RU2773250C2

RU2773250C2 - Floating system and method with floating extension and guide pipe

Info

Publication number: RU2773250C2
Application number: RU2020133526A
Authority: RU
Inventors: Анил Кумар САБЛОК; Сяохуа ЛЮ
Original assignee: Текнип Франс
Priority date: 2018-03-15
Filing date: 2019-03-07
Publication date: 2022-06-01

Abstract

FIELD: hydrocarbons production.

SUBSTANCE: invention relates to the production of hydrocarbons from subsea formations, more specifically, to a floating platform and detachable riser assemblies and related support structures used in such production. A floating system with a floating extension and a method for connecting and disconnecting a floating offshore platform for hydrocarbon production from an underwater floating extension with risers slidably connected to it are proposed. Said floating system is capable of allowing rigid risers to connect and disconnect and optionally move between a first level below the floating offshore platform, such as near the floating extension, and a higher second level near the floating offshore platform, regardless of the pipe section, arch support and flexible connection for risers.

EFFECT: floating system is capable of reducing stress on risers by reducing the flex required for the riser to form a bail or other curved shape, even in the case of a rigid riser.

16 cl, 17 dwg

Description

[0001] Плавучая система и способ с плавучей надставкой и направляющей трубой[0001] Floating system and method with floating extension and guide tube

Перекрестная ссылка на родственные заявкиCross-reference to related applications

[0002] Не применимо[0002] Not applicable

Информация относительно научных исследований и разработок, финансируемых из федерального бюджетаInformation on research and development financed from the federal budget

[0003] Не применимо[0003] Not applicable

Ссылка на приложениеApplication Link

[0004] Не применимо[0004] Not applicable

Уровень техникиState of the art

[0005] Область техники, к которой относится изобретение[0005] The field of technology to which the invention relates

[0006] Настоящее изобретение относится в целом к добыче углеводородов из подводных формаций. Более конкретно, изобретение относится к плавучей платформе и отсоединяемым узлам райзеров и соответствующим опорным конструкциям, используемым при такой добыче. [0006] The present invention relates generally to the production of hydrocarbons from subsea formations. More specifically, the invention relates to a floating platform and detachable riser assemblies and related support structures used in such production.

[0007] Описание уровня техники[0007] Description of the prior art

[0008] При добыче углеводородов из подводных формаций обычно бурят несколько скважин в морском дне в местах, которые находятся не прямо под или по существу в пределах контура плавучей морской платформы, такой как плавучее добычное морское основание. Затем добываемые углеводороды транспортируют по подводным трубопроводам или другим средствам. Современная технология добычи соединяет периферийные скважины с плавучей платформой посредством райзеров, которые обычно содержат цепную оттяжку между платформой и морским дном. Волнение моря, морские течения и ветер вызывают перемещение плавучей морской конструкции и/или самих райзеров с соответствующим изгибом и продольным напряжением в райзерах.[0008] In the production of hydrocarbons from subsea formations, it is common to drill several wells in the seafloor at locations that are not directly below or substantially within the contour of a floating offshore platform, such as a floating production offshore unit. The produced hydrocarbons are then transported through subsea pipelines or other means. Modern production technology connects offshore wells to a floating platform via risers, which typically contain a chain link between the platform and the seabed. Sea waves, sea currents, and wind cause the floating offshore structure and/or the risers themselves to move, with corresponding bending and longitudinal stress in the risers.

[0009] Существующий уровень техники учитывает изгиб в райзерах посредством использования гибких райзеров. Однако гибкие райзеры обычно более дорогостоящие и менее надежные при длительном использовании, чем жесткие отрезки труб, которые сварены вместе.[0009] The prior art allows for flex in risers through the use of flexible risers. However, flexible risers are usually more expensive and less reliable in long-term use than rigid pipes that are welded together.

[0010] Некоторые типы райзеров выполнены с возможностью соединения с плавучей морской конструкцией посредством направляющих труб, проходящих от нижнего киля морской конструкции до верхней части морской конструкции. Направляющая труба обычно представляет собой удлиненную трубу, которая образует направляющую, через которую райзер подтягивают или как-то иначе перемещают от морского дня и соединяют с морской конструкцией. Направляющую трубу обычно прикрепляют к морской конструкции под углом относительно вертикали, так чтобы находиться в соответствии с естественным углом цепной оттяжки, который установленный райзер принимает в безветренный день, или в линию для образования свободно провисающего участка. Когда морская конструкция смещается в сторону и вертикально, направляющая труба способствует уменьшению напряжений на райзере.[0010] Some types of risers are configured to be coupled to the floating offshore structure via guide tubes extending from the lower keel of the offshore structure to the top of the offshore structure. The guide tube is typically an elongated tube that forms a guide through which the riser is pulled or otherwise moved from the seabed and connected to the offshore structure. The guide pipe is usually attached to the offshore structure at an angle from the vertical so as to be in line with the natural haul angle that the installed riser assumes on a calm day, or in line to form a free sag. When the offshore structure moves laterally and vertically, the guide tube helps to reduce the stresses on the riser.

[0011] Около нижнего выходного участка направляющей трубы рядом с одной из точек крепления обычно расположена силовая секция клиновидного сечения, которая выполнена с возможностью контроля напряжения райзера. Основной функцией силовой секции направляющей трубы является обеспечение гибкого крепления для райзера.[0011] Near the bottom outlet portion of the guide tube, near one of the attachment points, there is typically a wedge-shaped power section that is configured to control riser stress. The main function of the power section of the guide tube is to provide a flexible mounting for the riser.

[0012] Другим вариантом гибкости сгибания в силовой секции клиновидного сечения является использование гибкого соединения на райзере. Однако такое соединение также дорогостоящее и может стоить столько же, сколько силовые секции клиновидного сечения, или больше.[0012] Another option for bending flexibility in the wedge power section is to use a flexible connection on the riser. However, such a connection is also expensive and can cost as much as or more than wedge power sections.

[0013] Дополнительная сложность появляется в некоторых неблагоприятных условиях, например, в местах, подверженных воздействию айсбергов, и других местах, подверженных ураганам или тайфунам. Для предотвращения потенциально катастрофического повреждения плавучей платформы, плавучая платформа иногда имеет достаточное время, для того чтобы уклониться в сторону от приближающегося айсберга или урагана/тайфуна. Однако поскольку плавучая платформа обычно соединена с множество райзеров, время для отсоединения и большая стоимость делает такие операции сложными и дорогими.[0013] Additional complexity appears in some adverse conditions, for example, in places prone to icebergs, and other places prone to hurricanes or typhoons. To prevent potentially catastrophic damage to a floating platform, the floating platform sometimes has sufficient time to avoid an approaching iceberg or hurricane/typhoon. However, since the floating platform is usually connected to a plurality of risers, the time to disconnect and the high cost makes such operations difficult and expensive.

[0014] Раньше предпринимались попытки создания узла, более быстро отсоединяемого от плавучей платформы. Подводный модуль способен поддерживать райзеры ниже поверхности воды, в то время как остальная плавучая платформа может быть отсоединена и временно перемещена в другое место. Например, патент США № 7,197,999, названный «Система отсоединения платформы типа SPAR» показывает плавучую платформу типа SPAR с отсоединяемым подводным модулем швартового буя. Отсоединяемый подводный модуль способен облегчать разделение райзеров на верхнюю часть, которая остается с плавучей платформой, и нижнюю часть, которая остается с подводным модулем, в то время как плавучую платформу отсоединяют и перемещают на временное место. Фиг.11 и 12 данного патента с оригинальными ссылочными позициями скопированы в целях пояснения как фиг.1А и 1В данной заявки. Упомянутая система описана в реферате следующим образом.[0014] In the past, attempts have been made to create a node that can be more quickly detached from a floating platform. The subsea module is able to support the risers below the surface of the water while the rest of the floating platform can be detached and temporarily relocated to another location. For example, US Pat. No. 7,197,999 titled "SPAR Platform Decoupling System" shows a SPAR floating platform with a detachable subsea mooring buoy module. The detachable subsea module is capable of facilitating separation of the risers into an upper portion that remains with the floating platform and a lower portion that remains with the subsea module while the floating platform is detached and moved to a temporary location. Figures 11 and 12 of this patent, with their original reference numbers, are copied for purposes of explanation of both Figures 1A and 1B of this application. The mentioned system is described in the abstract as follows.

Морская платформа типа SPAR включает плавучую верхнюю корпусную конструкцию [12], поддерживающую палубу и содержащую нижний конец, в котором размещен плавучий нижний швартовый модуль [12]. Верхняя корпусная конструкция соединена со швартовым модулем посредством соединительных линий. Верхнюю корпусную конструкцию отделяют от швартового модуля посредством отсоединения соединительных линий от верхней корпусной конструкции оставляя соединительные линии прикрепленными к швартовому модулю, при этом швартовый модуль остается заякоренным на морском дне. Швартовый модуль опускают относительно верхней корпусной конструкции, обеспечивая возможность перемещения последней. Верхняя корпусная конструкция может быть снова установлена над швартовым модулем, и швартовый модуль может быть подтянут вверх до вхождения в зацепление с нижним концом верхней корпусной конструкции таким образом, чтобы соединительные линии можно было восстановить и снова прикрепить к верхней корпусной конструкции.The SPAR type offshore platform includes a floating upper hull structure [12], supporting the deck and containing a lower end, in which a floating lower mooring module is located [12]. The upper hull structure is connected to the mooring module by means of connecting lines. The upper hull structure is separated from the mooring module by disconnecting the connecting lines from the upper hull structure, leaving the connecting lines attached to the mooring module, while the mooring module remains moored to the seabed. The mooring module is lowered relative to the upper hull structure, making it possible to move the latter. The upper hull structure can be remounted over the mooring module and the mooring module can be pulled up to engage the lower end of the upper hull structure so that the connecting lines can be restored and reattached to the upper hull structure.

[0015] Другой пример показан в патенте США № 8,881,826, названном «Установка для извлечения текучей среды из толщи воды и соответствующий способ». Фиг.1 и 4 данного патента с оригинальными ссылочными позициями скопированы для пояснения как фиг.2А и фиг.2В данной заявки. Гибкие шланги подсоединяют к верхней конструкции и опускают до нижней конструкции, когда верхнюю конструкцию перемещают на другое место. Гибкие шланги сгибаются по дуге 80 с верхней выпуклой поверхностью, чтобы позволять гибкое перемещение между верхней и нижней конструкциями. Упомянутая установка описана в реферате следующим образом.[0015] Another example is shown in U.S. Patent No. 8,881,826, entitled "Installation for extracting fluid from the water column and the corresponding method." Figures 1 and 4 of this patent, with their original reference numbers, are copied for the purpose of explaining both Figures 2A and Figure 2B of this application. Flexible hoses are connected to the top structure and lowered to the bottom structure when the top structure is moved to another location. The flexible hoses are bent in an 80 arc with an upper convex surface to allow flexible movement between the upper and lower structures. Said installation is described in the abstract as follows.

Данная установка содержит верхнюю конструкцию (12) и гибкий шланг (16), способный перемещаться в толще воды (11В) между верхней подсоединенной конфигурацией и нижней отсоединенной конфигурацией. Упомянутая установка содержит нижнюю конструкцию (14), содержащую основание (60), продолжающееся на расстоянии от дна (11А) толщи воды (11В). Верхняя конструкция (12) выполнена с возможностью перемещения относительно нижней конструкции (14) между положением добычи и положением транспортировки. В основании (60) образовано отверстие (68) для пропускания гибкого шланга (16), когда он перемещается между верхней подсоединенной конфигурацией и нижней отсоединенной конфигурацией, и фиксатор (74) для удерживания соединительной головки (92) шланга (14), расположенной в пропускном отверстии (68), чтобы удерживать соединительную головку (92) на расстоянии от дна (11А) толщи воды (11В) в нижней отсоединенной конфигурации.This installation comprises an upper structure (12) and a flexible hose (16) capable of moving in the water column (11B) between the upper connected configuration and the lower disconnected configuration. Said installation comprises a lower structure (14) containing a base (60) extending at a distance from the bottom (11A) of the water column (11B). The upper structure (12) is movable relative to the lower structure (14) between the production position and the transport position. Formed in the base (60) is an opening (68) for passing the flexible hose (16) as it moves between the upper connected configuration and the lower disconnected configuration, and a latch (74) for holding the connection head (92) of the hose (14) located in the passage. hole (68) to keep the connection head (92) clear of the bottom (11A) of the water body (11B) in the lower disconnected configuration.

[0016] Другой пример показан в патенте США № 7,669,660, названном «Механизм отсоединения и поддержания райзера». Ряд райзеров, которые гибко изгибаются вокруг выступающей в сторону опорной арки основного подводного блока, могут быть опущены и подняты между основным блоком и аркой. Плавучая платформа может быть подсоединена к подводному основному блоку и райзерам, выступающими из основного блока с возможностью соединения с верхней стороной плавучей платформы для добычи и отсоединения и опускания с плавучей платформы, так чтобы перемещать плавучую платформу при необходимости. Фиг.1, 2 и 3 данного патента с оригинальными ссылочными позициями скопированы в целях пояснения как фиг.3А, 3В и 3С данной заявки. Упомянутая система описана в реферате следующим образом.[0016] Another example is shown in US Pat. A series of risers, which bend flexibly around the sideways protruding support arch of the main subsea unit, can be lowered and raised between the main unit and the arch. The floating platform can be connected to the subsea main unit and risers protruding from the main unit to connect to the upper side of the floating platform to produce and detach and lower from the floating platform so as to move the floating platform as needed. Figures 1, 2 and 3 of this patent with original reference numbers are copied for the purpose of explanation as figa, 3B and 3C of this application. The mentioned system is described in the abstract as follows.

Механизм отсоединения и поддержания райзеров для гибких райзеров и шлангокабелей на морской конструкции с малым килевым запасом. Основной блок [12] включает выполненную в форме перевернутого усеченного конуса или выпуклую часть [14] по существу в центре основного блока. Основной блок и коническая часть принимают через себя райзеры [26] посредством множества труб [22], проходящих через основной блок и коническую часть. Множество выступов [16] проходят радиально наружу из основного блока. На каждом выступе предусмотрено множество арочных опор [18] для райзеров для поддержания райзеров и/или шлангокабелей и регулирования радиусов их изгиба. Упомянутые выступы проходят из основного блока на расстоянии, которое позволяет частям райзеров под основным блоком свисать под углом и с радиусом изгиба в соответствии с расчетными допусками райзеров, чтобы предотвратить выпучивание или повреждение вследствие чрезмерного изгиба, при этом удерживая райзеры от контакта с морским дном.A riser release and support mechanism for flexible risers and umbilicals on low keel offshore structures. The main block [12] includes an inverted truncated cone or convex portion [14] substantially in the center of the main block. The main block and the conical part receive risers [26] through them by means of a plurality of pipes [22] passing through the main block and the conical part. A plurality of protrusions [16] extend radially outward from the main block. A plurality of riser arch supports [18] are provided on each ledge to support the risers and/or umbilicals and adjust their bend radii. Said protrusions extend from the main block at a distance that allows the portions of the risers under the main block to hang at an angle and bend radius in accordance with the design tolerances of the risers to prevent buckling or damage due to excessive bending while keeping the risers from contact with the seabed.

[0017] Хотя вышеприведенные примеры решают серьезную проблему обеспечения конструкции, которая может быть отсоединена от плавучей платформы с возможностью повторного соединения с последней, каждый имеет недостатки. Некоторыми из недостатков являются стоимость арочных опор, сложность множества соединений между концевыми точками морской скважины и рабочей палубой плавучей платформы, и напряжение райзеров при многократном сгибании в результате опускания во время отсоединения. Существует потребность в менее дорогостоящем и более простом решении.[0017] Although the above examples solve the serious problem of providing a structure that can be detached from a floating platform and reconnected to the latter, each has disadvantages. Some of the disadvantages are the cost of the arch supports, the complexity of the multiple connections between the offshore well endpoints and the working deck of the floating platform, and the stress on the risers when repeatedly flexed as a result of lowering during disconnection. There is a need for a less expensive and simpler solution.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

[0018] Настоящее изобретение обеспечивает плавучую систему и способ соединения и отсоединения плавучей морской платформы для добычи углеводородов от подводной плавучей надставки с райзерами, соединенными с ней с возможностью скольжения. Упомянутая плавучая система позволяет жестким или гибким райзерам соединяться и отсоединяться и, как вариант, перемещаться между первым уровнем по высоте ниже морской плавучей платформы, в частности около плавучей надставки, и более высоким вторым уровнем по высоте около морской плавучей платформы независимо от трубной секции, арочной опоры и гибкого соединения для райзеров. Упомянутая плавучая система способна уменьшать напряжение райзеров посредством уменьшения изгиба, требующегося для райзера, чтобы образовать цепную оттяжку или другую изогнутую форму даже в случае жесткого райзера.[0018] The present invention provides a floating system and method for connecting and disconnecting a floating offshore hydrocarbon production platform from a subsea floating extension with risers slidably connected thereto. Said floating system allows rigid or flexible risers to be connected and disconnected and optionally moved between a first level below the offshore floating platform, in particular near the floating extension, and a higher second level near the offshore floating platform, regardless of the pipe section, arched support and flexible connection for risers. Said buoyancy system is capable of reducing stress on the risers by reducing the flex required for the riser to form a guy line or other curved shape, even in the case of a rigid riser.

[0019] Изобретение обеспечивает плавучую систему, выполненную с возможностью отсоединения от плавучей морской платформы, содержащую: плавучую надставку, обладающую плавучестью и выполненную с возможностью разъемного соединения с плавучей морской платформой; и первую направляющую трубу, соединенную с плавучей надставкой и выполненную так, чтобы позволять жесткой части райзера проходить через направляющую трубу, как вариант, между первым уровнем по высоте ниже плавучей морской платформы и более высоким вторым уровнем по высоте около плавучей морской платформы.[0019] The invention provides a floating system that can be detached from a floating offshore platform, comprising: a floating extension having buoyancy and made with the possibility of detachable connection with a floating offshore platform; and a first guide tube connected to the floating extension and configured to allow the rigid portion of the riser to pass through the guide tube, optionally between a first level below the floating offshore platform and a higher second level near the floating offshore platform.

[0020] Изобретение обеспечивает также способ использования плавучей морской платформы с плавучей системой, содержащей плавучую надставку и первую направляющую трубу, соединенную с плавучей надставкой и выполненную так, чтобы позволять жесткой часть райзера перемещаться через направляющую трубу, как вариант, между первым уровнем по высоте ниже плавучей морской платформы и более высоким вторым уровнем по высоте около плавучей морской платформы, и при этом райзер соединен посредством направляющей трубы на плавучей надставке с плавучей платформой, причем способ включает: отсоединение райзера от плавучей платформы; опускание жесткой части райзера до первого уровня по высоте ниже плавучей морской платформы, скользя по первой направляющей трубе на плавучей надставке; отсоединение плавучей платформы от плавучей надставки с райзером, остающимся на плавучей надставке; и перемещение плавучей платформы на другое место, отличающееся от места плавучей надставки.[0020] The invention also provides a method of using a floating offshore platform with a floating system comprising a floating extension and a first guide tube connected to the floating extension and configured to allow the rigid portion of the riser to move through the guide tube, alternatively between a first level below the floating offshore platform and a higher second level near the floating offshore platform, and wherein the riser is connected via a guide tube on the floating extension to the floating platform, the method comprising: disconnecting the riser from the floating platform; lowering the rigid portion of the riser to a first height level below the floating offshore platform by sliding along the first guide tube on the floating extension; disconnecting the floating platform from the floating extension with the riser remaining on the floating extension; and moving the floating platform to a different location than the floating extension.

Краткое описание чертежейBrief description of the drawings

[0021] Фиг.1А представляет собой схематичный вид в разрезе известной системы отсоединения с плавучей верхней корпусной конструкцией, соединенной с плавучим нижним швартовым модулем.[0021] FIG. 1A is a schematic sectional view of a prior art release system with a floating upper hull structure coupled to a floating lower mooring module.

[0022] Фиг.1В представляет собой схематичный вид в разрезе известной системы отсоединения, показанной на фиг.1А, с плавучей верхней корпусной конструкцией, отсоединенной от плавучего нижнего швартового модуля.[0022] FIG. 1B is a schematic sectional view of the prior art disconnection system shown in FIG. 1A with the floating upper hull structure detached from the floating lower mooring module.

[0023] Фиг.2А представляет собой схематичный вид в разрезе другой известной системы отсоединения с плавучей верхней корпусной конструкцией, соединенной с плавучим нижним швартовым модулем.[0023] FIG. 2A is a schematic sectional view of another prior art release system with a floating upper hull structure coupled to a floating lower mooring module.

[0024] Фиг.2В представляет собой схематичный вид в разрезе известной системы отсоединения, показанной на фиг.2А, с плавучей верхней корпусной конструкцией, отсоединенной от плавучего нижнего швартового модуля.[0024] FIG. 2B is a schematic sectional view of the prior art disconnect system shown in FIG. 2A with the floating upper hull structure detached from the floating lower mooring module.

[0025] Фиг.3А представляет собой схематичный вид сбоку другой известной системы отсоединения с плавучей верхней корпусной конструкцией, соединенной с плавучим нижним швартовым модулем.[0025] FIG. 3A is a schematic side view of another prior art release system with a floating upper hull structure coupled to a floating lower mooring module.

[0026] Фиг.3В представляет собой схематичный вид сбоку известной системы отсоединения, показанной на фиг.3А, с плавучей верхней корпусной конструкцией, отсоединенной от плавучего нижнего швартового модуля.[0026] FIG. 3B is a schematic side view of the prior art detachment system shown in FIG. 3A with the floating upper hull structure detached from the floating lower mooring module.

[0027] Фиг.3С представляет собой схематичный общий вид плавучего нижнего швартового модуля, показанного на фиг.3А и 3В.[0027] FIG. 3C is a schematic perspective view of the floating lower mooring module shown in FIGS. 3A and 3B.

[0028] Фиг.4 представляет собой схематичный общий вид примера плавучей системы настоящего изобретения, содержащей плавучую надставку, которая соединена с плавучей морской платформой для добычи углеводородов.[0028] Figure 4 is a schematic perspective view of an example of a floating system of the present invention comprising a floating extension that is connected to a floating offshore hydrocarbon production platform.

[0029] Фиг.5 представляет собой схематичный общий вид плавучей системы, показанной на фиг.4.[0029] Fig. 5 is a schematic perspective view of the floating system shown in Fig. 4.

[0030] Фиг.6А представляет собой схематичный вид сбоку плавучей системы, показанной на фиг.4.[0030] Fig. 6A is a schematic side view of the floating system shown in Fig. 4.

[0031] Фиг.6В представляет собой схематичный подробный общий вид плавучей системы, показанной на фиг.6А.[0031] FIG. 6B is a schematic detailed perspective view of the floating system shown in FIG. 6A.

[0032] Фиг.7А представляет собой схематичный вид сбоку плавучей морской платформы, соединенной с плавучей системой.[0032] FIG. 7A is a schematic side view of a floating offshore platform connected to a floating system.

[0033] Фиг.7В представляет собой схематичный подробный общий вид плавучей морской платформы, отсоединенной от плавучей системы, показанной на фиг.4.[0033] FIG. 7B is a schematic detailed perspective view of a floating offshore platform detached from the floating system shown in FIG.

[0034] Фиг.8 представляет собой схематичный вид сбоку другого примера плавучей системы.[0034] FIG. 8 is a schematic side view of another example of a floating system.

[0035] Фиг.9 представляет собой схематичный вид сверху варианта осуществления плавучей системы.[0035] Figure 9 is a schematic plan view of an embodiment of a floating system.

[0036] Фиг.10 представляет собой схематичный вид сверху другого варианта осуществления плавучей системы.[0036] FIG. 10 is a schematic plan view of another embodiment of a floating system.

[0037] Фиг.11 представляет собой схематичный общий вид плавучей морской платформы для добычи углеводородов, соединенной с другим вариантом осуществления плавучей системы.[0037] FIG. 11 is a schematic perspective view of a floating offshore hydrocarbon production platform coupled to another embodiment of the floating system.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретенияDescription of preferred embodiments of the invention

[0038] Чертежи, описанные выше, и приведенное ниже описание конкретных конструкций и функций представлены не для ограничения объема изобретения или объема прилагаемой формулы изобретения. Вернее, чертежи и описание приведены для того, чтобы научить специалиста в данной области техники, как осуществлять и использовать изобретения, для которых испрашивается патентная охрана. Специалистам в данной области техники будет понятно, что для ясности и понимания описаны и показаны не все признаки коммерческого варианта осуществления изобретений. Специалистам в данной области техники будет также понятно, что разработка реального коммерческого варианта осуществления, включающего аспекты настоящего изобретения, потребует множества специальных решений, принимаемых с учетом конкретной реализации, для достижения конечной цели разработчика для коммерческого варианта осуществления. Такие специальные решения могут включать, помимо прочих, соответствие требованиям, связанным с системой, бизнесом, правительством, и другим требованиям, которые могут зависеть от конкретной реализации или местоположения или изменяться со временем. Хотя усилия разработчика могут быть сложными и требующими больших затрат времени в абсолютном выражении, такие усилия, тем не менее, являются обычной практикой для специалистов в данной области техники, обладающих преимуществом данного изобретения. Необходимо понимать, что изобретения, раскрытые и описанные в данном документе, допускают множество разных модификаций и альтернативных форм. Использование термина в единственном числе не следует воспринимать как ограничение количества элементов. Кроме того, различные способы и варианты осуществления системы могут быть предусмотрены в комбинации друг с другом для образования модификаций раскрытых способов и вариантов осуществления. Упоминание единичных элементов может включать множество элементов и наоборот. Ссылки на по меньшей мере один элемент могут включать один или более элементов. Кроме того, различные аспекты вариантов осуществления могут быть использованы в сочетании друг с другом для достижения понятных целей изобретения. Если контекст не требует иного, то термин «содержать» или производные, такие как «содержит» или «содержащий», предполагает включение по меньшей мере указанного элемента или этапа или группы элементов или этапов или их эквивалентов а не исключение большего количества или любого другого элемента или этапа или группы элементов или этапов или их эквивалентов. Упомянутое устройство или система может быть использована в нескольких направлениях или ориентациях. Термины «верх», «низ», «верхний», «нижний», «вверх», «вниз» или подобные термины направления используются для указания направления применительно к чертежам и показанной в них ориентации и не являются абсолютными в коммерческом использовании, и могут отличаться, когда узел изменяет свою ориентацию. Порядок этапов может осуществляться в разных последовательностях, если конкретно не указано иное. Различные этапы, описанные в данном документе, могут быть объединены с другими этапами, используемыми в чередовании с указанными этапами, и/или разбиты на множество этапов. Аналогично, элементы описаны функционально, могут быть выполнены как отдельные элементы или могут быть объединены в элементы, выполняющие множество функций. Для упрощения некоторые элементы упоминаются как устройство и, как понятно, включают систему соответствующих деталей, которые известны специалистам в данной области техники и могут быть не описаны подробно. В описании и чертежах приведены разные примеры, которые выполняют разные функции и не являются ограничивающими по форме, размеру, описанию, а служат в качестве пояснительных конструкций, которые могут быть изменены, как известно специалисту в данной области техники, с учетом идей, содержащихся в данном документе. В связи с этим использование термина «примерный» представляет собой прилагательное от существительного «пример» и также относится к пояснительной конструкции и необязательно предпочтительному варианту осуществления.[0038] The drawings described above and the following description of specific structures and functions are not intended to limit the scope of the invention or the scope of the appended claims. Rather, the drawings and description are provided to teach a person skilled in the art how to make and use the inventions for which patent protection is sought. Those skilled in the art will appreciate that, for the sake of clarity and understanding, not all features of a commercial embodiment of the inventions have been described and shown. Those skilled in the art will also appreciate that the development of an actual commercial embodiment incorporating aspects of the present invention will require many implementation-specific decisions to achieve the developer's ultimate goal for the commercial embodiment. Such ad hoc decisions may include, but are not limited to, compliance with system, business, government, and other requirements, which may be implementation or location specific or change over time. While the developer effort can be complex and time consuming in absolute terms, such effort is nonetheless common practice for those skilled in the art having the benefit of the present invention. It is to be understood that the inventions disclosed and described herein are susceptible to many different modifications and alternative forms. The use of the term in the singular should not be taken as limiting the number of elements. In addition, various methods and embodiments of the system may be provided in combination with each other to form modifications of the disclosed methods and embodiments. References to single elements may include multiple elements and vice versa. References to at least one element may include one or more elements. In addition, various aspects of the embodiments may be used in combination with each other to achieve the clear objectives of the invention. Unless the context otherwise requires, the term "comprise" or derivatives such as "comprises" or "comprising" is intended to include at least the specified element or step or group of elements or steps or their equivalents and not to exclude more or any other element. or a step or group of elements or steps or their equivalents. Said device or system may be used in several directions or orientations. The terms "top", "bottom", "top", "bottom", "up", "down" or similar directional terms are used to indicate direction in relation to the drawings and the orientation shown therein and are not absolute in commercial use and may be different when the node changes its orientation. The order of the steps may be in different sequences, unless specifically indicated otherwise. The various steps described herein may be combined with other steps used in alternation with said steps and/or split into multiple steps. Likewise, the elements are described functionally, may be performed as separate elements, or may be combined into elements that perform multiple functions. For the sake of simplicity, some elements are referred to as apparatus and are understood to include a system of related parts that are known to those skilled in the art and may not be described in detail. In the description and drawings, various examples are given that perform different functions and are not limiting in form, size, description, but serve as explanatory structures that can be changed, as is known to a person skilled in the art, taking into account the ideas contained in this document. In this regard, the use of the term "exemplary" is an adjective from the noun "example" and also refers to the explanatory construct and optionally the preferred embodiment.

[0039] Настоящее изобретение обеспечивает плавучую систему и способ соединения и отсоединения плавучей морской платформы для добычи углеводородов от подводной плавучей надставки с райзерами, соединенными с ней с возможностью скольжения. Упомянутая плавучая система позволяет жестким райзерам соединяться и отсоединяться и, как вариант, перемещаться между первым уровнем по высоте ниже плавучей морской платформы, таким как около плавучей надставки, и более высоким вторым уровнем по высоте около плавучей морской платформы независимо от трубной секции, арочной опоры и гибкого соединения для райзеров. Упомянутая плавучая система способна уменьшать напряжение райзеров посредством уменьшения изгиба, требующегося для райзера, чтобы образовать цепную оттяжку или другую изогнутую форму даже в случае жесткого райзера.[0039] The present invention provides a floating system and method for connecting and disconnecting a floating offshore hydrocarbon production platform from a subsea floating extension with risers slidably connected thereto. Said floating system allows rigid risers to connect and disconnect and optionally move between a first level below the floating offshore platform, such as near the floating extension, and a higher second level near the floating offshore platform, regardless of the tubular section, arch support, and flexible connection for risers. Said buoyancy system is capable of reducing stress on the risers by reducing the flex required for the riser to form a guy line or other curved shape, even in the case of a rigid riser.

[0040] Фиг.4 представляет собой схематичный общий вид примера плавучей системы настоящего изобретения, содержащей плавучую надставку, которая соединена с плавучей морской платформой для добычи углеводородов. Примерная плавучая система 100 может включать плавучую морскую платформу, обычно связанную с добычей углеводородов. Плавучая платформа 102 может представлять собой, например, помимо прочих, платформу типа SPAR, полупогружную платформу, плавучую установку для добычи, хранения и отгрузки (floating production and offloading unit - FPSO), включая корабельную FPSO или FPSO на базе платформы типа SPAR, и может быть с башней или без башни, плавучую платформу для хранения и регазификации (floating storage and re-gas unit - FSRU) или другие плавучие платформы, связанные с углеводородами. В некоторых вариантах осуществления, башня может быть соединена с плавучей системой и FPSO соединена с возможностью отделения с башней и плавучей системой. Верхняя часть надставки может быть плавучей и по меньшей мере частично подводной ниже поверхности воды и может быть полностью подводной, когда соединена с плавучей морской платформой. Плавучая платформа 102 обычно включает рабочую поверхность, такую как верхние строения 104. Упомянутые верхние строения могут включать мачты, вентили или другое оборудование, связанное с углеводородами. Плавучая платформа 102 обычно также содержит закрытый плавучий корпус 106, который для целей, описанных в данном документе, может включать понтоны в некоторых типах плавучих платформ.[0040] Figure 4 is a schematic perspective view of an example of a floating system of the present invention comprising a floating extension that is connected to a floating offshore hydrocarbon production platform. An exemplary floating system 100 may include a floating offshore platform typically associated with hydrocarbon production. The floating platform 102 may be, for example, but not limited to, a SPAR platform, a semi-submersible platform, a floating production and offloading unit (FPSO), including a ship-based FPSO or an FPSO based on a SPAR platform, and may be with or without a tower, a floating storage and re-gas unit (FSRU) or other hydrocarbon-related floating platforms. In some embodiments, the tower may be coupled to the floating system and the FPSO detachably coupled to the tower and the floating system. The top of the extension may be buoyant and at least partially submerged below the surface of the water and may be fully submerged when connected to a floating offshore platform. The floating platform 102 typically includes a work surface, such as topsides 104. Said topsides may include masts, valves, or other hydrocarbon related equipment. The floating platform 102 typically also includes an enclosed floating hull 106, which, for the purposes described herein, may include pontoons in some types of floating platforms.

[0041] Плавучая платформа 102 может быть соединена с возможностью отсоединения с плавучей надставкой 110. Вообще говоря, верхняя часть 108 плавучей надставки 110 может представлять собой переходный участок для плавучей надставки 110 с плавучей платформой 102, и некоторые такие варианты осуществления показаны в данном документе. При этом прямо указано, что плавучая надставка 110 не требует верхней части 108 надставки для соединения плавучей надставки 110 с плавучей платформой 102. Плавучая надставка 110 обычно по меньшей мере частично плавучая. Плавучесть обычно является достаточной для веса конструкции с райзерами и швартовыми тросами, соединенными с конструкцией, чтобы поддерживать райзеры над морским дном и уменьшать напряжение райзеров посредством уменьшения изгиба, требующегося для райзера, чтобы образовать цепную оттяжку или другую изогнутую форму даже в случае жесткого райзера. В некоторых вариантах осуществления, верхняя часть 108 надставки может обладать достаточной плавучестью для остальной части плавучей надставки 110. В других вариантах осуществления, верхняя часть 108 надставки, а также другая конструкция плавучей надставки 110 могут обе способствовать плавучести. Например, помимо прочего, трубчатые элементы плавучей надставки 110 могут быть по меньшей мере частично закупоренными для обеспечения плавучести. Для того чтобы плавучая надставка 110 обладала плавучестью, независимой от верхней части 108 надставки, могут быть предусмотрены другие камеры, плавучий заполняющий материал или конструкция. В других вариантах осуществления, верхняя часть 108 надставки может иметь незначительное влияние, если вообще имеет, на плавучесть плавучей надставки 110, и плавучесть может быть реализована в других частях конструкции плавучей надставки 110. В других вариантах осуществления, верхняя часть 108 надставки может отсутствовать, так что плавучая надставка 110 рассчитана на плавучесть без верхней части 108 надставки.[0041] The floating platform 102 may be releasably coupled to the floating extension 110. Generally speaking, the top 108 of the floating extension 110 may be a transitional portion for the floating extension 110 to the floating platform 102, and some such embodiments are shown herein. It is expressly stated that the floating extension 110 does not require an extension top 108 to connect the floating extension 110 to the floating platform 102. The floating extension 110 is typically at least partially buoyant. The buoyancy is usually sufficient for the weight of the structure with the risers and mooring lines connected to the structure to support the risers above the seabed and reduce the stress on the risers by reducing the bending required for the riser to form a bail or other curved shape, even in the case of a rigid riser. In some embodiments, the top 108 of the extension may be sufficiently buoyant for the rest of the buoyancy 110. In other embodiments, the top 108 of the extension, as well as other construction of the buoyancy 110, may both contribute to buoyancy. For example, among other things, the tubular elements of the floating extension 110 may be at least partially plugged to provide buoyancy. In order for the buoyant extension 110 to have buoyancy independent of the extension top 108, other chambers, buoyant fill material, or structure may be provided. In other embodiments, the top 108 of the extension may have little, if any, effect on the buoyancy of the buoyancy 110, and the buoyancy may be implemented in other parts of the construction of the buoyancy 110. In other embodiments, the top 108 of the extension may be omitted, so that the floating extension 110 is designed to float without the extension top 108.

[0042] Длина остальной части плавучей надставки 110 может быть равна, например и без ограничения, по меньшей мере длине верхней части 108 надставки и длиннее, например, по меньшей мере удвоенной длине верхней части надставки. В по меньшей мере одном варианте осуществления, плавучая надставка может представлять собой «открытую конструкцию». «Открытая конструкция» означает конструкцию, которая позволяет воде проходить насквозь сбоку, то есть конструкция не представляет собой запаянную емкость с закрытыми стенками и закрытым дном. Плавучая надставка 110 с открытой конструкцией может быть образована в виде ферменной конструкции с вертикальными опорами, горизонтальными опорами и крестообразными раскосами. Как вариант, плавучая надставка может представлять собой по меньшей мере частично закрытую емкость, которая ограничивает воду, проходящую насквозь сбоку, например, содержащую стенки и/или дно, которые позволяют по меньшей мере некоторой части воды проходить насквозь, там где стенки могут быть закрытыми. Форма плавучей надставки может изменяться и может включать разные геометрические формы, включая цилиндрическую, кубическую, коническую и форму усеченного конуса (например, без ограничения, имеющую поперечное сечение нижней части больше, чем поперечное сечение верхней части), и поперечные сечения в форме квадрата, прямоугольника, круга, эллипса, ромба и других многоугольников.[0042] The length of the remainder of the floating extension 110 may be equal to, for example and without limitation, at least the length of the extension top 108 and longer, such as at least twice the length of the extension top. In at least one embodiment, the floating extension may be an "open structure". "Open structure" means a structure that allows water to pass through from the side, i.e. the structure is not a sealed container with closed walls and a closed bottom. The open structure floating extension 110 may be formed as a truss structure with vertical supports, horizontal supports, and cross braces. Alternatively, the floating extension may be an at least partially closed container that defines water passing through from the side, for example, containing walls and/or a bottom that allows at least some of the water to pass through, where the walls may be closed. The shape of the floating extension may vary and may include a variety of geometries including cylindrical, cubic, conical, and frustoconical (for example, without limitation, having a lower cross section larger than the upper cross section), and square, rectangular cross sections. , circle, ellipse, rhombus and other polygons.

[0043] Плавучая надставка 110 может быть заякоренной на подводной конструкции, такой как морское дно, посредством одного или более швартовых тросов 114, которые применительно к данному изобретению могут включать обычные швартовые тросы или натяжные элементы. В некоторых вариантах осуществления, верхняя часть надставки может быть временно динамически позиционированной, например, при помощи движителей, перед заякориванием в заданном месте, в частности, если верхняя часть надставки является полностью подводной, и чтобы уменьшить потребность в швартовых тросах. В варианте осуществления, показанном на фиг.4, швартовые тросы 114, прикрепленные к плавучей надставке 110, например, к верхней части 108 надставки, если она предусмотрена, являются достаточно прочными, чтобы также поддерживать швартовку плавучей платформы 102, соединенной с плавучей надставкой 110. Таким образом, вообще не требуется дополнительных швартовых тросов отдельно для плавучей платформы. В других вариантах осуществления, швартовые тросы могут быть соединены как с плавучей надставкой, так и плавучей платформой. В других вариантах осуществления, швартовые тросы могут быть соединены только с плавучей платформой, а плавучая надставка может оставаться в основном месте благодаря соединенным с ней райзерам (описанным ниже).[0043] The floating extension 110 may be moored to a subsea structure, such as the seafloor, by one or more mooring lines 114, which, in the context of this invention, may include conventional mooring lines or tension members. In some embodiments, the top of the extension may be temporarily dynamically positioned, such as by propulsion, before mooring in place, particularly if the top of the extension is completely submerged, and to reduce the need for mooring lines. In the embodiment shown in FIG. 4, the mooring lines 114 attached to the floating extension 110, such as the top of the extension 108 if provided, are strong enough to also support the mooring of the floating platform 102 connected to the floating extension 110. Thus, no additional mooring lines are required at all separately for the floating platform. In other embodiments, the mooring lines may be connected to both the floating extension and the floating platform. In other embodiments, the mooring lines may only be connected to the floating platform, and the floating extension may remain in its primary location due to risers (described below) connected to it.

[0044] По меньшей мере один райзер 113 и преимущественно множество райзеров подсоединены с возможностью скольжения через плавучую надставку 110 и верхнюю часть 108 надставки, если она предусмотрена, между первым уровнем по высоте ниже плавучей морской платформы, таким как около плавучей надставки 110, и преимущественно более высоким вторым уровнем по высоте около плавучей морской платформы 102, как описано ниже. Термин «райзер» широко используется в данном документе и включает стальные цепные райзеры (Steel Catenary Risers - SCRs), стальные райзеры с распределенной плавучестью свободно свисающего участка (Steel Lazy Wave Risers - SLWRs), жесткие райзеры, гибкие райзеры и шлангокабели. Предпочтительно, райзер может быть жестким или по меньшей мере частично жестким для уменьшенной стоимости.[0044] At least one riser 113 and advantageously a plurality of risers are slidably connected through the floating extension 110 and the extension top 108, if provided, between a first level below the floating offshore platform, such as near the floating extension 110, and advantageously a higher second level in height near the floating offshore platform 102, as described below. The term "riser" is widely used in this document and includes steel chain risers (Steel Catenary Risers - SCRs), steel lazy wave risers (SLWRs), rigid risers, flexible risers and umbilicals. Preferably, the riser may be rigid or at least partially rigid for reduced cost.

[0045] Верхняя часть 108 надставки и плавучая надставка 110 выполнены так, чтобы поддерживать и направлять райзер 113 независимо от трубной вставки, арочной опоры и гибкого соединения, на которые опирались ранее предпринятые усилия. Хотя такие конструкции могут быть предусмотрены дополнительно, система выполнена так, чтобы зависеть от плавучей надставки без необходимости таких конструкций. Хотя могут быть использованы гибкие райзеры, система может также использовать жесткие райзеры. В по меньшей мере одном варианте осуществления, райзеры могут быть непрерывными между подводным добычным оборудованием и добычным оборудованием на плавучей платформе, при этом по меньшей мере верхняя часть райзера может проходить через плавучую надставку и верхнюю часть надставки, если она предусмотрена (как показано на фиг.7А и 7В, описанных ниже). Верхняя часть райзера может быть подсоединена к плавучей платформе и отсоединена и опущена на плавучую надставку, а значит плавучая платформа может быть отсоединена от плавучей надставки. Упомянутая плавучая система предусматривает свободу использования по меньшей мере частично, если не полностью, жестких райзеров благодаря способности системы позволять жестким райзерам скользить через поддерживающую конструкцию плавучей надставки на уровне высоты выше морского дна, поддерживаемом плавучестью, чтобы уменьшать напряжения на изгибе райзера. Изобретение способно обеспечить меньшую стоимость, меньшую сложность и более высокую надежность для подсоединения райзеров между подводным добычным оборудованием и плавучей платформой.[0045] The top portion 108 of the extension and the floating extension 110 are designed to support and guide the riser 113 independently of the tubular insert, arch support, and flexible connection on which previous efforts have relied. Although such structures may be optionally provided, the system is configured to depend on a floating extension without the need for such structures. While flexible risers may be used, the system may also use rigid risers. In at least one embodiment, the risers may be continuous between the subsea production facility and the production facility on the floating platform, wherein at least the top of the riser may extend through the floating extension and the top of the extension, if provided (as shown in FIG. 7A and 7B described below). The upper part of the riser can be connected to the floating platform and disconnected and lowered onto the floating extension, which means that the floating platform can be disconnected from the floating extension. Said floating system provides the freedom to use at least some, if not all, rigid risers due to the system's ability to allow rigid risers to slide through the supporting structure of the floating extension at a buoyancy-supported height above the seafloor to reduce riser bending stresses. The invention is capable of providing lower cost, less complexity, and higher reliability for connecting risers between subsea production equipment and a floating platform.

[0046] Фиг.5 представляет собой схематичный общий вид плавучей системы, показанной на фиг.4. Фиг.6А представляет собой схематичный вид сбоку плавучей системы, показанной на фиг.4. Фиг.6В представляет собой схематичный подробный общий вид плавучей системы, показанной на фиг.6А. Верхняя часть 108 надставки может быть соединена с плавучей надставкой 110, как описано выше, стыковочными штырями 122, направляющими соединение. Верхняя часть 108 надставки может включать направляющую конструкцию 120 для райзеров, такую как центральная полость, плита буровой шахты или несущий каркас. Направляющая конструкция 120 для райзеров (показанная также на фиг.9 и 10) преимущественно включает множество отверстий с размерами, позволяющими одному или более райзерам 113А и 113В (вообще 113) проходить через них и быть отделенными друг от друга заданным расстоянием, образуемым решетчатой конструкцией. Направляющая труба 112 для данного райзера 113 может быть соединена с плавучей надставкой 110 при помощи по меньшей мере одной опоры 118, такой как опоры 118А и 118В. Направляющие трубы 112 имеют такой размер, чтобы позволять райзерам 113 скользить в них и обеспечить поддержку для райзера, когда он изгибается. Например, первая направляющая труба 112А райзера может быть соединена с плавучей надставкой 110 в первом участке под невертикальным углом. Вторая направляющая труба 112В райзера может быть соединена с плавучей надставкой 110 во втором участке, возможно под другим углом, отличающимся от угла первой направляющей трубы 112А. Кроме того, направляющая труба 112 может быть соединена с направляющей конструкцией 120 для райзеров (показанной на фиг.8 и 9), так что райзер 113 поддерживается с возможностью скольжения также в верхней части надставки. Вообще направляющая труба 113 райзера будет проходить ниже плавучей надставки 110 под углом, чтобы облегчить переход райзера в форму цепной оттяжки, изгиб со свободно провисающим участком или другую изогнутую форму. Например, угол может соответствовать обычному углу, который естественно принимает форма райзера, то есть форма цепной оттяжки, которая определяется математически формулами, когда подвешенный райзер естественно приближается к подводному добычному оборудованию в нижнем конце райзера. Выравнивание одной или более направляющих труб 112 может способствовать выравниванию райзера 113 с изогнутой формой. В некоторых примерах, направляющая труба способна выравнивать райзер в по меньшей мере частичном вертикальном угле. Другие райзеры 113 могут иметь другие направляющие трубы 112, соединенные с плавучей надставкой 110 подобным образом. Например, показана направляющая труба 112В, прикрепленная к внешним поверхностям рамных элементов плавучей надставки 110 и способная направлять райзер 113В с возможностью скольжения через нее. Верхняя часть 108 надставки может дополнительно включать якорный хомут 116, такой как клюз, проушина или другая конструкция для соединения с крепежными тросами, включающими швартовые тросы или натяжные элементы. Якорный хомут 116 проходит наружу из верхней части надставки и, например, может быть соединен со швартовым тросом 114 надставки.[0046] Figure 5 is a schematic perspective view of the floating system shown in Figure 4. Fig.6A is a schematic side view of the floating system shown in Fig.4. FIG. 6B is a schematic detailed perspective view of the floating system shown in FIG. 6A. The top portion 108 of the extension may be connected to the floating extension 110 as described above with docking pins 122 guiding the connection. The top portion 108 of the extension may include a guide structure 120 for the risers, such as a central cavity, a slab, or a supporting frame. The riser guide structure 120 (shown also in FIGS. 9 and 10) advantageously includes a plurality of openings sized to allow one or more risers 113A and 113B (generally 113) to pass through and be separated from each other by a predetermined distance defined by the lattice structure. The guide tube 112 for a given riser 113 may be connected to the floating extension 110 by at least one leg 118, such as legs 118A and 118B. The guide tubes 112 are sized to allow the risers 113 to slide into them and provide support for the riser as it flexes. For example, the first riser guide tube 112A may be connected to the floating extension 110 in the first section at a non-vertical angle. The second riser guide tube 112B may be connected to the floating extension 110 in a second section, possibly at a different angle than the first guide tube 112A. In addition, the guide tube 112 may be connected to the riser guide structure 120 (shown in FIGS. 8 and 9) so that the riser 113 is slidably supported at the top of the extension as well. In general, the riser guide tube 113 will extend below the floating extension 110 at an angle to facilitate transition of the riser into a bail, free-sag bend, or other curved shape. For example, the angle may correspond to the normal angle that the riser shape naturally takes, that is, the guy line shape that is determined mathematically as the suspended riser naturally approaches the subsea production facility at the lower end of the riser. Aligning one or more guide tubes 112 may help align riser 113 with a bent shape. In some examples, the guide tube is capable of aligning the riser at at least a partial vertical angle. Other risers 113 may have other guide tubes 112 connected to the floating extension 110 in a similar manner. For example, a guide tube 112B is shown attached to the outer surfaces of the frame members of the floating extension 110 and capable of guiding the riser 113B to slide through it. The top 108 of the extension may further include an anchor yoke 116 such as a hawse, lug, or other structure for connection to anchor lines, including mooring lines or tension members. Anchor yoke 116 extends outward from the top of the extension and, for example, may be connected to the mooring line 114 of the extension.

[0047] Фиг.7А представляет собой схематичный вид сбоку плавучей морской платформы, соединенной с плавучей системой. Плавучая морская платформа 102 может быть соединена с верхней частью 108 плавучей надставки 110. Нижний конец райзера 113 может быть соединен с подводным добычным оборудованием 136, таким как оборудование устья скважины, концевая муфта трубопровода (pipe line end terminator - PLET), манифольд или другое оборудование, используемое для перекачки углеводородов. Райзер 113 может проходить через направляющую трубу 112, соединенную с плавучей надставкой 110 и верхней частью 108 надставки, до плавучей морской платформы 102. На плавучей морской платформе райзер может быть соединен по текучей среде (прямо или непрямо) в верхнем конце 124 райзера с оборудованием, чтобы позволять текучей среде протекать между райзером и оборудованием, таким как вентиль 128, который может находиться на фонтанной елке 126 или другом оборудовании на платформе.[0047] FIG. 7A is a schematic side view of a floating offshore platform connected to a floating system. The floating offshore platform 102 may be connected to the upper part 108 of the floating extension 110. The lower end of the riser 113 may be connected to subsea production equipment 136, such as a wellhead, pipe line end terminator (PLET), manifold, or other equipment. used to pump hydrocarbons. The riser 113 may extend through a guide tube 112 connected to the floating extension 110 and the extension top 108 to the floating offshore platform 102. to allow fluid to flow between the riser and equipment, such as valve 128, which may be on tree 126 or other equipment on the platform.

[0048] Фиг.7В представляет собой схематичный подробный общий вид плавучей платформы, отсоединенной от плавучей системы, показанной на фиг.4. Верхний конец 124 райзера 113 может быть отсоединен от вентиля 128 (или другого оборудования) и спущен с плавучей платформы 102 до плавучей надставки 110, например, до верхней части 108 надставки, если она предусмотрена, ниже плавучей платформы, при этом нижние части райзера могут быть опущены посредством скольжения через направляющую трубу 112 до участка ниже плавучей надставки 110 к морскому дну 132. Плавучая платформа 102 может быть перемещена на другое место, оставляя плавучую надставку 110 для поддержки райзера 113.[0048] FIG. 7B is a schematic detailed perspective view of a floating platform detached from the floating system shown in FIG. The top end 124 of the riser 113 may be disconnected from the valve 128 (or other equipment) and lowered from the floating platform 102 to the floating extension 110, for example, to the top 108 of the extension, if provided, below the floating platform, while the lower parts of the riser can be lowered by sliding through the guide tube 112 to below the floating extension 110 to the seabed 132. The floating platform 102 can be moved to another location, leaving the floating extension 110 to support the riser 113.

[0049] При необходимости, плавучая платформа 102 может быть возвращена обратно к верхней части 108 надставки и соединена с ней. Оборудование, такое как лебедки и тому подобное, может поднимать верхний конец 124 райзера 113 и соединять по текучей среде верхний конец с добычным оборудованием на плавучей платформе, таким как фонтанная елка 126 или вентиль 128.[0049] If necessary, the floating platform 102 can be returned back to the top 108 of the extension and connected to it. Equipment such as winches and the like can raise the top end 124 of the riser 113 and fluidly connect the top end to production equipment on a floating platform such as a Christmas tree 126 or valve 128.

[0050] В некоторых вариантах осуществления, может быть предпочтительно прикреплять один или более плавучих модулей 134 к райзеру 113. Например, глубина плавучей надставки может быть слишком мала, чтобы позволять райзеру 113 сохранять нормальную форму цепной оттяжки или другой надлежащий изгиб, который может перенапрягать райзер, когда райзер спускают с плавучей платформы до плавучей надставки. В других случаях плавучая платформа может иметь большую реакцию смещения, которая может перенапрягать райзер. Один или более таких плавучих модулей 134 могут быть предпочтительно использованы, для того чтобы поднимать райзер 113 выше морского дна 132 и способствовать предотвращению крутых изгибов и перенапряжения райзера, когда он изгибается относительно подводного добычного оборудования.[0050] In some embodiments, it may be preferable to attach one or more floating modules 134 to the riser 113. For example, the depth of the floating extension may be too shallow to allow the riser 113 to maintain a normal bobtail shape or other proper bend that could overstress the riser. when the riser is lowered from the floating platform to the floating extension. In other cases, the floating platform may have a large displacement response that may overstress the riser. One or more of these floating modules 134 may preferably be used to raise the riser 113 above the seabed 132 and help prevent the riser from sharp bends and overstressing as it bends relative to the subsea production facility.

[0051] Фиг.8 представляет собой схематичный вид сбоку другого примера плавучей системы. Множество из двух или более плавучих надставок, таких как плавучие надставки 110А и 110В, могут быть дополнительно использованы с верхней частью 108 надставки для перехода к соединению с плавучей морской платформой. Райзеры можно направлять в одной или более плавучих надставок и соответствующих трубах, как описано выше.[0051] FIG. 8 is a schematic side view of another example of a floating system. A plurality of two or more floating extensions, such as floating extensions 110A and 110B, may optionally be used with the extension top 108 to transition to a floating offshore platform connection. The risers may be guided in one or more floating extensions and associated pipes as described above.

[0052] Фиг.9 представляет собой схематичный вид сверху варианта осуществления плавучей системы. Плавучая надставка 110, например, в верхняя части 108 надставки, может содержать множество швартовых тросов 114, проходящих из якорных хомутов 116 вокруг периферии надставки. Швартовые тросы могут быть достаточно прочными, чтобы также поддерживать также швартовку плавучей платформы, соединенной с плавучей надставкой 110. Данный вариант осуществления может устранять отдельную швартовку плавучей платформы в дополнение к швартовке плавучей надставки. Примерная направляющая конструкция 120 для райзеров может предусматривать решетку для разнесения райзеров 113.[0052] Figure 9 is a schematic plan view of an embodiment of a floating system. The floating extension 110, for example, in the upper portion 108 of the extension, may include a plurality of mooring lines 114 extending from anchor collars 116 around the periphery of the extension. The mooring lines may be strong enough to also support the mooring of the floating platform connected to the floating extension 110. This embodiment may eliminate the separate floating platform mooring in addition to the floating extension mooring. An exemplary riser guide structure 120 may include a grid for spacing the risers 113.

[0053] Фиг.10 представляет собой схематичный вид сверху другого варианта осуществления плавучей системы. В данном варианте осуществления, плавучая надставка 110 может быть заякорена подходящими швартовыми тросами 114, например, из якорных хомутов 116, чтобы прежде всего поддерживать себя при отсоединении от плавучей платформы. Таким образом, вышеописанная плавучая платформа 102 может быть отдельно заякорена при соединении с плавучей надставкой.[0053] FIG. 10 is a schematic plan view of another embodiment of a floating system. In this embodiment, the floating extension 110 may be anchored with suitable mooring lines 114, such as anchor collars 116, to primarily support itself when detached from the floating platform. Thus, the above-described floating platform 102 can be separately moored when connected to a floating extension.

[0054] Фиг.11 представляет собой схематичный общий вид плавучей морской платформы для добычи углеводородов, соединенной с другим вариантом осуществления плавучей системы. Плавучая морская платформа 102 может представлять собой судно с башней 140, такое как FPSO. Башня 140 может быть соединена с плавучей надставкой 110 одним или более вариантов. В некоторых вариантах осуществления, судно с башней может быть соединено с возможностью удаления с плавучей надставкой 110 c дополнительно верхней частью 108 надставки. Судно с башней может быть отсоединено от плавучей надставки и перемещено на другое место, как описано выше. В других вариантах осуществления, судно с башней 140 может быть соединено с плавучей надставкой 110. Судно может быть отсоединено от башни (и плавучей надставки), при этом башня обычно может быть в достаточной степени опущена вместе с плавучей надставкой, чтобы обеспечить промежуток для перемещения судна, и судно может быть перемещено на другое место без башни.[0054] FIG. 11 is a schematic perspective view of a floating offshore hydrocarbon production platform coupled to another embodiment of the floating system. The floating offshore platform 102 may be a vessel with a turret 140, such as an FPSO. The tower 140 may be connected to the floating extension 110 in one or more ways. In some embodiments, the tower vessel may be removably coupled to a floating extension 110 with an additional extension top 108. The turret vessel can be detached from the floating extension and moved to another location as described above. In other embodiments, the vessel with the tower 140 may be connected to the floating extension 110. The vessel may be detached from the tower (and the floating extension), and the tower can usually be sufficiently lowered along with the floating extension to provide clearance for the vessel to move. , and the ship can be moved to another location without a turret.

[0055] Упомянутая система может включать швартовые тросы 114, соединенные с плавучей надставкой (или плавучей надставкой и башней), как описано выше. Райзеры 113 могут быть подсоединены с возможностью скольжения в направляющих трубах 112 и проходят от платформы через плавучую надставку до подводного оборудования под платформой.[0055] Said system may include mooring lines 114 connected to a floating extension (or floating extension and tower) as described above. The risers 113 may be slidably connected in guide tubes 112 and extend from the platform through the floating extension to the subsea equipment below the platform.

[0056] Другие и дополнительные варианты осуществления, использующие один или более аспектов вышеописанных изобретений, могут быть придуманы без отхода от раскрытого изобретения, определяемого формулой изобретения. Например, возможны разные формы верхних частей надставок и плавучих надставок и другие изменения в пределах объема формулы изобретения, и другие варианты.[0056] Other and additional embodiments using one or more aspects of the inventions described above may be devised without departing from the disclosed invention as defined by the claims. For example, different shapes of tops of extensions and floating extensions and other variations are possible within the scope of the claims, and other variations.

[0057] Изобретение описано в контексте предпочтительных и других вариантов осуществления и описан не каждый вариант осуществления. Очевидные модификации и изменения в описанных вариантах осуществления являются доступными для специалистов в данной области техники. Раскрытые и нераскрытые варианты осуществления не ограничивают объем или применимость изобретения, предложенного заявителем, а точнее, в соответствии с патентным законодательством, заявитель намерен полностью охранять права на все такие модификации и усовершенствования, которые находятся в пределах объема и диапазона эквивалентов приведенных ниже пунктов формулы изобретения.[0057] The invention has been described in the context of preferred and other embodiments, and not every embodiment has been described. Obvious modifications and changes to the described embodiments are available to those skilled in the art. The disclosed and undisclosed embodiments do not limit the scope or applicability of the invention proposed by the applicant, but rather, in accordance with patent law, the applicant intends to fully protect the rights to all such modifications and improvements that fall within the scope and range of equivalents of the following claims.

Claims

1. A floating system capable of being detached from a floating offshore platform, comprising:

floating extension having buoyancy and made with the possibility of detachable connection with a floating offshore platform; and

a first guide tube connected to the floating extension and configured to allow the rigid part of the riser to pass through the guide tube alternatively between a first level below the floating offshore platform and a higher second level near the floating offshore platform and capable of allowing the rigid part of the riser to be lowered to the first level in height below the floating offshore platform, while sliding through the first guide tube on the floating extension.

2. The system of claim. 1, in which the floating extension contains the upper part of the extension.

3. The system of claim. 2, in which the upper part of the extension is configured to impart buoyancy to the floating extension.

4. The system according to claim. 1, in which the floating extension contains elements with buoyancy.

5. The system of claim. 1, in which the floating extension contains a truss structure designed to allow water to flow laterally through the floating extension.

6. The system of claim 1 wherein the floating extension is configured to guide the rigid portion of the riser at a non-vertical angle independent of the tubular section, arch support, and riser flexible connection.

7. The system of claim 1, wherein the system further comprises a riser, the riser being a rigid riser from subsea production equipment to be connected to the floating offshore platform.

8. The system according to claim. 1, further comprising a second guide tube connected to the floating extension at a different angle than the angle of the first guide tube.

9. The system of claim. 1, further comprising a floating module, made with the possibility of connection with the riser at a height level below the floating extension.

10. The system of claim. 1, further comprising a plurality of mooring lines connected to the floating extension and configured to anchor the floating platform when the floating platform is connected to the floating extension.

11. The system of claim. 1, in which the system further comprises a riser, and the riser contains at least one flexible part below the floating extension.

12. The system of claim. 1, in which the floating extension contains a guiding structure for guiding a plurality of risers.

13. A floating platform connected to the floating system of claim 1, wherein the floating platform comprises topsides with a valve, the riser from the floating top being fluidly connected to the valve.

14. A floating platform coupled to the floating system of claim 1, wherein the floating platform comprises tree tops, the riser from the floating top being fluidly coupled to the tree.

15. A method of using a floating offshore platform with a floating system comprising a floating extension and a first guide tube connected to the floating extension and configured to move the rigid part of the riser through the guide tube alternatively between a first level in height below the floating offshore platform and a higher second level in height. at a height near the floating platform, and wherein the riser is connected by means of a guide tube on the floating extension to the floating platform, the method comprising the steps of:

disconnecting the riser from the floating platform;

provide the possibility of lowering the rigid part of the riser to the first level in height below the floating offshore platform, while sliding along the first guide pipe on the floating extension;

disconnecting the floating platform from the floating extension with the riser remaining on the floating extension; and

moving the floating platform to another place, different from the place of the floating extension.

16. The method of claim 15, wherein allowing the riser to slide along the first guide tube on the floating extension includes allowing the rigid portion of the riser to drop below the floating extension at a non-vertical angle, independent of the tubular section, arch support, and flexible connection for the riser.