专利名称：离岸钻探、生产系统和方法
技术领域：
在此公开的实施例概括来说涉及海下井生产。尤其是，在此公开的实施例涉及直 接竖直进入(direct vertical access)钻探和生产系统。
背景技术：
WO 2008/042943 A2公开了一种位于具有水底部的水体中的浮动系统，该系统包 括浮动在水表面上的主体元件；在水表面之下浮动的漂浮模块；将主体元件连接到漂浮 模块上的柔性软管；和细长水下管线结构，所述细长水下管线结构包括连接于漂浮模块 的顶部部分；延伸到水底部并适于连接到铺设在水底部的流送管的底部部分；顶部部分和 底部部分中的至少一个包括悬链构造。WO 2008/042943 A2在此全部引入作为参考。WO 2008/036740 A2公开了一种系统，该系统包括移动式离岸钻探单元；由移 动式离岸钻探单元钻探的第一组井；由移动式离岸钻探单元钻探的第二组井；其中所述移 动式离岸钻探单元包括处理设备，所述处理设备适合于从第一组井和第二组井处理生产。 W02008/036740 A2在此全部引入作为参考。美国专利号US7314084公开了一种系统，该系统包括与中间流入口(IFI)耦合在 一起的泵送模块，其中所述IFI耦合于在流送管上设置的基座结构，所述流送管确定来自 一个或更多个油井的路线，从而允许从廉价船舶通过索缆快速、容易地安装或收回海下泵 送模块。该公开内容还允许借助于IFI上的开关阀液压隔离海下泵送模块，由此，能够容易 地安装或拆除泵送模块，不会导致水下油溢出。连接处的密封为金属对金属类型。也可以 使清管器通过本系统，以便清理流送管。美国专利US 7314084在此全部引入作为参考。美国专利公开了一种海下生产系统，其适合于与海下井头耦合在一 起，并包括适合于定位在井头中的油管悬挂器。所述油管悬挂器具有贯穿其中的流动开口， 并具有至少一个贯穿油管悬挂器的偏心定位开口。在有些情况下，在井头中定位时，油管悬 挂器适合于相对于一固定基准点不精确定向。该系统还包括适于可操作地耦合于油管悬挂 器的采油树，其中采油树相对于油管悬挂器定向。美国专利US 7四66四在此全部引入作为 参考。美国专利US 7M0736公开了用离岸浮动平台钻探和完成、以允许在多于一个的 井上同时工作的海下井。钻探第一井，并对其下套管。然后使油管悬挂器贯穿钻探立管，并 到达井头壳体中。接着，利用同一个浮动平台，断开钻探立管，并将其移动至第二井。当在 第二井上执行操作时，操作者将采油树从浮动平台下降至举升管线上，并使之与第一井头 外壳连接。ROV辅助海下插塞拆卸工具用于移除插塞，并用于设定穿过采油树所需的操作。 美国专利US7M0736在此全部引入作为参考。美国专利US7150325公开了一种位于海底上的海下泵送组件，用于将井产流体从 海下井泵送到水平面。泵送组件具有管状外壳，所述管状外壳至少部分地嵌入海底中。第 一级管状壳体位于外壳中，并具有带有插孔的下端。一环形空间环绕外壳内部的第一级壳 体，用于将流体输送到第一级壳体下端的插孔中。将一膜盒下降到第一级壳体中，并从第一级壳体回撤。膜盒密封地接合插孔，用于从环形空间接收井产流体。潜水泵位于膜盒内部。 该泵具有接收井产流体的吸入口和将井产流体排放至该膜盒外部的排出口。膜盒在其入口 中具有一阀，阀关闭时防止井产流体从膜盒泄漏。在没有立管的情况下，膜盒可以在开阔海 域恢复。美国专利US7150325在此全部引入作为参考。美国专利US7093661公开了用于从海下井生产石油产品的方法和配置。该方法包 括控制井下分离器，向井下涡轮/泵液力变矩器供给动力流体，对海下集管进行清管，提 供气举，和进行三相井下分离。还描述了用于执行该方法的配置。美国专利US7093661在 此全部引入作为参考。美国专利US6968902公开了用离岸浮动平台钻探和完成、以允许在多于一个的井 上同时工作的海下井。钻探第一井，并对其下套管。然后使油管悬挂器贯穿钻探立管，并到 达井头壳体中。接着，利用同一个浮动平台，断开钻探立管，并将其移动至第二井。当在第 二井上执行操作时，操作者将采油树从浮动平台下降至举升管线上，并使之与第一井头外 壳连接。利用ROV辅助海下插塞拆卸工具来移除插塞和设定操作。海床分离配置在生产节 流阀的上游。美国专利US6968902在此全部引入作为参考。因此，本技术领域需要能够提供更有效的离岸钻探和生产的系统和方法。因此，本技术领域需要减少从离岸结构钻探和采油所需的立管数量。因此，本技术领域需要提供用于钻探和采油的低成本的离岸结构。参阅本说明书，包括其附图和权利要求书，本公开内容的这些及其他需要对本领 域普通技术人员来说将变得显而易见。
发明内容
在一个方面，本发明涉及一种从离岸结构进行钻探和生产的方法，包括从离岸 结构用钻探立管钻探第一井；用第一地下采油树完成第一井；将第一地下采油树连接到集 管；从离岸结构用钻探立管钻探第二井；用第二地下采油树完成第二井；将第二地下采油 树连接到集管；和将生产立管连接到集管和离岸结构。在另一个方面，本发明涉及一种从离岸结构进行生产的方法，包括从钻探船钻探 第一井；用第一地下采油树完成第一井；将第一地下采油树连接到集管；从该钻探船钻探 第二井；用第二地下采油树完成第二井；将第二地下采油树连接到集管；和将生产立管连 接到所述集管和离岸结构。在另一个方面，本发明涉及一种用于钻探和采油和/或气的系统，包括位于水体 中的离岸结构；包括第一地下采油树的第一井；包括第二地下采油树的第二井；连接于第 一井和第二井的集管；和连接到集管和离岸结构的生产立管。本发明的其它方面和优点将从下面的说明书以及附带的权利要求书中变得显而 易见。
图1显示了依照在此公开的实施例的湿式采油树DVA生产系统的海底布局。图2显示了依照在此公开的实施例的海下升压系统的侧视图。图3显示了依照在此公开的实施例的流出组件的侧视图。
图4显示了依照在此公开的实施例的沉箱的透视图。图5显示了依照在此公开的实施例的环形除气器的透视图。图6显示了依照在此公开的实施例的海下升压系统的局部示意图。图7显示了依照在此公开的实施例的生产立管的剖视图。图8显示了依照在此公开的实施例的地表组件820的示意图。图9显示了干式采油树DVA系统的示意图。图10显示了湿式采油树DVA系统的示意图。图11显示了依照在此公开的实施例的DVA系统的示意图。
具体实施例方式现在将参照附图详细描述本发明的具体实施例。在各附图中，同样的元件用同样 的参考标记表示，以便一致。在一个方面，在此公开的实施例涉及一种湿式采油树直接竖直进入(DVA)生产系 统。在另一个方面，在此公开的实施例涉及一种海下升压系统和一种用于在将生产流体从 海底运送至生产平台时提供人工举升的方法。通常，传统干式采油树DVA系统包括低举升(heave)平台，所述低举升平台包括井 甲板，在井甲板上，地表(干式)采油树安装在立管的顶部。来自一个或更多个海下井的原 油连通在位于平台的生产甲板上的集管中，并被传送至处理设施，以将油与夹带的水和气 体分离。每个井都具有竖直立管，所述竖直立管从井头延伸到在平台中形成的槽中，用于传 送原油。因而，平台钻机可以钻探和/或完成的井的数量可能会受到槽的数量或井台的尺 寸的限制。M_9 图9显示了干式采油树DVA系统900的示意图。传统上，从主体910 (例如钻探平 台)上钻探井902，主体910带有钻探立管946a和地表防喷器940a。在井902完成之后， 钻探立管946a可以替换为生产立管946b。另外，地表防喷器940a也可以替换为地表采油 树940b。因而，从井902生产的液体和/或气体可以借助于生产立管946b和地表采油树 940b到达主体910。正如所论述的，该系统组件的配置在钻探和完成的井的数量方面可能会受到可利 用的槽数量和主体910中船井尺寸的限制。相反，湿式采油树DVA系统可以包括海下采油树，所述海下采油树连接于在海底 上布置的井。所生产的原油可以沿着海底经由流送管传送而收集在集管中。生产立管将生 产流体从集管或海下采油树输送至在生产平台上设置的处理设备。所以，在湿式采油树DVA 系统中，立管数量取决于设施的总吞吐量，而不是取决于井的数量。图 10 现在参见图10，显示了湿式采油树DVA系统1000。在该传统组件配置中，带有钻 探立管1046和地下防喷器1041a的钻探船舶1003(即钻探船)用来钻探井1002。在井 1002完成之后，地下防喷器1041a替换为地下采油树1041b。第一流送管1089将地下采油 树1041b流体连接到集管1004，第二流送管1090将集管1004流体连接到主体1010，以提 供液体和/或气体从井1002到主体1010的生产。
在图10所示的组件配置中，系统1000既需要钻探船舶1003，又需要主体1010。需 要钻探船舶1003来进行井1002的钻探作业，而需要主体1010、即生产平台，来从井1002生 产和接收液体和/或气体。图 11 现在参见图11，显示了依照在此公开的实施例的DVA系统1101的示意图。在所示 的实施例中，DVA系统1101包括主体1110、地表防喷器1140和构造来钻探井1102的钻探 立管1147。在井1102完成之后，可以紧邻井1102安装地下采油树1141。流送管1189将 地下采油树1141流体连接到集管1104。设置一竖直沉箱1112，用以将集管1104连接到主 体1110。在一个实施例中，竖直沉箱1112可以包括一电动潜水泵(ESP)，以将生产流体向 上泵送或压力推升到生产平台上设置的处理设施，正如下面更详细地论述的那样。在另一 个实施例中，沉箱1112也可以用作一气液分离器。ESP的进一步的例子更加详细地描述在 下文中。在井1102完成之后，钻探立管1147可以用来钻探另外的井。与图9所示的DVA 系统900相比，依照在此公开的实施例的图11的DVA系统1101提供了多个井在集管1104 处的聚集，并提供了气体/液体经由竖直沉箱1112到主体1110的生产。同样，各个井也不 需要使用生产立管来生产气体/液体到主体。如上所述，通过利用生产立管，典型地限制了 常规DVA系统内基于主体的尺寸和构造的限制引起的井的可能数量。因而，通过经由竖直 沉箱聚集多个井，这些限制可以避免，而且可以增加所产生的井的数量。在下文中更详细地 论述了另外的实施例。MA 现在参见图1，显示了依照在此公开的实施例的湿式采油树DVA生产系统的海底 布局或自顶向下视图。多个海下生产系统井102流体连接到集管104。在一个实施例中， 集管104可以为双联箱(header)集管。在该实施例中，来自流体连接于集管104的各个海 下生产井102的生产流体在集管104内部混合或融合。生产流体的混合有利于消除连续水 化抑制的需要。混合的生产流体接着通过管路传送至海下升压系统106，所述海下升压系 统106构造成通过顶部拉紧型立管108将生产流体返回到DVA主体110，例如TLP、半潜式 平台、柱体式平台(spar)或生产平台。在一个实施例中，可以紧邻生产井配置多个海下注 水井105，其流体连接于集管104。Mi 现在参见图2，显示了依照在此公开的实施例的海下升压系统206的剖视图。海 下升压系统206提供了用于将生产流体从海下井返回到生产平台210的人工举升系统。现 有技术中已知，生产平台210可以包括，例如张力腿平台(TLP)或构造成接收和处理生产流 体的柱体式平台。在所示的实施例中，海下升压系统206包括流出组件211，所述流出组件 211具有ESP 214，所述ESP 214配置在插入海底中的沉箱212中。海下升压系统206还包 括环形除气器216、生产立管218和地表流动控制组件220。在下面更加详细地描述了海下 升压系统206的这些部件。Mi 参见图3，显示了依照在此公开的实施例的配置在沉箱312中的流出组件311的侧 视图。流出组件311和沉箱312插入到一外壳组件322中。外壳组件322包括插入到海底中的导向体323，其带有插入并粘合在其中的套管324。外壳组件322可以提供用于下放和 支撑沉箱312的基底。本领域技术人员应当领会，外壳组件322部件的尺寸(例如直径和 长度)可以根据例如海底的结构性能、生产技术条件、其中配置的部件(例如沉箱和泵)的 大小和数量、以及DVA生产系统和周围环境的其他类似性能而改变。在一个例子中，导向体 323可以包括48英寸管，并且可以插入到泥线下大约200英尺的深度。同样，套管3 可以 包括插入到泥线下350英尺深度的42英寸管。图4 现在参见图4，显示了依照在此公开的实施例的沉箱412的透视图。沉箱412可以 包括至少一节直管和至少一节渐缩管。特别地，如图所示，沉箱412可以包括具有一定长度 直管的第一区段425、具有一定长度渐缩管的第二区段(即第一缩减管)4 、具有一定长度 直管的第三区段427和具有一定长度渐缩管的第四区段(即第二缩减管)428。直管和渐缩 管区段的长度构造成能够减少沉箱412在轴向向下方向上的径向开口。流动潜水器4 可 以轴向配置在第二缩减管428的下方。本领域技术人员应当领会，沉箱412的尺寸(例如直径、长度和壁厚)可以根据例 如外壳组件322(图幻的直径和长度、生产技术条件、其中配置的部件的大小和长度、以及 DVA生产系统和周围环境的其他类似性能而改变。在一个例子中，沉箱412的长度可以超 过300英尺。同样，沉箱412的第一区段425可以具有36英寸的外径，第一缩减管4 可 以包括15度的开口，第三区段427可以具有16英寸的直径，第二缩减管也可以包括15度 的开口。在一个实施例中，沉箱412可以容纳的总容量超过200桶(bbls)。例如，沉箱412 可以容纳至少大约300桶的总容量。本领域技术人员应当领会，在不脱离在此公开的实施 例的范围的情况下，可以改变区段数量、各区段的长度以及缩减管的开口度。沉箱412的构 造可以减少举升到生产平台(图2中的附图标记210指示)的生产流体的涌出或冲击，从 而提供更加持续流动的生产流体。图 3 回头再参见图3，沉箱312构造成容纳流出组件311。流出组件311可以包括至少 一个ESP 330，所述ESP 330构造成将生产流体向上泵送或压力上推到生产平台上设置的 处理设施。在一个实施例中，沉箱312可以构造成安放串联的两个ESP。例如，沉箱312可 以安放串联的两个1500 HP ESP 330。例如，市场上可买到由khlumberger (Houston,TX) 出售的ESP。通过提供变速马达来驱动泵，ESP 330可以由利用可变频率的异步交流电进行 驱动。因而，对生产流体的流动可以提供变压增加。ESP电力电缆332可以将ESP 330电气 连接到生产平台上，以向ESP马达(没有单独示出)提供电力。ESP 330可以包括离心式泵、扩展空腔型泵或本技术领域中已知的任何其他类型 的泵。在一个实施例中，ESP 330可以包括具有多级的离心式泵，各级均具有叶轮和扩散器。 ESP 330包括配置在紧邻沉箱312下端的下端处的吸入口(未显示)。进一步，可以将密封 区段(未显示)固定到ESP 330的下端。密封区段可以包括止推轴承，用以收容ESP330的 下推。如图所示，过滤器335可以配置在ESP 330下方，以过滤任何较大颗粒，防止其进 入ESP 330，从而预防对ESP 330的可能的堵塞或损坏。流出组件311则可以包括多个高度 指示计336，用以测量沉箱312中生产流体的量。因而，可以监测生产流体的量，以便确保ESP 330处于最佳工作状况。另外，在ESP 330上方配置有流量计338，用以测量被向上泵 送的生产流体的流量。止回阀344配置在ESP 330上方，在ESP 330不用时，可以用来防止 生产流体反向、即向下流动。进一步，如图所示，可以在ESP 330上方配置注射阀345，用以 向生产流体中注射化学制品或添加剂。在一个实施例中，注射阀345可以注射甲醇，以防止 气体水合物形成。保护层339可以配置在流出组件311上，以保护该组件、尤其是马达轴的 功率输出端，防止井产流体进入所述流出组件311。图 5 禾口 6 现在参见图5，显示了依照在此公开的实施例的环形除气器316的透视图。环形除 气器316可以包括流动基体350和与外壳组件322耦合的本体360。环形除气器316的本 体360可以包括一系列直管状件或锻造体。连接器362耦合于本体360的上端，并构造成 连接于顶部拉紧型立管(图2中的附图标记218指示)，用于流体连接在沉箱312和生产平 台(图2中的附图标记210指示)之间。现在参见图5和6，显示了环形除气器316的透视图和海下升压系统306的局部示 意图。在该实施例中，环形除气器316流体连接于集管304。因而，来自多个井302的混合 生产流体可以从集管304经由跨接管(jumper) 352传送至环形除气器316的入口 356 (显 示在图5中)。然后，生产流体可以通过图5中的环形除气器316，利用阀358和一定长度 的曲管3M传送。因而，环形除气器316还可以具有构造成从生产流体中去除夹带气体的 旋风式除气器结构。本领域技术人员应当领会，在不脱离在此公开的实施例的范围的情况 下，可以使用任何的环形除气器。曲管354的出口端通过入口 362流体连接于沉箱312。当生产流体流过环形除气器316进入入口 362时，从生产流体分离的夹带气体自 然地通过环形除气器316的本体360向上行进(附图标记341所指)，并进入连接于连接器 362的生产立管(未显示)中的气体环空内。剩下的生产流体或液体流入(附图标记366 所指)外壳组件322和沉箱312内。现在仅参见图6，生产流体流入在沉箱312与流出组件311之间形成的环空337 内。如上所述，多个高度指示计可以配置在流出组件311中，用以测量例如沉箱312中流体 的最低和最高位置，以便通过ESP 330有效地泵送生产流体。当高度指示计336指示生产流 体的高度在可接受的工作范围342之内时，ESP 330可以工作，以便避免例如ESP 330内部 的空化。生产液体进入流出组件311的底部，并由ESP330向上泵送(附图标记343所指) 通过生产立管(没有单独示出)中的液体开口或环空。Ml 参见图7，显示了依照在此公开的实施例的生产立管718的剖视图。如图所示，生 产立管718可以包括三个同心管，从而形成三个开口 772、774、776。如上所述，生产立管718 包括气体环空772和生产液体环空774。另外，生产立管718包括构造成将循环流体从地表 或生产平台往下返回(图6中附图标记369所指)到沉箱312(图6)的循环开口 776。气 体自然地通过气体环空772从环形除气器316和沉箱312(图5和6)向上流动。生产流体 由ESP 330(图6)向上泵送通过生产液体环空774。进一步，一个或更多个动力电缆778可以配置在生产立管718内部，以向ESP 330 (图幻供给电力。在一个实施例中，动力电缆778可以配置在气体环空772中。数据电缆 780也可以配置在生产立管718内，用于传递来自设置在例如沉箱312或流出组件311(图6)中的传感器或仪表的数据。在一个实施例中，数据电缆780可以传递来自设置在流出组 件311(图6)上的高度指示计的信息。如图所示，在某些实施例中，数据电缆780可以配置 在气体环空772中。在一些实施例中，化学制品注射器782也可以配置在生产立管718中， 例如配置在气体环空772中。同样，化学制品注射器782可以将化学制品注射到气体和/ 或生产液体中，以防止例如水合物形成。在这里公开的实施例中，生产立管718包括顶部拉紧型立管。本领域技术人员应 当领会，在不脱离在此公开的实施例的范围的情况下，可以使用任何类型的顶部拉紧型立 管。在一个实施例中，顶部拉紧型立管可以包括主动液压式拉紧器(图2中的附图标记207 指示)，其连接到生产平台的甲板上，这样，平台可以相对于生产立管718上下移动，但不会 移动生产立管718。在替换实施例中，被动浮力罐可以耦合到生产立管718上。在该实施例 中，生产立管718由浮力罐相对于生产平台的船体独立地支撑。因而，立管可以与平台的起 伏运动隔离。现在参见图8，显示了依照在此公开的实施例的地表组件820的示意图。地表组件 820配置在生产立管818的紧邻生产平台(图2中的附图标记210指示)的顶部。地表组 件820包括多个阀和仪器，用于监测和控制分离出来的生产流体在生产立管818中的流量。 所述多个阀可以包括闸阀、球阀、和/或止回阀，或任何现有技术中已知的其他阀。在一个 实施例中，地表组件820可以包括防喷器(BOP)。另外，地表组件820可以包括油管悬挂器 (没有单独示出)，这是本领域中众所周知的，用于悬挂生产立管818。同样，油管悬挂器可 以包括有密封系统(未显示)，其构造成液压隔离生产立管818和环空。地表组件820还可以包括多个用于传送所分离的生产流体到存储容器的流送管。 通过生产立管818中的生产液体环空874向上泵送的生产液体可以经由液体流送管890传 送至生产液体存储容器893。来自生产立管818中的气体环空872的生产气体可以经由气 体流送管891传送至气体存储容器894。循环流体或补给油可以经由泵895通过流体流送 管892泵送到生产立管818的循环环空876中，以及向下泵送到沉箱312(图6)中。进一 步，如图所示，多个空气操作阀896和多个截止阀897可以耦合于流送管890、891、892，以控 制传送给生产平台的液体和气体的流量。有利的是，在此公开的实施例可以提供能够减少井背压并确保储层输送能力的人 工举升系统。进一步，生产流体在依照在此公开的实施例中的海下升压系统中的混合可以 减少生产流体连续水化抑制的需要。此外，依照在此公开的实施例的湿式采油树DVA生产 系统可以允许较少的立管，从而提供减少的井台大小和更经济的湿式采油树DVA生产系 统。示例性实施例在一个实施例中，公开了一种从离岸结构钻探和生产的方法，包括从离岸结构利 用钻探立管钻探第一井；用第一地下采油树完成第一井；将第一地下采油树连接到集管； 从离岸结构利用钻探立管钻探第二井；用第二地下采油树完成第二井；将第二地下采油树 连接到集管；和将生产立管连接到集管和离岸结构。在一些实施例中，该方法还包括将集管 连接到海下泵。在一些实施例中，该方法还包括将集管连接到海下分离器。在一些实施例 中，该方法还包括使至少一部分生产气体流过生产立管中的第一开口。在一些实施例中，该方法还包括使至少一部分生产流体流过生产立管中的第二开口。在一些实施例中，该方法 还包括用地表防喷器钻探。在一些实施例中，离岸结构是浮动的。在一些实施例中，离岸结 构选自张力腿平台、半潜式平台和柱体式平台。在一个实施例中，公开了一种从离岸结构生产的方法，包括从钻探船钻探第一 井；用第一地下采油树完成第一井；将第一地下采油树连接到集管；从该钻探船钻探第二 井；用第二地下采油树完成第二井；将第二地下采油树连接到集管；和将生产立管连接到 集管和离岸结构。在一些实施例中，该方法还包括将集管连接到海下泵。在一些实施例中， 该方法还包括将集管连接到海下分离器。在一些实施例中，离岸结构是浮动的。在一些实 施例中，离岸结构选自张力腿平台、半潜式平台和柱体式平台。在一个实施例中，公开了一种用于钻探和采油和/或气的系统，包括位于水体中 的离岸结构；包括第一地下采油树的第一井；包括第二地下采油树的第二井；连接于第一 井和第二井的集管；和连接到集管和离岸结构的生产立管。在一些实施例中，该系统还包括 连接于离岸结构的钻探立管和第三井。在一些实施例中，该系统还包括连接于集管和生产 立管的海下泵。在一些实施例中，该系统还包括连接于集管的海下分离器。虽然已经参照有限数量的实施例对本发明作了描述，但是，本领域技术人员在本 公开的教导下应该领会到，可以作出其他实施例，这些实施例都没有背离在此公开的本发 明的范围。因此，本发明的范围应该仅仅由附带的权利要求书限制。
权利要求
1.一种从离岸结构进行钻探和生产的方法，该方法包括 从离岸结构利用钻探立管钻探第一井；用第一地下采油树完成第一井； 将第一地下采油树连接到集管； 从离岸结构利用钻探立管钻探第二井； 用第二地下采油树完成第二井； 将第二地下采油树连接到集管；和 将生产立管连接到集管和离岸结构。
2.如权利要求1所述的方法，还包括将集管连接到海下泵。
3.如权利要求1-2中的一项或多项所述的方法，还包括将集管连接到海下分离器。
4.如权利要求3所述的方法，还包括使至少一部分生产气体流过生产立管中的第一开□。
5.如权利要求3-4中的一项或多项所述的方法，还包括使至少一部分生产流体流过生 产立管中的第二开口。
6.如权利要求1-5中的一项或多项的方法，还包括用地表防喷器进行钻探。
7.如权利要求1-6中的一项或多项的方法，其中，离岸结构是浮动的。
8.如权利要求1-7中的一项或多项的方法，其中，离岸结构选自张力腿平台、半潜式平 台和柱体式平台。
9.一种从离岸结构进行生产的方法，该方法包括 从钻探船钻探第一井；用第一地下采油树完成第一井； 将第一地下采油树连接到集管； 从该钻探船钻探第二井； 用第二地下采油树完成第二井； 将第二地下采油树连接到集管；和 将生产立管连接到集管和离岸结构。
10.如权利要求9所述的方法，还包括将集管连接到海下泵。
11.如权利要求9-10中的一项或多项的方法，还包括将集管连接到海下分离器。
12.如权利要求9-11中的一项或多项的方法，其中，离岸结构是浮动的。
13.如权利要求9-12中的一项或多项的方法，其中，离岸结构选自张力腿平台、半潜式 平台和柱体式平台。
14.一种用于钻探和采油和/或气的系统，该系统包括 位于水体中的离岸结构；包括第一地下采油树的第一井； 包括第二地下采油树的第二井； 连接于第一井和第二井的集管；和 连接到集管和离岸结构的生产立管。
15.如权利要求14所述的系统，还包括连接于离岸结构的钻探立管和第三井。
16.如权利要求14-15中的一项或多项所述的系统，还包括连接到集管和生产立管的海下泵。
17.如权利要求14-16中的一项或多项所述的系统，还包括连接于集管的海下分离器。
全文摘要
一种从离岸结构进行钻探和生产的方法，包括从离岸结构用钻探立管钻探第一井；用第一地下采油树完成第一井；将第一地下采油树连接到集管；从离岸结构用钻探立管钻探第二井；用第二地下采油树完成第二井；将第二地下采油树连接到集管；和将生产立管连接到集管和离岸结构。
文档编号E21B7/128GK102046912SQ200980119181
公开日2011年5月4日 申请日期2009年5月29日 优先权日2008年6月3日
发明者E·E·舒米拉克二世, G-T·朱, R·冈萨雷斯 申请人:国际壳牌研究有限公司