MXPA97006375A - Soporte de un tubo ascendente catenario - Google Patents
Soporte de un tubo ascendente catenarioInfo
- Publication number
- MXPA97006375A MXPA97006375A MXPA/A/1997/006375A MX9706375A MXPA97006375A MX PA97006375 A MXPA97006375 A MX PA97006375A MX 9706375 A MX9706375 A MX 9706375A MX PA97006375 A MXPA97006375 A MX PA97006375A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- support tube
- tube
- floating
- support
- riser
- Prior art date
Links
- 241001167556 Catena Species 0.000 title 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- AKPLHCDWDRPJGD-UHFFFAOYSA-N nordazepam Chemical compound C12=CC(Cl)=CC=C2NC(=O)CN=C1C1=CC=CC=C1 AKPLHCDWDRPJGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
Abstract
La presente invención se refiere a un tubo de soporte del tubo ascendente catenario que recibe el tubo ascendente y estáunido a la estructura expuesta al agua de mar flotante. El tubo de soporte estáunido a la estructura expuesta al agua de mar flotante en unángulo vertical para estar en línea con elángulo natural que el tubo de soporte catenario instalado asume en un día de calma. El tubo de soporte estáunido a la estructura expuesta al agua de mar flotante en puntos diferentes a lo largo de la longitud del tubo de soporte y de esta forma se flexiona en sus puntos de unión a la estructura flotante. Esto minimiza las presiones en el tubo ascendente catenario.
Description
SOPORTE DE UN TUBO ASCENDENTE CATENARIO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se relaciona generalmente a la producción de hidrocarburos a partir de formas bajo el nivel del mar y más particularmente a tubos ascendentes utilizando tal producción. Al producir hidrocarburos a partir de las formaciones bajo el nivel del mar, es común que un número de pozos sean perforados en el piso del mar en las posiciones que no están directamente abajo o sustancialmente entre el contorno de la estructura utilizada durante las operaciones de producción. Los hidrocarburos producidos son exportados subsecuentemente por medio de tuberías bajo el nivel del mar. Esto resulta en la producción y exportación de tubos ascendentes que tienen una curva catenaria en los tubos ascendentes entre la estructura y el piso del mar. El movimiento de flotación de las plataformas de producción provoca correspondientemente flexión y presión en los tubos ascendentes. El estado actual de la técnica ha acomodado la flexión en los tubos ascendentes incorporando juntas de bola en ubicaciones adecuadas en las juntas entre los segmentos de tubería en el tubo ascendente. Las juntas de bola presentan el problema de ser más caras y menos seguras que los segmentos de tubería que son soldados juntos.
La invención se dirige a la necesidad anterior. La cual proporciona un tubo de soporte del tubo ascendente catenario que recibe el tubo ascendente y se une a la estructura expuesta al agua de mar flotante. El tubo de soporte está unido a la estructura expuesta al agua de mar flotante' en un ángulo vertical para estar en línea con el ángulo natural que el tubo ascendente catenario instalado puede asumir en un día de calma. El tubo de soporte está unido a la estructura expuesta al agua de mar flotante en puntos diferentes a lo largo de la longitud del tubo de soporte y de esta forma se flexiona en sus puntos de unión a la estructura flotante. El tubo de soporte se extiende hacia afuera de la estructura flotante de tal manera que el primer punto de unión se ubica a una distancia del extremo inferior del tubo del soporte. La flexibilidad adicional en el tubo de soporte se une ubicando el segundo punto de unión a la estructura flotante en una distancia clave además del extremo del tubo de soporte. El tubo de soporte puede ser proporcionado con una rigidez a la flexión que varía del primer punto de unión al extremo inferior del tubo de soporte . BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para un entendimiento adicional de la naturaleza y objetos de la presente invención, la referencia se hace con la descripción siguiente, tomada junto con los dibujos acompañantes en donde las partes similares son dadas con números de referencia iguales, y en donde: la Figura 1 es una vista esquemática en sección lateral que ilustra la invención en una estructura expuesta al agua de mar flotante. la Figura 2 ilustra esquemáticamente la forma de una modalidad del tubo de soporte de la invención. En la Figura 1, una estructura expuesta al agua de mar 10 flotante se mantiene en posición por una pluralidad de estachas 12 de amarre. Las estachas 12 de amarre están unidas a un extremo de la estructura 10 flotante y en el extremo opuesto a las anclas o estachada no mostradas en el piso 14 de mar. El tubo ascendente 16 catenario se extiende desde el piso 14 de mar hacia arriba a través de un pozo 18 central proporcionado en la estructura 10 flotante para instalaciones de producción no mostradas. El soporte para el tubo ascendente catenario se proporciona en la forma de un tubo 20 de soporte . El tubo 20 de soporte tiene un diámetro interno de un tamaño para recibir el tubo 16 ascendente catenario a través del mismo. El tubo 20 de soporte se une en su extremo superior a la estructura 10 flotante, indicada por A, en un ángulo pequeño de la vertical para estar en línea con el ángulo natural que el tubo ascendente 16 catenario asume cuando está en su posición instalada en el mar en calma. El tubo 20 de soporte tiene una longitud que se extiende hacia afuera del extremo inferior de la estructura LO flotante y se une al extremo inferior de la estructura 10 flotante, indicada por B, en unos puntos predeterminados indicados por las letras C, D y E. El número y ubicación de los puntos de unión entre el tubo 20 de soporte y la estructura 10 flotante, se determina por la flexibilidad deseada en el tubo 20 de soporte. Por ejemplo, una mayor flexibilidad hacia el extremo inferior del tubo 20 de soporte puede ser logrado moviendo el punto C de unión lejos del punto B de unión en el extremo inferior de la estructura 10 flotante. Permitiendo que el tubo 20 de soporte sea flexible en sus puntos de unión para que la estructura 10 flotante mantenga la presión en el tubo ascendente 16 catenario dentro de los límites permisible. El tubo 20 de soporte puede estar proporcionado con mayor flexibilidad progresivamente desde el punto B de unión a su extremo inferior variando el espesor de pared y/o el diámetro del tubo. Como se observa en la Figura 2, el tubo 20 de soporte puede ser construido en combinación de las secciones curveada y lineales incorporadas en su forma, de tal manera que el extremo superior del tubo de soporte es sustancialmente vertical y dirige el tubo ascendente catenario a una ubicación de agua superior deseada en la estructura flotante en una orientación sustancialmente vertical. En este ejemplo de una modalidad de la invención, la sección 22 del tubo 20 de soporte es lineal, la sección 24 es curvada, y la sección 26 es lineal. La estructura 10 flotante tiene cincuenta y cuatro punto noventa metros (ciento ochenta pies) de alto. La sección 22 del tubo de soporte tiene nueve punto quince metros (treinta pies) de largo, la sección 24 tiene veintisiete punto cuarenta y cinco metros (noventa pies) de largo y la sección 26 tiene dieciocho punto tres metros (sesenta pies) de largo. La sección 24 tiene un radio de ciento treinta y uno punto setenta y seis metros (cuatrocientos treinta y dos pies) , lo cual resulta en un ángulo de salida de doce grados en el fondo de la estructura 10 flotante para acomodar la curva catenaria natural del tubo ascendente 16. Debe entenderse que en la Figura 2 se utiliza meramente como ilustración de una posible configuración de la invención y que la longitud total del tubo 20 de soporte posterior de la estructura 10 flotante no se muestra. Pueden ser utilizados tres procedimientos diferentes para instalar el tubo ascendente 16 catenario en el tubo 20 de soporte. En el método de predescanso, la tubería de tubo ascendente se coloca en el piso 14 de mar antes de que la estructura 10 flotante sea amarrada en el sitio. Una vez que la estructura 10 flotante está asegurada en posición, el extremo del tubo 16 ascendente se coloca en el extremo inferior del tubo 20 de soporte y se jala a través de un punto en donde el extremo del tubo 16 ascendente está por arriba del agua. Durante la fase de jalar en, el ángulo del tubo ascendente 16 y el tubo 20 de soporte pueden asumir otros ángulos que en la posición neutral catenaria natural (no hay presión de flexión) . Durante la fase inicial de jalado, el ángulo puede ser menor que la posición neutral deseada. En el final de la fase de jalado, el ángulo de salida puede ser igual a la posición neutral deseada o puede ser mayor que el ángulo neutral. Si el ángulo de salida es mayor que la posición neutral deseada una vez que el extremo del tubo ascendente 16 alcanza la superficie, secciones adicionales de la tubería del tubo ascendente pueden ser agregadas. El extremo superior del tubo ascendente ahora mayor se disminuye, agregando tantos segmentos como sea necesario, hasta que el ángulo neutral del día de calma deseado se alcanza en un punto de salida del tubo 20 de soporte. Pueden realizarse ajustes adicionales al ángulo de salida moviendo la estructura 10 flotante horizontalmente a la superficie. Puede también ser posible con algunas estructuras flotantes inclinar la estructura, y el tubo de soporte 20 unido, utilizando lastres y de esta forma acomodando más exactamente el ángulo catenario del tubo elevado neutral en el punto de entrada para el tubo de soporte durante la instalación. En el método de descansar a, el recipiente de instalación del tubo ascendente, no mostrado, puede aproximarse a la estructura 10 flotante en cuanto el recipiente de instalación descanse en la tubería del tubo ascendente en el piso de mar. El extremo del tubo ascendente 16 puede ser disminuido con cables de alambre desde el recipiente de instalación hasta que el tubo ascendente este en el punto de entrada para el tubo 20 de soporte. Un cable de alambre enredado a través del tubo de soporte puede ser utilizado entonces para jalar el tubo ascendente 16 a través del tubo de soporte a un punto arriba de la superficie del agua. La instalación puede ser completada entonces como se describe anteriormente. En el método de descansado lejos, el tubo ascendente 16 puede ser jalado desde el recipiente de instalación del tubo ascendente por cables de alambres enredados a través del tubo 20 de soporte. La longitud apropiada de la tubería del tubo ascendente se suspende entre el recipiente de instalación de la tubería del tubo ascendente y la estructura 10 flotante exterior para mantener el ángulo de entrada neutral adecuado en el punto de entrada para el tubo -20 de soporte. Con este método, no es necesario agregar segmentos de la tubería del tubo ascendente en el extremo de la tubería del tubo ascendente en la estructura 10 flotante . La invención elimina la necesidad para junta de flexión al nivel del mar costosas y conectores de la tubería del tubo ascendente. Con el método de predescanso, la tubería del tubo ascendente puede ser instalada inmediatamente después que la estructura flotante sea colocada y de esta forma pueda estar lista para utilizarse inmediatamente. Esto permite la producción de aceite y gas para llegar en la corriente más cercana. También, se considera generalmente a toda la tubería soldada para ser más segura que las tuberías con conexiones mecánicas y elementos de juntas flexibles. Ya que muchas modalidades variadas y diferentes pueden ser elaboradas dentro del alcance del concepto inventivo enseñado aquí y debido a que muchas modificaciones pueden ser hechas en las modalidades detalladas aquí de acuerdo con el requerimiento descriptivo de la ley, se entiende que los detalles aquí sean interpretados como ilustrativos y no en un sentido limitante.
Claims (4)
- REIVINDICACIONES - 1. En una estructura expuesta al agua de mar flotante para producir hidrocarburos donde un tubo ascendente catenario se extiende desde el piso de mar a la estructura flotante, un soporte para el tubo ascendente catenario, caracterizada porque el soporte comprende un tubo unido a ubicaciones predeterminadas en la estructura expuesta al agua de mar flotante de tal forma que el tubo de soporte sale del extremo inferior de la estructura flotante en un ángulo desde la vertical, el tubo que se extiende hacia afuera del extremo inferior de la estructura expuesta al agua de mar flotante y que tiene un tamaño para recibir el tubo ascendente catenario a través del tubo.
- 2. El tubo de soporte de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la porción del tubo que se extiende hacia afuera del extremo inferior de la estructura expuesta al agua de mar flotante está curvada para igualar sustancialmente la curva natural del tubo ascendente catenario recibido en la misma.
- 3. El tubo de soporte de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la porción del tubo que se extiende hacia afuera del extremo inferior de la estructura expuesta al agua de mar flotante, incrementa progresivamente la flexibilidad hacia el extremo inferior del tubo de soporte.
- 4. El tubo de soporte de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tubo de soporte está formado de una combinación de secciones curveadas y secciones lineales de tal forma que el extremo superior del tubo de soporte es sustancialmente vertical y el extremo inferior "del tubo de soporte iguala sustancialmente el ángulo instalado normal del tubo ascendente catenario en el mar en calma .
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/701,622 US5722492A (en) | 1996-08-22 | 1996-08-22 | Catenary riser support |
US08701622 | 1996-08-22 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
MXPA97006375A true MXPA97006375A (es) | 1998-02-01 |
MX9706375A MX9706375A (es) | 1998-02-28 |
Family
ID=24818063
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
MX9706375A MX9706375A (es) | 1996-08-22 | 1997-08-21 | Soporte de un tubo ascendente catenario. |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5722492A (es) |
EP (1) | EP0825325B1 (es) |
CN (1) | CN1126856C (es) |
AU (1) | AU698820B2 (es) |
BR (1) | BR9704102A (es) |
CA (1) | CA2213397C (es) |
ES (1) | ES2206662T3 (es) |
FI (1) | FI110959B (es) |
MX (1) | MX9706375A (es) |
NO (1) | NO316646B1 (es) |
NZ (1) | NZ328235A (es) |
OA (1) | OA10773A (es) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2754011B1 (fr) * | 1996-09-30 | 1999-03-05 | Inst Francais Du Petrole | Riser de production equipe d'un raidisseur approprie et d'un flotteur individuel |
WO1998021415A1 (en) | 1996-11-12 | 1998-05-22 | H.B. Zachry Company | Precast, modular spar system |
US5865566A (en) | 1997-09-16 | 1999-02-02 | Deep Oil Technology, Incorporated | Catenary riser support |
US6206614B1 (en) * | 1998-04-27 | 2001-03-27 | Deep Oil Technology, Incorporated | Floating offshore drilling/producing structure |
FR2790814B1 (fr) * | 1999-03-09 | 2001-04-20 | Coflexip | Conduite hybride pour grande profondeur |
US6386798B2 (en) | 1999-03-30 | 2002-05-14 | Deep Oil Technology Incorporated | Universal catenary riser support |
US7434624B2 (en) * | 2002-10-03 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid tension-leg riser |
US7150324B2 (en) * | 2002-10-04 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for riserless drilling |
BRPI0408048A (pt) * | 2003-02-28 | 2006-02-14 | Modec International L L C | método para acoplar uma pluralidade de condutos ou ascendentes de ligação, e embarcação flutuante |
FR2861156B1 (fr) * | 2003-10-17 | 2007-04-27 | Technip France | Tube de guidage pour conduite flexible de transport des hydrocarbures. |
US7467914B2 (en) * | 2005-09-13 | 2008-12-23 | Technip France | Apparatus and method for supporting a steel catenary riser |
WO2008022274A1 (en) * | 2006-08-16 | 2008-02-21 | Technip France | Control of flexible riser curvature at the keel of a floating structure |
FR2930618B1 (fr) * | 2008-04-24 | 2013-01-18 | Saipem Sa | Element de conduite de transition d'inertie pour encastrement d'une conduite rigide sous-marine |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB519203A (en) * | 1938-09-17 | 1940-03-19 | John Henry Blease | Improvements in anaesthetic apparatus |
US3601075A (en) * | 1969-07-02 | 1971-08-24 | North American Rockwell | Riser support structure |
FR2276452A1 (fr) * | 1974-06-26 | 1976-01-23 | Erap | Dispositif de guidage d'un train de tiges en forage sous-marin |
GB1519203A (en) * | 1974-10-02 | 1978-07-26 | Chevron Res | Marine risers in offshore drilling |
FR2424464A1 (fr) * | 1978-04-28 | 1979-11-23 | Petroles Cie Francaise | Dispositif de maintien en azimut de l'extremite de tubes immerges au moyen d'un support de surface |
US4188156A (en) * | 1978-06-01 | 1980-02-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Riser |
FR2443008A1 (fr) * | 1978-11-29 | 1980-06-27 | Petroles Cie Francaise | Procede d'accostage d'un element tubulaire additionnel sur une structure tubulaire, ainsi que dispositif de mise en oeuvre |
US4240506A (en) * | 1979-02-21 | 1980-12-23 | Conoco, Inc. | Downhole riser assembly |
US4516881A (en) * | 1982-02-25 | 1985-05-14 | Standard Oil Company | Multiterminators for riser pipes |
NO842405L (no) * | 1983-06-17 | 1985-03-27 | Novacorp Int Consulting Ltd | Anordning og fremgangsmaate for fortoeyning av et hydrokarbon-produksjonssystem tilknyttet et skip |
FR2583101B1 (fr) * | 1985-06-10 | 1988-03-11 | Elf Aquitaine | Tube guide pour colonne montante flechissante d'exploitation petroliere marine |
NO864031L (no) * | 1985-10-11 | 1987-04-13 | Novacorp Int Consult | Leddanordning for stigeroer-bunt. |
FR2616858B1 (fr) * | 1987-06-18 | 1989-09-01 | Inst Francais Du Petrole | Element a raideur variable pour pied de colonne de transfert |
NO177543C (no) * | 1991-09-30 | 1995-10-04 | Norsk Hydro As | Anordning ved fleksibelt stigerör |
US5688270A (en) * | 1993-07-22 | 1997-11-18 | Ethicon Endo-Surgery,Inc. | Electrosurgical hemostatic device with recessed and/or offset electrodes |
FR2729432A1 (fr) * | 1995-01-17 | 1996-07-19 | Elf Aquitaine | Ensemble tensionneur de tube prolongateur |
-
1996
- 1996-08-22 US US08/701,622 patent/US5722492A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-07-03 NZ NZ328235A patent/NZ328235A/en not_active IP Right Cessation
- 1997-07-09 NO NO19973192A patent/NO316646B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-07-10 ES ES97305081T patent/ES2206662T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-10 EP EP97305081A patent/EP0825325B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-07-25 BR BR9704102A patent/BR9704102A/pt not_active IP Right Cessation
- 1997-08-19 AU AU34287/97A patent/AU698820B2/en not_active Expired
- 1997-08-20 CA CA002213397A patent/CA2213397C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-21 CN CN97117713A patent/CN1126856C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1997-08-21 FI FI973429A patent/FI110959B/fi not_active IP Right Cessation
- 1997-08-21 MX MX9706375A patent/MX9706375A/es unknown
-
1999
- 1999-07-09 OA OA70044A patent/OA10773A/en unknown
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4556340A (en) | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbons using a floating vessel | |
US5639187A (en) | Marine steel catenary riser system | |
US7434624B2 (en) | Hybrid tension-leg riser | |
US20050158126A1 (en) | Flexible riser system | |
GB2393980A (en) | A riser and method of installing same | |
US7975769B2 (en) | Field development with centralised power generation unit | |
US20160258553A1 (en) | Riser assembly and method | |
MXPA97006375A (es) | Soporte de un tubo ascendente catenario | |
CA2213397C (en) | Catenary riser support | |
US20060056918A1 (en) | Riser system connecting two fixed underwater installations to a floating surface unit | |
US20040028477A1 (en) | Shallow water riser support | |
WO2015033115A2 (en) | Riser assembly and method | |
CN1268617A (zh) | 通用悬链形提升管支架 | |
US5865566A (en) | Catenary riser support | |
BRPI0910535B1 (pt) | elemento de conduto de transição de inércia, conduto rígido submarino e método de encaixe rígido da extremidade de um conduto rígido | |
WO2003031765A1 (en) | A riser and method of installing same | |
US8152411B2 (en) | Guide arrangement | |
US5702205A (en) | Steel catenary riser system for marine platform | |
US20040026081A1 (en) | System for accommodating motion of a floating body | |
US20060204338A1 (en) | Umbilical anchoring clamp | |
AU747792B2 (en) | Use of sleeve joint to control moment in pipes | |
CN103987621A (zh) | 一种离岸系统 | |
WO2004033848A1 (en) | A riser and method of installing same | |
US7713104B2 (en) | Apparatus and method for connection and disconnection of a marine riser | |
WO2001096771A1 (en) | Method for providing a pipeline connection between two spaced-apart points at sea, and a transport arrangement comprising a pipeline connection between two points at sea |