RU2064553C1

RU2064553C1 - Immersed movable caisson provided with ice resistance for sea oil well drilling in arctic

Info

Publication number: RU2064553C1
Application number: RU93005349A
Authority: RU
Inventors: А.Скотт Вилльям
Original assignee: Аллен Бредфорд Рисорсез Инк.
Priority date: 1993-02-15
Filing date: 1993-03-01
Publication date: 1996-07-27

Abstract

FIELD: mining in Ocean with complex ice conditions. SUBSTANCE: caisson includes a structure formed by immovable vertical front, lateral and back walls. A pool is provided inside the caisson. The caisson has decks. Upper deck is placed over water level when in immersed position. Inclined section at outer surface is provided that is above or over water level when in immersed position to guide incoming ice upwards. Cut is originated in caisson back wall. Caisson height is more than Ocean depth. The caisson is provided with a base in the form of support and bottom placed along caisson perimeter under its walls. The bottom is made of solid reinforced building material. The caisson is provided also with input gate installed in back wall cut. Lower part of the cut is restricted with the base, and internal walls too. The decks are placed between internal and external walls. Outer surface of the caisson is reinforced to withstand forces allied by floating ice. Height of caisson walls is adequate to ward off maximum design wave when in immersed position. Ballast compartments are provided in caisson base and between internal and external walls. Majority of a compartment is under water level when in immersed position. Upper deck provided along each side has at least one equipment hole for drilling and/or production. Each lateral side of caisson circular support is provided with a system of drill shafts passing through it. The shafts are matched with appropriate equipment hole. Caisson base is placed so about upper deck as to provide entrance and exit of drill and/or production oil rigs when in floating position with closed gate. EFFECT: high efficiency. 15 cl, 20 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а более точно касается погружного передвижного кессона, обладающего ледовым сопротивлением и предназначенного для использования в акватории открытого океана со сложными ледовыми условиями, не обладающими ледовым сопротивлением передвижных морских буровых и нефтедобывающих установок. The invention relates to the oil industry, and more specifically relates to a submersible mobile caisson with ice resistance and intended for use in the open ocean with difficult ice conditions that do not have ice resistance of mobile offshore drilling and oil production facilities.

Арктические морские районы рассматриваются как последний рубеж гигантского проекта развития месторождений нефти и газа. Там находятся обширные нетронутые нефтеносные районы, простирающиеся от Канады и американского моря Бофорта вокруг Северного полярного круга и далее по нефтеносным районам России. В этих районах наблюдалась значительная активность, однако, была осуществлена незначительная добыча в открытом море. Отсутствие добычи в этой области обусловлено главным образом капиталловложениями, чтобы обеспечить добычу на фоне снижающихся в настоящее время цен на нефть. Поэтому, любая разработка месторождения в Арктике продолжает оставаться неэкономичной. Однако, существующие залежи в Арктике делают их разработку стоящим делом. Учитывая способ, которым обычные морские буровые и эксплуатационные системы адаптируются к более низким ценам на нефть, настало время разработать экономически выгодный подход к изыскательским работам, бурению и добыче нефти из морских нефтяных скважин в Арктике. Arctic marine areas are seen as the final frontier of a gigantic oil and gas development project. There are vast untouched oil-bearing regions extending from Canada and the American Beaufort Sea around the Arctic Circle and further through the oil-bearing regions of Russia. Significant activity was observed in these areas, however, insignificant production was made in the open sea. The lack of production in this area is mainly due to capital investments in order to ensure production against the background of declining oil prices. Therefore, any development of a field in the Arctic continues to be uneconomical. However, existing deposits in the Arctic make their development worthwhile. Given the way that conventional offshore drilling and production systems adapt to lower oil prices, it is time to develop a cost-effective approach to exploration, drilling, and oil production from offshore oil wells in the Arctic.

При подходах, применяющихся не в арктических районах морского бурения и добычи, интерес может представить тот факт, чтобы сделать эти проекты экономически выгодными. Эти подходы могут быть реализованы в виде подводных опорных плит для бурения, бурения с помощью тендерного судна /БТС/ и самоподъемных платформ устьевого оборудования. Концепция подводных опорных плит для бурения работает достаточно успешно в открытом море, однако, она будет неприемлема в Арктике в виде потенциальных проблем, обусловленных размыванием льда на дне моря и последующих ударов об опорную плиту. Кроме того, этот подход не стыкуется с очень ограниченным сезоном бурения в Арктике, который может составлять порядка 100-120 дней. За этот период в лучшем случае можно пробурить и завершить две неглубокие скважины, тогда как фактически для разработки месторождения может потребоваться от 20 до 40 скважин. With approaches that are not used in the Arctic areas of offshore drilling and production, it may be of interest to make these projects economically viable. These approaches can be implemented in the form of submarine base plates for drilling, drilling using a tender vessel / BPS / and self-lifting platforms of wellhead equipment. The concept of underwater base plates for drilling works quite successfully in the open sea, however, it will be unacceptable in the Arctic in the form of potential problems due to erosion of ice at the bottom of the sea and subsequent impacts on the base plate. In addition, this approach does not fit with a very limited drilling season in the Arctic, which can be on the order of 100-120 days. During this period, at best, two shallow wells can be drilled and completed, while in fact, 20 to 40 wells may be required to develop a field.

Бурение с помощью тендерного судна устраняет проблемы, связанные с буровым оборудованием, расположенным на эксплуатационных платформах. Однако, эти системы не пригодны для использования в Арктике, так как они очень чувствительны к ледовому давлению. Drilling with a tender vessel eliminates the problems associated with drilling equipment located on production platforms. However, these systems are not suitable for use in the Arctic, as they are very sensitive to ice pressure.

Самоподъемные платформы устьевого оборудования, являющиеся разновидностью бурения с помощью тендерного судна, пригодны для мелководья и районов с благоприятной окружающей средой. Хотя эти системы являются экономичными, однако, они чувствительны к воздействию льда и не пригодны для использования в незащищенном виде в Арктике. Self-lifting platforms of wellhead equipment, which are a type of drilling using a tender vessel, are suitable for shallow water and areas with a favorable environment. Although these systems are economical, however, they are sensitive to the effects of ice and are not suitable for use in unprotected form in the Arctic.

Попытки достичь круглогодичного бурения и эксплуатации до некоторой степени были удовлетворены пятью основными системами, которые либо уже не используются, либо имеют ограниченное применение:
1. ледяные острова;
2. убыточные береговые острова;
3. буровые суда усиленного ледового класса;
4. острова, удерживаемые с помощью неглубоких кессонов;
5. передвижные глубокие кессоны для Арктики.Attempts to achieve year-round drilling and operation were to some extent satisfied with five major systems that are either no longer in use or have limited use:
1. ice islands;
2. unprofitable coastal islands;
3. Drilling vessels of reinforced ice class;
4. islands held by shallow caissons;
5. mobile deep caissons for the Arctic.

Ледовые острова имеют очень ограниченное применение, в частности, на глубинах не более 15 м. Общая проблема для ледовых островов заключается в их тенденции к разрушению, и, следовательно, в проблеме поддержания устойчивости ледяной платформы в летние месяцы. Убыточные береговые острова возможны на глубинах от 15 до 20 м. Такие острова являются очень дорогостоящими при их создании и не обладают никакой подвижностью, кроме как того, что может возникнуть потребность в перемещении бурового и/или эксплуатационного оборудования. Кроме того, небольшой уклон в конструкции острова создает проблему с набегающими волнами, в результате чего необходимо постоянно укреплять остров. Могут использоваться буровые суда усиленного ледового класса, однако, они предназначены или для полномасштабного арктического бурения или развитию добычи. Такие установки почти целиком посвящены разведке или эксплуатационному бурению и не имеют практического применения в качестве эксплуатационных установок. Удерживаемые мелкими кессонами острова представляют собой другое возможное решение, однако, они как и убыточные прибрежные острова, подвержены потенциально волновой эрозии. Они также не обладают эффективной конструкцией подводного борта и, как результат, имеют ограниченное применение. Ice islands have very limited use, in particular, at depths of not more than 15 m. A common problem for ice islands is their tendency to destruction, and, therefore, the problem of maintaining the stability of the ice platform in the summer months. Unprofitable coastal islands are possible at depths of 15 to 20 m. Such islands are very expensive to create and do not have any mobility, except that there may be a need to move drilling and / or production equipment. In addition, a slight slope in the construction of the island creates a problem with incident waves, as a result of which it is necessary to constantly strengthen the island. Reinforced ice class drilling vessels may be used, however, they are intended either for full-scale Arctic drilling or development of production. Such installations are almost entirely devoted to exploration or production drilling and do not have practical application as production installations. The islands held by small caissons are another possible solution, however, they, like unprofitable coastal islands, are subject to potentially wave erosion. They also do not have an effective underwater structure and, as a result, have limited use.

Глубоководные передвижные арктические кессоны нашли до некоторой степени применение при бурении и/или добыче в Арктике. Такие устройства могут работать на глубинах от 40 до 50 м, но предпочтительно в пределах 20 м. Такие устройства являются очень крупными и обычно сочетают бурение с ограниченной способностью пробной эксплуатации. Однако, пространство, занимаемое буровыми системами, является постоянным и составляет порядка 50% от имеющейся площади палубы, в результате чего после завершения бурения это пространство теряется для дальнейшего использования. Deep-sea mobile Arctic caissons have found some application in drilling and / or production in the Arctic. Such devices can operate at depths of 40 to 50 m, but preferably within 20 m. Such devices are very large and usually combine drilling with limited trial operation. However, the space occupied by the drilling systems is constant and makes up about 50% of the available deck area, as a result of which, after completion of drilling, this space is lost for further use.

Примеры установок такого типа существуют. Ледовые конструкции описаны в патенте США N 4.699.545. Ледовый остров возводится путем распыления воды. Однако, учитывая размер создаваемого ледяного острова, эта процедура является очень продолжительной при условии, что применяется она только зимой. Другой способ создания крупных масс льда, который может использоваться при морском бурении, описан в патенте США N 4.431.346. В патенте США N 4.596.291 описывается плавучая полупогружная буровая платформа, предназначенная для бурения нефтяных скважин. Буровая установка является до некоторой степени подвижной на платформе, чтобы осуществлять бурение из различных мест. Система защищена от льда путем монтажа платформы на погружном понтоне, который может быть выполнен из бетона. С наступлением зимы система поднимается и ее бетонная часть противостоит ударам льда. Для защиты буровой системы в зимние месяцы она может помещаться в одну из колонн, соединенную с понтонной частью, тем самим защищая буровую систему от льда в зимние месяцы. Очевидно, однако, что эта система будет иметь ограниченное использование в районах с тяжелым льдом, как например, в Арктике. Другой вид передвижного полупогружного кессона для использования при бурении скважин описан в патенте США N 5.098.219. Эта система включает погружение кессона под воду, при этом буровая система находится внутри кессона. Экипаж всегда находится внутри кессона, где он перемещается в свои жилые помещения и из них с помощью подъемников. Эта конечно не способствует проведению продолжительного бурения из-за погруженного характера системы. Examples of installations of this type exist. Ice structures are described in US Pat. No. 4,699,545. The ice island is being built by spraying water. However, given the size of the ice island being created, this procedure is very lengthy provided that it is used only in winter. Another method for creating large masses of ice that can be used in offshore drilling is described in US Pat. No. 4,431,346. US Pat. No. 4,596,291 describes a semi-submersible floating drilling platform for drilling oil wells. The rig is somewhat mobile on the platform to drill from various locations. The system is protected from ice by mounting the platform on a submersible pontoon, which can be made of concrete. With the onset of winter, the system rises and its concrete part resists impacts of ice. To protect the drilling system in the winter months, it can be placed in one of the columns connected to the pontoon part, thereby protecting the drilling system from ice in the winter months. Obviously, however, this system will have limited use in areas with heavy ice, such as in the Arctic. Another type of mobile semi-submersible caisson for use in well drilling is described in US Pat. No. 5,098,219. This system includes immersion of the caisson under water, while the drilling system is located inside the caisson. The crew is always inside the caisson, where he moves to and from his living quarters using lifts. This, of course, is not conducive to continuous drilling due to the submerged nature of the system.

Полупогружная эксплуатационная система описана в патенте Великобритании N 2.185.446. Система выполнена в виде восьмиугольника, который образует прочную коробчатую конструкцию, окружающую ряд производственных палуб. Однако, эта система связана троcами и, следовательно, не пригодна для использования в Арктике. Кроме того, здесь почти не уделено внимания конструкции подводного корпуса понтона. A semi-submersible operating system is described in British Patent N 2,185,446. The system is made in the form of an octagon, which forms a solid box-like structure surrounding a number of production decks. However, this system is connected by cables and, therefore, is not suitable for use in the Arctic. In addition, there is almost no attention paid to the design of the underwater pontoon body.

Плавучие кессоны, способные погружаться и располагаться на дне океана и пригодные для использования в Арктике, описаны в патенте России N 1.700.138 и канадском патенте N 1.178.812. В соответствии с русским патентом конструкция имеет круглую форму, усиленную по ее периметру и заполненную наполняющим материалом для стабилизации балластированной конструкции. Аналогично кессон по канадскому патенту балластируется для размещения его на дне океана и затем его центральная часть заполняется наполняющим материалом, который поддерживается в незамороженном состоянии. Периметр кессона образует опору, на которой выполняется несущая палуба. Бурение и добыча могут осуществляться с рабочей палубы. Периметр или окружность кессона выполняется с наклонной поверхностью, обеспечивающей движение льда вверх, его разрушение и падение в сторону от кессона. Кессон, находясь в положении, обеспечивает круглогодичное бурение и в любой момент, когда Арктика становится достаточно свободной от ледяного покрова, может всплывать и перемещаться в другое место. Однако в процессе своего использования система может применяться или для эксплуатационного бурения, или для бурения и добычи с последующим увеличением капитальных вложений. Floating caissons, capable of sinking and located on the bottom of the ocean and suitable for use in the Arctic, are described in Russian patent N 1.700.138 and Canadian patent N 1.178.812. In accordance with the Russian patent, the design has a circular shape, reinforced around its perimeter and filled with filling material to stabilize the ballast structure. Similarly, according to the Canadian patent, the caisson is ballasted to place it on the ocean floor and then its central part is filled with filling material, which is maintained in an unfrozen state. The perimeter of the caisson forms the support on which the supporting deck is run. Drilling and production can be carried out from the working deck. The perimeter or circumference of the caisson is made with an inclined surface that provides ice movement upward, its destruction and fall away from the caisson. The caisson, being in position, provides year-round drilling and at any time when the Arctic becomes sufficiently free from ice cover, it can float and move to another place. However, in the process of its use, the system can be used either for production drilling, or for drilling and production, followed by an increase in capital investments.

До некоторой степени требования, предъявляемые к буровым и эксплуатационным устройствам, удовлетворялись известными устройствами, в частности, погружным кессоном по канадскому патенту N 1.178.812. Однако капитальные вложения, связанные с этим типом конструкции кессона, требующей своей собственной буровой и/или эксплуатационной установки, остаются по-прежнему слишком большими, делающими поэтому ее использование неэкономичным в условиях Арктики для эксплуатации нефтяной скважины. To some extent, the requirements for drilling and production devices were met by well-known devices, in particular, a submersible caisson according to Canadian patent N 1.178.812. However, the capital investments associated with this type of caisson construction, requiring its own drilling and / or production installation, are still too large, which makes its use uneconomical in the Arctic for the operation of an oil well.

В патенте США N 4.786.210 раскрыт погружной передвижной кессон, обладающий ледовым сопротивлением и предназначенный для использования в акватории открытого океана со сложными ледовыми условиями не обладающих ледовым сопротивлением передвижных морских буровых и нефтедобывающих установок. Он включает образованную неподвижными вертикальными передней, боковыми и задней стенками конструкцию с бассейном внутри нее, с палубами, верхняя из которых расположена выше уровня воды в погруженном положении кессона, с наклонным участком на наружной поверхности конструкции, размещенным в погруженном положении кессона выше и ниже уровня воды для направления вверх движущегося на кессон льда и с вырезом в задней стенке. Высота кессона превышает глубину океана в месте погружения. US Pat. No. 4,786,210 discloses a submersible mobile caisson having ice resistance and intended for use in open sea waters with difficult ice conditions of non-ice resisting mobile offshore drilling and oil production facilities. It includes a structure formed by fixed vertical front, side and rear walls with a pool inside it, with decks, the upper of which is located above the water level in the submerged position of the box, with an inclined section on the outer surface of the structure, located in the submerged position of the box above and below the water level for upward movement of ice moving on a caisson and with a cutout in the rear wall. The height of the caisson exceeds the depth of the ocean at the dive site.

Однако вышеописанный кессон не способен противостоять большим разрушающим усилиям в течение всей арктической зимы из-за отсутствия у него полного основания и четырех сторон. Лед будет заходить в бассейновую честь кессона и разрушать ее внутреннюю часть в суровые зимние периоды. Поэтому в этих условиях невозможно будет поддерживать воду в бассейне незамерзающей и избежать разрушений. However, the caisson described above is not able to withstand large destructive efforts throughout the Arctic winter due to the lack of a full base and four sides. The ice will go into the basin honor of the caisson and destroy its interior during severe winter periods. Therefore, under these conditions it will be impossible to maintain the water in the pool non-freezing and to avoid damage.

Техническим результатом настоящего изобретения является устранение вышеуказанных недостатков. The technical result of the present invention is to eliminate the above disadvantages.

Этот технический результат достигается тем, что погружной передвижной кессон, обладающий ледовым сопротивлением, предназначенный для использования в акватории открытого океане со сложными ледовыми условиями не обладающих ледовым сопротивлением передвижных морских буровых и нефтедобывающих установок и включающий образованную неподвижными вертикальными передней, боковыми и задней стенками конструкцию с бассейном внутри нее, с палубами, верхняя из которых расположена выше уровня воды в погруженном положении кессона, с наклонным участком на наружной поверхности конструкции, размещенным в погруженном положении кессоне выше и ниже уровня воды для направления вверх движущегося не кессон льда и с вырезом в задней стенке, причем высота кессона превышает глубину океана в месте погружения, согласно изобретению кессон снабжен основанием в виде размещенной по периметру кессона под его стенками окружной опоры и днища, выполненных из сплошного армированного строительного материала, входным затвором, установленным в вырезе, нижняя часть которого ограничена основанием, и внутренними стенками, установленными по периметру кессона и на входном затворе с образованием зазора между наружными и внутренними стенками, при этом палубы размещены между внутренними и наружными стенками, наружная поверхность кессона армирована для противостояния разрушающим усилиям плавающего в океане льда, стенки кессона выполнены с высотой, достаточной для отражения максимальной расчетной волны при погруженном положении кессона, в основании кессона и между внутренними и наружными стенками выполнены балластные отсеки, большая часть каждого из которых расположена ниже уровня воды в погруженном положении кессона, верхняя палуба вдоль каждой из боковых сторон имеет по меньшей мере один люк для бурения и/или добычи, каждая из боковых частей окружной опоры кессона выполнена с проходящей вертикально через нее системой буровых шахт, совмещенных с соответствующим люком, а основание кессона размещено относительно верхней палубы на расстоянии, обеспечивающем вход и выход морских буровых и/или нефтедобывающих установок в плавающем положении кессона при открытом затворе. This technical result is achieved by the fact that the submersible mobile caisson with ice resistance, designed for use in the open ocean with difficult ice conditions, ice-free mobile drilling rigs and oil producing rigs and including a structure formed by fixed vertical front, side and rear walls with a pool inside it, with decks, the upper of which is located above the water level in the submerged position of the caisson, with inclined on the outer surface of the structure, placed in a submerged position of the caisson above and below the water level to direct the ice moving not on the caisson and with a cutout in the rear wall, and the height of the caisson exceeds the depth of the ocean at the place of immersion, according to the invention, the caisson is provided with a base in the form of a perimeter a caisson under its walls of the circumferential support and the bottom, made of a continuous reinforced building material, with an entrance shutter installed in a cutout, the lower part of which is limited by the base, and inside The walls are installed along the perimeter of the caisson and on the inlet gate with the formation of a gap between the outer and inner walls, while the decks are placed between the inner and outer walls, the outer surface of the caisson is reinforced to withstand the destructive forces of ice floating in the ocean, the walls of the caisson are made with a height sufficient To reflect the maximum calculated wave when the caisson is immersed, ballast compartments are made in the base of the caisson and between the inner and outer walls, most of each of which is located below the water level in the immersed position of the caisson, the upper deck along each of the sides has at least one hatch for drilling and / or production, each of the side parts of the circumferential support of the caisson is made with a system of drill shafts running vertically through it with a corresponding hatch, and the base of the caisson is placed relative to the upper deck at a distance that provides the entrance and exit of offshore drilling and / or oil production units in the floating position of the caisson with the shutter open.

Передвижной кессон, выполненный согласно настоящему изобретению, обеспечивает следующее:
1. быстрое достижение первой даты добычи нефти;
2. легкое строительство, установку и присоединение арматуры;
3. использование преобразуемых передвижных морских буровых установок;
4. разделение буровых и эксплуатационных функций по желанию;
5. потенциальное использование законсервированных скважин;
6. применение спаренных буровых установок, что невозможно на других передвижных кессонах, с дополнительным преимуществом, заключающемся в возможности бурения вспомогательной скважины;
7. сведение к минимуму ударной нагрузки бурового оборудования на конструкцию платформы;
8. бурение нескольких скважин благодаря отдельным опорным плитам, т.е. многощелевое бурение;
9. независимую систему;
10. экспорт добытой нефти;
11. возможность перемещения в любой требуемый район Арктики.A mobile caisson made according to the present invention provides the following:
1. The rapid achievement of the first date of oil production;
2. easy construction, installation and connection of fittings;
3. use of convertible mobile offshore drilling rigs;
4. separation of drilling and production functions as desired;
5. potential use of suspended wells;
6. the use of paired drilling rigs, which is impossible on other mobile caissons, with the additional advantage of the possibility of drilling an auxiliary well;
7. minimizing the shock load of drilling equipment on the platform structure;
8. drilling of several wells thanks to separate base plates, i.e. multi-slit drilling;
9. an independent system;
10. export of extracted oil;
11. The ability to move to any desired region of the Arctic.

Другие аспекты настоящего изобретения и его преимущества станут более понятными из последующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых: фиг.1 изображает перспективный вид погружного передвижного кессона в cooтветствии с настоящим изобретением; фиг.2 изображает передвижной кессон, показанный на фиг.1 со стороны заднего затвора; фиг.3 изображает вид сбоку кессона, показанного на фиг.2, балластированного для его установки на дно океана; фиг.4 изображает перспективный вид передвижного кессона согласно настоящему изобретению, показывающий дополнительные детали окружной конструкции рабочей палубы и отсеков для балласта и хранения; фиг.5 изображает схематически процесс бурения четырех законсервированных скважин с помощью передвижных морских буровых установок; фиг.6 изображает в увеличенном масштабе вид опорной плиты пробуренных законсервированных скважин с бетонным бункером, выполненным в дне океана; фиг.7 изображает вид сверху двух расположенных на расстоянии друг от друга опорных плит с местами расположений промежуточных скважин; фиг.8 изображает перспективный вид передвижного кессона согласно настоящего изобретения, приближающего к законсервированным скважинам, над которыми должен разместиться кессон; фиг.9 изображает вид в сечении, выполненном по буровой шахте кессона, имеющей наклонные кромки, гарантирующие, что нагрузки при установке кессона будут расходиться в стороны от основной зоны бетонного бункера, тем самым гарантируя ему минимальную помеху; фиг.10 изображает частичное сечение задней части кессона с затвором в плавающем положении, удаленном от кессона; фиг.11 изображает частичное сечение задней части кессона с затвором, балластированным в закрытом положении на кессоне; фиг.12 изображает вид сверху в плане кессона с передвижной морской буровой установкой внутри его периметра, защищенной от окружающей среды, и с передвижной морской буровой установкой, разгружающей буровое оборудование на рабочую платформу кессона; фиг.13 изображает перспективный вид кессона, имеющего два буровых устройства, установленных в положение над соответствующими буровыми шахтами, а оставшиеся две передвижные морские буровые установки покидают место с наступлением зимы. фиг.14 изображает размещение подвижной морской буровой установки, производящей бурение на боковой стороне кессона для получения дополнительных скважин в процессе эксплуатации; фиг.15 изображает вход в кессон через открытые задний затвор чувствительной к воздействию льда полупогружной эксплуатационной системы; фиг.16 изображает вид сбоку, показывающий эксплуатационную систему, находящуюся внутри кессона и защищенную от окружающей среды, с самоподъемной установкой, приближающейся к кессону; фиг.17 изображает самоподъемную установку, показанную на фиг. 14 в положении рядом с кессоном для осуществления дополнительного бурения, при продолжении добычи в кессоне; фиг.18 изображает вид сбоку кессона с буровой вышкой в положении на платформе, при этом боковые панели буровой вышки, направленные внутрь кессона, ослаблены относительно других панелей так, что при фонтанировании внутренние панели освобождаются, направляя нефть внутрь кессона для сдерживания и отделения от воды; фиг.19 изображает нефтяной танкер для приема нефти с передвижного кессона; фиг.20 изображает перспективный вид, показывающий выгрузку нефти из передвижного кессона в нефтяной танкер. Other aspects of the present invention and its advantages will become clearer from the following detailed description with reference to the drawings, in which: FIG. 1 depicts a perspective view of a submersible traveling box in accordance with the present invention; figure 2 depicts a mobile caisson, shown in figure 1 from the side of the rear shutter; figure 3 depicts a side view of the caisson shown in figure 2, ballasted for installation on the ocean floor; figure 4 depicts a perspective view of a mobile caisson according to the present invention, showing additional details of the circumferential structure of the working deck and compartments for ballast and storage; 5 depicts schematically the process of drilling four mothballed wells using mobile offshore drilling rigs; Fig.6 depicts on an enlarged scale a view of the base plate of drilled canned wells with a concrete bunker made in the ocean floor; Fig.7 depicts a top view of two located at a distance from each other support plates with locations of intermediate wells; Fig.8 depicts a perspective view of a mobile caisson according to the present invention, closer to the canned wells, over which the caisson should be placed; Fig.9 depicts a sectional view taken along the caisson drill shaft having inclined edges, ensuring that the loads when installing the caisson will diverge away from the main zone of the concrete hopper, thereby guaranteeing minimal interference; figure 10 depicts a partial section of the rear of the caisson with a shutter in a floating position, remote from the caisson; 11 depicts a partial cross-section of the rear of the caisson with a shutter ballasting in the closed position on the caisson; 12 is a top plan view of a caisson with a mobile offshore drilling rig inside its perimeter protected from the environment and with a mobile offshore drilling rig unloading drilling equipment onto a working caisson platform; Fig.13 depicts a perspective view of a caisson having two drilling devices installed in a position above the corresponding drilling shafts, and the remaining two mobile offshore drilling rigs leave the place with the onset of winter. Fig.14 depicts the placement of a mobile offshore drilling rig, producing drilling on the side of the caisson to obtain additional wells during operation; Fig depicts the entrance to the caisson through the open rear gate of an ice-sensitive semi-submersible operating system; Fig. 16 is a side view showing an operating system located inside the caisson and protected from the environment, with a self-elevating installation approaching the caisson; FIG. 17 shows the self-elevating installation shown in FIG. 14 in the position next to the caisson for additional drilling, while continuing production in the caisson; Fig. 18 is a side view of a caisson with a derrick in a platform position, while the side panels of the derrick directed into the caisson are loosened relative to other panels so that, when flowing, the inner panels are released, directing oil inside the caisson to contain and separate from water; Fig. 19 shows an oil tanker for receiving oil from a mobile caisson; FIG. 20 is a perspective view showing the discharge of oil from a mobile caisson to an oil tanker.

Погружной передвижной кессон 10, показанный на фиг.1, находится в плавающем положении, когда он буксируется с помощью буксира 12, соединенного с ним буксировочными тросами 14. У кессона, находящегося на плаву, его задний затвор может быть открыт для обеспечения входа 16 в бассейн 18 кессона 10. Однако при буксировке кессона затвор находится в положении, чтобы закрыть бассейн 16, как показано на фиг.1, где затвор 60 /частично/ закрывает заднюю часть кессона. Кессон 10 имеет противостоящие боковые стенки 20 и 22, соединенные с помощью передней стенки 24. Задняя стенка имеет части 26 и 28, между которыми располагается затвор, завершающий периметр конструкции кессона. Противостоящие боковые стенки, передняя и задняя стенки соединены угловыми частями для образования по существу четырехстороннего кессона, имеющего выполненные под углом угловые части 30, 32, 34 и 36. Периметр кессона является опорой для U-образной рабочей палубы 38, имеющей переднюю часть 40 и противостоящие боковые части 42 и 44 /фиг.12/. На каждой стороне рабочей платформы расположена опорная плита 46 и 48, которая определяет бурение и консервацию эксплуатационных скважин с помощью соответствующей буровой установки. The submersible mobile caisson 10 shown in FIG. 1 is in a floating position when it is towed by a tugboat 12 connected to it by tow cables 14. With the caisson afloat, its rear shutter can be opened to allow entry 16 into the pool 18 of the box 10. However, when towing the box, the shutter is in a position to close the pool 16, as shown in FIG. 1, where the shutter 60 / partially / closes the back of the box. The box 10 has opposing side walls 20 and 22 connected by a front wall 24. The back wall has parts 26 and 28, between which there is a shutter that completes the perimeter of the box design. The opposing side walls, the front and rear walls are connected by angular parts to form a substantially four-sided caisson having angled corner parts 30, 32, 34 and 36. The perimeter of the caisson is a support for the U-shaped working deck 38 having the front part 40 and opposing side parts 42 and 44 / Fig. 12/. On each side of the working platform there is a base plate 46 and 48, which determines the drilling and conservation of production wells using an appropriate drilling rig.

Передние угловые части 30 и 32 снабжены верхней секцией 48 и 50, которые могут шарнирно откидываться наружу для обеспечения доступа к передним частям боковых палуб 42 и 44 и передней палубе 40 для загрузки самоподъемной буровой установки, как будет описано ниже со ссылками на фиг.12. The front corner portions 30 and 32 are provided with an upper section 48 and 50, which can be pivotally swiveled outward to provide access to the front portions of the side decks 42 and 44 and the front deck 40 for loading a jack-up rig, as will be described below with reference to FIG. 12.

Высота кессона является такой, чтобы обеспечить бурение/добычу в открытом море, а когда кессон находится в погруженном положении, как показано на фиг.3, то приемлемые глубины составляют порядка до 50 м Берма или аналогичный фундамент может выполняться для поддержания кессона, когда он погружен на большую глубину. The height of the caisson is such as to allow drilling / production in the open sea, and when the caisson is in a submerged position, as shown in Fig. 3, then acceptable depths are of the order of 50 m. to a great depth.

На фиг. 2 показан кессон 10, находящийся на плаву, при глубине океана, составляющей от 10 до 50 м и обозначенной буквой Д. Кессон 10 в плавающем небалластированном состоянии находится на высоте Н над дном 52 океана. Уровень воды L может находиться выше поверхности 54 основания 56 кессона. Высота воды в бассейне 16, как обозначено буквой Z, может составлять 3-5 м. Будет очевидно, что в зависимости от плавучего положения кессона высота Z уровня воды в бассейне 16 будет изменяться. Необходимость изменения этой высоты станет понятна при рассмотрении перемещения передвижных морских буровых установок и других полупогружных устройств в бассейн 16 кессона и из него. In FIG. Figure 2 shows a caisson 10, afloat, with an ocean depth of 10 to 50 m and indicated by the letter D. The caisson 10 in a floating unballasted state is located at a height of H above the ocean floor 52. The water level L may be above the surface 54 of the base 56 of the caisson. The height of the water in the pool 16, as indicated by the letter Z, can be 3-5 m. It will be obvious that depending on the floating position of the caisson, the height Z of the water level in the pool 16 will change. The need to change this height will become clear when considering the movement of mobile offshore drilling rigs and other semi-submersible devices into and out of basin 16 of the caisson.

Кессон 10, когда находится в положении над дном 52 океана, балластируется для погружения в направлении стрелки 58, как показано на фиг.3. Кессон может погружаться с закрытым затвором или находящимся в другом положении. После установки затвора он не предназначен для обеспечения герметичного уплотнения, а просто служит в качестве открывающихся ворот, обладающих ледовым сопротивлением, чтобы обеспечить вход и выход чувствительных к воздействию льда передвижных морских буровых установок и конструкций. Уровень воды в бассейне 16 будет таким же, как уровень воды h. Для погружения кессона 10 его балластные отсеки заполняются балластной жидкостью по крайней мере до тех пор, пока кессон 10 не начнет погружаться. При погружении устойчивость кессона поддерживается буксирами и буксировочными тросами для направления его ориентации. За счет испольэования соответствующих насосов скорость погружения может регулироваться так, чтобы гарантировать требуемое размещение кессона на дне 52 океана. Когда кессон погружается, то высота H между его основанием 56 и дном океана уменьшается до тех пор, пока днище 62 основания 56 не ляжет на дно океана. Кессон выполнен так, что глубина Д образует уровень воды L в районе идущей с наклоном внутрь поверхности 64 баковой стенки 22 или, как показано, на противолежащей боковой идущей с наклоном внутрь поверхности 66 боковой стенки 20. Назначение этой идущей с наклоном внутрь поверхности, как то 64 и 66, будет описано более подробно со ссылками на фиг. 18 при рассмотрении противодействия и разрушения молодого и старого льда, а также участие в отражении волн. Выше наклоненных внутрь поверхностей расположены вертикальные поверхности, например, поверхности 68 и 70, противостоящих боковых стенок 20 и 22. Над этими поверхностями установлены с наклоном наружу участки 72 и 74. Как отмечалось со ссылками на фиг.1, выполненный с наклоном наружу козырек 30, включающий участки 72 и 74, располагается по всему периметру и служит для отражения максимальной расчетной волны, которая может быть от 20 до 30 м, чтобы избежать переливания ее через периметр кессона. Обычно кессон имеет полную высоту 45 м, хотя она может изменяться в зависимости от особых условий местоположения. Желательно, что уровень воды L пересекал идущие с наклоном внутрь поверхности в точке 76 для поверхности 64, чтобы обеспечить по крайней мере 5 м выше и ниже метки 76, которые определяют прилив и отлив. Другие размеры кессона включают: высоту А основания, составляющую примерно 10 м, высоту В идущей с наклоном внутрь стенки 17,5 м, высоту С вертикальной стенки 13,5 м и высоту Е козырька палубы примерно 4 м. Внутри кессона высота рабочих палуб 42, как они представлены рабочими поверхностями 78, 80 и 82, может составлять от 5 до 5,5 м между палубами 73 и 80 и между палубами 80 и 82, чтобы обеспечить общую высоту в пределах 11-12 м от палубы 78 до палубы 82. Верхняя палуба 82 с размерами, выполненными в соответствии с фиг.2, находится на высоте 34 м от днища 62 основания кессона. Будет очевидно, что эти размеры являются только примером и что в зависимости от района, для которого рассчитан кессон, высота может пропорционально увеличиваться или уменьшаться для компенсации глубины Д океана. Будет очевидно также, что рабочие палубы 78 и 80 обычно закрыты наружной обшивкой, например обшивкой 79. Такая обшивка может быть постоянной, но иметь открывающиеся участки, чтобы обеспечить доступ сбоку на палубы 78 и 80. The caisson 10, when in position above the bottom 52 of the ocean, is ballasted for immersion in the direction of arrow 58, as shown in FIG. The caisson can be immersed with the shutter closed or in a different position. After installing the shutter, it is not designed to provide a tight seal, but simply serves as an opening gate with ice resistance to provide entry and exit of ice-sensitive mobile offshore drilling rigs and structures. The water level in pool 16 will be the same as the water level h. To immerse the caisson 10, its ballast compartments are filled with ballast fluid, at least until the caisson 10 begins to sink. When immersed, the stability of the caisson is supported by tugboats and tow cables to guide its orientation. By using appropriate pumps, the sinking speed can be adjusted to guarantee the required placement of the caisson on the ocean floor 52. When the caisson plunges, the height H between its base 56 and the bottom of the ocean decreases until the bottom 62 of the base 56 lies on the bottom of the ocean. The caisson is designed so that the depth D forms the water level L in the region of the surface 64 of the tank wall 22 extending inwardly inclined, or, as shown, on the opposite side surface 66, which extends inwardly inclining, of the side wall 20. The purpose of this inwardly inclined surface is 64 and 66 will be described in more detail with reference to FIGS. 18 when considering the counteraction and destruction of young and old ice, as well as participation in the reflection of waves. Vertical surfaces are arranged above the surfaces inclined inward, for example, surfaces 68 and 70, opposing side walls 20 and 22. Above these surfaces, sections 72 and 74 are installed with an outward inclination. As noted with reference to FIG. 1, a visor 30 made outwardly inclined including sections 72 and 74, is located around the entire perimeter and serves to reflect the maximum calculated wave, which can be from 20 to 30 m, in order to avoid overflowing it over the perimeter of the caisson. Typically, the caisson has a total height of 45 m, although it may vary depending on specific location conditions. It is desirable that the water level L crossed those going with the slope inward of the surface at a point 76 for surface 64 to provide at least 5 m above and below the mark 76, which determine the tide. Other sizes of the caisson include: a base height A of approximately 10 m, a height B of a wall that extends with an inclination of 17.5 m, a vertical wall C of 13.5 m, and a deck peak E of approximately 4 m. Inside the caisson, the height of the working decks is 42, as represented by work surfaces 78, 80 and 82, may be 5 to 5.5 m between decks 73 and 80 and between decks 80 and 82 to provide a total height of 11-12 m from deck 78 to deck 82. Upper deck 82 with the dimensions made in accordance with figure 2, is located at a height of 34 m from the bottom 62 of the base of the cesso on. It will be obvious that these dimensions are only an example and that, depending on the area for which the caisson is designed, the height can be proportionally increased or decreased to compensate for the depth D of the ocean. It will also be apparent that the working decks 78 and 80 are typically covered by an outer skin, such as a skin 79. Such a skin may be permanent but have opening portions to allow lateral access to decks 78 and 80.

Когда кессон правильно сбалансирован, то он имеет достаточный вес для размещения его на дне океана таким образом, чтобы обеспечить круглогодичное бурение и/или эксплуатацию скважин без какого-либо смещения кессона по дну океана. Когда требуется, то кессон может дебалластироваться для обеспечения плавучести или его перемещения на другое место работы. Кроме того, как будет описано, задний затвор 60 может открываться, при этом кессон находится в погруженном состоянии, как показано на фиг.3. Когда затвор открыт, то довольно просто заплывать и выходить из бассейна различным передвижным морским буровым установкам и/или эксплуатационным установкам, в результате чего, находясь в бассейне 16, они защищены от окружающей среды. Это, в частности, является важным в зимнее время, когда необходимо защитить чувствительное к разрушающему действию льда буровое или эксплуатационное оборудование от воздействия на него деструктивных сил от движущегося и формирующегося льда. When the caisson is correctly balanced, it has sufficient weight to be placed on the ocean floor in such a way as to ensure year-round drilling and / or operation of wells without any displacement of the caisson along the ocean floor. When required, the caisson can be de-ballasted to ensure buoyancy or its movement to another place of work. In addition, as will be described, the rear shutter 60 may open, while the box is in a submerged state, as shown in Fig.3. When the shutter is open, it is quite simple to swim in and out of the pool to various mobile offshore drilling rigs and / or production rigs, as a result of which, while in the pool 16, they are protected from the environment. This, in particular, is important in the winter, when it is necessary to protect drilling or production equipment sensitive to the destructive action of ice from the effects of destructive forces on it from moving and forming ice.

При сравнении кессона согласно настоящего изобретения с известными, а также за счет различия бассейна внутри кессона, доступ в который обеспечивается с помощью открывающегося затвора, выявляется ряд важных и неожиданных преимуществ. Кессон позволяет использовать легко доступные чувствительные к разрушающему действию льда передвижные морские буровые установки и полномасштабные эксплуатационные установки. Такие установки имеют безопасный проход внутрь кессона и из него, где обеспечивается полная их защита от льда. Достигается значительная экономия денежных средств, что уменьшает первоначальные капиталовложения в систему. В основании кессона и его боковых стенках предусмотрено значительное пространство для балласта и хранения нефти. Балласт используется для установки положения кессона. Хранение нефти является таким, чтобы поддержать круглогодичную морскую загрузку даже из крупного нефтяного месторождения. Кессон может использоваться в качестве тяжелого подъемного средства благодаря его способности принимать внутрь бассейна 16 всевозможные установки, а за счет закрытия обладающего ледовым сопротивлением затвора и балластирования вверх он может перемещать эти установки на большое расстояние как по чистой воде, так и по покрытой льдами воде. Использование такого мощного подъема может осуществляться независимо от других функций кессона, связанных с эксплуатацией нефтяного месторождения. When comparing the caisson according to the present invention with the well-known ones, as well as due to the difference in the pool inside the caisson, which can be accessed using the opening shutter, a number of important and unexpected advantages are revealed. Caisson allows the use of easily accessible mobile offshore drilling rigs that are sensitive to the destructive action of ice and full-scale production facilities. Such installations have a safe passage into and out of the caisson, where they are completely protected from ice. Significant cash savings are achieved, which reduces the initial investment in the system. At the base of the caisson and its side walls there is a significant space for ballast and oil storage. Ballast is used to set the position of the caisson. Oil storage is such as to support year-round sea loading even from a large oil field. The caisson can be used as a heavy lifting device due to its ability to receive all sorts of installations inside the pool 16, and by closing the ice-resistant shutter and ballasting upwards, it can move these installations over long distances both in clear water and in ice-covered water. The use of such a powerful lift can be carried out independently of other caisson functions associated with the exploitation of an oil field.

Эти преимущества и особенности достигаются с помощью кессона, как показано в увеличенном масштабе на фиг.4, где открывающийся затвор 60 показан установленным в свое положение, чтобы закрыть бассейн 16 с целью защиты от льда. Подробности монтажа закрытия и герметизации затвора относительно задних концевых частей 26 и 28 кессона описаны ниже со ссылками на фиг.10 и 11. Периметр затвора, когда он установлен на кессоне, определяется его боковыми сторонами 84 и 86 и основанием 88. Затвор взаимодействует с кромками 84 и 86 частей 26 и 28 задней стенки. Основание 38 также взаимодействует с основанием 56 кессона. Хотя затвор не является водонепроницаемым, однако он достаточно плотно установлен, чтобы предотвратить отрицательное воздействие волн, а также прилива и отлива на операции, производимые в бассейне 16. Будет очевидно, что в зимние месяцы значительное тепло, вырабатываемое при бурении и добыче, используется для сведения к минимуму или полного устранения замерзания воды в бассейне для гарантирования того, чтобы защищенные в бассейне установки не были повреждены. These advantages and features are achieved by using a box, as shown on an enlarged scale in figure 4, where the opening shutter 60 is shown installed in its position to close the pool 16 for protection against ice. Details of the installation of closing and sealing the shutter relative to the rear end parts 26 and 28 of the box are described below with reference to FIGS. 10 and 11. The perimeter of the shutter, when installed on the box, is defined by its sides 84 and 86 and the base 88. The shutter interacts with the edges 84 and 86 parts 26 and 28 of the rear wall. Base 38 also interacts with base 56 of the caisson. Although the shutter is not watertight, it is tight enough to prevent the negative effects of waves, as well as the ebb and flow of the operations performed in pool 16. It will be obvious that during the winter months, considerable heat generated during drilling and production is used to reduce to minimize or completely eliminate freezing of pool water to ensure that pool protected installations are not damaged.

На верхней палубе 82, снабженной опорной плитой 46 для бурения, расположены направляющие рельсы 90, закрепленные на ее поверхности. Когда козырьковая часть 48 открыта, то самоподнимающаяся буровая установка может спускаться на направляющие рельсы 90 и затем перемещаться по ним для размещения над опорными плитами 46 для начала бурения или консервации. Такой спуск буровой вышки с самоподъемной платформы показан на фиг.12, который будет рассмотрен более подробно ниже. Угловые части 48 козырька могут сниматься различными способами. Предпочтительным из них является снятие козырьковой части 48 с помощью шарнирной конструкции, которая будет рассмотрена со ссылками на фиг.12. On the upper deck 82, equipped with a base plate 46 for drilling, are guide rails 90, mounted on its surface. When the visor portion 48 is open, the self-rising drilling rig can be lowered onto the guide rails 90 and then moved along them for placement above the base plates 46 to start drilling or conservation. Such a descent of the derrick from a self-lifting platform is shown in FIG. 12, which will be discussed in more detail below. The corner portions 48 of the visor can be removed in various ways. Preferred of these is the removal of the visor portion 48 by means of a hinge structure, which will be discussed with reference to Fig.12.

Расположение кают для персонала, работающего на буровой и эксплуатационной установках, обслуживающих кессон, может находиться на передней верхней палубе 40. Такое расположение может быть выполнено в виде многокомнатного отсека. Такой комплекс кают может располагаться выше волноотражающего козырька 94, выполненного на передней стенке 24 кессона. Благодаря размещению буровых вышек и расположению кают на верхней палубе противолежащих боковой и передней палубах зона эксплуатации, хранения материала и монтажа оборудования может выполняться на нижней палубе 78 и 80 стороны 42 и на палубах 96, 98 и 100 передней части периметра кессона. Аналогично для противоположной боковой стороны 42 предусмотрены соответствующие нижние рабочие палубы. The arrangement of cabins for personnel working on the drilling and production facilities serving the caisson can be located on the front upper deck 40. This arrangement can be made in the form of a multi-room compartment. Such a complex of cabins can be located above the wave-reflecting visor 94, made on the front wall 24 of the box. Due to the placement of the derricks and the location of the cabins on the upper deck of the opposite side and front decks, the area of operation, storage of material and installation of equipment can be performed on the lower deck 78 and 80 of side 42 and on decks 96, 98 and 100 of the front of the caisson perimeter. Similarly, for the opposite side 42, corresponding lower working decks are provided.

Под опорной влитой 46, как показано на другой стороне кессона, выполнена буровая шахта 102. Последняя содержит бункер 104 с расширяющимся наружу основанием 106. Бункер 104 проходит через палубные конструкции и часть армированного основания кессона, при этом имеются две такие буровые шахты, расположенные на удаленных друг от друга палубах. Таким образом, может осуществляться одновременно бурение двух скважин с помощью соответствующих буровых вышек. Буровые шахты расположены в самой задней части кессона с тем, чтобы находиться на значительном удалении от кают на передней палубе 40. Исходя из размеров кессона это удаление может составлять 100-150 м, которое гарантирует безопасность персоналу и каютам в случае фонтанирования скважины и возникновения пожара. A drill shaft 102 is formed under the support collar 46, as shown on the other side of the caisson. The latter contains a hopper 104 with a base 106 expanding outward. The hopper 104 passes through the deck structures and part of the reinforced caisson base, and there are two such drill shafts located at remote decks apart. Thus, two wells can be drilled at the same time using the corresponding derricks. Drill shafts are located at the very rear of the caisson so as to be located at a considerable distance from the cabins on the front deck 40. Based on the size of the caisson, this removal can be 100-150 m, which guarantees safety to personnel and cabins in the event of a well flowing and fire.

Боковые стороны или борта кессона изготавливаются из армированного материала, будь то сталь или бетон, при этом их форма и армирование будут рассмотрены более подробно со ссылками на фиг.18. Такое усиление периметра кессона и основания служит для обеспечения нескольких балластных танков в периметре кессона, включая часть основания под затвором 60. Имеется система 108 балластных танков, простирающаяся от буровой шахты 102 вокруг до буровой шахты под опорной плитой 46 палубы 42. Система 108 балластных танков снабжена перегородками для достижения разделения между танками для хранения различных материалов, а также для предотвращения утечки в атмосферу всего балласта в случае повреждения одного или более танков системы 108. Как будет описано со ссылками на фиг.18, наружная часть периметра основания существенно усилена для противостояния обычным ударам льда или т.п. Однако, если судно случайно ударяется о кессон и пробивает наружную обшивку, то в этом случае только один или два балластных танка будут повреждены и потеряют свое содержимое, что не будет иметь какого-либо существенного опрокидывающего влияния на кессон, поскольку существует еще несколько таких же отдельных балластных танков. Аналогично вокруг задней части периметра кессона имеется система 110 балластных танков, которая простирается сзади буровой шахты 102, вокруг и до задней части буровой шахты под опорной плитой 46. Эта система содержит также большое число индивидуальных танков, как и система 108, где балласт может простираться под затвором 60, по периметру основания 56 кессона. Внутри этой окружной системы балластных танков 108 и 110 имеется другая система 112 балластных танков, располагающаяся внутри пола основания 56 бассейна. Внутренняя система балластных танков 112, находящаяся под бассейном 16, содержит решетчатую конструкцию из отсеков балластных танков 114, как показано пунктиром. Эти отдельные балластные танки могут заполняться индивидуально с помощью центральной насосной системы, в которые подается вода или нефть для балласта или в целях хранения. Будет очевидно, что приемлемый баланс между количеством нефти в кессоне и количеством воды, хранящейся в нем, включая вес оборудования на кессоне, является таким, чтобы кессон находился или в плавающем или погруженном положениях, как показано на фиг. 2 и 3. Обычно емкость танков кессона может обеспечивать хранение 600000 барелей нефти. Дополнительные 600000 барелей нефти могут храниться за счет использования соответствующих хранилищ на передвижных морских буровых установках или эксплуатационных установках, которые размещены в бассейне 16. Это дает потенциал хранения нефти порядка 1200000 барелей, при этом оставшейся частью хранящегося является вода, которая по-прежнему обеспечивает достаточный балласт для удержания кессона в погруженном положении, как показано на фиг.3. При потенциале хранения в 1200000 барелей это позволит использовать кессон настоящего изобретения на самой крупной из нефтяных конструкций, задуманных в настоящее время в Арктике. Такие возможности хранения будут конкурировать даже с некоторыми наиболее распространенными конструкциями Северного моря. The sides or sides of the caisson are made of reinforced material, whether steel or concrete, while their shape and reinforcement will be discussed in more detail with reference to Fig. 18. This reinforcement of the caisson perimeter and the base serves to provide several ballast tanks in the perimeter of the caisson, including part of the base under shutter 60. There is a system 108 of ballast tanks extending from the drill shaft 102 around to the drill shaft under the base plate 46 of deck 42. The system 108 of ballast tanks is provided baffles to achieve separation between tanks for storage of various materials, as well as to prevent leakage into the atmosphere of all ballast in the event of damage to one or more tanks of system 108. How will op with reference to FIG. 18, the outer part of the perimeter of the base is substantially reinforced to withstand conventional ice shocks or the like. However, if the vessel accidentally hits the caisson and breaks through the outer skin, in this case only one or two ballast tanks will be damaged and lose their contents, which will not have any significant tipping effect on the caisson, since there are several more such ballast tanks. Similarly, around the back of the caisson perimeter there is a ballast tank system 110 that extends behind the drill shaft 102, around and to the back of the drill shaft under the base plate 46. This system also contains a large number of individual tanks, as well as the system 108, where the ballast can extend under shutter 60, along the perimeter of the base 56 of the caisson. Inside this district ballast tank system 108 and 110, there is another ballast tank system 112 located within the floor of the pool base 56. The internal system of ballast tanks 112, located under the pool 16, contains a lattice structure of compartments of ballast tanks 114, as shown by a dotted line. These individual ballast tanks can be filled individually using a central pumping system into which water or oil is supplied for ballast or for storage purposes. It will be apparent that an acceptable balance between the amount of oil in the box and the amount of water stored in it, including the weight of the equipment on the box, is such that the box is in either floating or submerged positions, as shown in FIG. 2 and 3. Typically, the caisson tanks can store 600,000 barrels of oil. An additional 600,000 barrels of oil can be stored through the use of appropriate storage facilities in mobile offshore drilling rigs or production rigs that are located in pool 16. This gives an oil storage potential of about 1,200,000 barrels, while the remaining part of the storage is water, which still provides sufficient ballast to hold the caisson in a submerged position, as shown in figure 3. With a storage potential of 1,200,000 barrels, this will allow the caisson of the present invention to be used on the largest of the oil structures currently planned in the Arctic. Such storage options will compete with even some of the most common North Sea designs.

Как отмечалось со ссылками на фиг.1 и 4, зона буровой шахты 102 служит для приспосабливания к комбинации из законсервированных скважин и пробуренных с платформы скважин. Зона, предназначенная для связывания предварительно пробуренных скважин, расположена на любом конце промежуточных пробуренных скважин. Прямо ниже каждой из этих зон в дне океана выполнен бетонный бункер. Прямо под каждой из этих зон в дне океана выполняется бетонный бункер. Последний служит для обеспечения бурения с четырьмя опорными плитами с самоподъемной передвижной морской буровой установки. С помощью двух таких бункеров внутри каждой зоны отсека для скважин обеспечивается предварительное бурение до 16 скважин прежде, чем подойдет кессон. Обычно расстояние между каждой из этих связанных зон будет определяться требуемым числом пробуренных с платформы скважин и не будет превышать от 25 до 30 м. Законсервированные скважины могут буриться и цементироваться на месте в летний период, тогда как кессон находится на заключительной стадии изготовления. В начальный период вскрытия льда передвижные морские буровые установки могут использоваться для бурения и цементирования законсервированных скважин, как показано на фиг.5. Могут использоваться четыре отдельных передвижных буровых установки, обозначенные в общем 116, 118, 120 и 122, где каждая из них может бурить и завершать две из четырех законсервированных скважины за обычный летний сезон открытой воды, длящийся 100-120 дней. При способности одновременно разворачивать до четырех самоподъемных установок, как показано на фиг.5, за два летних сезона можно предварительно пробурить до 16 скважин. Это является значительным шагом вперед по сравнению с существующими понятиями об Арктике. Как показано на фиг. 5, законсервированная обсадная колонна 124 содержит пробуренные отдельные скважины 126. Аналогично законсервированная обсадная колонна 128 имеет четыре отдельных скважины 130. Законсервированная обсадная колонна 132 содержит четыре отдельных скважины 134, а колонна 136 четыре скважины 138. Будет понятно, что каждая из передвижных морских буровых установок может устанавливать свою буровую вышку над любой из предложенных скважин без переустановки самой буровой установки. As noted with reference to figures 1 and 4, the area of the well shaft 102 serves to adapt to the combination of canned wells and drilled from the platform wells. An area designed to bind pre-drilled wells is located at either end of the intermediate drilled wells. A concrete bunker is made directly below each of these areas in the ocean floor. A concrete bunker runs directly below each of these areas in the ocean floor. The latter serves to provide drilling with four base plates with a self-elevating mobile offshore drilling rig. Using two of these bins inside each zone of the well compartment, pre-drilling of up to 16 wells is provided before the caisson approaches. Typically, the distance between each of these associated zones will be determined by the required number of wells drilled from the platform and will not exceed 25 to 30 m. Canned wells can be drilled and cemented on site in the summer, while the caisson is at the final stage of production. In the initial ice breaking period, mobile offshore drilling rigs can be used for drilling and cementing canned wells, as shown in FIG. Four separate mobile drilling rigs may be used, designated 116, 118, 120, and 122 in common, where each of them can drill and complete two of the four mothballed wells in a typical summer open water season lasting 100-120 days. With the ability to simultaneously deploy up to four self-elevating units, as shown in FIG. 5, up to 16 wells can be pre-drilled in two summer seasons. This is a significant step forward compared with existing concepts about the Arctic. As shown in FIG. 5, mothballed casing 124 contains separate boreholes 126. Similarly, mothballed casing 128 has four separate boreholes 130. Mothballed casing 132 has four separate boreholes 134 and 136 casing four boreholes 138. It will be understood that each of the mobile offshore drilling rigs can install its rig above any of the proposed wells without reinstalling the rig itself.

На фиг.6 в увеличенном масштабе показана законсервированная обсадная колонна. Например, колонна 124 имеет четыре отдельные скважины 126, каждая из которых закрыта с помощью обычного колпакового устройства 140. Бункер 142, в котором находятся скважины 126, обычно изготавливается из цемента и с фундаментом 144 в океанских осадочных породах. Figure 6 shows, on an enlarged scale, a preserved casing. For example, the column 124 has four separate wells 126, each of which is closed using a conventional bell-type device 140. The silo 142, in which the wells 126 are located, is usually made of cement and with a foundation 144 in oceanic sedimentary rocks.

Бункер 142 обычно простирается в дно океана на глубину порядка 10 м. Открытая верхняя часть 146 его имеет периферийную часть 148, которая по существу располагается на одном уровне с дном 52 океана. Следовательно, четыре отдельные самоподъемные передвижные морские буровые установки /ПМБУ/ могут использоваться независимо друг от друга для разработки двух комплектов законсервированных скважин. Это приводит к значительной экономии средств и обеспечивает возможность использования местного бурового оборудования в наладке законсервированных скважин. Для добычи, предполагая, что законсервированные скважины обладают необходимой информацией в отношении их полной производительности, между законсервированными скважинами бурятся необходимые промежуточные скважины. Это показано на фиг. 7, где в конечном счете между скважинами 128 и 136 пробурено множество эксплуатационных скважин 150, обозначенных пунктиром. Обычно при таком удалении законсервированных скважин между ними будет пробурено примерно 20 дополнительных эксплуатационных скважин. Если целями кессона является облегчение бурения эксплуатационных скважин 150 в течение зимних месяцев, когда бурение производится с помощью стандартных МПБУ, то его следует прекратить. Скважины 150 бурятся способом, который будет рассмотрен со ссылками на фиг.12, путем размещения буровых устройств на кессоне, осуществляющих бурение скважин 150 через опорные плиты 46, как рассматривалось со ссылками на фиг.1 и 4. The bunker 142 usually extends into the ocean floor to a depth of about 10 m. The open upper part 146 has a peripheral part 148, which is essentially located at the same level with the bottom 52 of the ocean. Therefore, four separate self-elevating mobile offshore drilling rigs / PMBU / can be used independently to develop two sets of suspended wells. This leads to significant cost savings and allows the use of local drilling equipment in the commissioning of canned wells. For production, assuming that mothballed wells have the necessary information regarding their full productivity, the necessary intermediate wells are drilled between mothballed wells. This is shown in FIG. 7, where ultimately between the wells 128 and 136, a plurality of production wells 150 are drilled, indicated by a dotted line. Typically, with such a removal of mothballed wells, approximately 20 additional production wells will be drilled between them. If the goals of the caisson are to facilitate the drilling of production wells 150 during the winter months, when drilling is carried out using standard MBPUs, then it should be discontinued. Wells 150 are drilled in a manner that will be discussed with reference to FIG. 12 by placing drilling devices on a caisson drilling wells 150 through support plates 46, as discussed with reference to FIGS. 1 and 4.

Как показано на фиг. 8, кессон 10 приближается к законсервированным скважинам 126, 134 и 128, 136 в направлении стрелки 152. Будет очевидно, что при размещении кессона 10 над этими скважинами могут использоваться два или более буксиров 12, как показано на фиг.2, в сочетании с несколькими буксировочными тросами, которые могут располагаться за границами направления буксировки. Будет очевидно, что благодаря размеру и массе кессона, а также способности буксира разрушать лед, кессон может размещаться над законсервированными скважинами после начала замерзания океана. Кессон легко размещается при толщине льда 5-10 см. Будет очевидно, что при такой толщине льда никакие ветры не создадут волны, тем самым существует незначительная вероятность того, что надвигающийся шторм вызовет значительные волны, способные раскачать кессон во время его установки. Или же кессон устанавливается в летние месяцы без ледовой защиты, тогда лучше всего размещать его над законсервированными скважинами во время предсказанных хороших погодных условий. Будет понятно, что при нормальных условиях кессон может размещаться над законсервированными скважинами в течение 12-часовой смены. Хотя фиг.8 является перспективным изображением, однако, будет понятно, что соответствующие буровые шахты 102 и 103 имеют достаточную длину в поперечном сечении, чтобы перекрыть соответствующие комплекты законсервированных скважин 126, 134 и 128, 136. Как отмечалось со ссылками на фиг.5, эти скважины разнесены в стороны примерно на 40 м, и, следовательно, длина в поперечном сечении соответствующей скважины превышает 40 м и обычно колеблется в пределах 50-55 мм. Когда кессон 10 расположен над законсервированными скважинами, при этом его местоположение определяется с помощью визуальных средств, гидролокаторов или других подводных контрольных систем, то при балластировании кессона 10 он начинает погружаться на дно 52 океана и устанавливает соответствующие отсеки 102 и 103 над законсервированными скважинами. Эта операция представлена на фиг.9, на котором показано сечение, выполненное по буровой шахте 102, когда кессон опускается в направлении стрелки 154. Соответствующие бункеры 128 и 136 выполнены по существу на одном уровне с дном 52 океана. Буровая шахта 102, как она определена частью 156 окружной конструкции кессона, через которую проходит, может изготавливаться из армированного бетона или стальной конструкции. Буровая шахта имеет расширяющуюся наружу часть 158, открывающуюся наружу к днищу 62 кессона 10. Расстояние между боковыми стенками 160 и 162 буровой шахты 102 превышает расстояние между соответствующими законсервированными скважинами 128 и 136 примерно на 10-15 м. Будет очевидно, что в зависимости от условий и топографии дна океана наименьшее допустимое расхождение между длиной поперечного размера буровой шахты и законсервированными скважинами может составлять 2-5 м. Расширяющаяся наружу часть 158 соответствующей буровой шахты также служит для обеспечения дополнительного допуска при размещении буровой шахты над законсервированными скважинами и, кроме того, позволяет наращивать неоднородную осадочную породу в этой зоне в то время, как кессон устанавливается на дно 52 океана. После размещения днища кессона 10 на дно океана производится визуальный контроль, чтобы убедиться, что скважины 128, 136 находятся в центре как в продольном, так и поперечном направлениях соответствующей буровой шахты 102. По завершению визуального контроля заканчивается балластировка кессона для его прочной установки на дно океана так, что благодаря его весу предотвращаются любые продольные, поперечные или вращательные перемещения кессона по дну океана. As shown in FIG. 8, the caisson 10 approaches closure wells 126, 134, and 128, 136 in the direction of arrow 152. It will be apparent that when placing the caisson 10 above these wells, two or more tugboats 12 can be used, as shown in FIG. 2, in combination with several tow cables that may be located outside the tow direction. It will be obvious that due to the size and weight of the caisson, as well as the ability of the tug to break the ice, the caisson can be placed above mothballed wells after the freezing of the ocean begins. The caisson is easily placed with an ice thickness of 5-10 cm. It will be obvious that with such an ice thickness no wind will create waves, thus there is a slight chance that an impending storm will cause significant waves that can swing the caisson during its installation. Or the caisson is installed in the summer months without ice protection, then it is best to place it over mothballed wells during the predicted good weather conditions. It will be understood that under normal conditions, the caisson can be placed above the mothballed wells during a 12-hour shift. Although FIG. 8 is a perspective view, however, it will be understood that the corresponding drill shafts 102 and 103 are of sufficient cross-sectional length to overlap the corresponding sets of preserved wells 126, 134 and 128, 136. As noted with reference to FIG. 5, these wells are spaced about 40 m apart, and therefore the length in the cross section of the corresponding well exceeds 40 m and usually ranges from 50-55 mm. When the caisson 10 is located above the canned wells, while its location is determined using visual means, sonar, or other underwater control systems, when ballasting the caisson 10, it begins to sink to the bottom 52 of the ocean and installs the appropriate compartments 102 and 103 above the canned wells. This operation is shown in FIG. 9, which shows a cross section taken along a drill shaft 102 when the caisson is lowered in the direction of arrow 154. The respective bins 128 and 136 are substantially flush with the ocean floor 52. Drill shaft 102, as defined by part 156 of the circumferential structure of the caisson through which it passes, may be made of reinforced concrete or steel structure. The drill shaft has an outwardly extending portion 158 that opens outward to the bottom 62 of the caisson 10. The distance between the side walls 160 and 162 of the drill shaft 102 exceeds the distance between the respective canned wells 128 and 136 by about 10-15 m. It will be obvious that depending on the conditions and topography of the ocean floor, the smallest permissible difference between the length of the transverse dimension of the well shaft and the suspended wells may be 2-5 m. The outwardly expanding part 158 of the corresponding well shaft also serves to ensure additional tolerance when placing the drill shaft above mothballed wells and, in addition, allows to build up heterogeneous sedimentary rock in this zone, while the caisson is installed on the bottom of 52 oceans. After placing the bottom of the caisson 10 at the bottom of the ocean, a visual check is made to ensure that the wells 128, 136 are in the center both in the longitudinal and transverse directions of the corresponding drilling shaft 102. Upon completion of the visual control, the ballasting of the caisson ends for its firm installation on the bottom of the ocean so that due to its weight any longitudinal, transverse or rotational movements of the caisson along the ocean floor are prevented.

Следует отметить также, что расширяющаяся наружу часть 158 соответствующей буровой шахты 102 служит для размещения контактной точки основания 62 кессона на значительном расстоянии от бункеров, составляющем от 5 до 7 м или около этого, следовательно, устанавливаемый вес кессона распространяется и распределяется в стороны от бункеров с целью сведения к минимуму любого внешнего давления на них, когда кессон остается в положении на дне океана. It should also be noted that the outwardly expanding portion 158 of the corresponding mine shaft 102 serves to locate the contact point of the base of the caisson 62 at a considerable distance from or near the silos, therefore, the established weight of the caisson is distributed and distributed to the sides of the silos with the goal is to minimize any external pressure on them when the caisson remains in position at the bottom of the ocean.

Перед тем, как перейти к обсуждению использования кессона после его размещения над законсервированными скважинами, рассмотрим со ссылками на фиг.10 и 11 способ установки затвора 60 в положение и его открытие для обеспечения доступа в бассейн 16. Открытие затвора необходимо для обеспечения входа и выхода различных частей оборудования, которое требует защиты от окружающей среды в зимние месяцы. Как показано в сечении задней части на фиг.10, в основании 16 выполнены балластные танки 114. Аналогично в окружной части 110 имеются дополнительные балластные танки 164. Отражательный козырек 30 кессона располагается вверх и наружу от боковой стенки 22 над верхней палубой 42. Последняя простирается до задней поверхности 26 кессона, как показано на фиг. 1, с частью 166 отражателя над верхом угловой части 36. Затвор 60 имеет отражатель 168, который выравнивается с задней отражательной частью 170, как показано на фиг.4. На другой стороне кессона отражательная часть 168 затвора выравнивается с отражательной пластиной 172 задней стенки 28. Кроме того, задняя поверхность 174 затвора выравнивается с задними поверхностями 26 и 28 кессона. В плане вертикальной части 176 и наклона 178 они выровнены соответственно с вертикальными частями 180, 182 стенки 126 и 184, 186 стенки 28, как показано на фиг.4. Затвор составляет часть периметра или окружной части кессона и, следовательно, имеет наружную стенку 174, удаленную на расстояние от внутренней стенки 188. Периметр или окружная часть усилена с помощью соответствующего усиления 190, которое может представлять собой арматурную сталь или армированный бетон, идущее вокруг балластных танков 192 и 194 и служащее также для поддержания падуб 196, 198 и 200 в пределах окружной части затвора 60. Последний поставляется со своей собственной независимой системой или для балластирования или добалластирования балластных танков 192 и 194. Это определяет степень плавучести затвора 60. Как показано на фиг.10, затвор 60 балластируется до такой степени, что он плавает, при этом его основание 202 располагается выше задней кромки 204 основания 56 кессона. Затвор может быть самооткрывающимся или может открываться с помощью буксиров, при этом он отводится в открытое положение в задней части кессона, пока не упрется в выступ 206, выполняющий функцию упора, определяющего степень входа затвора в кессон и гарантирующего выравнивание наружной стенки 174 кессона с задними стеновыми частями 26 и 28 кессона. Как показано на фиг.11, после упора затвора в выступ 206 балластные танки 192 и 194 дополнительно балластируются для опускания затвора в направлении стрелки 208, в результате чего основание 202 затвора устанавливается на поверхность 210 основания 56 кессона. В дополнение к выступу 206 имеется выступ 212 на внутренней стороне кессона и выступ 214 на наружной стороне основания кессона, которые служат для установки и удержания затвора 60 в положении. Выступы или упоры 212, 214 вместе с выступом 206 на каждой стороне кессона являются достаточными для удержания затвора с положения во время буксировки, размещения и установки в положение на дне океана. Before moving on to discussing the use of the caisson after placing it over the mothballed wells, we will consider, with reference to FIGS. 10 and 11, the method of setting the shutter 60 in position and opening it to provide access to the pool 16. The shutter needs to be opened to allow various parts of equipment that requires environmental protection during the winter months. As shown in the cross section of the back of FIG. 10, ballast tanks 114 are made at the base 16. Similarly, in the circumferential part 110 there are additional ballast tanks 164. The reflective visor 30 of the caisson is located up and out from the side wall 22 above the upper deck 42. The latter extends to the back surface 26 of the box, as shown in FIG. 1, with a reflector portion 166 above the top of the corner portion 36. The shutter 60 has a reflector 168 that aligns with the rear reflective portion 170, as shown in FIG. On the other side of the box, the reflective portion 168 of the shutter aligns with the reflective plate 172 of the rear wall 28. In addition, the rear surface 174 of the shutter aligns with the rear surfaces 26 and 28 of the box. In terms of the vertical part 176 and the inclination 178, they are aligned with the vertical parts 180, 182 of the wall 126 and 184, 186 of the wall 28, respectively, as shown in FIG. 4. The shutter is part of the perimeter or circumferential part of the caisson and, therefore, has an outer wall 174 that is remote from the inner wall 188. The perimeter or circumferential part is reinforced with appropriate reinforcement 190, which may be reinforcing steel or reinforced concrete running around ballast tanks 192 and 194 and also serves to maintain the holly 196, 198 and 200 within the circumference of the shutter 60. The latter comes with its own independent system or for ballasting or ballasting the ba lastnyh tanks 192 and 194. This determines the degree of buoyancy of the shutter 60. As shown in Figure 10, the shutter 60 is ballasted to the extent that it is floating, with its base 202 is located above the trailing edge 204 of the box base 56. The shutter can be self-opening or can be opened using tugs, while it is pushed to the open position at the rear of the caisson, until it abuts against the protrusion 206, which serves as a stop, which determines the degree of entry of the shutter into the caisson and ensures alignment of the outer wall 174 of the caisson with the rear wall parts 26 and 28 of the caisson. As shown in FIG. 11, after stopping the shutter against the protrusion 206, the ballast tanks 192 and 194 are further ballasted to lower the shutter in the direction of arrow 208, as a result of which the shutter base 202 is mounted on the surface 210 of the caisson base 56. In addition to the protrusion 206, there is a protrusion 212 on the inside of the box and a protrusion 214 on the outside of the base of the box, which serve to install and hold the shutter 60 in position. The protrusions or stops 212, 214, together with the protrusion 206 on each side of the box, are sufficient to hold the shutter in position during towing, placement, and positioning on the ocean floor.

Как показано на фиг.12, складывающаяся морская передвижная буровая установка 116 может размещаться возле передней стенки 24 кессона 10. Эта установка имеет обычную треугольной формы платформу 212 с идущими вниз самоподъемными ногами 214. Буровая вышка 216 установлена на опоре 218, которая движется по рельсам 220. По различным причинам желательно спускать буровую вышку 216 с ее опорой 218 на палубу кессона 10, тем самым бурение может продолжаться в течение зимних месяцев с помощью соответствующего отсека для скважины, а треугольной формы платформа с ее ногами будет находиться в бассейне 16 кессона с целью ее защиты. Как показано на фиг.12, доступ на соответствующую палубу 42 или 44 обеспечивается за счет открытия фронтальных частей кессона. Боковые отражательные пластины разделены на отдельные части 222, 224, которые могут откидываться и располагаться на внутренней передней поверхности 226 и внутренней боковой поверхности 228, как показано свешивающимися вниз шарнирными частями 230 и 232. Когда эти отражательные части 222 и 224 откинуты в сторону, то оставшиеся фронтальные части, включающие отражательные пластины 234 и 236, могут быть повернуты в направлении стрелок 238 и 240, где эти секции, включая соответствующие внутренние части, перемещаются наружу, чтобы открыть соответствующий рельсовый путь 90 на палубе 42. Аналогично будет с палубой 44, где части 242 уже находятся в откинутом положении, чтобы обеспечить доступ к рельсам 246 на палубе 44. Затем буровая вышка 216 со своей опорой 218 спускается на рельсы 246 и перемещается в направлении стрелки 248, чтобы расположиться над буровой шахтой возле стрелки 102, в результате чего буровая вышка 216 с опорой 218 находится в своем положении для бурения, как показано пунктиром. Если требуется задержать одну или две складывающиеся самоподъемные МПБУ, которые выгрузили свои буровые вышки, то они могут остаться на хранение в течение зимних месяцев в бассейне 16 кессона 10. Как показано на фиг.12, складывающаяся самоподъемная МПБУ 118 уже выгрузила свою буровую вышку 252 с опорой 254 на рельсы 90. Установка 118, как показано пунктиром, находится в бассейне 16, куда она приплыла после открытия затвора 60. Аналогичным образом складывающаяся самоподъемная МПБУ 116 может проплыть вокруг и разместиться в бассейне 16 в положении, обратном установке 118, тем самым до двух МПБУ может находиться внутри кессона с целью их зимовки и, следовательно, защиты от внешних условий. Дополнительное описание этого приводится ниже при обсуждении фиг.13. As shown in FIG. 12, a folding offshore mobile drilling rig 116 may be located near the front wall 24 of the caisson 10. This rig has a conventional triangular-shaped platform 212 with self-raising legs 214 going down. The drilling rig 216 is mounted on a support 218 that moves along rails 220 For various reasons, it is desirable to lower the rig 216 with its support 218 onto the deck of the caisson 10, thereby drilling can continue during the winter months using the appropriate compartment for the well, and a triangular platform with s will be in the pool 16 of the box for the purpose of protecting it. As shown in FIG. 12, access to the corresponding deck 42 or 44 is provided by opening the front parts of the caisson. The lateral reflective plates are divided into separate parts 222, 224, which can be folded down and located on the inner front surface 226 and the inner side surface 228, as shown by the hinged parts 230 and 232 hanging downward. When these reflective parts 222 and 224 are folded to the side, the remaining the frontal parts, including the reflection plates 234 and 236, can be rotated in the direction of the arrows 238 and 240, where these sections, including the corresponding internal parts, are moved outward to open the corresponding rail way 90 on deck 42. Similarly, it will be with deck 44, where parts 242 are already in the tilted position to provide access to the rails 246 on deck 44. Then, the derrick 216 with its support 218 descends onto the rails 246 and moves in the direction of arrow 248 so as to be located above the drill shaft near arrow 102, whereby the derrick 216 with support 218 is in its drilling position, as shown by a dotted line. If you want to delay one or two folding self-lifting MBPUs that have unloaded their oil rigs, they can remain in storage during the winter months in basin 16 of caisson 10. As shown in FIG. 12, a folding self-lifting MBU 118 has already unloaded its drilling tower 252 s bearing 254 on the rails 90. Installation 118, as shown by a dotted line, is located in the pool 16, where it sailed after opening the shutter 60. In the same way, the folding self-lifting MPBU 116 can float around and be placed in the pool 16 in the reverse position Installation 118, thereby to two MCU can be found inside the box for the purpose of hibernation, and hence protection from external conditions. A further description of this is given below in the discussion of FIG. 13.

В случае, когда две складывающиеся самоподъемные МПБУ 116 и 118 находятся внутри кессона 10, а их соответствующие буровые вышки 216 и 252 установлены над соответствующими скважинами отсеками 102 и 250, то оставшиеся МПБУ 120 и 122 со своими буровыми установками 256 и 258 могут покинуть зону бурения в направлении стрелки 260 до наступления морозов, тем самым сводя до минимума опасность повреждения соответствующих МПБУ. In the case when two folding self-lifting MPBUs 116 and 118 are located inside the caisson 10, and their respective drilling derricks 216 and 252 are installed above the respective wells by compartments 102 and 250, the remaining MBPUs 120 and 122 with their drilling rigs 256 and 258 may leave the drilling zone in the direction of arrow 260 before the onset of frost, thereby minimizing the risk of damage to the relevant MBRs.

Это является важным экономическим преимуществом и сокращает программу капитальных вложений, связанную с такого типа программой бурения. Как уже отмечалось в отношении фиг.5, четыре МПБУ могут работать в течение летних месяцев для подготовки необходимых законсервированных скважин. С наступлением зимы и как показано на фиг.13, только две из МПБУ 116 и 118 должны остаться со своими соответствующими буровыми установками 216 и 252 в положении, чтобы продолжить бурение оставшихся скважин между законсервированными скважинами в течение зимних месяцев. В процессе такого бурения МПБУ 116 и 118 защищены, находясь внутри кессона. Следовательно, могут использоваться легко доступные недорогие буровые установки, не требующие усиления, как установки, работающие в ледовой среде, а две другие МПБУ могут быть убраны из района, поскольку больше не нужны. This is an important economic advantage and reduces the capital investment program associated with this type of drilling program. As already noted in relation to figure 5, four MBPU can work during the summer months to prepare the required canned wells. With the onset of winter and as shown in FIG. 13, only two of the MPBU 116 and 118 must remain with their respective drilling rigs 216 and 252 in position to continue drilling the remaining wells between the abandoned wells during the winter months. During such drilling, MPBU 116 and 118 are protected while inside the caisson. Consequently, readily available inexpensive drilling rigs that do not require reinforcement can be used, like rigs operating in an ice environment, and two other MBPUs can be removed from the area because they are no longer needed.

Допуская, что все необходимое бурение было выполнено в течение зимних месяцев, как показано на фиг.14, эксплуатационная установка 262 может размещаться внутри кессона 10, чтобы начать добычу из скважин, выполненных под буровыми шахтами 102 и 250. Эксплуатационная установка 262 может быть одной из коммерчески доступных, например, полупогружных установок, которые обычно используются в открытом море, чистом от льда. Эксплуатационная установка может буксироваться в кессон 10, когда океан очистится от льда, и полупогружная эксплуатационная установка размещается внутри кессона 10, где она будет защищена в течение будущих зим. Кроме того, складывающаяся самоподъемная морская передвижная буровая установка /МПБУ/ 118 может покинуть район после лета в направлении стрелки 264, оставляя при этом свою буровую вышку 252 на кессоне 10 для проведения дополнительного бурения, если требуется. Складывающаяся самоподъемная МПБУ 116 может оставаться на месте для завершения бурения с помощью буровой установки 216 через соответствующую буровую шахту по причинам, которые будут рассмотрены со ссылками на фиг.16 и 17. Когда все бурение будет завершено с помощью складывающейся самоподъемной МПБУ 116 и наступят зимние месяцы, то тогда необходимо, чтобы МПБУ 116 покинула зону и возможно буровая установка 216 на платформе, чтобы избежать повреждения установки 116 от действия образующегося льда. Assuming that all necessary drilling has been completed during the winter months, as shown in FIG. 14, the production unit 262 may be located inside the caisson 10 to begin production from wells constructed under the drill shafts 102 and 250. The production unit 262 may be one of commercially available, for example, semi-submersible plants that are commonly used on the high seas, free of ice. The production unit can be towed to the caisson 10 when the ocean is cleared of ice, and a semi-submersible production unit is located inside the caisson 10, where it will be protected for future winters. In addition, the folding self-elevating offshore mobile drilling rig / MPBU / 118 can leave the area after the summer in the direction of arrow 264, while leaving its drilling tower 252 on the caisson 10 for additional drilling, if required. The folding self-lifting MPBU 116 may remain in place to complete drilling using the drilling rig 216 through the corresponding drilling shaft for reasons that will be discussed with reference to FIGS. 16 and 17. When all drilling is completed using the folding self-lifting MPBU 116 and the winter months begin then it is necessary that the MPBU 116 leave the zone and possibly the drilling rig 216 on the platform in order to avoid damage to the rig 116 from the action of the resulting ice.

Будет понятно, что при обсуждении фиг.13 и 14 и в целях большей ясности изображения отражательные пластины и детали кессона не представлены на чертежах, чтобы показать важные функции кессона в снижении капитальных вложений благодаря эффективному бурению и добыче. It will be understood that in the discussion of FIGS. 13 and 14 and for the purpose of clarity of the image, the reflection plates and details of the caisson are not shown in the drawings to show the important functions of the caisson in reducing capital investment due to efficient drilling and production.

На фиг. 15 показана эксплуатационная установка 262, находящаяся внутри кессона 10. Последний находится в погруженном состоянии с основанием 56 на дне 52 океана. Затвор 60 открыт. Следует отметить, что когда кессон погружен, то уровень воды 264 располагается значительно ниже нижней палубы 78, в результате чего вода из бассейна 16 не может попасть на поверхности палубы. Полупогружная эксплуатационная установка 262 плывет в направлении стрелки 266 и балластируется для погружения в направлении стрелки 268, чтобы разместиться своим основанием 56 на дне 54 кессона. Эксплуатационная установка 262 является стандартного полупогружного типа, имеющая понтоны 270 с несущим оребрением 272 и пилонами 274, которые поддерживают рабочую палубу 276. Стандартного типа эксплуатационная установка 262 имеет стандартного типа эксплуатационный кран 278, который, если нужно, может быть снят с палубы. Кроме того, на рабочей палубе установлены также производственные краны 280 и 282 с обычным эксплуатационным оборудованием, обозначенным цифрами 284 и 286. За счет использования соответствующих трубопроводов и гибких трубопроводов нефть из эксплуатационных скважин соответствующих скважинных отсеков передается на эксплуатационную установку 262 для обработки. Затем обработанная сырая нефть хранится в танках основания кессона, например в танках 114. Будет понятно также, что в процессе добычи буровая установка 252 может продолжить бурить дополнительные скважины или перебуривать старые скважины с целью увеличения добычи, что необходимо в процессе срока службы нефтяных скважин. Будет понятно также, что во время добычи в случае фонтанирования буровая установка 252 может использоваться для бурения и снижения давления в фонтанирующей скважине. Это также является особенно целесообразным во время операции бурения с целью смягчения выброса, о чем более подробно будет рассмотрено ниже со ссылками на фиг.18. Как показано на фиг.16, эксплуатационная установка 262 своими понтонами 270 размещается на дне 54 кессона 10. У эксплуатационной установки, как показано на фиг.15, удалено нижнее оребрение 272 и между понтонами 270 расположена система хранения нефти с переборками 288. Последняя обеспечивает дополнительное хранение сырой нефти в течение долгих зимних месяцев добычи. Как уже отмечалось, с помощью дополнительного хранилища 288 полная вместимость кессона может превышать 1000000 баррелей. In FIG. 15 shows an operational installation 262 located inside the caisson 10. The latter is submerged with a base 56 at the bottom 52 of the ocean. Shutter 60 is open. It should be noted that when the caisson is immersed, the water level 264 is significantly lower than the lower deck 78, as a result of which the water from the pool 16 cannot reach the surface of the deck. The semi-submersible production unit 262 floats in the direction of arrow 266 and is ballasted for immersion in the direction of arrow 268 to fit its base 56 on the bottom 54 of the box. Operational plant 262 is a standard semi-submersible type, having pontoons 270 with a bearing rib 272 and pylons 274 that support the working deck 276. The standard type of operational installation 262 has a standard type of operational crane 278, which, if necessary, can be removed from the deck. In addition, production cranes 280 and 282 are installed on the working deck with the usual operational equipment, indicated by the numbers 284 and 286. Due to the use of appropriate pipelines and flexible pipelines, oil from the production wells of the respective well compartments is transferred to the production unit 262 for processing. The processed crude oil is then stored in caisson base tanks, for example, in tanks 114. It will also be understood that during production, drilling rig 252 may continue to drill additional wells or drill old wells in order to increase production, which is necessary during the life of the oil wells. It will also be understood that during production in the event of gushing, the rig 252 can be used to drill and relieve pressure in the gushing well. This is also particularly advantageous during a drilling operation to mitigate the release, which will be discussed in more detail below with reference to FIG. As shown in FIG. 16, the production unit 262 with its pontoons 270 is located on the bottom 54 of the box 10. At the production unit, as shown in FIG. 15, the lower rib 272 is removed and an oil storage system with bulkheads 288 is located between the pontoons 270. The latter provides additional storage of crude oil for long winter months of production. As already noted, with the help of additional storage 288, the total capacity of the caisson can exceed 1,000,000 barrels.

Кроме того, на фиг.16 показано использование складывающейся самоподъемной МПБУ для осуществления дополнительного бурения и, возможно, операций по ремонту нефтяных скважин, тогда как добыча продолжается с помощью эксплуатационного оборудования 262. Такая сторона кессона дает важное преимущество в том плане, что буровая вышка не должна оставаться на кессоне в период добычи. Вместо этого во время летних месяцев, когда океан открылся от льда, буровая вышка 116 может быть отправлена ка кессон, как показано на фиг.16, после этого у буровой установки, как показано на фиг.17, выдвигаются ноги 214 до упора в дно 52 океана и поднимают платформу 212 выше уровня отражателя 74. Платформа 212 выдвигает ноги 214 обычным способом в направлении стрелки 290. Когда платформа 212 находится выше кромки 74, то буровая вышка 216 со своей опорой 218 спускается по своим рельсам в направлении стрелки 292, чтобы разместить вышку 216 с бурильной колонной 294 над скважинным отсеком 104, в результате чего бурение может быть продолжено, как показано пунктирной линией 296, проходящей через соответствующую скважину на дне 52 океана или для выполнения новой скважины в пределах скважинного отсека между соответствующими законсервированными скважинами. In addition, FIG. 16 shows the use of a folding self-lifting MBPU for additional drilling and, possibly, repair of oil wells, while production is continued using production equipment 262. This side of the caisson gives an important advantage in that the drilling rig does not should remain on the caisson during the mining period. Instead, during the summer months, when the ocean opened from ice, the derrick 116 can be sent as a caisson, as shown in FIG. 16, after which the legs 214 extend to the bottom of the rig, as shown in FIG. 17, all the way to the bottom 52 of the ocean and raise the platform 212 above the level of the reflector 74. The platform 212 extends the legs 214 in the usual way in the direction of the arrow 290. When the platform 212 is above the edge 74, the derrick 216 with its support 218 descends along its rails in the direction of the arrow 292 to place the tower 216 with a drill string 294 above s downhole compartment 104, whereby drilling can be continued, as shown by the dashed line 296 passing through the corresponding well at the bottom 52 of the ocean or to complete a new well within the well compartment between the respective canned wells.

На фиг. 18 показан кессон в сечении. Сечение кессона выполнено перед вышкой 252, если смотреть в сторону задней части кессона 10, при этом затвор 60 находится в своем положении. С внутренней стороны кессона имеются уже упоминавшиеся палубные поверхности 78, 80 и 82 рабочей палубы 42. Затвор 60 имеет верхнюю палубу 200 и нижние палубы 196 и 198. Палубы закрыты соответствующей обшивкой 298, обозначенной в сечении цифрой 300. Как показано на фиг. 18, уровень воды L находится значительно ниже палуб 78 и 196, что обусловлено возможным повышением уровня воды в бассейне 16. In FIG. 18 shows a caisson in cross section. The cross-section of the caisson is made in front of the tower 252, if you look towards the rear of the caisson 10, while the shutter 60 is in its position. On the inside of the caisson there are already mentioned deck surfaces 78, 80 and 82 of working deck 42. The bolt 60 has an upper deck 200 and lower decks 196 and 198. The decks are covered with a corresponding casing 298, indicated in cross section by the number 300. As shown in FIG. 18, the water level L is significantly below decks 78 and 196, due to a possible increase in the water level in pool 16.

Периметр кессона 10, который противостоит надвигающейся массе льда, как показано стрелкой 304, имеет наружную 20 и внутреннюю 306 поверхности. В районе палуб наружная поверхность 20 содержит усиленную стальную плиту 308 с обычной отражательной частью 74. Эта плита 308 располагается вокруг всего наружного периметра кессона. Нижняя часть кессона имеет более мощное усиление, чтобы противостоять различным наружным и внутренним давлениям, действующим на периметр кессона. В соответствии с данным вариантом кессон 10 имеет усиленный периметр, образованный между наружной 20 и внутренней 306 стенками, который в данном варианте изготовлен из армированного бетона 310. Последний может простираться от палубы 78 вниз до основания 62 кессона 10. Наружная поверхность 20 кессона ниже обшивки 308 включает идущую с наклоном внутрь поверхность 66 и нижнюю вертикальную поверхность 312 основания 56. Последнее имеет армированное днище 314, которое располагается на дне океана 52. От днища 314 вверх располагается армированная окружная часть 316, изготовленная из армированного бетона и обладающая достаточной конструкционной прочностью, чтобы противостоять давлению, создаваемому массами льда, ударяющимися в кессон, или возможными ударами судна о кессон. Верхняя поверхность 66 изготовлена из значительно более толстого армированного бетона 310, чтобы противостоять давлению льда 302, движущегося относительно кессона в направлении стрелки 304. Поверхность 66 выполнена с наклоном, как показано, чтобы направить лед вверх так, чтобы он падал обратно на себя в направлении стрелки 318. Это обеспечивает разрушение льда и уменьшает боковые усилия, действующие на кессон. В любом случае толщина этой окружной части кессона всегда является достаточной, чтобы выдержать любую максимальную расчетную нагрузку льда. Вокруг окружной части кессона расположены балластные танки 108, которые показаны в сечении. Внутри кессона расположены дополнительные балластные танки 114. В процессе нормальной добычи наружные балластные танки 108 заполнены водой, а внутренние танки 114 кессона заполнены сырой нефтью. Будет понятно, что когда нефть отсутствует в балластных танках 114, то они могут быть заполнены водой. Когда сырая нефть хранится в этих танках, то вода выкачивается из них и перед удалением обрабатывается. Как показано на фиг.18, балластные танки 114 могут быть выполнены в армированном бетоне 320, где танки разделены армированным бетоном 322. Следует иметь в виду, что в зависимости от местной конструкции основания кессон может изготавливаться целиком из бетона или стали или из сочетания бетона/стали. The perimeter of the caisson 10, which is opposed to an impending mass of ice, as shown by arrow 304, has an outer 20 and an inner 306 surface. In the deck area, the outer surface 20 comprises a reinforced steel plate 308 with a conventional reflective portion 74. This plate 308 is located around the entire outer perimeter of the box. The lower part of the box has a more powerful reinforcement to withstand various external and internal pressures acting on the perimeter of the box. According to this embodiment, the caisson 10 has a reinforced perimeter formed between the outer 20 and the inner 306 walls, which in this embodiment is made of reinforced concrete 310. The latter may extend from deck 78 down to the base 62 of the caisson 10. The outer surface 20 of the caisson below the skin 308 includes an inwardly inclined surface 66 and a lower vertical surface 312 of the base 56. The latter has a reinforced bottom 314, which is located on the bottom of the ocean 52. From the bottom 314 up is the reinforced circumferential part 31 6, made of reinforced concrete and having sufficient structural strength to withstand the pressure created by the masses of ice hitting the caisson, or possible impacts of the vessel against the caisson. The top surface 66 is made of a significantly thicker reinforced concrete 310 to withstand the pressure of ice 302 moving relative to the caisson in the direction of the arrow 304. The surface 66 is tilted, as shown, to direct the ice upward so that it falls back on itself in the direction of the arrow 318. This ensures the destruction of ice and reduces the lateral forces acting on the caisson. In any case, the thickness of this circumferential part of the caisson is always sufficient to withstand any maximum design load of ice. Around the circumferential part of the caisson are ballast tanks 108, which are shown in section. Additional ballast tanks 114 are located inside the caisson. During normal production, the outer ballast tanks 108 are filled with water, and the inner caisson tanks 114 are filled with crude oil. It will be understood that when oil is absent in the ballast tanks 114, they can be filled with water. When crude oil is stored in these tanks, water is pumped out of them and processed before disposal. As shown in FIG. 18, the ballast tanks 114 can be made in reinforced concrete 320, where the tanks are separated by reinforced concrete 322. It should be borne in mind that, depending on the local construction of the base, the caisson can be made entirely of concrete or steel or from a combination of concrete / steel.

На палубах внутри окружной части кессона расположено все электро-механическое оборудование поддержки для бурения и/или добычи, при этом оно дополняет машины и электрооборудование, уже имеющееся на буровых вышках и эксплуатационных установках. Бурильные штанги 324 могут храниться на палубе 80. Кроме того, буровой раствор и другие вещества могут храниться в танках 326 и 328. Другие порошкообразные материалы и т.п. для бурения и добычи могут храниться в танках 330 и 332. Будет понятно, что эти различные танки могут располагаться вокруг большинства эксплуатационных и/или буровых платформ помимо зоны буровых шахт. Насосы и другое аналогичное оборудование может размещаться на палубе 78. Например, показан насос 334, который может использоваться при эксплуатационном бурении или для подачи жидкости в балластные танки и из них, как воды, так и нефти. В целях масштаба показана относительная высота 336 рабочего. All the electro-mechanical support equipment for drilling and / or production is located on the decks inside the circumferential part of the caisson, while it complements the machines and electrical equipment already available on the rigs and production rigs. Drill rods 324 can be stored on deck 80. In addition, drilling fluid and other substances can be stored in tanks 326 and 328. Other powder materials and the like. for drilling and production, can be stored in tanks 330 and 332. It will be understood that these various tanks can be located around most production and / or drilling platforms in addition to the area of the drill shafts. Pumps and other similar equipment may be located on deck 78. For example, a pump 334 is shown which can be used for production drilling or for supplying fluid to and from ballast tanks, both water and oil. For scale purposes, a relative height of 336 workers is shown.

Преимущество конструкции кессона 10 заключается в способности контролировать выбросы, которые случаются в процессе бурения и/или добычи. Затвор 60 снабжен, как схематично показано, устройством 338 для удаления нефти. Во время выброса можно установить вышку таким образом, чтобы панель 340, закрывающая вышку, была слабее со стороны, которая ближе к бассейну 16. В случае выброса более слабые панели 340 будут сбиваться с вышки в направлении стрелки 342. Это дает возможность направлять сырую нефть, фонтанирующую из нефтяной скважины, через отверстие 344 в вышке в направлении стрелки 346, которая падает затем в бассейн 16. Обычно сырая нефть, когда она выбрасывается из буровой скважины, содержит много воды, а поэтому имеется сепаратор 338 для отделения нефти от воды, при этом отделенная нефть может храниться в танках 114, а вода с минимальным содержанием нефти может дополнительно обрабатываться и/или удаляться в океан. Следовательно, в случае выброса никакого вреда окружающей среде нанесено не будет благодаря возможности собирать нефть в бассейне и одновременно снимать ее для хранения. Другим преимуществом кессона, как обсуждалось со ссылками на ранние чертежи, является возможность иметь на кессоне две независимые буровые вышки. В случае выброса другая вышка может использоваться для бурения вспомогательной скважины в скважину, вышедшую из-под контроля, тем самым фонтанирующая скважина может быть закрыта колпаком. Кроме того, жилые помещения, находящиеся в передней части кессона на палубе 40, обычно удалены от буровых вышек примерно на 91,5 м, тем самым экипаж может оставаться на кессоне во время операций по отводу или герметизации нефтяной скважины. An advantage of the design of the caisson 10 is its ability to control emissions that occur during drilling and / or production. The shutter 60 is equipped, as schematically shown, with a device 338 for removing oil. During the ejection, it is possible to set the derrick so that the panel 340 covering the derrick is weaker on the side closer to the pool 16. In the event of an ejection, the weaker panels 340 will stray from the derrick in the direction of arrow 342. This makes it possible to direct crude oil, gushing out of the oil well, through an opening 344 in the tower in the direction of arrow 346, which then falls into the pool 16. Usually, crude oil, when it is discharged from the borehole, contains a lot of water, and therefore there is a separator 338 for separating oil from water, when om the separated oil can be stored in tanks 114, and water with a minimum content of oil may be further processed and / or disposed of in the ocean. Consequently, in case of release, no harm to the environment will be caused due to the ability to collect oil in the pool and at the same time remove it for storage. Another advantage of the caisson, as discussed with reference to earlier drawings, is the ability to have two independent oil rigs on the caisson. In the event of an ejection, another tower may be used to drill an auxiliary well into a well that has gone out of control, thereby the gushing well may be covered with a cap. In addition, living quarters located at the front of the caisson on deck 40 are typically approximately 91.5 meters away from the rigs, thereby allowing the crew to remain on the caisson during operations to divert or seal the oil well.

Другое использование кессона показано на фиг.19 и 20. Кессон может быть использован в качестве оборудования для хранения сырой нефти в Арктике для заполнения танкеров нефтью, полученной от морских буровых и эксплуатационных установок. Как показано на фиг.19, океанский танкер 348 имеет обычную танкерную систему хранения 350. Хотя такие танкеры не приспособлены для арктического применения и многие из них списаны из-за морального износа или неэкономичности силовой установки, однако, можно вырезать танкерную систему хранения 350 из океанского танкера и без всякого дополнительного усиления поместить ее в бассейн 16 кессона 10 как показано на фиг.20. Сверху на удаленное хранилище 350 может быть установлено соответствующее насосное устройство 352 для сырой нефти. После этого нефть перекачивается из хранилища 350 в направлении стрелки 354 и подается по шлангу 356 в океанский танкер 358. Таким образом, кессон образует относительно недорогую устойчивую систему для использования в Арктике, в которой хранилище обеспечивается с помощью недорогой неусиленной чувствительной к разрушающему воздействию льда системой хранения нефти, которая является легко доступной на рынке. Another use of the caisson is shown in FIGS. 19 and 20. The caisson can be used as equipment for storing crude oil in the Arctic to fill tankers with oil received from offshore drilling and production facilities. As shown in FIG. 19, the ocean tanker 348 has a conventional tank storage system 350. Although such tankers are not suitable for arctic use and many have been decommissioned due to obsolescence or uneconomical power plant, it is possible to cut the tank storage system 350 from the ocean tanker and without any additional gain to place it in the pool 16 of the caisson 10 as shown in Fig.20. On top of the remote storage 350, a corresponding crude oil pumping device 352 may be installed. After that, oil is pumped from storage 350 in the direction of arrow 354 and delivered via a hose 356 to an ocean tanker 358. Thus, the caisson forms a relatively inexpensive sustainable system for use in the Arctic, in which the storage is provided using a low-cost, unamplified ice-sensitive storage system oil that is readily available in the market.

В свете подробного обсуждения предпочтительных вариантов становится понятно, что кессон настоящего изобретения дает много преимуществ и особенностей, не реализованных существующими системами. Как отмечалось раньше, в большинстве районов Арктики существует очень ограниченный сезон открытой воды. Поэтому считалось непрактичным завершать большое число предварительно пробуренных скважин до установки буровых платформ. Кроме того, считалось невозможным также, чтобы несколько установок осуществляли бурение через несколько донных или опорных плит, например, установка законсервированных скважин. В последнее время стали применяться крупные буровые установки, которые внесли существенный вклад в общую стоимость достигаемой добычи. Однако с использованием кессона настоящего изобретения законсервированные скважины могут предварительно буриться в летние месяцы до установки кессонной системы, а когда кессон установлен на место, то теперь бурение может быть осуществлено в течение всего года. Опорные плиты для бурения, предусмотренные на кессоне для бурения скважин между законсервированными скважинами, выполнены длинными и тонкими, чтобы свести к минимуму расстояние между скважинами и кромкой кессона. Это позволяет обычным самоподъемным передвижным буровым установкам близко подходить к кессону и осуществлять дополнительное бурение и/или ремонт существующих скважин. Достаточное хранилище обеспечивается на кессоне внутри палубной системы, темы, чтобы поддержать непрерывное зимнее бурение обоими комплектами буровых систем без необходимости пополнения запасов. Другое преимущество размещения чувствительных к разрушающему воздействию льда буровых установок внутри кессона в зимние месяцы, когда бурение продолжается, заключается в том, что буровые установки могут быть самоподнимающимися, вследствие чего их вес переносится на палубу кессона и он добавляется к общей грузоподъемности кессона, чтобы обеспечить большое сопротивление скольжению кессона в зимние месяцы, когда ледовая нагрузка является наибольшей. Кроме того, кессон позволяет использовать существующие полупогруженные буровые установки, эксплуатационное оборудование и т.п. чтобы существенно уменьшить капитальные вложения, связанные с арктическим бурением и добычей. Будет понятно, что производственные мощности для бурения, добычи и хранения нефти не посвящены кессону и что могут иметь место различные конструктивные варианты, не ограничивающие кессон конкретным применением, а следовательно кессон пригоден для небольших, средних и крупных разработок нефтяных месторождений, поскольку все нефтехранилища и жилые помещения могут быть увязаны с конкретной разработкой, и, если затем кессон используется в крупной или небольшой системах, производительность бурения, жилые помещения, складские сооружения могут быть соответственно изменены. Таким образом, кессон обеспечивает необычную возможность его строительства по этапам, чтобы он был полезен многочисленным различным назначениям и не зависел от размера разработки, как обычные морские платформы. Способность ставить капитальные вложения, чтобы они отражали результаты изыскания/разработки, делают его идеальным для использования в арктических разработках. In light of the detailed discussion of the preferred options, it becomes clear that the caisson of the present invention provides many advantages and features not implemented by existing systems. As noted earlier, in most areas of the Arctic there is a very limited open water season. Therefore, it was considered impractical to complete a large number of pre-drilled wells before installing drilling platforms. In addition, it was also considered impossible for several rigs to drill through several bottom or base plates, for example, the installation of canned wells. Recently, large drilling rigs have begun to be used, which have made a significant contribution to the total cost of production achieved. However, using the caisson of the present invention, canned wells can be pre-drilled in the summer months before the caisson system is installed, and when the caisson is installed in place, now drilling can be carried out throughout the year. Base plates for drilling, provided on the caisson for drilling wells between canned wells, are made long and thin in order to minimize the distance between the wells and the edge of the caisson. This allows conventional self-elevating mobile drilling rigs to come close to the caisson and carry out additional drilling and / or repair of existing wells. Adequate storage is provided on the caisson inside the deck system, topics to support continuous winter drilling with both sets of drilling systems without the need for replenishment. Another advantage of placing ice-sensitive drilling rigs inside the caisson during the winter months when drilling continues is that the drilling rigs can be self-raising, so that their weight is transferred to the deck of the caisson and added to the total capacity of the caisson to provide a large caisson glide resistance during the winter months when ice load is greatest. In addition, the caisson allows the use of existing semi-submerged drilling rigs, production equipment, etc. to significantly reduce capital investments associated with Arctic drilling and production. It will be understood that the production facilities for drilling, production and storage of oil are not dedicated to the caisson and that there may be various design options that do not limit the caisson to a specific application, and therefore the caisson is suitable for small, medium and large development of oil fields, since all oil storage facilities and residential premises can be linked to a specific development, and if then the caisson is used in large or small systems, drilling performance, residential premises, storage facilities can can be changed accordingly. Thus, the caisson provides an unusual possibility of its construction in stages, so that it is useful to many different purposes and does not depend on the size of the development, like ordinary offshore platforms. The ability to make capital investments to reflect the results of research / development makes it ideal for use in Arctic developments.

Таким образом, кессон обладает следующими преимуществами и особенностями:
1. потенциалом использования стандартных МПБУ Северного моря или плавучих эксплуатационных установок /ПЭУ/, как неотъемлемой части арктических разработок месторождений. Возможностью безопасной транспортировки МПБУ/ПЭУ в арктические воды внутри безопасной среды, обеспечиваемой таким кессоном. Способность может распространяться на полное повторное использование существующих надводных частей эксплуатационных установок Северного моря, которые после окончания их полезного срока службы в их собственно области могут быть восстановлены и использованы на кессоне. Потенциальная экономия средств и времени такого выбора будет огромной и представлять собой существенную победу в достижении эффективных по стоимости арктических разработок.Thus, the caisson has the following advantages and features:
1. the potential of using standard North Sea gas storage facilities or floating production facilities / PES /, as an integral part of Arctic field development. Possibility of safe transportation of MPBU / PES to arctic waters inside the safe environment provided by such a caisson. The ability may extend to the full reuse of existing surface parts of the operational facilities of the North Sea, which after the end of their useful life in their own area can be restored and used on the caisson. The potential cost and time savings of such a choice will be enormous and represent a significant victory in achieving cost-effective Arctic developments.

2. гибкостью, обеспечивающейся его блочной конструкцией, позволяющей реагировать на необходимости разработок вместо того, чтобы она диктовалась конечной конструкцией процесса. Это предусматривает эффективный постепенный ввод планируемых капитальных вложений и тем самым гарантирует в финансовом отношении жизнеспособный проект. Поэтому этот кессон пригоден для небольших, средних и крупных планов месторождений с гибкостью, являющейся экономическим решением для любого из этих случаев. 2. the flexibility provided by its block design, allowing to respond to the need for development instead of being dictated by the final design of the process. This provides for the effective gradual introduction of planned capital investments and thereby guarantees a financially viable project. Therefore, this caisson is suitable for small, medium and large field plans with flexibility being an economic solution for any of these cases.

3. Обеспечивается теперь возможность использования спускаемых самоподъемных блоков бурового оборудования. 3. Now it is possible to use launching self-lifting blocks of drilling equipment.

4. Превращение части установленного веса кессона в полезное пространство под оборудование. 4. Turning part of the installed weight of the caisson into a usable space for equipment.

5. Монтаж бурового оборудования наиболее эффективным способом на поверхностной площади. 5. Installation of drilling equipment in the most efficient way on a surface area.

6. Наличие отдельных скважинных отсеков призвано гарантировать присущую кессону способность выполнять вспомогательную скважину благодаря способности одной вышки бурить в скважине другой вспомогательную скважину. Другим преимуществом этой конструкции является возможность иметь четыре связанные зоны буровых шахт, которые позволяют осуществлять буровые операции с помощью четырех самоподъемных установок одновременно, тем самым достигая прежде недоступные, быстрых эффективных по стоимости средств для предварительного бурения скважин арктических месторождений, используя при этом обычное оборудование. 6. The presence of separate borehole compartments is designed to guarantee the inherent ability of the caisson to perform an auxiliary well due to the ability of one tower to drill another auxiliary well in the well. Another advantage of this design is the ability to have four connected zones of drill shafts that allow drilling operations to be carried out using four self-elevating rigs at the same time, thereby achieving previously inaccessible, fast, cost-effective means for pre-drilling Arctic wells using conventional equipment.

7. Благодаря осмысленному использованию обычных передвижных морских буровых установок в режиме бурения и добычи в сочетания с простой и несложной конструкцией кессона стало возможным достичь чрезвычайно высоких уровней местного содержания, и, как таковой, этот кессон предлагает значительные социоэкономические преимущества для арктических районов. 7. Thanks to the meaningful use of conventional mobile offshore drilling rigs in the drilling and production mode, combined with the simple and uncomplicated design of the caisson, it is possible to achieve extremely high local levels, and as such, this caisson offers significant socioeconomic benefits for the Arctic regions.

8. Имеет достаточное нефтехранилище, чтобы обеспечить круглогодичную добычу в Арктике. 8. Has sufficient oil storage to provide year-round production in the Arctic.

Хотя предпочтительные варианты настоящего изобретения были описаны подробно, однако для специалиста в данной области будет понятно, что могут иметь место различные изменения, не выходящие за область изобретения или его формулы. Although preferred embodiments of the present invention have been described in detail, it will be understood by one skilled in the art that various changes may occur without departing from the scope of the invention or its claims.

Claims

1. Submersible mobile caisson with ice resistance, designed for use in the open ocean with difficult ice conditions, ice-free mobile drilling rigs and oil producing rigs with no ice resistance and including a structure with a fixed vertical front, side and rear walls with a pool inside it, with decks , the upper of which is located above the water level in the submerged position of the caisson, with an inclined section on the outer surface of the structure, size In the submerged position of the caisson above and below the water level for directing upward ice moving on the caisson and with a cutout in the rear wall, the height of the caisson exceeding the depth of the ocean at the place of immersion, characterized in that the caisson is provided with a base in the form of a caisson placed around the perimeter under its walls circumferential supports and bottoms made of a continuous reinforced building material, an inlet gate installed in the cutout, the lower part of which is limited by the base, and internal walls installed around the perimeter the caisson and the inlet gate with the formation of a gap between the outer and inner walls, while the decks are placed between the inner and outer walls, the outer surface of the caisson is reinforced to withstand the destructive forces of ice floating in the ocean, the walls of the caisson are made high enough to reflect the maximum calculated wave when immersed position of the caisson, ballast compartments are made at the base of the caisson and between the inner and outer walls, most of which are located below the water level in the immersed position of the caisson, the upper deck along each of the sides has at least one hatch for drilling and / or for production, each of the lateral parts of the circumferential support of the caisson is made with a system of drill shafts vertically passing through it, combined with the corresponding hatch, and the base the caisson is placed relative to the upper deck at a distance that provides the entrance and exit of offshore drilling and / or oil production units in the floating position of the caisson with the shutter open.

2. Caisson under item 1, characterized in that it is equipped with a means for mounting the shutter in the wall cutout when it is released to pass the mobile offshore drilling rigs and / or oil production facilities.

3. Caisson according to claims 1 and 2, characterized in that the lower part of the shutter is made of reinforced building material, the outer wall of the shutter, placed above the water level in the submerged position of the caisson, is covered with reinforcing material, and the shutter has ballast compartments to give it positive or negative buoyancy when released and mounting the shutter with mounting means.

4. Caisson 1, 2 or 3, characterized in that the system of drill shafts is made with multi-well base plates to ensure drilling and / or connection with suspended wells.

5. Caisson according to claims 1 to 4, characterized in that it is equipped with support equipment for drilling rigs, placed on the decks of each of the opposite sides of the caisson with the possibility of simultaneous and / or independent drilling through a system of drilling shafts.

6. Caisson according to claim 1, characterized in that it is equipped with a circumferential section made in the form of a visor for reflecting waves and fixed around the perimeter of the upper edge of the outer walls with an inclination outward from the pool, and at the junction with the upper deck in the front wall panels with the possibility of their opening when lowering the derrick from a mobile offshore drilling rig to the deck.

7. Caisson according to claims 1 to 7, characterized in that it is equipped with an element in the form of a guide rail placed on the upper deck for moving the derrick.

8. Caisson according to claims 1 to 7, characterized in that the ballast compartments in the base of the caisson are made in the form of storages for crude oil.

9. Caisson under item 8, characterized in that the storage capacity for crude oil is from 500,000 to 750,000 barrels.

10. Caisson according to claim 1, characterized in that it is equipped with protective panels with equal strength mounting to the drill rig, and protective panels with less durable mounting are designed to be installed on the towers from the side of the pool with the possibility of separation and directing of gushing oil into the pool.

11. Caisson according to claim 10, characterized in that it is equipped with a means for collecting and separating crude oil from the water in the pool.

12. Caisson according to claim 11, characterized in that it is equipped with a means for pumping oil separated from the water into the ballast compartments located at the base of the caisson.

13. Caisson according to claims 1 to 12, characterized in that in its design used solid reinforced concrete at least above the water level in the submerged position of the caisson.

14. Caisson according to claims 1 12, characterized in that in its design, reinforcing steel is used as reinforcement at least above the water level in the submerged position of the caisson.

15. Caisson according to claims 1 to 14, characterized in that the system of drill shafts in the lower part is made in the form of a bell for uniform load distribution during the descent of the caisson.