка до подводного манифольда на морском дне, причем манифольд флюидно связан с подводным источником или источниками.
11. Система свободно стоящих стояков по п. 1, которая дополнительно содержит внешнюю мокрую изоляцию на внешнем стояке для обеспечения потока.
12. Система свободно стоящих стояков по п. 1, которая дополнительно содержит флюид обеспечения потока в кольцевом зазоре между внутренним и внешним стояками, причем флюид обеспечения потока выбран из группы, в которую входят азот или другая газовая фаза, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты, такие как метанол.
13. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой клапанный узел крыла добычи URA содержит один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих флюиду обеспечения потока протекать как во внутренний стояк, так и в кольцевой зазор, причем флюид обеспечения потока выбран из группы, в которую входят азот или другая газовая фаза, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты, такие как метанол.
14. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой один или несколько верхних гибких трубопроводов содержит один или несколько гибких поверхностных соединителей, содержащих быстроразъемное соединение, позволяющее производить его отсоединение от поверхностной структуры аварийно или по плану.
15. Система свободно стоящих стояков по п. 1, которая содержит два или несколько концентрических стояков, установленных в море с промежутком друг от друга в боковом направлении, причем каждый стояк отдельно прикреплен к своей собственной базирующейся на судне плавучей установке для добычи и хранения, и прикреплен к одному
4.
и тому же подводному источнику или к разным источникам.
16. Система свободно стоящих стояков по п. 1, которая содержит систему подавления гидрата, флюидно связанную с подводным источником.
17. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой URA дополнительно содержит компоненты, позволяющие осуществлять циркуляцию функционального флюида, такого как нагретая вода, через кольцевой зазор.
18. Система свободно стоящих стояков по п. 1 или по п. 17, в которой URA дополнительно содержит канал флюида добычи барабана отвода, флюидно и механически связанный с вертикальным трубопроводом и с лифтовой колонной, причем лифтовая колонна, в свою очередь, флюидно связана с ограничителем изгиба через подводный API фланец, через подводный соединитель высокого давления, через другое подводное API фланцевое соединение и, факультативно, через подводный соединитель с быстроразъемным соединением (QDC), причем ограничитель изгиба соединен с верхним подводным гибким трубопроводом, который идет в петле с провесом к поверхностной структуре, при этом главным образом вертикальный трубопровод флюидно соединен последовательно с переходником, который, в свою очередь, флюидно соединен с катушкой для подвески API фланца, с головкой обсадной колонны через другой API фланец, с сочленением хвостовика, приваренным к головке обсадной колонны, и с внешним стояком через резьбовое соединение в сочленении хвостовика, причем барабан отвода содержит фланец с серьгой, позволяющий производить соединение с подводным узлом обеспечения плавучести.
19. Система свободно стоящего стояка по п. 18, в которой компоненты, позволяющие осуществлять циркуляцию функционального флюида через кольцевой зазор, содержат подводный соединитель, трубопровод и один или несколько клапанов в трубопроводе, причем трубопровод флюидно связан с катушкой для подвески.
20. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой LRA дополнительно содержит штампованный из стали впускной барабан высокой прочности, флюидно
16.
связанный с узлом S-образного колена, причем узел S-образного колена флюидно связан с нижним гибким трубопроводом, при этом впускной барабан также содержит соединитель, позволяющий производить соединение с источником функционального флюида.
21. Система свободно стоящих стояков по п. 1, в которой поверхностная структура содержит систему динамического позиционирования.
22. Система свободно стоящих стояков по п. 15, в которой по меньшей мере один из внешних стояков содержит два или несколько вентиляционных переходников кольцевого зазора, флюидно связанных с ним в отдельных продольных местоположениях, случайно или не случайно смещенных вдоль внешнего стояка, по одной линии или не по одной линии, и/или два или несколько вентиляционных переходников кольцевого зазора, расположенных в одном и том же продольном местоположении, в отдельных местоположениях вокруг длины окружности внешнего стояка.
23. Система свободно стоящих стояков по п. 16, в которой система подавления гидрата базируется на поверхностном судне, а флюидное соединение содержит множество составных шлангов.
24. Система свободно стоящих стояков по п. 23, в которой один из составных шлангов флюидно связан с подводным манифольдом .
25. Система свободно стоящих стояков по п. 16, в которой система подавления гидрата содержит:
(a) поверхностное судно;
(b) один или несколько танков, прикрепленных к судну и содержащих жидкий химикат, подходящий для торможения образования гидрата в подводных компонентах;
(c) один или несколько первичных насосов, флюидно связанных с одним или несколькими танками;
(d) один или несколько вспомогательных насосов, флюидно связанных с одним или несколькими танками и с одним или несколькими первичными насосами; и
(a)
(е) один или несколько составных шлангов, флюидно связанных с одним или несколькими первичными насосами и флюидно связанных с одним или несколькими подводными компонентами.
26. Система свободно стоящих стояков по п. 25, в которой первичные насосы приводятся в движение от дизеля, вспомогательные насосы приводятся в движение воздухом, и которая содержит подводный, управляемый при помощи ROV распределительный ящик составных шлангов, флюидно соединяющий составные шланги с подводной управляемый при помощи ROV коммутационной панелью горячих врезок, причем коммутационная панель, в свою очередь, флюидно связана с одним или несколькими подводными источниками.
27. Способ добычи флюида из подводного источника, причем указанный способ включает в себя следующие операции:
(a) развертывание подводной морской системы, которая содержит по меньшей мере один концентрический свободно стоящий стояк, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой, а также нижний узел стояка (LRA) и верхний узел стояка (URA);
(b) флюидное соединение свободно стоящего стояка с подводным источником и с поверхностной структурой;
(c) инициирование потока из подводного источника через свободно стоящий стояк; и
(d) поддержание потока через свободно стоящий стояк за счет протекания химиката торможения образования гидрата через один или несколько компонентов подводной морской системы.
28. Способ по п. 27, в котором URA содержит один или несколько клапанных узлов крыла добычи, причем способ предусматривает управление потоком во внутреннем стояке и в кольцевом зазоре с использованием первого и второго клапанов управления потоком в клапанных узлах крыла добычи URA.
28.
29. Способ по п. 28, который предусматривает остановку потока подводного источника за счет закрывания по меньшей мере одного клапана аварийной остановки в клапанном узле крыла добычи URA.
30. Способ по п. 27, в котором операция (Ь) предусматривает флюидное соединение свободно стоящего стояка с поверхностным судном сбора с использованием одного или нескольких верхних гибких трубопроводов и с подводным источником с использованием подводного гибкого трубопровода, содержащего гибкий соединитель типа объемный хвост с распределенными модулями обеспечения плавучести, подсоединенными в промежутке от основания свободно стоящего стояка до подводного манифольда на морском дне, причем манифольд флюидно связан с подводным источником или источниками.
31. Способ по п. 27, который предусматривает флюидное соединение внутреннего стояка с LRA с использованием внутреннего надставного соединителя.
32. Способ по п. 27, который предусматривает закрепление свободно стоящего стояка с использованием присасывающегося свайного фундамента на морском дне, причем присасывающийся свайный фундамент содержит плунжер и цепной страховочный фал, соединяющий плунжер с LRA.
33. Способ по п. 27, который предусматривает обеспечение потока флюида через стояк с использованием по меньшей мере одной из следующих операций:
i) установка внешней мокрой изоляции по меньшей мере на участке внешнего
стояка;
ii) нагнетание флюида обеспечения потока в кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками; и
ш) нагнетание флюида обеспечения потока в поток внутри внутреннего стояка.
34. Способ по п. 29, в котором закрывание по меньшей мере одного клапана аварийной остановки клапанного узла в крыле добычи URA предусматривает закрывание клапана аварийной остановки как с гидравлическим, так и с электрическим управлением, с
34.
использованием составного шланга, идущего с поверхности.
35. Способ по п. 28, в котором клапанный узел крыла добычи URA содержит один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих нагнетать азот или другой флюид обеспечения потока как во внутренний стояк, так и в кольцевой зазор.
36. Способ по п. 27, в котором LRA содержит один или несколько клапанных узлов крыла добычи, имеющих один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих нагнетать азот или другой флюид обеспечения потока как во внутренний стояк, так и в кольцевой зазор.
37. Способ по п. 30, который предусматривает разъединение одного или нескольких верхних гибких трубопроводов с использованием быстроразъемного соединения (QDC), что позволяет разъединять гибкий трубопровод от поверхностной структуры аварийно или по плану.
38. Способ по п. 27, который предусматривает установку двух или нескольких концентрических свободно стоящих стояков вертикально и с промежутком друг от друга в боковом направлении в море, причем каждый стояк отдельно прикреплен к поверхностной структуре, которая содержит базирующуюся на судне плавучую установку для добычи и хранения, которые могут быть одинаковыми или различными, при этом каждый стояк прикреплен к одному и тому же подводному источнику или к разным источникам.
39. Способ по п. 27, который предусматривает флюидное соединение системы подавления гидрата с подводным источником.
40. Способ по п. 27, который предусматривает динамическое позиционирование поверхностной структуры.
41. Система торможения образования гидрата, которая содержит:
(а) поверхностную структуру;
(Ь) один или несколько танков, прикрепленных к поверхностной структуре и содержащих жидкий химикат, подходящий для торможения образования гидрата в
подводных компонентах;
(c) один или несколько первичных насосов, флюидно связанных с одним или несколькими танками и с одним или несколькими подводными компонентами через один или несколько составных шлангов; и
(d) один или несколько составных шлангов, флюидно связанных с одним или несколькими первичными насосами и одним или несколькими подводными компонентами.
42. Способ установки подводной морской системы на базе свободно стоящих стояков, причем указанный способ включает в себя следующие операции:
(a) формирование одной или нескольких систем концентрических свободно стоящих стояков, причем каждая система содержит концентрический свободно стоящий стояк, нижний узел стояка (LRA), флюидно связанный с одним концом свободно стоящего стояка, и верхний узел стояка (URA), флюидно связанный с другим концом свободно стоящего стояка, причем внутренний и внешний стояки имеют кольцевой зазор между собой;
(b) установка системы концентрических свободно стоящих стояков в подводном местоположении;
(c) соединение верхнего гибкого трубопровода с URA;
(d) установка присасывающегося свайного фундамента на морском дне и натяжение системы свободно стоящего стояка к присасывающемуся свайному фундаменту;
(e) соединение подводного гибкого трубопровода с LRA и с подводным источником с использованием подводного установочного судна;
(f) удаление морской воды из кольцевого зазора и замещение морской воды флюидом обеспечения потока; и
(g) поддержание натяжения стояка за счет соединения URA с почти поверхностным подводным узлом обеспечения плавучести.
43. Способ торможения образования гидрата в подводной системе на базе свободно стоящего стояка, который включает в себя следующие операции:
43.
(a) установка концентрического свободно стоящего стояка, который содержит внутренний и внешний стояки, имеющие кольцевой зазор между собой;
(b) заполнение кольцевого зазора флюидом обеспечения потока; и
(c) обеспечение протекания жидкого химиката торможения образования гидрата от поверхностной структуры к одному или нескольким подводным компонентам.
44. Устройство для добычи флюида, которое содержит:
(a) множество внутренних и внешних металлических, соединяемых по резьбе, цилиндрических, главным образом коаксиальных трубопроводов, образующих первый кольцевой зазор между собой, причем внутренний трубопровод имеет проток внутри, а внешний трубопровод имеет внешнюю поверхность;
(b) подсистему обеспечения потока, выбранную из группы, в которую входят:
(i) по меньшей мере значительный участок внешней поверхности, имеющей изоляцию на нем, достаточную для поддержания свободного течения через внутренний проток во внутреннем трубопроводе;
(ii) флюид обеспечения потока, имеющийся в первом кольцевом зазоре, достаточный для поддержания свободного течения через внутренний проток во внутреннем трубопроводе; или (Ш) комбинации (i) и (ii);
и, факультативно, в котором
(c) металлургия трубопроводов, в комбинации с достаточным конструктивным усилением, установленным между внутренним и внешним трубопроводами, достаточна для предотвращения разрушения внутреннего трубопровода при воздействии на внутренний трубопровод устройства внутреннего давления до 5000 psia (34 МПа), или до 10,000 psia (70 МПа), или до 15,000 psia (105 МПа), или до 20,000 psia (140 МПа), или до 25,000 psia (175 МПа), или до 30,000 psia (210 МПа).
(c)
(c)
(c)
Фиг. 1С
Фиг. 4G
Фиг. 5
127
Фиг. 6D
137В
157
Q Q
.ад
138
131
262
Фиг. 14
Требования к размеру воздушной банки
X (c)
ш л
а я > .
ю и а. н
1,600,000 1,400,000 1,200,000 1,000,000
5,000
6,000
7,000 8,000
Глубина воды (футы)
9,000
10,000
-е-
Требующееся натяжение воздушной банки
-40А
-33
Приемник полированного ствола (PBR)
Изолированный азотом стояк FSR1
Стояк FSR2
Манифольд PBRM
Присасывающийся свайный фундамент
Комплект из трех плашек
-24
Присасывающийся свайный фундамент
Присасывающийся свайный фундамент
14-
CDM
Манифольд дросселирования / глушения
ВОР
Комплект манифольда
-30
Система автоматического нагнетания диспергатора SADI
Фиг. 16
К ВОР <г
. 18А
351А
352
Фиг. 18В
354
Линия для глушения (или линия дросселирования)
К СКМ -356
К ВОР
351В
356
.Линия для глушения (или линия дросселирования)
352
Фиг. 18С
К СКМ
354
Фиг. 23А
К FL от HIS
556
<3>
FL1-1500-1 OK -
FL3-1500-7.5K C1-UDB-HSP
C2-UDB-HSPP
C3-UDB-HSPP
C1-SU-SDU
FL14-1500-7.5K
-FL2-1500-10К
Гибкие соединители 3800-FT
Свободная труба
Манифольд дросселирования / глушения
Н2-В-М Н7
CDP
Манифольд
Комплект манифольдов -T1-C-S
FJ-SM-CDPM-
Фиг. 28
Цистерна для хранения
Перекидной переходник 4" на 6"
GDP Манифольд Y Н2 > -*-г
Комплект манифольдов
FJ-SM-CDPM
Цистерна для хранения
3/63
3/63
4/63
4/63
9/63
9/63
119
119
11/63
11/63
12/63
12/63
13/63
13/63
15/63
15/63
20/63
20/63
21/63
21/63
24/63
24/63
184
184
184
184
28/63
28/63
28/63
33/63
33/63
802
802
34/63
34/63
43/63
43/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
50/63
56/63
56/63
56/63