EA201300439A1 20130930 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2013/PDF/201300439 Полный текст описания [**] EA201300439 20111011 Регистрационный номер и дата заявки US61/392,443 20101012 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок US2011/055693 Номер международной заявки (PCT) WO2012/051148 20120419 Номер публикации международной заявки (PCT) EAA1 Код вида документа [pdf] eaa21309 Номер бюллетеня [**] КОМПЛЕКТ ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ ПОДВОДНОГО СТОЯКА Название документа [8] E21B 33/038, [8] E21B 36/00, [8] E21B 43/013, [8] E02D 27/04, [8] E21B 17/01, [8] E21B 17/08 Индексы МПК [US] Шиллинг Рой, [US] Кеннелли Кевин, [US] Франклин Роберт В., [US] Корсо Вики, [US] Баллард Адам Л., [US] Тети Рики, [US] Нгуен Чау, [US] Хэттон Стив Сведения об авторах [US] БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea201300439a*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[**]

В изобретении описан нижний узел стояка, который соединяет стояк со средством швартовки на морском дне и с подводным флюидным источником углеводородов. Комплект содержит впускные отверстия достаточного размера, позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и факультативный флюид обеспечения потока. Верхний конец элемента имеет профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком. Нижний конец элемента содержит соединитель, подходящий для соединения со средством швартовки на морском дне. Верхний узел стояка соединяет стояк с расположенным близко от поверхности подводным устройством обеспечения плавучести и с поверхностной структурой. Комплект содержит выпускные отверстия достаточного размера, позволяющие пропускать поток углеводородов от стояка через подводный гибкий трубопровод на поверхностную структуру. Верхний конец элемента содержит соединитель для соединения с подводным устройством обеспечения плавучести. Нижний конец элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

В изобретении описан нижний узел стояка, который соединяет стояк со средством швартовки на морском дне и с подводным флюидным источником углеводородов. Комплект содержит впускные отверстия достаточного размера, позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и факультативный флюид обеспечения потока. Верхний конец элемента имеет профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком. Нижний конец элемента содержит соединитель, подходящий для соединения со средством швартовки на морском дне. Верхний узел стояка соединяет стояк с расположенным близко от поверхности подводным устройством обеспечения плавучести и с поверхностной структурой. Комплект содержит выпускные отверстия достаточного размера, позволяющие пропускать поток углеводородов от стояка через подводный гибкий трубопровод на поверхностную структуру. Верхний конец элемента содержит соединитель для соединения с подводным устройством обеспечения плавучести. Нижний конец элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком.


Евразийское (21) 201300439 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. E21B 33/038 (2006.01)
2013.09.30 E21B 36/00 (2006.01)
E21B 43/013 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки E02D 27/04 (2006.01)
2011.10.11 E21B17/01 (2006.01)
E21B 17/08 (2006.01)
(54) КОМПЛЕКТ ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ ПОДВОДНОГО СТОЯКА
(31) 61/392,443; 61/392,899; 13/156,258
(32) 2010.10.12; 2010.10.13; 2011.06.08
(33) US
(86) PCT/US2011/055693
(87) WO 2012/051148 2012.04.19
(88) 2013.05.16
(71) Заявитель: БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. (US)
(72) Изобретатель: Шиллинг Рой, Кеннелли Кевин, Франклин Роберт В., Корсо Вики, Баллард Адам Л., Тети Рики, Нгуен Чау, Хэттон Стив (US)
(74) Представитель:
Дементьев В.Н. (RU)
(57) В изобретении описан нижний узел стояка, который соединяет стояк со средством швартовки на морском дне и с подводным флюидным источником углеводородов. Комплект содержит впускные отверстия достаточного размера, позволяющие пропускать поток углеводородов от источника
углеводородов, также как и факультативный флюид обеспечения потока. Верхний конец элемента имеет профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком. Нижний конец элемента со-9 держит соединитель, подходящий для соединения
3 со средством швартовки на морском дне. Верх-
4 ний узел стояка соединяет стояк с расположенным близко от поверхности подводным устройством обеспечения плавучести и с поверхностной структурой. Комплект содержит выпускные отверстия достаточного размера, позволяющие пропускать поток углеводородов от стояка через подводный гибкий трубопровод на поверхностную структуру. Верхний конец элемента содержит соединитель для соединения с подводным устройством обеспечения плавучести. Нижний конец элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком.
КОМПЛЕКТ ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ ПОДВОДНОГО СТОЯКА
Область техники
Настоящее изобретение в общем имеет отношение к созданию комплектов, пригодных для использования при морской разведке и добыче углеводородов, при бурении, заканчивании скважин и вмешательстве в работу скважин, а также при локализации и отведении. Более конкретно, настоящее изобретение имеет отношение к созданию верхнего и нижнего узлов стояка, которые могут быть использованы со стояками в вышеуказанных применениях.
Уровень техники
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. Другие примеры FSR систем содержатся в заявках на патенты США Nos. 20070044972 и 20080223583, а также в патентах США Nos. 4,234,047. 4,646,840. 4,762,180. 6,082,391, 6,321,844 и 7,434,624.
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 (TLPs)" представляет собой стандарт для (подводной) добычи нефти и газа.
В публикации Szucs et al., "Heavy Oil Gas Lift Using the COR", SPE 97749 (2005), описано применение нижнего узла стояка в FSR.
Надставные соединители могут быть "внутренними" и "внешними". Внутренние надставные соединители описаны в патентах США Nos. 6,260,624; 5,299,642; 5,222,560; 5,259,459; 4,893,842; 4,976,458; 7,735,562; 5,279,369; и 5,775,427; и в заявке на патент США No. 20090277645. Внешние надставные соединители описаны в патентах США Nos. Nos. 4,606,557; 6,234,252; 6,540,024; 6,070,669; 6,293,343; 7,503,391; 7,337,848; 5,330,201;
5,255,743; и 7,240,735. Буровые переходники и их соединения с устьевыми головками (с головкой обсадной колонны или с головкой лифтовой колонны) описаны в заявке на патент США No. 20090032265. Регулируемые хомуты описаны в патентах США Nos. 6,065,542; 6,557,644; и 7,219,738.
Принимая во внимание сложности каждого коллектора, конструкции скважины и системы стояка, даже при наличии некоторых минимальных стандартов, таких как указанный здесь ранее стандарт API относительно стояка, известных специалистам в данной области, следует иметь в виду, что каждая нефтяная или газовая скважина является уникальной сама по себе (см., например, патент США No. 6,747,569). Поэтому системы стояков, которые подходят для одного коллектора, одной скважины и одних условий окружающей среды, не годятся для других скважин, даже если они расположены в непосредственной близости от первой скважины.
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.
Таким образом, остается необходимость в создании более прочных конструкций верхних и нижних узлов стояка, как во время нормальной добычи, так и во время периодов локализации и отведения (сброса).
Краткое изложение изобретения
В соответствии с настоящим изобретением предлагаются морские подводные комплекты, а также способы их изготовления, установки и использования, которые
позволяют уменьшить или исключить недостатки ранее известных морских подводных комплектов.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект для соединения подводного стояка со средством швартовки на морском дне и с подводным флюидным источником углеводородов, который содержит:
в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем указанный элемент содержит впускные отверстия достаточного размера, идущие от внешней поверхности в канал и позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и приток функционального флюида, при этом по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи,
причем верхний конец элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения с подводным стояком, а
нижний конец элемента содержит соединитель, подходящий для соединения со средством швартовки на морском дне.
В некоторых вариантах осуществления в целом цилиндрический элемент содержит корпус подводной устьевой головки, нижний конец которого модифицирован за счет присоединения переходной муфты, причем верхний конец корпуса подводной устьевой головки флюидно соединен с внешним надставным соединителем, при этом надставной соединитель флюидно соединяет корпус подводной устьевой головки с напряженным сочленением стояка.
В некоторых вариантах осуществления, корпус подводной устьевой головки содержит внутренний уплотняющий профиль, позволяющий создать уплотнение с внутренним надставным соединителем, при этом внутренний надставной соединитель флюидно соединяет внутренний подводный стояк с внутренним уплотняющим профилем подводной устьевой головки. В некоторых вариантах осуществления, внутренний надставной
соединитель содержит уплотнение носовой части, которое герметично введено в уплотняющий профиль подводной устьевой головки, при этом уплотнение носовой части обеспечивает неизменность давления между внутренним протоком во внутреннем стояке и кольцевым зазором между внутренним стояком и главным образом концентрическим внешним стояком. В некоторых вариантах осуществления, внутренний надставной соединитель может быть защелкнут как на корпусе подводной устьевой головки, так и на напряженном сочленении стояка, что создает структурное соединение с предварительным натягом между корпусом подводной устьевой головки и внутренним и внешним надставными соединителями. В некоторых вариантах осуществления защелки (зажимы) содержат зубцы (зубья).
В некоторых вариантах осуществления предусмотрен внешний соединитель, который защелкивает внутренний надставной соединитель на корпусе подводной устьевой головки.
В других комплектах, клапанный узел крыла добычи флюидно соединен с подводным источником через один или несколько подводных гибких трубопроводах.
В других иных комплектах, напряженное сочленение стояка в свою очередь флюидно соединено с внешним стояком.
В других иных комплектах, переходная муфта заканчивается первой концевой поковкой с проушиной, которая служит точкой крепления для свободно стоящего стояка.
В других иных комплектах предусмотрены управляемые при помощи ROV (при помощи подводного дистанционно управляемого аппарата) клапаны для регулировки потока через внутренний проток во внутреннем стояке и через кольцевой зазор между внутренним стояком и главным образом концентрическим внешним стояком.
В других иных комплектах предусмотрены один или несколько датчиков давления и/или температуры.
В других иных комплектах предусмотрены один или несколько каналов горячих врезок для вмешательства в работу и/или для проведения регламентных работ при помощи
ROV.
В некоторых вариантах осуществления, в целом цилиндрический элемент содержит поковку из металла повышенной прочности. В этих вариантах осуществления могут быть предусмотрены два впускных отверстия, соединенные с соответствующим клапанным узлом крыла добычи, и третье отверстие (канал), содержащее переходник, подходящий для подключения источника функционального флюида, например, флюида обеспечения потока или другого флюида. Переходник может содержать один или несколько управляемых при помощи ROV клапанов.
В некоторых вариантах осуществления предусмотрены два или несколько впускных отверстий, соединенных с соответствующим клапанным узлом крыла добычи, и дополнительно предусмотрены сдвоенные зажимные опоры для поддержки соответствующих сдвоенных подводных соединителей, каждый из которых флюидно соединен с элементом, штампованным из стали высокой прочности, через соответствующий коленчатый блок, причем каждый клапанный узел крыла добычи содержит по меньшей мере один управляемый при помощи ROV клапан.
В некоторых вариантах осуществления, в целом цилиндрический элемент содержит третий канал, подходящий для подключения вентиляционного переходника кольцевого зазора, причем вентиляционный переходник кольцевого зазора соединен с третьим каналом элемента, штампованного из стали высокой прочности, через третий коленчатый блок, при этом вентиляционный переходник кольцевого зазора обеспечивает флюидное соединение с источником функционального флюида, например, флюида обеспечения потока или другого флюида. В некоторых вариантах осуществления, вентиляционный переходник кольцевого зазора содержит один или несколько управляемых при помощи ROV клапанов.
В некоторых вариантах осуществления, каждый клапанный узел крыла добычи содержит соединитель в виде коленчатого блока, соединяющий клапанный узел крыла добычи с металлической поковкой, по меньшей мере один управляемый при помощи ROV
клапан, соединенный с коленчатым блоком, и подводный соединитель для соединения с подводным гибким трубопроводом, причем коленчатый блок, управляемый при помощи ROV клапан и подводный соединитель флюидно соединены при помощи центральных каналов, позволяющих осуществлять флюидную связь от подводного гибкого трубопровода до продольного канала металлической поковки.
В некоторых вариантах осуществления предусмотрено надставное кольцо, имеющее внешний резьбовой участок для сопряжения с резьбой на внутренней поверхности металлической поковки, и внутренний резьбовой участок для сопряжения с резьбой на внутренней поверхности обсадной колонны.
В других вариантах осуществления, штампованный из стали высокой прочности элемент дополнительно имеет внутреннюю поверхность, по меньшей мере участок которой имеет резьбу для резьбового соединения с сопряженной резьбой на надставном кольце, причем надставное кольцо содержит по меньшей мере один участок внутренней резьбы, который сопряжен с участком резьбы на внутреннем стояке, и дополнительно содержит уплотнительный элемент, изготовленный из инконеля или из другого коррозионно-стойкого металла.
В некоторых вариантах осуществления предусмотрен узел горячих врезок для нагнетания функционального флюида, причем узел горячих врезок позволяет обеспечивать меньший расход функционального флюида, чем это возможно через вентиляционный переходник кольцевого зазора.
В других вариантах осуществления, в целом цилиндрический элемент содержит штампованный из стали высокой прочности впускной барабан, который флюидно соединен с S-образным узлом, флюидно соединенным с нижним гибким трубопроводом, при этом впускной барабан также содержит соединитель, позволяющий произвести соединение с источником функционального флюида. В иных вариантах осуществления, S-образный узел содержит подводный API фланец, соединенный последовательно с катушкой для подвески
лифтовой колонны, с подводным соединителем высокого давления, с другим подводным API фланцем и с ограничителем изгиба.
В других вариантах осуществления, впускной барабан содержит внутреннюю поверхность, приспособленную для приема и флюидного соединения с внутренним надставным соединителем, сидящим во внутренней поверхности впускного барабана, причем впускной барабан дополнительно содержит блокировочный механизм, позволяющий соединять, с возможностью отсоединения, внутренний надставной соединитель с впускным барабаном, в то время как кольцевое уплотнение создает герметичное уплотнение между внешней поверхностью внутреннего надставного соединителя и внутренней поверхностью впускного барабана.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект, подходящий для использования в качестве подводного нижнего узла стояка, который содержит:
корпус подводной устьевой головки, имеющий нижний конец и верхний конец, причем нижний конец модифицирован за счет флюидного и механического присоединения к нему переходной муфты, при этом переходная муфта, в свою очередь, флюидно и механически соединена с нижней поковкой, причем нижняя поковка содержит впускные отверстия достаточного размера, чтобы пропускать поток флюида добычи или флюиды локализации и флюид обеспечения потока, при этом по меньшей мере одно из отверстий соединено с источником флюида обеспечения потока, а по меньшей мере одно другое впускное отверстие флюидно соединено с клапанным узлом крыла добычи,
причем верхний конец корпуса подводной устьевой головки флюидно соединен с внешним надставным соединителем, при этом надставной соединитель флюидно соединяет корпус подводной устьевой головки с напряженным сочленением стояка,
причем корпус подводной устьевой головки имеет внутренний уплотняющий профиль, позволяющий создать уплотнение с внутренним надставным соединителем, при
этом внутренний надставной соединитель флюидно соединяет внутренний подводный стояк с внутренним уплотняющим профилем подводной устьевой головки,
причем внутренний надставной соединитель имеет уплотнение носовой части, которое герметично введено во внутренний уплотняющий профиль подводной устьевой головки, при этом уплотнение носовой части обеспечивает неизменность давления между внутренним протоком во внутреннем стояке и кольцевым зазором между внутренним стояком и главным образом концентрическим внешним стояком,
при этом внутренний надставной соединитель защелкнут как на корпусе подводной устьевой головки, так и на напряженном сочленении стояка, что создает структурное соединение с предварительным натягом между корпусом подводной устьевой головки и внутренним и внешним надставными соединителями
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект, подходящий для использования в качестве подводного нижнего узла стояка, который содержит:
в целом цилиндрическую поковку из металла повышенной прочности, которая содержит продольный канал, нижний конец, верхний конец, внешнюю в целом цилиндрическую поверхность и впускные отверстия достаточного размера, чтобы пропускать поток флюида добычи или флюиды локализации, причем по меньшей мере одно из отверстий соединено с источником флюида обеспечения потока, а по меньшей мере одно другое впускное отверстие флюидно соединено с клапанным узлом крыла добычи,
причем верхний конец металлической поковки содержит профиль, подходящий для флюидно соединения с внешним подводным стояком,
а нижний конец металлической поковки содержит соединитель, подходящий для соединения со средством швартовки на морском дне,
при этом третье отверстие подходит (годиться) для подключения вентиляционного переходника кольцевого зазора, причем вентиляционный переходник кольцевого зазора
содержит один или несколько клапанов, управляемых при помощи дистанционно управляемого подводного аппарата (ROV), и
причем предусмотрено надставное кольцо, имеющее внешний резьбовой участок для сопряжения с резьбой на внутренней поверхности металлической поковки и внутренний резьбовой участок для сопряжения с резьбой на внутренней поверхности обсадной колонны.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект, подходящий для использования в качестве подводного нижнего узла стояка, который содержит:
штампованный из стали высокой прочности главным образом цилиндрический впускной барабан, который флюидно соединен с S-образным узлом, причем S-образный узел флюидно соединен с нижним гибким трубопроводом, при этом впускной барабан также содержит соединитель, позволяющий произвести соединение с источником функционального флюида;
причем S-образный узел содержит подводный API фланец, соединенный последовательно с катушкой для подвески лифтовой колонны, с подводным соединителем высокого давления, с другим подводным API фланцем и с ограничителем изгиба;
при этом впускной барабан содержит внутреннюю поверхность, приспособленную для приема внутреннего надставного соединителя и флюидного соединения с внутренним надставным соединителем, сидящим во внутренней поверхности впускного барабана, причем впускной барабан дополнительно содержит блокировочный механизм, позволяющий соединять, с возможностью отсоединения, внутренний надставной соединитель с впускным барабаном, в то время как кольцевое уплотнение создает герметичное уплотнение между внешней поверхностью внутреннего надставного соединителя и внутренней поверхностью впускного барабана
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается
комплект для соединения подводного стояка с подводным устройством обеспечения плавучести и с поверхностной структурой, который содержит:
в целом цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю в целом цилиндрическую поверхность, причем указанный элемент содержит выпускные отверстия достаточного размера, идущие от канала до внешней в целом цилиндрической поверхности, чтобы пропускать поток углеводородов от стояка, и содержит по меньшей мере одно отверстие, позволяющее пропускать поток функционального флюида в продольный канал, причем по меньшей мере одно из выпускных отверстий флюидно соединено с клапанным узлом крыла добычи, для флюидного соединения элемента с поверхностной структурой при помощи подводного гибкого трубопровода,
причем верхний конец элемента содержит соединитель, подходящий для соединения с подводным устройством обеспечения плавучести, а
нижний конец элемента содержит профиль, подходящий для флюидного соединения со стояком.
В некоторых вариантах осуществления в целом цилиндрический элемент содержит переходник барабана для бурового каната, имеющий первый конец, флюидно соединенный с головкой лифтовой колонны, причем головка лифтовой колонны содержит одно или несколько выпускных отверстий, при этом головка лифтовой колонны соединена с головкой обсадной колонны, имеющей прикрепленное к ней (например, приваренное) сочленение хвостовика, причем головка обсадной колонны также содержит одно или несколько отверстий для впуска флюида обеспечения потока, и один или несколько клапанных узлов крыла добычи, флюидно соединенных с соответствующими выпускными отверстиями.
В некоторых вариантах осуществления этого аспекта, сочленение хвостовика флюидно соединено с внешним концентрическим стояком.
В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере один из клапанных узлов
крыла добычи флюидно соединяет выпускное отверстие с судном сбора через гибкий трубопровод.
В некоторых вариантах осуществления комплект содержит регулируемую подвеску лифтовой колонны, флюидно соединяющую внутренний стояк с головкой лифтовой колонны.
В других вариантах осуществления этого аспекта, клапанный узел крыла добычи содержит первый и второй регуляторы потока, предназначенные для регулировки потока в канале внутреннего стояка и в кольцевом зазоре между внутренним стояком и внешним стояком.
В некоторых других вариантах осуществления, клапанный узел крыла добычи содержит по меньшей мере один клапан аварийной остановки (ESD клапан), 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.
В некоторых иных вариантах осуществления, клапанный узел крыла добычи содержит один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих функциональному флюиду втекать во внутренний стояк и в кольцевой зазор между внутренним стояком и внешним стояком. В некоторых вариантах осуществления, функциональный флюид представляет собой флюид обеспечения потока, выбранный из группы, в которую входят азот или другая газовая фаза, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты. В некоторых вариантах осуществления, флюид обеспечения потока главным образом содержит азот.
В некоторых вариантах осуществления, переходник барабана для бурового каната соединен с переходным фланцем с серьгой, заделанным на его верхнем конце в проушину концевой поковки, служащую точкой крепления комплекта к расположенному близко от поверхности подводному узлу обеспечения плавучести.
В других вариантах осуществления этого аспекта настоящего изобретения, в целом цилиндрический элемент содержит барабан отвода, имеющий верхний конец и нижний конец, фланец с проушиной, соединенный с верхним концом барабана отвода, и катушку для подвески, соединенную с нижним концом барабана отвода, причем барабан отвода и катушка для подвески образуют продольный канал.
В некоторых их этих вариантов осуществления, барабан отвода содержит второй канал, главным образом перпендикулярный к продольному каналу и флюидно соединяющий продольный канал с одним из клапанных узлов крыла добычи через одно из выпускных отверстий.
В некоторых других вариантах осуществления, клапанный узел крыла добычи содержит S-образный трубопровод и два клапана аварийной остановки (два ESD клапана), флюидно соединенные линейно с S-образным трубопроводом, причем один из ESD клапанов имеет гидравлическое управление, а другой ESD клапан имеет электронное управление.
В некоторых иных вариантах осуществления, катушка для подвески содержит третий канал, главным образом перпендикулярный к продольному каналу и флюидно соединяющий кольцевой зазор, образованный за счет катушки для подвески и сочленения внутреннего стояка, с клапанным узлом доступа в кольцевой зазор. Клапанный узел доступа в кольцевой зазор может содержать один или несколько клапанов, управляемых при помощи ROV. Клапанный узел доступа в кольцевой зазор может быть флюидно соединен с источником функционального флюида.
В некоторых вариантах осуществления предусмотрен узел зажима стояка, предназначенный для сопряжения с сочленением внутреннего стояка и для его удержания внутри барабана отвода. Узел зажима стояка может содержать стопорное кольцо и шлипс с Т-образными уплотнениями.
В некоторых вариантах осуществления, узел двойного кольцевого уплотнения и проволочного держателя установлен на внутренней поверхности барабана отвода для
создания двойного флюидного уплотнения между кольцевым зазором и продольным каналом.
В некоторых вариантах осуществления, URA содержит барабан отвода канала добычи, флюидно и механически соединенный с главным образом вертикальным трубопроводом и с лифтовой колонной, причем лифтовая колонна, в свою очередь, флюидно соединена с ограничителем изгиба через подводный API фланец, подводный соединитель высокого давления, другое подводное API фланцевое соединение и, возможно, через QDC подводный соединитель. Ограничитель изгиба механически соединен с верхним подводным гибким трубопроводом, который идет в петле с провесом к поверхностному судну сбора, при этом главным образом вертикальный трубопровод флюидно соединен последовательно с переходником, который, в свою очередь, флюидно соединен с катушкой для подвески, с API фланцем, 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 устройством обеспечения плавучести.
В некоторых вариантах осуществления, URA дополнительно содержит ESD клапан, управляемый при помощи ROV, флюидно соединенный с секцией трубопровода.
В некоторых вариантах осуществления, URA дополнительно содержит опорный кронштейн, который поддерживает лифтовую колонну под углом ст относительно трубопровода, а также поддерживает изогнутый щиток, являющийся механическим барьером между лифтовой колонной и трубопроводом, причем угол о лежит в диапазоне ориентировочно от 0 до 180 градусов.
В некоторых вариантах осуществления, URA дополнительно содержит соединение с катушкой для подвески, для присоединения S-образного колена трубы для подачи нагретой воды в катушку для подвески от поверхностного судна.
В некоторых вариантах осуществления, S-образное колено трубы 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 некоторых вариантах осуществления, внутренний стояк расположен внутри переходника, катушки для подвески и головки обсадной колонны, за счет чего создается кольцевой зазор между внутренней поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком.
В некоторых вариантах осуществления, URA содержит пару кольцевых уплотнений, которые обеспечивают уплотнение внутреннего стояка в переходнике, и один или несколько шлипсов, которые заклинены между внутренней скошенной поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком, так что они прочно закрепляют внутренний стояк в катушке для подвески.
В некоторых вариантах осуществления, URA дополнительно содержит компоненты, позволяющие производить циркуляцию функционального флюида, такого как нагретая вода, через кольцевой зазор.
В других вариантах осуществления, URA также содержит барабан отвода, флюидно соединенный с катушкой для подвески, причем катушка для подвески, в свою очередь, может быть флюидно соединена с коническим напряженным сочленением стояка.
В иных других вариантах осуществления, URA дополнительно содержит серьгу и цепной страховочный фал, позволяющие механически соединять URA с почти поверхностным устройством обеспечения плавучести.
В некоторых других вариантах осуществления, первый коленчатый блок содержит внутренний канал, который пересекается с каналом в барабане отвода и является главным образом перпендикулярным к нему, второй коленчатый блок, имеющий внутренний канал, который также является главным образом перпендикулярным к каналу барабана отвода, но который не пересекается с каналом в барабане отвода, и S-образный трубопровод, флюидно
соединенный с первым коленчатым блоком и обеспечивающий проток для углеводородов в сочетании с каналом первого коленчатого блока. В некоторых случаях, URA содержит первый и второй клапаны аварийной остановки в S-образном трубопроводе, причем S-образный трубопровод флюидно соединен с подводным соединителем, который, в свою очередь, флюидно соединен с подводным гибким трубопроводом.
В других вариантах осуществления, комплект дополнительно содержит клапан стравливания в S-образном трубопроводе, позволяющий запирать URA, отводить содержимое S-образного трубопровод и поднимать подводный гибкий трубопровод.
В некоторых вариантах осуществления, компоненты, позволяющие производить циркуляцию функционального флюида через кольцевой зазор, содержат подводный соединитель, трубопровод и один или несколько клапанов в трубопроводе, причем трубопровод флюидно соединен с катушкой для подвески.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект, подходящий для использования в качестве подводного верхнего узла стояка, который содержит:
переходник барабана для бурового каната, флюидно связанный на первом конце с головкой лифтовой колонны, причем головка лифтовой колонны содержит одно или несколько выпускных отверстий, при этом головка лифтовой колонны соединена с головкой обсадной колонны, имеющей прикрепленное к ней сочленение хвостовика, причем головка обсадной колонны также содержит одно или несколько отверстий для впуска флюида обеспечения потока,
сочленение хвостовика, флюидно соединенное с внешним концентрическим стояком, регулируемую подвеску лифтовой колонны, флюидно соединяющую внутренний
стояк с головкой лифтовой колонны, с образованием кольцевого зазора между внутренним
стояком и внешним концентрическим стояком,
клапанный узел крыла добычи, флюидно соединенный с одним из выпускных
отверстий, причем клапанный узел крыла добычи содержит первый и второй регуляторы потока, предназначенные для регулировки потока во внутреннем стояке и в кольцевом зазоре, и клапан аварийной остановки с гидравлическим управлением и клапан аварийной остановки с электрическим управлением, и
причем клапанный узел крыла добычи содержит один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих флюиду обеспечения потока втекать во внутренний стояк и/или кольцевой зазор.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект, подходящий для использования в качестве подводного верхнего узла стояка, который содержит:
барабан отвода, имеющий верхний конец и нижний конец, причем фланец с проушиной соединен с верхним концом, а катушка для подвески соединена с нижним концом, причем барабан отвода и катушка для подвески образуют продольный канал,
причем барабан отвода содержит второй канал, главным образом перпендикулярный к продольному каналу и флюидно соединяющий продольный канал с клапанным узлом крыла добычи через одно из выпускных отверстий барабана отвода,
при этом клапанный узел крыла добычи содержит S-образный трубопровод и два клапана аварийной остановки (два ESD клапана), флюидно соединенные линейно с S-образным трубопроводом, причем один из ESD клапанов имеет гидравлическое управление, а другой ESD клапан имеет электронное управление,
причем катушка для подвески содержит третий канал, главным образом перпендикулярный к продольному каналу и флюидно соединяющий кольцевой зазор, образованный за счет катушки для подвески и сочленения внутреннего стояка, с клапанным узлом доступа в кольцевой зазор, при этом клапанный узел доступа в кольцевой зазор содержит один или несколько клапанов, управляемых при помощи ROV,
узел зажима стояка, предназначенный для сопряжения с сочленением внутреннего
стояка и для его удержания внутри барабана отвода, причем узел зажима стояка содержит стопорное кольцо и шлипс с Т-образными уплотнениями, и
узел двойного кольцевого уплотнения и проволочного держателя, установленный на внутренней поверхности барабана отвода для создания двойного флюидного уплотнения между кольцевым зазором и продольным каналом.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается комплект, подходящий для использования в качестве подводного верхнего узла стояка, который содержит:
барабан отвода канала добычи, флюидно и механически соединенный с главным образом вертикальным трубопроводом и с лифтовой колонной, причем лифтовая колонна, в свою очередь, флюидно соединена с ограничителем изгиба через подводный API фланец, подводный соединитель высокого давления, другое подводное API фланцевое соединение и, возможно, через QDC подводный соединитель, 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 через API фланец, 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 устройством обеспечения плавучести;
ESD клапан, управляемый при помощи ROV, флюидно соединенный с секцией трубопровода;
опорный кронштейн, который поддерживает лифтовую колонну под углом а относительно трубопровода, а также поддерживает изогнутый щиток, являющийся
механическим барьером между лифтовой колонной и трубопроводом, причем угол а лежит в диапазоне ориентировочно от 0 до 180 градусов;
соединение с катушкой для подвески, для присоединения S-образного колена трубы, предназначенного для подачи нагретой воды в катушку для подвески от поверхностного судна, причем S-образное колено трубы 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;
причем внутренний стояк расположен внутри переходника, катушки для подвески и головки обсадной колонны, за счет чего создается кольцевой зазор между внутренней поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком; и
пару кольцевых уплотнений, которые обеспечивают уплотнение внутреннего стояка в переходнике, и один или несколько шлипсов, которые заклинены между внутренней скошенной поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком, так что они прочно закрепляют внутренний стояк в катушке для подвески.
В некоторых вариантах осуществления, каждый из подводных гибких трубопроводов содержит 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.
В некоторых вариантах осуществления предусмотрен внутренний надставной соединитель, флюидно соединяющий внутренний стояк с LRA, причем 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 (устьевой головки), 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 подводным устьем скважины и внутренним и внешним надставными соединителями. В некоторых вариантах осуществления также предусмотрена дополнительная защелка 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 включают в себя варианты, которые содержат клапанный узел крыла добычи URA, который содержит клапаны аварийной остановки, как с гидравлическим, так и с ручным управлением.
Некоторые варианты осуществления включают в себя варианты, в которых клапанный узел крыла добычи URA содержит один или несколько каналов горячих врезок подводного дистанционно управляемого аппарата (ROV), позволяющих нагнетать функциональный флюид во внутренний стояк и/или в кольцевой зазор. В качестве примеров подходящих функциональных флюидов можно привести флюиды обеспечения потока, такие как газовая среда, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты, такие как метанол, и т.п. Газовая среда может быть выбрана из группы, в которую входят азот различной степени чистоты, такой как обогащенный азотом воздух, благородные газы, такие как аргон, ксенон и т.п., углекислый газ, и их комбинации. Горячую морскую воду или другую воду накачивают в кольцевой зазор и выпускают из него через вентиляционный переходник кольцевого зазора, и, аналогично, метанол нагнетают в кольцевой зазор и выпускают из него через вентиляционный переходник. Некоторые флюиды торможения образования гидрата содержат жидкие химикаты, выбранные из группы, в которую входят спирты и гликоли. Флюид обеспечения потока может содержать главным образом азот, а это означает, что газовая среда содержит азот и может содержать примеси, которые не
способствуют образованию гидратов и сами по себе не образуют гидраты, и главным образом не содержит примеси, которые способствуют образованию гидратов или сами по себе образуют гидраты.
В некоторых вариантах осуществления предусмотрена внешняя мокрая изоляция по меньшей мере на большей части внешней поверхности одной или нескольких устьевых головок, клапанов крыла добычи, головок обсадной колонны, головок лифтовой колонны, металлических поковок, барабанов отвода, катушек для подвески, и т.п. В некоторых вариантах осуществления мокрая изоляция содержит полимерный материал. Полимерный материал может иметь множество слоев полипропилена.
Некоторые варианты осуществления URA и LRA содержат переходники, позволяющие функциональному флюиду, такому как флюид обеспечения потока, втекать во внутренний стояк и/или в кольцевые пространства между стояками, и в каналы URA и LRA. Некоторые варианты осуществления содержат переходники, позволяющие флюиду торможения образования гидрата втекать в эти пространства. Некоторые варианты осуществления содержат переходники, позволяющие флюиду исправления гидрата втекать в эти пространства. Некоторые варианты осуществления содержат переходники, позволяющие втекать в указанные пространства всем таким флюидам. После ввода во внутренний стояк и/или в кольцевое пространство, флюид обеспечения потока, флюид торможения образования гидрата и/или флюид исправления гидрата могут быть стоячими (застойными) или циркулирующими, однако следует иметь в виду, что при циркуляции флюида улучшаются массообмен и теплообмен.
Некоторые другие варианты осуществления включают в себя варианты, в которых по меньшей мере некоторые компоненты LRA и/или URA могут быть изготовлены из стали высокой прочности, однако использование стали не является обязательным и вместо нее могут быть использованы другие металлы. Использованный здесь термин "высокопрочная сталь" включает в себя таким марки стали как Р-110, С-ПО, Q-125 и С-125, и титанистые
стали.
Описанные здесь комплекты могут быть использованы с одним стояком или с системами концентрических стояков. Описанные здесь комплекты 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. Описанные здесь комплекты 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. Описанные здесь комплекты также могут быть использованы в так называемых гибридных разработках (содержащих TLP или рангоуты с FPSO или FPS). Описанные здесь комплекты могут быть использованы со стояками, имеющими натяжение, созданное при помощи систем воздушных банок, гидропневматических средств натяжения, или их комбинаций.
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 и 1В показан схематично, а на фиг. 1А показан детально в разрезе один вариант осуществления системы стояка, в которой могут быть использованы комплекты в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2А и 2В показаны схематично соответственно вид сбоку и поперечное сечение общего варианта осуществления нижнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 3A-3G показаны различные виды, в том числе некоторые в разрезе, другого варианта осуществления нижнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 4А показан вид в перспективе, на фиг. 4В показано поперечное сечение и на фиг. 4С более детальное поперечное сечение части нижнего узла стояка в соответствии с вариантом осуществления, показанным на фиг. 3.
На фиг. 5А и В схематично показан вид в перспективе другого нижнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением, а на фиг. 5С схематично показан вид в перспективе внутреннего компонента, который может быть использован в нижнем узле стояка, показанном на фиг. 5А и 5В. На фиг. 5D и 5Е показаны поперечные сечения, а на фиг. 5G показан вид сверху нижнего узла стояка, показанного на фиг. 5А и 5В. На фиг. 5F схематично показан детальный вид части нижнего узла стояка, показанного на фиг. 5Е.
На фиг. 6 схематично показан 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 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. 6. На фиг. 6К показан вид в перспективе уплотненного испытательного канала.
На фиг. 7А и 7В схематично показаны виды в перспективе другого варианта осуществления верхнего узла стояка в соответствии с настоящим изобретением
На фиг. 7С показан вид сбоку, на фиг. 7D показано поперечное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 7А и В, а на фиг. 7Е показано детально поперечное сечение части этого варианта осуществления.
На фиг. 8А схематично показан вид сбоку другого варианта осуществления верхнего узла стояка (URA) а на фиг. 8В показано детально поперечное сечение части этого URA.
На фиг. 8 С схематично показан вид сбоку другого варианта осуществления нижнего узла стояка (LRA) в соответствии с настоящим изобретением, а на фиг. 8D показан разрез части этого LRA.
Следует иметь в виду, что приложенные чертежи не обязательно приведены в реальном масштабе и что на них показаны только типичные варианты осуществления в соответствии с настоящим изобретением, так что их не следует истолковывать как ограничивающие объем патентных притязаний в отношении 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 предлагаются морские подводные комплекты, а также способы их изготовления, установки и использования, которые позволяют уменьшить или исключить недостатки ранее известных морских подводных комплектов.
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.
Термин "устье скважины" (устьевая головка) хорошо известен в области бурения и добычи как структура, имеющая центральный канал и концевые соединители на обоих концах различной природы, такие как втулки, оправки, зубья и т.п., отвечающие стандартам API по прочности и другим параметрам для устьев скважин, что детально описано в спецификации 6А API. Использованные здесь термины "головка лифтовой колонны" и "головка обсадной колонны" представляют собой головки, имеющие относительно высокую
прочность, причем головка лифтовой колонны обычно прочнее чем головка обсадной колонны, хотя и не во всех случаях. Подводной устьевой головкой может быть головка лифтовой колонны или головка обсадной колонны, но типично головка обсадной колонны или еще более прочная конструкция, учитывая тяжелые режимы работы под водой.
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 наличия 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.
На фиг. 1 и 1В показан схематично, а на фиг. 1А показан детально в разрезе один вариант осуществления системы подводного стояка, в которой могут быть использованы комплекты в соответствии с настоящим изобретением. Следует иметь в виду, что в различных других системах подводного стояка также с успехом могут быть использованы комплекты в соответствии с настоящим изобретением. Свободно стоящий стояк (FSR) 2
показан расположенным под углом а относительно вертикали. Угол а может лежать в диапазоне от 0 до 90 градусов, от 0 до 45 градусов или от 0 до 20 градусов, что считают "почти вертикальным." Другой угол, Р, 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 90 градусов, от 0 до 45 градусов или от 0 до 20 градусов. Третий угол, у, который представляет собой угол между цепью или другим страховочным фалом 58 (который может быть вертикальным или не вертикальным) и концевой секцией гибкого трубопровода 14 поблизости от основания FSR, может лежать в диапазоне ориентировочно от 5 до 60 градусов, или ориентировочно от 5 до 30 градусов. Показано, что свайный фундамент 16 погружен на морское дно 10, а цепной страховочный фал 58 соединяет свайный фундамент 16 с нижним узлом 8 стояка, как это описано далее более подробно. Подводный трубопровод 14 флюидно соединяет нижний узел 8 стояка с источником углеводородов, в а этом случае с подводным манифольдом 26. Верхний узел 6 стояка флюидно соединяет стояк 2 с гибким подводным трубопроводом 12, который, в свою очередь, флюидно соединен с поверхностным судном 32. Верхний узел 6 стояка в этом варианте осуществления также соединен с первичной и вторичной воздушными банками 18 и.
На фиг. 1А 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. 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 быстрым разъединением
(QDC) или с эвакуацией в случае урагана, этот вариант не является очень привлекательным. Электрический нагрев очень усложняет конструкцию QDC.
Циркуляция горячей воды или другого используемого здесь функционального флюида в кольцевом зазоре, и изоляция на подводных манифольдах и напорных трубопроводах (в том числе на гибких подводных трубопроводах 12 и 14, на гибких перемычках и S-образных коленах, упомянутых здесь), и соединителях, в дополнение к свободно стоящему стояку, является предпочтительной в некоторых вариантах осуществления. "Циркуляция" может быть непрерывной или прерывистой. В некоторых вариантах осуществления, флюид обеспечения потока может застаиваться после заполнения кольцевого зазора. Возможность накачки насосом или нагнетания иным образом одного или нескольких флюидов обеспечения потока в один или несколько приемников горячих врезок ROV является другой возможностью, также как и возможность накачки насосом или нагнетания иным образом азота или другой газовой фазы в основание внутреннего стояка или у подводного манифольда в гибкие подводные трубопроводы, что позволяет ввести флюид обеспечения потока под реальную или потенциальную, полную или частичную гидратную пробку. В некоторых вариантах осуществления, таких как показанные на чертежах, флюид обеспечения потока может быть накачен насосом или может нагнетаться иным образом в различные местоположения, например, (но без ограничения), на дно внутреннего стояка 60, в нижнюю часть кольцевого зазора 76, в основание (под водой) гибкого трубопровода 14, в верхнюю часть внутреннего стояка 60 и кольцевого зазора 76 и в верхний гибкий трубопровод 12.
На фиг. 1В также схематично показано расположение системы 52 контроля натяжения на FSR 2. Система контроля натяжения типично расположена поблизости от верхней части FSR 2, однако она может находиться и в другом месте вдоль FSR 2, и может содержать множество систем контроля натяжения, которые случайным или не случайным образом распределены вдоль FSR 2. На фиг. 1В показаны детали системы текущего контроля
натяжения, в частности, соединитель 54 и модуль 56 текущего контроля натяжения. 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 со средством швартовки 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, могут быть соединениями с источниками функциональных флюидов, таких как флюиды обеспечения потока, или соединениями с другим подводным или поверхностным оборудованием. Соединения С2, СЗ и С5 между отверстиями 8Р и трубопроводами 8А, 8В и 8С могут 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 отверстий 8Р. Например, отверстия 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-3G. 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. 4А-С) и переходник (переходную муфту) 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 общую деталь 106 в этом варианте осуществления, а переходник 105 представляет собой отдельную деталь для сварки нижней поковки 106 с подводным устьем 104 скважины. Проушина нижней поковки 106 входит в зацепление с U-образным соединителем 119 и цепным страховочным фалом 58, идущим к присасывающемуся свайному фундаменту 16 (не показан).
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 соединяет ограничитель 112 изгиба и подводный гибкий трубопровод 14 с подводным изгибным элементом 180 жесткости высокого давления, который имеет внутренний профиль 81 (см. фиг. 3F), что позволяет 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 непосредственно 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).
Как это показано на фиг. ЗА и 3F, каждый из клапанных узлов 114А и В крыла добычи LRA содержат соответствующие коленчатые блоки 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 служит опорой для подводных соединителей 119А и 119В (может быть закуплена на фирме Vector Subsea, Inc., торговое название OPTIMA). Предусмотрена панель 121 горячих врезок ROV с опорой на створку узла 116А раструба, которая содержит
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, и 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 трубопровода (в соединителе 107А), канал 116С, канал 115С (через клапан 115В и коленчатый блок 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. 4А, В и С. 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. 4А, В, и С, где поясняется использование двух запирающих хомутов 704, 724. В дополнение к ранее показанным деталям, на фиг. 4А, В, и С 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. 4А не видна), а также труба 11 OA для протекания рабочей жидкости через горячую врезку ПО. Горячая врезка и труба 11 OA, которая проходит через торцевую заглушку 110В (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. 4С. 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. 4С 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 подводной устьевой головки. Нижний комплект 706 запорных зубцов позволяет защелкивать гильзу 708 внутреннего надставного соединителя 92 на хомуте 704, и, таким образом, защелкивать ее на корпусе 104 подводной устьевой головки.
Как это показано на фиг. 4С, 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 уплотнения 92А носовой части, если внешний надставной соединитель 102 отсоединяется от подводного устья 104 скважины по каким-либо причинам.
На фиг. 4С 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. 4С 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 имеет уплотнение 92А носовой части, например, из инконеля, которое может уплотнять поверхности 712 посадки хомута 704. Внутренний надставной соединитель 92 может защелкиваться при помощи зубцов 706 на хомуте 704 запирания и на напряженном сочленении 2FJB, 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. В этом варианте осуществления, при введенном в зацепление носовом уплотнении 92А добытые флюиды протекают вверх только 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. 5А-5G. В этом варианте осуществления предусмотрен главным образом цилиндрический элемент 220, который представляет собой штампованный (кованый) элемент из стали высокой прочности. Элемент 220 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 содержат клапанные узлы 226А и 226В, каждый из которых флюидно соединен с элементом 220 через соответствующие коленчатые блоки 230А и 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 коленчатый блок 229. Узел 228 позволяет создавать флюидное соединение с источником функционального флюида, такого как флюид обеспечения потока или другой флюид. В этом варианте осуществления, коленчатый блок 229 может быть меньше по размерам чем колена 230А и 230В, однако это не обязательно. Может быть предусмотрен другой 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. 5F) меньшего диаметра позволяет подавать функциональный флюид.
На фиг. 5С показан вид в перспективе лифтовой колонны 232, которая соединена с внутренней поверхностью элемента 220. Лифтовая колонна 232 содержит 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. 5D и 5Е, надставное кольцо 233 содержит по меньшей мере один участок внутренней резьбы 235, сопряженный с резьбовым участком на лифтовой колонне 232. Надставное кольцо 233 также содержит по меньшей мере один участок внешней резьбы 236, сопряженный с резьбовым участком на внутренней поверхности элемента 220. На фиг. 5Е 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. 5G. Соединителями 240А и 240В могут быть соединители торговой марки OPTIMA, выпускаемые фирмой Vector Subsea, Inc.
На фиг. 8С 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. 6 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 бОТ, причем трубопровод 6А флюидно соединен с внутренним 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. 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. 6. 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 эти индивидуальные элементы (за исключением фланца с серьгой) выпускаются фирмой GE Oil & Gas.
Головка 122 лифтовой колонны может быть обработана на станке так, чтобы получить фланцевое соединение 5-1/8" 10К 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 (69 МПа). В некоторых вариантах осуществления может быть предусмотрена панель 139 с каналом горячей врезки ROV для текущего контроля давления и температуры, а также панель 152 ROV для нагнетания азота (или другого флюида) и в кольцевой зазор стояка. В этом варианте осуществления может быть предусмотрен трубопровод 158 для нагнетания азота или другой газовой среды в кольцевой зазор, а также каналы измерения давления и температуры и каналы отвода (через панель 153 доступа ROV) между клапанами на пути потока добычи. Также может быть предусмотрена панель 152 разрывного диска 156 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. 6А), а также множество каналов 135 для вмешательства в работу скважины.
Как это показано на фиг. 6В, фланцевое соединение 133 позволяет соединять подводный соединитель 184 высокого давления с ограничителем 134 изгиба. Также 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 коленчатом блоке 137А и в соединении 132, затем вниз через проход 137С в клапане 137В и через проход 131А в клапане 131, и, наконец, из URA через проток 184В в подводном соединителе 184А, который соединен с гибким трубопроводом 12 через фланец 184С, и проток 12А через гибкий трубопровод 12, к судну 32 локализации на морской поверхности, в этом варианте осуществления.
На фиг. 6F показан вид сверху URA 6, иллюстрирующий более подробно ранее упомянутые характеристики. 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 поковка 734 URA, имеющая каналы 732, в которые могут быть введены датчики 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 хвостовика 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. 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.
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 варианта осуществления URA, показанного на фиг. 6А - 6К, 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 флюидно связан с катушкой 803 для подвески. Катушка для подвески, в свою очередь, в этом варианте осуществления 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, коленчатый блок 808 имеет 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 коленчатый блок 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, с первым клапаном 811 аварийной остановки (ESD клапаном) и вторым клапаном 812 аварийной остановки. Выпуск 813 в соединителе 813А может быть соединен с подводным гибким трубопроводом 12 для проведения операций добычи или локализации. Соединитель 81 ЗА 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 узла 810 и поднимать подводный гибкий трубопровод, например, в случае урагана или других стихийных событий, или плановых мероприятий.
Клапаны 816 и 817 предусмотрены для обеспечения циркуляции в кольцевом зазоре и/или для нагнетания флюида добычи и/или функционального флюида через соединитель 818. 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 для 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 соединенный с трубопроводом 911 и с лифтовой колонной 913. Лифтовая колонна 913 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 (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. в этом варианте осуществления 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 (или другой флюид обеспечения потока) от поверхностной структуры в катушку 912 для подвески. Нагретая вода (или другой флюид обеспечения потока) затем может циркулировать в кольцевом зазоре, или проходить через кольцевой зазор в направлении вниз к LRA и вытекать из кольцевого зазора через один или несколько клапанов вентиляционного переходника кольцевого зазора, таких как клапаны 142, 144, показанные на фиг. 8С.
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, катушка 912 для подвески и головка 124 обсадной колонны, создают 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. 8С показан вид сбоку другого LRA узла в соответствии с настоящим изобретением. Этот вариант осуществления LRA содержит 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 соединено с впускным барабаном известным образом, например, при помощи разрезных колец, цанг или зубцов, таких как описанные здесь для других вариантов осуществления.
Расчеты обеспечения потока показывают, что FSR может быть сконструирован с использованием пяти слоев теплоизоляции из полипропилена толщиной 3 дюйма (7.6 см), нанесенных на внешний стояк, в то время как кольцевой зазор между внутренним и внешним стояками заполнен (вытеснен) азотом низкого давления. Во время работы, эта схема позволяет главным образом поддерживать допустимую температуру углеводородов от подводного источника до их поступления на поверхностную структуру.
Материалы, способы конструирования и установка
Кроме прокладок, шлангов, гибких трубопроводов и других компонентов, которые не являются частью настоящего изобретения, все описанные первичные компоненты LRAs и URAs (барабаны отвода, впускные барабаны, катушки для подвески, в целом цилиндрические элементы, секции стояка, головки лифтовой колонны, головки обсадной колонны, катушки для подвески 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 футов, 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-110 и С-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, 4330М, 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/ СО2/ 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.
В течение последних нескольких лет, правопреемник патентовладельца участвовал 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, вьщерживающих 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, что значительно уменьшает срок поставки системы и полную стоимость. Использование этих материалов и соединителей позволяет спроектировать FSR систему локализации второго поколения на полную нагрузку 15 ksi (103/138 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). 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.
Соединения описанных здесь комплектов (узлов) со стояками, а также соединения внутренних узлов, такие как соединения переходника барабана для бурового каната с головкой лифтовой колонны, и соединения главным образом цилиндрических элементов со стояками, и т.п., могут быть резьбовыми соединениями, как это описано в упомянутой выше статье Shilling et al., а также описано в следующих патентных документах: WO 2005093309; WO2005059422; и патенты США Nos. 6,752,436 и 6,729,658. Дополнительная информация содержится в следующих публикациях: Sches et al.. Fatigue Resistant Threaded and Coupled
Connectors: the New Standard for Deep Water Riser Applications, OMAE 2007-29263; Sches et al., Fatigue Resistant Threaded and Coupled Connectors for Deepwater Riser Systems: Design and Performance Evaluation by Analysis and Full Scale Tests, OMAE 2008-57603; and Shilling et al., Developments in Riser Technology for the Next Generation Ultra-Deep HPHT Wells, DOT Conference, 2008 Proceedings.
Материалы для конструирования прокладок, гибких трубопроводов и шлангов, пригодные для конструирования и использования описанных здесь комплектов 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 комплектов 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: патенты США U 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
с торговым обозначением 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.
В некоторых вариантах осуществления URA может иметь восстановимый разрывной диск, позволяющий вентилировать URA в атмосферу. В некоторых вариантах осуществления этот разрывной диск может быть восстановимым разрывным диском. Разрывной диск 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. 6,039,083 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. Эти трубопроводы подвергаются воздействию высоких внутренних и внешних давлений, а также химическому воздействию за счет морской воды, окружающей затопленные трубопроводы, и флюидов, протекающих внутри трубопроводов. 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 также 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 в результате 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, что является предпочтительным для применений с высокими расходами и высокими давлениями. 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 устройства с гидравлическим блоком питания ROV, чтобы подавать питание на устройство и приводить его в действие.
Описанные здесь комплекты могут быть использованы либо в схемах с одиночной трубой (смещенный стояк с одиночной трубой- SLOR) или в схемах труба в трубе (концентрический смещенный стояк - COR), которые обеспечивают дополнительную изоляцию и позволяют осуществлять газлифт через основание стояка или активный нагрев через кольцевой зазор. Эти стояки могут иметь сварную или резьбовую конструкцию и могут иметь натяжение, созданное при помощи верхней воздушной банки, расположенной на расстоянии 50-150 м ниже поверхности, в зависимости от условий окружающей среды, или при помощи гидропневматических средств натяжения, либо при помощи того и другого. Каждый свободно стоящий стояк может быть соединен с поверхностной структурой (например, с поверхностным судном или с морским основанием) при помощи гибкого
соединителя для малой глубины.
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 45,000 кг) в основании стояка при всех условиях нагружения, в том числе при выходе из строя одной или нескольких камер воздушной банки. В одном варианте осуществления, LRA, изготовленный в соответствии с фиг. 3 и 4, имеет вес около 30 кип (13,600 кг) в воздухе и 26 кип (11,800 кг) в погруженном (подводном) состоянии. Он 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 кип (1,300,000 кг), и при помощи 250 тонной (230,000 кг) Crosby G-2140 серьги, с прочностью на разрыв 2,750 кип (1,230,000 кг). LRA в этом вариант осуществления может иметь 15Ksi (103 МПа) GE Oil & Gas (Vetco) Н-4 подводное устье скважины, специально обработанное на станке, чтобы получить вводы 2 х 7-1/6 дюйма (5.08 х 18.2 см) 10,000 psi (69 МПа) для установки множества гибких соединителей или, как это показано на фиг. 3, одного соединителя для флюида добычи и ROV интерфейса для нагнетания метанола.
Системы в соответствии с настоящим изобретением, в которых используют описанные здесь комплекты, могут быть масштабированы в широком диапазоне водных глубин, давлений в скважине и режимов работы. Расчеты обеспечения потока показывают, что использованные FSRs, LRA и URA позволяют пропускать свыше 40,000 баррелей в день (около 6400 м3 в день), когда каждый из них имеет проток с внутренним диаметром 6 дюймов (15 см). Существующее оборудование стояка типа сухой елки может быть использовано для образования FSRs, так как оно легко доступно. 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.
Системы стояков с использованием URA и/или LRA в соответствии с настоящим изобретением могут быть, в некоторых вариантах осуществления, установлены при помощи MODU, а затем может быть установлен верхний гибкий соединитель, после установки стояка. В вариантах осуществления с использованием MODU, верхний гибкий соединитель может быть соединен с URA во время установки от MODU и, возможно, зажат с промежутками при вертикальном свешивании вдоль стояка. Нижний подводный гибкий соединитель может быть позднее (через несколько дней) соединен с LRA при помощи одного или нескольких судов для подводной установки, например, после соединения FSR с присасывающимся свайным узлом и создания натяжения от него.
Поверхностная структура может быть снабжена системой быстрого отсоединения/ соединения (QDC системой) для верхнего гибкого соединителя. Характеристики системы быстрого отсоединения/ соединения описаны во временной заявке на патент США 61480368, поданной 28 апреля 2011 г. Отсоединяемый буй может быть использован для поддержки конца верхнего гибкого соединителя со стороны поверхностной структуры 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 (при урагане), верхний гибкий соединитель 6 дюймов (15 см) может быть отсоединен от поверхностной структуры контролируемым образом и опущен при помощи поддерживающего судна, так что он будет
висеть вдоль стороны FSR, где он может быть зажат на месте при помощи ROV.
В некоторых вариантах осуществления концентрического стояка, в которых могут быть использованы один или несколько описанных здесь LRAs и/или URAs, URA 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 поверхностной структуры; канал снижения давления горячей врезки ROV; и/или 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, LRA 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 (7.5 см) на вентиляционном переходнике кольцевого зазора, обеспечивающие лучший доступ в кольцевой зазор для операций продувки азотом и вентиляции, или для проведения других операций. В некоторых вариантах осуществления LRA проток 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, описанные здесь узлы LRA и URA могут быть использованы как компоненты системы локализации и сброса (отведения), или системы
добычи. В этом случае, система подавления гидрата (HIS) может быть встроена в системы и способы в соответствии с настоящим изобретением. Питающие линии химиката торможения образования гидрата от поверхностного судна позволяют подавать химикат в колпак комплекта подводного ВОР, в ВОР и в подводные гибкие трубопроводы через подводный манифольд. При циркуляции химикат может возвращаться на судно через возвратную линию. Химикат также может поступать на дроссельную линию и линию для глушения подводного ВОР через манифольд дросселирования/ глушения.
Из приведенного выше подробного описания специфических вариантов осуществления изобретения становится понятно, что 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 и комплектов, а не для того, чтобы ограничить объем патентных притязаний. Подразумевается, что различные замены, изменения и/или модификации, в том числе (но без ограничения) вариаций реализации, могут быть сделаны в описанных вариантах осуществления не выходя за рамки приложенной формулы изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Комплект для соединения подводного стояка со средством швартовки на морском дне и с подводным флюидным источником углеводородов, который содержит:
цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю цилиндрическую поверхность, причем указанный элемент содержит впускные отверстия, идущие от внешней поверхности в канал и позволяющие пропускать поток углеводородов от источника углеводородов, также как и приток функционального флюида, при этом по меньшей мере одно из впускных отверстий флюидно связано с клапанным узлом крыла добычи,
причем верхний конец элемента имеет профиль, подходящий для флюидного соединения с подводным стояком, а
нижний конец элемента содержит соединитель, предназначенный для соединения со средством швартовки на морском дне.
2. Комплект по п. 1, в котором цилиндрический элемент содержит:
корпус подводной устьевой головки, нижний конец которого модифицирован за счет присоединения переходной муфты, причем переходная муфта содержит указанные впускные отверстия,
причем верхний конец корпуса подводной устьевой головки флюидно соединен с внешним надставным соединителем, при этом надставной соединитель флюидно соединяет корпус подводной устьевой головки с напряженным сочленением стояка,
причем корпус подводной устьевой головки имеет внутренний уплотняющий профиль, позволяющий создать уплотнение с внутренним надставным соединителем, при этом внутренний надставной соединитель флюидно соединяет внутренний подводный стояк с внутренним уплотняющим профилем, и
причем внутренний надставной соединитель имеет уплотнение носовой части, которое герметично введено во внутренний уплотняющий профиль подводной устьевой
головки, при этом уплотнение носовой части обеспечивает неизменность давления между внутренним протоком во внутреннем стояке и кольцевым зазором между внутренним стояком и концентрическим внешним стояком.
3. Комплект по п. 2, в котором клапанный узел крыла добычи флюидно соединен с подводным источником через подводный гибкий трубопровод.
4. Комплект по п. 2, в котором напряженное сочленение стояка флюидно соединено с внешним стояком.
5. Комплект по п. 2, который содержит управляемые при помощи ROV клапаны для регулировки потока через внутренний проток во внутреннем стояке и через кольцевой зазор.
6. Комплект по п. 2, который содержит один или несколько каналов для горячих врезок, предназначенных для вмешательства в работу скважины и/или для проведения регламентных работ при помощи ROV.
7. Комплект по п. 1, в котором:
цилиндрический элемент содержит поковку из металла повышенной прочности, флюидно соединенную с укороченной трубой добычного стояка через нижнее перекидное сочленение и соединитель с резьбовым сочленением, причем поковка содержит продольный канал, нижний конец, верхний конец, внешнюю цилиндрическую поверхность, и указанные впускные отверстия,
при этом нижний конец металлической поковки содержит соединитель, предназначенный для соединения со средством швартовки на морском дне.
8. Комплект по п. 1, в котором в целом цилиндрический элемент содержит
штампованный из стали высокой прочности впускной барабан, флюидно соединенный с S-
образным узлом, причем S-образный узел флюидно соединен с подводным источником через
подводный гибкий трубопровод, а впускной барабан также содержит соединитель,
позволяющий произвести соединение с источником функционального флюида.
9. Комплект для соединения подводного стояка с подводным устройством
обеспечения плавучести и с поверхностной структурой, который содержит:
цилиндрический элемент, имеющий продольный канал, нижний конец, верхний конец и внешнюю цилиндрическую поверхность, причем указанный элемент содержит выпускные отверстия, идущие от канала до внешней цилиндрической поверхности, чтобы пропускать поток углеводородов от стояка, и содержит по меньшей мере одно отверстие, позволяющее пропускать поток функционального флюида в продольный канал, причем по меньшей мере одно из выпускных отверстий флюидно соединено с клапанным узлом крыла добычи, для флюидного соединения элемента с поверхностной структурой при помощи подводного гибкого трубопровода,
причем верхний конец элемента содержит соединитель, предназначенный для соединения с подводным устройством обеспечения плавучести, а
нижний конец элемента содержит профиль, предназначенный для флюидного соединения со стояком.
10. Комплект по п. 9, в котором указанный элемент содержит переходник барабана для бурового каната, флюидно связанный на первом конце с головкой лифтовой колонны, причем головка лифтовой колонны содержит одно или несколько выпускных отверстий, при этом головка лифтовой колонны соединена с головкой обсадной колонны, имеющей прикрепленное к ней сочленение хвостовика, причем головка обсадной колонны также содержит одно или несколько отверстий для впуска флюида обеспечения потока.
11. Комплект по п. 10, в котором сочленение хвостовика флюидно соединено с внешним концентрическим стояком.
12. Комплект по п. 11, который содержит регулируемую подвеску лифтовой колонны, флюидно соединяющую внутренний стояк с головкой лифтовой колонны.
13. Комплект по п. 12, в котором клапанный узел крыла добычи содержит первый и второй регуляторы потока, предназначенные для регулировки потока во внутреннем стояке и в кольцевом зазоре между внутренним стояком и внешним стояком.
10.
14. Комплект по п. 9, в котором клапанный узел крыла добычи содержит один или несколько каналов для горячих врезок ROV, позволяющих флюиду обеспечения потока втекать во внутренний стояк и в кольцевой зазор между внутренним стояком и внешним стояком, причем флюид обеспечения потока выбран из группы, в которую входят азот или другая газовая фаза, нагретая морская вода или другая вода, или органические химикаты.
15. Комплект по п. 9, в котором цилиндрический элемент содержит барабан отвода, имеющий верхний конец и нижний конец, причем с верхним концом барабана отвода соединен фланец с проушиной, а с нижним концом барабана отвода соединена катушка для подвески, при этом барабан отвода и катушка для подвески образуют продольный канал.
16. Комплект по п. 15, в котором барабан отвода содержит второй канал, перпендикулярный к продольному каналу и флюидно соединяющий продольный канал с одним из клапанных узлов крыла добычи через одно из выпускных отверстий.
17. Комплект по п. 16, в котором клапанный узел крыла добычи содержит S-образный трубопровод и два клапана аварийной остановки, флюидно соединенные линейно с S-образным трубопроводом, причем один из клапанов имеет гидравлическое управление, а другой клапан имеет электронное управление.
18. Комплект по п. 15, в котором катушка для подвески содержит третий канал, перпендикулярный к продольному каналу и флюидно соединяющий кольцевой зазор, образованный за счет катушки для подвески и сочленения внутреннего стояка, с клапанным узлом доступа в кольцевой зазор.
19. Комплект по п. 18, в котором клапанный узел доступа в кольцевой зазор содержит один или несколько клапанов, управляемых при помощи ROV.
20. Комплект по п. 19, в котором клапанный узел доступа в кольцевой зазор флюидно соединен с источником флюида обеспечения потока.
21. Комплект по п. 9, который дополнительно содержит барабан отвода канала добычи, флюидно и механически соединенный с вертикальным трубопроводом и с лифтовой
10.
колонной, причем лифтовая колонна флюидно соединена с ограничителем изгиба через подводный API фланец, подводный соединитель высокого давления, другое подводное API фланцевое соединение и, возможно, через QDC подводный соединитель, причем ограничитель изгиба соединен с верхним подводным гибким трубопроводом, который идет в петле с провесом к поверхностной структуре, при этом вертикальный трубопровод флюидно соединен последовательно с переходником, который, в свою очередь, флюидно соединен с катушкой для подвески через API фланец, 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 устройством обеспечения плавучести.
22. Комплект по п. 21, который дополнительно содержит клапан аварийной остановки, управляемый при помощи ROV, флюидно соединенный с секцией трубопровода.
23. Комплект по п. 22, который дополнительно содержит опорный кронштейн, который поддерживает лифтовую колонну под углом а относительно трубопровода, а также поддерживает изогнутый щиток, являющийся механическим барьером между лифтовой колонной и трубопроводом, причем угол с лежит в диапазоне ориентировочно от 0 до 180 градусов.
24. Комплект по п. 23, который дополнительно содержит соединение с катушкой для подвески, для присоединения S-образного колена трубы для подачи нагретой воды в катушку для подвески от поверхностного судна.
25. Комплект по п. 24 в котором S-образное колено трубы 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.
26. Комплект по п. 25, в котором внутренний стояк расположен внутри переходника,
катушки для подвески и головки обсадной колонны, за счет чего создается кольцевой зазор между внутренней поверхностью катушки для подвески и внутренним стояком.
27. Комплект по п. 9, который дополнительно содержит компоненты, позволяющие производить циркуляцию функционального флюида, такого как нагретая вода, через кольцевой зазор.
28. Комплект по п. 27, который содержит барабан отвода, флюидно соединенный с катушкой для подвески, причем катушка для подвески, выполнена с возможностью флюидного соединения с коническим напряженным сочленением свободно стоящего стояка.
29. Комплект по п. 28, который дополнительно содержит первый коленчатый блок, имеющий внутренний канал, который пересекается с каналом в барабане отвода и перпендикулярен к нему, второй коленчатый блок, имеющий внутренний канал, который также перпендикулярен к каналу барабана отвода, но не пересекается с каналом в барабане отвода, и S-образный трубопровод, флюидно соединенный с первым коленчатым блоком и обеспечивающий проток для углеводородов в сочетании с каналом первого коленчатого блока.
30. Комплект по п. 29, который дополнительно содержит первый и второй клапаны аварийной остановки в S-образном трубопроводе, причем S-образный трубопровод флюидно соединен с подводным соединителем, который флюидно соединен с верхним подводным гибким трубопроводом.
31. Комплект по п. 27, в котором компоненты, обеспечивающие циркуляцию функционального флюида через кольцевой зазор, содержат подводный соединитель, трубопровод и один или несколько клапанов в трубопроводе, причем трубопровод флюидно соединен с катушкой для подвески.
27.
27.
/ / /
¦70 72
-80
Фиг. 1А
Фиг. 5F
Фиг. 6
Фиг. 6D
157
г-°г
-Р!
138
137В
131
(19)
2/36
60-
2/36
60-
2/36
60-
2/36
60-
2/36
60-
7/36
7/36
7/36
9/36
9/36
10/36
10/36
11/36
11/36
12/36
12/36
13/36
13/36
14/36
14/36
18/36
18/36
19/36
19/36
21/36
22/36
22/36
184
184
184
184
184
184
184
184
24/36
24/36
133
133
26/36
26/36
28/36
30/36
30/36
31/36
31/36
32/36
32/36
36/36
36/36