СИСТЕМА ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ С ОПОРОЙ БАШЕННОГО ТИПА СООРУЖЕНИЯ ДОБЫЧИ В АРКТИКЕ
UNDERWATER PRODUCTION SYSTEM WITH SUPPORT TOWER OF STRUCTURE FOR PRODUCTION IN ARCTIC

Данный раздел представляет различные аспекты техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящего изобретения. Данное рассмотрение призвано содействовать лучшему пониманию конкретных аспектов настоящего изобретения, давая его концепцию. Соответственно, следует понимать, что данный раздел следует читать с соответствующим подходом, и не обязательно как признание фактов известной техники.
Настоящее изобретение относится к области технологии морского бурения. Более конкретно, настоящее изобретение относится к опоре башенного типа для сооружения подводной добычи для использования в основном в ледовых условиях в арктических водах.
С увеличением в мире спроса на ископаемые виды топлива энергетические компании осуществляют поиск углеводородных запасов, находящихся во все более удаленных областях с суровыми природными условиями, как на суше, так и на море. Такие области включают в себя Арктику, где температуры окружающего воздуха достигают величин, значительно ниже точки замерзания воды. Конкретные примеры на суше включают в себя Канаду, Гренландию и Северную Аляску. Морские примеры включают в себя американское и канадское моря Бофорта.
Одной из главных проблем, с которой сталкиваются в морских арктических областях является непрерывное образование ледяного покрова на водной поверхности. Ледяные массы, образованные на расстоянии от береговой линии на воде с глубинами больше 20 или 25 метров являются динамическими, поскольку почти постоянно перемещаются. Ледяные массы, или ледяной покров, перемещается под действием таких природных сил, как ветер, волны и течения. Ледяной покров может перемещаться горизонтально по воде со скоростями около нескольких метров в секунду. Такие динамические массы льда могут передавать огромные усилия на сооружения на своем пути.
Связанную опасность, с которой сталкиваются в арктических водах, представляют гряды ледяных торосов. Гряды торосов являются крупными нагромождениями льда, которые обычно образуются в ледяном покрове и которые могут состоять из перекрывающихся слоев ледяного покрова и повторно замороженных ледяных валунов, получающихся от столкновений ледяного покрова. Гряды торосов могут иметь толщину до 30 метров или больше и могут поэтому передавать пропорционально увеличенные усилия по сравнению с ординарным ледяным покровом.
Выступающие над поверхностью воды опирающиеся на дно стационарные сооружения являются особенно уязвимыми в морских арктических областях, в особенности на глубоководных площадях. Главное усилие ледяного покрова или гряды торосов направлено близко к поверхности воды. Если морское сооружение представляет собой буровую платформу или палубу, которую несет длинная, со сравнительно большим удлинением колонна, которая проходит на значительную глубину от поверхности к морскому дну, изгибающие моменты, обусловленные горизонтально перемещающимся льдом, могут становиться достаточными для опрокидывания платформы. Поэтому, морские сооружения, работающие в арктических морях должны быть способны выдерживать или противостоять силам, создаваемым грядами торосов и плавучим льдом.
В дополнение к опасностям, создаваемым перемещающимся ледяным покровом, опирающееся на дно стационарное сооружение также подвергается воздействию морских течений и/или волн. Морские сооружения должны быть выполнены с возможностью выдерживать не только относительно нечастые удары очень больших волн, вызванных тяжелыми штормами, но также суммарное действие повторяющихся ударов волн меньшей величины, присутствующих в большинстве состояний моря. Данный режим действия волн охватывает волны с периодом в диапазоне около 6-20 секунд.
Сконструированы выдерживающие усилия от периодической волны на больших глубинах (более около 300 м), так называемые податливые опоры башенного типа. Податливые опоры башенного типа являются опирающимися на морское дно конструкциями, не жестко сопротивляющимися силам окружающей среды; вместо этого, податливые опоры башенного типа выполнены с возможностью подаваться под действием сил от периодических волн в управляемом режиме. В таком режиме опоре башенного типа обеспечивают возможность совершать колебания с уходом на несколько градусов от вертикали под действием сил, приложенных периодическими волнами. Данные колебания создают инерционную возвращающую силу, противодействующую приложенной силе периодической волны.
Податливую опору башенного типа можно описать, как балку, имеющую один защемленный конец, один свободный конец, и изменяемую возвращающую силу, приложенную перпендикулярно балке на свободном конце. Возвращающую силу могут создавать, например, один или несколько якорных оттяжек, буев или то и другое. Дополнительная информация о податливых опорах башенного типа находится в патенте U.S. Pat. No. 4610569 под названием "Hybrid Offshore Structure" Патент …'569 полностью включен в данный документ в виде ссылки. Патент выдан в 1986 и передан Exxon Production Research Co.
Податливые опоры башенного типа являются идеальными для использования на глубинах моря больше 300 метров но меньше около 1000 метров. Для увеличения глубины экономически оправданного применения податливой опоры башенного типа и создания дополнительной упругости опоры башенного типа, в патенте …'569 предложено гибридное морское сооружение с податливой опорой башенного типа, установленной на опирающейся на дно (неподатливой) конструкции. Податливая опора башенного типа включает в себя податливую верхнюю секцию, установленную на шарнирном соединении сверху, по существу, жесткой нижней секции. В предпочтительном варианте осуществления патента …'569, шарнир расположен на расстоянии от дна между около 10 процентов и около 50 процентов общей глубины водоема.
Арктические условия серьезно ограничивают возможности работы надводных судов, которым требуется открытая вода. Таким образом, вне зависимости от устройства опоры башенного типа сооружения добычи, существует необходимость создания улучшенной арктической опоры башенного, ускоряющей процесс развертывания работ добычи в море. Дополнительно существует необходимость создания системы подводной добычи, в которой оборудование сепарирования текучей среды или другое буровое или эксплуатационное оборудование можно быстро устанавливать.
Создана система подводной добычи для проведения работ по добыче углеводородов в морской окружающей среде. Морская окружающая среда представлена водным объектом, имеющим водную поверхность и морское дно. Система подводной добычи сконструирована специально для морской окружающей среды, подверженной появлению плавучего ледяного покрова во время периода эксплуатации, поэтому оборудование устья скважин, эксплуатационное оборудование добычи, хранилища и вспомогательные структуры все установлено ниже зоны вблизи водной поверхности, подвергающейся воздействию льда. Производительность установки и значительное сокращение капитальных и текущих затрат являются ключевыми признаками изобретения. Вместе с тем, вариант применения на площадках вне Арктики является возможным если обстоятельства требуют создания конструкции, не выступающей над поверхностью воды.
В одном варианте осуществления, система подводной добычи включает в себя опору башенного типа сооружения добычи. Опора башенного типа сооружения добычи включает в себя удлиненную ферменную конструкцию. Опора башенного типа сооружения добычи имеет первый конец и противоположный второй конец. Первый конец опоры башенного типа содержит основание, располагающееся вблизи морского дна. Основание предпочтительно является гравитационным фундаментом, изготовленным в виде бетонного блока или тяжелых стальных рам. Второй конец проходит вверх в водной толще, но заканчивается ниже зоны вблизи водной поверхности, подвергающейся воздействию льда.
Система подводной добычи также включает в себя посадочную палубу. Посадочная палуба расположена на втором конце опоры башенного типа сооружения добычи. Посадочная палуба выполнена с возможностью приема и съемного крепления плавучей буровой установки. При установке в морской окружающей среде посадочная палуба располагается на некотором расстоянии ниже водной поверхности, достаточном для предотвращения воздействия плавучего ледяного покрова. Предпочтительно, данное расстояние составляет, по меньшей мере, 20 метров (66 футов).
Система подводной добычи дополнительно может включать в себя одну или несколько ячеек хранения текучей среды. Ячейки хранения текучей среды располагаются на морском дне и могут предпочтительно входить в состав основания опоры башенного типа сооружения добычи. По меньшей мере, одна из ячеек хранения текучей среды является ячейкой хранения углеводородных текучих сред. Ячейки хранения углеводородных текучих сред принимают и временно хранят углеводородные текучие среды, извлекаемые во время эксплуатации.
Система добычи может включать в себя подводное оборудование эксплуатации. Оборудование эксплуатации располагается в ферменной конструкции опоры башенного типа сооружения добычи сразу под посадочной палубой. Расположение оборудования эксплуатации подводного месторождения вблизи водной поверхности является предпочтительным по причине менее строгих требований к проектированию для небольших морских глубин, что дает уменьшение капитальных затрат на изготовление оборудования. Некоторые типы оборудования, такие как емкости гравитационного сепарирования с малым энергопотреблением, можно включать в состав системы добычи для глубоководной площадки, что исключено при использовании всего подводного эксплуатационного оборудования с установкой на морском дне (обычный подход). Эксплуатационное оборудование может, например, представлять собой (I) оборудование для выработки электроэнергии, (II) нагнетательные насосы, (III) клапаны управления, (IV) эксплуатационный манифольд, (V) оборудование сепарирования текучей среды или (VI) их комбинации.
Подводное оборудование эксплуатации совместно установлено в своей несущей раме. Данное устройство обеспечивает экономию средств, поскольку оборудование: (1) испытывается совместно на берегу перед установкой, (2) устанавливается одним блоком в процессе одной, скоротечной операции в море и (3) соединяется со скважинами и ячейками хранения быстрее чем при обычной "рассредоточенной" подводной архитектуре.
Опору башенного типа сооружения добычи устанавливают на выбранной площадке в морской окружающей среде. Множество скважин бурят на площади выбранной площадки, каждая скважина проходит заканчивание на глубине подземного коллектора. Дополнительно, каждая скважина имеет оборудование устья.
В одном варианте осуществления, множество блоков оборудования устья скважины расположено на или в ферменной конструкции. Каждый блок оборудования устья скважины принимает текучие среды добычи из подземного коллектора через первую колонну обсадных труб, которая проходит от морского дна в ферменную конструкцию. Эксплуатационный трубопровод оборудован для подачи текучих сред добычи из блоков оборудования устья скважины в подводное эксплуатационное оборудование.
В другом варианте осуществления множество блоков оборудования устья скважины расположено на морском дне. Эксплуатационное оборудование принимает текучие среды добычи из множества блоков оборудования устья скважины, установленных на морском дне. В данном примере опора башенного типа сооружения добычи дополнительно содержит один или несколько эксплуатационных трубопроводов для транспортировки текучих сред добычи из соответствующих подводных блоков оборудования устья скважины в эксплуатационное оборудование в ферменной конструкции.
Система подводной добычи может также включать в себя эксплуатационный райзер. Эксплуатационный райзер передает углеводородные текучие среды, по меньшей мере, из одной ячейки хранения углеводородных текучих сред на транспортное судно на поверхности. Эксплуатационный райзер избирательно устанавливает гидравлическое сообщение с транспортным судном.
Предпочтительно опора башенного типа для подводной добычи имеет шарнирную конструкцию. В данном примере опора башенного типа имеет, по меньшей мере, две секции. Опора может включать в себя по существу жесткую нижнюю секцию и податливую верхнюю секцию. Жесткая нижняя секция может иметь гравитационный фундамент на морском дне. Жесткая нижняя секция проходит в направлении вверх от морского дна до шарнира, установленного между верхним концом нижней секции и нижним концом верхней секции. Податливая верхняя секция, в свою очередь, проходит в направлении вверх от шарнира к посадочной палубе. При этом, податливая верхняя секция может поворачиваться в шарнире относительно нижней секции под действием энергии волн, как описано выше. Данное требование податливости является особенно необходимым, когда прикрепляется плавучая буровая установка, вследствие больших сил от волн, которые могут действовать на буровую установку. Опора башенного типа сооружения добычи должна одновременно являться достаточно жесткой для сопротивления статическим (не периодическим) силам ветра и течений.
Способ установки компонентов системы подводной добычи также предложен в данном документе. Ключевым преимуществом способа является короткий "временной интервал", требуемый для установки каждого из компонентов, являющийся главной особенностью арктической окружающей среды, где ледовые условия могут ограничивать "временные интервалы", имеющиеся для работ по установке. Систему подводной добычи устанавливают в морской окружающей среде, представляющей водный объект. Морская окружающая среда также имеет водную поверхность и морское дно.
В одном варианте осуществления, способ включает в себя выбор площадки в морской окружающей среде для работ по добыче углеводородов. Способ также включает в себя установку одной или нескольких ячеек хранения углеводородных текучих сред на морское дно на выбранной площадке, предпочтительно с использованием в качестве основания опоры башенного типа сооружения добычи.
Способ дополнительно содержит транспортировку ферменной опоры башенного типа на выбранную площадку. Ферменная опора башенного типа имеет первый конец, соединяющийся с основанием опоры башенного типа сооружения добычи, и противоположный второй конец, содержащий посадочную палубу. Способ затем включает в себя установку ферменной опоры башенного типа в морской окружающей среде. На данном этапе первый конец устанавливают на морское дно вблизи одной или нескольких ячеек хранения углеводородных текучих сред.
Оператор может определять расчетную максимальную толщину перемещающегося ледяного покрова в морской окружающей среде. Опоре башенного типа затем придают такие размеры, что посадочная палуба располагается ниже льда максимальной толщины, когда ферменная конструкция установлена. Предпочтительно, посадочная палуба располагается, по меньшей мере, на 20 метров ниже поверхности. При этом опора башенного типа сооружения добычи может избежать контакта с перемещающимся ледяным покровом.
Способ дополнительно содержит установку оборудования эксплуатации подводного месторождения в опоре башенного типа сооружения добычи. Предпочтительно, эксплуатационное оборудование добычи заранее устанавливают в несущей ферменной конструкции, устанавливаемой на опоре башенного типа сооружения добычи. Альтернативно, эксплуатационное оборудование спускают ниже ватерлинии и скрепляют с ферменной конструкцией после транспортировки конструкции и установки в море. Линии транспортировки углеводородов затем соединяются для создания гидравлического сообщения между эксплуатационным оборудованием добычи и одной или несколькими ячейками хранения углеводородных текучих сред.
Эксплуатационное оборудование может включать в себя, например, (I) оборудование для выработки электроэнергии, (II) нагнетательные насосы, (III) клапаны управления, (IV) эксплуатационный манифольд, (V) сепараторы текучей среды или (VI) их комбинации.
Способ может также содержать бурение множества скважин, проходящих через морское дно и в подземный коллектор. Кроме того, способ должен включать в себя добычу углеводородных текучих сред из подземного коллектора.
В соединении с бурением способ также включает в себя транспортировку плавучей буровой установки на выбранную площадку. Плавучую буровую установку затем крепят на посадочной палубе опоры башенного типа сооружения добычи. Операция может включать в себя прием воды в балластные цистерны для обеспечения скрепления буровой установки с посадочной палубой. Плавучая буровая установка используется для операций бурения, для техобслуживания эксплуатационного оборудования, для рекультивации при бурении или их комбинаций. Плавучую буровую установку можно убирать с посадочной палубы по завершении фазы морского бурения. Если необходимо избежать столкновения с большой массой плавучего льда, буровую установку можно временно убирать с посадочной палубы и уводить в безопасный район в морской окружающей среде.
В соединении с бурением способ может дополнительно включать в себя установку множества блоков оборудования устья скважины для каждой скважины на опоре башенного типа сооружения добычи. Каждый блок оборудования устья скважины принимает текучие среды добычи из подземного коллектора через первую колонну обсадных труб, которая проходит от морского дна в ферменную конструкцию. Эксплуатационные трубопроводы устанавливают для подачи текучих сред добычи из соответствующих блоков оборудования устья скважины в подводное оборудование эксплуатации.
Альтернативно, способ может дополнительно включать в себя установку множества блоков оборудования устья скважины для каждой скважины на морском дне. Эксплуатационные трубопроводы, при этом, устанавливают для подачи текучих сред добычи из соответствующих блоков оборудования устья скважины в подводное оборудование эксплуатации. Углеводородные текучие среды получают из подземного коллектора на морском дне и затем транспортируют в эксплуатационное оборудование добычи в опоре башенного типа сооружения добычи.
Способ также включает в себя установку гидравлического сообщения первого конца эксплуатационного райзера с одним или несколькими ячейками хранения углеводородных текучих сред. Второй конец эксплуатационного райзера съемно прикрепляется к транспортному судну на поверхности. Прикрепление можно выполнить, например, с помощью гибкого шланга сверху. Затем способ включает в себя передачу углеводородных текучих сред из одной или нескольких ячеек хранения углеводородных текучих сред на транспортное судно.
Для лучшего понимания настоящих изобретений здесь приложены некоторые иллюстрации, схемы и/или блок-схемы. Следует отметить, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, не ограничивающие их объем, поскольку изобретения могут допускать другие равно эффективные варианты осуществления и применения.
На Фиг.1 показан вид сбоку системы подводной добычи настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Опора башенного типа сооружения добычи и прикрепленная плавучая морская буровая установка показаны в морской окружающей среде.
На Фиг.2A показан вид сбоку части опоры башенного типа сооружения добычи Фиг.1, в одном варианте осуществления. Здесь направляющие стоек соединяются по существу, с жесткой нижней секцией опоры башенного типа. Шарнир показан на опоре башенного типа.
На Фиг.2B показан вид сбоку части опоры башенного типа сооружения добычи Фиг.1, в альтернативном варианте осуществления. Здесь направляющие стоек соединены с податливой верхней секцией опоры башенного типа. Шарнир также показан на опоре башенного типа.
На Фиг.3A и 3B вместе показана одна блок-схема последовательности операций. Блок-схема дана для способа установки компонентов системы подводной добычи в морской окружающей среде. Компоненты должны включать в себя опору башенного типа сооружения добычи с оборудованием эксплуатации подводного месторождения, размещенным на ней.
На Фиг.4A-4E показана последовательность этапов, которые можно выполнять для установки системы подводной добычи согласно блок-схеме последовательности операций Фиг.3A и 3B. На каждой фигуре морская окружающая среда представлена водной толщей с поверхностью и морским дном.
На Фиг.4A показан вид сбоку площадки подводной добычи углеводородного сырья. Блок ячеек хранения углеводородных текучих сред спускают на морское дно на выбранной площадке в морской окружающей среде.
На Фиг.4B показана опора башенного типа сооружения добычи, устанавливаемая на морское дно вблизи ячеек хранения углеводородных текучих сред.
На Фиг.4C показан спуск на морское дно якоря системы постановки на якорь.
На Фиг.4D показана якорная оттяжка соединения между якорем и верхним концом опоры башенного типа сооружения добычи.
На Фиг.4E показан монтаж плавучей буровой установки на посадочную палубу сверху опоры башенного типа сооружения добычи. Также показаны дополнительно установленные якорь и соответствующая якорная оттяжка. Понятно, что компоненты показаны без соблюдения масштаба.
На Фиг.5 показана блок-схема последовательности операций этапов удаления плавучей буровой установки с посадочной палубы.
Определения
При использовании в данном документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды, в общем, делятся на два класса: алифатические, или углеводороды с прямой цепью, и циклические, или углеводороды с замкнутой цепью, включающие в себя циклические терпены. Примеры содержащих углеводород материалов включают в себя любые формы природного газа, нефти, угля и битума, которые можно использовать в качестве топлива или перерабатывать в топливо.
При использовании в данном документе термин "текучая среда" относится к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также комбинациям газов и твердой фазы и комбинациям жидкостей и твердой фазы.
При использовании в данном документе термин "подземный" относится к геологическим слоям, находящимся под землей.
Термин "морское дно" относится к дну морской окружающей среды. Морская окружающая среда может являться океаном или морем или любым другим водоемом, в котором имеются волны, ветры и/или течения.
Термин "Арктика" относится к любой области океана, где могут формироваться или через которые могут проходить ледяные образования. Термин является достаточно широким и охватывает географические области вблизи как северного полюса, так и южного полюса.
Термин "морская окружающая среда" относится к любой морской площадке. Морская площадка может быть мелководной или глубоководной. Морская окружающая среда может являться открытым океаном, заливом, большим озером, лиманом, морем или каналом.
Термин "ледяной покров" означает плавающую и перемещающуюся массу льда, скопление льда или ледяное поле. Термин также охватывает гряды ледяных торосов в ледяном покрове.
Термин "посадочная палуба" означает любую платформу, выполненную с габаритами и возможностью размещения буровой установки.
Термин "плавучая буровая установка" означает любую плавучую платформу с которой можно проводить операции морского бурения на углеводороды или операции эксплуатации месторождения. Плавучая буровая установка должна в общем иметь вышку, ведущую бурильную трубу, трубные свечи, буровые насосы, грузоподъемное оборудование и т.д.
Описание конкретных вариантов осуществления
На Фиг.1 показан вид сбоку системы 10 подводной добычи настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Система 10 добычи работает в подводной окружающей среде. Морская окружающая среда 50 представляет водный объект 55 с поверхностью 52 (или водной поверхностью) и морским дном 54 (или дном водоема). Морская окружающая среда 50 предпочтительно является арктическим водным объектом, по существу, c ледовыми условиями на протяжении большой части года. Примеры включают в себя Охотское море вблизи острова Сахалин, а также американское и канадское моря Бофорта.
Первое, система 10 подводной добычи имеет опору 100 башенного типа сооружения добычи. Опора 100 башенного типа сооружения добычи выполнена с возможностью несения плавучей морской буровой установки 150. Опора 100 башенного типа сооружения добычи включает в себя посадочную палубу 120 для размещения буровой установки 150. Опора 100 башенного типа сооружения добычи и буровая установка 150 показаны скрепленными вместе в морской окружающей среде 50.
На Фиг.1 морская окружающая среда 50 показана, по существу, свободной ото льда. Вместе с тем, две небольших полосы 108 льда показаны плавающими на поверхности 52. Полоса 108 льда может иметь такой небольшой размер что соударение с буровой установкой 150 не заслуживает внимания. Если полосы 108 льда более крупные, их можно разрушить с использованием ледоколов. Альтернативно, их можно направить в обход с использованием буксиров арктического класса.
Плавучая буровая установка 150 может принадлежать к любому типу, при том условии, что выполнена с возможностью съемного прикрепления к посадочной палубе 120. Показанная в качестве примера буровая установка 150 Фиг.1 включает в себя вышку 152. Буровая установка 150 дополнительно включает в себя платформу 154. Вместе вышка 152 и платформа 154 обеспечивают оператору проведение операций бурения, операций техобслуживания эксплуатационного оборудования, операций рекультивации при бурении или их комбинаций в морской окружающей среде 50.
Плавучая буровая установка 150 также имеет балластную опору 156 башенного типа. В данном иллюстративном устройстве опора 156 башенного типа образует, по существу цилиндрический корпус, плавающий в воде в вертикальном положении. Такую структуру в некоторых случаях называют в судостроении "кессоном". Вместе с тем, иллюстративная опора 156 башенного типа не ограничена кессонами или другими конкретными устройствами опоры башенного типа. Когда опора 156 башенного типа плавает согласно закону Архимеда, она создает опору для вышки 152 и платформы 154. Опора 156 башенного типа обеспечивает буровой установке 150 нахождение на плаву на поверхности 52 водного объекта 55, когда опора не скреплена с посадочной палубой 120.
Балластная опора 156 башенного типа может, если необходимо включать в себя эксплуатационное оборудование. Такое оборудование может включать в себя вибросита, буровые насосы, емкости хранения текучей среды, помещения персонала и другие сооружения для операций бурения и эксплуатации. Таким образом, опору 156 башенного типа можно дополнительно использовать, как хранилище для оборудования и запасов и под помещения персонала.
Плавучая буровая установка 150 выполнена с возможностью съемного крепления на посадочной палубе 120. Для обеспечения крепления буровая установка 150 включает в себя основание 158. Основание 158 может иметь соединительные трубы или опорные элементы 122. Опорные элементы 122 соединяются с нижней поверхностью основания 158 и затем соединяются с посадочной палубой 120.
Патент U.S. Pat. No. 3412564 под названием "Sub-Sea Working and Drilling Apparatus" описывает конструкцию 30 подводного основания с опорами 33, проходящими от морского дна вверх к погруженной платформе 31. Платформу 31 устанавливают на достаточной глубине от водной поверхности для уменьшения действия волн и для предотвращения опасностей от навигационных ошибок. Платформа 31 включает в себя средство установки и бокового соединения плавучих конструкций. Такое устройство можно использовать с опорой 100 башенного типа сооружения добычи данного документа. Патент …'564 полностью включен в данный документ в виде ссылки. Отмечается, вместе с тем, что специалист в данной области техники может легко понять, что способ, описанный в патенте …'564 технически нецелесообразен. Техническая трудность способа патента …'564 состоит в гигантской нагрузке, которую конструкция кессона должна передавать на относительно жесткую несущую конструкцию 30. В общем, крупные кессонные плавучие конструкции должны создавать большую нагрузку под действием волн, если не обеспечено их перемещение. Например, корабли на якоре, или пришвартованные, все равно перемещаются под действием периодической нагрузки от волны. Якорь или якорные оттяжки не удерживают корабль жестко, вместо этого, предотвращают уход корабля при дрейфе. При перемещении корабля возникает инерционная нагрузка (масса на ускорение) которая может противодействовать периодической нагрузке от волн. Таким образом, если плавучий кессон поддерживается способом, обеспечивающим податливость, как в настоящем изобретении, нагрузка значительно уменьшается. Данное гидродинамическое описание не включено в патент …'564.
Понятно, что опора 100 башенного типа сооружения добычи не ограничена устройством соединения буровой установки 150 с посадочной палубой 120. Предпочтительно, вместе с тем, соединение обеспечивает быстрое отсоединение буровой установки 150 от посадочной палубы 120 и уход от нее, что позволяет на время избежать воздействия крупного ледяного покрова.
Опора 156 башенного типа содержит управляемые балластные отсеки. Балластные отсеки выборочно принимают и выпускают воду. Это обеспечивает оператору выборочный подъем и спуск буровой установки 150 с регулированием высоты относительно поверхности 52 водного объекта 55. Регулирование, в свою очередь, облегчает выборочное крепление основания 158 на посадочной палубе 120.
Также рассматривая опору 100 башенного типа сооружения добычи, опора 100 образует удлиненную ферменную конструкцию 110. Опора 100 башенного типа сооружения добычи имеет первый конец, работающий как основание 112. Основание 112 выполнено с возможностью посадки на гравитационный фундамент включающий в себя, если необходимо, ячейки 130 хранения, когда опора 100 башенного типа сооружения добычи устанавливается. Предпочтительно, гравитационный фундамент включает в себя бетонное основание 114.
В дополнение к опоре 100 башенного типа сооружения добычи и буровой установке 150 система 10 подводной добычи также включает в себя одну или несколько ячеек 130 хранения текучей среды. Ячейки 130 хранения текучей среды располагаются на морском дне 54 вблизи основания 114. По меньшей мере, одна из одной или нескольких ячеек 130 хранения текучей среды являются ячейками хранения углеводородных текучих сред. Ячейки хранения углеводородных текучих сред принимают углеводородные текучие среды, полученные при добыче. Специалист в данной области техники должен понимать, что опора 100 башенного типа сооружения добычи существует для извлечения ценных углеводородных текучих сред из подземного коллектора (не показано).
Отмечается, что опора 100 башенного типа сооружения добычи также имеет второй противоположный конец 116. Второй конец 116 включает в себя посадочную палубу 120. Подводная опора 100 башенного типа сооружения добычи включает в себя оборудование 140 сепарирования текучей среды. Опора 100 башенного типа может включать в себя оборудование 165, 167 эксплуатации подводного месторождения в дополнение к оборудованию 140 сепарирования текучей среды.
Оборудование 140 сепарирования текучей среды также установлено вдоль рамы 110, как часть системы 10 подводной добычи. Оборудование 140 сепарирования текучей среды работает для сепарирования различных текучих компонентов в текучих средах добычи. Такие компоненты в основном включают в себя углеводороды и воду. Углеводородные текучие компоненты должны в общем представлять собой природный газ (в принципе извлекают метан и этан) и углеводородные жидкости (или нефть). Углеводородные текучие компоненты должны выпускаться из оборудования 140 сепарирования текучей среды и оборудование 165, 167 эксплуатации подводного месторождения через углеводородную транспортную линию 142 и в ячейки 130 хранения текучей среды.
Оборудование 140 сепарирования текучей среды предпочтительно расположено вблизи второго конца 116 ферменной конструкции 110. Например, оборудование сепарирования текучей среды может располагаться на расстоянии от посадочной палубы, составляющем около 20% общей высоты опоры башенного типа сооружения добычи. Специалист в данной области техники должен понимать, что оборудование сепарирования текучей среды может быть выполнено с расчетом на менее тяжелые условия нагрузки от гидростатического давления, если установлено вблизи от водной поверхности в сравнении с установкой вблизи морского дна.
Оборудование 140 сепарирования текучей среды может включать в себя один или несколько гравитационных сепараторов, один или несколько центробежных сепараторов, оборудование теплового сепарирования, дистилляционные сосуды, противоточные контактные фильтры или другое оборудование сепарирования текучей среды известное в отрасли переработки текучих сред. Оборудование 140 сепарирования текучей среды может включать в себя аппаратуру 145 водоподготовки. Сепарированная вода направляется в аппаратуру 145 водоподготовки. Воду можно затем выпускать в водный объект 55 или, если необходимо, закачивать обратно в подземный коллектор (не показано) для хранения или для заводнения пласта.
Как также показано, дополнительное эксплуатационное оборудование 165, 167 также расположено над морским дном 54 и вдоль ферменной конструкции 110. Эксплуатационное оборудование добычи может, например, представлять собой (I) оборудование для выработки электроэнергии, (II) нагнетательные насосы, (III) клапаны управления, (IV) линии эксплуатационного манифольда или (V) их комбинации.
Дополнительный не обязательный признак системы 10 подводной добычи включает в себя установку оборудования устья скважин в опоре 100 башенного типа сооружения добычи. На Фиг.1, множество блоков оборудования устья скважины показано схематично позицией 160. Каждый блок 160 оборудования устья скважины представляет скважину, выполненную проходящей через морское дно 54 и в подземный коллектор. Гидравлическое сообщение между подземным коллектором и различными комплектами 160 оборудования устья скважины создается с помощью колонн обсадных труб. На Фиг.1, первые колонны обсадных труб показаны вместе линией 162. Первые колонны 162 обсадных труб проходят от морского дна 54 через ферменную конструкцию 110.
Система 100 подводной добычи также включает в себя эксплуатационный райзер 135. Эксплуатационный райзер 135 имеет первый конец 132, гидравлически сообщающийся с ячейками 130 хранения углеводородной текучей среды. Эксплуатационный райзер 135 может, если необходимо, проходить вдоль морского дна 54 некоторое расстояние туда, где может соединяться с подводным блоком 134 управления. Эксплуатационный райзер 135 затем проходит вверх от блока 134 управления и заканчивается вторым концом 136. Второй конец 136 разъемно соединяется с транспортным судном 180 для текучей среды на водной поверхности 52.
Транспортное судно 180 для текучей среды может являться любым типом судна, известным в судостроении для транспортировки больших объемов текучей среды. В иллюстративном устройстве Фиг.1, судно 180 имеет палубу 182, корпус 184 и рулевое устройство 185. Рулевое устройство 185 должно, в общем представлять собой подруливающие устройства динамического позиционирования. Рулевое устройство должно также включать в себя систему глобального позиционирования, датчики и управляемые компьютером винты.
Судно 180 должно иметь входное крепежное устройство 186 для разъемного соединения второго конца 136 эксплуатационного райзера 135 с корпусом 184. Таким способом углеводородные текучие среды можно загружать в транспорт 180 текучей среды.
В иллюстративном устройстве Фиг.1 второй конец 136 райзера 135 показан соединенным напрямую с корпусом 184 судна 180. Вместе с тем понятно, что гидравлическое сообщение райзера с корпусом 184 может быть установлено через гибкий шланг сверху (не показано).
Углеводородные текучие среды, загружаемые в транспорт 180 текучей среды могут являться смесью природного газа и нефти. Углеводородные текучие среды могут иметь кислые компоненты газа, такие как двуокись углерода, сероводород, а также меркаптаны. Дополнительно, углеводородные текучие среды могут включать в себя гелий, азот или другие газообразные компоненты. Поэтому, транспорт 180 текучей среды должен подавать углеводородные текучие среды на сооружение переработки текучих сред (не показано) для дополнительного сепарирования и переработки углеводородов.
Для усиления устойчивости соединения буровой установки 150 с опорой башенного типа сооружения добычи в морской окружающей среде 50, если необходимо, создают множество якорных оттяжек 170. Якорные оттяжки 170 окружают опору 100 башенного типа сооружения добычи для придания дополнительной способности сопротивления нагрузке и/или удержания в заданной точке. Удержание в заданной точке является важным во время работ по извлечению углеводородов для удержания буровой установки 150 в нужном месте над морским дно 54, когда формируют ствол скважины (не показано) или получают продукцию из него.
На одном конце каждая якорная оттяжка 170 соединяется с опорой 100 башенного типа сооружения добычи. В примере устройства Фиг.1 якорные оттяжки 170 соединяются с опорой 100 башенного типа на посадочной палубе 120 или вблизи нее. Вместе с тем, якорные оттяжки 170 могут, если необходимо, соединяться на любом месте вдоль ферменной конструкции 110 вблизи второго конца 116 опоры 100 башенного типа.
На противоположном конце каждая якорная оттяжка 170 соединяется с якорем 172. На Фиг.1 показаны только две якорные оттяжки 170 и два якоря 160. Вместе с тем понятно, что система 10 подводной добычи предпочтительно включает в себя, по меньшей мере, четыре и более, предпочтительно, шесть-десять якорных оттяжек 170 и соответствующих якорей 172.
Каждый якорь 172 лежит на морском дне 54 на заданном расстоянии от опоры 100 башенного типа. Якоря 172 установлены радиально вокруг опоры 100 башенного типа вдоль морского дна 54. Якоря 172, показанные на Фиг.1, содержат стальные рамы 174, образующие решетку, которая крепится к морскому дну 54 с помощью индивидуальных самозасасывающихся свай 176. Сваи 176 можно крепить в морском дне 54, забивая копром, погружая с помощью вакуумирования, или с помощью другого средства известного в технике. Использование нескольких свай 176, соединенных стальной решеткой, увеличивает прочность на растяжение и величину сопротивления якорей 172. Альтернативно, якоря 172 могут являться бетонными (или другими) гравитационными фундаментными блоками.
Якорные оттяжки 170 можно поддерживать в состоянии натяжения, по меньшей мере, с небольшим провисанием.
Якорные оттяжки 170 могут являться обычными проволочными канатами, цепями или тросами. Альтернативно, якорные оттяжки 170 могут образовывать множество штропов (не показано), по существу, из жестких элементов. Каждый штроп может представлять собой, например, набор из двух или трех индивидуальных стержней с проушинами, проходящих параллельно. Штропы, в свою очередь, соединяются на соответствующих концах соединительными устройствами. Использование многочисленных штропов и соответствующее увеличение площади сечения стали по существу увеличивает прочность на растяжение якорных оттяжек 170. Дополнительные детали, касающиеся использования штропов в системах закрепления якорями описаны в заявке U.S. Pat. Appl. No. 61/174284, зарегистрирована 30 апреля 2009 г. Под названием "High Arctic Floating Driller".
Для дополнительного содействия сопротивлению ледовой нагрузке и/или для удержания в заданной точке башни 100 подводной добычи, может быть создана балластная система в ферменной конструкции 110. В устройстве Фиг.1, создан балластный отсек, позиция 118. Балластный отсек 118 может представлять собой ряд балластных цистерн. Балластный отсек 118 располагается вблизи второго конца 116 опоры 100 башенного типа сооружения добычи. Во время операций бурения и эксплуатации балластный отсек 118 предпочтительно, по существу, не заполнен морской водой. При этом, создается направленная вверх сила в опоре 100 башенного типа сооружения добычи и помогает сопротивлению нагрузке, передаваемой на буровую установку 150 когда последняя прикрепляется к посадочной палубе 120.
Отмечается, что стальные ферменные конструкции могут быть подвержены усталости материала, вызываемой волнами и течениями. Морские стальные конструкции должны быть выполнены с возможностью выдерживать суммарное действие повторяющихся ударов волн, даже небольших волн. Когда волна бьет в морское сооружение, это обуславливает как жесткие колебания, так и вибрацию, в общем, известную как волновая динамическая реакция. Таким образом, одновременно опора башенного типа колеблется в режиме перевернутого маятника и вибрирует в режиме тетивы лука. Если период изгибного колебания конструкции попадает в диапазон периодов волн, весьма вероятно, несущих значительную энергию, (т.е., 6 секунд - 20 секунд), структура должна давать резонанс в некоторых условиях. Резонанс конструкции может создавать чрезмерные усилия в конструкции, и может приводить к усталостным повреждениям. Соответственно, морские сооружения должны быть сконструированы так, что период изгибного колебания структуры не попадает в диапазон периодов волн, возможно обладающих значительной энергией.
Также предпочтительно ферменная конструкция 110 на Фиг.1 является шарнирной конструкцией. Таким образом, показанная на Фиг.1, конструкция 110 включает в себя по существу жесткую нижнюю секцию, показанную фигурной скобкой 210, и податливую верхнюю секцию, показанную фигурной скобкой 220. В дополнение, конструкция 110 включает в себя шарнир, установленный между первым концом 112 и вторым концом 116 ферменной конструкции 110. Шарнир показан отдельной фигурной скобкой 230.
Повторно отмечается, что якорные оттяжки 170 можно выполнить с возможностью некоторого провисания. Провисание дает верхней податливой секции 220 некоторую свободу перемещения. Якорные оттяжки 170 дают возможность опоре 100 башенного типа сооружения добычи поворачиваться в шарнире на несколько градусов от вертикали около основания 114, реагируя на силы ветра, волны или течения созданием инерционных сил, противодействующих приложенным силам. Данная характеристика податливости является особенно необходимой для уменьшения нагрузки от периодической волны для ситуации, в которой буровой станок по типу кессона устанавливается на опору башенного типа сооружения добычи.
Балластный отсек 118 и якорные оттяжки 170 предпочтительно сконструированы так, что период колебаний опоры 100 башенного типа сооружения добычи в ответ на морские силы окружающей среды составляет больше около 20 секунд. Таким образом, период колебаний выпадает за пределы диапазона периодов волн возможно несущих значительную энергию.
Опора 100 башенного типа сооружения добычи предназначена в основном, но не исключительно, для работ по добыче углеводородов на водных глубинах между 300 и 1000 метров (984-3281 футов). Шарнир 230 не требуется. Дополнительно, если шарнир 230 используют, предпочтительно шарнир 230 располагается в нижней половине отрезка длины ферменной конструкции 110. Для данных измерений длину ферменной конструкции в общем, считают от морского дна 54 до посадочной палубы 120.
В примере устройства опоры 100 башенного типа сооружения добычи Фиг.1 шарнирное устройство создано с помощью ряда стоек 235. Стойки 235 пересекают шарнир 230 и проходят участки нижней, по существу, жесткой секции 210 и верхней податливой секции 220. Стойки 235 установлены, в общем, на равном расстоянии и радиально вокруг ферменной конструкции 110. Хотя только две стойки 235 показаны на Фиг.1, предпочтительно использование 6-10 стоек 235.
На Фиг.2A и 2B показаны альтернативные соединительные устройства. Перемещение стоек 235 проходит через соответствующие направляющие 234 стоек. Направляющие стоек могут крепиться либо к нижней, по существу жесткой секции 210 или к верхней податливой секции 220.
На Фиг.2A показан вид сбоку части опоры 100 башенного типа сооружения добычи Фиг.1 в одном варианте осуществления. Здесь стойки 235 неподвижно прикреплены к податливой верхней секции 220 с помощью соединительной рамы 232. Стойки 235 размещены с возможностью скольжения в соответствующих направляющих 234 стоек.
Направляющие 234 стоек соединяются, по существу, с жесткой нижней секцией 210 опоры 100 башенного типа. Соединительные рамы показаны позицией 236. При колебаниях податливой верхней секции 220, секция поворачивается в шарнире 230. Стойки 235 возвратно-поступательно перемещаются через направляющие 234 стоек. Предпочтительно, поворачивающие пружины (не показано) или другие противодействующие элементы оборудованы вдоль направляющих 234 стоек для создания сопротивления стоек 235.
На Фиг.2B показан вид сбоку части опоры 100 башенного типа сооружения добычи Фиг.1, в альтернативном варианте осуществления. Здесь стойки 235 неподвижно скреплены по существу, с жесткой нижней секцией 210 с помощью соединительных рам 232. Стойки 235 размещены с возможностью скольжения в соответствующих направляющих 234 стоек.
Направляющие 234 стоек соединяются с податливой верхней секцией 220 опоры 100 башенного типа. Соединительные рамы показаны позицией 236. При колебаниях податливой верхней секции 220, секция повторно поворачивается в шарнире 230. Стойки 235 возвратно-поступательно перемещаются через направляющие 234 стоек.
Способ установки компонентов системы подводной добычи также предложен в данном документе. На двух Фиг.3A и 3B показана одна блок-схема последовательности операций способа 300 установки компонентов системы подводной добычи. Система добычи установлена в морской окружающей среде, представляющей водный объект. Морская окружающая среда также имеет поверхность и морское дно.
В одном варианте осуществления, способ 300 включает в себя выбор площадки в морской окружающей среде для работ по добыче углеводородов. Этап показан в блоке 305 Фиг.3A. Этап выбора блока 305 может означать выбор площадки для бурения скважин. Альтернативно, этап выбора может означать, что площадка уже выбрана, и оператор перемещает подводное эксплуатационное оборудование на данную площадку.
Способ 300 также включает в себя установку одной или нескольких ячеек хранения углеводородных текучих сред на морское дно на выбранной площадке. Этап показан в блоке 310. Ячейки хранения углеводородных текучих сред могут соответствовать ячейкам 130 хранения Фиг.1.
Понятно, что ячейки 130 хранения может включать в себя не только ячейки хранения углеводородных текучих сред. Ячейки 130 хранения могут также включать в себя ячейки хранения воды или сепарированных газообразных компонентов.
На Фиг.4A показан вид сбоку площадки 400 для выполнения работ подводной добычи углеводородов. На фигуре показана установка оборудования системы подводной добычи в морской окружающей среде 50. Морская окружающая среда 50 Фиг.4A является аналогичной морской окружающей среде 50, показанной на Фиг.1. Здесь морская окружающая среда 50 также представляет собой водный объект 55, имеющий поверхность 52 (или водную поверхность) и морское дно 54 (или дно водоема).
На Фиг.4A, комплект ячеек 130 хранения углеводородов спускают на морское дно 54 на выбранной площадке 400 в морской окружающей среде 50. Для выполнения спуска ячейки 130 хранения связывают вместе. Ячейки 130 хранения затем спускают в воду 55 вместе с использованием буйреп 420.
Буйреп 420 представляет собой стальной трос или другой прочный канат с рядом небольших буйков 422, установленных по его длине. В дополнение, большой буй 424 на поверхности можно использовать для содействия управляемому спуску ячеек 130 хранения и подтверждения положения в заданной системе координат ячеек 130 на поверхности 52.
Для транспортировки ячеек 130 хранения на морскую площадку 400 используют группу вспомогательных судов 410. Каждое вспомогательное судно 410 имеет, по меньшей мере, один фал 412. Соответствующие фалы 412 заведены на ячейки 130 хранения и в общем, поддерживаются натянутыми. Вспомогательные суда 410 располагаются по окружности. По прибытии на место диаметр окружности медленно уменьшают, обеспечивая спуск на фалах 412 ячеек 130 хранения в водном объекте 55. Альтернативно или в дополнение, фалы 412 вытравливают с помощью лебедок (не показано).
Отдельное вспомогательное судно 415 можно использовать для осуществления управления. Например, вспомогательное судно 415 может использовать линию 417 управления для управления работой насоса (не показано) для избирательного заполнения и откачки морской воды из надводного буя 424. Аналогично, линию управления 419 можно использовать для управления работой насоса избирательного заполнения и опорожнения ячеек 130 хранения и мониторинга состояния ячеек 130 хранения.
Способ 300 также содержит транспортирование опоры башенного типа сооружения добычи на выбранную площадку. Этап показан в блоке 315. Опора башенного типа сооружения добычи может соответствовать опоре 100 башенного типа Фиг.1. Опора 100 башенного типа сооружения добычи предпочтительно включает в себя ферменную конструкцию 110. Опора 100 башенного типа сооружения добычи имеет первый конец 112, и противоположный второй конец 116, содержащий посадочную палубу 120.
Способ 300 дополнительно включает в себя установку опоры 100 башенного типа сооружения добычи в морской окружающей среде 50. Этап показан в блоке 330. На данном этапе первый конец 112 устанавливают на морское дно вблизи одной или нескольких ячеек хранения углеводородных текучих сред.
На Фиг.4B показан другой вид сбоку площадки 400 Фиг.4A. Здесь опора 100 башенного типа сооружения добычи транспортируется в морской окружающей среде 50. В дополнение, опора 100 башенного типа сооружения добычи устанавливается с помощью спуска опоры 100 башенного типа на морское дно 54.
Как показано на Фиг.4B основание 112 опоры 100 башенного типа сооружения добычи спускают на место вблизи комплекта ячеек 130 хранения текучей среды или даже в него. Для выполнения спуска буйреп 420 соединяется с посадочной палубой 120 или другой областью вблизи второго конца 116 опоры 100 башенного типа. Большой надводный буй 424 соединяется с буйрепом 420 для содействия управляемой установке опоры 100 башенного типа сооружения добычи и подтверждения положения в заданной системе координат опоры 100 башенного типа на поверхности 52.
Для транспортировки опоры 100 башенного типа сооружения добычи на морскую площадку 400 также используют группу вспомогательных судов 410. Каждое вспомогательное судно 410 имеет по меньшей мере, один фал 412. Соответствующие фалы 412 заведены на первый конец 112 опоры 100 башенного типа и, в общем, поддерживаются натянутыми. Вспомогательные суда 410 располагаются по окружности. По прибытии на место, диаметр окружности медленно уменьшают, обеспечивая спуск на фалах 412 опоры 100 башенного типа сооружения добычи в комплект ячеек 130 хранения. Альтернативно или в дополнение, фалы 412 вытравливают с помощью лебедок (не показано).
Отдельное вспомогательное судно 415 можно использовать для осуществления управления. Можно также использовать линию 417 управления для управления работой насоса для избирательного заполнения и откачки морской воды из надводного буя 424.
Ферменную конструкцию 110 опоры башенного типа сооружения добычи можно устанавливать секциями. Например, (I) башня ферменной конструкции устанавливается на основание, следующей (II) устанавливается конструкция, содержащая оборудование сепарирования текучей среды, следующей (III) устанавливается конструкция, содержащая другое подводное эксплуатационное оборудование, следующей (IV) устанавливается посадочная палуба или (V) их комбинации.
Как рассмотрено выше и показано на Фиг.1, может возникать необходимость использования последовательности якорных оттяжек 170 вокруг опоры 100 башенного типа сооружения добычи, где каждая якорная оттяжка 170 соединяется с якорем 172. На Фиг.4C показан другой вид сбоку площадки 400 для выполнения работ подводной добычи углеводородов. На фигуре показана транспортировка якоря 172 в морской окружающей среде 50 на площадку 400.
В примере устройства Фиг.4C, якорь 172 является блоком гравитационного типа. Якорь 172 предпочтительно изготовлен из бетона, армированного стальными арматурными стержнями. Блок, образующий якорь 172, может иметь длину, например, 10 метров, ширину 20 метров и толщину 10 метров. Альтернативно, блок, образующий якорь 172, может иметь длину около 100 метров, ширину 100 метров и толщину 20 метров. Другие размеры, естественно, можно использовать в зависимости от несущей способности, требуемой для системы якорного крепления. Якорь 172 гравитационного типа сопротивляется натяжению якорных оттяжек 170 с помощью собственного веса. Вес якоря 172 создает сопротивление вертикальной составляющей натяжения, создаваемого в якорной оттяжке 170. Одновременно, вес создает сопротивление трения горизонтальной составляющей натяжения.
Для спуска якоря 172 на морское дно 54, якорь 172 соединяется с фалом 412. Фалом 412 в свою очередь управляют с поверхности 52 с использованием одного или нескольких вспомогательных судов 410.
В дополнение к фалам 412 якорь 172 соединяется с буйрепом 420. Буйреп 420 здесь также представляет собой стальной трос или другой прочный канат с рядом небольших буев 422, установленных по его длине. В дополнение, большой надводный буй 424 используют для содействия управляемому спуску якоря 172 и подтверждения положения в заданной системе координат якоря 172 на поверхности 52.
Отдельное вспомогательное судно 415 можно использовать для осуществления управления. Например, вспомогательное судно 415 может использовать линию 417 управления для управления работой насоса (не показано) для избирательного заполнения и откачки морской воды из надводного буя 424. Аналогично, линию управления 419 можно использовать для управления оборудованием во время спуска и мониторинга состояния оборудования.
На Фиг.4D показан другой вид сбоку площадки 400 для проведения подводных работ по добыче углеводородов. Здесь якорь 172 установлен на морское дно 54. В дополнение, якорная оттяжка 170 соединена между якорем 172 и верхним концом 116 опоры 100 башенного типа сооружения добычи.
Для выполнения соединения для якорной оттяжки 170 можно использовать вспомогательное судно 410. Здесь вспомогательное судно 410 использует рабочий канат 414 для соединения якорной оттяжки 170 с опорой 100 башенного типа сооружения добычи.
Как указано выше и показано на Фиг.1, несколько якорных оттяжек 170 и несколько соответствующих якорей 172 можно использовать в системе 10 подводной добычи. На Фиг.4E показан еще один вид сбоку площадки 400 для проведения подводных работ по добыче углеводородов. Здесь вторая якорная оттяжка 170 и второй соответствующий якорь 172 установлены в морской окружающей среде 50. Якорные оттяжки 170 помогают поддерживать устойчивость установленной опоры 100 башенного типа сооружения добычи.
Применительно к установке опоры 100 башенного типа оператор или проектировщик может определять расчетную максимальную толщину ледяного покрова, перемещающегося в морской окружающей среде. В блоке 320 показан этап определения расчетной максимальной толщины перемещающегося ледяного покрова.
Способ 300 может также включать в себя определение размеров опоры 100 башенного типа сооружения добычи так, что посадочная палуба 120 находится ниже льда максимальной толщины, когда опора 100 башенного типа установлена. Этап показан в блоке 325. Предпочтительно, посадочная палуба 120 располагается, по меньшей мере, на 20 метров ниже водной поверхности 52. При этом, опора 100 башенного типа сооружения добычи способна избежать удара от любого ледяного покрова.
Способ 300 также включает в себя транспортировку плавучей буровой установки на выбранную площадку. Этап показан в блоке 335. Плавучая буровая установка может соответствовать буровой установке 150 Фиг.1. Плавучую буровую установку используют для операций бурения, для операций эксплуатации, для операций рекультивации или их комбинаций.
Также на Фиг.4E показана транспортировка плавучей буровой установки 150' на площадку 400 в морской окружающей среде 50. Буровую установку 150' буксирует одно или несколько вспомогательных судов 410 с использованием буксирного троса 414. Буровая установка 150' перемещается в направлении, показанном стрелкой "DU".
Способ 300 дополнительно включает в себя крепление плавучей буровой установки 150' на посадочной палубе 120 опоры 100 башенного типа сооружения добычи. Этап показан в блоке 340. На Фиг.4E, посаженная буровая установка показана позицией 150. Соединение между буровой установкой 150 и посадочной палубой 120 является высвобождаемым, так что буровую установку 150 можно быстро убирать с посадочной палубы 120 в конце фазы бурения, или во время работ, избегая воздействия большого ледяного покрова.
Для скрепления буровой установки 150 с опорой 100 башенного типа сооружения добычи водные отсеки в кессоне 156, по меньшей мере, частично заполняют морской водой для обеспечения посадки буровой установки 150 на посадочную палубу 120. Опорные элементы 122 должны вставать в соответствующие приемные гнезда (не показано) в посадочной палубе 120 для скрепления буровой установки 150 с опорой 100 башенного типа сооружения добычи.
Способ 300 также содержит установку оборудования сепарирования текучей среды в опоре 100 башенного типа сооружения добычи. Этап показан в блоке 345 Фиг.3A. Оборудование сепарирования текучей среды может соответствовать оборудованию 140 сепарирования текучей среды, рассмотренному выше. Оборудование 140 сепарирования текучей среды можно устанавливать на опору 100 башенного типа сооружения добычи до установки опоры 100 башенного типа и транспортировки на площадку работ. Более предпочтительно, оборудование 140 сепарирования текучей среды устанавливается на опоре 100 башенного типа сооружения добычи в своей собственной несущей конструкции после установки части опоры 100 башенного типа сооружения добычи.
Если необходимо, дополнительное подводное оборудование эксплуатации можно устанавливать в ферменной конструкции 110 или вблизи второго конца 116 опоры 100 башенного типа сооружения добычи. Этап показан в блоке 350 Фиг.3B. Подводное оборудование эксплуатации может включать в себя, например, (I) оборудование для выработки электроэнергии, (II) нагнетательные насосы, (III) клапаны управления, (IV) линии эксплуатационного манифольда или (V) их комбинации. Альтернативно, подводное оборудование эксплуатации можно устанавливать на отдельную несущую конструкцию после установки части опоры башенного типа сооружения добычи.
Способ 300 может также содержать бурение множества эксплуатационных скважин. Этап показан в блоке 355. Скважины бурят через морское дно 54 в подземный коллектор. На следующем этапе способ 300 включает в себя добычу углеводородных текучих сред из подземного коллектора. Этап показан в блоке 360.
В соединении с этапом бурения блока 355 способ 300 может дополнительно включать в себя установку множества блоков оборудования устья скважины для каждой скважины на опоре 100 башенного типа сооружения добычи. Такие блоки оборудования устья скважины показаны позицией 160 Фиг.1. Каждый блок оборудования 160 устья скважины принимает текучие среды добычи из подземного коллектора через первую колонну обсадных труб, которая проходит от морского дна и в ферменную конструкцию. В данном примере эксплуатационное оборудование содержит эксплуатационный манифольд. Альтернативно, способ 300 включает в себя установку множества блоков оборудования устья скважины для каждой скважины на морском дне. Углеводородные текучие среды тогда получают из подземного коллектора на морском дне и затем транспортируют на подводное оборудование эксплуатации в опоре 100 башенного типа сооружения добычи. Этап добычи углеводородных текучих сред показан в блоке 360.
Вне зависимости от установки оборудования устья скважин устанавливают эксплуатационные трубопроводы для подачи текучих сред добычи от соответствующего оборудования устья скважин на подводное оборудование эксплуатации. Установка трубопроводов показана в блоке 365. В случае, если оборудование устья скважин установлено в опоре 100 башенного типа сооружения добычи, текучие среды добычи могут направляться через эксплуатационный манифольд.
Способ 300 также включает в себя установку линии транспортировки углеводородов в системе подводной добычи. Этап показан в блоке 370 Фиг.3B. Линия транспортировки углеводородов создает гидравлическое сообщение между оборудованием 140 эксплуатации подводного месторождения и одной или несколькими ячейками 130 хранения углеводородных текучих сред.
Способ 300 дополнительно включает в себя создание гидравлического сообщения первого конца эксплуатационного райзера с одной или несколькими ячейками хранения углеводородных текучих сред. Этап показан в блоке 375. Второй конец эксплуатационного райзера можно разъемно прикреплять к транспортному судну на поверхности. Этап показан в блоке 380. Транспортное судно может соответствовать судну 180 Фиг.1.
Способ 300 также включает в себя передачу углеводородных текучих сред из одной или нескольких ячеек хранения углеводородных текучих сред на транспортное судно. Этап показан в блоке 385. Транспортное судно может затем перевозить ценные углеводородные текучие среды в пункт выгрузки для дальнейшей переработки и коммерческого распространения.
В некоторых случаях необходимо отсоединение буровой установки от опоры 120 башенного типа сооружения добычи. Одним таким примером является перемещение ледяного покрова в направлении буровой установки. На Фиг.5 показана блок-схема последовательности операций для способа 500 передислокации буровой установки в морской окружающей среде. Буровая установка может соответствовать плавучей буровой установке 150 Фиг.1.
Способ 500 включает в себя обнаружение перемещающегося ледяного покрова в морской окружающей среде. Этап показан в блоке 510. Этап обнаружения блока 510 может включать в себя мониторинг с помощью системы глобального позиционирования или визуальный мониторинг с использованием ледокольного судна арктического класса.
Способ 500 также включает в себя отсоединение плавучей буровой установки от опоры башенного типа сооружения добычи. Этап показан в блоке 520. Этап отсоединения блока 520 означает подъем буровой установки с посадочной палубы в воде. Отмечается, что якорные оттяжки опоры башенного типа сооружения добычи не требуют отсоединения, поскольку заведены не на саму буровую установку, а на расположенную под ней опору башенного типа сооружения добычи. Аналогично, не требует отсоединения линия транспортировки углеводородов, поскольку остается ниже водной поверхности, соединяя подводное оборудование эксплуатации с ячейками хранения углеводородных текучих сред.
Способ 500 дополнительно включает в себя временное перемещение буровой установки на новую площадку в морской окружающей среде. Этап показан в блоке 530. Буровая установка предпочтительно является несамоходной; поэтому, этап перемещения блока 530 может включать в себя использование одного или нескольких вспомогательных судов и рабочих канатов. Новая площадка должна, естественно, находиться на удалении от ледяного покрова. При этом плавучая структура избегает ударов ледяного покрова.
В дополнение, способ 500 включает в себя возврат буровой установки на посадочную палубу опоры башенного типа сооружения добычи после прохода ледяного покрова по морской площадке. Этап показан в блоке 540.
Как можно видеть, предложена улучшенная система подводной добычи и связанные с ней способы. Выделены, по меньшей мере, три ключевых признака. Первый, подводное оборудование эксплуатации "локализовано" или "интегрировано" в одном месте вблизи верхней части опоры башенного типа сооружения добычи и ниже водной поверхности для предотвращения контакта со льдом. Данное устройство предпочтительно для проектирования оборудования, поскольку различные емкости и оборудование требуют только выполнения с возможностью выдерживать давление воды на небольших глубинах в сравнении с увеличенными глубинами при установке на морское дно.
Второй, установка всего подводного эксплуатационного оборудования на одной несущей конструкции обеспечивает возможность предварительного испытания оборудования перед развертыванием и обеспечивает установку в узком окне возможности, что критично для работ в Арктике.
Третий, использование податливой опоры башенного типа обеспечивает установку крупного бурового судна кессонного типа непосредственно на посадочную платформу опоры башенного типа сооружения добычи. Платформа создает устойчивое основание для операций бурения и обеспечивает доступ к оборудованию эксплуатации подводного месторождения. Отмечается, что установка такой большой гидродинамической массы на конструкцию является целесообразной только если конструкция является податливой. Иначе, плавучий буровой станок должен передавать огромные нагрузки на конструкцию, делая конструктивное исполнение экономически необоснованным, как в варианте системы, описанной в патенте …'564.
Изобретения, описанные в данном документе, не ограничены конкретным вариантом осуществления, раскрытым в данном документе, но определяются формулой изобретения, приведенной ниже. Хотя ясно, что изобретения, описанные в данном документе тщательно просчитаны для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, должно быть понятно, что изобретения могут получать модификации, изменения и вариации без отхода от своей сущности.